孤島采油廠2013年3月孤島油田投入產出分析前言

孤島油田經過了四十多年的開發歷程，目前整體處于三高、深度開發階段。要實現可持續發展，必須要注重理念、技術和管理的創新，努力提高采收率，控制成本上升速度，這是老油田可持續發展的必由之路，不僅事關孤島采油廠的未來，而且對同類油田開發具有重要的借鑒意義。目錄第一部分基本情況第三部分2013-2015年效益測算第四部分存在的矛盾和主要問題第二部分區塊投入產出分析第五部分下步工作方向和保障措施第六部分相關啟示和建議第一部分基本情況一、總體概況

孤島油田正式投產于1972年。截至2012年12月，探明含油面積94.37平方千米。孤島地區勘探部署圖孤島油田可采儲量1.65億噸動用地質儲量4.07億噸采收率40.7%采出程度37.1%累積產油1.51億噸可采儲量采出程度91.2%油井2,689口開井2,269口日油水平8,216噸平均單井日油3.7噸綜合含水93.0%采油速度0.75%水井899口開井814口日注水平99,838方月注采比0.83剩余速度20.9%

二、開發現狀第一部分基本情況孤島油田開發歷程分區投產天然能量開發注水開發搞好注采調配細分層系、強化注采系統加密調整化學驅和稠油熱采技術應用三、開發歷程1、分區投產天然能量開發2、注水開發搞好注采調配（1972年-1974年）（1975年-1980年）3、細分層系、強化注采系統加密調整（1981年-1991年）4、化學驅和稠油熱采技術應用（1992年-目前）第一部分基本情況分區投產天然能量開發注水開發搞好注采調配細分層系、強化注采系統加密調整化學驅和稠油熱采技術應用第一部分基本情況三、開發歷程“九五”以來，化學驅和稠油熱采成為孤島油田主要開發方式。化學驅年產油量占46.5%；稠油熱采年產油量占38.4%。孤島油田不同開發方式產量分布圖（2012年）聚合物稠油水驅孤島油田水驅開發聚合物驅稠油熱采開發方式四、開發方式第一部分基本情況目錄第一部分基本情況第四部分存在的矛盾和主要問題第二部分區塊投入產出分析第五部分下步工作方向和保障措施第六部分相關啟示和建議第三部分2013-2015年效益測算截止2012年底，未開發儲量僅剩261.03萬噸，品位較低，基本為稠油和超低滲透油藏。孤島地區：900km22012年累計探井口數：515口探井密度：0.57口/km2高成熟探區第二部分區塊投入產出分析（一）儲量及儲量結構分析一、產出情況分析孤島油田不同開發方式剩余可采儲量分布圖聚合物稠油水驅

孤島油田探明儲量全部投入開發動用。至2012年底，剩余可采儲量1,456萬噸，其中聚合物驅占30.7%，稠油熱采占34.3%，水驅占35.0%。孤島油田不同開發方式儲量構成第二部分區塊投入產出分析（二）產量及產量結構分析分產量構成

2001年以來，新井產量降低，措施產量持續加大，自然產量呈現下降趨勢。第二部分區塊投入產出分析孤島油田產量構成圖分開發方式（二）產量及產量結構分析第二部分區塊投入產出分析

聚合物驅：新投注聚儲量接替不足，正注聚增油難以彌補后續水驅產量遞減，聚合物單元產量逐年下降。

稠油熱采：依靠新井大量投入，加大轉周力度和推廣蒸汽驅實現了產量穩中有升。孤島油田不同開發方式產量構成圖稠油熱采聚合物增油聚合物基礎油孤島水驅（一）勘探投資投入情況分析二、投入情況分析第二部分區塊投入產出分析2001-2012年孤島油田完鉆探井統計2001-2012年孤島油田完鉆探井投資統計隨著勘探開發的深入，勘探成熟度高，勘探目標向深層巖性隱蔽油藏轉移，在勘探領域不增、勘探難度加大的形勢下，孤島油田完鉆探井和投資總體程下降趨勢。

