采油单位成本控制体系的建立与应用

□ 文/许林祥 王文道

中国石油辽河油田公司曙光采油厂（简称曙光采油厂）是中国石油辽河油田公司的第一大采油厂，位于辽宁省盘锦市辽河下游绕阳河畔，辖区面积200平方千米。曙光油田构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段，目前已开发的含油层系有馆陶、兴隆台、大凌河、莲花、杜家台、古潜山六套层系，共44个开发单元，累积探明含油面积164.7平方千米，探明地质储量41524.86万吨；动用含油面积144.32平方千米，动用地质储量38336.86万吨；全油田标定可采储量10226.37万吨，采收率26.7%，是一个涉及稀油、稠油、超稠油，涵盖近百个小断块的极为复杂的油田。

随着油藏资源不断开发，油井产量不断降低，加之原材料价格上涨等因素影响，油气田企业操作成本逐年上升。成本控制困难已成为制约油田高质量发展的瓶颈。但油气开采过程的特殊性，导致一些标准化的成本管理方法在油气田企业的应用受到一定限制。因此，有必要针对油气田企业成本发生特点，结合现代企业成本管理办法，创建适用于油气田企业的成本管控体系，以达到降低生产成本、提高经济效益目的。

一、采油单位成本管控体系内涵和创新点

（一）内涵

曙光采油厂聚散为整，将生产、经营系统成本控制的责任规范整合，通过明确责任主体，落实了管理责任。引入单井效益评价，确定评价指标，划定成本红线，将评价指标贯穿于成本管理的计划预控、过程控制、纠偏控制的各个过程，以评价指标的基准值作为成本监督、调节和控制，及时预防、发现和纠正偏差的标准参照，确定了成本控制方法。应用ABC分类法筛选可控成本重点项目实施分析统计，实现了关键成本把控。通过建立、完善约束激励机制，确保了成本管控体系长效运行。责任主体、评价体系及成本控制方法三个环节构建了成本控制体系的基本框架。

（二）创新点

该项目是一种研究方法和管理技术的创新。其事前、事中、事后的全过程成本控制及将成本控制的责任主体形成系统网络的全员化成本控制模式，既增强了油气田企业成本控制的实用性，又丰富了传统的成本控制理论，对促进油田企业成本控制理论发展具有重要意义。

其主要特点主要包括：（1）将成本控制的责任主体形成系统网络，实现全员成本控制。（2）将成本控制的范围覆盖到成本管理的各阶段，实现全过程成本控制。（3）将成本控制的目标锁定在成本的关键项目，实现重点成本控制。

二、创建采油单位成本管控体系主要做法

（一）明确责任主体，落实相关管理责任

成本控制作为企业一项综合性经济指标，它所反映的是企业的所有部门和每个员工的工作成果，涉及施工企业各方面的工作。因此，要想成功地降低成本，必须针对成本发生的各个环节，明确责任主体，落实管理责任，形成权责交织的成本管控责任体系。曙光采油厂按照采出作业、井下作业、维护及修理、稠油热采、油气处理、运输、厂矿管理7个作业过程为要素进行区内操作成本费用的归集，在成本发生的各个节点上，通过将建立成本控制体系的各个程序贯穿于成本计划预控、过程控制、纠偏控制的三个阶段，明确具体的责任主体，落实管理责任（图1）。责任主体涉及了企业生产、经营、管理的各个部门。明确责任主体的运行模式成功将成本控制的责任主体形成了系统网络，解决了基于传统成本控制理论生产技术部门更多地关注于产量、质量、安全，成本意识淡薄，财务部门注重成本预算，忽略生产实际的短板。

图1 责任主体系统网络

（二）建立成本管控体系，实现成本全过程控制

曙光采油厂在生产经营的过程中，以单井为基本单元，以客观评价油井效益为宗旨，创新引入单井效益评价，建立了以效益评价为基础的成本管控体系，效益评价范围涵盖了采油采气成本发生的全过程，为该项成本管控体系实现采油单位的全过程成本控制奠定了基础。

