打破自然遞減魔咒

○ 文/孫希利 周興巖 王夫泉

西北油田分公司通過技術和管理創新，將24%以上的自然遞減率降至18.3%，實現產量穩中有升。

秉承“敢為人先、創新不止”的精神，西北石油人一舉發現我國最大的古生界海相碳酸鹽巖縫洞型油氣田—塔河油田，拉開了塔里木盆地油氣開發的序幕。

2005年起，中國石化西北油田分公司依靠新區大規模開展產能建設，到2010年原油產量達到725萬噸，年均產量增長50萬噸，實現了快速上產。進入“十二五”后,外圍新區勘探沒有大的突破,快速遞減的縫洞型油藏能否穩產成為擺在西北石油人面前的一個重大課題。他們通過技術和管理創新，將24%以上的自然遞減率硬是降至18.3%，實現了產量穩中有升。

創新技術挑戰世界難題

塔河油田具有“超深、超稠、高溫、高鹽、高含硫化氫”等特點。面對“世界級”開發難題，從快速上產到大幅度降低自然遞減率，科技創新融入西北油田每一口井和每一個生產環節。

2012年，注水替油技術逐漸失效，西北油田注水替油井達到445口，占總井數的52.6%，年產小于200噸的失效井達148口，并呈逐步增多的趨勢。

●西北油田分公司通過精細化管理成功實現油田自然遞減率大幅降低的目標。 攝影/范 明

面對新的開發難題，西北油田創新縫洞型碳酸鹽巖油藏大規模注氣采油技術，經過多井次實踐，形成一套有效的注氣替油潛力井優選方法，優選注氣井有效率達到93.3%。2013年，實施注氣替油102井次，累計增油9萬噸，增效1.35億元。2014年，計劃實現增油20萬噸。

注氣替油只是西北油田技術創新的一個縮影。遵從“開發無禁區，工藝無極限，管理無止境”的企業發展理念，西北石油人相繼攻克開發上的關鍵性難題。

通過轉換開發方式，西北油田的注氣提高采收率技術取得革命性進展。擴大單井注氣規模率先在T402井獲得成功；積極開展氣水交替注入技術、超稠油油藏注蒸汽輔助催化裂解可行性研究，加快推進注二氧化碳、天然氣、泡沫等新技術先導性試驗，這將為油田未來10至15年持續穩產上產提供重要保障。

與此同時，西北油田的注水潛油技術擴展為分段精細注水、非對稱不穩定注水、周期注水、注水壓錐等系列注水技術，累計水驅覆蓋儲量2.71億噸，增油421.7萬噸，注水提高采收率3%。

西北油田打破傳統地質認識，開辟難動用儲量新領域。評價認識由“標準串珠”向“弱小串珠”甚至“沒有串珠”進軍，攻堅“紅波谷”、“藍海洋”、“弱反射”、“小縫洞”等領域，評價動用地質儲量6.1億噸，建產能1100萬噸，儲量動用率提高了17%。

他們提出“優選控油深大斷裂、兼顧次級斷裂組合、結合地震特征、判別構造組合樣式”的碳酸鹽巖井位部署新思路，首創“斷溶體、古河道”油藏識別技術，部署開發井104口，投產54口，建產率達到87%，單井均日產38.2噸。

面對塔河9區超深、高含硫化氫、開發難度大等難題，西北石油人創新高深鉆完井技術，實現該區塊的高效開發，逐步建成了年產3億立方米天然氣、10萬噸凝析油整裝規模的油氣田，成為西北油田重要的天然氣接替陣地。

大幅降遞減

進入“十二五”，西北油田開發一度面臨十分嚴峻的局面。新區沒有新的大突破，西北油田能否保持原油產量箭頭向上、穩中有升？為此，油田提出了“降低自然遞減率5%，提高采收率5%”的“雙五”目標。

