西北采一“效益开发”实现油气增产增效双赢

　　[中国石化新闻网2015-08-20]在低油价“寒冬期”，西北油田采油一厂以油田“效益开发”为目标，优化措施结构，在保油增气中突出效益意识，在确保油气生产硬稳定的基础上，实现了油气生产增产增效双赢。截至8月17日，采油一厂累计生产原油98.61万吨，天然气33787.83万方，目前日产油气均超剩余日产水平平稳运行。
　　措施上不上效益说了算
　　效益“紧箍咒”让低油价常态下的措施选井、措施作业成为了非常棘手的难题。
　　“为保证效益，我们严格落实‘潜力小不上、风险大不上、无效益不上’的措施‘三不上修’原则，加大方案源头优化、修井过程优化、工艺应用优化力度。从地质、工程、管理三方面着手，切实保障措施挖潜效益。”采油一厂井下作业管理部副主任李晶辉告诉记者。
　　今年以来，采油一厂为提高措施经济效益，措施主要以转抽和化学堵水等低成本高效益措施及潜力明确的补孔改层为主，缩减高风险的碳酸盐岩堵水、大修、酸压等措施。与去年同期对比，措施有效率明显提高，在完修井次减少13井次的情况下，累增油超去年同期0.2万吨。
　　上半年采油一厂重点优选水平段夹层发育、非均质性强，具点状水淹特征的井实施笼统堵水，堵水18井次，有效14井次，评价4井次，累计增油6000余吨。
　　TK944H位于塔河九区构造腰位，水平段在第一韵律段，下部夹层发育，水平段非均质性严重，转抽后含水有较大幅度的波动。技术人员排查潜力后实施笼统堵水挖潜低渗段剩余油潜力。4月30日该井在堵水后，生产情况得到好转，目前日产油17吨，累计增油过千吨。
　　把好结构关价优多增产
　　今年以来，相对原油价格的持续低迷，天然气价格趋于稳定。采油一厂根据分公司部署将天然气开发作为转型发展的主攻方向，在逆境中抓住机遇，优化产品结构，在保证原油产量稳定的基础上，大力开发天然气，目前采油一厂天然气产量已占分公司三分之一以上。
　　采油一厂天然气开发以气藏差异化管理为基础，按气藏类型制定天然气开发技术政策。
　　塔河九区奥陶系是一个断控岩溶碳酸盐岩凝析气藏，区块储集体特征、天然能量差异性较大。
　　采油一厂根据不同区域储集体地质特征、生产动态特征制定了九区奥陶系凝析气藏开发政策：对于天然水体能量强的主体区采用采用“气井带水生产”开发政策，通过放大生产压差，提高气井气体携液能力，延长气井自喷生产状态；对于天然水体能量差的外围区域采取“降压开采”的开发政策，最大限度提高气井产能。
　　今年以来，该厂对九区奥陶系主体区6口见水井采用“气井带水生产”开发政策，提高气井携液能力，延长气井自喷生产状态；对外围区块天然水体能量普遍较差的5口井采取“降压开采”开发政策，最大限度提高气井产能。通过调整，上半年九区奥陶系气量保持在70万方运行。
　　多采“效益油”少花“冤枉钱”
　　采油一厂牢牢把握增效中心任务，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。
　　今年以来，采油一厂持续完善注气作业承包模式，对注气进行“循环招标法”，优化注氮气作业费用，二季度费用下浮9.75%，平均每井次节约7万元。同时，优化?⑺绞剑杉坠┍贸堤婊晃曳街茫⒁谰菥谓崴悖骄烤谓谠?17.4万元。
　　该厂还加强单井效益分析，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。
　　今年上半年采油一厂对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。