1. 建立效益评价指标体系，客观评价油井效益。效益评价指标体系有关评价指标的设定，综合考虑了油气田生产经营的特点及成本归集原则，分为技术指标和经济指标两大类。技术指标是对油井的生产情况进行标定，经济指标是结合了技术指标后，客观反映了油井的效益状况。单井效益评价的技术指标包括油井的产油量、产气量、产液量；经济指标包括吨油基本运行费、吨油操作成本、吨油完全成本。

2. 确定效益评价标准，划定成本控制“红线”。单井效益评价是针对采油单位所有油气井（只有注入没有产出的井不参加评价），采取经济评价参数，结合油气井成本的归集原则，将油气井的效益进行分类，分为效益一类井、效益二类井、效益三类井、边际效益井、无效益井五类。采油厂应用单井效益评价对不同油井按照效益级别实施分类管理，客观反映每一口油井的投入产出状况，对不同效益级别的油井采取不同的管理策略，引导资金优先投向有效井，对边际效益井、无效井实施“一井一策”管理，达到控制低效投入、避免无效投入目的。

3. 实时控制分析，实现全过程成本控制。成本控制包括计划预控、过程控制和纠偏控制三个重要环节。曙光采油厂在实施采油成本控制的过程中，将单井效益评价的技术与经济指标贯穿于成本管理的计划预控、过程控制、纠偏控制的各个过程，不仅强化了成本的反馈控制和事后检查分析，并且防患于未然，有效地对事前成本控制把好了关口。这种事前、事中、事后评价的全覆盖模式，有效实现了成本的全过程控制。

（1）把好计划预控关口。采油厂在计划预控过程中，应用事前评价的各项指标，主要依靠否决、提前做好预控等防患于未然的方法，实现对成本的控制。通过将地质所、基层作业区提供的生产数据及机关相关科室提供的成本数据，计算出单井上年度的吨油成本，与当年年初的预算指标进行对比，针对高于预算指标的各类油井，提出效益升级方案；针对没有效益升级潜力的油井，提出转换生产方式的建议，达到节约成本目的（图2）。

图2 计划预控阶段的成本控制流程

（2）精细过程控制管理。在过程控制阶段，应用事中跟踪评价的各项效益评价指标对已生产、已实施措施、已投产的油井运营一段时间后取得的实际效益进行标定，判断评价阶段是否达到了前评价的预期效果。当与事前预测指标存在较大差异时，及时为项目决策、调整提供依据，降低因决策失误产生连锁效应导致成本进一步浪费的风险。通过将油井阶段效益状况与年初计划、预算指标进行对比，所采用的评价指标与计划预控阶段相同，均为吨油成本指标，采用吨油成本指标对油井的效益进行分类标定，针对采取效益升级方案后阶段效益变差的油井，及时调整治理方案、转换生产方式，减少无效成本的继续发生。

（3）跟踪优化纠偏控制。纠偏控制过程中为成本差异进行纠偏控制提供参照指标，通过评价指标，将实际成本与计划成本之间的差异定量化，更加直观地反映成本可控制空间的大小，为成本控制提供方向。单井效益评价以吨油指标为基础，以吨油指标划分的油井效益类别反映油井的总体效益状况，属于无效益类的油井，重点分析油井无效益的原因，并将该类油井作为成本控制的重点。

