持续深化精细管理不断提升整体效益努力推进华北油田科学发展上水平

1、持续深化精细管理  不断提升整体效益    努力推进华北油田科学发展上水平(本文为华北油田总经理苏俊在股份公司现场经验交流会上的报告全文)       华北油田的开发建设始于二十世纪70年代。1975年任4井获日产千吨工业油流后，1976年国务院批准成立华北石油会战指挥部，展开了冀中平原石油大会战。勘探开发33年来，累计生产原油2.4亿吨，在集团公司油气田企业中列第4位；生产天然气94.7亿立方米。由于潜山油藏开发的特殊性，1987年以后，华北油田原油生产经历了快速递减时期，1987年至1991年，原油年产从1000万吨骤减

2、至500万吨。        迈进21世纪，华北油田进入新的历史时期、关键发展阶段，我们把握机遇，直面困难，发挥优势潜力，深化精细管理，推进内部改革，转变发展方式，努力实现公司又好又快稳健发展。油气生产箭头向上、平稳运行，原油产量自2004年走出“谷底”后，连续5年稳定增长，年产原油从432万吨提高到447万吨，油气当量规模提升至493万吨；经济效益明显提高，2008年公司实现利润122.8亿元，上缴税费52.1亿元，在集团公司油气田企业中均列第6位，投资回报率47.1%，列第3位，油气开发全成本从2008年的35美元/桶降到现在的33美元/桶；员工队伍

3、士气高昂，大庆精神、铁人精神成为广大干部员工共同奋斗的思想基础，始终保持了良好的精神状态与时代风貌，形成了较强的执行力和战斗力；坚持依法经营、科学管理，认真履行“三大责任”，2007年以来，公司连续三年被河北省授予最具影响力和最具成长性企业荣誉称号，2009年荣获河北省企业管理金奖。        一、精细管理的形成与基本内涵        华北油田作为全国最后一个以传统会战方式建设的油田，经过33年的勘探开发，总体已进入中后期阶段，发展方式相对粗放和结构性矛盾比较突出的历史积留问题，与现实的资源探明程度

4、较高、地质情况复杂、成本控制难度加大、产能建设投资压力加剧等问题相互交织，油田生存发展的任务艰巨而繁重。面对诸多困难和挑战，经过华北油田历届领导班子的不断探索和艰苦实践，基本形成了以“细化管理单元、量化考核指标、管理主体责权利相统一”为特点的精细管理，在此基础上，我们着眼实现企业整体全面可持续发展，进一步学习运用“三老四严”、“岗位责任制”等石油工业宝贵管理经验，吸收和借鉴精益生产、流程再造、平衡计分卡等现代管理理论和方法，应用前沿管理和技术创新成果，不断拓展延伸精细管理的内涵和外延，逐步形成了一套具有华北油田特色的管理模式。这种管理模式可以简要概括为：全方位整体优化、全要素经济评价、全过程系

5、统控制，其本质是以强化管理促进发展方式转变，推进内涵式、集约化的可持续发展；核心内容是以制度和标准为指引，以风险控制为前提，以效益最优为目标，组织企业各管理单元精确、高效、协同和持续运行，以获得更高效率、更大效益和更强竞争力；关键要素是统筹规范、细化优化、技术创新和全员参与。         全方位整体优化，是我们对油田发展和企业管理的战略把握和整体考量，主要是通过组织制度安排和管理运作协调，对企业资源进行全方位系统优化、科学配置，提高全系统运行效率，实现整体、全方位的最优化，具体包括“一体化统筹、规范化运作、标准化管理”三个方面内容。一体化统

6、筹：即，从公司发展全局出发，紧紧抓住储量、产量、投资、成本、安全、稳定等核心问题，以油气勘探开发生产为龙头，兼顾各方利益和要求，统筹企业资源配置利用，统筹区域整体规划，统筹各项业务共同发展，实现油田公司整体优化、协调发展。规范化运作：主要通过实行规范制度、制定计划、执行落实、检查处理“四位一体”的“闭环管理”，把管理细化为具体目标，规范操作程序，提高管理运行效率。即，对企业规章制度进行细化和完善，做到标准、流程规范化，控制、检查规则化；在科学谋划的前提下，提出具体工作目标以及实现目标的计划和措施；将目标、责任细化分解到每一个人、每一个管理环节，强化计划的执行和落实；通过自检、互检、专检等方式，

