西北采三：“四位一体”开发模式破解递减魔咒

  [中国石化新闻网2020-01-06]2019年，西北油田采油三厂紧紧围绕“增加老井储量动用”这一稳产核心，从储量动用“规模、能力、效率、效益”四个方面着手，建立“四位一体”开发模式，油田产量实现硬稳定，累计完成原油产量124.5万吨，天然气2.06乙方，自然递减率降至11.9%，创历史新低。
  油藏运行模式：优化措施提升动用规模
  “在新井大幅减少的前提下，提高老井储量动用规模是产量硬稳定的基础。”1月1日，在开发工作总结会上，该厂总地质师刘培亮说。
  面对常规注水逐渐失效、井周储量层层阻隔的增储难题，该厂紧扣提升老井储量动用规模，依托做大低成本注水培育产能新动力，做强中成本注气提升储量动用率，做优较高成本措施打通储量动用关键点，构建了提升动用规模的“油藏运行模式”。
  在低成本注水方面，该厂通过扩大规模、创新技术、突破认识，水驱储量动用率提升至28.2%，提升储量动用1120万吨；在中成本注气方面，从单井走向单元、单流线走向多流线、平面转向立体，气驱储量动用率提升至23.5%，提升动用储量418万吨；在高成本措施方面，通过改层、酸压、扩容等措施，全年新增动用储量38万吨。
  工艺运行模式：集约应用提升动用能力
  “油田地面上注采输流程相连，地下油气藏的物质相通，经营中多专业协同，因此，工艺运行必须强调集约化应用、系统化提升，才能实现高质量开发。”该厂总工程师李军说。
  2019年，该厂围绕开发动态，以问题和需求为导向，强化工艺技术与油藏地质深度融合，提前规划，系统部署，逐步形成“抓注水配套、重注气集成、强措施攻关、优系统效率”的工艺体系，构建起了提升动用能力的“工艺运行模式”。
  该厂抓实机采健康工况、井筒完整性、增储工艺三方面工作，全力提升采油工艺配套能力，机采立足整个采油系统提升地面供给、提升井筒举升、提升工况，全年累计实施68井次，机采井平均沉没度由304米上升到516米；积极推进井筒保护与资源恢复工作，形成了以高强度膨胀堵剂为材料主体的低成本套损井治理体系、以GS高效捞砂工艺和防垮尾管为主的垮塌故障井高效防治体系，2019全年累计恢复停躺井9口，恢复经济可采储量13万吨。
  生产运行模式：全过程计划管理提升动用效率
  该厂围绕生产运行全过程计划性管理，以评价指标考核为控制抓手，调整生产节奏，强化对标计划、过程纠偏、预警管控、保障油藏能力发挥，构建了提升动用效率的“生产运行模式”，确保各环节衔接有序高效，生产时效提升40%。
  全计划管理，注水提效显著，通过地面配套保障提前谋划、定责任人、定时间节点、源头提升、过程提压、终点提效等，加快推进就地分水改造工程，完善注水管网，新建4座增压站，新增7台高压注水设备，日均注水量由年初3700立方米增加到6000立方米。
  经营运行模式：全链条管控提升动用效益
  “我们通过立系统思维，抓实成本全链条管控，构建提升老井储量动用效益的‘经营运行模式’，实现了油气生产现金操作成本零增长，单位措施成本平均下降18元。”该厂财务主管周晴阳说。
  该厂建立效益排队筛选的“池塘模型”，解决了老井是否开、注气是否注、措施是否上、维护是否扶的问题，全年通过效益排队筛选机制，暂缓低效益注气8轮次，高成本措施27口，压降费用3125万元。通过强化现金流管理，低成本自然产量占比较预算提升6.69%，较同期提升1%。