油气生产企业高质量发展中效益风险管控体系探究

刘 斌

（中国石油辽河油田公司经济评价中心，辽宁 盘锦 124010）

0 引言

在油气生产企业的风险管理中，效益风险是伴随着低油价而备受关注的一项新的风险因素，而效益风险管控，即是找出企业生产经营中的效益风险控制点，进而明确管控措施和方法，提高企业的决策管理水平。效益风险管控就是要在最大限度规避投入产出风险的基础上，寻找企业效益发展的最优方案，让企业发展的高质量产生高效益。中国石油辽河油田公司（简称辽河油田）作为一个勘探开发近50年的老油田，面对资源接替不足、开发效果变差、自然递减率居高不下等巨大的勘探开发风险，“效益风险”已成为制约其高质量发展所必须解决的重要课题［1］。为此，辽河油田以应对低油价的扩大生产经营自主权改革为载体，在“质量第一、效益优先”的发展理念引领下，探索创建了以油井为控制单元，集新井实施效益优化、措施风险预评价、油井分类管理、项目全生命周期评价、效益配产配成本五大效益风险控制点于一体的、全新的油气生产企业效益风险管控体系，试图破解老油气田提质增效的难题。

1 效益风险管控体系的创建背景

1.1 油价持续低迷，油田生存发展面临严峻考验

经过几十年的勘探开发，我国主力油田已相继进入开发中后期，自然递减普遍大于20%；同时受储量接替不足、资源品质劣质化，以及持续低油价的影响，完全成本居高不下；受投资成本制约，开发生产工作量呈下降趋势，稳产的难度进一步增大、生产经营压力前所未有。

高油价时期，只要有产量规模就有经济规模，上产目标和效益目标是一致的，油田开发生产的核心是“稳产、上产”。但是2014年以来，油价断崖式下跌，使得辽河油田、吉林油田等一大批老油田进入亏损企业之列，降本增效成为生产管理的中心任务，企业的生存发展面临着严峻的考验。

1.2 资源基础薄弱，有效稳产难度增大

中国石油在目前标定采收率30%的情况下，可采储量采出程度已达78%，平均综合含水达89.5%，老油田自然递减率均在20%以上。特别是东部老油田，剩余可采储量采油速度都在6%以上，按50美元／bbl油价分析负利润单元占37.4%，反映出可采储量品质较低，效益稳产的基础薄弱。其中以稠油生产为主的辽河油田已经探明储量动用率高达81.2%，连续6年储量替代率低于1，“新资源发现难，剩余储量动用难”成为制约油田千万吨有效稳产的瓶颈之一。

1.3 生产成本持续走高，经营指标难以实现

“开发效果变差、操作成本升高”这种老油田开发生产的共性，在以稠油生产为主的辽河油田显现得尤为突出。“十二五”期间操作成本净增412元／t，“十三五”期间按照基本运行费刚性下浮10%的规划，仅此一项就导致成本缺口23亿元，严重影响了企业经营指标的实现。与此同时，转换开发方式和进攻性措施工作量的增加，在改变产量结构的同时也推高了成本需求，经济效益达标率备受关注。

中国石油天然气股份有限公司2018年油气田开发工作会上提出的“严格控制发现成本，推动重地质储量向重经济可采储量转变；推行产建项目达标管理，以效定产，停建不达标产能、停上不达标措施，守住效益开发底线；深化油藏经营管理，强化负效区块负效油井跟踪，实现精准管控”，就是对油气生产企业效益风险管控的基本要求。

2 效益风险管控体系构建及管控点控制

效益风险管控就是以油井为控制单元，把关“五大”效益风险管控点，将“效益”贯穿于油气田勘探开发和生产经营的全过程，实现每个生产环节的高效管理，从源头上避免无效和低效投入，实现企业效益最大化［2］。效益风险管控体系构成见图1。

图1 效益风险管控体系架构图

2.1 新井实施效益优化，有效管控投资风险

新井实施效益优化就是建立两级经济评价部门联动的“新井效益评价与审批制度”，以投资项目经济评价方法为手段，结合股份公司和油田公司的参数要求，用效益指标约束技术指标，否决负效井、优化排序有效井实施批次，实现产能建设投资的源头控制。新井经济评价流程见图2。