7、对比目标计划检查执行结果，对优秀的执行结果形成规范标准，对存在的问题持续整改，做到事事善始善终、目标落实到位。标准化管理：就是实行建标、对标、提标管理，以量化的数据作为分析判断工作情况的基础、考核评估成果业绩的尺度，并对管理进程进行引导、调节、控制。建标，是对生产经营中的每一个环节、单元制定具体、明确的工作标准。对标，是对照标准要求进行达标、对标管理，找出差距、制定方案，达到标准要求。提标，是根据工作情况，不断改进和提升管理标准，以管理循环推进资源的升级优化。        全要素经济评价，是从成本投入、资本回报、技术分析等全要素层面，对企业进

8、行综合经济效益和综合管理效率考核评价，体现了精细管理对人和事细化、精确的管理，主要包括“持续绩效考核，经济技术评价，突出整体效益”等三个方面内容。持续绩效考核是基础，我们根据管理流程和管理标准，将企业的战略目标和各项业务指标，分解量化为具体的可衡量的绩效指标，层层分解落实到具体的工作单元，形成环环相扣的责任链；在此基础上，建立了以平衡记分卡为主要内容的全员绩效考核体系，明确了从绩效合同编制、签订、执行、监控、调整、考核到考核结果兑现的全过程绩效考核制度和规范；通过合理设置考核指标、加强指标跟踪管理、明确考核结果与薪酬和人事调整挂钩，有效增强了考核的科学性和激励性。经济技术评价是手段，通过综合对

9、比分析成本投入、产出增长率等各要素的历史情况和现实情况，评价综合效益与成本、投入与产出的数值关系，评定油田生产经营每个管理单元、管理主体的绩效情况，对投入总量进行最优调控，科学配置资源。突出整体效益是目标，通过经济技术评价，对产值与效益进行综合协调，对不同的产出组合，制定出相应的最优投入组合方案，对不同的投入组合，测定出相应的最优产出组合方案，实现资源规模、生产规模与成本投入、经营投入的高效匹配，产生最佳的经济效益，最大限度地拓展盈利空间，实现高效益、可持续发展。        全过程系统控制，是通过建立科学有效的管控机制，来规范人的行为和事的

10、过程，实现对管理单元、管理主体、管理流程等全过程的控制、约束和检验，核心是“构建一套体系，实施全方位控制，提高三种能力”。构建一套体系，即构建全面风险管理体系。本着依法经营、科学管理的原则，陆续建立起内控体系、HSE体系、法律风险防控体系、基层建设体系、惩治和预防腐败体系、应急管理体系以及业绩考核体系等7个专业管理体系，并将上市和未上市业务规章制度进行整合规范和统一，全部纳入公司统一的体系文件中，形成了面向各层面、涵盖各业务的全过程、全系统的全面风险管理格局。实施全方位控制，即以全面风险管理体系文件为核心，以各个专业管理体系为依托，全过程、多角度实施控制和管理。在横向控制上由运行、应急、监督、

11、考核四个分系统组成，实行分类管理，确保管理体系执行到位，操作规范；在纵向控制上分为战略决策、系统管理、执行实施三个层面，实行分层管理，确保各项管理控制措施落实到位；在整体控制上采取统一的管理理念、目标和管理策略，实行综合管理，确保全面风险管理体系规范统一、健康有效。提高三种能力，即提高自控能力、互控能力和专控能力。提高自控能力，就是从油田自身实际出发，苦练内功，提高自身管理能力。提高互控能力，即提高各管理环节、各工作流程、各道工序之间互相控制能力，实现协同作业、互控检查和责任联动，提高管理质量。提高专控能力，是强化各生产环节的定时检查、即时纠偏，把管理由事后把关向全过程控制转变，使生产经营的每

12、一个环节、每一项工作都达到有序、受控状态。        以“全方位整体优化、全要素经济评价、全过程系统控制”为主要内容的精细管理体系的建立与完善，适应了企业科学发展的内在需要，体现了社会主义市场经济的规律特点，符合现代企业制度的发展方向。持续推进和深化精细管理，增强了企业管理运作的控制力，防范了经营风险，有效应对了内外部形势的急剧变化。        二、精细管理的持续深化与实践        华北油田精细管理的思想和理念萌芽于石油工业传统管理经验之中，基本做法形

