创新无止境，管理创新更是胜利油田永恒的主题。50年来，胜利油田在管理体制和机制上进行大胆探索和尝试，创新管理模式，疏通管理机制，为油田的勘探、开发注入了强大动力与活力。

　　油公司模式： 撬开“难动用”之门

　　经过几十年的高成熟勘探与开发，胜利油田的高丰度资源急剧减少，进入“九五”以来，低渗透、稠油、复杂岩性等特殊类型的难动用油藏，逐渐成为产能建设的主阵地。之所以称其为“难动用”，不仅是因为这部分储量品位低、难开发，而且投资大、风险高。传统管理体制和开发模式无法解决巨额投资难题。胜利油田以创新体制、机制为突破口，积极探索建立油公司模式，唤醒了沉睡多年的难动用储量。

　　1993年，在国家政策允许范围内，胜利油田果断决策，成立了我国第一家股份制专业化“油公司”东胜公司。东胜公司在投资上实行多渠道、多来源融资，明晰产权关系，风险共担，利益共享；管理上，不组建专业施工队伍，一切项目均通过招标、雇用、“借脑”等形式，建立甲乙方合作关系；经营上，一切以市场为导向，以经济效益为中心，充分调动了各方面的积极性。凭借灵活的体制优势和高效的管理，十多年来，东胜公司年产量冲上近百万吨，不仅为胜利油田“挤”出了900多万吨难动用产量，而且自身资产规模也扩大了40倍。

　　继东胜公司之后，胜利油田又先后组建了石油开发中心、鲁明、鲁胜等6家“油公司”，使大批一度被打入“冷宫”的难动用储量得以有效开发。

　　在石油开发中心手中1.25亿吨储量中，特超稠油、特低渗油藏占到86%。特超稠油“稠”到什么程度呢？石油开发中心首席专家邱国清这样形容，从井口溢出地面，这油是成坨的，很像沥青，脚踩不会变形，可以用来雕刻工艺品。特超稠油开发所注汽要压力大、温度高，一般的稠油开发方式根本行不通，且油藏埋深普遍在千米以上，国内外几乎没有可借鉴的开发经验。“常规开采技术不灵，只有实现技术突破。”科技人员将水平井、降黏剂、二氧化碳、蒸汽驱等多种开发技术和方法联合使用，就此诞生了HDCS强化采油技术。2005年，王庄油田郑411—平2井应用HDCS技术首战告捷，使得该区块一举突破了超稠油油藏开发的“禁区”，成为同类油藏开发的一个样板。接着，他们又将HDCS技术应用于坨826块，这个区块1977万吨的储量自1982年发现以来一直沉睡于地下。实施HDCS技术后，2007年3月13日，坨826—p1试验井投产一次成功，首轮蒸汽吞吐放喷开井以来，日产原油始终保持在20吨以上。

　　由于投资大、成本高，胜利油田垦东12区块从1986年发现以来一直未能开发，2005年8月，石油开发中心接手后，利用灵活的体制、机制等，大力实施“借力、借脑、借资”策略，从陆地向海洋延伸进去5.8公里，建成了总井数95口，年生产规模20万吨的海油陆采工程。

　　自“九五”以来，利用“油公司”模式累计开发难动用储量3.2亿多吨；目前，年产量达到了290万吨左右，占胜利油田总产量的10%。

　　一体化运作：

　　显著提高工作效率

　　长期以来，胜利油田对勘探、开发、石油工程三大系统实行条块管理、独立运行、独立考核机制，业绩评价标准主要是各自完成的储量、产量和工作量任务，客观上限制了综合效能的充分释放。随着油田勘探开发难度和投资经营压力的不断增大，迫切需要三者之间实现更加高效的组织衔接和协调配合。

　　在使用一体化运作模式之前，一口井如果没有发现地质目标，地质人员往往会认为是工程方面没有做好。而工程人员则认为，自己已经完成了设计施工任务，找没找到油那是地质人员的事。这种相互割裂的工作模式，导致责任不清。如今，胜利油田充分考虑到三者之间的密切关系，对业务流程进行探索、完善和优化。勘探与开发之间，建立多层次、全方位、高效率的勘探开发结合机制，加快储量向产量的转化步伐；勘探开发与石油工程之间，切实发挥石油工程的“主力军”作用，勘探开发出题目，工程技术做文章，工程技术缺资料，勘探开发来提供，建立起共同介入、整体部署、协同作战、相互促进的运行机制。