2001年以來孤島油田共探明儲量1336萬噸，年均167萬噸，總體呈下降趨勢，噸探明儲量發現成本呈上升趨勢。第二部分區塊投入產出分析（一）勘探投資投入情況分析第二部分區塊投入產出分析受產能建設陣地儲量品位變低，物價上漲等因素影響，年度投資額總體呈上升趨勢。“十五”年均：5.47億元“十一五”年均：7.5億元比“十五”上升：37.1%時間（年）二、投入情況分析（二）開發投資投入情況分析第二部分區塊投入產出分析滾動勘探：平均每年鉆井3-4口，年投資維持在0.2億元。產能建設：總體呈上升趨勢。2009年和2010年實施了先導試驗區塊，地面投資較大。

地面改造及系統配套：2001-2009年平均每年在1.0億元左右，僅解決了油田維持正常生產地面系統矛盾，對于老油田地面系統長效投入相對不足。從2010年開始逐步實施污水站污水系統改造，聯合站原油脫水系統改造，注汽站鍋爐更新及注汽管網更新。

第二部分區塊投入產出分析

鉆井投資占產能建設投資額的63.6%。鉆井口數每年均在110口左右，鉆井投資和鉆井每米進尺費用不斷上漲。第二部分區塊投入產出分析累計新增產能218.9萬噸，新井年產量157.66萬噸，百萬噸產能投資由于受到鉆井成本上升、開發方式轉變及產能陣地品位變差等影響上升較大，由2001年24.53億元/百萬噸上升到2012年43.97億元/百萬噸，上升79.2%。第二部分區塊投入產出分析2012年總成本47.99億元，平均單位完全成本1,596.52元/噸，較2001年相比，總成本上升23.14億元，單位完全成本上升889.79元/噸。單位完全成本變化趨勢單位：元/噸1、成本變化趨勢分析（三）生產成本投入情況分析單位：億元

孤島油田原油產量呈逐年遞減趨勢，但產液量、注水量、注汽量等工作量呈逐年上升趨勢，成本投入逐年上升。第二部分區塊投入產出分析（三）生產成本投入情況分析2、主要業務量趨勢分析序號項目單位2001年2002年2003年2004年2005年2006年2007年2008年2009年2010年2011年2012年1原油產量萬噸3603553523533553543403313223163083032開井數口1,6211,7381,7951,7481,8251,9141,9662,0652,1072,1632,2112,2693產液量萬噸3,9594,1714,1263,9743,9504,0494,1164,2074,2534,2474,1914,3674注水量萬方3,5983,6163,5313,6063,5793,5123,6263,4753,7043,6913,5643,6355注汽量萬方313840395055578293991341566作業工作量井次2,5472,5962,8552,5932,7983,5163,0053,3083,3953,3683,3383,1487用電量萬千瓦時41,36742,27643,19243,24644,63144,61845,92245,98849,22950,03050,73151,4438用工人數人8,7388,7669,2279,1728,9538,9268,7278,7139,3009,6689,5079,5139單位完全成本元/噸706.73711.22763.54767.57768.51885.04989.061,136.591,211.131,460.451,557.051,596.52第二部分區塊投入產出分析3、主要成本項目分析（1）折舊折耗資產規模增加、折舊方法變更等因素，拉動折舊折耗費用上升(2006年由于核銷聚合物資產，資產原值減少22.4億元)。孤島油田折舊折耗（三）生產成本投入情況分析單位：億元單位：萬元2012年人工成本100,128萬元，較2001年的22,475萬元增加77,654萬元，單位人工成本由2001年2.57萬元/年.人提高到2012年的10.53萬元/年.人。單位人工成本總人工成本（2）人工成本單位：萬元單位：萬元/年.人第二部分區塊投入產出分析2012年用工人數9513人，較2001年的8738人增加775人；由于產量下降、人員增加，勞動生產率由2001年的402噸/人降低到2012年的316噸/人。勞動生產率用工人數單位：人單位:噸/人第二部分區塊投入產出分析（3）作業費第二部分區塊投入產出分析受總井數增加、物價上漲影響，2001-2012年作業費用、作業工作量均出現大幅上升，費用增加2.52億元，工作量增加600井次。總作業費單位：萬元作業工作量單位：井次（3）作業費第二部分區塊投入產出分析單井作業成本由2001年的8.51萬元上升到2012年的14.89萬元。單井作業費用變化趨勢圖單位：萬元/井次高成本措施作業工作量不斷增加，影響作業費用大幅提高。防砂、補孔、改層等高成本措施工作量增加240井次。高成本井措施工作量變化趨勢圖單位：井次20.321.321.025.624.432.730.332.426.030.327.830.20204060200120022003200420052006200720082009201020112012措施年增油變化趨勢圖第二部分區塊投入產出分析措施作業費由2001年的1.29億元上升到2012年的2.72億元，增加1.43億元。措施增油量增加10萬噸。單位：萬噸措施作業費變化趨勢圖單位：萬元①大修井情況

