孤岛油田投入产出分析(上报稿)

孤岛采油厂2013年3月孤岛油田投入产出分析前言

孤岛油田经过了四十多年的开发历程，目前整体处于三高、深度开发阶段。要实现可持续发展，必须要注重理念、技术和管理的创新，努力提高采收率，控制成本上升速度，这是老油田可持续发展的必由之路，不仅事关孤岛采油厂的未来，而且对同类油田开发具有重要的借鉴意义。目录第一部分基本情况第三部分2013-2015年效益测算第四部分存在的矛盾和主要问题第二部分区块投入产出分析第五部分下步工作方向和保障措施第六部分相关启示和建议第一部分基本情况一、总体概况

孤岛油田正式投产于1972年。截至2012年12月，探明含油面积94.37平方千米。孤岛地区勘探部署图孤岛油田可采储量1.65亿吨动用地质储量4.07亿吨采收率40.7%采出程度37.1%累积产油1.51亿吨可采储量采出程度91.2%油井2,689口开井2,269口日油水平8,216吨平均单井日油3.7吨综合含水93.0%采油速度0.75%水井899口开井814口日注水平99,838方月注采比0.83剩余速度20.9%

二、开发现状第一部分基本情况孤岛油田开发历程分区投产天然能量开发注水开发搞好注采调配细分层系、强化注采系统加密调整化学驱和稠油热采技术应用三、开发历程1、分区投产天然能量开发2、注水开发搞好注采调配（1972年-1974年）（1975年-1980年）3、细分层系、强化注采系统加密调整（1981年-1991年）4、化学驱和稠油热采技术应用（1992年-目前）第一部分基本情况分区投产天然能量开发注水开发搞好注采调配细分层系、强化注采系统加密调整化学驱和稠油热采技术应用第一部分基本情况三、开发历程“九五”以来，化学驱和稠油热采成为孤岛油田主要开发方式。化学驱年产油量占46.5%；稠油热采年产油量占38.4%。孤岛油田不同开发方式产量分布图（2012年）聚合物稠油水驱孤岛油田水驱开发聚合物驱稠油热采开发方式四、开发方式第一部分基本情况目录第一部分基本情况第四部分存在的矛盾和主要问题第二部分区块投入产出分析第五部分下步工作方向和保障措施第六部分相关启示和建议第三部分2013-2015年效益测算截止2012年底，未开发储量仅剩261.03万吨，品位较低，基本为稠油和超低渗透油藏。孤岛地区：900km22012年累计探井口数：515口探井密度：0.57口/km2高成熟探区第二部分区块投入产出分析（一）储量及储量结构分析一、产出情况分析孤岛油田不同开发方式剩余可采储量分布图聚合物稠油水驱

孤岛油田探明储量全部投入开发动用。至2012年底，剩余可采储量1,456万吨，其中聚合物驱占30.7%，稠油热采占34.3%，水驱占35.0%。孤岛油田不同开发方式储量构成第二部分区块投入产出分析（二）产量及产量结构分析分产量构成

2001年以来，新井产量降低，措施产量持续加大，自然产量呈现下降趋势。第二部分区块投入产出分析孤岛油田产量构成图分开发方式（二）产量及产量结构分析第二部分区块投入产出分析

聚合物驱：新投注聚储量接替不足，正注聚增油难以弥补后续水驱产量递减，聚合物单元产量逐年下降。

稠油热采：依靠新井大量投入，加大转周力度和推广蒸汽驱实现了产量稳中有升。孤岛油田不同开发方式产量构成图稠油热采聚合物增油聚合物基础油孤岛水驱（一）勘探投资投入情况分析二、投入情况分析第二部分区块投入产出分析2001-2012年孤岛油田完钻探井统计2001-2012年孤岛油田完钻探井投资统计随着勘探开发的深入，勘探成熟度高，勘探目标向深层岩性隐蔽油藏转移，在勘探领域不增、勘探难度加大的形势下，孤岛油田完钻探井和投资总体程下降趋势。

