2018年初，西北石油局在中國石化上游率先實(shí)現(xiàn)盈利，1-7月份盈利5.26億元。上半年的經(jīng)濟(jì)效益等8項(xiàng)主要指標(biāo)位列油田板塊第一名，成為中國石化上游龍頭企業(yè)。
面對低油價(jià)的不利形勢，西北石油局始終高舉“效益開發(fā)”大旗，實(shí)施效益評價(jià)策略，通過增加經(jīng)濟(jì)可采儲量，降低自然遞減，應(yīng)用低成本工藝等手段，千方百計(jì)強(qiáng)身健體，打好扭虧為盈攻堅(jiān)戰(zhàn)，盈虧平衡點(diǎn)降至歷史最低的47美元，成為今年中國石化上游板塊盈利最早最多的油田。
“離經(jīng)叛道”形成“南氣北油”
TH10297X井是一口注水替油井。供液不足后關(guān)井注水，但注水423方起壓無法注入。
于是，技術(shù)人員選擇高壓注水，有效溝通遠(yuǎn)井儲集體。目前，該井周期增油2700噸。按照47美元油價(jià)，實(shí)現(xiàn)效益近200萬元。這是通過恢復(fù)井控在動(dòng)用儲量提高經(jīng)濟(jì)可采儲量。
“剝開噸油成本這個(gè)‘大洋蔥’，會發(fā)現(xiàn)油氣資產(chǎn)折耗占大頭。要想降低油氣資產(chǎn)折耗，就得千方百計(jì)做大分母——增加經(jīng)濟(jì)可采儲量。”勘探開發(fā)研究院副院長楊敏介紹。
為了降低噸油成本，油田積極推進(jìn)增加經(jīng)濟(jì)開采儲量工作，完善措施、注氣效益評價(jià)機(jī)制，統(tǒng)籌當(dāng)前能力提升與未來增加可采儲量。今年上半年，新增經(jīng)濟(jì)可采儲量402萬噸，降低噸油折耗35元。
深挖潛力，全力增產(chǎn)效益油
5月20日，隨著DK14井開抽，標(biāo)志著“沉睡”一年的西達(dá)里亞區(qū)塊全面復(fù)產(chǎn)。經(jīng)過效益評價(jià)，該區(qū)塊產(chǎn)油已被納入效益油行列。目前，該區(qū)塊有17口油井相繼投入生產(chǎn)。
該區(qū)三疊系上油組經(jīng)過長時(shí)間開發(fā)，水淹現(xiàn)象十分嚴(yán)重。技術(shù)人員通過調(diào)整注采井網(wǎng)，進(jìn)行轉(zhuǎn)層生產(chǎn)，在能量相對優(yōu)勢區(qū)域的DK30H、 DK31H井實(shí)施大泵提液引流，目前兩口井實(shí)現(xiàn)了油層平面均衡注水，降低自然遞減。
這并非個(gè)例。今年5月，在塔河七區(qū)，注氣三采使停產(chǎn)7年的TK765CH井重新煥發(fā)了生機(jī)，日產(chǎn)油23噸。
“自然遞減率每下降一個(gè)百分點(diǎn)，就相當(dāng)于增油6萬噸。”面對低油價(jià)，油田今年繼續(xù)抓實(shí)抓好控遞減基礎(chǔ)工程，精細(xì)優(yōu)化注水注氣，注水效果持續(xù)改善，方氣換油率穩(wěn)定0.8以上;全面推進(jìn)機(jī)采井健康動(dòng)態(tài)管理，采油工程經(jīng)濟(jì)技術(shù)指標(biāo)保持良好，電泵躺井率3.3%。
通過降遞減工程，今年上半年，油田折年自然遞減率18%，較計(jì)劃低1個(gè)百分點(diǎn)，增油3萬噸。
另辟蹊徑，增添新動(dòng)力
“使用新型礦物絕緣電纜電加熱的效果很好，井筒中的原油溫度從47℃提高至93℃，降黏用的稀油用量也從63噸降低至37噸。”今年5月，在TH12248井攻關(guān)突破了礦物絕緣電纜加熱。這并不是今年油田低成本工藝技術(shù)突破的個(gè)例。
低油價(jià)下，經(jīng)濟(jì)效益評價(jià)讓以前很多“高大上”的工藝技術(shù)“束之高閣”，研發(fā)低成本工藝成為一股“清流”。
2016年，油田積極推進(jìn)低成本開發(fā)技術(shù)管理體系構(gòu)建，初步建立低成本提高采收率工藝體系，構(gòu)建健康采油工況機(jī)采井管理體系，檢泵周期同比延長40天，躺井率同比降低0.4個(gè)百分點(diǎn)。
對于低成本工藝的追求，石油人也并未停歇。今年，攻關(guān)突破了礦物絕緣電纜加熱、天然氣氣舉降粘等5項(xiàng)技術(shù)，平均摻稀比降低49.4%，大幅度節(jié)約稀油用量。規(guī)模推廣了碎屑巖水平井凍膠深部堵水、碳酸鹽巖注水調(diào)流道等6項(xiàng)技術(shù)，增油2.3萬噸。
如今，各類低成本工藝的應(yīng)用推廣，為戰(zhàn)寒冬注入了新動(dòng)力。今年上半年，老區(qū)采收率提高1.6個(gè)百分點(diǎn)。
