張曉東 (中石油吐哈油田分公司葡北采油工區(qū),新疆吐魯番838006)

冀麗萍 (中石油吐哈油田分公司井下公司監(jiān)理站,新疆鄯善838200)

張海東 (西部鉆探吐哈錄井工程公司人力資源部,新疆吐魯番838202)

王志亮 (中石油青海油田分公司規(guī)劃計劃處,甘肅敦煌736202)

油藏單元成本核算是確定單元費效比,對單元進行經濟評價的手段之一,開展區(qū)塊單元成本核算,以地質開發(fā)單元為主線、結合行政單元設置核算單元,可以增強預算信息對決策的支持作用,從而將經營向生產過程延伸,更好地反映生產過程中的成本變動情況,便于及時編制滾動預算,也便于及時劃撥各項費用,生產和經營真正聯(lián)系在一起,達到牽一發(fā)而動全身的效果[1]。

在青海油田采油一廠尕斯庫勒油田尕斯E13油藏,隨著油藏開發(fā)進入中高含水期后,油藏遞減速度快,產量下降快,從最高的年產油70×104t,下降到目前不到30×104t。該油藏從經濟角度而言,是否已經進入無效開發(fā)階段,投入是否大于產出。為此在油藏開展單元成本核算試點工作,核算結果表明,油藏開發(fā)仍有利潤,但利潤的下降速度遠超過產量的下降速度,油田開發(fā)面臨著嚴峻的形勢。

1 油藏基本特征

尕斯庫勒油田E13油藏位于青海省柴達木盆地茫崖坳陷尕斯斷陷,地面海拔2800～3200m,油藏為一構造完整、軸向近南北的潛伏背斜構造,閉合高度400m,構造軸部較平坦,兩翼不對稱,東緩西陡。構造主體部位較完整,3條大逆斷層均分布在構造北端和西翼,有2條小正斷層分布于南北端。構造南北長約12km,東西寬約4km,含油面積37.4km2,地質儲量3877.81×104t。

E13油藏彈性邊水驅動階段于1990年9月結束,目前靠人工注水保持壓力開發(fā)。油藏目前平均綜合含水74%,已進入含水快速上升階段,層間矛盾突出,平面矛盾大,非主力小層動用程度、采出程度較低,油藏的儲采比低,儲量嚴重不足,穩(wěn)產難度大,是油藏面臨的主要問題。油藏年產量遞減幅度超過25%,年產油量從2005年的61×104t下降到目前的29.11×104t,為確定該油藏的經濟價值如何,在該油藏開展了單元成本核算試點。

2 單元成本核算

單元成本核算最主要的就是將會計核算區(qū)塊與地質開發(fā)單元統(tǒng)一,便于費用的歸集和分配,把區(qū)塊發(fā)生的直接費用直接歸集到地質開發(fā)單元上,間接費用按照一定的分攤標準分到地質開發(fā)單元上。主要采用現(xiàn)金流法 (如圖1所示)來確定油藏的價值和利潤情況。評價參數(shù)的選取依據(jù)青海油田公司財務處統(tǒng)一下發(fā)的數(shù)據(jù)為依據(jù)。

現(xiàn)金流量法就是項目生產期內現(xiàn)金流入與現(xiàn)金流出狀況,目前各項成本費用均已落實到區(qū)塊和單井,開展現(xiàn)金流評價有了堅實的基礎。流入的部分如產量、勞務收入等作為收入;而流出的部分作為支出,如各種電費、材料費、維修費和作業(yè)費等,通過流入流出部分的計算,可以看到成本發(fā)生的數(shù)量、方向以及挖潛的空間和方向?，F(xiàn)金流量能夠反映項目運行質量,項目的主要經濟效益指標就是通過現(xiàn)金流量表的分析計算出來的。因此,掌握現(xiàn)金流量分析方法也就掌握了項目經濟分析的核心。

圖1 常用計算現(xiàn)金流的圖表

現(xiàn)金流評價目前是油藏經營指標評價的重要組成部分,做好現(xiàn)金流評價有助于了解區(qū)塊單元的流入流出資金量、區(qū)塊的效益、成本發(fā)生的主要部分、影響成本的主要因素、以及成本挖潛的空間及方向等,從而制定成本控制措施,達到完成生產任務,并同時控制成本的目的?？梢詫尉?、單元、廠處、公司等不同層次級別的單位部門開展現(xiàn)金流評價,針對油藏單元開展的現(xiàn)金流評價,即為單元成本核算。

2.1 尕斯油藏單元成本核算

表1 尕斯油藏2005～2010年成本、收入和利潤變化情況

表1 尕斯油藏2005～2010年成本、收入和利潤變化情況

年份年產油量/1 0 4 t銷售收入/1 0 8元操作成本/1 0 8元生產成本/1 0 8元銷售收入-操作成本/1 0 8元銷售收入-生產成本/1 0 8元2 0 0 5 6 1.1 7 2 0.8 1.3 5 2.7 7 1 9.4 5 1 8.0 3 2 0 0 6 5 9.0 8 2 0.0 9 2.4 2 3.9 3 1 7.6 7 1 6.1 6 2 0 0 7 4 9.9 9 1 7 3.4 5 4.8 7 1 3.5 5 1 2.1 3 2 0 0 8 4 1.1 1 3.9 7 2.1 4 3.5 3 1 1.8 3 1 0.4 4 2 0 0 9 3 0.3 7 1 0.3 3 2.8 7 4.0 6 7.4 6 6.2 7 2 0 1 0 2 9.1 1 9.9 2.8 3 3.9 3 7.0 7 5.9 7

