低油价油田开发对策建议_低油价油田开发对策

1.特低渗透油藏开发方案优化研究——以大古、樊块为例

2.浅谈石油开发企业战略成本管理论文

特低渗透油藏开发方案优化研究——以大古、樊块为例

赵红雨　邓宏伟　邱国清

参加工作的还有蒋龙，张可宝，王铭宝，周燕，孙玉红，程育红等，

摘要　大王庄油田大古67块和大芦湖油田樊124块属特低渗透油藏，平均渗透率为5×10-3～8.8×10-3μm2，油藏埋深3100～3250m，且储集空间较为复杂，有溶孔和微裂缝存在，开发难度大。本文从低渗透油田的油藏特点和开规律着手，具体分析了这两个区块的开动态，开展了注水必要性和可行性评价，在此基础上对影响开发效果的井网、井距、转注时机及注比进行优化研究，确定出各区块的推荐方案，预计当年可建产能9.2×104t。

关键词　特低渗透油藏　储集空间　微裂缝　评价　优化　推荐方案

一、引言

胜利油区低渗透油田已累积探明石油地质储量5.8×108t，占总探明储量的12.6%，其中已动用33个区块，动用储量3.6×108t，占探明储量62.1%。已动用的低渗透油田大部分埋藏较深，在2800m以下，且以构造、岩性油藏为主。空气渗透率一般小于20×10-3μm2，储量丰度一般小于100×104t/km2，但原油性质普遍较好。地层原油粘度为0.5～6mPa.s，凝固点26～53℃。油藏具有吸渗驱油的微观机理，流体渗流不遵循达西定律。油井自然产能较低，一般需要压裂或其他改造措施，才能获得较高产能。油井见水后，无因次液（油）指数随含水上升降低的幅度大，提液困难，注井间难以建立一定的驱替压力梯度。大古67块和樊124块属特低渗透油藏，1994年后陆续用常规或压裂方法试11口井，到1999年9月，平均单井日产油能力12.3t，累积产油2.9370×104t，地层压力下降快、产液产油量递减率大。为提高油田开发效果，2000年合理编制了两区块油藏开发方案，开展了注水可行性、井网、井距、注水时机和注的设计与优化研究工作。

二、地质特征

大王庄油田大古67块位于车镇凹陷大王庄鼻状构造带大一断层上升盘中段，北以大一断层为界与大王北油田相接，南以大古2块与大古82井区相连，是一个四面为断层封闭的断块油藏。樊124块位于济阳坳陷东营凹陷西南部的金家－樊家鼻状构造带西翼，大芦湖油田的西南部，西邻高青油田。

大古67块主力含油层系为二叠系上石盒子组万山段，自下而上共分三个砂层组，总有效厚度为33.1m。在构造腰部附近有效厚度相对较大，达40m以上，向南北两侧逐渐变薄。大古67块万山段地层属河流相沉积，储集层岩性以中、细砂岩为主，储集空间主要以粒间孔为主。平均孔隙度13.4%，平均渗透率8.8×10-3μm2，属低孔、特低渗储集层，且储集层层间、层内非均质性较严重。油藏类型为层状断块油藏，块圈定含油面积3.3km2，石油地质储量396×104t，储量丰度120×104t/km2，为深层、中丰度储量。

樊124块主要含油层系为沙三下亚段。砂体西北厚度大，并呈条带状或朵状向东南减薄直至尖灭。樊124块沙三下储集层为湖泊三角洲沉积，储集层岩性为粉、细砂岩，储集空间为残留粒间孔、溶蚀孔、微孔隙。平均孔隙度14.1%，平均渗透率5.0×10-3μm2，属低孔、特低渗储集层。油藏类型属具有边水的构造－岩性油藏。块圈定含油面积3.5km2，石油地质储量202×104t，储量丰度58×104t/km2，属深层、低丰度储量。