2001年以來，實施大修1255口，年均105口，平均單井占井時間14.0天；累計發生大修費用3.22億元，平均單井25.7萬元。第二部分區塊投入產出分析單位：口單位：萬元孤島油田長停井治理孤島油田長停井治理情況統計表

2008年以來，孤島油田治理長停井265口，恢復可采儲量158.3萬噸，平均單井0.6萬噸。第二部分區塊投入產出分析②扶長停井情況③套損井治理情況

2001年以來，共治理套損井365口，年均30.5口；總費用1.55億元，平均單井42.5萬元。恢復可采儲量112.4萬噸，恢復水驅控制儲量129.6萬噸。第二部分區塊投入產出分析單位：口單位：萬元④水井長效投入情況第二部分區塊投入產出分析孤島油田水井長效投入統計表孤島油田水井長效投入工作量孤島油田水井長效投入恢復儲量

2008-2011年開展了水井長效投入治理，合計治理401井次，恢復儲量134.4萬噸。第二部分區塊投入產出分析（4）電費電費變化趨勢圖

2012年電量51,443萬KW.H，較2001年增加10,076萬KW.H，電費39,966萬元，較2001年增加16,971萬元。單位：萬元單位：萬度電量變化趨勢圖第二部分區塊投入產出分析（4）電費一是受液量、注水量的上升和產液結構變化影響，拉動電量增加。注水量（萬噸）年產液（萬噸）電量（萬度）第二部分區塊投入產出分析（4）電費二是價格上漲因素影響電費12,959萬元。價格上漲影響趨勢圖單位：萬元

用電單耗變化：稠油液量比例由2007年16.30%上升至2012年22.30%。產液結構變化導致采油單耗上升。第二部分區塊投入產出分析單位：kwh/t單位：%

用電單耗變化：2006-2012年注水干壓由12.63MPa上升至12.85MPa，導致注水單耗上升。第二部分區塊投入產出分析單位：kwh/t單位：MPA單位：%稠油注汽量變化趨勢單位：萬噸稠油產量變化趨勢單位：萬噸稠油注汽量2012年156萬噸較2001年增加125萬噸，稠油產量2012年116.92萬噸較2001年增加54.88萬噸。第二部分區塊投入產出分析（5）稠油熱采費用稠油熱采成本變化趨勢圖單位：萬元在不考慮自用油成本的前提下，2012年稠油熱采成本27,495萬元，較2001年增加20,446萬元。第二部分區塊投入產出分析（5）稠油熱采費用若考慮自用油成本，稠油熱采成本2012年達到73,906萬元，較2001年增加63,851萬元，其中自用油成本46,412萬元。第二部分區塊投入產出分析自用油用量變化趨勢圖單位：萬噸自用油成本變化趨勢圖單位：萬元稠油熱采成本變化趨勢圖單位：萬元第二部分區塊投入產出分析（6）三采費用在保持三采費用持續投入的情況下，保障了三采增油量的穩定。三采藥劑注入量增油量三采藥劑費單位：萬噸單位：萬元單位：萬噸完全生產成本增加減利16.26億元油價上漲增利92.51億元增利減利較2001年增加利潤33.25億元交油氣量減少51萬噸減利7.06億元2012年孤島油田利潤總額56.22億元，較2001年增加33.25億元。稅費等增加減利35.94億元第二部分區塊投入產出分析三、利潤情況分析1、從資源的投入產出評價看，孤島油田處于開發后期階段，資源接替不足，儲采比逐年下降，但通過強化管理，優化運行，整體效益依然十分突出。孤島油田儲采比曲線孤島油田儲量替代率曲線第二部分區塊投入產出分析四、區塊投入產出情況評價孤島油田2001-2012年利潤及油價變化曲線

