□ 文/中国石油长庆油田公司副总经理 杨再生

管理创新推进长庆大油气田建设

□ 文/中国石油长庆油田公司副总经理 杨再生

40年来，几代长庆人肩负“我为祖国献石油”的崇高使命和信念，不断解放思想，挑战极限，在磨刀石上闹革命，在低渗透上谋发展，攻克了一系列世界级开发难题，先后成功开发了36个低渗透、特低渗透油气田，创造了著名的马岭、安塞、靖安、西峰、华庆油田模式和靖边、榆林、苏里格气田模式。自2003年长庆油气当量突破1000万吨后，2007年突破2000万吨，2009年突破3000万吨大关；2010年，长庆油田生产原油1825万吨，生产天然气211亿立方米，油气当量突破3500万吨，比2009年净增产500万吨，相当于一年给国家增加了一个中型油田，并已形成4000万吨油气当量的年产能力，创造了低渗透油气田有效开发、快速上产的奇迹，成为我国第二大油气田和中国陆上天然气管网中心枢纽。长庆油田已经成为近年来我国陆上油气产量增长最快、最具成长性的大油田之一。

回顾长庆油田所走过的发展道路，既是一部低渗透油气勘探开发历史，同时也是一部技术创新、管理创新、深化改革的历史。在长庆油田3500万吨大油气田建设中，管理创新起了重要的推进作用，以“低成本、集约化、标准化、数字化、市场化”为核心和内涵的长庆大油田管理创新理念体系已初步建立和形成，奠定了2015年5000万吨油气当量企业管理基础。

勘探开发一体化管理满足了“三低”油气藏快速增储上产的需要

针对鄂尔多斯盆地大面积岩性油气藏特点和储量快速增长及上产的要求，近年来，长庆油田始终把勘探放在首位，大力实施勘探开发一体化，坚持“四个一体化、两个延伸、三个促进”的勘探开发工作程序。“四个一体化”：油田勘探、评价、开发目标一体化，方案部署、井位优化一体化，地质研究、技术攻关一体化，资料录取、信息共享一体化。“两个延伸”：勘探向后延伸，实现快速、规模、高效开发；开发向前延伸，不断扩大石油勘探成果。“三个促进”：缩短油田建设周期，促进投资效益的提高；预探、评价和开发共同寻找富集区，减少重复建设，促进规模建产；整体开发，加强前期评价，促进超低渗透油田快速有效开发。

勘探开发一体化管理较好地解决了油气快速增储上产的实际问题，实现了石油储量和产量双增长，从2002年以来，长庆油田石油探明储量每年以1亿吨水平增长，原油产量以100万吨以上水平递增；从2008年到2010年，连续3年每年新增石油探明储量2亿吨、天然气探明储量2000亿立方米以上。2010年，长庆油田新增油气三级储量当量再超15亿吨，占到了中国石油年新增储量的半壁江山。石油勘探在陕北地区、姬塬地区、华庆地区、西峰及两侧四大区域都基本落实了10亿吨以上的储量规模，储量总规模可达40-50亿吨。2010年，华庆油田累计探明储量达到5.2亿吨，苏里格气田累计探明储量达到1.1万亿立方米，成为我国陆上首个探明储量超过万亿立方米的整装大气田。

勘探开发一体化管理改变了以往需要多年“零敲碎打”才能够整体探明的整装复合岩性油藏的缺点，通过“整体性评价、一体化管理、规模性建产”，不仅对油藏有了整体的深入认识，做到一次性整体探明，将控制储量升级率从70%左右提高到85%以上，而且有效降低了后期开发风险，探明储量动用率从90.2%提高到95.1%，加快了整装大油田的快速发现和高效开发，将原来需要3-5年完成的探明储量亿吨级周期缩短为1-2年，将原来需要4-5年完成的年产原油百万吨级周期缩短为2-3年完成。勘探开发周期不断缩短，规模效益显著提高，整装油田得到快速高效开发，促进了油田原油产量大幅度上台阶。实践证明，勘探开发一体化满足了“大规模建设、大油田管理”的需要，是长庆油田快速增储上产的强有力保证。

苏里格气田和超低渗透油藏开发成为长庆油气快速上产的两个重要现实方向和新的增长点

苏里格气田2000年发现，是中国陆上探明储量规模最大的气田，在长达5年的先导实验和技术攻关期间，由于单井产量低，开发成本较高，开发难度大，成为备受关注和争议的气田。面对巨大的开发压力，2005年以后，根据集团公司关于引入市场竞争机制、加快苏里格气田开发的重大决策部署，长庆油田解放思想，转变观念，通过全方位的技术创新和管理创新，实现了苏里格气田的快速规模有效开发。在技术上，集成创新了以“井位优选、快速钻井、井下节流”等技术为核心的12项开发配套技术；在管理上，形成了“5+1”、“六统一、三共享、一集中”的合作开发管理模式，实现了气田规模有效开发，创造了低成本开发低渗透气田的典范。2010年年底，苏里格气田日产天然气达到3700万立方米，年产量达到105亿立方米，占长庆气区总产量的一半，已具备135亿立方米生产能力。根据规划，到2015年，苏里格气田探明加基本探明储量达到3万亿立方米，将建成年产230亿立方米生产能力，成为长庆气区天然气生产的主力产区。

