—写在中国石化西北油田勘探开发30年之际

　　30年前，在塔里木盆地，“沙参2井”的井喷宣告了中国石化西北油田的诞生，同时拉开了我国古生界海相油气勘探开发的序幕。如今，西北油田以每年900万吨的油气当量为祖国输送着工业“血液”。

　　30岁，西北油田正当而立。荒漠戈壁，没有削弱这名勇者的斗志;风吹日晒，没有阻挡这名前行者的步伐。

　　在大漠深处，中国石化西北油田分公司将创新的基因不断繁衍壮大，并培植出领先国内油田企业、独具特色的油公司模式，成为中国石化国内人数最少、人均吨油最高的油田。

　　30岁，西北油田正值意气风发。横亘于一疆之中的天山，目睹了这位年轻人的创新、拼搏与坚毅。

　　在“死亡之海”塔里木盆地，西北石油人甘守寂寞，敢为人先，创新不止。面对世界级开发难题，他们在创新机制氛围中不断进行开发技术、工艺的突破，使西北油田迅速跻身国内陆上油田前十之列。

　　30年风雨历程，来不及骄傲。转个身，西北石油人继续充满信心地向大漠深处未知之地前进，向千万吨油气田的梦想前进。

　　三战塔里木

胡杨林见证了西北石油人征战塔里木的每一个脚步。 摄影/范 明

　　从沙参2井到沙48井，再到“塔河之下找塔河”，西北油田走出了一条革故鼎新路。

　　文/本刊记者 赵 雪

　　新疆大漠戈壁深处，炙热的阳光无遮无拦地洒在这片广袤的土地上。在中国石化西北石油局雅克拉采气厂管辖区内的沙参2井附近，一组形态各异、栩栩如生的铜铸雕像被阳光晒得滚烫。

　　这组重现沙参2井发现情景的雕像群，仿佛让人回到了30年前。

　　1984年9月22日，凌晨3时。

　　猛烈的油气从沙参2井井下喷薄而出，埋藏地下亿万年的黑色原油形成数十米高的油龙，伴着火焰照亮了夜空。正是这一历史性时刻宣告了西北油田正式发现，标志着我国古生界海相油气首次获得重大突破，并由此揭开了塔里木盆地油气勘探的面纱。

　　然而，“国外少有，国内仅有”，塔里木盆地的古生界海相碳酸盐岩的地质构造属世界级难题，没有向国外学习的机会，国内也找不到任何可借鉴的经验。一切必须从零开始。

　　当时间的针脚走到2014年9月，三十载如同白驹过隙，却换来了西北油田的沉淀、成长与成熟。如今，西北油田已成为中国石化第二大油田、我国陆上十大油田之一。

　　30年，西北油田走出一条革故鼎新的勘探之路。

　　初探“古潜山”

　　“中国人自己搞出来的，很了不起，是一个大贡献。”

　　——原国务院副总理万里

　　“中国人自己搞出来的，很了不起，是一个大贡献。”1984年10月22日，时任国务院副总理万里在《人民日报》头版看到了一篇《沙漠春雷》的报道后不禁赞叹道。

　　这个“大贡献”便是在此一个月前“沙参2井”的突破性成功。

　　“据在场的专家们估算，沙参2井日产原油达1000立方米，天然气200万立方米。5391.18米也是当时国内钻探最深的具有工业价值的含油气层深度。”回忆起30年前的那天，西北油田分公司退休职工、原井下作业大队大队长兼固井高级工程师王宜民记忆犹新。

　　怎么可能淡忘!为了这一突破，西北石油人已经在沙漠里奋斗了好多年。

　　上世纪70年代末，从十年浩劫中刚刚走出不久的中国工业百废待兴。而石油严重不足的矛盾直接制约着国民经济的复苏与发展。

　　找油，成为当务之急。但，哪里有油?

　　决策者们将目光投向中国的西部，全国最大的盆地——塔里木盆地。1978年，西北油田分公司的前身地质矿产部第一普查勘探大队挺进西部，在被称为“死亡之海”的塔克拉玛干大沙漠，迈出找油的步伐。

　　塔里木盆地风沙很大而且频繁。“当时，我们很多时候都是和着沙土把一日三餐解决了的。大伙有句顺口溜是这样说的：‘出门一身土，吃饭满嘴沙，常年在野外，四季不着家。’”西北油田分公司退休职工，时任第一普查勘探大队宣传干事师玉生说。

　　在恶劣的自然环境下，勘探队的人们靠双腿在塔里木盆地的喀什坳陷、麦盖提斜坡、巴楚隆相继打出喀1井和麦参1井，但受当时勘探技术和物资装备条件的制约，勘探并无突破。

　　1980年，根据物探资料，勘探人员圈定了沙雅隆起雅克拉断凸;次年，钻探的沙参1井、阿参1井进一步证实了沙雅隆起中生界和古生界的存在。在“着眼全盆、分区规划，以塔北和塔东坳陷区为重点”的战略部署下，勘探队伍正式向沙雅隆起转移。

　　1983年4月，沙参2井的坐标被部署在沙雅隆起雅克拉构造带上。同年8月，该井正式开钻。钻井深度不断递增，一直钻深到了5363米，油气仍然没有出现，期望逐渐变成了失望。一时间，质疑之声四起。有人戏言，沙参2井所在的塔北地区没有大油田，即使有，也就够新疆人民点几盏油灯而已!

