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1、深化管理挖掘潜力 全力提升质量效益 公司提质增效活动分析 二一五年十月15深化管理挖掘潜力 全力提升质量效益 公司提质增效活动分析2015年，油田公司（以下简称“公司”）生产经营形势遭遇到近年来最为困难的局面，面临巨大的压力。据年初测算，全年原油产量任务由于近年新建原油产能多为稠油、超稠油，递减率极大，存在32.6万吨的缺口；经济效益大幅滑坡，随着油价的不断走低并在低位徘徊，利润总额锐减，由往年以百亿计变为亏损，集团公司考核利润存在亿元的缺口。面对困难局面，公司全面贯彻落实集团公司36条和勘探与生产分公司3类12条措施要求，迅速启动了开源节流降本增效工作。本文对公司存在的问题和应对之策进行分析
2、。一、目前存在的主要问题（一）稠油比例上升，稳产难度大，收入受到负面影响2000年以来，稠油产量呈小幅稳步增长态势，其在原油产量中所占比例始终保持在%左右。2012年以来，由于受储量资源所限，稠油开发比例大幅提高，见表1和图1。表1 2008-2014年原油新建产能及产量表图1 稠油新建产能及产量比例图如表1和图1所示，与前一个时期相比，近三年稠油新建产能比例平均提高19.4个百分点，产量比例平均提高8.6个百分点，均大幅度提升。（需要说明的是，之所以与2008-2011年共四年的数据对比，是因为2009年受金融危机的影响，产能建设和原油生产规模均有大幅度的压缩，数据异常。为保证数据的可比性，
3、稠油比例与前四年平均水平进行对比能够更为客观地反映变化情况）在近年原油产量保持基本稳定的情况下，由于稠油产量及比例持续增加，而稠油价格明显低于稀油，导致原油销售收入结构性减少。同时，稠油递减率也远高于稀油，每年新建产能大多用于弥补递减，使得稳产难度加大。从表2中看出，稠油自然递减率大多高于稀油20个百分点，最小差距为9个百分点。2012年以来，稠油累计建产能418万吨，但2014年稠油产量仅比2012年增加136万吨。为了弥补递减，保证产量任务完成，不得不加大增油措施作业工作量，虽然将综合递减保持在了较合理水平，但加大了成本投入，使得成本上升速度加快（成本问题在下一节中分析）。同样如表2所示，
4、稠油销售价格与稀油相比有相当大的价差。2012年以前，基本相当于稀油的%。随着2013年超稠油产量比例大幅提高，而超稠油价格为普通稠油的%，使得稠油均价进一步降低，2014年，仅为稀油的%。若以2000-2011年稠油比例为基准，不计油价下跌因素，仅仅是由于稠油、超稠油比例上升，便导致2013年原油销售收入减少亿元，2014年更进一步减少亿元。（二）生产规模不断扩大，成本上升速度较快2011年是公司近年来经济效益最好的一年，现以2011年为基期，对上市业务2014年成本变化情况进行分析。表3 2011-2014年总支出与完全成本表总支出（总成本）和油气单位完全成本逐年上升。与2011年相比，总
5、成本增长25.5%，油气单位完全成本增长33.2%，而同期原油产量仅增长8.3%，显然，成本增长速度远高于产量增长速度。表4中，各成本要素按照所占比例降序排列，前面四项占总成本的比例为*%，是主要的成本要素。其中，所得税以外的税费下降*亿元，主要是因为石油特别收益金起征点提高而减少*亿元，此项无需分析。员工工资及福利费年均增长*%，属正常范围。因此，成本增长主要集中于购买、服务支出和折旧折耗两项。购买、服务支出项目为成本要素第一大项目，增幅110.6%，增速第二。表5列出购买、服务支出包含的主要项目。 表5 购买、服务及其他支出表其中，2014年风险作业服务费支出*亿元，推高上市业务成本7.6
6、亿元，但该项目意在解决未上市业务扭亏解困问题，成本和利润在上市业务与未上市业务之间转移，对公司整体并无影响。购销中亚气收支相抵后，实际增加成本1.94亿元。表5中各成本项目对成本的实际推升归为两大类：1、稠油产量的大幅增长导致注汽量增长，作为生产蒸汽燃料的天然气自营产量不足，以中亚气弥补，包括燃料成本和转供成本两项，共计增加购气成本6.5亿元。2、随着生产规模扩大，油田运行维护费用增加。2014年总井数比2011年增加*口，增长25.8%，仅井下作业项目便增加*井次，增长26.6%。油田运行维护费用包括井下作业费、材料费和维修费三项，共计增加成本*亿元，增速30.8%。两类合计，增加成本13.