图2 新井经济评价流程图

辽河油田A块8口水平井首次经济评价内部收益率仅为1.7%，效益不达标。地质技术部门按照经济极限指标，通过井深结构精简、测录井项目优化、砾石充填整体承包、随钻导向技术简化、地面工作量缩减等多轮投资优化，平均单井投资下降151.7万元，减少投资1213.6万元，二次评价内部收益率达到8.6%，新井实施两年就全部达到方案设计指标。

2.2 措施风险预评价，把住成本投入第一道关口

措施风险预评价就是依据投入产出平衡原理，以措施发生的全部费用为基数，通过“有无对比”法，测算油气增量收入和增量收益。具体评价流程见图3。

图3 油井措施“三级论证”流程图

辽河油田某作业区在两口井的措施论证中，通过地质设计的投入产出评价，对达不到最低经济增油量、投入产出比仅为0.72的15-7井大修措施予以否决，对设计增油量高于最低经济增油量、投入产出比达到1.67的1-04井补层措施推荐实施。

2.3 油井分类管理，夯实油藏经营管理基础

图4 油井效益分类标准图

油井分类管理就是将油井按效益级别（图4）分为效益一类井、效益二类井、效益三类井、边际效益井和无效益井5类，通过单井效益评价，定期反馈油井效益类别，客观反映每口油井的投入产出状况［3］。同时，以最低运行成本为红线，按警示高成本井的结构和分布，明确每个开发单元的低效井数和负效产量，分析原因，提出治理建议。

辽河油田B采油区张一块依据单井效益评价结果对油井进行分类管理，对单井产量大于5 t／d的井，设定专人负责监控，全天跟踪核实液量、含水、电量等参数变化；对单井产量小于2 t／d的井，设定专人负责监控，每月一次集中会诊，分析成因，结合功图、液面、含水变化，提出针对性综合治理方案。2018年上半年，张一块通过油井分类管理，油井平均检泵周期延长170 d，5口井实现效益升级，油井维护性作业比减少15井次，节约作业费120万元。

2.4 项目全生命周期评价，还原投资效益真相

项目全生命周期是指项目从建设、运行到经济废弃的整个过程。全生命周期的起点为项目建设起点；终点是通过经济极限指标的研究，确定项目的废弃年限［4］。全生命周期评价就是立足项目多方位评价项目，从不同的视角评价项目的效益性；跳出项目多层面评价项目，从不同的层次评价项目的效益性。

全生命周期经济评价方法针对项目所处阶段不同而有所差异。项目决策阶段采用“有无对比”法，通过比较“有项目”和“无项目”情况下，项目的投入产出可获量的差异，判别项目的增量费用和效益，评价目标是度量增量投入带来的增量效益。项目建设阶段采用跟踪对比法和前后对比法，在建设期内跟踪对比方案设计指标完成情况，反馈项目完成率；在项目竣工1年后，在“总目标、决策过程、建设过程、投资与效益”范围内系统地评价投资效果和水平。项目运营阶段采用跟踪评价法，从运营到废弃的任何时点进行实时评价，侧重运营过程的效果反馈，从投资、产量、成本和效益四个层面跟踪评价，通过完成指标与方案设计指标对比，分析差异和原因，评价阶段效果。

2.5 效益配产配成本，实现能力配产向效益配产转变

效益配产配成本就是打破行政单位、原油品质、区块界限，研究不同油价下产量与成本匹配关系，通过效益最大、成本最低和盈亏平衡三个控制条件，建立效益配产模型（图5），综合确定油气田的效益产量，进而配置采油成本。

图5 效益配产评价模型图

CH油田2016年效益配产为916.4×104t，配置成本为1 326元／t，实际完成效益产量为911.2×104t，相对误差为0.56%，决算成本1 487元／t，相对误差为12.1%，与实际运行基本吻合。

