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作为中国第一大油气田，长庆油田一季度亏损达14亿元人民币，随后在二季度迅速实现了扭亏为盈，截至8月份盈利超过23亿，非常少见。除了油价反弹的因素，技术升级是其能够迅速扭亏的主要原因。
作为中国第一大油气田，长庆油田在今年上半年的业绩如坐“过山车”。
今年一季度，中石油勘探板块出现巨亏，作为中石油旗下第一大油气田的长庆油田也不例外。长庆油田的经营数据显示，公司一季度亏损14亿元人民币。不过随着二季度油价回升，长庆油田短短三个月内就实现了扭亏为盈，上半年盈利2.35亿元。
截至今年8月，长庆油田营收591亿元人民币，盈利23.72亿元人民币，上缴税费77亿元。与中国其他盈利的上游油田项目不同，长庆油田本身属于极难进行效益开采的非常规油田，同时其天然气业务占整体营收的份额并不大。
从国际油价的变动上看，今年上半年的平均油价约为39.6美元/桶，以此来计算，长庆油田的综合单桶成本必须在30美元左右甚至低于30美元，才能在这样的低油价下实现扭亏为盈。
从年初低位至今，国际油价已经持续反弹，近期稳定在每桶50美元以上。不过，长庆油田仍不敢掉以轻心。如果再次发生较大程度的油价下跌，不能排除长庆油田再度陷入亏损的可能。
21世纪经济报道记者在九月底前往西安、银川两地，实地走访了长庆油田及其子公司长庆油田采油三厂，试图还原其扭亏为盈背后的真相。
技术升级
以世界主要产油国的综合成本来看，沙特的8.99美元/桶的综合成本最低。以单桶成本在30美元左右来计算，长庆油田的单桶成本比尼日利亚、巴西等主要产油国还低。
因缺少相关数据，记者无法比较目前国内各大油田之间的单桶成本差别。尽管如此，从最终的经营数据看，类似长庆油田这种在低油价下短时间内实现扭亏为盈的油田公司仍然凤毛麟角。
值得注意的是，依据美国媒体此前的披露，页岩油田的开采成本在近年来的资本驱动下骤降，从两年前的接近40美元/桶下降到了现在的23.35美元/桶，下降幅度超过40%。而这一单桶成本下降的主要推动力，来自于开采技术的升级。
“长庆油田是在石头缝里边把油挤出来，其储油层岩石非常致密，就像磨刀石一样。”长庆油田开发处梅启亮告诉记者，“国外专家并不认为这一区块可以实现效益开采。”
作为非常规油气田的长庆油田，其技术升级所带来的成本优化效果巨大，也是能够从低油价时期迅速扭亏的主要原因。今年年初，由长庆油田自主研发的特低渗透油田开采技术获得了国家科技进步一等奖。
长庆油田技术发展处处长赵勇告诉记者，通过多层次的技术进步，目前长庆油田已经可以实现勘探开发的一体化。“过去勘探和开采需要两个队伍，现在通过对技术的开发，已经可以实现两者的一体化，一个队伍上去就能完成勘探开发的全部过程，节约了大量的时间和人力成本。”他说。
而除了成本的下降，技术的升级也为长庆各个层面的油田开采做出了贡献。“我们现在的勘探正在向外围扩展，在六盘山以西有一片22万平方公里的海相型盆地，正在用我们的技术增加可以实现效益开采的储量。”他说。
而他认为，由技术带来成本下降，进而实现有效益的开采，也是目前油田发展的方向。“北美地区就是这样，通过不断的技术升级降低成本，从而提升油田本身的市场竞争力。”他说。
而长庆油田本身的竞争力还不止于此，由于其储油层致密，油品性质以轻质原油为主。这类原油粘稠度低，杂质小，从下游炼油角度来讲属于高品质原油，国际市场上的价格也相对偏高。
降本增效
在国际油价下跌的情况下，大量国际石油公司选择通过裁员来节约人力和管理成本。以荷兰皇家壳牌为例，2016年计划全球裁员一万人以应对低油价。
就在10月27日，中石油内部召开了视频会议，推进亏损企业专项治理、“僵尸企业”处置及特困企业专项治理、压缩管理层级减少法人户数等三项专项工作。
其中，中国石油现在有矿区用工14多万人，占整体用工的十分之一。通过划转、输出劳务和内部调剂这三种方式，落实14万人的去留问题。
不过对于中国的国家石油公司来说，保证就业是其央企经济责任以外的“社会责任”，通过裁员方式实现管理效率提升是不可能的选项。在这种情况下，将管理精细化成为了降低企业运行成本的唯一可行选择。
长庆油田子公司第三采油厂副厂长谢银伍告诉记者，通过数项管理措施省钱，今年前八个月已经省下了接近6500万元，而这些钱将用来补贴生产。
而其特色做法，就是搭建管控平台，基层生产单位有更大的权力处理其不同业务预算。包括运输、电费、井下作业、人力等费用，彼此之间都可以进行互相调整。
“基层提高生产效率，降低运输或者电费等费用，就可以把这些费用的预算挪到工资上，提高了员工自觉降低生产成本的积极性，省的钱越多，发的工资也就越高。” 谢银伍介绍。