　　到底是继续寻求突破，还是放弃?

　　经过专家研究讨论，决定再打100米。

　　从5363米到5391.18米，仅仅延伸了28米多，1984年9月22日凌晨3时，埋藏地下亿万年的黑色原油终于喷涌而出。沙参2井的井喷实现了我国海相油气的首次重大突破，成为中国油气勘探史上继大庆油田陆相油气突破之后的第二座里程碑，让中国石油人找到了石油勘探开发的新方向。

　　这一年年底，地矿部决定，将塔北列为全国石油勘探的重点区域。次年，塔北油气勘查联合指挥部成立，这支由6000余人组成的石油勘探队伍在塔北参加了油气勘探万人大会战。

　　对于西北油田而言，“这口井的突破，让我们认识到这是一个古潜山型油气藏，储层以奥陶系碳酸盐岩岩溶储层为主。”中国石化西北油田分公司副总经理、总地质师漆立新说，“古潜山就像地上隆起的一个个小山头一样。”数亿年前， 经过地壳剧烈运动，海底上升为陆地，形成一个个小山头。这些小山头经风蚀雨淋，逐渐形成喀斯特地貌，其中的溶洞分布十分发达。后又经地壳下降，原来的小山头被新地层所覆盖。潜藏在新地层下的古老山头就变成了今天的“古潜山”。而石油就隐藏在古潜山的溶洞里。

　　对于塔里木、对于古生界，西北油田地质人员开始有了认识的突破口。到1990年，他们相继发现了雅克拉、阿克库木等5个不同构造类型和不同层系的油气田(藏)。

　　不过，潜山型气藏最后提交的储量并不大：天然气为118.44亿立方米，凝析油471.6万吨。“这种地形具有面积小、幅度低等问题。虽然我们随后也开了一批井，但都是潜山头，在向外扩展时面临很多问题，失败也不少，产量也不大。”漆立新说。

　　从1984年沙参2井发现到1996年，12年里西北油田勘探没有出现更大突破。

　　勘探技术人员再次产生困惑：此前预测的塔里木下古生界海相碳酸盐岩大型油气田在哪里?

　　再获“羊肉串”

　　创新是不断煎熬、不断钻研、不断坚持的过程。

　　——西北油田分公司副总经理、总地质师漆立新

　　千呼万唤，这个“古生界海相碳酸盐岩大型油气田”终于在1997年露出了神秘的微笑。

　　当年10月，位于沙雅隆起阿克库勒凸起斜坡部位的沙48井获得高产工业油气流，亿吨级储量的塔河油田就此诞生。

　　该井与稍早时候开发的沙46井、沙47井共同解答了“塔里木下古生界大油气田在哪里”的问题——在沙雅隆起阿克库勒凸起斜坡部位以石炭系巴楚组泥岩为盖层，以奥陶系碳酸盐岩岩溶缝洞为储层的塔河奥陶系是一个特大型碳酸盐岩缝洞型油气藏。

　　塔河油田的发现标志着塔里木盆地海相找油获得了“决定性的胜利”，结束了我国海相古生界没有大油田的历史。它以强有力的事实证明，塔里木盆地是我国油气资源量大于100亿吨的三大盆地之一。

　　这一决定性突破不仅对我国的油气勘探产生了巨大的促进作用，而且对我国能源战略转移具有非凡的历史影响。1996年，国内原油增产速度落后于需要,中国原油进口量首次超过出口量,成为原油净进口国。塔河油田的发现，对我国原油增产的意义不言而喻，它也因此被寄予厚望，成为我国西部油气资源战略接替的重要阵地。

　　塔河油田的发现并不是因为“好运”，而是因为机会总是垂青善创新、敢拼搏的人。

　　“创新就是不断煎熬、不断钻研、不断坚持的过程。”漆立新感慨。在没有任何借鉴经验的条件下，西北石油人只能不断突破。

　　上世纪90年代，西北油田在“九五”勘探会上，确定了“以中新生界为主兼顾古生界;以找构造圈闭为主，兼顾开拓非构造领域，逼近主力烃源岩”的油气勘探指导思想。这为发现塔河油田起到了至关重要的导向性作用。

