西北采油一厂区块目标管理实现效益最大化

　　[中国石化新闻网2015-07-24]今年以来，西北油田采油一厂以增效为中心指导油藏开发工作，在成本结构分配方面，通过减少高成本高风险措施上修井次，增加低成本注气工作量，优化调整成本结构提升开发效益。今年注气工作量同比去年增加4轮次，增油量同比增加3.5万吨，而措施工作量减少10井次，增油量与去年同期基本持平。
　　今年，该厂在不断加大注气工作量的同时，通过采用原井机抽管柱直接注气施工；改进抽油杆悬挂器，缩短注气井见产时间；提高注气纯度以减少管柱腐蚀，从而延长检管周期等措施，对注气工艺配套设施进行了优化，进一步节约成本，创造效益。
　　该厂转变机采井管理思路，由“异常井管理”向“正常生产井”转变，每月两次定期召开机采井排查会，对机采井优化调整，同时利用宏观控制图、IPR曲线等手段，对正常生产井通过优化洗井及工作制度，优化机采井沉没度，保证机采井高泵效生产同时系统效率最高。
　　为提高机采井泵效，将机采井划分为六大模板类型分类管理。该厂机采井划分为：底水砂岩高渗油藏、底水砂岩中渗油藏、边水中渗油藏、中渗油藏、碳酸盐岩缝洞型高渗1及碳酸盐岩缝洞型高渗2六大板块。通过定期更新宏观控制图，对泵效落在参数偏大、偏小区、断脱漏失区或者接近异常区的抽油机井调整工作制度，优化洗井，提高机采井泵效。上半年优化检泵7井次、深抽6井次、调整工作制度19井次、洗井9井次，其中配套新型助抽器4井次，成功治理低泵效38井次，泵效较2014年同期提高0.6个百分点。
　　2015年该厂加强单井效益分析，通过对自然产量单井的投入产出分析，计算出每口单井在不同原油价格下的经济极限日产，对低于经济极限日产井，结合油藏特点分情况提出关井或继续生产的建议。上半年对73口在70美元油价下低于经济极限日产的负效井进行重点分析，在对每口井进行捞油潜力、调整潜力、注水注气潜力和在井网中的作用做出全面论证分析后，对其中的36口负效井实施关井，通过减少液量处理费用、人员投入和维护等费用，实现增效699万元。