13、成于中国石油全面融入国际化竞争的“十五”时期，在“十一五”以来的各项工作实践、尤其是勘探开发生产实践中综合运用，并得到日益完善和成熟，促进了企业管理水平的大幅度提升，在提高勘探开发整体效益、推动华北油田科学发展上发挥了至关重要的作用。        大力实施全方位整体优化，不断提高勘探开发整体效率。运用统筹兼顾、突出重点的基本方法，从确保企业战略发展、科学发展出发，强化勘探开发的核心地位，合理调整企业能源、业务、组织、投资、队伍等各种结构，整合优化各种资源配置，形成和强化支持勘探开发发展的合力，同时对勘探开发实施统筹协调，提高勘探开发的整体运作

14、效率。        科学谋划长远策略，保证正确发展方向。坚持把实施战略决策作为全方位整体优化的核心，以符合实际、切实可行的决策部署引领公司科学发展。首先，明确企业发展定位。我们始终将油气勘探开发作为企业的生存之本、发展之基、效益之源，摆在重中之重的位置，优先发展和重点抓好。重组整合后，针对公司能源和业务现状，经过深入调研和战略思考，确定了建设有一定经营规模和华北油田特色的地区能源公司的发展定位，明确了通过稳健发展常规油气业务、快速发展煤层气业务，积极进入新能源新领域，有效拓展矿区服务业务，优化扩展多元开发业务，形成以油气和新能源开发利用为主，

15、以矿区综合服务和多元开发业务为辅，三位一体、协调发展的战略格局。其次，不断完善发展战略。遵循集团公司的发展战略、目标和框架，结合企业内外部发展变化的形势，把握勘探开发这一核心和关键，把最初的“低成本、有效益、可持续”发展战略调整为“持续、有效、稳定”，今年进一步重新梳理、归纳提炼为“持续、有效、稳健、和谐”，赋予了新的内涵，更加注重发展的质量，更加注重管理的强化，更加注重效益的提升，坚定不移地走集约发展、节约发展之路。第三，科学确定发展目标。我们把握企业发展和油气勘探开发规律，经过认真研究论证，明确提出了“二次创业、再铸辉煌”的发展愿景，以突出效益为前提，制定了“三步走”一揽子规划，到“十一五

16、”末实现年油气当量600万吨；到2015年形成地区能源公司的总体架构，年油气当量在800万吨基础上稳定增长，矿区居民群众生活质量切实改善、员工群众的幸福指数明显提高；到2020年建成具有华北油田特色的地区能源公司，员工富裕程度普遍提高，企业综合实力显著增强。第四，巩固发展政治文化优势。以推进企业发展为党组织第一要务，以促进油气勘探开发生产为重心和着力点，认真谋划、部署和开展党群工作，扎实推进“四好”领导班子和基层党支部“六个一”创建活动，大力培育具有华北油田特色的艰苦创业文化、精细管理文化、和谐稳定文化，广泛深入开展形势任务教育、法制法规教育和矿区文明教育，持续深化基层建设，党组织的政治核心作

17、用和思想政治工作的生命线作用充分发挥，推动企业发展的政治、组织、文化等软实力不断增强。        持续调整优化结构，切实增强整体功能。坚持把优化内部结构作为全方位整体优化的有效途径，以企业结构的优化，保障勘探开发的有效开展。一是优化能源结构，在稳健发展常规油气业务的基础上，集中力量快速发展煤层气业务，在形成年6亿立方米工业化生产能力、实现规模化商业运营的基础上，制定实施2015年建产能25亿立方米、2020年建产能45亿立方米的煤层气中长期发展规划，努力把煤层气业务做优做大，使之成为最现实、最重要的增长极。积极进入地热等新能源开发领域，已经

