长庆油田公司

长庆油田分公司
开源节流降本增效实施方案
为积极应对油价持续走低对公司生产经营的重大影响，集团公司下发了《关于印发〈中国石油天然气集团公司关于深入推进全面开源节流降本增效工作的实施意见〉的通知》（中油财务〔2015〕62号）。

收到通知后，油田公司领导高度重视，要求各部门全面贯彻落实集团公司做好低成本发展大文章的要求，强化“一切成本都是可以下降”的理念，坚持问题导向、立足低油价的底线思维、用好低油价的倒逼机制；积极部署计划、财务、油气开发、勘探评价等相关部门分严格控制类、重点强化类、优化细化类三个方面12项措施，拟订了油田公司分业务的实施方案，紧密围绕有质量、有效益、可持续的发展方针，牢固树立危机意识、责任意识，坚持以经济效益为中心，秉承“过紧日子、苦日子”思想和“量入为出”理念，把开源节流降本增效放在与储量、产量、安全同等重要的位置，以改革创新为动力，以市场化机制为手段，以全面预算为抓手，开展全员、全过程、全方位的开源节流降本增效工作，确保投资成本受控运行，确保年度油气生产任务、利润指标顺利完成。

针对实施意见，油田公司认真对照，仔细梳理，完成了三个方面的13项48条具体实施方案。

一、严格控制类措施
（一）严格控制投资规模
1. 严格按照效益标准安排油气勘探开发项目
2015年投资规模力争控制在***亿元以内，比2014年股份公司下达总投资***亿元下降***亿元，降幅21%。

油气勘探要加强研究，优选目标，优化井位部署，提高探井成功率，努力寻找优质储量，全面完成股份公司下达储量指标；油气开发要严格遵循效益优先的原则，对所有的油气田开发项目进行效益评价和排队优选，投资向效益好的项目和区块倾斜，减少低效项目，杜绝无效项目。

对于达不到效益标准、投资内部收益率低于12%的油气开发项目，不安排、不实施。

2. 优化油气勘探和油藏评价项目，夯实持续稳产基础
根据股份公司储量增长高峰期的相关要求，坚持资源战略不动摇，努力寻找和落实优质可动用储量。

通过深化地质研究，优选井位，压缩辅助工程，在确保完成股份公司下达储量指标的前提下，从“统筹年初框架预算、强化过程滚动预算、精细竣工工程核算”三方面制定管理措施，力争2015年勘探（含油藏评价）投资在2014年**亿元基础上压减*亿元，降幅*%。

3.加强“三个结合”，提升油气勘探整体效益
加强勘探目标优选和战略新发现的结合，根据盆地油气资源劣质化，突出规模储量区的战略接替，科学优选勘探目标，提升油气勘探整体效益；加强规模储量提交和油气产能建设的结合，重点突出资源结构、储量品位及剩余储量经济有效性评价，建立不同油价阶段的储量提交方案，保证规模储量可升级可建产；加强勘探投资工作量和油田公司提质增
效发展思路的结合，坚持效益优先原则，结合长庆油气勘探的投资计划，科学把握部署实施节奏。

4. 加强产建全过程管理，严格控制投资规模
油田方面：2015年油田开发投资在2014年***亿元基础上下降到***亿元，同比下降**亿元，降幅**%。

一是优化油田产能部署。

坚持效益优先原则，按照不同油价开展区块效益评价，优先实施风险小、投资效益好的区块，重点加大长3以上浅层油藏部署力度，适度压缩水平井建设规模。

在总投资进尺不变的情况下，新钻井增加***口，采油井建井数增加***口。

在实施过程中，紧跟探评成果，持续优化方案部署，加强随钻分析，优化钻井顺序，坚决杜绝落空井，减少低产低效井，力争2015年开发井钻井成功率达到100%，侏罗系油藏侧钻率小于3.0%。

二是根据长庆油田实际情况，加强井场优化组合，推广大井丛、多层位、多井型、工厂化开发模式，减少土地征借，降低建设阶段工程投资和生产阶段运行费用。

2015年，初步组合丛式井平台***个****口，水平井平台**个***口井。

开展大井丛作业示范。

推广应用低成本压裂液体系，丰富工厂化体积压裂供水方式，完善工厂化作业模式，提速增效。

气田方面：2015年气田开发投资在2014年***亿元基础上下降到***亿元，压缩投资*亿元。

一是优化气田产能部署。

全面分析近两年来产建效果，继续开展地震资料在储层厚度和含气性预测方面的攻关研究，深化富集区认识。

结合投产井生产情况，对未动用储量
筛选相对优质储量区集中建产，区内Ⅰ+Ⅱ类井比例要达到80%以上；适当考虑甩开部分骨架井，评价未动用储量的非均质性，为气田稳产有序衔接落实目标区块。