　　“勘探最大的风险是区带评价和勘探领域评价的风险。早期，对于海相碳酸盐岩储集空间的认识，主要从成岩空隙、生物空隙、构造裂缝等类型出发，忽视了大型表生岩溶的大型洞穴，很难进行有利区带的选择和勘探目标的确定。”漆立新认为。

　　为此，西北油田分公司从夯实大量基础工作入手，通过单井分析等一系列对地质演变构造过程的研究，明确了勘探思路并优选开发区带。

　　“经过六次大规模运动，塔里木盆地的地下构造发生了天翻地覆的变化，古隆起斜坡演化构造的恢复非常复杂，对高效勘探提出了非常大的挑战。”漆立新连续对两个“非常”使用了特别的语气。

　　“塔河油田的意义对盆地勘探来说，实现了从潜山向表生岩溶勘探的拓展。”漆立新解释。这一理念的提出，彻底改变了西北油田勘探技术人员以往对碳酸盐岩油藏的认识。

　　他们发现，该油藏的特点是“缝洞单元为基本油藏单元”，油藏分布受由一个溶洞或若干个由裂缝网络沟通的溶洞所组成的相互连通的缝洞储集体控制。同一缝洞单元具有统一压力系统和油水关系，是一个独立的纯油藏或底水油藏。这一创新理念的提出实现了西北石油人对海相碳酸盐岩类地质认识的真正突破。

　　在创新勘探理论的基础上，科研人员研发出了以聚焦缝洞体“串珠状”绕射波成像为核心的超深碳酸盐岩缝洞型储层精细成像技术，逐步形成以碳酸岩岩溶古地貌恢复、振幅变化率提取、趋势面分析、地震反射特征识别、地震测井联合反演、波形分析及三维可视化等为代表的碳酸岩缝洞型油藏储集体预测技术系列。

　　“这些技术使我们对缝洞的研究可以像人走在洞里一样，清晰立体地观察5000~6000米以下喀斯特岩溶地貌及缝洞型油藏的形态。”漆立新解释。在这套技术体系的观察下，“缝洞单元”可以像“羊肉串”一样被探测到，缝洞型储层预测成功率达到95%以上，开发井见产率达到90%以上。

　　塔河之下 塔河之外

　　在一个盆地里打了这么多口井后，总会忐忑不安。如果遭遇两次连续失败，就会有茫然的时候。

　　——西北油田分公司副总经理、总地质师漆立新

　　30年的勘探历程证明，塔里木盆地下古生界碳酸盐岩不仅是西北油田的发展之源，而且是其可持续发展的根本。

　　据悉，地球上有20%的沉积盖层是碳酸盐岩。这些碳酸盐岩盖层却含有约40%的油气储量。在塔里木盆地，西北油田已经发现的碳酸盐岩岩溶缝洞型圈闭资源量7.32亿吨油当量，占总资源量的92%，勘探潜力巨大。

　　截至2013年底，塔里木盆地中石化探区保有三级地质储量35.68亿吨油当量，其中古生界碳酸盐岩保有三级地质储量27.24亿吨油当量，占76%。这意味着在塔里木盆地升级评价的目标区主要集中在碳酸盐岩领域。

　　因此，下古生界碳酸盐岩领域依然是西北油田长期的勘探阵地，并在此基础上逐渐形成“逼近烃源岩、立足古斜坡、寻找大型原生油气藏”的勘探思路。

　　“对于勘探人员来说，在一个盆地里打了这么多口井后，总会忐忑不安。如果遭遇两次连续失败，就会有茫然的时候。”漆立新坦言，“这就逼着你要去创新、提高认识。”

　　2004年，为解决西北油田可持续发展问题，时任西北油田分公司总经理焦方正提出“塔河之下找塔河，塔河之外找塔河”的勘探工作目标。为此，西北油田提出“扩大塔河、突破塔中、攻关玉北、探索外围”的勘探目标，依旧锲而不舍地寻找油气。

　　通过5年的努力，2009年，西北油田的勘探技术人员制定出了北上天山南、西出巴楚-塔西南、南下塔中、东进孔雀河-草湖的一系列勘探计划，在塔河油田主体区之外，布置下勘探的“天罗地网”，将1.2万平方公里的塔河面积扩大至近14.7万平方公里，石油储量和产量均增长了一到两倍。

　　2010年8月，玉北1井发现工业油气流，实现了玉北地区麦盖提斜坡奥陶系碳酸盐岩领域的导向性油气突破，标志着西北石油人向西部新区进军。此后，玉北新区的玉北3井、1-1井和玉北4井在奥陶系均钻获油气显示，扩大了该地区奥陶系的含油气面积，预示着该地区油气资源量潜力巨大。

　　为打造中石化西部资源接替阵地和“西部快上产”的主力军，西北油田提出“油气并举、快速发展”的整体目标。到“十二五”末，西北油田计划实现千万吨级油气田，于2016年建成1个千亿立方米的塔里木盆地台盆区古生界海相碳酸盐岩大气田——顺南气田 ，培育顺北-顺托、玉北两个亿吨级油田。

