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| ST洲际(600759)经营总结 | | 截止日期 | 2023-12-31 | | 信息来源 | 2023年年度报告 | | 经营情况 | 一、经营情况讨论与分析
（一）油田勘探、开发与生产经营
1、克山项目
2023年，克山项目坚持提升产能建设质量，以控制含水上升速度，减缓油田综合递减为工作方向，坚持贯彻执行降本增效的经营理念，全年完成原油产量48.9746万吨，全面达成本年度各项生产经营任务指标，同时严格执行油田生产安全、环境保护、卫生防疫等规定，确保了油田生产安全平稳运行，未发生可报事故。
生产运行方面，多轮次论证新井井位，反复对比优化井位选择，选择合理井型，确保了8口新井产能全部达标；老井继续细化单井和井组生产动态分析，针对莫斯科耶油田大斜度井和水平井的特点，优化调整采油井杆管泵等生产参数，延长了油田的检泵周期，莫斯科耶油田电潜泵的检泵周期达到 1107天，螺杆泵达到1176天;通过加强生产和作业的优化管理，保障了油田开井率持续三年稳定在97%以上，为完成全年产量任务提供了有力支撑。措施优选工作中，积极应用新工艺技术，针对水平井含水上升后的稳油控水进行现场试验，共计实施油管桥塞 2井次，井下控水AICD设备3井次，化学堵水2井次，取得了一定的降水增油效果。同时针对油田低渗透难动用储量，进一步探索储量动用有效方式，2023年开展了储层改造相关的现场试验，实施水力压裂2井次，气体深穿透加酸化2井次，也取得了较好的效果，克山项目全年共计完成22井次增产措施，有效18井次，措施有效率81.8%，平均单井日增油4.6吨/天。
经营管理方面，坚持周采办例会制度，努力提高采办招标的成功率，以实现通过成标竞价降低成本的目标。强化重点物资采购流程跟踪监督机制，保证和生产紧密相关的物资设备保持合理库存；加强油田生产物资库存管理，降低日常物料消耗，最大限度节约生产操作成本；打破了个别原有承包商的垄断行为，创造更有利的采购环境。
油田现场管理方面，2023年项目增加了设备维护专家，致力于设备管理和维护工作，以确保油田生产设备的正常运行。重点工程强调进度、质量和核算的并行抓取，莫斯科耶12号平台与道路建设的早计划、早开工和早完成为2023年完成产能建设奠定了基础，同时天然气发电机大、中修等设备更新和维修措施，也有力地推动了产能建设和维护工作，确保了油田现场生产运行稳定。
2、马腾项目
2023年马腾项目及时应对意外事件、积极采取安全和环保措施，以完善注采井网并配合三次采油方法，降低综合递减为工作方向，坚持贯彻执行降本增效的经营理念，全年在钻井、生产作业、地面工程等各项工作顺利实施的保障下，超额完成原油产量计划任务，全年完成原油产量 26.4986万吨，圆满完成年度各项计划生产经营指标。
生产运行方面，为完善井网，提高注水波及系数，提高采油速度和采收率，2023年马腾项目在东科、卡拉和马亭油田均按注采调整方案进行了逐步实施，其中东科油田完成了中侏罗II层的单井转注，实施后井组平均日增油为2.3吨/天；马亭油田完成了东翼K1ne层和南翼K1a层的单井转注，井组平均日增油为2.2吨/天；同时2023年下半年还在马亭油田实施了3口注水井的调驱先导试验，试验阶段累计增油达678吨，年自然递减率下降了1.93%，取得较好的试验成果。项目通过油井转注、注聚调驱等配套措施，有效减缓了老井递减速度，保证了油田产油量的稳定。东科油田的年自然递减率从上一年的 17.02%下降至 14.28%，马亭油田的年度自然递减从上一年的9.8%下降至2.8%。
经营管理方面，严格执行降本增效原则，东科油田调整优化举升方式，降低生产成本；措施作业中优化成本，以投入产出为标准，避免增产不增收；坚持采购进展例会制，成立生产协调部，合理调配公司内部生产物资，提高周转率，减少积压，确保各个项目和部门的需要得到及时满足，避免资源浪费和不必要的成本开支。
油田现场管理方面，继续深化调研分析、价格管控，确保价格优势和工程质量。
工程项目强调了进度、质量和核算的并行抓取，同时多方专家全面参与管理。全年完成了东科到卡拉4.9公里道路维修、3.5公里卡拉-卡拉通的输油管线更换、田吉兹-卡拉5.3公里技术水管线更换，马亭燃气发电机大修和三台原油加热炉的更新；同时为避免垄断，有4家公司的样品在油田现场进行了室内破乳剂的筛选工作，有序地推进了破乳剂的替代工作，以确保项目的高效运行和产出的质量。
（二）深耕销售实现降本增利
2023年度，公司通过实施总部与项目公司销售业务的两级管理制度，充分发挥总部对海外油气资产销售业务的垂直管理，坚持效益第一，统一规划、全面掌控、灵活调整、多措并举，实现销售效益最大化。在资源国内销市场结构发生变化的背景下，开启内销原油加工、成品油销售的新业务，实现销售业务增值和价值链延伸。努力降低内销比例，并将内销资源配置到效益最优的炼厂加工。通过深度市场调研，积极拓展销售渠道，实现成品油销售的价值最大化。通过净回价测算动态分析出口效益，及时调整和优化出口方向。
（三）石油储量评估准则
公司储量评估采用的评估标准为国际上通用的油气资源管理系统(PRMS)。各级别的剩余可采 储量（1P、2P、3P）均采用在产井的生产动态历史资料的综合研究分析，按照开发方案中部署的钻井计划和历年钻井工作量采用 PRMS 油气资源管理系统中推荐的产量递减法（DCA）进行各级别可采储量的预测。
公司建立了完善的资源及储量管理体系，设立了公司储量管理机构、并明确了岗位职责和分工，制定了对公司各级油气资源及储量评估实行全程跟踪评估管理办法，以及地质油藏及开发技术研究工作流程和管理制度。这些质控制度和技术管理办法的制定和实施，确保了储量估算工作的有序运行，进一步提高了各级资源及储量评估的可靠性。
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