河南油田：优化提效益
2017-12-20
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来源：[互联网]
[中国石化新闻网2017-12-19]核心提示
河南油田针对“三高一低”问题严重、开发成本较高、SEC储量大幅减少等难题，优化增量、优化存量、优化技术增效益，前11个月完成效益配产任务。
专家观点
“油田现在产量虽然无法和辉煌时期相比，但每吨油都和效益息息相关。”河南油田油气开发管理部负责人说。
今年以来，河南油田重新审视开发工作，从论证设计、注采井网、地面建设、生产组织等各个环节，全方位、全要素、全系统、全流程进行优化，改变传统生产运行组织模式，建立增量方案优化及储备、存量项目优化及储备、区块单井成本核算、月度效益配产等低成本生产运行十大保障机制，力求实现优化增量增效益、优化存量创效益、优化技术提效益目标。
截至11月底，河南油田今年生产原油144.94万吨，完成了效益配产任务。
效益开发主要矛盾
作为一个开发了40多年的老油田，河南油田原油产量曾连续20年保持稳定，但低油价下要完成效益产量任务仍有诸多瓶颈：采出程度高、采收率高、水淹程度高、储采比低的“三高一低”问题严重；三次采油和稠油热采产量占半壁江山，开发成本较高；油田SEC（美国证券交易委员会）储量大幅减少。
做大增量蛋糕，把家底儿做厚实
对策1
低油价下，做大增量蛋糕，增加经济可采储量，可以让家底儿厚实起来。
河南油田通过抓好井位优化部署，找到下锅的好米。今年前11个月，共落实商业开发储量169万吨，投产新井88口，年产油10.36万吨。如在西部春光油田，研究人员运用“亮点”技术寻找新近系沙湾组新圈闭，在春154E井区落实商业储量18万吨。
老区老井的新认识也可以带来效益增量。河南油田充分利用开发老区井网密、动静态资料丰富的优势，从油气显示的矛盾点中寻找蛛丝马迹。技术人员围绕断块油藏空白区，寻找断层两侧构造高点控制的构造圈闭，在原来认为的水层中获得高产油流。截至11月底，该油田共复查验证74井次48油层，增储162万吨，增油1.95万吨。
“为了把家底儿做得更厚实，我们在三次采油产量有序接替上也想了很多办法。”油气开发管理部负责人说，“每一个有可能做大增量的办法，我们都努力探索并推进。”
今年，河南油田按照“利旧、撬装、不征地”的原则，优化地面投资方案，扩大低成本聚合物驱应用规模，实现三次采油产量有序接替。他们通过分析、筛选、论证、评价，确定将下二门H2Ⅳ油组作为聚驱应用单元，增加可采储量8.38万吨，提高采收率6个百分点。
余额多生利息，开销降到最低
对策2
“存量就好比银行存款，我们也必须想办法让它多生利息。”油气开发管理部负责人说。
为确保存量创效，河南油田抓实效益配产，提高整体开发效益；抓实产油、产液、注水等结构优化，降低开发运行成本；抓实不同类型油藏开发调整，减缓单元自然递减。
今年，围绕提高开井率、采收率，技术人员树立“有效恢复一口老井就等于低投入增加一口新井”的理念，切实做到井停研究不停、效益评价不停、有效复产不停。年初，他们排出复产运行大表，按照能复尽复原则，采取灵活的低成本复产方式恢复生产。前11个月，共低成本复产343口井，恢复日产能405吨，年产油5.12万吨。
在做好效益配产的同时，河南油田全方位优化产液、注水结构，累计降低无效产液115万吨、减少无效注水81万立方米，单位完全成本比预算降低23元/吨。
对于不同类型油藏，河南油田有的放矢优化调整开发方式，减缓自然递减。
对稠油油藏，他们开展普通稠油吞吐转水驱试验，王9区块吨油操作成本由1923元降至928元；扩大古城泌125区块普通稠油水驱转化学驱规模，日产油由53吨升至72吨。
对水驱油藏，他们以提高水驱“三率”为重点持续推进精细注水工程。前11个月，优选12个水驱单元进行治理，覆盖储量8450万吨，有85口油井见效，累计增油1.26万吨，自然递减率同比降低4.96个百分点。
工艺技术创新能够有效降低生产成本。“开发需要什么，存在什么问题，就攻关什么技术。”油气开发管理部负责人说，油田年初就确定开展精细注采改善水驱、优化热采稠油提效、强化春光长效保效等12项技术攻关。
对于开发成本较高的区块，河南油田扩大HDCS（水平井+降黏剂+二氧化碳+蒸汽）、DCS（降黏剂+二氧化碳+蒸汽）强化采油技术应用规模，在杨楼、春光油田优选40口特超稠油热采井应用后，累计产油1.12万吨。其中，杨浅3-平8井吨油操作成本由3034元降至588元。