　　2013年，西北油田分公司部署在塔中地区顺托果勒构造上的顺南4井、顺南5井分别钻获日产25万立方米和130万立方米的高产工业气流，标志着西北石油人外围新区的油气勘探取得实质性的突破。

　　勘探是开发的粮弹库。

　　“十二五”末期，西北油田将完成新增探明石油储量4亿吨、天然气1000亿立方米，建立起更趋合理的三级储量资源序列，为我国西部可持续发展奠定雄厚的资源基础。

“创新”是贯穿在每一个西北石油人工作中的关键词。图为西北石油局“三毛工作室”负责人毛谦明。 供图/西北石油局

　　责任编辑：侯瑞宁

　　征服碳酸盐岩

　　各种开发利器的研究和相继应用，西北石油人征服了海相碳酸盐岩油气藏这座“天山”。

　　文/本刊记者 赵 雪

　　24%~30%，这一明晃晃的数据是西北油田2004年时的自然递减率，相当于每年减少数十万吨的油气产量。对于一个成长期的油田而言，这无疑是一个噩梦。

　　至此，西北油田开始了一场与自然规律进行抗争的战役。

　　西北油田通过对缝洞型油气藏成藏条件理论认识的不断更新，逐步创立缝洞型油藏开发理论，为开发大油田提供了理论保障。在此基础上，西北油田又创新提出了“开发无禁区，工艺无极限，管理无止境”的理念，在缝洞型油气藏理论基础上形成的开发技术的不断创新，全力推进油田开发水平。

　　如今，西北油田油气产量从2004年的358万吨跃至2013年的900万吨，并正在坚定地向千万吨级油气田的目标迈进。

　　创建开发新理论

 

迎来朝阳，送走晚霞。西北石油人孜孜以求，只为保持油气产量箭头不断向上。

         尽管发现塔河油田带来了勘探理论突破，但由于开发认识上的不足，西北油田分公司在前期开发过程中，效果并不理想。

　　“国外少有、国内独有”的缝洞型油藏，开发难点到底是什么?

　　塔河采油二厂总地质师张明用水杯为记者举例：如果把同一批次、同一型号生产出来的水杯看作是砂岩油藏，缝洞型油藏则代表着不同批次、非同一型号的水杯。

　　与桂林溶洞类似，塔河油田地下也有众多大小不一的溶洞。不同的是，塔河油田地下的溶洞深度为5000~7000米，且最大溶洞直径可达数十米，最小的只有几毫米。常年受到地下水的冲刷，这些溶洞形成千姿百态的裂缝，为勘探开发带来了极大困难。

　　“缝洞型油藏很难用规律性的资料去生产批次量的井，而且每个洞与洞之间的裂缝大小也不同。”张明解释。

　　那么，如何才能把油从里面取出来?

　　技术突破，理论先行。

　　“虽然整体地质背景很清楚，但作为确定完善油井开采、管理方式和提高油井能力的措施方向的重要依据，必须通过模型将一口井、一个单元、一个区块的地质情况摸清楚。”张明告诉记者。

　　“十五”期间，随着科研人员对开发理论认识的突破性进展，创新和发展了中国海相碳酸盐岩油藏成藏理论，创建了碳酸盐岩缝洞型油藏开发理论，逐步明确了塔河油田奥陶系油藏是一个具有叠合连片含油、不均匀富集的油藏特征，是受构造-岩溶旋回作用形成的缝洞系统控制、由多个缝洞单元在空间上叠合形成的复合油气藏。

　　根据这一理论，开发人员创立了缝洞型油藏开发模式，形成了具有碳酸盐岩缝洞型油藏特色的开发技术规范和标准。

　　与此同时，围绕缝洞型油藏成藏条件，面对超深、超稠、高温、高压、高硫化氢、高矿化度、非均质性极强的油藏特点，创新形成了缝洞型油藏滚动开发技术 、超稠油开采技术、缝洞型油藏注水提高采收率技术、缝洞型油藏控水治水技术等勘探开发十大配套技术系列。这一系列创新，为油井进一步进行措施和后期开发工艺指明了方向，令西北油田原油产量从1997年的38万吨攀升至2006年的472万吨。

　　2011年1月，西北油田分公司《塔河奥陶系碳酸盐特大型油气田勘探与开发》项目荣获国家科技进步一等奖，标志着我国在缝洞型油藏开发方面处于国际领先水平。

　　与自然规律抗争

　　对于老区而言，如何同时提高采收率和降低自然递减率是制约油田高效开发的难点和重点。

　　2004年，经过7年开发之后，塔河油田出现了产量递减快、油井出水情况越来越严重等情况。就在此时，西北油田提出“提高采收率再造一个塔河” 的长远开发目标。

　　与此同时，由于塔河油田大部分缝洞单元属于相对孤立的定容缝洞体，储集体规模较小，没有天然水体能量补充，投入生产一段时间后便很快面临高递减率的难题——一个日产百吨的油井，也可能在几天之内就不出油了。在相当长一段时间里，高达25%的自然递减率成为西北油田快速上产的绊脚石。