（三）筛选关键成本，实现成本重点把控

在对油井成本归集进行单井效益计算的过程中，涉及的油井操作成本，主要包括材料费、燃料费、动力费、生产人员费用、驱油物注入费、井下作业费、测井测试费、维护及修理费、稠油热采费、油气处理费、轻烃回收费、天然气处理费、运输费、其他直接费、厂矿管理费等。采油厂按照成本习性，将其划分为固定成本和变动成本两大类，这样的划分可以从数量上掌握成本与业务之间的规律性联系，更加利于在成本管理中及时采取有效措施，挖掘降低成本的潜力，实现最大的经济效益。固定成本是指在一定的产量范围内，成本总额不随产量增减变化而变动的成本。变动成本指成本中随产量的增减变化呈比例增减变化的成本。按照成本和产量的依存关系，采油厂将固定成本视作不可控成本，将变动成本作为可控成本。在构成可控成本的各个项目中，由于采油生产工艺过程特点，使各单项成本费用在总的可控成本中占的比例有很大差别，因此，为突出成本控制重点，采油厂采用ABC分类法进行成本管控关键项目的选择。如图3所示，采油厂油气可控成本构成，稠油热采费、井下作业费占到总费用的72.71%，应作为A类重点控制对象；B类包括动力费，占到10.91%，A、B类合计达到83.62%，是成本控制工作的重点。

具体成本项目控制方法：

1. 稠油热采费。稠油热采成本包括材料费、燃料费、动力费、外包劳务支出等明细64项。在发生费用的15项成本明细中，占比最高的项目是燃料费，占稠油热采总成本的78.35%。其次是内部产品劳务、其他外包劳务支出。燃料费由外购燃料和自产燃料构成，外购燃料占99.75%，自产燃料占0.25%。其中，外购燃料由燃料油和燃料气构成，燃料气占外购燃料成本的82.64%，燃料油占17.36%。内部产品劳务成本由注汽、供水、运输、维修、其他几项成本构成，其中，注汽劳务成本占内部产品劳务成本的比例最高，占84.64%。其他外包劳务支出成本由外委注汽费、清污清淤费、其他费用构成，其中外委注汽费劳务支出成本占比最高，占其他外包劳务支出的78.47%。

图3 可控成本项目影响因素排列图及帕累托曲线

图4 稠油热采成本明细项目所占比例对比图

2. 井下作业费。采油厂通过优化作业方案设计、加强作业过程监督、推广应用新工艺等多项措施，实现了对井下作业成本的有效管控。一是精心设计作业方案。建立规范的作业设计编写、审批和评价制度，按作业井不同作业类型和不同产量水平划分出等级，按等级确定设计人和审核人，重点措施井及大修井作业除由负责工程、地质的专业人员设计方案，还须由采油厂总工程师或总地质师审批。二是加强作业过程监督。在作业施工中，由监督人员按作业工序检查项目表逐项填写打分，加强对作业过程的监督，达到严格按设计的工序施工，保证施工质量目的。三是结合技术创新，实现小修队伍干大修井。四是推广应用新工艺、新技术。推广应用新工艺、新技术，提高开发效果。2017年组织冲砂14井次，增油3156.3吨，减少检泵12井次，合计创效689.9万元。五是加强井下作业工具管理。对下到油井内的油管、抽油杆和抽油泵等井下工具和石油管材严格管理，在地面上认真检测、检验，防止下井后不合格出现返工而形成无效作业。

3. 动力费。动力费主要是发生于油气生产过程中，直接耗用于油气水井及计量站、中转站等设施的各种费用。采油厂通过强化节电意识、节电责任、用电管理、用电监督、用电考核，抓住用电事前、事中、事后三个控制环节，突出管理和科技两大节电优势，不断加大生产管理用电的控制力度。一是开展动力费大调查。通过对费用构成的调查，确定单耗标准和工作量配置。以采油、集输、热注“三大”系统用电为管理重点，按照电量控制目标，优化生产运行方式，实施电改抽、泵上掺水替代工艺，落实电量消耗载体数量，调整采液量、注水量、注汽量和油气处理量方案，降低用电总量需求。2017年实现常规措施节电1634万度，节约电费1090万元。二是细化用电“节点”管理。重点加强高能耗井治理，开展电加热、电泵井专项治理，优化注水机泵组合。强化单项能耗管理，并落实到单泵、单井、单机、计量站、泵站和联合站等每一个用电环节。2017年，实施清水管线改造及补漏节约用水费232万元。三是转变不合理的生产方式，调整不合理的生产结构，针对低产低效井摸索供液规律，改为捞油生产或间开生产，节约电费。2017年全年实施间开生产57口，节约电费176.9万元。

