“截至目前，咱们厂累计注气3.58亿立方米，注气增油26.93万吨，生产原油116.7万吨，同比增长4.62%，生产天然气19.86亿立方米，同比增加30.1%，注气开发工作又上了一个新台阶！”西北油田采油四厂总会计师王婷玉在该厂12月生产例会上通报说。
今年以来，西北油田采油四厂深化业财融合，梳理油藏、经营、工艺、生产共36个明细指标，搭建注气业财指标管控体系，制定高效注气开采方案，加强注气成本管控，把降本增效指标压实到每个人，为降本增效、增储上产夯实基础。
业财融合、提前摸排，制定高效注气开采方案
注气是补充地层能量、实现油田稳产的主要手段，也是油气开发成本支出的大户。为从源头推进降本增效，该厂技术人员深化油藏认识，进一步提高油井潜力排查效率，财务人员强化注气方案经济效益评价，业财融合梳理油藏、经营、工艺、生产共36个明细指标，搭建起注气业财指标管控体系，以此指导后续的注气开采，力争以更少的注气投入换取更多的原油产量。
“注气前算清楚效益账，才能杜绝低增值和无效作业，保证高效注气、高效采油。”该厂技术管理中心主任张文学说，“到底哪口井注气，让效益说了算。”
他们横向对比油气开发行业标准，纵向对比本厂历史注气数据，将注气作业的每一笔投入、原油的每一笔产出算得明明白白，按照效益优先原则进行排序，选取高效益井进行注气开采。
今年，该厂根据注气成本指标评估注气井潜力，优选注气吞吐井4口、单元注气井6口，注气计划符合率由80%上升至87%，注气方案符合率同比上升12%，异常率同比下降23%，否决零效方案3井次，有效规避风险投入。
全程跟踪、在线监测，加强注气成本管控
11月，经过两个轮次注气后，SHB1–17CH井注气生产投入产出比降至0.26，触发了该厂注气成本预警处置机制，财务人员提出预警后，业务人员立即停止该井的注气作业，并调整措施，控制注气成本。
注气成本预警处置机制是该厂在注气过程中研究制定的一种成本预警和管控机制。他们通过对注气井每个轮次的注气情况进行评价，确定注气成本关键指标，录入在线数据采集系统并设置预警阈值，当注气生产投入产出比降至一定数值时，系统会发出预警，提示在线监测的财务人员，再由该厂的业务部门技术人员进行分析，及时采取应对措施。
今年，在顺北1区，他们根据注气成本关键指标变化，把注气成本控制在最佳范围，截至11月底，该区实现注气增油3.11万吨，注气增油量达标率达113.4%，实现吨油操作成本下降。
分解指标、强化考核，把降本责任压实到每名员工
“效益在哪里，我们的工作重点就在哪里。”王婷玉说，“小到管线、压力表的修旧利废，大到整个供电费用、运行合同结算的成本严控，生产措施、工艺的优化调整，‘效’字贯穿生产经营管理的方方面面。”
采油四厂以区块目标管理为载体，以年度成本预算为牵引，按照业务归口口径，构建成本指标“分到部门、分到要素、分到区块”的预算机制，将年度成本指标分解到每个开发单元，把控成本增效益责任压实到每名员工。
他们还把成本指标和岗位业绩考核挂钩，推行“周跟踪、月评估、季分析”闭环成本管理模式，开展周、月度、季度经营活动分析，对各单元及各岗位进行效益排队，及时查找各岗位的漏洞及不足，并由该厂技术、财务专家提出指导意见，发动全员降本增效，让每一个经营主体都充分发挥创效作用。
截至11月30日，采油四厂已完成全年4.85亿立方米注气任务，为圆满完成全年126万吨原油产量任务、全力冲刺增产超产目标提供了强有力支撑。