　　这是一个与自然规律抗争的过程。

　　2005年，针对塔河缝洞型碳酸盐岩油藏特征，开发人员创造性地提出了向油藏注入油田水置换原油的设想和技术思路，以恢复地层能量，提高油井产能和油藏采收率。注水替油成为缝洞型油藏恢复油井产能、提高采收率的有效方法。

　　曾经的“发现井”沙48井就是这一技术的见证者。该井1997年投产。在后期产能递减阶段，塔河采油一厂技术人员创新性地对该井进行“四维差异性”单元周期性注水开发，通过10多轮次注水，累计增油达5457.35吨。如今，这口“功勋井”已成为中国石化单井产量最高的“王牌井”，累计生产原油73.3万吨、天然气4011万立方米。

　　“现在，我们都希望它能突破百万吨。”采油一厂的员工对这口高龄井未来的生命力仍旧充满信心。

　　让老井变成“长寿井”的注水替油技术通过不断创新，在整个塔河油田重新唤醒一批低效、无效井。而注水替油技术在实践中不断调整、完善，被扩展为分段精细注水、非对称不稳定注水、周期注水、注水压锥等系列注水技术。截至2013年底，累计增油421.7万吨，提高采收率3%。

　　与此同时，西北油田通过推广自然递减分因素管理法，将影响油藏递减因素分成6个大类16个亚类56个细类161个控制点，采取有力措施控制非油藏不可控因素递减。各采油气厂总结出了以“油藏、井筒、地面、生产组织管理”四大节点为纲的油藏稳升管控体系。通过“综合治理，控水治水，群挖措施、降非提效”等手段，持续开展“稳升区块、稳升单元、高效井”油藏精细管理活动。2012年，塔河油田自然递减率首次控制在19.96%，去年这一数字又降低到了18%。

　　不过，难题并非只有提高采收率和降低自然递减率。

　　塔河缝洞型碳酸盐岩油气藏以形态多样、分布复杂的缝洞体储集油气，油气藏成藏条件复杂，类型极其特殊。对此，西北油田科研人员形象地用“老、深、变、稠”(生油层时代和储层年代老;埋藏深;储集体空间发育极其不确定，大小变化极大;地面原油黏度超稠)形容这里的特点。

　　其中，局部区块地面原油最高可达130万毫帕秒的稠度远超国内50毫帕秒的标准，人如果站在采出的稠油上，稠油都不会变形。而这种超稠油在探明储量中高达6亿吨，油藏占到塔河油田总产量的一半以上 。

　　只有“解稠”，才能真正解开油田上产的愁。

　　技术人员经过加热电缆、加热油管、加热吊杆、过泵加热、掺稀等工艺试验，发现掺稀油是最行之有效的办法。但现实是，生产1吨稠油需要掺入1.4吨稀油，每年近15万吨的稀油缺口使相当部分的稠油储量难以有效动用。

　　而这一问题，对95%以上的单井都是稠油井的塔河采油二厂而言更为严峻。

　　“近三年，对采油厂产量影响最大的是稀油供应问题，每年都很紧张，只能想办法尽可能地减少稀油供应量。”张明告诉记者。

　　为此，采油二厂采取“塔河超深层稠油降黏开采关键技术”项目攻关，技术人员研制出了具有特定分子结构、对沥青质具有较强亲和作用的主剂和助剂配方，并建立了高效掺稀优化方法。

　　“从目前采收的混合油的密度来看，掺稀密度已从0.93上升到0.95左右，但对采油二厂而言，0.02的比例已经很艰难。”张明坦言。

　　这其中很大原因是，西北油田的油井大多在5000米以上，而最佳掺稀点应在2800米左右，即使使用电泵抽油最多只能下到3500米。超深低温使油变得稠上加稠。为进一步解决油稠问题，塔河采油二厂创新在电泵下加入油管，将掺稀点下移后油管最深可达到5000余米。

　　现在，掺稀技术已成为塔河油田超深层稠油开采的主要采油工艺和增产措施，掺稀降黏覆盖率在90%以上，催化降黏节约稀油率在30%以上，掺稀降黏累计生产稠油上千万吨。

　　解惑未来难题

　　根据中国石化“十二五”规划，到2015年，中国石化国内外油气当量产量要力争达到1亿吨，持续加大国内勘探开发力度，特别是要持续加快西部上产力度，全力打造上游“长板”。

　　为此，西北油田分公司确定了到2015年油气当量力争达到1000万吨~1500万吨的“十二五”主要任务目标。其中，原油800万吨~1000万吨，天然气20亿~50亿立方米。