18、顺利完成地热发电可行性研究和首座地热发电站建设，预计到“十二五”末每年可实现地热发电1.3亿千瓦时，可节约替代标煤40万吨，减排二氧化碳100万吨，届时将成为油气主营业务的有益补充。把储气库建设管理作为油气主营业务的拓展延伸，积极开展京58储气库群的建设和更多储气库群的论证选址，努力发展成为我们开发管理领域的新兴业务。常规油气、煤层气，以及地热等多种能源的整体统筹开发和综合有效利用，为我们建设地区能源公司奠定了坚实基础。二是优化业务结构。坚持重点发展油气主营业务，在力量配置和资金投入上实施倾斜政策，持续稳健地做大；从强化对勘探开发的生产保障职能出发，把水、电、路、讯、运输、物资供应等纳入生产服

19、务业务，实施产业化发展，坚持不懈地做强；从强化对勘探开发的服务保障职能出发，把矿区物业、消防、职业教育、社保等纳入综合服务业务，实施特色化发展，持续不断地做优；从强化对勘探开发的延伸服务职能出发，把城市燃气、建安维修、机电设备等纳入多元开发业务，有所为有所不为，实施优化扩展。三是优化投资结构，坚持“保生产、保安全、保重点、保效益”的原则，重点解决制约公司油气主营业务持续健康发展的关键问题，保证重点工程建设项目的立项和实施；实行由机关专业部门、研究部门、监督部门和外聘专家共同把关的投资效益论证制度，凡不能达到效益指标的，坚决不立项，不安排计划投资；还实行了加强投资管理的投资项目回报兑现制度、“项

20、目投资包干、节余留用”制度，增强了各单位加强生产建设、自觉控制投资的积极性；在此基础上，严格执行集团公司“认认真真过两年紧日子”的要求，压缩非生产建设，缓上一般性项目，不安排楼堂馆所建设，对已批准的建设项目，也严格控制标准，从而把有限的资金优先用于保证油气主营业务的发展。四是优化市场结构。实施“全面开放、适度保护、放开低端、占领高端”的市场战略，打破“一对一”市场格局，实现公司内外部市场的规范运行。大力发展技术优势，建立完善适应外部市场的运行机制，抢占高端市场；适度引入竞争，放开低端市场；稳定内部，保证内部市场服务的占有率；扩展外部，积极进入能源相关行业的市场。通过规范的市场化运作，提高企业运

21、作效率和效益。五是优化组织结构。实施撤队建站，把原来油气生产单位的“厂、大队、采油队、井站”四级管理变为“厂、工区、井站”三级管理，撤销了114个采油中队，建立了194个采、输油班站，减少管理层级，精简组织机构，实行扁平化管理；实施一体化重组整合，将维护性施工作业、物资采购与器材供应业务划转对口服务的油气生产单位，使油气生产单位产业链更加完整，生产服务保障更加有力。实施天然气销售管理专业化整合，将油气生产单位的天然气销售、CNG生产和销售等业务划转重组，进行专业化管理运作，减轻油气生产主营业务负担，提高效率和效益。实施科技资源整合，对研究院、物探院、采研院进行管理层级和机构调整，优化管理和研发

22、结构，完善科技奖励政策，使科技资源效能更能充分发挥，为勘探开发提供更加有力的技术支持。六是优化人力资源结构。调整优化员工队伍结构，压缩管理岗位410个，将管理人员及二、三线后勤人员1769人充实到采油生产井站及煤层气生产一线，清理清退劳务用工1050人；通过在二连油田推广自动化建设、优化生产组织结构，逐步实现整体减少用工1000人；采取导师带徒、送出培训、学术交流等形式加快骨干人员培养，106名科研骨干成长为公司技术专家，152名生产骨干成长为公司技术能手，选拔引入54人进入硕士研究生工作站工作；在严格控制处级干部总数312人不变的情况下，整体优化班子和干部队伍的年龄结构、知识结构、业务结构，

23、2008年以来调整交流75人、新提29人、副提正25人、提前退岗35人，共164人，增强了领导班子和干部队伍的活力和战斗力。        积极推进勘探开发一体化，优化整体运行。树立和坚持“整体、系统”的理念，实施整体勘探、整体评价、整体开发生产，实现勘探开发过程最优化。整体实施油气勘探，更新勘探找油理念，结合地下地质实际，深入分析资源潜力，对富油气凹陷和潜山有利目标，进行整体认识、整体研究、整体部署，努力寻求重点区带的勘探突破。在整体认识上，应用逆向思维，由以往的主要研究正向带构造向系统开展洼槽区研究转变，建立了洼槽区油气“主元富集”评价标准