2001年以来孤岛油田共探明储量1336万吨，年均167万吨，总体呈下降趋势，吨探明储量发现成本呈上升趋势。第二部分区块投入产出分析（一）勘探投资投入情况分析第二部分区块投入产出分析受产能建设阵地储量品位变低，物价上涨等因素影响，年度投资额总体呈上升趋势。“十五”年均：5.47亿元“十一五”年均：7.5亿元比“十五”上升：37.1%时间（年）二、投入情况分析（二）开发投资投入情况分析第二部分区块投入产出分析滚动勘探：平均每年钻井3-4口，年投资维持在0.2亿元。产能建设：总体呈上升趋势。2009年和2010年实施了先导试验区块，地面投资较大。

地面改造及系统配套：2001-2009年平均每年在1.0亿元左右，仅解决了油田维持正常生产地面系统矛盾，对于老油田地面系统长效投入相对不足。从2010年开始逐步实施污水站污水系统改造，联合站原油脱水系统改造，注汽站锅炉更新及注汽管网更新。

第二部分区块投入产出分析

钻井投资占产能建设投资额的63.6%。钻井口数每年均在110口左右，钻井投资和钻井每米进尺费用不断上涨。第二部分区块投入产出分析累计新增产能218.9万吨，新井年产量157.66万吨，百万吨产能投资由于受到钻井成本上升、开发方式转变及产能阵地品位变差等影响上升较大，由2001年24.53亿元/百万吨上升到2012年43.97亿元/百万吨，上升79.2%。第二部分区块投入产出分析2012年总成本47.99亿元，平均单位完全成本1,596.52元/吨，较2001年相比，总成本上升23.14亿元，单位完全成本上升889.79元/吨。单位完全成本变化趋势单位：元/吨1、成本变化趋势分析（三）生产成本投入情况分析单位：亿元

孤岛油田原油产量呈逐年递减趋势，但产液量、注水量、注汽量等工作量呈逐年上升趋势，成本投入逐年上升。第二部分区块投入产出分析（三）生产成本投入情况分析2、主要业务量趋势分析序号项目单位2001年2002年2003年2004年2005年2006年2007年2008年2009年2010年2011年2012年1原油产量万吨3603553523533553543403313223163083032开井数口1,6211,7381,7951,7481,8251,9141,9662,0652,1072,1632,2112,2693产液量万吨3,9594,1714,1263,9743,9504,0494,1164,2074,2534,2474,1914,3674注水量万方3,5983,6163,5313,6063,5793,5123,6263,4753,7043,6913,5643,6355注汽量万方313840395055578293991341566作业工作量井次2,5472,5962,8552,5932,7983,5163,0053,3083,3953,3683,3383,1487用电量万千瓦时41,36742,27643,19243,24644,63144,61845,92245,98849,22950,03050,73151,4438用工人数人8,7388,7669,2279,1728,9538,9268,7278,7139,3009,6689,5079,5139单位完全成本元/吨706.73711.22763.54767.57768.51885.04989.061,136.591,211.131,460.451,557.051,596.52第二部分区块投入产出分析3、主要成本项目分析（1）折旧折耗资产规模增加、折旧方法变更等因素，拉动折旧折耗费用上升(2006年由于核销聚合物资产，资产原值减少22.4亿元)。孤岛油田折旧折耗（三）生产成本投入情况分析单位：亿元单位：万元2012年人工成本100,128万元，较2001年的22,475万元增加77,654万元，单位人工成本由2001年2.57万元/年.人提高到2012年的10.53万元/年.人。单位人工成本总人工成本（2）人工成本单位：万元单位：万元/年.人第二部分区块投入产出分析2012年用工人数9513人，较2001年的8738人增加775人；由于产量下降、人员增加，劳动生产率由2001年的402吨/人降低到2012年的316吨/人。劳动生产率用工人数单位：人单位:吨/人第二部分区块投入产出分析（3）作业费第二部分区块投入产出分析受总井数增加、物价上涨影响，2001-2012年作业费用、作业工作量均出现大幅上升，费用增加2.52亿元，工作量增加600井次。总作业费单位：万元作业工作量单位：井次（3）作业费第二部分区块投入产出分析单井作业成本由2001年的8.51万元上升到2012年的14.89万元。单井作业费用变化趋势图单位：万元/井次高成本措施作业工作量不断增加，影响作业费用大幅提高。防砂、补孔、改层等高成本措施工作量增加240井次。高成本井措施工作量变化趋势图单位：井次20.321.321.025.624.432.730.332.426.030.327.830.20204060200120022003200420052006200720082009201020112012措施年增油变化趋势图第二部分区块投入产出分析措施作业费由2001年的1.29亿元上升到2012年的2.72亿元，增加1.43亿元。措施增油量增加10万吨。单位：万吨措施作业费变化趋势图单位：万元①大修井情况

