河南采二求變

○ 文／單朝玉

河南采二求變

○ 文／單朝玉

國際油價持續低迷，稠油開發成本居高不下，嚴峻的現實逼迫河南油田采油二廠必須走低成本可持續發展之路。

2016年，采油二廠緊緊抓住影響效益開發的經濟可采儲量和低成本產量兩個“牛鼻子”，以調結構、轉方式為導向，圍繞提高開發質量和效益目標，深化認識，精細管理，優化方案，做精存量，做優增量，努力實現低成本可持續發展目標。全年生產原油45.79萬噸，完成效益配產目標，操作成本占總成本的比例由2015年的42.6%下降到28.2%，利潤指標控制在限虧指標以內，與預算相比實現減虧2283萬元。

低成本“唱主角”

楊樓油田楊淺20斷塊原采用蒸汽吞吐開發，去年9月轉注水開發后，對應油井逐漸見效，部分關停井逐步“蘇醒”，目前開井數6口上升到10口，日產能上升6噸。

采油二廠稠油以注蒸汽開發為主，2015年熱采占產比例63%，熱采噸油操作成本是常采的3.4倍。截至2015年底，熱采控制儲量比常采多了近1000萬噸。

要想實現效益開發，采油二廠就必須調整儲量、產量結構，擴大水驅動用規模，壓減高成本熱采產量。這是該廠在低油價寒冬期別無選擇的發展出路。

采油二廠牢固樹立“油氣資源為根”的理念，強化地質研究，加快推進儲量資源動用結構優化調整，加大常采儲量的滾動增儲力度，加大普通稠油轉水驅、轉聚驅的力度，讓低成本常采成為提質增效的“主角”，實現儲量由技術可采向經濟可采的質的轉變。

去年，該廠調整滾動勘探力量，加大同科研單位合作，采取“以稀為主，稠稀并進”的增儲工作方針，不斷擴大儲量規模。通過井樓油田八區Ⅳ3、Ⅲ6等儲層精細油藏描述，王集油田柴莊區、西區等復雜斷塊精準刻畫，新增常采儲量215萬噸，自主部署新井8口，當年增油1.3萬噸。

采油二廠普通稠油Ⅰ-2類油藏分布范圍廣、儲量規模大，過去以蒸汽吞吐為主，隨著吞吐輪次的增加，效果逐漸變差。地質技術人員調研國內類似油藏水驅開發現狀，提出此類油藏轉水驅的思路。

技術人員通過普通稠油轉水驅開發適應性篩選，確定儲量規模，首先在王集油田王9井區實施普通稠油轉水驅礦場試驗，實施后日增加產能15噸，噸油操作成本由3222元下降至798元。王9井區礦場試驗取得成功后，該廠擴大轉水驅規模。截至目前，普通稠油轉水驅實施井組21個，增加水驅控制儲量326萬噸，常采儲量占總儲量的比例由2015年的40.7%提高到47%。

●處處都有降本的空間。 攝影/單朝玉

在儲量優化調整的基礎上，該廠以提升開發質量效益為中心，以低成本戰略為主線，優化產量結構，提高低成本常采占產比例，壓減高成本熱采產量及工作量。去年常采產量22.02萬噸，占總產量比例由2015年的37.4%提高到48.1%。通過儲量產量結構調整，有力地緩解了該廠經濟可采儲量嚴重不足的問題，最大限度的釋放了成本空間。

粗放變精細

古城油田泌124聚合物驅轉后續水驅，平面竄流嚴重、剖面矛盾突出。地質技術人員潛心油藏研究，通過6口注水井整體細分注水，日產油由25噸提高到37噸，綜合含水率下降了3.4個百分點。

采油二廠開發的是非均質油田，滲透率差異比較大，要實現高滲透層控制注水、注汽，低滲透層加強注水、注汽，就必須大力發展細分注水、細分注汽技術，轉換開發模式，實現有效注水和注汽，以最小的投入收獲最大的經濟效益。

該廠按照由粗放式注水向精細注水轉變的工作思路，加強精細油藏描述、精細剩余油研究、精細流場刻畫等基礎研究，加強多級細分注水、低成本調剖調驅、低成本改造等工藝的攻關配套，緩解層間矛盾，有效控制水驅開發單元自然遞減，實現有效注水、效益開發，夯實常采穩產基礎。

去年，采油二廠實施精細注采結構調整246井次，增油1.8萬噸，自然遞減率控制在11%以內，與2015年相比減緩2.5個百分點。注水“三率”全面提升，分層注水率由89.7%提升至95.1%，分注合格率由88%提升至93%，注采對應率由83%提升至85%。

該廠稠油熱采以籠統注汽開發為主，稠油層間動用差異大，儲量有效動用程度低。圍繞提高熱采開發效益，由籠統注汽向細分注汽轉變，攻關配套了分層注汽工藝，改善了稠油油藏吸汽剖面。開展了高周期吞吐轉點狀蒸汽驅試驗，有效提高高周期吞吐后期蒸汽波及體積。

去年，采油二廠實施分層注汽工藝13井次，平均單井階段增油140噸；實施高周期吞吐轉點狀蒸汽驅試驗10個井組，覆蓋儲量16.2萬噸，產油2013噸，油汽比由0.14提高到0.25。

實現源頭控支出

采油二廠在樓7713井補孔返層作業時，發現生產層以上部位套管破損漏失，原方案采用小套管固井封堵。采油二廠“專家會審”后，決定采用封隔器封堵上部，實施后節約材料費和作業費12.76萬元。

“每項措施我們一遍一遍地過，每套方案我們一步一步推演。”采油二廠工程所副所長王若浩說，“每口井情況千差萬別，只有討論越細致，方案越周密，才能確保實施起來經濟高效。”

油水井井下作業成本是采油廠可控費用的主要成本項目之一。面對低油價的寒冬期，采油二廠緊緊圍繞提質增效中心任務，優化措施方案設計，優化井下“頑癥”治理，優化作業施工工序，優化作業耗材使用，壓減低效無效作業工作量，控制作業成本支出，提高作業經濟效率。去年該廠完成井下作業工作量802井次，比計劃減少120井次，比2015年減少632井次；作業頻次0.53，同比減少0.26；作業費用10345萬元，同比減少9107萬元。

面對低油價，采油二廠按照低成本開發戰略，狠抓源頭優化，堅持全流程優化控制，全系統對標挖潛，全方位控制成本支出。

該廠運用“三線四區”模型開展單井效益評價，動態關停無效油井，間開低效井；堅持“四注”“四不注”，優化注汽方案，降低無效注汽量；堅持“三上”“三不上”，優化措施方案，推進工藝措施由增產型向效益型轉變。去年關停無效油井188口；優化注汽93萬噸，比2015年減少64萬噸；優選實施措施184井次，比2015年減少措施102井次。

優化提高機采效率，是該廠控制源頭支出又一項重要措施。該廠全面開展抽油機機采系統效率摸底分析，實施機采系統效率提升工程，優化調整油井生產制度，優化調整井下作業工藝設計，組織開展機采系統調參、調平衡和錯峰間開等工作。去年該廠熱采井的機采系統效率達到10.4%，與2015年相比提高了2.3個百分點，節約電量410萬千瓦時，節約電費359萬元。

責任編輯：趙 雪

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