盛夏7月，記者在華北油田采訪，有這樣一組數字令人眼睛一亮：今年上半年，在投資下降的情況下，超額完成油氣儲量任務，資源勘探成果同比大幅增長，新增探明石油地質儲量和落實控制地質儲量與上年同比分別增長56.67和38.6%，生產原油、天然氣分別完成全年任務的50.8%和51.99%，油氣開發成本同比下降6美元/桶，實現了儲量效益、產量效益向效益儲量、效益產量的可喜轉變。

　　進入中后期深度開發的華北油田，面對經濟危機和資源嚴重接替不足等諸多挑戰，堅持以科學發展觀為統領，深化精細管理，轉變發展方式，推動油田又好又快穩健發展，原油產量自2004年走出谷底后，連續5年持續攀升，經濟效益明顯提高，油氣勘探開發步入良性發展軌道。

　　科學論證，效益開發

　　經過33年的勘探開發，華北油田資源探明程度比較高，油氣田開發總體進入中后期，增儲上產面臨著“資源豐度低，勘探難度加大，剩余未動用儲量動用難度加大，老油氣田穩產難度加大，控制勘探開發投資難度加大”等困難。同時，隨著油田整體進入高含水開發后期，產能建設和開發生產均以低滲透復雜斷塊砂巖油藏為主體，給投資和成本控制帶來很大困難。

　　華北油田創新經營理念、管理機制和管理方法，努力使儲量、產量與經濟效益的提高達到高度統一。堅持“整體研究，整體部署，整體實施”的理念，強調勘探開發全過程的流程優化、方案優選、效益優先，實現勘探開發過程最優化、效益最大化。強化勘探開發一體化運行，成立勘探開發一體化項目組，建立同步研究、協調推進的工作機制，并已在二連賽漢、冀中蠡縣斜坡和廊固大興斷層下降盤礫巖體等3個區域勘探中付諸實踐，實現了真正意義上的勘探開發整體研究和部署，有力地促進了重點勘探項目的實施，推動油氣勘探不斷取得新突破。近年來，在淀南—趙皇莊東區塊和文安斜坡發現兩個5000萬噸級規模儲量區，在吉爾格朗圖凹陷和賽漢塔拉凹陷發現兩個3000萬噸級規模儲量區，目前這些儲量已轉化為產能和產量。

　　圍繞效益開發，華北油田堅持科學論證，優化產能建設整體規模；堅持效益第一，優選年度產能建設項目；堅持效益優化，確保方案實施效益。“十五”以來，華北油田產能接替狀況明顯改善，開創了“先井后站，先拉后輸，先骨架后完善”的小斷塊建產模式，做到了先建不浪費、后建不重復，寶力格、同口、留西等8個新建油田工程投資降低10%，節省運行成本和能耗10%，操作人員減少30%。其中，林4斷塊采用“樹枝狀”串聯，取消計量站，“一級布站”摻水集油，節約投資1100萬元。

　　華北油田優先開發高效產量，全面開展區塊和單井效益產量評價，建立生產成本歸集分析體系，明晰成本結構，科學制定生產制度，探尋經濟產量；根據產量效益高低，實施分類管理，優化上產措施，優選高效產量，提高開發生產效益。在油氣生產運行中，華北油田摸索建立的“一井一法，一組一策”基層現場生產管理模式、“六分四段”采油井站管理模式、“五單核算”及“成本樹管理法”成本節約管理模式，實現了油氣田開發從行政單元向地質單元的全方位動態精細管理轉變。

　　年初以來，圍繞多拿經濟儲量和經濟產量，華北油田大力實施勘探開發一體化，把以往的勘探開發有機結合向成立勘探開發一體化項目組，共同從事勘探開發井位部署和現場實施轉變，在二連賽漢、冀中蠡縣斜坡和廊固大興斷層下降盤礫巖體等3個地區開展試點，抽調勘探開發研究院、物探研究院技術人員共同成立聯合項目組，統一研究、統一部署，在儲量規模基本清楚的情況下，優先開發拿產量，大大提高了勘探開發工作的綜合效益和整體效果。

　　挖掘潛力，全藏驅油

　　7月初，記者穿行于冀中北部和南部油區，對華北油田挖掘現有資源潛力，實現油氣產量貢獻最大化留下了十分深刻的印象。如采油一廠搞好西柳斷塊剩余油的有效動用，上半年原油日產量達到360噸，與2004年相比，日產量增長4倍。采油三廠對路36斷塊實施二次開發，重新構建開發體系，使這個2007年原油日產量僅3.5噸、瀕臨廢棄的老油藏重新煥發生機，日產上升到120多噸。像這樣的事例有很多，都是華北油田提高經濟產量的生動體現。

　　在加大勘探力度的前提下,油氣產量是解決問題的關鍵，提高經濟產量是多創效益的源泉，創造最佳效益是一切工作的立足點和出發點。面對老區穩產基礎薄弱、新區產量接替嚴重不足的挑戰，華北油田突出效益中心，科學決策勘探開發生產部署。根據油價、物價、級差地租等因素，反復開展地質研究、經濟評價和效益論證，科學確定每年儲量、產量、建產規模，均衡分解落實到各油田、區塊、單井，既充分挖掘地層生產潛力，又很好地平衡了產量效益比、投入產出比，提高了整體勘探開發效果。