2、2001-2012年間，孤島油田整體盈利能力強，投入產出效益明顯。

孤島油田累計利潤總額達到550億元，年均增長8.4%。期末EVA值38.7億元。孤島油田2001-2012年EVA變化曲線第二部分區塊投入產出分析財務指標財務凈現值財務內部收益率投資回收期評價期內EVA（億元）（%）（年）（億元）稅后112.6854.92.3526.10孤島油田整體評價指標表2001-2012年間，孤島油田新增投資83.17億元，投資內部收益率71.2%，投資回報率保持較高水平，投入產出效益顯著。第二部分區塊投入產出分析3、新井開發成本相對較高，但投入盈利能力仍然較強開發成本曲線圖2001-2012年新增可采儲量柱狀圖

2001年-2012年間，孤島油田鉆新井1267口，年度新增可采儲量波動變化，新增可采儲量2449萬噸，平均開發成本291元/t。第二部分區塊投入產出分析財務指標財務凈現值財務內部收益率投資回收期評價期內EVA（億元）（%）（年）（億元）稅后37.2144.85.1275.992001年-2012年間，新井投資71.3億元，新井投入的內部收益率61%，新井的盈利能力較強。2001-2012年新井評價指標表第二部分區塊投入產出分析3、新井開發成本相對較高，但投入盈利能力仍然較強4、三采投入較大，但效益明顯2001-2012年投入注聚單位增油量曲線

2001年-2012年期間，新投入注聚單元15個，覆蓋地質儲量1.9204億噸，注聚單元稅前內部收益率34.3%，投資回收期5.5年。序號財務評價指標稅后1財務內部收益率(%)27.82靜態投資回收期(年)5.9注聚單元主要評價指標第二部分區塊投入產出分析5、老井（資產凈值）的盈利能力仍然最強，是盈利的主體。2001年以來，受益于油價升高和技術進步，孤島油田新井和三采投入產出比高，盈利能力強。而老區老井，通過降低自然遞減，經濟效益依舊良好，累計利潤364億元，占孤島油田的65%，仍是孤島油田利潤的主要貢獻部分。

利潤變化曲線第二部分區塊投入產出分析目錄第一部分基本情況第三部分2013-2015年效益測算第四部分存在的矛盾和主要問題第二部分區塊投入產出分析第五部分下步工作方向和保障措施第六部分相關啟示和建議“十一五”年均：7.5億元“十二五”年均：9.92億元比“十一五”上升：32.3%根據“十二五”規劃，測算孤島油田2013-2015年投資31.26億元，“十二五”比“十一五”仍有一定幅度上升，上升幅度32.3%。第三部分2013-2015年效益測算一、投資投入測算單位：億元新建產能、新井產量新建產能塊以稠油為主，預計累計產油25萬噸。二、新井產能測算第三部分2013-2015年效益測算孤島油田2013-2015產量預測稠油熱采及聚合物產量仍占主導地位。三、產量結構測算第三部分2013-2015年效益測算參照歷年來成本、產量變化趨勢，預計2015年收入121.78億元，利潤43.22億元，噸油成本1,908.37元/噸，噸油利潤1,582.69元/噸。四、收入利潤測算第三部分2013-2015年效益測算年度收入（億元）完全成本（億元）稅費（億元）利潤（億元）噸油成本（元/噸）噸油利潤（元/噸）2013年128.5349.6827.9350.931723.861767.112014年125.4650.7327.2647.471803.411687.522015年121.7852.1126.4643.221908.371582.69合計375.77152.5281.65141.625435.645037.321、2013-2015年孤島油田新增投入效益