三、开动态和注水可行性研究

1.开动态分析

目前两油藏都经历了试油试阶段，在试油试过程中有以下特点。

大古67块和樊124块试油井均见油，但一般都需压裂投产才能获得较高产能。随着开时间的延长，由于能量补充不及时，各井日产油能力下降较快，特别是压裂井下降速度更快。分析试时间较长的8口井的递减情况，常规井月递减率为5.1%，而压裂井月递减率则高达13.2%。

2.注水可行性研究

（1）油层条件有利于注水

两区块油藏属弱、弱－中等水敏性油层，注入标准盐水，渗透率比值几乎无影响；注入蒸馏水，渗透率比值下降6.4%～30%左右。樊124块油层属非速敏，大古67块油层中等速敏，但临界流速高达2.82m/d，测算在此临界流速下，当日注水量为90m3，注水生产压差6.9MPa时，对储集层的伤害半径仅为50cm。根据低渗透油田启动压力与渗透率变化关系的经验公式，计算得到两油藏注水启动压力分别为13MPa和17MPa，要求注水泵压在30MPa左右，不超过目前注水工艺设备能力。

（2）同类型油田类比

目前两区块均无试注水资料，但与国内几个主要的低渗透油田（马西深层、牛25-C砂体和大芦湖油田）的油藏地质条件类比，两区块的油藏埋藏深度，有效厚度处于几个油藏的中间，只有孔隙度、渗透率参数略低，而这三个油藏预测的水驱收率都在18%以上，因此在这两个油藏实施注水开发也是可行的。

四、开发方案优化研究

1.开发方案设计

1）设计原则

特低渗透率油田的渗流机理和开规律，决定了影响其开发效果的因素较多，本次开发方案只针对井网、井距、转注时机、注比4个敏感性参数进行优化，故制定了以下设计原则。

（1）考虑国内几个低渗透油田开发经验

马西深层、牛25-C砂体、大芦湖油田等是目前国内开发较为成功的低渗透油田，故在方案设计时充分考虑其初期布井方式的选择、转注时机的确定，以及开发后期注井网的调整等。

（2）立足于早期注水开发

两区块地饱压差大（18.27～20.16MPa），利用地层能量开的余地较大，但弹性产率低。另据琼斯实验室试验结果表明，随着地层压力下降，裂缝逐渐闭合，从而降低流体的渗流能力，动态上则表现为产量迅速下降。因此要使油藏有较高的油速度和单井产量，必须早期注水以保持较高的油层压力。

（3）考虑油藏的地层最大主应力方向

低、特低渗透油田一般都需压裂投产，压裂后容易在地层最大主应力方向上产生裂缝，若注井与地层主应力方向一致，不可避免会造成油井暴性水淹，因此注井应与主应力方向保持一定夹角。由地层倾角测井和地应力测试结果，大古67块地层最大主应力方向为N67.5°E、樊124块为N78°E。

（4）单井须有一定的有效厚度，并至少钻遇1～2个主力层

根据油藏地质特征和试油、试特点，大古67块选择有效厚度大于10m的范围内布井，樊124块在有效厚度大于5m的范围内布井。

2）设计步骤

为更科学优化开发方案，依据上述原则，对井网、井距、转注时机、注比4个敏感性参数逐级进行设计，即先设计井网方案，其次为井距、转注时机方案，最后是注比方案，上一级参数方案优化结果可直接运用到下一级参数的方案优化中。

2.开发方案优化研究

在油藏地质研究的基础上，利用VIP数模软件建立了全油藏地质模型，并划分网格，网格模型X方向与地层最大主应力方向平行，利用数值模拟方法，结合油藏工程分析，对每一项参数进行了优化研究。预测结果至2019年，预测时间为20年。

1）井网优化研究

根据国内外低渗透率油田成功的开发经验，此类油田一般用面积注水方式较为适宜，有利于强化注水，增加注水波及体积，提高水驱收率。为此，设计并优化了五点法、反九点法、排状三种面积注水井网，共19个方案。