24、，形成了断陷“洼槽聚油”理论；在整体研究上，完善建立了以“定洼槽明背景建模式找砂体探洼槽滚动预测整体评价”七个关键环节为核心的“定洼探洼”勘探流程与方法，形成了以提高深潜山及潜山内幕三维地震成像精度技术、深潜山与潜山内幕欠平衡钻井技术等四项综合配套技术，以及三角洲砂体储层预测、近岸水下扇砾岩体储层预测等适用有效的储层预测技术；在整体部署上，明确了“突出饶阳、强化冀中、深化二连、拓展新区”的勘探原则，注重优化部署和井位标定，精细施工设计，强化“三随”动态分析，应用欠平衡钻井、电成像测井等新技术，提高了勘探工作成效。在华北探区整体勘探程度较高的情况下，每年新增三级储量均接近1亿吨，2005年以来累

25、计新增预测石油地质储量1.96亿吨，新增控制石油地质储量1.53亿吨，新增探明石油地质储量1.1亿吨。在饶阳凹陷已实现三级储量1.5亿吨，在阿尔凹陷和文安斜坡发现两个5000万吨级规模储量区，在吉尔格朗图凹陷和赛汉塔拉凹陷发现两个3000万吨级规模储量区。整体实施评价建产，在油气藏评价部署上变“运动战”为“阵地战”，由井点为线索、圈闭为重点转变到以资源为基础、区带为重点，实现了预探、评价、建产的有机结合，有效缩短资源转化周期。老区滚动勘探实现由初期针对单一断块、局部圈闭向区带整体研究、立体滚动转变，工作重点由见油圈闭的再评价向新圈闭、新层系、新领域研究转变，强化了滚动工作的整体性和进攻性。“十

26、五”以来，累计新建产能526.3万吨，实现储量替换率连续10年大于1，资源接替能力明显增强。整体协调开发生产，实施油气生产、储运、销售统一决策、统一调度的“大运行”管理，确保油气生产“平稳、均衡、效率、受控、协调”；实施工农协调归口负责，统一口径、统一赔偿标准的“大工农”管理，降低生产建设征地、赔偿等费用，提高工作效率；实施对施工建设、队伍布局统一安排、统一运行的“大协调”管理，做到立足全局，兼顾局部，充分发挥人力、物力效能，加快生产建设节奏，确保各阶段油气生产任务的圆满完成。        大力实施全要素经济评价，不断提高勘探开发整体效益。在

27、勘探、产能建设、开发生产对象日益复杂，降低投资、控制成本难度日益增大的情况下，理顺勘探开发生产流程，全面考虑影响勘探、评价建产、开发生产各环节经济效益的各项要素，采用适用的经济评价手段进行效益论证和评估，将论证结果作为决策依据，指导勘探开发生产，确保勘探开发的整体效益。        寻找优质规模储量。这是评价建产的基础，也是提高勘探开发整体效益的前提条件。首先，加强政策和机制引导，从源头引领勘探发现。制定规模储量效益指标，完善对研究院、物研院的井位考核指标，自2008年起增设了每年各发现、落实3个圈闭资源量大于1500万吨或圈闭群资源量大于3

28、000万吨的勘探大目标，促使勘探井位研究人员从研究之初就把目光盯住大目标，引领研究人员努力寻求勘探规模发现。其次，选用先进适用的工程技术，提升储量品位。针对不同勘探区域的地下实际，因地制宜确定工作方案、技术措施，在冀中淀南地区形成和实施了“规模适度、中等砂比、全程防膨，适度降粘”的压裂增产思路，对二连探区赛51井灰岩地层研究实施“中等规模、控制缝高、强化助排”的交联酸酸压工艺技术方案，有效地提高了储量品位。第三，加强储量经济评价，确保储量经济有效。明确提出只有当内部收益率大于12%，有一定的经济可采储量时，才能上报控制储量，为后期评价开发提供可供转化的优质储量。20052007年新增预测储量转