　　巨大的发展机遇，也意味着面临巨大的压力。

　　2012年，注水替油技术逐渐失效，油田注水替油井达到445口，占总井数的52.6%，年产小于200吨的失效井达148口，并呈逐步增多的趋势。注水失效井数增加，直接影响油井的利用率和产量。多轮次注水替油技术失效后，也迫切需要有效工艺的替代。

　　同年，注气替油工艺技术成为西北油田提高采收率的“新宠”，开始尝试创新缝洞型碳酸盐岩油藏注气采油技术，利用气体和原油的密度差，实现注入气体聚集溶洞顶部，把顶部阁楼油驱替置换出来。

　　这一技术让百分之百出水的TK404停躺井焕发了“第二春”。该井初期日产油43吨，实施注入液氮生产后，累计增油2658吨。随后，经过多井次实践，一套有效的注气替油潜力井优选方法逐渐形成，优选注气井有效率达到93.3%。2013年，实施注气替油102井次，累计增油9万吨，增效1.35亿元。2014年，这一技术将实现增油20万吨。

　　对于西北油田而言，注气技术已成为新的开发方式。未来10~15年，注气技术将成为西北油田持续稳产上产的重要技术保障。随着开发技术人员对注气技术的不断创新，单井注气规模将逐步扩大。同时，气水交替注入技术、超稠油油藏注蒸汽辅助催化裂解可行性研究都在积极开展，而注二氧化碳、天然气、泡沫等新技术的先导性试验也在试验中。

　　责任编辑：侯瑞宁

　　启动油公司模式

油公司模式极大释放了西北石油局的人才红利。 摄影/李学仁

　　“油公司”模式使西北油田生产力得到极大释放，多项指标在中国石化排名第一。

　　文/本刊记者 赵 雪

　　没有人怀疑，西北油田已经驶入了发展的快车道。如今，他以一个而立之年的成熟形象正在稳健快速地成长。然而，也许很少有人真正了解，让其真正完成“成人礼”的时刻始于1997年。

　　这一年，中石化西北石油局不仅按动了塔河油田大开发的按钮，而且依托这一极具发展潜能的大油田，结束了几十年的事业单位管理体制，开始走上了探索油公司模式的现代企业制度之路。

　　这是一次脱胎换骨的变化。

　　17年的摸索，令西北油田“油公司”模式的红利得到了极大释放。得益于这一体制机制的创新，西北油田生产力快速提升，实现利润635.49亿元。与此同时，西北油田也成为中国石化国内人数最少、人均吨油最高的油田。

　　市场倒逼改革

　　有人担心要从干了一辈子的专业转到其他行业，万一将来找不到油气，吃饭怎么解决?

　　——西北油田分公司副总经济师孟繁莹

　　1997年之前，西北石油地质局隶属于地矿部，但是日子并不好过。

　　“当时塔里木天然气产量更多些，但并没有像现在这么好的市场。石油勘探还没有实现突破。即便成立了采油厂、工程监督、工程院等单位，体量都很小，队伍没有发展，装备也不行。”西北油田分公司副总经济师孟繁莹说。

　　为了生存，西北石油局搞起了多种经营。“开饭馆、做小买卖的，什么都干。”搞地质的人去开饭馆，效果可以想象。“事实证明，多种化经营不是我们的特长和专业，很多经营都是亏损的。”孟繁莹说。

　　向左走还是向右走?到底是搞多种经营还是坚持自己的专业化经营?

　　时代与时势帮助西北油田做出了选择。

　　彼时，国有企业改革的浪潮不断推进，市场经济体制逐步建立，中国石油工业体制也随之做出政策调整。1996年，国务院批准正式成立中国新星石油有限责任公司。西北石油地质局成为其下属单位，并于翌年更名为中国新星石油有限责任公司西北石油局。

　　“新星公司成立之初，我们就意识到，要在市场经济大潮中、在中国石油工业中，占有一席之地，必须加快建立油气分公司改革的进程，从计划经济的事业单位变成适应市场经济的企业。而西北石油局，就是当时我们选定的首批改革试点单位之一。”中国石油化工集团公司党组成员、副总经理张耀仓说。

　　与此同时，这一时期的西部石油市场已经基本发育，集结了不少钻井队伍。基于极具发展潜能的大油气田的依托，西北油田开始了大刀阔斧的改革。

　　1997年底， 新星石油公司正式下发了《关于印发对西北石油局进行油气分公司体制改革试点方案的通知》，成立了38年的第一普查勘探大队、19年的第一物探大队被整建制撤销。

　　然而，无论是从挺进大西北，还是之后发现沙参2井、沙48井，勘探队伍一度被视为西北石油局的最大优势。“突然间没有了金刚钻，怎么揽瓷器活?”一些同志对未来的发展产生了疑惑和担忧。

