加强区块成本研究,科学落实区块预算

摘要:近年来，胜利油田提出“油藏经营”模式及“区块成本管理”理念，全面提升油田管理水平与企业效益。石油开发中心结合生产实际，实现对各区块分类管理，加强区块成本管理，科学落实区块预算。石油开发中心资源品位的差异性、生产方式的多样性、地理分布的分散性增加了成本管理难度、影响了预算安排的科学性，进而不利于中心总体效益的整体提升。

关键词:油公司 区块成本管理 预算管理

中图分类号:F230 文献标识码:A

文章编号:1004-4914（2012）10-258-02

一、引言

区块成本、区块预算、区块利润是油藏经营理念的主要内涵，石油开发中心机构设置是建立在独立区块基础上的，与油藏经营理念相适应，做好区块成本、区块预算工作有良好的基础。本文通过对石油开发中心区块成本的研究分析，对如何做好区块预算工作提出了一定的认识，为确保企业整体利益的提升做了有益的探索。

二、中心生产经营特性及对区块预算的影响

1.区块资源品位的差异性。探明储量区块17个，探明储量13716万吨；控制储量区块12个，控制储量13705万吨，预测储量区块4个，储量6883万吨。其中：特、超稠油8236万吨，占总量的60%；特低渗透3721万吨，占总量的27%；滩海1759万吨，占总量的13%。（1）中心储量总体特征。一是储量品位低：特超稠油与特低渗透油藏占总储量86.0%。稠油油藏特点：砂、稠、水、敏。砂：稠油油藏以粉细砂为主，出砂严重；稠：以特、超稠油为主，最高30万毫帕秒以上；水：具较强的边、底水，含油高度低。敏：大部分储层具较强的敏感性，注汽、注水、钻井、作业过程易造成伤害。二是动用难度大：点多、面广、块小、分布散，储量落实程度低。三是普遍薄：平均单层厚度低，低渗透小于3m，稠油小于8m。（2）各区块油藏的成本特性。一是稠油油藏主要为中心胜科管理区草桥油田，开采方式为蒸汽吞吐采油方式，注蒸汽是油藏的主要增产方式，单井次注汽量1620吨，平均转周次数2，油汽比0.7，较常规稀油增加注汽相关费用。二是超稠油藏主要为中心胜凯管理区郑411油田、坨154油田，开采方式为HCDS技术开发方式（水平井开发、CO2预处理、N2隔热、注油溶性降粘剂、高压注汽配套技术），单井次注汽量2100吨，平均转周次数3，油气比0.75，HDCS技术的应用，转周费用单井次达80.6元，其中注二氧化碳14万元，注汽35万元，挤油溶性降粘剂30万元，注氮1.6万元。三是特超稠油藏主要为胜凯管理区坨826区块，开采方式为HCDS技术开发方式。2011年新投的坨826-P66、P67井，常温下原油粘度87万毫帕秒，加温到90度时，粘度为9万毫帕秒，而现实中常规稠油常温下在3000毫帕秒，单井次注汽量2500吨，平均转周次数3-4，油汽比0.6，单井次转周费用达95万元，开采难度最大。四是低渗稀油藏主要为胜发管理区义34区块、大王庄合作块、胜丰管理区滨425区块，属超深低渗透区块，压裂投产开发，产能低，间开采油，后期措施主要重复压裂，压裂多为大型压裂，单井次压裂费用在120万元左右。五是常规稠油藏主要为胜海管理区KD12区块，属海油建岛陆采，常规冷采、注水开发，为中心主力区块，也是中心低成本区块，2010年扣除人工、折旧后操作成本197.58元/吨。六是常规稀油藏主要为中心与各采油厂合作区块，多为后期注水开发，且多为边、远、偏、散，开采、管理度大，中心投入运行成本，采油厂参与产油分成，操作成本较高，一般在940元/吨。七是滩海油藏主要是桥东油田，设计开采方式为建陆岛集中开发，为石油开发中心另一低成本产量潜力区块，目前，该油田前期施工已经相继开工建设，预计2013年投产。八是海上油藏主要是老178区块、青东12区块，没有建岛陆采的经济可行性，实行海上平台采油、油船拉油的开采方式，主要表现为原油运费高，吨油运费达700元/吨，平台租赁费7万元/天，且受海上天气影响到大，运行风险大。

2.地理位置分布的分散性。中心区块分布在东营、滨州、德州等3市9个县区及生产基地，管理着乐安、王庄、滨南、新滩、利津、大王庄、渤南、商河、盐家、阳信、义和庄、陈家庄、桥东等14个油田中的33个区块。中心所辖区块西到临盘采油厂，东到广利港的桥东油田，北到东营港的老178区块，南到草桥油田，几乎覆盖了胜利油田的所有边边角角，决定了中心管理难度大，与相邻采油厂协作关系多。

3.生产运行方式的多样性。资源品位的差异性、地理位置的分散性决定着石油开发中心生产方式的多样性，包括单井拉油、海上船舶拉油、集中管输等。（1）单井拉油主要为郑411、坨826等区块，由于油稠、边、散的特点是不适合单井管输生产，采用单井拉油方式，就近向采油厂交油，主要表现为运费在成本中比例较大，2010年郑411区块吨油运费成本达169元/吨。（2）海上拉油主要是老178、青东12井组，由于不具备建岛陆采的经济可行性，实行平台采油、船舶拉油开采的方式，平台租赁费、船舶运费支出较大，吨油运费达750元/吨。（3）集中管输主要为垦东12区块、草桥油田、孤岛合作等，大大节省运行、管理成本，提升单位整体规模效益。

4.各区块成本的差别性。资源品位的差异性、地理位置的分散性及生产方式的多样性，导致各区块成本高低相关悬殊，扣除最大值青东12区块，最大相差近2200元/吨。郑411区块、坨826区块由于属特、超稠油区块，利用HDCS开发技术，完全成本高于中心平均吨油成本，吨油操作成本超过中心平均930元/吨；青东12区块由于投资大、折旧高达11265.73元/吨，再加上海上拉油、租赁开采平台等吨油完全成本达13653.91元/吨。从有关资料可以看出，中心吨油成本在分公司各采油单位中排名第四，吨油总成本达1909元/吨，但操作成本883.73元/吨在分公司中是最高。主要是中心的资源品位低、开采难度大，稠油产量占中心总产量的50%以上，HDCS技术的应用，单井拉油、转周作业工作量大、海上原油生产等导致中心原油成本偏高。