29、为控制储量的升级率都在60%以上，2008年达到86%；2005年以来，新增控制储量探明率最低的也在43%，今年新增控制储量的探明率达到了80%以上。        优化产能建设规模。产能建设是开发投资主体，也是提升开发效益的关键。我们正确处理当前与长远、资源与发展、投入与回报等关系，根据盈亏平衡基本原理，采用全成本分析方法，综合考虑产量、投资、成本、油价等因素，结合油田产能投资规划，首先得出理论上获得当期利润最大的产能建设规模，然后再对资源状况和现实条件进行分析，确定当年合理的产能建设规模。为此，我们建立了产量、投资、成本和油价优化配置模型和

30、实际优化模型，根据效益高低对拟开发油藏进行排队备选；还定义了产量接替能力系数，即每产出单位质量原油所新建的产能与合理的产量递减量的比值，以此量化油田接替能力，保持实际产能建设规模与油田产量的合理配比关系。根据以上理论和方法，“十一五”以来，我们一直把油田整体产能建设规模保持在5762万吨之间，实现接替能力系数达到1以上，原油产量走出“谷底”后保持稳定增长。         优选产能建设项目。一是抓好目标区块的初步筛选。根据探明资源和老油田潜力状况确定产能建设候选目标，并开展开发方案、钻采方案和地面建设方案的初步论证和经济测算，完成候选目标区块的

31、排队，严格根据效益指标完成初步筛选。二是及时调整产能建设目标。密切关注勘探和油藏评价项目实施情况，及时开展有利目标区块的技术和经济评价，按照效益最大的原则，及时调整更换目标区块。三是优化产能建设方案。在方案编制过程中，从油藏工程论证、开发方案设计、钻采工艺方案设计到地面建设方案设计的每个环节都要考虑设计对效益的影响，尽可能采用降低开发成本和生产成本的设计方案，并在最后进行全面的经济效益评价，确保方案经济效益最优。在编制二连宝力格油田开发方案中，采用数值模拟方法确定开发井距，分别以200米、250米和300米井距开发10年测算，该断块采出程度分别为13.5%、11.9%、9.8%，从技术角度分析

32、，200米井距最好但经济效益较差，内部收益率仅为8.2%，而其他两个方案内部收益率都在13%以上，综合技术、经济两方面考虑，采用了 250米井网开发，收到了较好的成效。在确定乌里雅斯太油田建产规模时，考虑到该油田属典型岩性构造油藏，储层平面及纵向变化都比较大，储量规模有待进一步落实，结合附近联合站的输油能力，从技术上设计了多套方案，但通过经济评价，最终确定10万吨规模的建产方案，保证了经济效益最大化。        优先开发高效产量。为获取最佳的效益产量，我们建立生产成本归集分析体系，以现金流分析为线索，将构成产量成本的各要素归集到区块或单井，

33、明晰成本结构，把握变动规律，对比现实油价，掌握区块和单井的效益产量，为生产决策提供依据。在此基础上，根据产量效益高低，实施分类管理，优化上产措施，优选高效产量，提高开发生产效益。为保证预期产量效益实现，我们大力加强现场生产运行管理，摸索建立了以增强油藏稳产基础、提高采收率为主的“一组一策”基层现场生产管理模式；以责权利相统一、激励员工勤奋上进的“六分四段”采油井站管理模式；以细化成本单元、提高员工节约意识为主要内容的“成本树管理法”，实现了油气田开发从行政单元向地质单元的全方位动态精细管理转变，切实降低了生产耗费、挖掘了产量潜力，确保了产量效益的实现。2008年对84个区块进行效益评价，其中一

34、类效益产量431.3万吨，占评价产量的99.9%；对4293口油井进行效益评价，其中3421口油井为一类效益井，占评价总井数的79.7%。        有效开发低效区块和难采储量。在低效区块治理方面，根据效益评价结果，每年从低效区块中筛选出剩余潜力较大的区块，经过精细油藏描述，新建产能和恢复产能相结合，近几年先后恢复了强2、路36等一批断块，累计恢复产能53.5万吨，大大提高了开发效益。在难采储量动用方面，充分利用集团公司的有关政策，采取“统一部署、内部承包、风险独担、利益共享”的机制，共投入难采储量区块和已开发低效区块24个，动用地质储量5