2001年以来，实施大修1255口，年均105口，平均单井占井时间14.0天；累计发生大修费用3.22亿元，平均单井25.7万元。第二部分区块投入产出分析单位：口单位：万元孤岛油田长停井治理孤岛油田长停井治理情况统计表

2008年以来，孤岛油田治理长停井265口，恢复可采储量158.3万吨，平均单井0.6万吨。第二部分区块投入产出分析②扶长停井情况③套损井治理情况

2001年以来，共治理套损井365口，年均30.5口；总费用1.55亿元，平均单井42.5万元。恢复可采储量112.4万吨，恢复水驱控制储量129.6万吨。第二部分区块投入产出分析单位：口单位：万元④水井长效投入情况第二部分区块投入产出分析孤岛油田水井长效投入统计表孤岛油田水井长效投入工作量孤岛油田水井长效投入恢复储量

2008-2011年开展了水井长效投入治理，合计治理401井次，恢复储量134.4万吨。第二部分区块投入产出分析（4）电费电费变化趋势图

2012年电量51,443万KW.H，较2001年增加10,076万KW.H，电费39,966万元，较2001年增加16,971万元。单位：万元单位：万度电量变化趋势图第二部分区块投入产出分析（4）电费一是受液量、注水量的上升和产液结构变化影响，拉动电量增加。注水量（万吨）年产液（万吨）电量（万度）第二部分区块投入产出分析（4）电费二是价格上涨因素影响电费12,959万元。价格上涨影响趋势图单位：万元

用电单耗变化：稠油液量比例由2007年16.30%上升至2012年22.30%。产液结构变化导致采油单耗上升。第二部分区块投入产出分析单位：kwh/t单位：%

用电单耗变化：2006-2012年注水干压由12.63MPa上升至12.85MPa，导致注水单耗上升。第二部分区块投入产出分析单位：kwh/t单位：MPA单位：%稠油注汽量变化趋势单位：万吨稠油产量变化趋势单位：万吨稠油注汽量2012年156万吨较2001年增加125万吨，稠油产量2012年116.92万吨较2001年增加54.88万吨。第二部分区块投入产出分析（5）稠油热采费用稠油热采成本变化趋势图单位：万元在不考虑自用油成本的前提下，2012年稠油热采成本27,495万元，较2001年增加20,446万元。第二部分区块投入产出分析（5）稠油热采费用若考虑自用油成本，稠油热采成本2012年达到73,906万元，较2001年增加63,851万元，其中自用油成本46,412万元。第二部分区块投入产出分析自用油用量变化趋势图单位：万吨自用油成本变化趋势图单位：万元稠油热采成本变化趋势图单位：万元第二部分区块投入产出分析（6）三采费用在保持三采费用持续投入的情况下，保障了三采增油量的稳定。三采药剂注入量增油量三采药剂费单位：万吨单位：万元单位：万吨完全生产成本增加减利16.26亿元油价上涨增利92.51亿元增利减利较2001年增加利润33.25亿元交油气量减少51万吨减利7.06亿元2012年孤岛油田利润总额56.22亿元，较2001年增加33.25亿元。税费等增加减利35.94亿元第二部分区块投入产出分析三、利润情况分析1、从资源的投入产出评价看，孤岛油田处于开发后期阶段，资源接替不足，储采比逐年下降，但通过强化管理，优化运行，整体效益依然十分突出。孤岛油田储采比曲线孤岛油田储量替代率曲线第二部分区块投入产出分析四、区块投入产出情况评价孤岛油田2001-2012年利润及油价变化曲线