在4,460元/噸

（$100/bbl）的油價條件下，2013-2015年新增投入稅前內部收益率達到61.2%，基準平衡油價為2,600元/噸（$58/bbl），盈利能力仍然較強。財務評價指標財務凈現值（億元）財務內部收益率（%）投資回收期（年）EVA（億元）稅后16.9540.94.354.41新增投入評價指標五、效益指標測算第三部分2013-2015年效益測算2、2013-2015年孤島油田整體效益

整體調整后，預計孤島油田整體內部收益率68.3%，預計2013-2015年累計利潤總額147億元，2015年EVA值31.3億元。財務評價指標財務內部收益率（%）投資回收期（年）稅后50.62.0孤島油田整體評價指標指標單位2013年2014年2015年利潤總額億元47.7546.8747.11EVA億元32.0431.2231.28孤島油田財務指標第三部分2013-2015年效益測算目錄第一部分基本情況第四部分存在的矛盾和主要問題第二部分區塊投入產出分析第五部分下步工作方向和保障措施第六部分相關啟示和建議第三部分2013-2015年效益測算通過以上分析，我們可以看出，孤島油田作為整裝大油田，產量高、效益好，多次被中石化評為“高效開發油田”，成績顯著。但是從深層次和后期發展來看，受體制機制影響，仍存在一些制約因素和問題，如產量技術接替問題，化學驅和稠油熱采提高采收率技術能推廣的儲量越來越少，需要加大科研攻關和后期投入彌補產量遞減；同時在投資成本優化上，現行投資主要集中在新老區產能建設，對原有生產設施更新投入不足，成本投入僅能維持簡單再生產，對水井、套損井、低效井等缺乏長效治理機制，無法有效釋放潛能，制約了老油田的持續有效發展。第四部分存在的矛盾和主要問題一、產量技術接替問題1、稠油熱采已進入高輪次吞吐階段，周期產油遞減加大，開發效果變差。要依靠加大工作量投入、推廣蒸汽驅，來維持措施產量的穩定。在蒸汽驅方面，先導試驗取得了階段性突破，但在舉升、監測、作業、工藝等系統不配套，需要后期加大投入。第四部分存在的矛盾和主要問題隨著溫度的升高，管、桿、泵損壞加劇。硫化氫含量高井增多，上作業難度大2、聚合物驅儲量、產量規模接替不足，年產油呈下降趨勢，年總遞減率9.0%。同時提高采收率的接替技術仍未突破，下步需加強技術攻關配套，加快新投注聚節奏。第四部分存在的矛盾和主要問題

二、投入不足導致穩產基礎變差

1、套損井增多孤島油田屬于疏松砂巖油藏，易套損。加上近年來注汽新井和多輪次注汽老井增多，損壞加重，目前套損井已達1973口，平均壽命13.6年，套損率36.0%，年新增套損井65口。隨著套管使用年限的延長，注聚、注汽開發的深入和汽驅規模的擴大，進入了第三個套損高發期。第四部分存在的矛盾和主要問題年齡＜55～1010～1515～20≥20合計井數(口)255

471

5173274031973比例(%)12.923.926.216.620.4套損井按套管使用壽命分類類型變形破漏錯斷復雜事故套其它合計井數(口例(%)41.318.09.530.50.7套損井按套損類型分類1978年開始注水1983年強化注水1992年注聚1992年注汽1997年注聚轉后續水驅2008年汽驅321套損井按年度分類統計