35、923万吨，可采储量742.5万吨，累计新建原油生产能力12.9万吨；对236口老井恢复生产，累计恢复生产能力13.8万吨；风险作业服务区原油产量从2004年的年产4万吨上升到2008年的年产13万吨，累计生产原油38.2万吨。        大力实施全过程系统控制，不断提高勘探开发整体效果。应用科学管控机制，强化勘探开发管理和操作员工行为、油气开发生产预期目标、勘探开发工艺效率指标的控制约束，实现勘探开发过程健康、安全、环保，生产运行过程平稳、高效，开发系统效率明显提升，推进企业安全发展、清洁发展、节约发展。   

36、60;   应用HSE系统管理平台，有效控制生产经营过程。依托这个平台，对HSE体系文件、管理标准、规章制度等先后进行了三次大规模的全面整合，取消了制度类红头文件，建立起了一套科学规范的体系文件，将生产经营中所识别出的风险以及相对应的防控措施融入其中，实现了由一套体系文件对全部风险和防控措施的全覆盖性支撑，强化了对勘探开发风险的源头防范和过程控制；整合编制“两书一卡一表”，成为员工岗位工作标准，覆盖了一线生产岗位的所有工作活动，规范了基层岗位操作，强化了岗位风险控制，促进了生产一线安全环保隐患的消减。在体系运行中，对体系文件的制发修订实行计划管理，两级机关的所有发文，都要经

37、过同级企管法规部门前置性会签审核把关；实行记录归口管理，规范、压缩一线生产运行台账，减轻了基层负担；将传统的检查评比全部通过体系审核和管理评审予以规范并替代；取消了工作要点和工作安排文件的下发，要求完全按照体系文件的规定开展工作；为避免评比标准与体系文件的规定出现不一致，只保留了公司层面的评比，其他各系统的评比表彰一律取消。建立了体系运行监督机制、责任机制和持续改进机制，增强了企业执行力，专业管理实现了由“粗”到“细”，由“虚”到“实”，突出了细节管理，落实了岗位责任制，管理职能更加清晰，工作流程更加规范，工作质量和效率明显提高。        

38、;应用指标系统管理平台，有效控制油藏开发过程。针对华北油田综合含水和可采储量采出程度均达到80%以上的现状，不断深化油藏地质认识，科学制定不同类型油藏、不同采油单位和一个阶段内油藏目标管理指标体系，把油田自然递减率、综合递减率、含水上升率控制和采收率提高作为主要的管理指标，通过建立并实施考核指标体系，以指标系统控制为工作主线，遵循“二次开发”的工作思路，实施油藏深度开发，全面改善油藏开发水平。为实现既定指标，我们紧紧牵住提高单井日产量这个“牛鼻子”，树立和强化“三个新观念”，扎实抓好四项重点工作。“三个新观念”，就是摒弃高含水油田到了开发后期的观念，树立“高含水期是油田重要开发阶段”的新观念；

39、摒弃低品位区块储量难动用的观念，树立“任何储量都可以想办法动用”的新观念；摒弃只能部分驱油的开发观念，树立“全藏驱油”的新观念，以此为指导思想，改善油田开发工作，提高整体开发水平。四项重点工作，一是连续五年开展精细油藏描述工作。2004年以来，共完成58个油藏，覆盖地质储量3.9亿吨、可采储量1.0亿余吨，完成规划工作量的102.2%。积极推进描述成果向生产力转化，共增加地质储量1693万吨，增加可采储量955万吨，提高采收率2.5%，新建产能57.4万吨，增油64万吨。二是连续三年开展以注水基础管理为核心的“开发基础年”活动。2007年以来，我们变注水被动从属地位为主动平等地位，通过提高水驱

40、储量控制和动用程度，采取井下检管和管线、注水系统改造等措施改善注水状况，降低注水压力，提高注水效果。华北油田水质达标率由2007年的52.1%提高到目前的78.6%，注水井措施占措施总量的比例由“十五”初期的27%提高到2008年的40%，“油水并重”的格局逐步形成。三是连续十年开展老油田“调水增油”工作。“十五”以来，共选择51个油田作为“调水增油”重点区块，重建地质基础，重新调整注水井网，完善注采工艺配套，实现了调整对象从主力油藏向非主力油藏转变，研究单元从井点、井组向单砂体转变；调整方式由大段分注向细分注水转变；治理措施由油井增产向油水井兼顾转变，实施油藏水驱控制程度由59.5%提高到7