3 效益风险管控体系的应用实效

在辽河油田公司，效益风险管控体系在企业“开源节流、降本增效”中发挥了巨大作用。

3.1 效益风险管控体系助力高效勘探

作为“高效勘探、高效评价、高效动用”的必备环节，效益风险管控模式在地质储量向经济可采储量转变进程中发挥了巨大作用，以经济可采储量为核心、以技术可采储量为基础的勘探项目效益评价体系基本成型。2017年油田12个预探区带、6个油藏评价区块效益达标率达100%，剩余经济可采储量自评估符合率达100%，效益风险管控体系成为油田把控勘探效益的有力抓手。

3.2 效益风险管控模式引领开发部署高效实施

效益风险管控把“效益”贯穿油田开发的全过程，从方案设计到实施，从区块、层系到井网，用效益指标把关技术指标，探索了老油田有效开发的新途径。

2017年，坚持简单实用原则，优化设计、简化流程、严控辅助类生产项目，核减投资9.2亿元；推行标准化设计，盘活老井场老设备，优化投资8.7亿元；开放外围钻井市场，推行钻井总承包，节约投资5.5亿元。优化调整的资金全部用于油气生产，相当于同等投资规模情况下多打新井165口。

3.3 效益风险管控体系助力生产组织经济运行

通过“单井效益评价、油井措施效益评价、水平井实施跟踪效益评价”，紧紧把脉15 800余口油井的生产状况，让效益风险管控在油田公司“开源节流、降本增效”中占据了重要位置。

2017年，效益风险管控模式把住了5819万元负效措施投入，920口低效井实现效益升级。

3.4 效益风险管控体系保证了重大项目效益运行

油田项目全生命周期经济评价实现了模板化，助推了开发方式转换技术的高效推进。运用产量、成本、现金流、利润、投资回报5个模块，跟踪评价杜84块SAGD项目、齐40块蒸汽驱、锦16块复合驱、兴古潜山产能建设、杜66块火驱等重大开发项目运行效益，8大类、47个方式转换项目，投入产出比达到1∶1.3。SAGD项目在实现年产规模百万吨的同时，操作成本较蒸汽吞吐降幅达114元／t。

效益风险管控使经济评价在方案设计和立项论证中的决策力度进一步增强。2017年，化学驱、蒸汽驱、火驱等55个方案在效益风险管控中得以顺利实施，7个项目因效益不达标而终止。

3.5 效益风险管控体系让效益产量评价更加理性

以效益风险管控体系为载体，站在油田可持续发展的层面剖析产量结构，明确了负效产量承担的效益责任，创建了0.5∶1.2∶8.3的规模效益产量比例模型，主动强化对“43%的有效井产出83%效益产量”的价值分析，边际效益井和无效井成为降本增效的管控重点。

3.6 效益风险管控体系推动了提质增效全覆盖

效益风险管控在新技术推广应用、矿权管理精细化、黄标车治理科学选型、外闯市场投标决策、非生产项目论证审批中发挥了决策参谋作用。

2017年，用“经济增油量和投资回收期”直观展示可控不压井、无杆举升、油井带压作业、多元热流体提高采收率、致密油水平井压裂等新工艺新技术的效益结构，提升了科技增油的创效能力；效益风险评价为欧力坨子、铁匠炉等4个区块矿权更新与合并提供效益依据；《新能源客车选型项目经济可行性评价》为黄标车治理提供了决策依据；《兴一矿水源热泵供暖项目》效益评价搭建了地热项目经济评价的方法和参数体系；经济界限指标测算成为投标苏马诺项目、乍得稠油项目、苏北3×104t／5 a稳产方案等项目的决策依据。

4 结论与认识

1）效益风险管控体系是辽河油田在中国石油天然气集团公司首批扩大经营自主权改革试点中形成的管理创新成果，对老油田的提质增效具有重要的参考价值。

2）效益风险管控体系集新井实施效益优化、措施风险预评价、油井分类管理、项目全生命周期评价、效益配产配成本五大效益风险控制点于一体，探究了一种全新的“油气生产企业效益风险管控体系”，推动了老油田生产经营方式的转变。