2、2001-2012年间，孤岛油田整体盈利能力强，投入产出效益明显。

孤岛油田累计利润总额达到550亿元，年均增长8.4%。期末EVA值38.7亿元。孤岛油田2001-2012年EVA变化曲线第二部分区块投入产出分析财务指标财务净现值财务内部收益率投资回收期评价期内EVA（亿元）（%）（年）（亿元）税后112.6854.92.3526.10孤岛油田整体评价指标表2001-2012年间，孤岛油田新增投资83.17亿元，投资内部收益率71.2%，投资回报率保持较高水平，投入产出效益显著。第二部分区块投入产出分析3、新井开发成本相对较高，但投入盈利能力仍然较强开发成本曲线图2001-2012年新增可采储量柱状图

2001年-2012年间，孤岛油田钻新井1267口，年度新增可采储量波动变化，新增可采储量2449万吨，平均开发成本291元/t。第二部分区块投入产出分析财务指标财务净现值财务内部收益率投资回收期评价期内EVA（亿元）（%）（年）（亿元）税后37.2144.85.1275.992001年-2012年间，新井投资71.3亿元，新井投入的内部收益率61%，新井的盈利能力较强。2001-2012年新井评价指标表第二部分区块投入产出分析3、新井开发成本相对较高，但投入盈利能力仍然较强4、三采投入较大，但效益明显2001-2012年投入注聚单位增油量曲线

2001年-2012年期间，新投入注聚单元15个，覆盖地质储量1.9204亿吨，注聚单元税前内部收益率34.3%，投资回收期5.5年。序号财务评价指标税后1财务内部收益率(%)27.82静态投资回收期(年)5.9注聚单元主要评价指标第二部分区块投入产出分析5、老井（资产净值）的盈利能力仍然最强，是盈利的主体。2001年以来，受益于油价升高和技术进步，孤岛油田新井和三采投入产出比高，盈利能力强。而老区老井，通过降低自然递减，经济效益依旧良好，累计利润364亿元，占孤岛油田的65%，仍是孤岛油田利润的主要贡献部分。

利润变化曲线第二部分区块投入产出分析目录第一部分基本情况第三部分2013-2015年效益测算第四部分存在的矛盾和主要问题第二部分区块投入产出分析第五部分下步工作方向和保障措施第六部分相关启示和建议“十一五”年均：7.5亿元“十二五”年均：9.92亿元比“十一五”上升：32.3%根据“十二五”规划，测算孤岛油田2013-2015年投资31.26亿元，“十二五”比“十一五”仍有一定幅度上升，上升幅度32.3%。第三部分2013-2015年效益测算一、投资投入测算单位：亿元新建产能、新井产量新建产能块以稠油为主，预计累计产油25万吨。二、新井产能测算第三部分2013-2015年效益测算孤岛油田2013-2015产量预测稠油热采及聚合物产量仍占主导地位。三、产量结构测算第三部分2013-2015年效益测算参照历年来成本、产量变化趋势，预计2015年收入121.78亿元，利润43.22亿元，吨油成本1,908.37元/吨，吨油利润1,582.69元/吨。四、收入利润测算第三部分2013-2015年效益测算年度收入（亿元）完全成本（亿元）税费（亿元）利润（亿元）吨油成本（元/吨）吨油利润（元/吨）2013年128.5349.6827.9350.931723.861767.112014年125.4650.7327.2647.471803.411687.522015年121.7852.1126.4643.221908.371582.69合计375.77152.5281.65141.625435.645037.321、2013-2015年孤岛油田新增投入效益