（四）应用成本管控体系，实现资源优化配置

采油厂将资源优化配置作为成本控制的一项重点，有效地发挥成本前馈性控制的作用，突出效益导向，紧抓开源节流契合点，充分挖掘成本节约潜力; 通过开展无效油井治理，长停井复产前评价等工作，实现油井效益升级，节约无效成本投入，有效实现降本增效。

1. 无效益井跟踪治理，实现油井效益升级。（1）建立《单井效益工作管理流程》执行细则，实现油井效益评价有方法。（2）分析无效益原因，制定下步治理对策。一是针对低产能造成的无效益井，在考虑区块剩余油潜力的基础上，对于地层能量充足但吞吐效果差的超稠油难采难动用储量区块，应采用化学助排、CO2助排等工艺技术改善油井蒸汽吞吐效果；对于采出程度相对较高稠油老区如杜66块，在火驱开发试验范围内油井，可采取选注选采与火驱油层相对应层位工艺措施提高储层平面、纵向动用程度；对于储层纵向上仍有可补潜力油井实施补孔措施；对于现有工艺技术条件下无降本增效措施低产能油井采取生产方式转换措施（间开、关井、转捞油等）。二是针对注汽或措施时间短造成的无效益井，重点加强油井日常生产管理，超稠油井特别要做好防窜工作。三是低效吞吐或措施效果差类无效益井，在考虑工艺措施优化或注采参数优化的基础上，对于预测措施后仍为低效的油井要严格予以否决。四是井下技术状况差或出砂类无效益井，针对套坏井，在考虑周围生产井动用情况及套坏程度的基础上，采取大修、侧钻工艺技术修复油井，提高油井利用率。五是高含水类无效益井，在分析油井高含水原因基础上，采取注灰堵水、机械堵水、化学堵水等方式进行治理。机械堵水以其较低的成本优先考虑，其余方法因单井成本高、措施成功率低要慎重实施。六是针对新井措施效果差导致的无效益井，因新井钻井过程存在油层污染的现象，应实施预处理解堵措施，保证注汽效果。

图5 稠油热采成本重点成本项目分解示意图

2. 长停井复产前评价，避免无效成本投入。（1）建立长停井复产的原则、方法和标准。长停井由于停产时间长、井下、地面状况差，复产时地面投入工作量大、措施费用高，为了规避无效投入风险，提升复产成功率，曙光采油厂在长停井复产前开展详细的技术论证和经济效益分析，建立长停井复产的原则、方法和标准，加强长停井前期经济效益论证工作，把好长停井复产论证阶段的效益关。同时，根据长停井复产前评价的流程，明确相关部门职责，为提高长停井复产效果打下了坚实的基础。采油作业区经过初步论证，提出计划复产井号。工艺、地质两所及作业科进行详细论证，确定具体的复产技术措施方案，地质部门预测措施后油井生产状况。生产运行科调查油井地面现状，制定复产地面工程方案。经济评价中心对复产井进行效益评价，达到效益标准的，通知计划部门下达资金计划，生产运行部门组织实施。未达到效益标准的，通知技术部门及生产运行科，重新论证、优化复产方案，若仍达不到效益标准的，则予以否决。（2）应用油井措施风险预评价模版为措施效益评价提供保证。采油厂在长停井复产前引入油井措施风险预评价图版，对计划复产长停井开展复产前评价，将评价后的复产井按经济效益进行排队，对高风险复产措施给予警示，并将评价结果提供给生产部门，生产部门按经济效益高低，组织复产顺序，保证了生产组织经济运行。2017年开展大修复产井评价237口，否决高风险井21口，避免效益损失406.3万元。