7、4亿元。表4中，折旧折耗项目为成本要素第三大项目，增幅55.8%，增速第三。根据折旧折耗的计提方法，其增长原因主要受资产价值增加、油气当量增加和SEC储量减少等因素影响。其中，由于近年投资规模不断扩大，资产价值即折旧折耗计提基础由2011年的*亿元上升到2014年的*亿元，增加*亿元，增速25.3%。折旧折耗项目增加*亿元，是推升成本的实际第一大要素。除此两项之外，表4中所占比例较小的财务费用由于投资规模扩大，长期负息资金不断增长，导致成本增加*亿元，增速第一，绝对额也相当可观。综上所述，成本上升的经营性因素主要有三：1、投资规模持续扩大，折旧折耗和财务费用快速增长，增加成本亿元。2、稠油产量
8、快速增长，增加燃料成本亿元。3、生产规模扩大，油田运行维护费用增加成本亿元。合计增加成本亿元，增长%。（三）投资规模上升，投资效果下降以“十一五”为基期进行对比分析，“十二五”期间，投资规模呈明显上升趋势，见图2。历年投资完成图 为保证可比性，投资完成额中扣除了储气库建设项目投资。“十一五”期间，年平均投资额为114亿元，“十二五”期间，年平均投资额为亿元，增速为%。其中，预探增速%，评价增速%，开发增速%。由于开发投资占总投资比例为%，因此，开发投资快速增长是总投资增长的主要因素。开发投资保持增长，但开发投资效果却呈现下降态势。1、开发技术经济指标下降随着油田的持续开发，整装区块日益减少，储
9、层资源品质下降，造成单井产能下降，使得新建单位产能需要更多的钻井口数和进尺。新建百万吨产能需钻井口数指标，“十一五”期间平均值为*口，“十二五”期间平均值为*口，增加*口，增幅为24.4%。产能进尺比指标，“十一五”期间平均值为1，“十二五”期间平均值为0.96，下降4%。2、开发成本上升受近年新开发区块地层复杂和2010定额标准等因素影响，原油产能开发钻井成本由“十一五”末的*元/米上升到2014年的*元/米，增幅21.1%。新建百万吨产能需地面建设投资指标，由“十一五”期间平均8亿元上升到“十二五”期间平均14亿元，增幅75%。新建百万吨油气产能需直接投资是衡量产能建设投资水平最为综合的指
10、标，该指标2009年上了一个台阶并持续增长（见图3）。“十一五”期间平均值为*亿元，“十二五”期间平均值为亿元，增幅为%。2014年比“十一五”末增长%。图3 历年新建百万吨油气产能直接投资综上所述，公司生产经营中存在的问题突出表现在随着投资规模和生产规模的不断扩大，建设成本和生产成本快速上升，经济效益下降。同时，产品结构变差使得效益进一步下滑，并且稳产难度进一步加大。这些问题最终反映到经营成果上，特别是在油价大幅下跌的情况下，综合表现为经济效益即利润总额出现较大幅度的下降。2014年利润总额亿元，与经营业绩最好的2011年相比，减少亿元，降幅49%。其中，收入减少亿元，成本增加亿元。成本增加
11、的原因如前所述。收入减少的原因除了前述的油品结构变化因素外，主要还是因为油价下跌造成的。使用拉氏统计指数公式，计算得出原油销售收入由于产量增加而增加亿元，由于价格下降而减少亿元，原油销售收入总计减少亿元。油价下跌导致收入减少是市场因素造成的，为不可控因素。但成本上升是经营性因素造成的，在一定程度上是可控的。正如前面分析中所看到的，这些因素或者说问题的存在与油价并无关联，当油价高企时，利润巨大，问题容易被忽视，当油价大幅下跌以后，问题被突出地反映出来。当前，油价维持在低位，国际国内多家专业机构预测今后一段时期油价将继续保持较低水平，甚至不排除继续下行的可能。在低油价成为常态的情况下，如何遏制效益