（1）全部用直井

数值模拟对大古67块优化计算了8个对比直井井网方案（表1），计算结果反映出以下特点。

反九点法井网初期油量高，但含水上升快，出程度低。用反九点法井网的1-1方案，油井数多达16口，注井数比为1∶5，因此初期产能相对较高，同时为保持压力平衡和维持较高的油速度，则注水井注水强度相应地有所增大。但该井网有一部分角井位于水驱主流线上，即注井与地层主应力方向平行，在较高的注水强度和油井都压裂投产的前提下，使得这部分角井过早水淹，产能下降，含水迅速上升。该方案出程度仅为22.5%，比其他方案低2～4个百分点，开发效果差。即使将这部分角井转成注水井的1-2方案，开发效果也未得到明显改善，出程度只提高了0.2%。

表1　大古67块井网方案数值模拟计算对比表

排状井网出程度增幅不大 排状井网注井数比为1∶1，为维持压力平衡，则注水井注水强度有所降低，减小了高速注水条件下油井暴性水淹的可能性；同时位于地层主应力方向上的注井距较大，延缓了油井见水时间，因此其开效果优于反九点法井网，但出程度提高幅度不大。3个方案平均出程度为25.3%，只比反九点法井网高3%左右。

注水井排平行地层主应力方向的五点法井网开发指标最好 方案1-3用五点法井网，与排状井网一样，注井数比为1:1，注水井注水强度不大，而与排状井网不同的是该方案注水井排平行于地层主应力，即在人工压裂裂缝方位上只有注水井或油井，这就避免了油井暴性水淹，从而延迟油井见水时间，扩大注水波及体积，明显改善开发效果。出程度比反九点法和排状井网分别高出5%和2%，且该方案新钻井数少于其他方案，经济效益也最高。因此，大古67块直井井网方案应用五点法井网。

樊124块优化计算了7个对比直井井网方案，方案优化结果与大古67块类似，也应用五点法井网。

（2）水平井与直井组合

表2　樊124块水平井数值模拟计算对比表

为了应用新技术提高低渗透油藏的开发效果，樊124块在五点法直井井网方案基础上设计了4种水平井与直井组合的井网方案，并进行了优化计算（表2）。

从数值模拟计算结果看，由于水平井动用层位少，用一口水平井代替两口直井的方案1-16和方案1-17指标比全部用直井的方案1-9差，方案1-18和方案1-19虽比方案1-9多油2.7×10-3t，但须多钻一口水平井，同时累积注水和累积产水量都大于直井方案，因此在经济效益上利用水平井开发樊124块油藏是不适宜的。而且目前胜利油田利用水平井开发低渗透油藏处于探索阶段，用水平井开风险较大，故方案设计不用水平井。

2）井距优化

低渗透油藏储集层存在非线性渗流特征，注水驱油时，存在注水启动压差，再加上储集层本身就存在较大的渗流阻力，导致注井间压力消耗较大，因此注井距不宜过大。然而为了提高油井产量，生产井均为压裂投产，通过压裂又可适当增大井距。

（1）经济合理的井网密度和井距的测算

根据胜利油田砂岩油藏的经济合理井网密度经验公式，结合两油藏各自的地质特点，在目前油价下，计算出大古67块、樊124块经济合理的井网密度分别为9口/km2和8口/km2。大古67块有效厚度大于10m（方案布井区）的含油面积为2.7km2，则该块经济合理的井数是24～25口，折算五点法和九点法井网的合理井距为300m。樊124块有效厚度大于5m（方案布井区）的含油面积为2.1km2，则该块经济合理的井数是16～17口，折算出五点法和九点法井网的合理井距为350m（已投产井的完钻井距也在350m左右）。