2.2 利潤下降的原因分析

分析該油藏利潤下降的主要原因有以下幾個方面:

1)生產成本上升 隨著油藏開發(fā)進入中后期,油藏含水逐步上升,導致油藏開采成本逐步提升,包括提液的成本在逐步上升,注水量也需隨之上升,油氣處理環(huán)節(jié)費用也隨之上升,總體上成本呈現(xiàn)剛性上升趨勢,而相應的利潤有逐步下降的趨勢。

2)基本運行成本上升 無論產量高低,基本的運行成本是必需的,包括機構運轉、設備維護等許多方面。設備都有相應的生命周期,設備的使用是有有效期的,比如某項配件到了一定的年限,就會失效,為此相應的維護保養(yǎng)費用也在逐步上升。

2.3 采取的對策

針對油藏運行成本高、成本控制困難的現(xiàn)象,采油一廠利用單元成本核算結果,通過管理創(chuàng)新,對成本的過程管理逐漸形成了一套完整的精細成本管理體系,即 “節(jié)點成本管理法”,并形成了 “可控成本”的管理理念,從而為企業(yè)的精細管理開拓了方向,實現(xiàn)了發(fā)展方式的轉變。經過一年的實施,初步實現(xiàn)了向管理要效益的目標。

節(jié)點成本管理法的主要內容是在優(yōu)化業(yè)務流程的基礎上,利用節(jié)點控制的方法劃分關鍵節(jié)點,將成本配置到業(yè)務流程的關鍵節(jié)點上,對節(jié)點設置對標指標,并將對標的結果落實到考核指標上來,通過控制各節(jié)點的費用,來控制整個流程的成本費用,通過提高節(jié)點的技術指標,提高流程的技術水平。

圖2 尕斯油藏2005～2010年成本、收入和利潤變化情況

節(jié)點成本管理法的核心是管理優(yōu)化。節(jié)點成本管理法實施以來,產生了明顯的節(jié)能降耗效果,部分單耗下降明顯。以動力單耗為例,2009年1～12月生產共計耗電10989×104kW·h,而2010年同期對比耗電10636×104kW·h,節(jié)約 353×104kW·h電。采油系統(tǒng)噸油耗電從60.35kW·h下降到54.35kW·h,同時噸液耗電也從22.93kW·h下降到19.57kW·h。在年產液量保持穩(wěn)定的情況下,動力費的節(jié)約來之不易。

總體來看,采油一廠通過單元成本核算,明確各油藏費用的控制重點,通過管理創(chuàng)新,實現(xiàn)了管理升級,實現(xiàn)了向管理要效益的目的。

3 結論和建議

1)隨著油藏開發(fā)進入中高含水期,油藏開采成本逐步提升,成本呈現(xiàn)剛性上升趨勢,而相應的利潤有逐步下降的趨勢,各類油藏的情況都基本相似。無論產量高低,基本的運行成本是必需的,為此在油田開發(fā)產量下降階段,為提高油藏的價值創(chuàng)造能力,必須降低設備的基本運行費,包括管線、站點和處理設備的關停并轉,都在考慮的范圍內。

2)加強油藏的精細管理,開展轉變開發(fā)模式探討,探索在中高含水條件下油藏合理的開發(fā)模式,比如在尕斯E13油藏南區(qū)開辟不穩(wěn)定注采試驗區(qū),從實際運行情況來看,一年來,區(qū)塊整體產油量保持穩(wěn)定,產水量大幅減少,區(qū)塊累計少產水15210m3,含水率由年初的90%下降到目前的78.7%。節(jié)約了生產成本且減少了無效注水循環(huán),提高了注水利用率。通過試驗區(qū)的不穩(wěn)定注采調整,減少無效注水循環(huán),延長檢泵周期,達到穩(wěn)油控水的目的,為下步油田科學開發(fā)建立了示范區(qū)域。

3)從工藝上探索機采節(jié)能降耗的方式,針對油藏開展效益開發(fā)模式探索。油藏開發(fā)進入中高含水期,噸液開采成本增加,通過調整油井工作制度,包括采用各種間抽間采、周期采油、周期注水、計關、調小參數(shù)、優(yōu)化電機配置、優(yōu)化工藝設計、虹吸尾管采油、不動管柱酸化等手段來降耗,有效節(jié)約油井的提液成本。全年累計周采148井次,計關97井次,節(jié)約生產小時38×104h,動力費和材料費以及無效水處理費得到極大節(jié)約。通過在不同油藏開展轉變開發(fā)模式探索和效益開發(fā)探索,為下步油藏低成本運行、高效率開發(fā)探索出了一條科學合理的道路。

[1]高鴻業(yè).西方經濟學:上冊 [M].北京:中國人民大學出版社,1996.156～159.