41、2.2%；自然递减率由18.3%减缓到13.8%，综合递减率由11.2%减缓到5.2%；含水上升率由2.8%减缓到0.8%；共增加可采储量1204万吨，采收率提高3.4个百分点。四是创新实施了重点油藏监控。筛选出对公司产量运行影响大、处于开发突变期或开发初期的油藏实施重点监控，分为踏线区块、基本踏线区块、未踏线区块等三类进行管理，及时分析问题，及时发现问题，及时调整方案，及时进行治理。对产量平稳的第一类油藏和基本踏线但基础不牢的第二类油藏，进行巩固治理；对第三类未踏线油藏，超前分析研究，超前制定对策，及时督促实施，变被动应付上产为主动超前治理，确保了产量平稳运行。通过以上措施和办法，“十五”以

42、来华北油田自然递减率控制在11%13%左右，综合递减率控制在4%6%之间，含水上升率控制在1.0%以内，平均采收率提升至27.9%，主力开发油田平均采收率超过40%。        应用效率系统管理平台，有效控制开发工艺流程。重点应用于抽油机采油、注水、集输等三大工艺系统，通过采集参数、建立模型、与先进对比选值，确立不同系统效率提升的阶段性和长期性指标，对指标完成情况进行严格考核，形成降低能耗、提升效率的工作机制。在此基础上，及时把新理论、新工艺、新方法应用于三大系统，以获得效率提升的最佳效果。在抽油机系统效率提升上，利用系统工程学原理、技术经

43、济学方法全面分析了影响系统效率的敏感性因素，重点攻克“有杆泵动态参数仿真优化”、“抽油机井系统效率潜力评价”等技术难题，取得了重大的技术突破。20022008年，应用提高抽油机井系统效率技术，优化调整1.24万井次，单井系统效率由19.7%提高到27.2%，吨液耗电从36. 5千瓦时降低到19.6千瓦时。加之采取使用节电设备、开展反盗电和技术改造等措施，华北油田用电单耗连续10年下降，在油水井逐年增加的情况下，生产用电总量从1999年的8.9亿千瓦时下降至2008年的5.6亿千瓦时。在注水系统效率提升上，紧紧围绕降低注水系统能耗，进行了相关技术的研究与实施，采取了注水系统测试诊断仿真优化，注水

44、机泵变频调速，注水泵站、管网调整优化，实施后注水系统效率由41.6%提高到53.8%，平均注水单耗由7.3千瓦时下降到6.7千瓦时。在集输系统效率提升上，加强集输技术攻关和配套，形成了油水井井口计量及配套、油水井串联与油气密闭集输、井站自动监控等多项配套技术；改变油田地面建产思路，开创了“先井后站、先拉后输、先骨架后完善”的小断块地面建产模式，做到先建不浪费，后建不重复；调整老油田处理规模，转换生产运行方式，降低生产运行成本，在大王庄、荆丘、阿尔善等25个油气田停运4座联合站、8座转油站、87座计量站，7座联合站降级为放水转油站，停运设备150余台（套），年减少生产运行费用约1.6亿元。

45、60;       三、实施精细管理的体会与认识        精细管理的持续深化与实践，促使油田公司两个文明建设不断取得新成果，加深了我们对油气能源企业在新的条件下如何苦练内功、精细管理，转变发展方式，实现科学发展的认识。        （一）坚持与时俱进，开拓创新，在实践和发展中解决前进道路上遇到的问题。这是实施精细管理、推动科学发展的不竭动力。管理是企业永恒的主题，创新是企业发展的灵魂；管理没有最好、只有更好，创新永不停滞、永无止境。世界在变化，社会在进步，实践在发展，企业内外部深刻而急剧变化的形势，要求我们不断解放思想，开拓创新，运用马克思主义的基本原理，总结实践新经验，作出理论新概括。持续深化精细管理，在发展实践中正确处理投资、成本与效率、效益的关系，统筹兼顾各项业务、各项工作，实施系统、整体精细管理，把成本的压力、企业扩大再生产的动力和员工群众的切身利益有机统一起来，科学管控成本，努力提高效益，实现整体协调可持续发展。这种实践基