（2）井距优化计算

在五点法直井井网和测算的经济合理井距基础上，对两区块分别优化计算了三种不同的井距方案（大古67块为250m、300m、350m，樊124块为300m、350m、400m）。在不同井距下开发周期为20年，方案出程度最高的井距都为各区块的经济合理井距，即大古67块300m、樊124块350m，出程度比其他两个井距方案高1～1.5个百分点，而且此井距在整个开发阶段含水都略低于其他井距方案，经济效益好。由此认为最优井距大古67块为300m，樊124块为350m。

3）注水时机优化

根据设计原则，两油藏都须早期注水且保持较高的油层压力，考虑油藏目前的压力水平和现场及地面工程建设所需时间，对比了五种不同压降下的注水方案（表3），其压力水平均在饱和压力以上，压降为4～15MPa。

从数值模拟指标看，转注越早，出程度越高。随着转注时压降的增加，出程度呈下降趋势，特别是压降大于10MPa后，出程度下降幅度更大。其原因主要是油藏低压力水平开，导致油井供液不足。由此说明，油藏应在较高的压力条件下转注。但转注越早，注水量越多，在多油的同时，水量相应增加，含水上升速度加快。对比含水变化曲线（图1），当含水相同时，压降为7～10MPa转注的方案油量相对较多，最终收率高，经济效益较优。因此，方案选择油藏压降达到7～10MPa时转入注水开发，预计约在整体投产半年后。

4）注比优化

选取合适的注比对于油田注平衡、实现高产稳产至关重要。为此，主要从恢复、保持地层能量出发，在两个区块分别设计并优化了五种不同注比的开发方案（表4）。计算结果显示，在相同的井网形式和转注压力条件下，注比越大，累积产油量越多，出程度越高，当注比由0.8提高到1.3时，出程度提高 1～2倍。但注比超过1.0后，出程度增加幅度变缓，说明提高注水量在增加油量的同时，主要是增加了水量，而在相同含水期内，注比为1.0的方案累积产油量多，且最终收率高，经济效益好。故最佳的注比为1.0，即油层压力保持在转注压力水平上的开发。

表3　注水时机方案数值模拟计算对比表

图1　大古67块不同注水时机含水量与累积产油量关系曲线图

5）开发方案推荐

大古67块推荐注水方案用五点法井网，注井距300m，油藏压降在7～10MPa后转注，即油藏平均压力降至18～21MPa，注比保持在1.0左右；樊124块推荐注水方案用五点法，注井距350m，油藏压降在7～10MPa后转注，即油藏平均压力降至21～24MPa，注比保持在1.0左右。

3.产能的确定

（1）比油指数、油指数的确定

表4　不同注比方案数值模拟计算对比表

大古67块仅有大671井压裂后取得初期油指数资料，该井射开有效厚度9.0m，投产半年多时间测得3个流压值，分别为22.3MPa、13.7MPa、7.13MPa，所对应的日产油量为22.5t、7.1、2.0t，计算出平均比油指数为0.162t/(d·m·MPa）。樊124块计算了樊124-1井、樊125井两口井初期压裂后的比油指数，樊124-1井为0.15t/(d·m·MPa），樊125井为0.17t/(d·m·MPa），平均的比油指数为0.16t/(d·m·MPa）。分析认为，这些计算值能够反映油井初期的开水平，考虑全面开发对产量的影响，故初期比油指数两区块都取0.15t/(d·m·MPa）。若单井平均射开有效厚度大古67块按15m、樊124块按10m计算，则初期平均油指数大古67块为2.25t/(d·m·MPa），樊124块为1.5t/(d·m·MPa）。

（2）无因次油指数随含水量的变化

由相渗曲线计算的无因次油指数随含水变化曲线可知，见水后无因次油指数随着含水量上升逐步下降。在含水量30%以前，大古67块含水量每上升1%，无因次油指数下降1%；樊124块含水量每上升1%，无因次油指数下降1.1%。