2、水井投入不足近年來，水井投入嚴重不足，更新和大修不及時，問題水井得不到治理；同時注水系統管網老化嚴重，絕大部分還是油田開發初期的管網，安全環保風險大，影響了系統效率的提高。第四部分存在的矛盾和主要問題孤島油田事故待大修井統計表井別帶病上返修復封井關停合計水井(口)1617254150161598所占比例(%)24.817.510.625.421.7

孤島油田水井目前狀態統計表

3、低效井增多

孤島油田的水平井生產層段主要為水淹層頂部和薄差層，開發難度大，低效水平井多。目前共有水平井198口，其中液量低于15t/d的低液量水平井56口，含水大于95%的高含水水平井64口。第四部分存在的矛盾和主要問題隨主力單元開發時間延長和低品位稠油規模不斷擴大，低效熱采井逐年增多。主要體現在熱采高含水井和油氣比低的井。井數單元油汽比小于0.6的發育及物性差的井分單元柱狀圖

4、生產配套設施老化在用注汽鍋爐21臺，使用10年以上的占四成，普遍存在安全系數低、自控系統老化嚴重、蒸汽損失量大等問題。油管廠工藝落后，修復能力低，無法實現全井油管回收檢測和管桿等壽命管理。罐車、水泥車、吊車、抓管機等特種車輛僅110臺，2/3以上使用時間在15年以上，作業保障能力嚴重不足。油氣集輸系統污水系統注水系統采油系統供電道路裝備

孤島油田設備及設施運行年限柱狀圖第四部分存在的矛盾和主要問題

5、HSE形勢日趨嚴峻。硫化氫濃度逐步上升，含硫化氫井逐漸增多，截至5月15日，硫化氫濃度超過150mg/m3的單井已達80口，最高達23500mg/m3；油泥砂等危廢處置難度較大，同時，隨著伴生氣中二氧化碳含量的增加，給減排低碳帶來較大壓力。第四部分存在的矛盾和主要問題濃度大于30mg/m3硫化氫井數量趨勢圖各聯合站硫化氫濃度明細表目錄第一部分基本情況第四部分存在的矛盾和主要問題第二部分區塊投入產出分析第五部分下步工作方向和保障措施第六部分相關啟示和建議第三部分2013-2015年效益測算

在下步工作中，采油廠將緊緊圍繞集團公司“建設世界一流能源化工公司”的戰略目標和油田“打造世界一流、實現率先發展”的發展定位，以轉變發展方式為主線，全面樹立油藏經營管理理念，以理論創新和技術集成配套為支撐，重點推進產量結構、成本結構調整，確保油氣資源高效開發，經濟效益穩步提高，科學技術不斷創新。第五部分下步工作方向和保障措施孤島油田“十二五”投化學驅提高采收率潛力規劃表一、開發方面

1、通過拓寬化學驅技術界限、擴大聚驅后井網調整非均相驅技術，覆蓋地質儲量4,598萬噸，調整區提高采收率8.6%第五部分下步工作方向和保障措施2、加大低效水驅轉熱采及井網加密等成熟技術，擴大化學驅蒸汽驅技術，覆蓋地質儲量3,113萬噸，調整區提高采收率16.6%。“十二五”后三年蒸汽驅井組安排表蒸汽驅井組由15個井組增加到42個。第五部分下步工作方向和保障措施3、攻欠增注，優化注水產液結構，實現老油田自然遞減和含水上升率的有效控制