在4,460元/吨

（$100/bbl）的油价条件下，2013-2015年新增投入税前内部收益率达到61.2%，基准平衡油价为2,600元/吨（$58/bbl），盈利能力仍然较强。财务评价指标财务净现值（亿元）财务内部收益率（%）投资回收期（年）EVA（亿元）税后16.9540.94.354.41新增投入评价指标五、效益指标测算第三部分2013-2015年效益测算2、2013-2015年孤岛油田整体效益

整体调整后，预计孤岛油田整体内部收益率68.3%，预计2013-2015年累计利润总额147亿元，2015年EVA值31.3亿元。财务评价指标财务内部收益率（%）投资回收期（年）税后50.62.0孤岛油田整体评价指标指标单位2013年2014年2015年利润总额亿元47.7546.8747.11EVA亿元32.0431.2231.28孤岛油田财务指标第三部分2013-2015年效益测算目录第一部分基本情况第四部分存在的矛盾和主要问题第二部分区块投入产出分析第五部分下步工作方向和保障措施第六部分相关启示和建议第三部分2013-2015年效益测算通过以上分析，我们可以看出，孤岛油田作为整装大油田，产量高、效益好，多次被中石化评为“高效开发油田”，成绩显著。但是从深层次和后期发展来看，受体制机制影响，仍存在一些制约因素和问题，如产量技术接替问题，化学驱和稠油热采提高采收率技术能推广的储量越来越少，需要加大科研攻关和后期投入弥补产量递减；同时在投资成本优化上，现行投资主要集中在新老区产能建设，对原有生产设施更新投入不足，成本投入仅能维持简单再生产，对水井、套损井、低效井等缺乏长效治理机制，无法有效释放潜能，制约了老油田的持续有效发展。第四部分存在的矛盾和主要问题一、产量技术接替问题1、稠油热采已进入高轮次吞吐阶段，周期产油递减加大，开发效果变差。要依靠加大工作量投入、推广蒸汽驱，来维持措施产量的稳定。在蒸汽驱方面，先导试验取得了阶段性突破，但在举升、监测、作业、工艺等系统不配套，需要后期加大投入。第四部分存在的矛盾和主要问题随着温度的升高，管、杆、泵损坏加剧。硫化氢含量高井增多，上作业难度大2、聚合物驱储量、产量规模接替不足，年产油呈下降趋势，年总递减率9.0%。同时提高采收率的接替技术仍未突破，下步需加强技术攻关配套，加快新投注聚节奏。第四部分存在的矛盾和主要问题

二、投入不足导致稳产基础变差

1、套损井增多孤岛油田属于疏松砂岩油藏，易套损。加上近年来注汽新井和多轮次注汽老井增多，损坏加重，目前套损井已达1973口，平均寿命13.6年，套损率36.0%，年新增套损井65口。随着套管使用年限的延长，注聚、注汽开发的深入和汽驱规模的扩大，进入了第三个套损高发期。第四部分存在的矛盾和主要问题年龄＜55～1010～1515～20≥20合计井数(口)255

471

5173274031973比例(%)12.923.926.216.620.4套损井按套管使用寿命分类类型变形破漏错断复杂事故套其它合计井数(口例(%)41.318.09.530.50.7套损井按套损类型分类1978年开始注水1983年强化注水1992年注聚1992年注汽1997年注聚转后续水驱2008年汽驱321套损井按年度分类统计