（3）产能的确定

根据初期的油指数、无因次油指数随含水量的变化规律以及油井所对应的生产压差，并结合数值模拟预测结果，确定出大古67块第一年单井平均日产油能力为13t，樊124块第一年单井平均日产油能力为14t。则第一年大古67块可建成年生产能力5.3×104t，樊124块可建成年生产能力3.9×104t，共建产能9.2×104t。

五、结论

大古67块和樊124块这两个特低渗透油藏应立足于注水开发，且注水开发是可行的。

两油藏注水开发方案用注水井排平行于地层最大主应力方向的五点法井网，合理的注井距为300～350m，最佳转注时机为地层压力下降7～10MPa，注比保持1.0。

确定特低渗透油藏产能时必须综合考虑开发动态、油藏工程测算和数值模拟的结果，两油藏第一年可建产能9.2×104t。

主要参考文献

[1]裘怿楠，刘雨芬等.低渗透率砂岩油藏开发模式.北京：石油工业出版社，1998.

[2]刘漪厚.扶余裂缝型低渗透率砂岩油藏.北京：石油工业出版社，19.

[3]朱义吾.马岭层状低渗透砂岩油藏.北京：石油工业出版社，19.

[4]范乃福.胜利油区低渗透油田的开发与认识.1993.

浅谈石油开发企业战略成本管理论文

浅谈石油开发企业战略成本管理论文

　 成功的企业离不开独特的竞争优势,而战略管理对企业的竞争忧势的形成至关重要在企业战略中包括许多关键的因素 ，既有财务性的指标，比如成本和利润等，也有非财务性指标，比如新产品的开发产品质量等,而成本管理起着重要的作用通过成本管理可以及时准确地确认计量分析和报告许多关键信息，为管理者实施成功的战略提供重要的依据上个世纪90年代以来,世界石化工业的竞争日益激烈，全方位降低成本，提高经济效益，已成为国外各大石化公司孜孜以求的目标，大力推行“低成本战略”是近年国外大石化公司提高竞争增加效益的主要做法，石油开发企业面对国际原油价格的起伏跌宕,对原油的开成本也越来越重视由于产品的生产成本是反映企业管理水平的一个综合指标,是企业中各种因素共同作用的结果，所以成本的降低要涉及到企业的各个方面石油开发企业在实施低成本战略的过程中，不但要从技术工艺方面取措施,还要对石油企业传统的经营观念管理体制等进行重新审视，用正确的思想来指导低成本战略的实施。

　 一、油田开发企业成木管理现状

　目标成本管理是胜利油田在近些年实行的，主要是建立目标责任体系,加大控制成本力度首先是分解成本指标,按照“倒推法”来确定目标成本；然^是根据总成本目标来进行分解，明确各级行政一把手为成本管理的第一负责人,并且层层分解指标,层层明确成本目标,落实成本责任,做到层层有指标,肩上有责任在实践中，将单位和个人的利益与目标成本指标完成情况直接挂钩，实行工资总额同增利减亏扭亏和产量指标双向考核的收入分配办法在实际行中行奖惩兑现的办法，以此调动职工的积t及性，努力降低成本提高效益。

　 二、油田开发企业成木管理存在的困难

　目前油田面临的困难主要有以下几个方面：一是胜利油田是老油田，随着老油田开发难度的不断加深，稳产的难度日益加大，每年都要投入大量成本支出来弥补自然递减,维持目前产量尽管近年来油田企业积极推行目标成本管理,初步遏制了k本不断上升的势头，但由于生产开发条件复杂,投入工作量增加，造成综合经济效益增长主要依托在油价上，降低成本的效果不是很明显，从而影响了管理水平的提高和企业长期竞争能力的增强二是投入与产出的矛盾突出由于资金短缺,成本居高不下,制约了油田开发企业的发展,一定程度上造成油田设施老化，这些因资金紧张而导致的欠账问题,对油田生产造成很大的威胁三是多数开发企业的成本管理过多地集中在成本核算上目前企业的要素成本管理部门成本管理普遍与企业整体&本管理缺乏统筹规划四是企业的成本管理中缺乏经济与技术的有机结合,存在重上产轻管理的问题一般油田企业技术人员更多地考虑技术上的可行性,对于纟i济的合理性和有效性多少有些重视不足，虽然能够保证生产效率,但却忽略了企业的效益而企业的财务人员大多又不太精通生产的特点，无法很好&配合技术人员完善生产成本控制，往往编制的成本预算和控制脱离生产实际而无法执行。