　　胜利油田老168海油陆采平台产能建设项目便是一体化运作的代表之一。老168海油陆采平台坐落于胜利油田单体产能最大的人工岛，可日产原油490吨。但这个平台的建设却并非易事，工程量大、施工区域狭小是该项目的难点所在，按常规模式需要3到4年建设周期，且在横跨水深3米、黄河古道30多米的厚淤泥层上修建进海公路难度很大。为解决这个难题，胜利油田果断对这一项目实施勘探开发工程一体化运作，使勘探、开发、钻井、工艺、地面密切配合，工作效率显著提高，油田开发驶入了优质高效的快车道。目前，该项目已探明含油面积7.22平方公里，探明地质储量967.85万吨，累计交井67口，建成产能16.8万吨。

　　由于实施了一体化运作，与同区域、同类型运用传统模式开发的老163区块相比，老168海油陆采平台建设周期缩短近一年，而平均单井生产能力却提高了53%，成本优势和生产效果非常明显。

　　随后，胜利油田不断把一体化机制向各个领域延伸。2009年以来，在东辛中、渤南、商河等6个重点区块，通过实行油藏、工程、工艺一体化方案设计，实现了剩余油挖潜、井网恢复完善、水质治理、地面注水系统升级改造、注采调整相结合的地下地面一体化治理，自然递减下降7.5个百分点，采收率提高了1.4个百分点。

　　“十一五”以来，胜利油田新增探明石油地质储量5.16亿吨；储量累计动用率88.1%，比2005年提高2.1个百分点；年均提高采收率0.325个百分点，高出“十五”水平。“一体化”运作，发挥出了重要作用。

　　精细管理：

　　不断挖掘潜能

　　在胜利油田进入特高含水开发期后，在稳产难度越来越大，成本投入越来越高的情况下，胜利油田又做起了精细管理的文章。油田坚持精细开发管理与精细经营管理并重，从精细资料录取、精细单井管理、精细井区管理到预算管理精细化、成本控制精细化，甚至到推行经济活动分析制度，细化过程控制，通过在层中找层、水中找油，想方设法控制成本、减少投入，实现了老油田的高效开发。

　　在胜利采油厂采油22队，“一区一方案，一井一对策，一井一工艺”的提法引起了记者的注意。据该队党支部书记徐支明介绍，“现在每一台设备都有人负责到位，每一口井的状况都能及时掌握，精打细算搞管理，功夫都在平时。”

　　徐支明告诉记者，1997年，胜利采油厂采油22队所辖区块的综合含水就已高达97％，剩余可采储量仅为73万吨，按当时的采油速度，到2004年采油队就会面临无油可采的情况。

　　在严峻的形势面前，胜利采油厂采油22队认识到：在储量没有增加，高采油速度直逼生存底线，动态调整效果逐年变差的情况下，要想拓展生存空间，就必须在精细管理上做文章，只要管理到位，采收率每提高1个百分点，就可增加23.7万吨可采储量。

　　认识决定行动。该队高举向精细管理要产量、要效益的旗帜，把精细理念融入到了开发管理的每一个环节。

　　现在，在开发了38年且仅有6平方公里的面积上，该队通过在特高含水条件下韵律层挖潜，先后查找到地质储量210万吨，新增可采储量79万吨，连续11年稳产10万吨以上，水驱采收率突破43%；全队躺井率由近9%下降至目前的4.1%，自然递减率连续10年控制在10%以内。

　　数据显示，“九五”以来，胜利油田采收率年均提高0.37%，相当于每年新增探明地质储量8000多万吨。

　　如果说是精细开发管理使老油田得以持续发展的话，那么，胜利油田着眼于有效减少投入，创新实施以全面预算管理、成本控制为核心的精细化经营管理模式，则使老油田实现了有质量、高效益的发展。

　　预算管理精细化；成本控制精细化；推行经济活动分析制度，细化过程控制。这些措施的采用使胜利油田实现了精细化的经营管理。2009年，胜利油田全年降本压费10亿元；2010年实现企业增加值921.8亿元，实现利润292.17亿元；“十一五”期间，实现利润1683亿元，比“十五”增长77.5%，实现企业增加值4318亿元，比“十五”增长98.6%。

　　本版图片由胜利油田提供

　　

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