吉林油田全员全过程提质增效

截至7月底，吉林油田长春采油厂生产运行部门通过与驻地农电部门沟通协调，完成伊52区块变电站减容工作；通过完善采区内部用电设备无功补偿，增加补偿容量；通过利用零散井套气发电，最大限度减少外购电量，节约了电费。

面对疫情影响、低油价“寒冬”和资源劣质化挑战，吉林油田公司开展全员全过程提质增效活动，科学统筹投资规模，不断优化系统运行，精准施策稳住效益“盘子”，呈现出全员“拧毛巾”，合力挤、压、堵的良好态势。截至7月底，原油和天然气产量在目标线以上运行；油气当量能耗单耗同比下降1.5%，同比节能1.19万吨标煤。

定下“硬指标”，在源头上堵住“出血点”。通过对费用精细测算，吉林油田年度总体投资压减，实现同比硬下降10%。在费用指标大幅压减的情况下，吉林油田细化用电、燃料消耗、生产运输、应急物资4方面措施26项，强化目标、措施、责任和考核“四个落实”，深入挖掘降本增效潜力点，坚决堵住一切可能的“出血点”，确保整个生产肌体健康、高效运行，打赢提质增效攻坚战。公司坚持生产运行与方案优化有机结合，严把方案设计源头，强化生产过程落实，开发总体效益显著提高。乾安采油厂通过开展投资管控、设备优化、节约土地、创新创效等全员全过程提质增效活动，实现百万吨产能建设投资降低3%以上。

研发“硬技术”，精细高效提高勘探开发水平。吉林油田坚持研发实用适用技术，持续精细勘探管理创效。通过实施项目全生命周期管理，坚持“一口井一个优质工程”，推进地质与工程、技术与经济结合，超前规划、超前部署、超前设计，坚持效益优先，全力提升勘探运行质量和效率。截至7月20日，吉林油田通过严格井位三级审查把关制，保障井位质量和数量，实现精准部署，探井成功率由30%提高到40%。同时，以提高单井产能和勘探成效为目标，围绕解决地质问题、技术先进适用、经济可行，精细优化方案设计，推进钻井提速15%，单井产量提高20%以上；通过推进市场化与自主研发应用一体化，严控工程造价，钻井成本降低10%，压裂成本降低5%。

实施“硬考核”，精益完善费用管控机制。突出提质增效，实施效益倒逼机制，推行计划、财务、设备、物资、土地、概预算、审计等职能部门和各专业部门联管联控，坚持先算后干，不断提高投资回报率，形成效益正向拉动。1至7月，吉林油田通过精细筛查、科学研判将32个外委外雇项目转自营。