另外，修井费也和热洗费二者合一，降低市场化用工后的维护成本，同时，开展井区自主承包管理试点。“促进生产单位的自主管理，开展井站核算，这一试点正在进行，并且已经取得了一定成果。”谢银伍说。
自2008年以来，采油三厂就开始利用数字化和自动化的生产方式进行作业区的管理，通过数年的积累，目前采油三厂的井场有2100个，平均下来每个井场只需要1.5个人。同时，极大降低了用地规模，新型井场的产地面积不足过去的1/2。
“我们通过分析数据，治理了208口井，间歇性开采539口井，暂停一批低效井，让整体成本迅速下降，从而实现扭亏为盈。”谢银伍说。
保供压力
2016年对于中国国家石油公司们来说并不好过。在原油价格下降的情况下，中国开始寻求大量的原油进口，同时减少了国内原油产量。
不过对于长庆油田而言，2016年的首要任务是保证产量基本不变，而并非减产。
今年9月份，中国原油产量同比下降了9.8%，是中国有史以来第二大的产量同比降幅，而第一大产量同比下降出现在今年8月，达到9.9%，这也说明中国本土的原油产量今年正在加速下降。
这一下降也同样体现在公司的报表中。今年前三季度，中国石化的上游勘探板块亏损额高达308亿元，其原油产量与去年同期相比下降了12.58%。“原油价格的下降，给了中国的国家石油公司一个关停低效油田的机会，在此前，这些油田几乎是在不计成本地运行。”一位油气行业的分析师告诉记者。
不过，在中石油的规划中，并没有降低长庆油田产量的计划。“我们去年是5000万吨的油气当量产量，仅石油就占到了2400万吨左右，而今年也要保证这个数字，为此我们也需要做更多的工作。”长庆油田勘探部的刘显阳说，“这就要求我们的产能必须要每年增加。”
因为油田在开采过程中会出现产量递减的情况，而长庆油田每年的产量递减率为10%-12%，所以对整体而言，保持油气当量产量的必要措施就是不断增加新的开采任务，以新增抵消衰退。
“在十三五期间，计划新增的石油探明储量12.5亿吨，而为了维持产量稳定在年2317至2392万吨之间，需要累积新建产能2220万吨。”梅启亮说，“在这种情况下，每年必须要新增420到450万吨的产能。”
即便如此，新增产量的成本要求也非常严格。“对40美元/桶效益评价内部收益率达不到6%的区块，不立项、不安排、不实施。”梅启亮说，“保证新增项目的成本控制在40美元/桶以内，实现效益开发。”
保持效益开采的压力不仅在开发部门，为了扩大探明储量，勘探部门也同样肩负着巨大的压力。“今年长庆油田的勘探预算少了2亿元，但我们仍然要保证新增3.65亿吨的探明储量，同时还要实现10%的成本控制。”刘显阳说。
依据中石油集团的整体规划，2016年中石油要实现新增探明储量6亿吨，按照长庆油田新增3.65亿吨的计划来看，占据集团整体规划的61%。“截至目前，3.65亿吨的规划已经完成70%，成本控制也可以基本实现。”他说。
从实现效益开发的角度讲，长庆油田无论是产量还是规划的探明储量，都稳居全国第一的位置。
尚有空间
从长庆油田扭亏的过程看，其在去年就开始进行的各项措施保证了该厂能在短时间内实现扭亏为盈，但从长期看，尚有持续提升的空间。
首先就在于其市场化用工的规模。依据梅启亮的说法，目前长庆油田的勘探开发队伍全部是社会化招标，有一部分是民营队伍，有一部分是中石油其他物探及油服公司的队伍。
“去年油价下行以来，大家的日子都不好过，所以公司鼓励我们更多使用中石油自己的油服队伍，实际上看中石油内部的队伍在今年用得更多了。”梅启亮表示，“不过我们的业务工作量大，同时降本增效的压力也还在，所以维持了一部分民营队伍的规模。”
国际油价下行首先冲击的是石油公司的上游投资规模，而上游投资规模的缩减也必然影响到油服公司的业务。今年三季度，两家上市的大型国有油服公司石化油服(600871.SH)和中海油服(601808.SH)都出现了不同程度的亏损，而这两家公司都无一例外地依赖与母公司之间的关联交易。
因此，为了让旗下的油服公司减少亏损，鼓励中石油油田多使用内部队伍也成为了必要的措施。但是，国内相当一部分民营油服公司的管理模式和技术实力相当不俗，通过灵活的机制使得他们在与国营油服公司的竞争中会取得一定优势。
同时，因地跨陕甘宁蒙晋五省，地形复杂交通不便，使得井场的人力管理成本也难以下降。“无论在哪个地方，都会有非常猖獗的偷油现象，有些井场必须派人去值守护油。”谢银伍告诉记者。
他向记者假设，如果这一问题得到解决，或许平均人数会从1.5人下降到1.2人，将人力成本进一步降低。
“我们必须要加强与地方政府的沟通，降低彼此之间因信息不对称和沟通不畅造成的成本上升。”刘显阳说。
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