　　“取消勘探队伍相当于干活的工具没有了、作业手段没有了，很多人会感到很可惜。也有人担心，要从干了一辈子的专业转到其他行业，万一将来找不到油气，吃饭的手段怎么解决?”孟繁莹说。

　　事实证明，改革让员工尝到了甜头。“1997年之前，除了工作之外，几乎没有生活可言。在野外工作13年，没有住过房子，条件稍好的有棉帐篷，但没有床，在草席上睡，冬天只有一件棉大衣。有不少受不了苦的工人当了逃兵。”曾供职于第一物探大队的一名员工回忆，改制让其第一次感觉到“有人管了”。

　　改革带来了油田产量的迅速增长。1997年，西北油田原油产量仅38万吨。而这一数字在改制三年后的2000年则蹿升至194万吨。

　　1998年西北油田将未完成的改革进行地更加彻底，完全取消钻井、物探、井下作业等作业单位，开始尝试最初的业务外包模式。

　　2000年，西北油田整体并入中国石化集团。西北油田再次大胆尝试，进一步深化油公司管理模式。

　　为突出主营业务、精简企业机构，西北油田重点加强了分公司和机关的框架。在体制创新上，构建了油气生产板块、油田科研、职能处室、专业化管理四个板块。

　　在运行机制上，西北油田创新提出了“四化”，即“集中化决策、专业化管理、市场化运行、社会化服务”。与部分传统油田不同，西北油田下属采油厂没有决策权，勘探开发部署、投资决策等全部集中在顶层。与此同时，项目预算、核算等财务工作都有专门部门整体负责管理，而二级单位没有财务权。另外，通过供电、特管等专业化部门的后勤保障工作，完成专业化管理。通过市场化运行，让西北油田更加明确了自己的主要业务是勘探开发部署，其余作业队伍都要靠市场化管理，通过规范的招投标、市场准入制度，对承包商进行严格管理。与此同时，西北油田分公司取消了幼儿园、子弟学校等企业办社会机构，基地、医院等社会化服务，则依托当地来完成。

　　西北油田分公司转轨改制的成功，标志着已由计划体制下的地勘事业单位，转变为以市场为主体的油气企业。

　　轻装上阵、走上体制机制创新道路的西北油田分公司，改革的势头再未停歇。

　　独特的管理模式

　　西北油田有正式员工4302人，仅比1997年初次改制时多出1000人左右。

　　在加快发展的进程中，西北油田在体制机制、制度建设等方面不断探索创新，逐步形成“业务外包，专注管理”的独特发展模式。

　　为实现“小机关、大作为，小基层、大贡献，小基地、大服务”的目标，近几年，西北油田在管理上不断加大信息化建设，用不到5000人的用工量经营着一个年产近900万吨油当量、累计生产原油4428万吨、矿区面积达14.47万平方公里的油田。而这个油田创造的多项经济指标领跑中国石化上游板块。

　　作为西北油田分公司优化用工试点单位，油田供电管理中心自2004年底组建至今，用工人数仅仅增加了8人。而这235个管理人员管辖的电力线路却从800公里增加到3591公里，变电站由5座增加了18座。

　　“传统抄表是一件非常辛苦的工作。以前电网线路短时，三人一组，两组人要挨个爬上爬下记录电表数据，往往要用半个月时间。现在只需要待在办公室，一个人一个小时就可以完成抄表任务，节省很大成本。”西北油田供电管理中心副主任杨彦冬告诉记者。10年间，该中心生产成本年增加7.2%，电费收入则年平均增长206%，利润年平均增长135%。

　　供电中心奇迹般地发展在西北分公司是典型，但并非特例。为向智能化油田发展，信息化已成为西北油田采油气厂优化用工的一大法宝。

　　塔河油田区块具有点多、线长、面广的特点，日常巡检维护的人工和生活成本费用占据重要比重。为实现油田采油井站零距离，西北油田在近几年快速实施生产运行信息化，实现井站值守无人化、安全管理可视化。

静静的塔河油田正蓄势待发，迈向千万吨。 摄影/李学仁

　　外包管理是西北石油局的又一特色。17年专注业务外包管理，使西北油田分公司从内部分工合作和计划调配转变为甲乙方之间以契约、合同形式为主的市场往来管理模式。在塔里木盆地，市场上40多个专业663 支工程施工队伍约3万个总服务人数组成了西北油田分公司乙方市场。

　　为更好地管理这一庞大的乙方市场，西北油田打破传统的降低标的、“鞭打快牛”的节约投资成本方式，通过规范市场、优化投资、优化招投标等措施，保证工程作业高效运行。

　　“对于承包商的管理，重点是严格的准入制度、考核制度和招投标制度。同时，甲方对自身的管理要制度健全、要求高，否则无法有力地管理别人。”孟繁莹解释。

　　西北油田推出的承包商队伍资质审查制度除新进入市场队伍有严格资质审查制度外，对已进入市场的队伍还要执行年审制度，对新申请准入的队伍进行资质验收，对已施工的队伍，加密不定期开展队伍资质现场检查，及时跟踪承包商生产动态。