。采油油田不同開發方式年產液構成圖孤島油田年注水構成圖

注水結構優化調整：開展注水井狀況及注水提質提效潛力調查，加大攻欠增注、大修、分注和地面升級配套，力爭有效注水量每天提升3,000-5,000方。

產液結構優化調整：在注重井網完整性的基礎上，加大高含水、高液量等低效井治理，力爭每天控液3,000-5,000方。第五部分下步工作方向和保障措施二、工藝方面1、加大低效水平井治理低效水平井治理低液井優化二次防砂、化學解堵、降粘注汽等措施高含水研究配套找堵水工藝，卡封出水段、優化堵水工藝措施套損引進配套應用水平井修井工藝，打撈修套作業措施、免鉆塞完井技術第五部分下步工作方向和保障措施開發難點工藝對策注汽壓力偏高、驅替效率低粘土含量高，有較強水敏性薄膜擴展劑全過程油層保護，防膨劑的優選生產時間短，地層能量低CO2或N2氣體增能、助排、降粘特稠油HDCS、HDNS及注采一體化工藝2、加大低效熱采井治理，實施各類熱采控水工藝。在低品位稠油單元，配套應用相應稠油工藝。第五部分下步工作方向和保障措施三、經營管理方面

1、立足價值化管理，深化內部模擬市場運行體系。引入市場供需機制、價格機制、利益機制和競爭機制，深化以油藏經營管理區為核心，作業、集輸注水、監測、熱采、供電等為“乙方”的內部模擬市場運行體系，進而使各類資源得到高效配置，經濟運營效率得到有效提升，推動實現了油田經營管理更加科學高效。第五部分下步工作方向和保障措施2、營運資產動態化配置。盤活存量資產，健全營運指標動態記錄，配套“測、保、修、改、調、補、退”動態調整機制，推行重點單機成本核算，利用單井計量、單井作業、單車消耗等管理手段，提高區塊核算準確性，提升資產使用效率。優化前系統效率

（%）井數

（口）合計

（口）提高幅度（%）<10%711128<1%10-20%9720-30%18230-40%317>40%461<10%647831-5%10-20%16220-30%18930-40%214>40%154<10%183255-10%10-20%4020-30%10930-40%117>40%41<10%857>10%10-20%2220-30%1930-40%8>40%0潛力井平均系統效率31.2%+2.8%34.0%用電量16181-915萬度15266預計效果油井調參主要設備狀況新度系數28%22%37%11%第五部分下步工作方向和保障措施

3、立足成本運行精細化，開展單元成本目標化管理。圍繞區塊成本管理，深化單元目標化管理，繼續深入拓展成本優化空間。單元目標化橫向上推廣到所有單元，縱向上深化到基層隊注采管理，形成油田、區塊（單元）、井組、單井四級動態分析體系，建立單元目標化管理網絡，加強監控和考核力度，責任落實到人，建立有效激勵機制。區塊消耗基準材料費潤滑對象潤滑單耗8型機10型機12型機皮帶機要素成本功能成本工藝成本材料費動力費作業費修理費水循環措施增油稠油注汽三采注入三采成本稠油成本水驅成本固定費用變動費用第五部分下步工作方向和保障措施

4、強化HSE源頭管理，實施低碳綠色再生戰略。加強硫化氫和一氧化碳的防控；對伴生氣中的二氧化碳進行精制提純，達到工業級別，實現減排低碳和再生資源利用的綜合效果；加大職業健康投入，大力提升職業健康管理的“軟、硬實力”。第五部分下步工作方向和保障措施硫化氫四色管理聯合站脫硫工藝流程圖目錄第一部分基本情況第四部分存在的矛盾和主要問題第二部分區塊投入產出分析第五部分下步工作方向和保障措施第六部分相關啟示和建議第三部分2013-2015年效益測算第六部分啟示和建議

通過對油田投入產出的分析，引導油田企業牢固樹立“讓開采的每一噸油都是經濟的”理念，摸清油田不同開發階段的成本投入特點，建立不同油價下的投入產出機制，提升價值管理理念，進而制定合理的配產政策和開發策略，提高老油田整體開發效益。這是實現中石化打造上游長板的有效途徑之一。通過分析，我們有以下幾點收獲：第六部分啟示和建議成本的高低決定了油田的競爭力和抗風險能力，決定了油田的經濟可采儲量，也就決定了油田的開發壽命。要牢固樹立“讓支出的每一分錢都創造價值，讓管理的每一個節點都成為效益增長點”的理念，從油田勘探、開發、生產全過程各個環節的內在聯系入手研究成本的控制問題，將