河南采二求变

○ 文／单朝玉

河南采二求变

○ 文／单朝玉

国际油价持续低迷，稠油开发成本居高不下，严峻的现实逼迫河南油田采油二厂必须走低成本可持续发展之路。

2016年，采油二厂紧紧抓住影响效益开发的经济可采储量和低成本产量两个“牛鼻子”，以调结构、转方式为导向，围绕提高开发质量和效益目标，深化认识，精细管理，优化方案，做精存量，做优增量，努力实现低成本可持续发展目标。全年生产原油45.79万吨，完成效益配产目标，操作成本占总成本的比例由2015年的42.6%下降到28.2%，利润指标控制在限亏指标以内，与预算相比实现减亏2283万元。

低成本“唱主角”

杨楼油田杨浅20断块原采用蒸汽吞吐开发，去年9月转注水开发后，对应油井逐渐见效，部分关停井逐步“苏醒”，目前开井数6口上升到10口，日产能上升6吨。

采油二厂稠油以注蒸汽开发为主，2015年热采占产比例63%，热采吨油操作成本是常采的3.4倍。截至2015年底，热采控制储量比常采多了近1000万吨。

要想实现效益开发，采油二厂就必须调整储量、产量结构，扩大水驱动用规模，压减高成本热采产量。这是该厂在低油价寒冬期别无选择的发展出路。

采油二厂牢固树立“油气资源为根”的理念，强化地质研究，加快推进储量资源动用结构优化调整，加大常采储量的滚动增储力度，加大普通稠油转水驱、转聚驱的力度，让低成本常采成为提质增效的“主角”，实现储量由技术可采向经济可采的质的转变。

去年，该厂调整滚动勘探力量，加大同科研单位合作，采取“以稀为主，稠稀并进”的增储工作方针，不断扩大储量规模。通过井楼油田八区Ⅳ3、Ⅲ6等储层精细油藏描述，王集油田柴庄区、西区等复杂断块精准刻画，新增常采储量215万吨，自主部署新井8口，当年增油1.3万吨。

采油二厂普通稠油Ⅰ-2类油藏分布范围广、储量规模大，过去以蒸汽吞吐为主，随着吞吐轮次的增加，效果逐渐变差。地质技术人员调研国内类似油藏水驱开发现状，提出此类油藏转水驱的思路。

技术人员通过普通稠油转水驱开发适应性筛选，确定储量规模，首先在王集油田王9井区实施普通稠油转水驱矿场试验，实施后日增加产能15吨，吨油操作成本由3222元下降至798元。王9井区矿场试验取得成功后，该厂扩大转水驱规模。截至目前，普通稠油转水驱实施井组21个，增加水驱控制储量326万吨，常采储量占总储量的比例由2015年的40.7%提高到47%。

●处处都有降本的空间。 摄影/单朝玉

在储量优化调整的基础上，该厂以提升开发质量效益为中心，以低成本战略为主线，优化产量结构，提高低成本常采占产比例，压减高成本热采产量及工作量。去年常采产量22.02万吨，占总产量比例由2015年的37.4%提高到48.1%。通过储量产量结构调整，有力地缓解了该厂经济可采储量严重不足的问题，最大限度的释放了成本空间。

粗放变精细

古城油田泌124聚合物驱转后续水驱，平面窜流严重、剖面矛盾突出。地质技术人员潜心油藏研究，通过6口注水井整体细分注水，日产油由25吨提高到37吨，综合含水率下降了3.4个百分点。

采油二厂开发的是非均质油田，渗透率差异比较大，要实现高渗透层控制注水、注汽，低渗透层加强注水、注汽，就必须大力发展细分注水、细分注汽技术，转换开发模式，实现有效注水和注汽，以最小的投入收获最大的经济效益。

该厂按照由粗放式注水向精细注水转变的工作思路，加强精细油藏描述、精细剩余油研究、精细流场刻画等基础研究，加强多级细分注水、低成本调剖调驱、低成本改造等工艺的攻关配套，缓解层间矛盾，有效控制水驱开发单元自然递减，实现有效注水、效益开发，夯实常采稳产基础。

去年，采油二厂实施精细注采结构调整246井次，增油1.8万吨，自然递减率控制在11%以内，与2015年相比减缓2.5个百分点。注水“三率”全面提升，分层注水率由89.7%提升至95.1%，分注合格率由88%提升至93%，注采对应率由83%提升至85%。

该厂稠油热采以笼统注汽开发为主，稠油层间动用差异大，储量有效动用程度低。围绕提高热采开发效益，由笼统注汽向细分注汽转变，攻关配套了分层注汽工艺，改善了稠油油藏吸汽剖面。开展了高周期吞吐转点状蒸汽驱试验，有效提高高周期吞吐后期蒸汽波及体积。

去年，采油二厂实施分层注汽工艺13井次，平均单井阶段增油140吨；实施高周期吞吐转点状蒸汽驱试验10个井组，覆盖储量16.2万吨，产油2013吨，油汽比由0.14提高到0.25。

实现源头控支出

采油二厂在楼7713井补孔返层作业时，发现生产层以上部位套管破损漏失，原方案采用小套管固井封堵。采油二厂“专家会审”后，决定采用封隔器封堵上部，实施后节约材料费和作业费12.76万元。

“每项措施我们一遍一遍地过，每套方案我们一步一步推演。”采油二厂工程所副所长王若浩说，“每口井情况千差万别，只有讨论越细致，方案越周密，才能确保实施起来经济高效。”

油水井井下作业成本是采油厂可控费用的主要成本项目之一。面对低油价的寒冬期，采油二厂紧紧围绕提质增效中心任务，优化措施方案设计，优化井下“顽症”治理，优化作业施工工序，优化作业耗材使用，压减低效无效作业工作量，控制作业成本支出，提高作业经济效率。去年该厂完成井下作业工作量802井次，比计划减少120井次，比2015年减少632井次；作业频次0.53，同比减少0.26；作业费用10345万元，同比减少9107万元。

面对低油价，采油二厂按照低成本开发战略，狠抓源头优化，坚持全流程优化控制，全系统对标挖潜，全方位控制成本支出。

该厂运用“三线四区”模型开展单井效益评价，动态关停无效油井，间开低效井；坚持“四注”“四不注”，优化注汽方案，降低无效注汽量；坚持“三上”“三不上”，优化措施方案，推进工艺措施由增产型向效益型转变。去年关停无效油井188口；优化注汽93万吨，比2015年减少64万吨；优选实施措施184井次，比2015年减少措施102井次。

优化提高机采效率，是该厂控制源头支出又一项重要措施。该厂全面开展抽油机机采系统效率摸底分析，实施机采系统效率提升工程，优化调整油井生产制度，优化调整井下作业工艺设计，组织开展机采系统调参、调平衡和错峰间开等工作。去年该厂热采井的机采系统效率达到10.4%，与2015年相比提高了2.3个百分点，节约电量410万千瓦时，节约电费359万元。

责任编辑：赵 雪

znzhaoxue@163.com