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　　[中国石油新闻中心2016-12-07]12月2日，西部钻探青海钻井公司年钻井总进尺首次突破70万米大关，完成今年计划的116.7%。直面低油价下严峻的发展形势，这个公司提质增效，求生存、谋发展的步伐更加铿锵。
　　“亮剑”扎哈泉：钻出高速度
　　最新一期的西部钻探进尺排行榜显示，位列200多支队伍前十名的队伍中，集中在扎哈泉的有5支。区块平均机械钻速比去年同期提高13.11%，平均钻井周期再缩短。
　　在青海油田推行首个“工厂化”项目的扎哈泉区块，从前期编制标准作业模板，到实现“流水线”高效作业，这个公司边施工、边总结，每口井开钻前组织各队讨论施工方案，努力推动技术集成应用。施工中与同区块创指标井进行对标，以小时为单位倒排施工运行大表，每天对施工动态进行跟踪分析，确保钻井施工优质、快速、高效。
　　截至11月底，扎哈泉区块共动用11部钻机，完井115口，完成进尺28.846万米，优质高效保障了2016年油田扎哈泉9.96万吨产能建设钻井任务。区块单队日进尺刷新至1008米。由30554队完钻的扎11-1-20井较扎哈泉区块平均机械钻速高58.98%。
　　“突破”英西：挑战高难度
　　英西海拔3500米左右，沟壑纵横，深层属柴达木盆地英雄岭构造带，地质情况错综复杂。青海钻井公司在该区块承钻的14口井中，有4口为盐间油藏井，该油藏为新开采层位，无钻井资料参考。
　　“一井一策”“一段一法”，从源头保障了技术措施的安全性、针对性和可操作性。在施工过程中，严格落实“双钉”工作法，钻探过程中，严格执行英西安全钻井技术要求，针对英西狮子沟盐间、盐下油藏安全钻完井，优化安全钻井工艺流程、开展高温、高压、小间隙固井技术等攻关，确保了安全施工，提高了固井质量。
　　夜以继日的“苦练”，缩短了这个区块的平均钻井周期和完井周期。随着狮3-1井、狮狮1-2井等5口井相继获得高产工业油流，为青海油田在英西复杂储层改造中再获新突破提供了依据。
　　“量产”东部：力保高产能
　　涩北、台南属第四系不成岩疏松地层，尤其是涩北气田埋藏浅，岩性疏松,层多而薄，为在这样的“特殊体质”条件下，打好3.5亿立方米产能建设钻探战役，青海钻井公司突出“活血通络”，加快生产步伐。
　　这个公司针对地层地质疏松，有浅气层分布，施工中易发生漏、喷等风险的情况，认真落实单井技术措施，强化现场技术管控，特别是在施工井过漏层时，项目组安排工程师住井钉防，督促技术措施的落实。
　　30584钻井队在台南气田创同类井钻井周期、完井周期、钻机月速3项区块指标。目前，东部8支钻井队实现61开53完，完成总工作量的83%，为涩北气田实现产量逆势上扬提供了保障。

攀及时，延长高产井生命周期。截至目前，这个厂有高产井60܃，运行时率达96%。
　　措施费用是控成本的主攻方向。这个厂在优化选井选层标准、措施挖潜方式、施工参数设计、效果预测方法等压裂措施工艺的基础上，将措施月度运行计划与厂滚动计划相结合，根据各作业区产量完成情况，合理调整压裂工作量。同时，制定分区压裂增油目标，实施措施效果目标化管理，将压裂效果与管块人员责任制挂钩，实施季度考核，确保措施有效率保持在91%以上。
　　三次采油提效工程：
　　跟踪调整，确保吨聚增油高水平
　　控制化学剂成本、提高采收率是三次采油提效益的重要举措。这个厂大力推进提效工程，突出井组对标调整，扩大交替注入应用，强化低效循环治理，持续提升三次采油采收率及吨聚增油水平。
　　最及时有效的跟踪调整是保证三次采油开发效果的基础。技术人员突出井组对标调整，将聚驱管理单元进一步细化为四类井组，制定分类井组提高采收率与效益目标，提效挖潜。通过细化分类井组浓度图版，实现浓度优化提效益；细化分类井组分层调整界限，提高干粉利用效率；细化分类井组压裂技术界限，合理控制单井措施费用。
　　交替注入技术在相同聚合物用量下可进一步提高采收率，节约干粉比例可达10%以上。针对二类油层注聚后期区块逐步增多的实际，这个厂在浓度交替注入的基础上，根据不同井区油层发育及动态特征，拓展了周期注聚、分质注入两种交替注入方式，通过合理优化注入段塞及参数设计，有效保持了开发效益。目前，这个厂今年实施注入调整108口井，占实施区块注入井总井数的26.9%。实施后，井区节约13%的干粉用量，吨聚增油水平提高5.3吨。
　　针对后续水驱区块低效注采矛盾突出的实际，采油二厂注重高含水优势渗流通道识别与分析，强化高产液、高含水井区注入速度控制，周期注水及采出井堵水综合治理，突出层间差异大、单层突进严重井区深度调剖及分层细分调整，进一步控制低效循环注入，挖掘后续水驱剩余油潜力。

