油价暴跌给世界石油勘探开发带来严峻挑战的同时，也为世界石油行业的深度调整、实现高效发展带来机遇，尤其为石油企业依靠技术创新实现低成本发展带来战略机遇。
在集团公司2015年工作会议上，周吉平董事长提出，当前和今后一个时期，要着力做好业务结构调整、增长点培育和低成本发展“三篇文章”，构建业务发展新格局。面对资源品位逐渐变差、开发难度进一步增加的现实挑战，油气田企业如何实现低成本发展？一些油气田企业的案例或许能给我们启示。
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低成本发展战略
低成本发展战略，又称成本领先战略，是指企业在提供相同产品或服务时，通过在内部加强成本控制，在研究、开发、生产、销售、服务和广告等领域把成本降到最低限度，使成本或费用明显低于行业平均水平或主要竞争对手，从而赢得更高的市场占有率或更高利润，成为行业成本领先者的一种竞争战略。
技术创新，“磨刀石”油田信心满怀
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| 长庆油田鄂尔多斯盆地勘探示意图 |
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刚刚踏上年5000万吨稳产接力赛征程，又面临低油价的严峻考验，作为“三低”油气藏，长庆油田能否实现有质量有效益可持续发展？“能！”长庆人的回答坚定自信。长庆油田用数字化解决油气产量大幅增长与人力资源不足的矛盾，用创新驱动激发内生动力，打造管理和技术新优势，为企业提质增效开辟新路径。
数字化，破解产量大幅增长与人力资源不足矛盾
2月27日一大早，长庆油田采油七厂环江作业区调控中心值班员王秉锐，仅用半个小时就将作业区500多口油井的生产状况摸得一清二楚。“多亏了数字化管理。如果靠人工跑井取样测量，掌握500口油井运行情况，需要3个人10天时间才能完成。” 环江作业区经理安庆东告诉记者。
长庆油田地处陕、甘、宁、内蒙古、晋五省（区），油田东西南北的最远跨距近2000千米，已开发的数万口油气井、上千座井站和数千米输油管线分散在大山深沟和沙漠荒滩。
特殊的生产环境，要求必须依靠大量劳力才能维持油气生产正常运行。而长庆油田是典型的低渗、低压、低丰度油气藏，油气开发本身投资就大，过多的人工投入，开发成本吃不消。
长庆油田把数字化作为降本增效的法宝，把信息化技术同油田传统管理模式成功嫁接，不仅推进组织结构扁平化，实现井场和井站的无人值守，而且大大提高了员工的劳动效率，降低了劳动强度。
目前，长庆油田已拥有600多项信息传输、数字管理、智能控制、远程监控等先进技术，油、气井数字化覆盖率分别达到95%和100%，油气产量大幅增长与人力资源不足的矛盾有效缓解。
创新驱动，激发企业发展内生动力
截至目前，长庆油田在鄂尔多斯盆地已探明31个油田、10个气田，探明含油气层20多个，石油探明储量达37.7亿吨，天然气探明与基本探明储量5.7万亿立方米，特别是近3年油气探明储量分别保持在3亿吨和5000亿立方米以上。长庆人说，没有持续不断的创新，长庆油田不可能扫除上产路上的一个个“拦路虎”，更不会有今天的发展。
上世纪八九十年代，安塞、靖安地区经国外专家反复论证后被判“死刑”。思油若渴的长庆人，通过对地质资料大量对比，自力更生，果断对这两个地区实施开发，建成两个百万吨级以上大油田，安塞油田还创造了名扬国内外的低渗透油藏开发模式——安塞模式。
苏里格气田的开发也是同样。
“入不敷出，没有一点开发价值！”面对争论不休，长庆人决定借助市场之力，引进、吸收和整合国内外一切可以利用的先进技术和设备，不但用7年时间在苏里格建成200亿立方米天然气生产能力，单井综合成本由1300万元降到700万元，而且创造了获国家工程管理创新奖的“四化管理模式”。
直面低油价，手握技术利器，长庆人信心满怀
如今，年油气产量当量已站上5500万吨高点的长庆油田，尽管遇到产量递减快、稳产难、致密油气开采难度大及低油价带来的经营压力，但长庆人信心满满，通过管理创新和技术创新，开辟提质增效新路径。
