|油 氣| 領跑者福山

○ 文/本刊記者 盧凱瑞 / 葉帥斌

|油 氣| 領跑者福山

○ 文/本刊記者 盧凱瑞 / 葉帥斌

三年寒冬期，福山油田以年年盈利再一次領跑效益榜。

2017年1～7月，福山油田實現稅前利潤1.87億元，同比增長114.8%。這是福山油田效益上又一個佳績，也是自2008年成為中國石油集團公司直屬單位后連續第十年盈利。

如果在油田企業中論資排輩，單以產量計算，比之福山油田做的更好的比比皆是；但若以盈利能力計算，福山油田一直名列中國油氣田板塊前茅。

國際油價低迷已持續三年多了，三年中，各油田盈利能力一目了然。今年，福山油田是上游板塊僅有的幾個以產油盈利的油田之一；2016年，福山油田更是上游板塊唯一以產油盈利的油田。十幾年來，福山油田在人均收入、人均利潤、勞動生產率等十余項主要指標方面，始終位列集團公司油氣田板塊前2名內。

運作市場化

低油價下，過去一直以保供為主要目標的上游板塊呈現出一番“愁云慘淡萬里凝”的景象，福山這個年輕的油田緣何能夠成為上游板塊第一個寒冬突圍的油田？

●福山油田不僅效益好，更是一個綠色油田。供圖/福山油田

答曰：運作市場化！

合則兩利，分則兩傷。福山油田深諳合作共贏的精髓，借鑒國際油公司的管理模式，立足油氣勘探主業，以資源為基礎、市場為導向，以整體優化為原則、效益最大化為目標，實施油氣并舉、產銷一體化。通過油藏經營項目化、管理目標化、運作市場化等手段，福山油田實現公司效益與規模穩步發展。

通過構建以“油田公司、合作單位、地方政府”為主體的“三位一體”工作新模式，福山油田全面加強同集團內外服務單位的合作，以深化合作謀求管理技術和物資設備支持，實現共贏互利、風險共擔、共同發展，為公司勘探開發業務發展創造良好外部環境。

對綜合研究技術隊伍，福山油田采取“優選單位、長期合作、統一安排”的管理模式，與國內多家石油院校、油田科研機構保持項目合作關系，獲得固定的機構、人員長期技術支持，保障油田勘探開發生產需要。

對物探、鉆井、地面工程等現場作業隊伍，福山油田采取“公開招標、優選隊伍、甲乙方合同制”的管理模式，在公平、公正的市場環境中，努力實現甲乙雙方的互利共贏。建設初期，花1井等四口井更是以正常預算下浮到29%的最低價格獲得高質量、高標準的工程建設。

對采油廠、處理站等日常生產運營隊伍，福山油田采取“公開招標、費用總包、成建制聘用隊伍”的管理模式，在勘探板塊下達操作成本總額內，將成本費用切塊、責任落實到部門，實現預算的全面管控。為保證運營隊伍質量，福山油田每年還組織召開承包商HSE工作會，組織開展機關管理人員、承包商主要負責人及安全管理人員HSE培訓和考核工作，重點對新進員工進行能力評估，退回不合格員工。

對油田生產現場所需物資，福山油田通過優選供應商，實現管材、石油專用設備的“代管代購”“代儲代銷”，努力降低庫存成本，減少資金占用。

自1993年以來，中石油、中石化旗下先后有十幾家單位的專業公司參加福山油田滾動勘探開發工程服務，為福山油田的效益開發夯實了基礎。

體制精干化

福山油田在職員工177人，在動輒幾千人、幾萬人的油田中可謂獨樹一幟。人數雖少，可福山油田的貢獻可不小：“十二五”期間盈利超過20億元、年人均創造利潤200萬元以上。

2016年，福山油田單位油氣操作成本為7.08美元/桶。今年1～7月，福山油田單位油氣操作成本降至6.26美元/桶。操作成本的持續降低源于福山油田的體制精干化與用工靈活化。

根據自身實際情況，本著少人精干高效的原則，福山油田按照油公司管理模式，構建扁平、精干的組織結構，嚴格機構設置和用工管理。福山油田共設有10個機關部門，9個直屬機構，無二級單位。對內，福山油田堅持人盡其才，一人多崗，一專多能；對外，福山油田以企業需求為根據，以多種用工方式從市場上招聘各方面人才（合同化、市場化、外聘等）。近幾年，隨著自然減員，福山油田合同化員工由158人降至現在的105人。

此外，為將寶貴的人力資源用在刀刃上，福山油田完善物聯網（A11)配套建設，全面建成數字化油田。今年，在已經完成主力區塊物聯網建設的基礎上，福山油田還將通過4G通訊網絡實現邊遠斷塊井場全覆蓋，將所有需要的生產數據100%接入A11系統。屆時，工作人員將可以根據“功圖診斷量液”系統實時監測井口液面，在線監測全部井區和單井的各項生產數據，實時高清視頻監控井場狀況，遠程控制井口閥門等。

2016年至今，面對油價持續低迷和前所未有的創效壓力，福山油田全體干部員工團結一致，深入推進開源節流降本增效措施，以精干化體制及靈活化用工保證了生產經營安全平穩運行，較好的完成了上級下達的各項指標和任務。

開發高效化

2017年，福山油田單位油氣完全成本僅為38.99美元/桶，這得益于它的高效開發。

由于壓力水平低，產量遞減快，福山油田花場-白蓮地區油氣井生產能力嚴重下滑，投產的118口井中僅有29%的氣井能正常生產，間開或停產關井高達84口，占投產井數比例的71%。凝析油自然遞減達到41%，天然氣自然遞減達到33%，流二、三段油氣年生產能力僅有5.9萬噸和0.8億立方米，面臨全面停產的風險。

白蓮地區南部區域的高含CO2氣藏讓面臨停產風險的油氣藏迎來了新的機遇。研究表明，進行福山油田南部高含CO2氣藏開發，CO2處理后回注到花場～白蓮地區流二、三段凝析氣藏，不但可以解決CO2的出路問題，更可以大幅度提高花場～白蓮地區流二、三段的天然氣及凝析油的采收率（估算天然氣采收率提高15%以上，凝析油采收率提高20%以上）。

根據測算，CO2回注全部實施后預計可以累計增產天然氣 24.66億立方米，累計增產凝析油174.89萬噸，回收輕烴61.65萬噸。該先導試驗方案于2017年3月經勘探與生產分公司批準立項，5月份第一批資金下達，目前各項工作正陸續展開。

CO2驅油氣僅是福山油田高效開發的一種新嘗試，福山油田還堅持地質、工程、地面一體化設計理念，繼續優化井身結構、井眼軌跡設計，充分利用老井場進行叢式井施工，降低占地面積、鉆機搬安、地面建設等綜合投資成本，從設計源頭實現降本增效。福山油田還將應用地熱能技術和常溫輸送技術，力爭全面停用加熱爐，不斷提高原油密閉集輸率，以降低油氣損耗。

責任編輯：盧凱瑞

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