2、水井投入不足近年来，水井投入严重不足，更新和大修不及时，问题水井得不到治理；同时注水系统管网老化严重，绝大部分还是油田开发初期的管网，安全环保风险大，影响了系统效率的提高。第四部分存在的矛盾和主要问题孤岛油田事故待大修井统计表井别带病上返修复封井关停合计水井(口)1617254150161598所占比例(%)24.817.510.625.421.7

孤岛油田水井目前状态统计表

3、低效井增多

孤岛油田的水平井生产层段主要为水淹层顶部和薄差层，开发难度大，低效水平井多。目前共有水平井198口，其中液量低于15t/d的低液量水平井56口，含水大于95%的高含水水平井64口。第四部分存在的矛盾和主要问题随主力单元开发时间延长和低品位稠油规模不断扩大，低效热采井逐年增多。主要体现在热采高含水井和油气比低的井。井数单元油汽比小于0.6的发育及物性差的井分单元柱状图

4、生产配套设施老化在用注汽锅炉21台，使用10年以上的占四成，普遍存在安全系数低、自控系统老化严重、蒸汽损失量大等问题。油管厂工艺落后，修复能力低，无法实现全井油管回收检测和管杆等寿命管理。罐车、水泥车、吊车、抓管机等特种车辆仅110台，2/3以上使用时间在15年以上，作业保障能力严重不足。油气集输系统污水系统注水系统采油系统供电道路装备

孤岛油田设备及设施运行年限柱状图第四部分存在的矛盾和主要问题

5、HSE形势日趋严峻。硫化氢浓度逐步上升，含硫化氢井逐渐增多，截至5月15日，硫化氢浓度超过150mg/m3的单井已达80口，最高达23500mg/m3；油泥砂等危废处置难度较大，同时，随着伴生气中二氧化碳含量的增加，给减排低碳带来较大压力。第四部分存在的矛盾和主要问题浓度大于30mg/m3硫化氢井数量趋势图各联合站硫化氢浓度明细表目录第一部分基本情况第四部分存在的矛盾和主要问题第二部分区块投入产出分析第五部分下步工作方向和保障措施第六部分相关启示和建议第三部分2013-2015年效益测算

在下步工作中，采油厂将紧紧围绕集团公司“建设世界一流能源化工公司”的战略目标和油田“打造世界一流、实现率先发展”的发展定位，以转变发展方式为主线，全面树立油藏经营管理理念，以理论创新和技术集成配套为支撑，重点推进产量结构、成本结构调整，确保油气资源高效开发，经济效益稳步提高，科学技术不断创新。第五部分下步工作方向和保障措施孤岛油田“十二五”投化学驱提高采收率潜力规划表一、开发方面

1、通过拓宽化学驱技术界限、扩大聚驱后井网调整非均相驱技术，覆盖地质储量4,598万吨，调整区提高采收率8.6%第五部分下步工作方向和保障措施2、加大低效水驱转热采及井网加密等成熟技术，扩大化学驱蒸汽驱技术，覆盖地质储量3,113万吨，调整区提高采收率16.6%。“十二五”后三年蒸汽驱井组安排表蒸汽驱井组由15个井组增加到42个。第五部分下步工作方向和保障措施3、攻欠增注，优化注水产液结构，实现老油田自然递减和含水上升率的有效控制