12、进一步下滑，实现有效持续发展，是公司今年以及今后一段时期内不断研究解决的课题。二、对策与效果2015年初，为有效应对低油价冲击，确保完成全年生产经营任务，公司印发了油田公司2015年开源节流降本增效工作实施方案（以下简称实施方案），要求公司各级领导部门、各单位转变发展思路，强化管理控制，挖掘内部潜力，牢固树立以经济效益为中心的理念，推进公司有质量有效益可持续发展。实施方案具体措施分为6大类，共86项。实施方案涵盖了生产经营工作的各个方面，尤其是针对公司目前存在的主要问题，大力加强调整和管控措施，并且前所未有地实施了若干新的举措，体现出面对压力改革创新、攻坚克难的精神。（一）优化投资管控，提高投
13、资效益2015年，继续实施严控非生产性投资、挖潜闲置设备等压减投资措施，但最突出的举措是大力推进勘探开发一体化。1、大力实施预探评价一体化、评价产能一体化勘探开发一体化的概念已存在多年，但实际工作中并未大规模应用。2015年，为争取投资效益最大化，大力实施一体化工作。预探评价一体化，油藏评价提前介入预探工作、跟踪预探成果，节约预探投资。对地质认识较清楚、计划提交控制储量的*、*、*等三个区块*口预探井用评价井替代，省减预探井进尺万米、投资亿元。评价产能一体化，评价井部署充分考虑建产开发方式、井网井型，确保成功评价井利用率达%。将落实油藏性质、稳定产量、评价适用工艺技术与开发效益的14口评价井用
14、开发控制井替代，省减评价井进尺万米、投资亿元，2、严控产能建设投资为保证产能建设效益，*、*、*、*等高成本区块，通过优化方案部署，优化产能工程设计以及推行钻井总承包，鼓励承钻单位提速增效，确保钻井成本降低5%以上，大幅降低了开发成本，新建百万吨原油产能直接投资由年初的亿元下降至亿元，减少投资亿元。（二）优化原油产能、产量结构，提高经济效益2015年原油产能建设按效益排队，加大稀油区块建产力度。实施方案与年初开发方案相比，调减稠油产能万吨，相应增加稀油产能。自营区全年新建稀油产能万吨，比例由2014年的%提高至%。优化产量结构，在年初产量存在较大缺口的情况下，坚决压减高成本区块稠油产量12万吨
15、，使得稠油产量比例与2014年持平，遏制住了稠油产量比例连年上升的势头。（三）优化油田开发，抓住降本增效关键2015年，除了加大压缩费用、修旧利废等常规降低成本的措施外，把油田开发作为挖潜创效的主阵地，更加强调通过抓管理、强技术、调结构等手段从根本上降本增效。、提高油藏管理技术降低成本通过提高油藏管理技术，合理高效注水注汽，将全油田含水上升率控制在1%以内，油汽比由提高至，节省注水量万方、蒸汽万吨，节约成本2.84亿元。、提高新井产能贡献率降本增效新投油井由于不产生维修、措施等费用，运行成本远低于老井。同时，新井产量提高，意味着老井稳产压力减小，减少老井措施费用，使得油田运行维护费用整体下降，效益上升。2015年，新井开钻比2014年提前40天，保持建设投产高速度，新井产量一直超计划运行。全年新井产量比上年增加30万吨，产能贡献率达到28%，比2014年提高提高6.6个百分点。3、以效益为原则调整各区块产量