积极推行“一井一工程”，加强产建全过程管理，打责任井，多打高产井，不断优化储层改造方案，用技术进步和严格的质量控制，努力实现单井产量稳中有升。

二是多层系兼顾，大井组立体部署，提高开发效果。

统筹兼顾苏里格气田东区和神木气田等上下古叠合区、矿权重叠区，整体部署多井型、大井组，一次成网，井区接替稳产，优化改造层系、改造段数及改造规模，实现气井能量的最大释放和投资的合理控制，实现气田开发效益的最大化。

2015年，初步部署丛式井平台***个****口井。

5. 合理规划水平井数量和改造规模
油田方面：通过优选水平井井位，优化钻采工艺，合理确定井下改造规模，力争2015年水平井与直井（定向井）综合成本比例由2014年4.6倍控制到3.5倍以内。

气田方面：继续坚持丛式水平井开发苏里格气田中区、苏东南区及靖边气田上古等含气性相对较好、储层认识程度较高的区块，水平井产能比例要占区块当年部署产能的80%以上。

同时，加强井位的优化设计和随钻跟踪分析，力争一次准靶率达到100%，水平段砂岩钻遇率达到80%以上。

持续推进苏东南区三维地震的连片采集和精细处理解释，地震-地质结合，精细刻画砂体的空间展布，将其建设为水平井整体开发、工厂化快速作业的典范。

6. 进一步加强招投标管理
2015年，对井筒和地面工程实行全面招投标。

通过进一步强化招投标管理和市场化手段，压减投资*亿元。

7.大力压缩辅助工程等非生产性支出
一是严格控制油气勘探和开发配套项目，不新开楼堂馆所，不购置生产指挥车，严格控制一般设备更新，不安排开发计算机项目，严格禁止非生产性项目。

2015年勘探开发配套投资在2014年基础上压减20%以上。

二是严把科研项目立项选题关，严格控制项目费用预算，将与生产关系密切的优先立项，优先实施，与生产关系不紧密的其它类科研项目少实施，或者不实施，控制辅助项目支出。

力争科研项目压缩20%。

（二）严格控制成本
8.加强合规管理，维护预算的严肃性
预算指标年初一次性核定，严禁各二级单位编制赤字预算，逐步减少专项费用项目，并压缩专项费用金额，加强公司业务部门对二级单位专项费用的监管和考核，不断加强专项费用全过程管理。

稳产措施费、民用物业费、数字化维护费以及50%的安全生产费用等四个重大专项费用年初一次性列入各单位财务预算，纳入各单位业绩合同指标值，总额控制，统筹安排，不得突破；若基层单位实施过程中因特殊原因导致专项费用不足，由基层单位向公司行文报告，并由业务管理部门汇总，并向公司提交初步审核意见，经公司技术、造价部门审核后，油田公司按效益排队审批。

9.优化老井措施结构，强化费效挂钩经营理念，推广注水井带压作业工艺，有效降低措施作业支出。

一是优化老井措施结构。

以低成本高效的常规措施为主，按照效益优先原则对措施类型进行排队，重点推广适应性强、增油量多、投入小的酸化、小型压裂、查层补孔等成熟工艺技术，压缩混合水体积压裂、大修等高投入的措施工作量，暂缓水淹井及套损井侧钻措施。

2015年计划混合水体积压裂措施***口，较2014年减少***口，预计减少成本*亿元。

二是强化费效挂钩经营理念。

老油田井下作业工程施工、技术服务全部实行费效挂钩，在合同条款中明确费效考核措施，对施工质量差、未达到预期增油目标的要严格考核，执行阶梯结算，2015年措施费较2014年同比节约成本约****万元。

三是推广注水井带压作业工艺。

充分认识带压作业技术的先进性和综合效益，主动推进带压作业工作，减轻注水井常规作业泄压放水造成的车辆拉运，处理成本压力。

将年度费用计划中的注水井维修作业费、运费、注水费、采出水处理费、环保隐患治理等费用打包，统一支配，算“综合帐”、算“经济帐”。

2015年计划实施带压作业****井次，预计减少作业过程中的外排水量及降低注水、废液拉运和处理等综合成本约****万元。

10. 强化机采系统精细化管理
2015年以“提高机采系统效率，降低生产能耗”为目标，全面实施定向井采油优化配套，规模推进机械采油系统
效率测试和优化调整，加大油井工作参数优化，强化井筒日常管理，严控机采设备维修保养，提高机械采油系统节能降耗水平。