“碳酸鹽巖縫洞型油氣藏上產快，但是遞減率非常高。前幾年，油田的遞減率為23%～25%，相當于每年要吞噬掉160萬噸的產量。如果控制不住自然遞減，不要說增產，就是穩產也很難保證。”面對新情況，西北油田分公司原副總經理竇之林提出“六新促三率”的開發理念，即以新認識、新技術提高儲量動用率，以新思路、新手段降低自然遞減率，以新理論、新方法提高油田采收率，指出向技術創新要產量，向管理創新要產量。新區新井少，就向老區老井和管理要產量。

1997年投產的沙48井，目前日產量可達到23.1噸，已累計生產原油73.23萬噸，產氣4006萬立方米，成為精細開發17年的長壽井。

有效盤活儲量資產、油氣水井資產和控制自然遞減成為西北油田“坐穩塔河”的關鍵。T813(K)井是一口功勛井，累產原油已達3萬多噸。2013年初，該井出現含水上升加快的苗頭。通過對該井產層刨面分析，認為主力產層石炭系采出程度已達到理論極限，再上措施效果都不理想。依據這一認識，西北油田將該井的主力生產層位由原來的石炭系轉移到奧陶系，日產量由原來的1.5噸上升到10噸以上，成為了立體開發的典型井。

西北油田瞄準老區低產井、停產井和高含水井，開展“查三低、攻三高、治一停”活動，綜合治理345口，平均單井能力由1噸提高到4.1噸，三類井井數由610口下降到466口，減少144口。油田自然遞減率由24%降至2013年的18.3%，同比下降6.3個百分點，老井多產原油130萬噸，創造17年來首次將自然遞減率控制在20%以下的紀錄。

做實優化提升質量效益

西北油田跳出依靠投資的傳統發展模式，通過做好精細描述、精細研究、精細挖潛和精細管理四篇文章，加快由追求產量向追求產量和效益的轉變。

●西北石油人猶如新疆土地上生長的胡楊樹，憑借堅毅的精神攻克一個個開發難題。 攝影/范 明

去年2月，TP209CH井日產量僅為6噸。油藏技術人員對該油井的生產動態特征進行系統分析后，預測實施酸化后有效期能達到90天，日增油可達10噸。技術人員將該井措施有效期、增量收益、措施費用等數據進行效益評價，測算出該井措施盈虧平衡點為366.1噸，增量收益157.53萬元。酸化措施后，該井產量穩定，累計增產6000多噸，收益遠超預期。

西北油田全面推進“經濟可采儲量、產量、投資、成本、效益”五位一體的目標管理體系建設，無論新井部署還是老井措施，不僅要進行工藝可行性研究，而且要細算增產的經濟賬，有效益才能干。

西北石油人在老區建立分區塊、分措施類型，以措施增油量、措施增量效益為核心的措施經濟評價體系，在老井措施上堅持剩余油少不打、工藝技術不成熟不打、工程難度太大不打、成本太高不打，減少無產、低效措施的成本投入。2013年，油田老井措施增油60.5萬噸，單井次措施費用比上年降低8萬元，累計叫停單井無效、低效措施47井次，節約作業費用7642萬元。

在累產不斷增加、水淹風險不斷加大的情況下，西北油田實現無一口井暴性水淹。去年，西北油田18個治理區塊（單元）區塊自然遞減率由治理前的20%降低至17.5%，開井率由84.9%提高到88.5%。

今年以來，西北油田首次提出“三增三優”發展主題，在新井部署和措施篩選上“先優化方案再實施方案，先算成本賬后組織實施”的制度更加完善，執行更加規范和嚴格。

繼去年6月成立油氣勘探中心，今年3月西北油田分公司又成立開發中心，加快推進機制體制的創新，實現投資、成本、產量、利潤一體化的優化，推動西北油田實現從“高產”向“高效”的跨越。

西北油田油氣開發隊伍在30年發展歷程中形成一套先進的開發理念和日臻完善的開發技術，錘煉了一支精細于管理、善于打勝仗的開發隊伍。這正是西北油田建設千萬噸級大油氣田的有力支撐。