　　在資源豐度低、勘探程度高的情況下，近幾年華北油田每年新增三級儲量接近1億噸，饒陽凹陷已探明石油地質儲量5000萬噸；在儲量動用程度高達85%、可采儲量采出程度高達82%的情況下，每年產能建設規模不減，滿足了持續上產需求；通過整體壓裂，使蠡縣斜坡等一大批低滲透復雜斷塊和地層巖性油田數千萬噸難采儲量得以有效動用，油田儲采平衡系數從1999年的1.03提高到目前的1.21；在高含水、復雜低滲透斷塊油藏為產量主體的情況下，原油產量平均每年增長3萬噸，在全油田55個生產區塊中，38個區塊實現高效開發。

　　圍繞效益開發，華北油田充分挖掘老油田生產潛力，改善開發效果。截至目前，已連續10年實施調水增油工程，連續 5年開展油藏精細描述，連續3年開展“注水基礎年”活動，更加清晰地認識剩余油分布規律，更加系統地調整注采井網，更加有效地實施挖潛增效措施，重建地質基礎細化到油砂體，注采井網調整細化到單井組，注采工藝達到地質設計目的，老油田開發整體達到新水平。其中，51個實施調水增油工程的油田累計增油102萬噸，提高采收率3.4個百分點；水驅油田每年提高采收率0.2個百分點，培育出任丘、別古莊等多個高效開發油田，主力開發油田平均采收率超過40%。

　　為提高效益開發的科學性、系統性和最優化，華北油田在開發中注重提升效率、節能降耗，全面實施機采系統、注水系統、集輸系統三大系統效率提高工程。這些年，華北油田在油水井增加3294口的情況下，每年的開發生產用電量從高峰時的10.4億千瓦小時持續降低到6億千瓦小時。在4017口井推廣應用提高抽油機井系統效率技術，單井系統效率從19.7%提高到27.2%，噸液耗電從35.6千瓦小時降低到19.6千瓦小時。在12個油田調整處理規模，實現簡化優化，先后停運3座聯合站、7座轉油站、87座計量站，5座聯合站降級為放水轉油站，年減少生產運行費用1.5億元。

　　年初以來，華北油田對開發綜合運行情況進行剖析，對開發現狀、開發特點有了更清晰的認識。針對油田開發“低、深、難”的嚴峻形勢，樹立“高含水期是油田重要開發階段”的新觀念，摒棄低品位區塊儲量難以動用的觀念，樹立“任何儲量都可以想辦法動用”的新觀念；摒棄只能部分驅油的開發觀念，樹立“全藏驅油”的新觀念。在搞好新區產能建設的同時，立足于已動用和未動用儲量，推進老油田二次開發和三次采油，努力實現增儲上產一體化。

　　華北油田強化開發基礎，油田注水、油藏描述、油藏監測等基礎工作不斷夯實，促進了整體開發水平全面提升。2009年，華北油田開展“油田開發基礎年”活動，水井措施優化、動態監測、“一組一策”油水分析等工作扎實推進，調水增油工程實施區塊的自然遞減率、綜合遞減率同比分別下降6.4％和7.4％，開發效果明顯改善。

　　優化結構，能源多元化

　　在老區穩產基礎薄弱、新區產量接替嚴重不足的情況下，如何實現油田可持續發展和科學發展？華北油田堅持從轉變發展方式上解決結構調整和優化問題，見到了實實在在的效果。

　　華北油田持續抓好能源、市場、資本、組織與人員的調整與優化，形成穩健發展的整體合力。在能源結構調整上，形成了以常規油氣勘探開發為基礎、以煤層氣勘探開發為增長點、以新區新領域勘探開發為有益補充的能源開發格局，進而實現能源結構多元化。在抓好常規油氣資源開發的基礎上，華北油田有效開發利用各種地下資源，轉變發展方式，提升經濟效益。在集團公司的大力支持下，積極開發煤層氣資源，實施一體化管理、專業化協作和市場化運行，實現了煤層氣高水平、高效率開發建設。僅用3年時間，已在山西樊莊、鄭莊區塊實現年生產能力5億立方米，順利完成年30億立方米中央處理廠一期工程建設和投產，規劃的9座集氣站有3座達到投產條件，累計節約投資5300萬元，形成了比較完善配套的地面工藝技術體系，為煤層氣業務發展奠定了堅實基礎。根據規劃，明年華北油田將建成煤層氣生產能力15億立方米。隨著規模的擴大，煤層氣將逐年實現較大幅度增長。

　　華北油田采取地熱發電、集輸伴熱、替代燃煤等方式，綜合開發利用地熱資源，把熱能轉化為效能，把資源轉化為效益。目前，已完成地熱發電可行性研究，任丘留北油田地熱利用項目付諸實施，今年可建成1座地熱發電站，年發電量可達8760千瓦小時。同時，華北油田積極穩妥地進入鈾礦合作開發以及風能、太陽能等新能源領域，形成以常規油氣為主、煤層氣為增長點、新能源開發為有益補充的能源綜合開發利用格局。

　　圍繞效益開發，華北油田探索形成了以“細化管理單元、量化考核指標、管理主體責權利相統一”為基本特點的精細管理做法。在此基礎上，不斷豐富、深化，實現了“三個拓展”，即把細化管理單元拓展為全方位整體優化，應用統籌協調的科學方法，整體優化企業資源、企業運作；把量化考核指標拓展為全要素經濟評價，強化效益意識，深入開展企業對標、經濟評估，以持續考核為動力，不斷提高效益性、先進性；把管理主體責權利相統一拓展為全過程系統控制，延伸管理內容，把對單位、對個人等管理主體的控制約束，延伸為對企業經營、開發生產、流程再造等生產經營過程的控制約束，增強企業管理運作的控制力，防范經營風險，提高企業經營的有效性，提高經濟效益。
 

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