（五）健全考评体系，完善激励约束机制

采油厂坚持效益优先，突出利润中心的主导地位，回归企业本质，成立绩效考核领导小组，制定绩效考核办法，激发各单位创业绩、减成本、增效益。

图6 长停井复产前评价流程图

1. 健全成本考核和分析制度。按季或月进行成本计划（指标）完成情况的考核和分析，解剖成本升降的原因，为有关部门做好信息的定期反馈，以便及时采取有效措施，改善生产经营管理，提高经济效益。2.完善激励约束机制。完善激励约束机制是成本管控体系长效运行的根本保障，利益是激励的动力，利益分配机制是有效激励约束机制的重要组成部分，采油厂从三个方面着手，建立了有效的激励约束机制。（1）建立指标体系。将原油产量和生产成本作为主要考核指标的同时，还应该辅以其他生产管理考核指标，并与企业多元化的目标相匹配，以体现目标的引导与激励措施的配合。注重客观公正，按照业务定位，建立不同的指标体系，实施差异化考核，体现努力程度和价值创造。（2）激励约束并重。将考核结果与奖惩相挂钩，注重过程控制，严考核硬兑现。对重点成本项目或主要项目实行项目承包，节约不奖，超额罚款，体现约束的作用。（3）责权利相统一。管理职能与业绩考核相一致，谁主管谁考核，实施全员、全方位绩效管理。在考核分配中切实多劳多得原则，适当拉开差距，以便激励先进，鞭策后进。

三、应用成本管控体系主要做法

采油单位成本管控体系的构建，积极发挥了效益评价指标的导向作用，实现了对经济效益与操作风险的双向把控，建立了全员、全过程的成本控制模式，健全了成本管理机制，加强了成本管理力度。其中，成本控制的前期评价阶段，更是在成本管控中发挥了重要作用。

（一）提升了企业管理水平

曙光采油厂以单井效益评价为基础的成本控制体系自建立实施以来，根据效益评价方法划分油井效益级别，对不同效益级别的油井采取不同的管理策略，引导资金优先投向有效井，对边际效益井、无效井实施“一井一策”管理，对经济无效类措施予以否决，杜绝了无效成本投入，实现了资金流向优化，提升了企业管理水平。2017年全年针对长停井实施复产前措施论证，阶段评价复产井237井次，否决无效益井21井次，避免效益损失406.3万元。针对吞吐井，全年优化注汽参数设计共计75井次，节约注汽8360吨，减少无效注汽成本投入117.04万元。

（二）提高了企业经济效益

应用单井效益评价指标跟踪评价油井生产经营效果，通过找差距、查原因，调整治理方案，实现油井效益升级，成本可控，提高了企业经济效益。2017年全年针对上年度无效益油井，通过优选潜力井实施解堵、助排、堵水等措施改善油井效益状况，共实现效益升级568井次。治理后核实产油量较治理前增加17.55万吨，单位操作成本下降1412元/吨，实现措施收益2370.33万元。通过精心设计作业方案、加强作业过程监督、实行技术创新、推广新工艺、加强作业工具管理，共节约作业费2938.9万元。通过开展动力费大调查、细化用电“节点”管理、转变不合理生产方式，实现节约电费 1498.9万元。

（三）降低了油气开采成本

引入单井效益评价的成本管控体系，有效发挥了反馈控制在成本控制中的作用，应用单井效益评价指标前后对比反馈成本控制的重点，以点带面，在全员范围内形成了积极参与开源节流的良好氛围，有效降低了油气开采成本，全面实现了降本增效。2017年稠油操作成本1519元/吨，较2016年1578元/吨，下降了3.74%；2017年稀油操作成本1677元/吨，较2016年1700元/吨，下降了1.35%。