靠数字化管理控制用工总量，成为长庆油田提质增效的秘籍，而勘探开发一体化技术，成为提质增效的强力引擎。长庆油田运用勘探开发一体化技术，使油气田勘探开发建设周期由原来的5年至8年缩短到2年至3年，缩短了投资回报周期，大大提高了勘探资金利用效率。
一系列成龙配套的致密油气开发技术，打开了长庆一口口油气井提产增效的主通道。作为中国石油水平井开发示范区的华庆油田，水平井单井产量比常规井提高10倍。苏南公司采取集合建站、丛式布井方式，建成年15亿立方米生产能力，仅有两座集气站和73名员工。
三维地震、微生物技术、纳米技术、二氧化碳驱油等新技术，大大增强了长庆油田提质增效的后劲，为长庆油田擒获一个个油气富集区，激活致密油藏的活力提供了技术利器。
经营油藏，半世纪萨北老当益壮
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核心阅读
大庆萨北油田1963年投入开发，至今已50余年。面对特高含水期油藏稳产难度不断增大、三采储量资源接替能力逐渐减弱、生产成本持续攀升等困难，萨北人坚持用心经营油藏理念，实现400万吨以上连续7年稳产，水驱自然递减率控制在5.42%，连续6年含水上升率控制在0.15个百分点以内，实现了产量增、效益增、成本降。
面对大庆萨北油田特高含水期油藏稳产难度不断增大、三采储量资源接替能力逐渐减弱、生产成本持续攀升等困难，大庆萨北人坚持用心经营油藏理念，以改善油藏地下形势为根本，精细开发，精细管理，确保压力系统更加均衡，努力实现“产量增、效益增、成本降”的“两增一降”目标。
水驱控递减
聚驱提效率
水驱控递减，改善开发效果。大庆萨北油田在做好精细油藏描述的基础上，部署4口大位移定向井和27口补充井。大位移定向井投产初期，平均日产油22.6吨，综合含水30.5%，单井产量是老区常规直井的10倍，实现增量增效。在水驱开发措施工作量较“十二五”前3年年均低60井次的情况下，这个油田2014年实现措施增油4.32万吨。这个油田深入开展精细管理，北三区西部精细挖潜示范区增加可采储量86万吨，提高采收率1.08%，水驱开发自然递减率较上一年减缓0.29个百分点，连续5年实现产量不降、含水基本不升，创造经济效益2.88亿元，投入产出比达到1:7.35。
聚驱提效率，实现效益开发。这个油田发展完善“普分普浓、个性设计、规模分注、适时调剖、及时调整”的聚驱综合调整模式，为众口难调的聚驱井烹制适合各自需求的驱油“佳肴”，使聚驱开发取得显著效果。目前，这个油田一类油层6个后续水驱区块提高采收率15.5个百分点，二类油层提高采收率14.8个百分点，分别比方案提高3.9和6.4个百分点，增加可采储量494万吨，实现吨聚增油55吨，较计划提高14.6个百分点，整体开发效益在大庆油田处于领先水平。
精细经营油藏
大力提质增效
在油田开发过程中，注入与采出的精细程度，决定着原油储量的控制程度，而精细程度必须靠牢固树立经营油藏的理念来实现。
为确保“注够水、注好水”，萨北人在精细注采结构调整上下功夫，实施注水井调整及措施1062井次，对435口注采井实施同步周期注采，在保持地层压力均衡的情况下，控制低效无效注水60万立方米、产液量50万吨，提高注水驱油效率，节约成本1600余万元。这个油田治理低效井98口，累计增油3.96万吨，创造经济效益9000余万元。
萨北油田不断增强效益理念，重原油产量更重整体效益，做到没有效益的产量一吨也不要。这个油田通过推进专业化、标准化、信息化建设，带动工作质量、生产效率、管理水平持续提升；通过加强投资成本控制，搞好经济评价和效益分析，优化方案设计，优化地面建设，优化注采结构，优化生产参数，控制投资成本。这个油田还坚持向管理要效益，加大水、电、药剂、作业费等成本控制，2014年共节约成本1600余万元，累计增效9600万元。（记者 张云普 通讯员 王大勇)
数字化建设，二连油田发展“添翼”
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| 二连油田阿尔作业区员工在数字化中控室值班。 刘小良 摄 |