　可见开发企业现行的成未管理已经不能完全满足新的管理环境下企业对成本信息的需求"为此,运用先进的战略成本管理理论与方法来指导油田企业的成本管理变革，提高油田企业成本管理水平和竞争力，已经是当前较为迫切的任务。

　 三、战略成木管理概述

　1.战略成本管理的理论

　对于战略成本的研究国外学者从世纪80年代已开始,其研究的出发点是成本管理系统如f可为新兴的企业战略管理服务,其目的在于通过对成本管理视野和方法的拓宽来提供对战略决策有用的成本信息，如价值链分析战略定位分析成本动因分析等。

　2.战略成本管理的分析工具

　战略管理的分析框架中与成本因素紧密相关的分析工具主要有价值链分析战略定位分析和成本动因分析

　(1)价值链分析'价值链可划分为企业内部价值链和企

　业外部价值链传统的成本管理关注企业内部价值链的分析，以确定企业:成本消耗的合理性,其分析的范围开始于材料的购，结束于产品的销售，而且将重点放在产品的制造环节它实质上用了“增加价值”这一观念,而不是竞争优势观念从战略成本管理的角度，更注重通过价值链的分析从多方面揭示有关企业竞争力的成本信息「企业价值链分析的一个基本的'重要的发现是，一个企业A竞争力取决于企业相对于其竞争对手的价值链的合理程度

　(2)战略定位分析价值链的分析为企ilk战略成本管理提供了一个总体的分析框架,但并没有解决如何将成本与企业战略相结合的问题只有通过战略定位分析,确定出企业的战略,才能将成本管理的具体方法针对特定的战略而进行功能展开与创新,这也是战略成本管理对传统成本管理的超越战略定位的分析方法主要有玻特的“五种力量分析法”、外部环境分析的pes了法和内外环境综合分析的swcxr法。

　成本动因分析成本动因是指企业旁本发生的任何因素,也就是成本的驱d因素在价值链分析和战略定位分析的基础上，企业能够确定资应该取的成本管理战略,但是为了进一步明确成本管理的重点,还需要找出企业成本的驱动因素，以便对症下药,将成本控制在目标以内，以保证成本管理战略的有效性,促使企业战略目标的实现而成本动因分析怡好可以满足战略成本管理的这一需求，能够将影响企业成本的因素很好地揭示出来，同时指出企业应该取什么方法来控制这些因素，以便更好地为战略成本管理系统服务,实现战略成本管理的目标。

　 四、油田开发企业推行战略成木管理的难点

　战略成本管理的基本思想就是要将成本因素同企业的竞争地位联系起来,寻求企业竞争力的提高与成本持续降低的最佳路径战略成本管理在许多方面表现出不同于传统成本管理的特征:一是战略成本管理重视企业与外部环境的关系，具有外向性特征；二是战略成本管理重视企业成本竞争优势的形成,具有竞争性的特征；三是战略成本管理重视成本信息提供的战略性需求，具有信息多样性和全面性的特征泗是战略成本管理重视企业生命周期的阶段变化，具有动态系统特征；五是战略成本管理重视成本管理文化的塑造,具有个性化特征。