全油田计划开展机采系统效率测试*****井次，实施机采系统优化与调整*****井次，预计全油田机采效率将达到21.6%，较2014年的21.4%提高0.2个百分点，预计油井年节约用电****万度，节约电费****万元。

同时，抓好17个重点区块井筒、高频作业井治理，12个延长免修期示范区建设，加强井筒“八防”配套，加强井筒作业治理监督，降低作业频次，力争2015年维护性作业频次降至*次/井，较2014年下降*，节约修井作业成本****万元。

11. 强化采出水处理系统配套与完善
按照“整体规划、先重后轻、急缓有序、分批实施”的思路，以提升系统能力、供水系统配套及系统完善维护为目标，持续做好陇东采出水专项治理工作，加快吴起、宁定、姬塬等15座站点采出水有效回注改造，完善镇原等环境敏感区回注系统，改善处理水质、提升回注能力。

力争2015年采出水有效回注率达到92%以上，2016年实现100%有效回注。

通过治理与完善，预计2015年较2014年可减少无效回注量***万方，减少清水注水成本****万元，少打水源井**口，节约钻井费用****万元，并有效降低无效回注安全风险，实现清洁文明生产。

12.进一步加强五项费用、小车运费、楼宇办公费等非生产性支出的管理。

油田公司上下认真贯彻落实中央改进工作作风“八项规
定”、集团公司“二十条”和油田公司“二十五条”等相关要求，公司五项费用管理取得明显成效。

2014年五项费用剔除一线员工差旅费刚性支出比2013年实际下降24%。

为进一步强化五项费用等非生产性支出管理，2015年公司五项费用预算剔除一线员工差旅费刚性支出，在2014年预算基础上再下降5%，压减支出***万元；进一步加强小车管理，小车运费预算比2014年预算压缩10%，压减支出****万元；充分利用自有楼宇，合理统筹安排，厂（处）级楼宇办公费用预算比2014年预算压缩10%，压减支出****万元。

13.严格控制项目费用预算
2015年勘探与生产分公司重大科研项目“油气藏储层改造技术重大现场公关”经费预算在2014年基础上压缩50%。

（三）严格控制自然递减
油田自然递减率控制到*%，含水上升控制到*以内，气田自然递减控制到**%以下。

油田方面：
14.精细油藏描述，深化储层认识
以降低自然递减和控制含水上升速度为目标，优先安排17个开发矛盾突出及新增规模较大的区块开展精细油藏描述工作，覆盖地质储量*亿吨，油水井数****口。

15.加大稳产技术研究，确保油田持续稳产
突出主力油田稳产技术研究，优化不同类型油藏、不同开发阶段技术政策。

姬塬、华庆、胡尖山油田为主的压力保
持水平较低超低渗油藏，以“建立压力驱替系统”为目的，持续精细分层注水、完善注采井网、优化注采参数、治理欠注问题，提高水驱效果，开展小排距加密调整试验，促进有效驱替压力系统的改进，力争实现三年内主力油田自然递减降到*%以内，确保油田持续稳产。

16.持续开展重点油藏综合治理，有效降低综合含水
以“控水稳油”为目的，突出治理12个自然递减大、含水上升速度快、对全油田影响较大的油藏，重点开展油水井双向调整、增产增注措施以及动态监测，辅以地面系统完善，保证正常注水，降低油藏递减，2015年共安排三级重点治理油藏**个，覆盖地质储量*亿吨，年产油约***万吨；计划油水井措施***井次，动态监测****井次。

通过治理，重点油藏自然递减由*%下降到*%，含水上升率由*下降到*以内，压力保持水平由**%上升到**%，水驱储量动用程度由**%上升到**%；
17.加强精细注水管理，确保油田实现长期稳产
重点以注水井井筒治理为主，持续开展注水专项治理，加强注水日常管理，全面推进精细注水工作，确保油田实现长期稳产。

