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　　乌鲁木齐7月28日电 139口注水失效的停躺井起死回生，上半年注气增油20.9万吨。“增油、降本必须双管齐下。”中国石化西北油田对注气增油措施严控成本，采用电力取代柴油驱动，节约注氮费用800余万元。上半年，原油单位完全成本比年度预算指标减少36.63元/吨。

　　“我们围绕‘增加储量、产量、效益，优化投资、成本、用工’的主题，开展项目化管理，进一步落实转型发展、从严治企的工作要求，提质增效取得可喜成果。”西北油田总经理刘中云接受记者采访时说。

　　项目管理是保质提效主线

　　塔中顺南和塔河老区是今年塔里木会战勘探开发重点区块。因此，西北油田在两个区块各自建立重点勘探项目部，实现从研究、部署、决策、运行、实施的一体化管理体系。通过全面推行区块目标管理，强化了剩余经济可采储量、吨油作业费和“六率”的考核，高效勘探开发战略取得重大成果。分公司年中剩余经济可采储量达到了3953万吨，比2013年末增加238万吨。

　　在强化区块目标管理上，西北油田创新推出项目化管理模式。即以采油厂为主体，勘探开发研究院和工程技术研究院为技术支撑的项目组管理，并明确了各方责任。管理按照油气藏类型、管理单元等将开发单元分为15个目标管理区块，成立相应项目组，设立生产运行、油藏工程、采油工程、经营管理的四大类16项考核指标，使勘探开发战线动力和压力并存。1至6月份，分公司共完钻井104口，平均钻井周期58.35天，单井周期同比缩短36.97天。

　　项目运行是上产降本的关键

　　在单井运行管理中，西北油田持续优化项目指标管理模式，严抓生产节点管控，细化工作流程，形成了八大生产节点、十大生产管理部门、近百项生产指标全覆盖的生产运行特点，实现了原油产量稳步攀升。5月份踏上年度剩余日产水平，目前日产原油约20210吨，较年初提高200余吨。上半年已累计生产原油364.54万吨，完成计划的100.2%，同比增产0.65万吨；生产天然气7.42亿方，完成同期计划的100%。

　　随着注气三次采油进入全面推广阶段，西北油田注气规模不断扩大。然而，为不盲目投资，西北油田完善注气量优化设计方法，划分油藏类型为注水失效井和强底水井，有针对性建立剩余油计算与注气量设计方法，工作量较计划减少133井次。上半年，从注气作业的方案、设计、施工、工艺和组织五个优化并举，实现投资优化5.42亿元。

　　产量提高了，成本却在降。分公司通过开展无功低效措施治理、加大措施经济评价力度、优化措施结构，上半年措施工作量减少42井次，措施有效率提高7个百分点，措施吨油成本降低566元。同时，八项管理费用同比减少998万元，同比降幅43.51%。上半年单位完全成本每吨原油1400元，比年度指标减少每吨37元。采油一厂在井下作业工程中实行“叫停机制”，压减低效负效措施作业，累计控制井下作业成本220万，同比下降每井次12.2万元。

　　项目优化是保效增效的基石

　　西北油田以实现效益最大化为目的，坚持“项目排队”和“效益决策”两大原则，积极开展投资结构优化工作，做到了“只有有效益的项目才能投资、效益高的项目优先投资”，实现了从“要钱争项目”向“花钱比回报”转变。

　　优化勘探费用项目，是西北油田十大重点保效增效项目之一。通过缩短单井周期，深层井应用三级简化结构，仅井身结构优化一项，就累计节约投资费用4874.4万元。围绕十大重点保效增效重点项目，分公司成立了32个保效增效项目组，已实施56个项目，实现保效增效6.07亿元，完成年度目标的60%。上半年，十大重点项目共实现保效增效5.04亿元。

　　同时，持续完善提高劳动生产率的激励约束机制，基层单位优化用工的积极性进一步增强。分公司加快推进自动化改造及运用，大幅提高了劳动效率，同时从严优化统筹倒班和单人多岗等管理措施，上半年压降用工236人，增效0.17亿元，超额完成“零增长”目标。