　可见战略成本管理模式与胜利油田的成本管理模式有—定的区别推行战略成本管理面临以下三个方面的难题：—是由于战略成本管理是从国外引进，目前国内的理论研究还局限于对国外情况的翻译介绍，没有结合我国实际情况,总结出适合我国企业的方法体系，而且在基础教育方面,缺乏统一性,通俗实用的资料少，企业相关人员学习掌握难度大r二是缺乏七实际经验的总结和推广随着战略成本管理理i仑的导入，国内有的企业开展了小范围的应用，但对这些理论与实际相结合的成功经验，还未及时总结，难以推广应用从实践中看，真正自觉运用战略成本理论来为企业经营管理服务的也仍是寥寥无几。三是实施战略成本管理的相关人才短缺。

　综合以上原因，油田企业实施战略成本管理还需要一段时间来做好基础工作,但同时也说明油田企业如果推行战略成本管理来完善成本管理体系降低企业的经营成本将有巨大的潜力可挖。

　 五、全面进行战略成木管理的应对措施

　胜利油田开发企业要全面推行战略成本管理,应做好以下几方面的工作：一是要树立效益意识,更新成本观念,培育积极的成本文化企业实施战略成本管理,领导和员工应有较强的成本意识，自觉地为战略管理的目标作出贡献只有树立起关心成本的意识,企业获得竞争忧势的战略目标才能有更大的保障二是要改进企业的组织结构，获得战略成本管理所需要的组织保证可以尝试将成本管理业务从财务部门分离出来，成立专门的成本管理中心，由总经理或总会计师直接领导,专门负责制定企业的成本规划成本战略成本政策,直接参与企业的重要决策同时,还应k突破现#成本管理人员全是会计人员的局面,引进成本工程师预算工程师等专业人员，以满足全面执行成本管理职能的知识和技术要求。

　 六、对应用战略成木管理工具的建议

　胜利油田开发企业推行战略成本管理要想获得良好的效果，最为关键的应该是如何应用好价值链分析战略定位分析和战略成本动因分析这三种战略成本管理的重要工具对此，建议油田企业在以下几个方面做出相应的努力首#是应充分重视战略价值链分析法的应用一方面油田开发企业应该重视对同行竞争对手的价值链分析，明确自身的成本优势和成本劣势,做到取人之长，补己之短.另一方面开发企业还必须加强对自身价值链的分析,并将#析结果与生产现场管理紧密结合，千方百计地消除无效工作量，在不影响企业竞争力的前提下降低成本其次是要进行有效的战略定位分析对于不同的经营环境,企业应适当选择不同的基本竞争战略，以便获得持久的竞争忧势f在进行战略定位分析时,油田开发企业从行业的分析中应该明确自身选择的是石油产业，是一个高风险高投入高技术的行业，企业的管理定位中必须把创新和低成本发展紧密结合战略定位确定了，下一多就是具体的战略展开，这与企业的日常管理紧密相关，从成本管理的角度分析，基本要求应该包括科学决策弹性预算责任控制精细核算和全面考评第三是强化战略成本动因分析胜和油田开发企业以往实的目标责任成本管理为主的成本管理活动，基本的管理对象是与原油产量相联系的生产业务量和实物资产数量等具体的成本动因这在战略成本管理框架下仅仅体现了战术性的成本动因，是影响某一特定项目或某一时期的微观动因为有力保障企业低成本战略的实施，油田开发企业还应着手分析战略层面的成本动因，比如结构性成本动因中的业务范围规模经济技术水平等，执行性成本动因中的员工对企业的向心力￥业内部联系以及供应商管理等这些宏观层次的成本动因的形成一般需要较长时间，而且一经确定往往很难变动，对企业成本的影响将是持久的和深远的结构性成本动因往往发生在生产开始之前，却构成了以后k产产品的约束成本,在管理中应该与企业的竞争战略紧密联系,而执行性的成本动因一般是“越多越好”，比如员工不断知善生产技术水平和提高管理水平的积极性越强，企业的成本越低这与结构性成本动因有本质的差别但这些成本动因因企i而异,企业可以尝试从培育企业成未文化的角度来探索管理好执行性的成本动因。

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