证第三方准入的有效办法。最终能否实现一个有效率、积极竞争的天然气市场，才是衡量改革是否成功的标准܀ሺᆿ

　　[中国石油新闻中心2016-12-07]截至12月5日，大庆采油二厂原油生产超计划运行，其中高效益的水驱产量占总产量的54.21%；自然递减率6.36%，年均含水率上升0.23%，分别好于计划0.6和0.09个百分点；聚驱吨聚增油47吨，好于计划指标。全厂效益井产量比例占总产量的98%以上。
　　在低油价形势下，面对采出程度近60%，综合含水率达93.61%，投资和成本控制压力显著增大等实际困难，大庆采油二厂油藏系统按照建设经营效益型采油厂的总体思路，大力实施产能投资控制工程、水驱高效挖潜工程、三次采油提效工程，持续提升油田开发效果和效益。
　　产能投资控制工程：
　　优化配置，让投资效益最大化
　　这个厂油藏技术人员把经营意识融入开发过程中，用最少投入换取最大产量和效益。
　　今年年初以来，这个厂通过精细地质研究和剩余油认识，对产能建设投资实行优化，拓展了全厂三次采油储量空间，优化了驱油体系，将今后三次采油新动用区块的驱油体系由聚合物驱调整为弱碱三元复合驱，提高采收率达16%以上，提高采收率6个百分点。
　　优化井网设计控投资。采油二厂在油藏工程方案编制中，拓展南六—八区二类油层三次采油挖潜空间，通过精细层系组合，优化布井方式，采取新钻一套二类油层井网，后期分期利用该套井网实施返层开发，实现一套井网多次利用，少钻井610口。
　　优化高效井设计提效益。采油二厂通过精细剩余油分析，落实构造复杂区为剩余油富集区，按照效益优先、井型优化、控制风险的原则，开展大位移定向井研究与应用，投产16口井，平均单井产能是直井的3至4倍，提高了投资回报率。
　　优化层系组合，控制低效井比例。这个厂南六—八区萨Ⅱ7-12油层二三类储层交互分布，河道砂钻遇率、油层厚度、渗透率与南二三区萨Ⅱ7-12油层对比较差，且河道砂体分布零散，低效井比例达33.5%。技术人员通过优化层系组合，将层系拓展为萨II1-4+萨II7-12油层，使低效井比例下降到6.5%，实现南六—八区二类油层三次采油工业化开发。
　　水驱高效挖潜工程：
　　精细注水，提升高效益产量比例
　　和聚驱、三元驱相比，水驱吨油操作成本低，是实现高效开发的重要支撑。精细注水是水驱控递减、控含水的重要手段，也是提高水驱开发效益的重要保障。为此，这个厂以精细注水为核心，形成了“分得细、配得准、注得够、卡得住”细分注水技术系列，努力提高未措施产量比例，目前已应用240口井，占全厂年注水井方案调整总井数的20%以上，确保了水驱未措施产量比例保持在98%以上，年控制水驱递减0.9个百分点。
　　高产井措施投入少，产出效益高。这个厂努力提高高产井比例构成，通过精细管理，实现了13%的井完成近34%的产量。为保证高产井生产时率，这个厂建立绿色通道，通过优化方案设计、施工队伍组织及保障运行措施，确保高产井躺井时间不超过48小时。在此基础上，他们精细高产井的培养，做到动态变化分