全年安排转注、分注、检管重配等主干工作量****井次；测试调配、洗井、压力测试等辅助工作量*****井次；管线更换***km。

配注合格率较2014年提高1.2%、分注合格率较2014年提高13%，分注率较2014年提高1.7%。

气田方面：
18.以控制递减为抓手，夯实已开发气田基础
开展气井生产状况大调查，找出目前制约气井生产的因素，提高地质、工艺措施的针对性，力争将开井时率提高2～3个百分点；不断完善气藏开发单元管理，进一步强化靖边、榆林气田南区动态监测，刻画储层连通性，细分开发单元，落实开发单元的合理产能及储量动用程度；优化排水采气方案，提高增产气量，降低操作成本。

2015年计划新增排水采气工艺配套***口井，开展排水采气措施井数****口，计划增产气量**亿方，较上年增加*亿方。

（四）严格控制员工总量
19.强化用工计划管理，持续优化人力资源配置
推进减员增效工作深入开展，将用工总量严格控制在集团公司下达的计划之内。

继续坚持劳动用工油田公司一级管理，严格按单位编制定员核定下达用工总量计划和薪酬总量基数，严控超编制、超职数配人。

进一步完善用工标准化配置办法，将用工配置与现有规模、新增工作量、人均效益相结合，努力缓解油气生产一线用工刚性需求。

严格控制两级机关人数，对超编的机关部门停止进人，做到“只出不进”。

以挖掘内部潜力为重点，盘活用好现有的内部资源，采取政策引导、利益驱动等措施，建立二、三线向生产一线流动的激励机制，促进人力资源向主营业务和高效业务转移，严格控制人员从一线向二、三线倒流，确保用工总量保持去年水平不再增加。

20.继续依靠技术创新减少用人
进一步加大水平井开发力度，实施大井组丛式井开发技
术，力推一级半布站模式，切实减少布井、布站数量，节约用工。

加强油气生产物联网建设，优化数字化维护体系，提升生产运行效率和数字化管理水平。

21.规范业务外包管理
加强业务外包计划管理。

严格控制业务外包规模，严禁利用拆分合同逃避油田公司分管部门审批，切实杜绝计划外业务外包。

社会公司业务外包控制在现有规模并且“只减不增”，社会公司退出涉油站点、注水站业务外包，人员可替换到《业务外包管理办法》许可的其他辅助业务外包。

加大中石油内部承包队伍引进力度，缓解用工刚性需求矛盾，并探索中石油内部单位按吨油操作费整体承包采油作业区块的运行机制和管理模式。

二、重点强化类措施
（五）重点强化生产组织运行，确保完成年度生产计划
22.科学编制月度配产计划，强化油气生产过程监控
积极做好各油气田产能核定工作，综合考虑当月新井投产、措施增产及设备检修等产量影响因素，科学编制月度配产计划。

重点强化油气生产组织运行协调保障，建立公司级、公司机关部门、研究单位及采油单位四个层级的油气产量监控体系，落实四个层级的油气产量监管责任，形成“日跟踪、周分析、旬监控、月考核”的油气生产监控体系。

同时，加强油气产、输、销、储协调，确保油气生产后路畅通。

23.突出做好措施增产、长停井复产及低产低效井治理，确保完成产量目标。

一是优化措施组织运行，实现措施增产。

2015年共安排措施增油**万吨，其中：计划实施常规油井措施****口，当年增油**万吨，配套实施各类注水井措施****口；计划实施混合水体积压裂***口，当年措施增油*万吨。

要进一步优化措施组织，细化月度增油计划，合理安排措施工作进度，上半年完成油井措施工作量的80%，9月底前完成全年油井措施工作量，10月底完成全年措施工作量。

二是突出做好抢扶躺井及长关井复产工作。

要重点抓好以“管好每一口井”为核心日常管理，加强节假日期间抢扶躺井工作，3月10日前要将春节期间躺井影响产量恢复至节前正常水平；将长停井复产作为提质增效的重要手段，做到长停井修复与井网完善相结合，单井措施挖潜与油藏综合治理相结合，生产管理与经营管理相结合。

2015年计划分批实施复产油井***口、复注水井***口，累计增油*万吨。

加快长停产复产复注进度,3月份全面启动。

24.加强油田注水管理，确保地层能量有效补充
按照“注好水、注够水、精细注水、有效注水”要求，分区分类，有序治理，持续推进注水专项治理工作。

对于公司内部冬季注水井已临时关井***口，其中因地面及工程原因临时关井数达***口，3月底之前通过大修、降压增注等各种举措，抓紧组织全部恢复正常注水。

25.加强油气自用损耗管理
加大油田伴生气的利用和管理，采取措施减少原油输送及存储过程中的损耗；加大气田凝析油的管理，按照股份公
司安排的用户组织销售，采取措施减少天然气输送过程中的损耗。