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二连油田地处内蒙古锡林郭勒草原腹地，生产系统庞大、运营成本高、管理难度大。通过数字化油田建设，这个油田优化管理模式、优化成本结构，采输油关键技术指标提高1%-5%，员工工作强度明显下降。
“中控室肩负调度职能，可直接向分公司相关部门汇报，同时向站外运维班组发布生产指令，减少中间环节，省时又省事。” 2月11日，农历小年这天，在华北油田二连分公司阿尔作业区站控中心，班长刘海涛谈起数字化油田建设带来的便利时一脸兴奋。
二连油田地处内蒙古锡林郭勒草原腹地，平均海拔1000米以上，全年无霜期仅有4个月，自然条件恶劣。生产系统庞大、运营成本高、管理难度大等困扰着企业发展。二连油田决定依靠数字化油田建设，优化管理模式、优化成本结构，助力油田科学开发。
二连油田把实现“无人值守、全天监控、组织运维、重点巡视、安全平稳、层级简化”作为数字化油田建设的总体目标，先后完成4座联合站、3座接转站、15座输油站、35座计配站、812口采油井、399口注水井及长达580公里的阿乌宝等输油管道的数字化建设。
借助数字化平台，二连油田充分发挥其密集、实时监测数据的综合作用，实现状态实时监测、故障在线识别、工况及时报警等功能，使生产管理效率得到有效提升。通过数字化平台，一线班组和机关同步掌握信息，通过远程控制系统在第一时间进行操作、调节或向站内、外运维班发布指令，有效缩短了业务链条。
作为一名有着十几年工龄的员工，刘海涛对数字化油田管理模式感触颇深：“数字化系统实现了各生产环节由传统人工巡查操控向系统远程监控的转变；日常设备启停、流程倒改、设备巡查等工作实现数字化系统远程操作，大大降低员工劳动强度；岗位员工也从过去的值守型向一专多能的运维型转变。现在，我们也如同大城市写字楼的白领，每天在电脑前就能完成工作。”
数字化油田的建成，为企业优化组织结构提供了条件。二连油田各采油单位先后完成“三组一中心”劳动机构改革，分别成立生产安全组、工程地质组、综合组，由站控中心对生产实施全面管控和协调，将节省出的人力充实到一线岗位，使人工成本大幅下降。（特约记者 王福运 通讯员 柳志敏）
观点
创新是最好的发展引擎
去年下半年以来，国际油价大幅下跌，甚至呈“腰斩”之势，石油工业面临低油价的大考。低油价导致集团公司成本压力陡增、盈利空间收窄。油价如果继续下跌，上游盈利主体地位将面临严峻挑战。
主动适应新常态，积极应对低油价，推动低成本发展，才能保证集团公司实现有质量有效益可持续发展。
低成本发展，需要理念创新。首先需要强化效益理念，坚持“今天的投资就是明天的成本”，不该花的钱一分不花，没有效益的产量一吨不要，以收定支，量入为出，稳健经营，实现成本的“不升硬降”，才能实现低成本发展和健康发展。
低成本发展，需要技术创新。有专家称，技术进步正在成为石油开发降低成本、实现石油工业可持续发展的现实希望。通过技术创新，我们得以在普通和复杂岩性下看清楚油气藏，把部分不可动用储量变为可动用储量，将低效区块变为有效区块，得以实现关键大型设备国产化，代替昂贵的进口设备，使之成为复杂油藏开发降本提速的利器。而长庆油田之所以能够创造我国“三低”油气田经济开发的奇迹，建成西部大庆，也得益于一系列高效开发低渗透、超低渗油气田的主体技术和配套技术。
低成本发展，同样需要管理创新。经营与管理密不可分。管理者的理念，决定了经营思路和经营策略。先进的管理工具和管理方法，成为控制成本、提质增效的有力工具。通过推广信息化管理，“小鼠标hold住大油田”，长庆油田建成数字化油田，年产量从2000万吨攀升至5000万吨，7万人用工总量却保持不变；通过推行精细化管理，开发半个世纪的大庆萨北油田，实现了“产量增、效益增、成本降”的“两增一降”目标。
目前，国际油价回暖的趋势并不明朗。有专家预测，国际油价跌到每桶30美元之下并非没有可能。这从另一方面警示我们，推动低成本发展，如箭在弦上，不得不发。而创新是最好的引擎。（杨晓宁）
