运用加减法 算好效益账

    国际油价的持续下跌，让河南油田采油一厂总地质师李岩感到压力极大。2016年初以来，他就谋划着如何进一步运用加减法，实施低成本开发战略，打赢守住产量红线，保住效益底线的攻坚战。

    2015年，采油一厂以质量效益为中心，积极转变老油田开发理念，算清减法，做好加法，对产量结构、产液结构、注水结构和措施结构实施优化调整，通过压减高成本产量、无效益产油量、产液量和注水量，实现了源头降本保效益目标，持续提升了开发水平。

    算好减法，压减无效益产量和注水量

    为了压减无效益产量，该厂建立存量效益评价方法，建立6个油田经济极限产量图版，明确不同油价、不同液量下单井经济极限产量，并从成本构成入手，以单井经济极限产量为盈亏平衡点，计算单井运行成本，实施ABC单井效益分类管理和一井一策治理，促使无效变有效、低效变高效、高效再提效。

    江河Ⅴ下层系双6-105井，日产油0.7吨，日产水111.8吨，含水高达99.4%，地质技术员康玲珍进行效益测算后，认为该井无边际效益，去年3月28日实施关井。去年，该厂按照“三关三不关”原则，先后关停无边际效益井134口，减少原油产量0.65万吨，减少无效产液61万吨，使部分区块实现少井多产效益油目标。双河油田Ⅴ1-10层系主体区块关停9口无边际效益油井，开井数降至11口，总产能却保持不变，自然递减控制在2.22%，而且，通过强制改变液流方向，有5口油井见效，日增油5.1吨。

    该厂紧盯高耗低效注水量不放松。去年，他们以压减低效、高压高耗、强注强采区域注水量为重点，优化注水结构，通过优化地面，调整地下，单井与平面相结合，实施大幅度动态调配，改变地下液流方向，日下调配注3595立方米，全年减少高耗低效注水量75万立方米。

    算好加法，增加精细注水和滚动增储

    水驱产量比例占采油一厂总产量的85.4%，是创效增效主阵地。地质研究所所长孙宜丽说：“水驱稳产基础增强，既能增加当期效益，又增加剩余经济可采储量，提高长期效益。水驱递减减缓1个百分点，相当于老井产量增加4782吨。”

    为此，该厂以精细注水工程为抓手，围绕单元系统注采调整、井组精细注水两条主线，按照分层开发理念，加大单元综合治理度动态调配力度，增强层段细分注水，通过增注改造、治理问题井、调剖封窜、周期注水等措施，全年水驱区块油井见效77井，含水下降2.7个百分点，水驱区块自然递减较2014年减缓2.32%，累计增油11740吨。

    滚动增储是增强老油田开发的基础。该厂加大滚动评价技术资金投入力度，不断寻找和落实商业开发阵地，增加优质效益储量。去年，对魏岗北部、下二门西部斜坡等6个区域开展滚动增储潜力评价，增加地质储量67万吨。同时，在5个目标区域开展老井复查，增储23.5万吨，当年产油0.63万吨。与此同时，加大工艺技术向提质增效转移投入，全年实施低成本补孔、调层、分采等增油措施267井次，累计增油4.14万吨，降水21.81万立方米。

    加减混用，压减高成本开采和优化措施并行

    东庄油田受折旧折耗高、举升工艺复杂等因素影响，近年来处于持续亏损状态。去年，该厂加大远程监控系统投资建设，使17口油井和1座配水间实现无人值守，员工由42人减少到22人，同时，采取关停无效益油井、优化生产方式、油井实施间开等举措，东庄油田全年减亏380万元。

    下二门稠油区开采处于高轮次吞吐阶段，成本高，效益差。去年，通过控制蒸汽吞吐规模、优化注汽锅炉、关停无效益井等3项措施，关停20口无边际效益油井，压减高成本产量1050吨，使单位成本下降950元，年节电176.6万千瓦时。同时，他们对5口有效益稠油井实施注汽开采，对12口低于经济极限油汽比的油井实施常规开采，仅此一项，年降低注汽运行及作业费用460万元。

    该厂向高成本产量开刀的同时，分区块建立分类措施效益界限图版，加大优化措施方案和决策，要求作业费用大于20万元的高成本措施井，由主管生产、工艺、地质的厂领导，组织各专业专家组共同论证决策，全年减少无效、低效措施72井次。

    去年7月，处于临界经济极限产量的T1215油井，因发生井下断脱故障而躺井，江河采油管理区为此召开会诊会，结合产量、作业费、耗电量等成本细算，决定暂时关井等地层能量恢复后再作业开井。去年，该厂通过决策优化，同比减少作业954井次，减少费用9728万元。来源于中国石化新闻网。