油田发展“半年报”｜吉林油田做好提质增效“加减法”奋力实现“双扭亏”

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来源：人民网－吉林频道

事前算赢，先算后干，整体“双扭亏”，是如何做到的——吉林油田上半年提质增效的调查

今年上半年，直面疫情影响，吉林油田公司油气产量实现“双增”，上市、未上市均实现盈利，生产经营创八年来最好水平。

这笔账，是如何“事前算赢，先算后干”的？

年初以来，吉林油田锚定“三步走”目标，树立“三年一盘棋”思想，拓展成立了高效勘探、老区降本稳产、未上市业务重组、外部市场开拓、成本压降等九个工作专班，细化量化具体工作目标和措施，该加的加，该减的减，数学思维细“算账”，交上了提质增效的合格成绩单。

做加法，主营增效

今年上半年，吉林油田利润总额同比增加，资产负债率同比降低，经济增加值同比增加……一个个关键业绩指标的顺利完成，是吉林油田善做主营业务“加法”，开展提质增效价值创造行动的结果。

突出高效勘探“增”

常规油规模效益勘探取得重要进展，完成计划的179.5%，深层伏龙泉天然气效益勘探取得新发现，伏45泉一获高产气流。深挖老井潜力，复查老井2807口，优选老井试油8口。多措并举控降成本，持续攻关水平井高效钻完井技术，黑285钻井周期缩短10.46天，投资有效降低75万元；创新自贡东三维地震采集管理，整体效率提高27%；全面推进工程技术服务价格市场化，优选承包商，上半年节约创效486万元。

深化松南老区稳产“增”

坚持“控制递减率”和“提高采收率”两条主线，持续深化精细油藏研究，着力推进注水专项治理、措施效益挖潜、长停井和无效井治理，全面深化精益生产管理。上半年，原油自然递减率同比减缓0.45%、综合递减率同比减缓0.47%。

强化效益建产“增”

从注重规模建产向注重质量效益转变，围绕“技术进步提单产”和“管理创新提效益”两条主线，反复优化井位部署，取消零打碎敲、风险大建产项目。上半年共完钻233口井，投产104口，平均单井日产油1.7吨，超设计日产1.0吨。

加快川南效益开发进程“增”

应用新三维地震资料，建立茅口组常规气富集模式，部署的吉富1井取得重要突破。一体化优化方案推进页岩气效益开发。完钻评价井3口，平均铂金靶体钻遇率91.7%，均超出页岩气考核指标要求。狠抓钻井工程提速降本、压裂工程提产提效执行，自215H1-2井三开钻井周期领先区内最快井14天，周期缩短32.6%，取得良好开局。

加快新能源融合发展“增”

积极组织建设15万千瓦自消纳项目，提前并网3千千瓦站场光伏，累计发电180多万度；推进CCUS 零碳油田新能源配套方案编制，地热余热项目有序推进。实施井储层取热、井筒取热、浅层地热供暖三项地热先导试验，取得阶段成果。其中，井筒取热试验成功试运行6个月、替代原油90吨。

算减法，治理亏损

上半年，吉林油田深刻理解公司布局蕴含的资源类型优化、产量结构调整和发展方式转型内涵，成立9个工作专班，制定26大项措施，全力治理亏损的“减功”所在。

稳产减亏

围绕稳定松南，推进主力油田“两率”工程，加强注水专项工程，着力老区效益稳产；利用物联网技术，推广油井间抽，压减峰值电量0.3亿度；合并优化工作量，老井动管柱作业占比同比降低4.1%；加大大宗物资修旧利废力度，降本0.2亿元。

增量减亏

积极提升施工作业能力，在满足上市业务发展的同时，带动未上市业务增收减亏。强化资源统筹，提高小修业务施工能力，内部市场份额提高到52%以上。加快技术升级，发展特种作业业务，上半年环比增效0.1亿元。带压作业内部市场占有率预计90%以上，大修作业能力提效8.9%，增效910万元。

降本减亏

建立市场交易目录动态管理机制，实行自营、多源、改制、外委项目市场交易目录动态管理，加大外委转自营工作力度，严控应自营未自营等行为发生。优化完善外委转自营绩效政策，推行及时激励、精准激励，提升能自营全自营工作积极性。上半年，实现自营创效0.2亿元。

控投减亏

统筹平衡本土与川南投资规模，强化集中勘探和高效评价，保重点油气区块有效稳产上产。上半年公司重点实施大情字井转变开发方式、低效区块高效二次开发、大平台水平井整体开发三类效益建产项目，持续完善工程作业费和生产运行费两个管控体系，通过井下作业、无效井治理、峰值电量压降等5方面节点管控，成本压降成果显著。