鄂尔多斯盆地中生界石油储层具有低渗、低压、低丰度的“三低”特征，是难以经济有效开发的油藏。长庆油田70%的石油储层渗透率小于1毫达西，超低渗透油藏主要分布在华庆、姬塬、吴起、志靖—安塞、西峰两侧五大区带，资源丰富，开发潜力大，是长庆增储生产的现实方向，现有三级储量规模已超过10亿吨，最终可探明17亿吨以上。超低渗透油藏虽然单井产量低，但具有分布面积大、原油粘度低、流动性好，胶结物中水敏矿物较少，宜于注水开发，后期稳产时间长等优势。2008年以后，长庆油田立足超低渗透油藏实际，加强技术攻关，创新开发管理模式，形成了以大井组丛式井、井站共建、多站合建为主的地面工艺模式，两年时间形成了500万吨生产能力，日产超过1万吨。超低渗透油藏的成功开发，打通了长庆原油快速上产的通道，扩展了原油上产的空间。2010年，超低渗透油藏原油年产量达到430万吨，已累计建成650万吨生产能力，成为长庆原油产量新的增长点和现实方向。根据长庆油田2015年5000万吨发展规划，超低渗透油藏生产能力将达到1000万吨，占原油总产量的40%以上。

低成本战略的实施实现了在国际金融危机下长庆“三低”油气藏经济有效和规模开发

自2008年国际金融危机发生以来，长庆油田面对严峻的国内外经济形势，按照集团公司“进一步控制投资、降低成本”的要求，积极应对国际金融危机，把低成本战略作为提高长庆“三低”油气藏经济有效和规模开发的重要措施和手段，按照“三个坚持，三个树立”的全过程控制投资和降低成本的理念和思路，持续深入推进低成本战略的实施。“三个坚持”是：坚持依靠技术创新降低成本，坚持依靠管理创新降低成本，坚持依靠市场开放降低成本；“三个树立”是：树立投资和成本在一定程度上是可以控制和降低的理念，树立勘探开发每一个环节都必须控制投资和降低成本的思想，树立凡是与单井有关的投资和成本都必须严格控制的思路。在低成本战略的具体实施过程中，一是突破关键技术，依靠技术创新降低成本。长庆自主创新研发的“井下节流”技术和地面“电磁阀”装置，使苏里格气田地面投资下降了50%；超低渗油田“数字集成增压装置”的研发应用，较以前减少占地面积60%，缩短工期80%，降低投资20%；快速钻井技术的创新应用，把一口3000多米深气井的综合成本从1300万元降低到800万元。随着水平井技术在气田推广，长庆天然气开发将由“低产多井”的历史转入“少井高产”时代。多年来，长庆挑战“三低”油气田开发极限，攻克低渗透、解放特低渗、再战超低渗，以技术创新主导油气田开发建设，集成创新并推广应用了500多项先进适用技术，形成了一整套有效开发“三低”油气田的主体技术、核心技术、配套技术系列。建成了8个年产超百万吨以上的油田群，开发了5个探明储量超千亿立方米的气田，奠定了低成本发展的核心竞争力。二是依靠管理创新降低成本，创新和构建适合“低渗透”油气田效益开发的管理方式，掌握了低成本发展的主动权。近几年，长庆根据大油田管理的需要，按照“业绩导向、充分授权、过程控制、分级负责”的管理运行机制，在公司各个层面推行管理目标化、业务流程化、工作规范化，通过数字化管理提升和改变传统石油工业，对现有生产方式和劳动组织架构实施革命性变革，将数字化与劳动组织架构和生产工艺流程优化相结合，使组织设计与生产布局相统一，建立“作业区（联合站）-增压点（注水站）-井组（岗位）”新型劳动组织模式，催生了“电子巡井、人工巡站、远程监控、中心值守”等新的生产组织方式，生产前端百万吨用人由1600人减少至1000人，一线用工量减少30%至40%，大幅度降低了人工成本。

通过大力实施低成本战略，实现了规模效益开发。2010年，长庆油田实现营业收入880.51亿元，首次突破800亿元，创历史最好水平；利润总额361.95亿元,税费158.58亿元；油气单位操作成本8.38美元/桶，油气完全成本控制在25.03美元/桶，在目前国际油价和经济技术条件下，实现了很好的效益开发。

