西北油田：保能力创效益 增可采降折耗

　　[中国石化新闻网2016-10-12]
　　10月11日，西北油田采油三厂以关停井无效变有效、生产井有效变高效、生产井高效变增效为攻坚目标，通过以注水为主导的五大保能创效措施，实施了135口井，提升日油能力357吨，增油5.85万吨，创效1949万元。
　　小规模注水配合机抽生产为负效的井T727，通过效益测算，大规模注水可实现无效变有效，注水维持自喷可实现有效变高效，单井日油能力由5吨上࿃Ľ늀۝预计年有效4轮次，创效益44万。今年类似井累计实施6井次，年提升能力1.55万吨。
　　T756CH井多轮次注水负效后关井，立足单元分析有潜力，注水不起压，且有注水管网，单元注水经济可行。转单元注水邻井TH10434井持续受效，日产油由17吨上升至42吨，截止目前累计增油7921吨，预计年创效益增加300万元，实现单元整体提能创效，目前已实施6个单元，年提升能力1.72万吨。
　　TP267X为具有固定排水量的注水替油井，通过建立油藏模型深化认识，同时效益测算经济可行后进行大规模注水，提升周期增油能力(860吨上升至2586吨)，预计有效6轮次，生命周期增油1.2万吨，创效152万元。今年共实施16井次，日提升能力65吨，累计增油3071吨。
　　加强制度管理落实，该厂机采井管理取得机采指标“两升一降”的好成绩，即与去年同期对比，检泵周期、平均泵效明显提升，提升日油能力124吨，检泵井次减少27口，节约维护成本963万元。
　　油井效益限产关停，该厂在潜力排查期间遵循“先稀油后稠油，先管网后车倒，先进站后倒运，先巡线后驻人”的原则，立足效益，放眼长远，高效做好低油价下潜力排查和阶梯储备，累计排查出潜力井59口，预计储备日产能320吨。截止目前已实施24口，主要以注水类、强底水注气、提液措施为主，预计年累计提升能力4.42万吨。
　　以“经济效益”为中心，该厂牢固树立“每口井都有经济可采潜力”的理念，创新压差、能量分析方法，以低成本手段为依托，提高统筹规划水平，增经济可采，降低油气折耗，实现经济高效开发。全年实施注水、注气增可采工作量72井次（单井49井次、单元23井次），新增经济可采储量21.7万吨，其中单井新增可采10.13万吨，单元新增可采11.57万吨，有效降低油气折耗。
　　通过高压注水增加远端储集体动用，该厂TH10297X井高压注水加大注水规模后，单位压降产油量明显增加（107吨上升至311吨），今年累计实施6井次，日提升能力54吨，增加经济可采储量2.69万吨。
　　TP274X-TP209CH井组受控于同一断裂，井间连通性好，3月投产即供液不足未建产，“立足井网再利用、再调整”，4月开始单元注水，同一断裂面控制的TP209CH受效明显，井组日产油由17吨上升至36吨，阶段累增油900吨，日增效1.18万元。预计单周期增油2000吨，有效实施4个周期，全生命周期增油8000吨，新增经济可采储量8000吨。今年类似井组全厂共实施12个，见效10个，累计增油1.41万吨，新增经济可采储量5.18万吨。
　　单元注气井TH10420X井创新实施变排量段塞式注气，实现注气成本不变的情况下单井受效期延长（59天上升至107天），周期增油量上升（2536吨上升至3215吨），生命周期新增经济可采储量5500吨。下步计划对TH10304-TH10301CH、TK852CX-TK725井组实施段塞注气，预计新增经济可采储量1.3万吨。
　　在地质潜力评价体系的支撑下，该厂进一步“压缩成本，提升效益”。1月至9月生产经营运行总体平稳，主要经营指标与计划相比，实现了“三超一低”，即油气商品量超计划1.32万吨；营业收入超计划0.66亿元；毛利超计划0.60亿元；现金操作成本较预算减少107.57万元。
　　从油气商品结构来看，该厂1月至9月实现原油交油（含轻烃）符合率100.08%；通过调整产品结构，轻质油、副产品均超计划运行，其中轻质油超销1.18万吨，轻烃超产0.17万吨；液化气超销0.18万吨，天然气超销0.91万千方，油气综合商品量超销1.32万吨。