（六）重点强化科技进步，全力实现降本增效
在投资不增情况下，力争定向井单井产量*吨/天，水平井单井产量同比提高*吨/天，气田采收率提高到50%以上。

油田方面：
26. 优选储层改造工艺、优化设计参数，提高产建效益
三叠系定向井推广应用多级多缝压裂技术，采用混合水压裂设计思路，强化工艺参数优化；长6、长8水平井采用水力喷砂分段多簇环空加砂压裂工艺，坚持中部体积压裂、端部常规压裂的组合压裂模式，长7致密油推广体积压裂工艺，规模试验速钻桥塞分段多簇压裂工艺，持续优化关键参数，在投资不增情况下，力争定向井单井产量*吨/天，与2014年持平；水平井单井产量同比提高*吨/天，达到*吨/天。

27.完善分注工艺技术，进一步降低测调成本
2015年继续落实“四条注水”管理要求，进一步加强分注工艺及合理测调周期研究，不断提高油藏精细分层注水开发效果。

计划开展桥式同心验封测调一体化技术研究，试验井单次测调可降低成本*万元；开展两层分注井同心双管分注工艺试验，降低测调工作量的同时降低测调遇阻产生的井筒费用，试验井单井可节约费用约*万；加大数字式智能分注攻关研究力度，实现井下分层注水量自动测调与注水动态实时监测，2015年计划试验**口，按照设计可实现三年时间免测调。

28.进一步延长堵水调剖有效期，提升综合效益
2015年围绕延长有效期，加快调剖剂关键指标定型化技术攻关和质量控制措施落实，完善设计、施工等关键环节技术标准，突出连片见水井堵水，加大环保调剖技术现场试验，形成主力油藏主体工艺模式。

计划实施***口井，堵水调剖有效期提升到9个月以上，较2014年延长1个月，实施井有效期内井组累计增油***吨、降水***方，堵水规模区含水上升率控制在*以内。

产出投入比较2014年提高*。

气田方面：
29. 井网试验和产建相结合，提高气田采收率
2015年将井网试验和产建相结合，通过不同井距下的加密井网试验，开展原始地层压力测试、动态干扰试井，进一步分析评价砂体纵向、横向连通性，解剖砂岩叠置关系，论证和确定气田在效益开发和最大程度动用地质储量的前提下，合理的布井方式、井型组合、井网密度，力争使苏里格气田采收率提高到50%以上。

（七）重点强化工效挂钩
30.分层面加强考核兑现，强化工效挂钩政策
一是油田公司采取月度、季度预考核兑现与年度总考核兑现相结合的方式，对所属单位及中级管理人员进行考核兑现。

二是油气生产单位工资总额和中级管理人员业绩奖金，与生产任务和利润指标挂钩。

完成月度（年度）油气生产任务和利润指标的单位，全额兑现中级管理人员业绩奖金和单
位工资总额。

超额完成年度油气生产任务的单位，按原油每超1吨奖励500元、天然气每超1亿方奖励65万元给予奖励。

未完成年度油气生产任务或利润指标的单位，每欠1%，扣减中级管理人员业绩奖金的10%，全年最高不超过15%。

三是非油气生产单位工资总额和中级管理人员业绩奖金与月度（年度）利润（费用）指标挂钩。

利润（费用）指标每欠（超）1%，扣减中级管理人员业绩奖金的10%。

全年扣减比例最高不超过15%。

四是其它挂钩指标的考核兑现。

油气生产单位“人工成本利润率”高于中位值的，在自然减员指标内增加人员的核增工资总额；低于或等于中位值的，增人不增资。

矿区事业部人员做到“只出不进”，其它非油气生产单位原则上“出五进一”。

（八）重点强化未上市企业管理
31.深化内部改革，推动产业结构调整，推进业务持续转型，优化内部资源结构，建立托管业务扭亏解困长效机制。

按照“保障主业、跟进服务、提质增效、协调发展”的工作主线，始终把保障服务油气核心业务持续发展，作为油田托管业务发展的第一要务，稳定发展油气合作开发业务，跟进发展生产服务业务，转型发展加工制造业务，平稳收缩并购资产租赁业务，协调发展矿区服务业务，充分发挥未上市业务的互补优势，比较优势和协调优势，有效发展多元经济业务。

采油技术服务单位整建制转型从事超低渗透油藏开发，。