全面推广“标准化设计、模块化建设、数字化管理、市场化运作”的“四化”管理模式，适应了长庆大规模建设、大油田管理的需要

2008年以来，长庆油田按照“发展大油田、建设大气田，把鄂尔多斯盆地建设成为我国重要的油气生产基地”的总体要求，紧紧围绕2015年实现油气当量5000万吨的发展战略目标，通过科学实践，逐步探索形成了“标准化设计、模块化建设、数字化管理、市场化运作”的“四化”管理模式。以标准化设计为核心的长庆“四化”管理模式，适应了“大油田管理、大规模建设”的需要，大幅度提高了产能建设效率，积累了规模有效快速开发“三低”油气田的宝贵经验,为实现低渗透油气田的效益开发提供了新的思路和成功范例。

1. 标准化设计促进了油气田大规模地面建设模式革命

标准化设计是根据井站的功能和流程，设计一套通用的、标准的、相对稳定的、符合油气田开发的、地面建设可操作的指导性文件。长庆油田标准化设计是将“统一、简化、协调、最优化”的标准化原理应用于地面工程设计和建设中，统一油气田开发工艺、流程，统一井站建设，使地面工程按照“预制”、“组装”、“复制”的模式建设，降低投资成本，提高建设效率。标准化设计是设计理念的创新，是工艺技术、建设模式、科学管理的集成创新。

目前油田已经完成井场、增压点、接转站、注水站、供水站、井区部等27种站场标准化设计；气田已经完成14个系列不同规模场站标准化图纸设计工作。

2. 模块化建设提升了长庆大规模建设的质量和速度

长庆模块化建设是以场站的标准化设计文件为基础，以功能区模块为生产单元，在工厂内完成模块预制，最后将预制模块、设备在建设现场进行组合装配的场站建设过程。主要包括“组件工厂预制、工序流水作业、过程程序控制、模块成品出厂、现场组件安装、施工管理可控”等六个方面内容。根据油气田产能建设需要，建成了6座模块化预制厂。气田建成苏里格气田模块化预配中心一座，能够满足每年50座集气站预制需要，预制程度达到100%。油田建设了吴旗、靖边、陇东、定边、高陵5座区域预制厂，标准化站场施工时采用工厂预制、驻地预制和现场预制相结合的方式，平均配管预制化的程度可达80%。

长庆模块化建设的优势：一是通过提高工厂预制化程度，采用先进的施工和检测工艺，保证了油气田大规模地面建设的质量；二是通过施工平行作业，安装、土建、电仪工序协同进行，现场施工工程量和施工时间大幅压缩，加快了建设进度；三是通过规模采购、批量预制、现场组装，建设成本得到有效控制。

模块化建设大大加快了油气田大规模建设的速度，目前，长庆油田平均一个月建成一座集气站，三个月建成一座联合站，半年建成一座大型天然气处理厂。

3. 数字化管理实现了生产组织方式和劳动组织架构的深刻变革，用工总量得到有效控制

长庆油田数字化管理的实质是将数字化与劳动组织架构和生产工艺流程优化相结合，按生产流程设置劳动组织架构，实现生产组织方式和劳动组织架构的深刻变革。数字化管理是标准化设计工作的延伸，以实现标准化建设的井、站、管线等基本生产单元的过程管理为重心，重点面向生产前端，按照“五统一、三结合、一转变”的思路进行建设。五统一：统一标准、统一技术、统一平台、统一设备、统一管理；三结合：与岗位相结合、与生产相结合、与安全相结合；一转变：转变思维方式。数字化建设的三个层次是以基本生产单元过程控制为核心功能的生产管理系统、以公司层面生产指挥、调度、安全环保监控为核心功能的生产运行系统、以油气藏经营管理为核心功能的决策指挥系统。

长庆油田数字化管理经过多年的实践探索，生产前端的数字化已得到完善推广，同时，生产运行系统、勘探开发和科研管理系统建设也取得了一定成效。目前新油田已完成了1000多个井场、6000多口油水井、120座站点的数字化建设并投入运行，老油田按照保留、增加、配套、升级的原则进行升级改造，已完成西峰、吴起、白豹等老油田的升级改造，气田基本实现了数字化管理。数字化已成为油田转变发展方式和建设现代化大油气田的重要抓手，2011年长庆油田将全面实现数字化管理。

近年来，长庆油田在数字化管理方面的主要实践和做法：一是通过集成创新突破数字化管理关键技术；二是优化与数字化管理相配套的地面工艺模式；三是建立与数字化管理相适应的劳动组织架构。数字化管理的全面推进，使长庆油田2015年5000万吨油气当量7万人的目标正在变成现实。

