中国石油专业化重组之变

攻关压裂技术，提高单井产能，在此基础上应用超前注水技术，实现难采储量的有效开发。乾安油田年产量从2000年的13万吨跃升到2008年的130万吨以上，成为继英台采油厂之后第二个超百万吨采油基地。
　　老与新，高与低，是相对的，在新区产能建设的同时，提高老区稳产上产很重要。老井稳不住，新井即便上去了，也会被“吃掉”。
　　在老区稳产方面，吉林油田大力实施老油田二次开发工程，通过规模开展油藏精细描述，搞好注采系统优化调整，提高老区采收率。4年中合计开展描述项目55个，描述地质储量5亿吨，逐步推进油田地质建模研究。
　　扶余老油田的成功开发，可谓老区稳产的典型。由于井况差、分注状况差、井网不适应和地面系统老化四大问题，产量每年以6万吨快速递减，面临无效甚至废弃的窘境。2004年，油田果断对其进行全面综合治理调整，重构地下体系，重构井网体系，重构地面体系，部署高精度三维地震勘探，首次刻画扶余地区构造形态和断裂系统，从“面”到“线”规模实施井网调整，完善注采系统。一系列举措的应用，使该区开发水平大幅提高，原油产量由60万吨上升到105万吨，采收率提高5.2%，老油田重新“焕发青春”。
　　依靠科技强引擎，管理仍是“富油区”
　　低渗透上的油气开发，必须解决一系列世界级难题，没有现成的路可走，唯有持续不断探索与创新。吉林油田坚持科技兴油和管理增油，缩小“网眼”，“细网”捕捞，增产上产。
　　一项技术探出一条路，系列技术就能加快开发。吉林油田三大配套技术攻关和三大开发试验的加快推进，立足于攻克当前发展瓶颈，着眼于解决长远发展问题，为油田增储上产提供强有力的技术保障。扶余油田水驱转热采技术在90多口井上成功应用，一年增油3万余吨，二氧化碳驱油技术在大情字井黑50区块应用取得成功。随着酸化、调剖、堵水等技术的不断进步，油田加大措施挖潜增油力度，拓宽挖潜项目，扩大挖潜规模，2008年平均单井措施增油71吨，与4年前相比，措施有效率提高10%左右。工艺技术的进步为油田接替挖潜提供了强劲动力。龙深101井是油田突破PDC钻头不适用于火山岩地层的传统观念实施的第一口深井，使机械钻速显著提高。
　　几年来，吉林油田相继探索完善储层改造、压裂、稠油热采等一整套高效开发低渗透油气田的特色技术和配套技术，解决了制约油田发展的重大技术问题，油气产量连续4年以50万吨递增。正是依靠科技进步，远景资源加快转化为效益储量，效益储量加快转化为现实产量。
　　多年来，吉林油田坚持走内涵式发展道路，立足多井低产实际，挖掘“管理富油区”，低成本发展理念贯穿始终。开展油水井分类精细量化管理等工作，油井免修期大幅度延长，不正常井影响产油率大幅度下降，2008年免修期比2004年增加40天，达到505天。加强注水井精细量化管理，研究分层注水方案，着力在“量”化上下功夫，2008年有效注水合格率比2004年提高7.5%。强化采油和作业管理，强化修井前的诊断和处理，仅2008年就成功处理1102口井，节约作业费用1600万元。
　　吉林油田的实践再一次启示我们，解放思想，推动科技进步，强化生产经营管理，东部不仅可以保持稳产，还可以持续上产。吉林油田实现高水平跨越，是低渗透上的“新高度”，也是东部老区践行“稳定东部”战略的新行动。