　　在考核制度方面，西北油田每半年对各承包商工程队伍进行硬碰硬的业绩考核，按照考核成绩排名将承包商分级。通过实行“即时奖励”与年终奖励相结合，用加分奖励机制不断提高承包商的积极性。

　　这一举措使工程提速提效见效明显。2013年，西北油田分公司机械钻速比上年提高1.77米/小时，钻井周期同比缩短19.13天，完井周期同比缩短0.9天，钻完井工程质量与技术水平明显提升。

　　双问责机制是西北油田分公司在管理方面的又一创新。以往，乙方发生事故后与甲方并无关系，但该规定提出承包商一旦发生事故，甲乙双方都要受到问责和惩处。这在一定程度上，反向激励甲方也承担更多的安全压力，对督察工作进行地更加严格和周密。据了解，此项机制出台后，去年西北油田分公司对施工现场督察2512次，查出153项问题，下达停工令3份，罚款77万元。

　　得益于“业务外包，专注管理”的模式，西北油田人工成本大幅度减少。截至去年底，西北油田有正式职工4302人，仅比1997年初次改制时多出1000人左右。在2011年的中国石化油田企业指标排名中，西北油田分公司人均劳动生产率213.16万元的成绩较中石化油田企业平均28.87万元高出7倍。

　　打造一流油公司

　　如何把专业人员放在一个项目里，是目前公司完善油公司体制的一个重要方向。

　　——孟繁莹

　　2012年，中国石化集团公司董事长傅成玉在驻疆企业调研后表示，西北油田分公司要率先打造一流油公司模式，率先走高效勘探开发之路，希望能在中国石化创造经验，全面推广。

　　这如一剂强心针，加快了西北油田分公司油公司模式的改进和发展。

　　西北油田分公司原总经理刘中云认为，一流的机制体制是提升企业组织效率、实现人才潜在价值最大化的环境，是孕育一流技术与独特文化的土壤。

　　西北石油人清醒地认识到，尽管逐渐摸索出适合自身发展的油公司模式，但与国际一流油公司相比，在管理、人才、创新等软实力方面仍存在差距。

　　对比国内外成功油公司模式可以发现，管理体制是国内外石油企业共同面临的基本管理课题，而作为石油企业的主营业务，勘探开发项目的责任落实、权限到位就成为油公司体制设计的重点内容。

　　为此，西北油田分公司2013开始，坚持走高效勘探开发之路，推行“勘探开发一体化、决策经营一体化、科研生产一体化、技术经济一体化”的运行模式。去年，西北油田分公司成立油气勘探中心，下分四个项目部，从研究部署、投资计划、生产运行和钻后评估形成完整的项目部。今年则建立油气开发中心，同时计划建成生产运行管理中心，共同承担分公司勘探开发投资、成本和利润的责任。

　　今年，西北油田分公司提出采油气厂可探索区域项目管理体制的工作目标。该机制形成后，勘探开发新区块的管理将不再设置采油厂、队、站的行政机构，而由油田勘探开发的专业技术人员组成项目部。

　　“专业化管理好处是用人少，但效率偏低，多专业结合时容易出现扯皮现象。如何把专业人员放在一个项目里，是目前公司完善油公司体制的一个重要方向。”孟繁莹告诉记者。

　　这一设想已率先在采油三厂采油二队管辖的塔河十一区完成试点入轨运行。通过刮蜡、低压测业务、行政办公岗位、注水、捞油监测等业务实现外包，原采油二队63人的队伍只保留10名管理人员，其他53名员工全部分流，工作人员的角色也从“运动员”向“裁判员”转变。

　　经过7个月的试点，塔河十一区日产原油较年初增加近20吨，达到280吨左右，自然递减率32.45%，同比下降近13个百分点。

　　作为中石化最大的采油厂，西北油田塔河采油二厂正在积极筹备这一新的体制改革，并预计今年下半年启动实施这一新的机制改革。

　　塔河采油二厂油研所所长陈强华告诉记者，改革后，采油厂不再设置以往队、站等行政班组，而是按照现有区块划分成不同项目组。项目组最重要的任务是可以按照计划或突发事件，自己从内部各部门抽调业务成绩突出的员工成立以某一阶段性目标组成的小项目组，集中完成目标任务。

　　“这种高效率的机制，解决了以往各部门之间在工作中的分歧，提高了效率。业务更精的同志有了更大的发挥空间。”陈强华说。

　　据了解，今年，这一全新模式将在西北油田的“一队、一站、一科室”完成试点工作，并在此基础上，逐渐在分公司全面推行采油队项目化管理。

　　责任编辑：侯瑞宁