。采油油田不同开发方式年产液构成图孤岛油田年注水构成图

注水结构优化调整：开展注水井状况及注水提质提效潜力调查，加大攻欠增注、大修、分注和地面升级配套，力争有效注水量每天提升3,000-5,000方。

产液结构优化调整：在注重井网完整性的基础上，加大高含水、高液量等低效井治理，力争每天控液3,000-5,000方。第五部分下步工作方向和保障措施二、工艺方面1、加大低效水平井治理低效水平井治理低液井优化二次防砂、化学解堵、降粘注汽等措施高含水研究配套找堵水工艺，卡封出水段、优化堵水工艺措施套损引进配套应用水平井修井工艺，打捞修套作业措施、免钻塞完井技术第五部分下步工作方向和保障措施开发难点工艺对策注汽压力偏高、驱替效率低粘土含量高，有较强水敏性薄膜扩展剂全过程油层保护，防膨剂的优选生产时间短，地层能量低CO2或N2气体增能、助排、降粘特稠油HDCS、HDNS及注采一体化工艺2、加大低效热采井治理，实施各类热采控水工艺。在低品位稠油单元，配套应用相应稠油工艺。第五部分下步工作方向和保障措施三、经营管理方面

1、立足价值化管理，深化内部模拟市场运行体系。引入市场供需机制、价格机制、利益机制和竞争机制，深化以油藏经营管理区为核心，作业、集输注水、监测、热采、供电等为“乙方”的内部模拟市场运行体系，进而使各类资源得到高效配置，经济运营效率得到有效提升，推动实现了油田经营管理更加科学高效。第五部分下步工作方向和保障措施2、营运资产动态化配置。盘活存量资产，健全营运指标动态记录，配套“测、保、修、改、调、补、退”动态调整机制，推行重点单机成本核算，利用单井计量、单井作业、单车消耗等管理手段，提高区块核算准确性，提升资产使用效率。优化前系统效率

（%）井数

（口）合计

（口）提高幅度（%）<10%711128<1%10-20%9720-30%18230-40%317>40%461<10%647831-5%10-20%16220-30%18930-40%214>40%154<10%183255-10%10-20%4020-30%10930-40%117>40%41<10%857>10%10-20%2220-30%1930-40%8>40%0潜力井平均系统效率31.2%+2.8%34.0%用电量16181-915万度15266预计效果油井调参主要设备状况新度系数28%22%37%11%第五部分下步工作方向和保障措施

3、立足成本运行精细化，开展单元成本目标化管理。围绕区块成本管理，深化单元目标化管理，继续深入拓展成本优化空间。单元目标化横向上推广到所有单元，纵向上深化到基层队注采管理，形成油田、区块（单元）、井组、单井四级动态分析体系，建立单元目标化管理网络，加强监控和考核力度，责任落实到人，建立有效激励机制。区块消耗基准材料费润滑对象润滑单耗8型机10型机12型机皮带机要素成本功能成本工艺成本材料费动力费作业费修理费水循环措施增油稠油注汽三采注入三采成本稠油成本水驱成本固定费用变动费用第五部分下步工作方向和保障措施

4、强化HSE源头管理，实施低碳绿色再生战略。加强硫化氢和一氧化碳的防控；对伴生气中的二氧化碳进行精制提纯，达到工业级别，实现减排低碳和再生资源利用的综合效果；加大职业健康投入，大力提升职业健康管理的“软、硬实力”。第五部分下步工作方向和保障措施硫化氢四色管理联合站脱硫工艺流程图目录第一部分基本情况第四部分存在的矛盾和主要问题第二部分区块投入产出分析第五部分下步工作方向和保障措施第六部分相关启示和建议第三部分2013-2015年效益测算第六部分启示和建议

通过对油田投入产出的分析，引导油田企业牢固树立“让开采的每一吨油都是经济的”理念，摸清油田不同开发阶段的成本投入特点，建立不同油价下的投入产出机制，提升价值管理理念，进而制定合理的配产政策和开发策略，提高老油田整体开发效益。这是实现中石化打造上游长板的有效途径之一。通过分析，我们有以下几点收获：第六部分启示和建议成本的高低决定了油田的竞争力和抗风险能力，决定了油田的经济可采储量，也就决定了油田的开发寿命。要牢固树立“让支出的每一分钱都创造价值，让管理的每一个节点都成为效益增长点”的理念，从油田勘探、开发、生产全过程各个环节的内在联系入手研究成本的控制问题，将