4. 市场化运作推动了油气田大规模建设

市场化是长庆油田实现大规模建设的必然选择。在苏里格气田，引入中石油兄弟单位共同开发，创造了“5+1”、“六统一、三共享、一集中”的合作开发管理模式，开发水平和建设效率大幅提高。2008年，集团公司党组做出支持长庆开发超低渗透油藏的决策，长庆通过推进市场化，半年时间内集结了200多部社会钻机，解决了钻机不足问题，实现了快速开发。一是开放市场，引入市场竞争机制。在大规模建设的新时期，长庆面临工程技术服务能力不足的问题，积极推进市场化，坚持市场配置资源，着力构建“需求导向、甲方主导”的市场结构，破解长庆效益发展的难题；坚持尊重市场主体的作用，开放市场，引入各种经济成份的市场力量参与长庆市场竞争。二是发挥集团公司整体优势，优先选用中石油施工队伍，并建立长期稳定的战略合作伙伴关系，作为油气田建设的基本骨干力量。三是积极探索施工EPC总承包，提高建设效率和效益。2009年在陕北和陇东划出三个整装区块的88万吨产能建设工作量，由川庆、长城和渤海钻探公司实施从“钻井-试油-地面建设”的施工工程总承包，极大地提高了生产效率，降低了管理成本，减少了用工总量。实践证明，施工总承包模式具有较好的推广前景。四是强化市场管理，防范安全环保风险，严格准入管理，构建公开、公平、透明的招投标平台。狠抓施工队伍资质管理，严把队伍准入关，择优录用施工队伍，加大监督、监理工作力度，防范安全环保和法律风险，构建规范、有序、高效的建设市场，使参加长庆油气田建设的施工队伍由“数量型”向“质量型”转变，有效地保障了生产建设的安全平稳运行。

通过市场化运作，构建了多个主体平等参与、公平竞争、共同发展的格局。近三年来，长庆油田平均每年钻井超过8000口，进尺超过1800万米，建成上百座场站，年均油气当量净增长500万吨以上。市场化运作确保了长庆油气田大规模建设。

持续推进业务转型和结构调整优化，实现了油田整体协调发展

近三年来，长庆油田紧密围绕5000万吨发展目标，持续推动业务转型和结构调整，着力推进未上市业务重组，提出“有序转型，有效增收，严控成本，三年内整体扭亏为盈”的目标。一是按照有所为、有所不为的原则，整合五个采油采气技术服务处，将三个采油服务处整建制转型从事超低渗透油藏开发，检泵、小修等井下作业实行市场化；二是建设工程退出筑路、道桥等业务，转型为主要从事长输管道、油气田大站大库系统工程建设和油气田维护、应急抢险等业务；三是实施机械制造业务转型，以油田发展所需新产品研发制造作为新的业务发展方向，逐步退出传统“三抽”等低端制造业务，转型从事油气田数字化配套设施和采油采气高效节能设备的研发制造，成为5000万吨油气当量装备制造中心的重要组成部分；四是对物资供应、水电、通信、多元经济业务明确定位，理顺体制，有进有退，有保有压，规范运作，有效保障了油田生产发展需要；五是将甲醇厂整建制转型为储气库管理处，保证了主营业务的持续健康发展；六是按照“盘活存量、用好增量、控制总量”的原则，推动人力资源结构优化，出台一系列政策，引导二三线富余人员向采油采气一线岗位流动，盘活用工存量15000人。通过一系列业务转型和结构调整优化，使未上市业务扭亏盈利，实现了油田整体协调发展。近三年来，长庆油田油气产量净增长了1500万吨，人员总量没有增长，实现了集约化、内涵式发展，企业发展方式得到根本性转变。

“十二五”期间，长庆油田将围绕2011年实现油气当量4000万吨、2015年前实现油气当量5000万吨、建设西部大庆奋斗目标，抓住国家实施《陕甘宁蒙“能源金三角”战略规划》与《陕甘宁革命老区振兴规划》的历史机遇，按照“大油田管理、大规模建设”的管理思路和要求，加快转变企业发展方式，着力推进思维方式、管理方式、组织方式和生产方式的转变，持续完善和推行“四化”管理模式，推动企业向管理现代化转型；大力实施低成本战略，实现集约化、内涵式发展；积极探索和构建“主业突出、人员精干、管理科学、运行高效、核心能力强”的现代化油公司运行模式，继续抓好“发展、转变、和谐”三件大事，确保长庆油田“上得去、稳得住、管得好”，早日建成西部大庆，为持续推进综合性国际能源公司建设，努力建成绿色、国际、可持续的中国石油做出新的贡献！