“凡事预则立，不预则废”。在油田生产开发过程中，每一个环节都是紧紧相扣，牵一发而动全身，西北油田在开发过程中主动作为，提前谋划，全力推进全价值链管理，从油藏开发源头、改革创新攻坚、精细生产管理“三驾马车”齐头并进，不断增强推动企业高质量发展的本领和能力。
■ 石立斌 纪成
随着油田开发程度不断深入，注气三采作业已成为油气生产提采增量的重要技术手段。自2015年以来，西北油田不断扩大注气规模，注气增油量逐年递增，仅采油三厂注气井已到达180多口，注气增油占原油年产量比重持续增加，由2015年的6.07%上升至2018年的13.94%。伴随注气规模的加大，注气作业增量投入也快速增加，由2015年的3098万元提升至2018年的6296万元。
面对如此高额的生产投入，如何让投资降低风险，获得更好效益成为管理者们亟待解决的问题。为实现原油降成本、高质量、高效益发展，2019年，采油三厂全力推进油气开发全价值链管理，通过分析注气作业活动中价值链各环节成本信息，进行成本体系管控和优化实现经济利润最大化。截至3月底，注气作业累计增油5.36万吨，同比上升18.3%;同口径注气吨油成本下降44.1元/吨，同比降低12.4%。
源头把控增产量
“作为油藏开发的大脑，我们要不断提高储量动用，从源头开始，通过强化地质选井提高注气经济有效性。”采油厂总地质师刘培亮在开发分析会上指明方向。
强化效益选井，技术人员通过地质潜力和经济潜力双重筛选机制确保注气效果，全面推行“从单井走向单元”的策略，有效扩大井间剩余储量动用，同时采取大规模注气抑制底水、补充能量，优化注气时机，持续提高断溶体油藏开发效果。
根据油藏阁楼油分布的不同情况，技术人员不断尝试创新注气模式，在TH10420X-TH10419井组探索段塞式“短平快”注气，减小注气量、缩短注气周期，使得该井组注气见效快、效率高，目前日增油高达26吨，较前期提高13%。针对类似TP277H井断溶体油藏，停止自喷后优先考虑利用原井管柱进行注气补压，根据注气压力尽量减少伴水量，平均单井缩短开井排水量12天，大幅提高了油井生产时效。通过对不同类型注气井各项参数的精细化管理和全过程优化，截至3月底，单元注气新增5井次，累计增油1.93万吨，同比增加35.1%，注气有效率得到显著提升。
过程创新降成本
“转变观念，主动作为，突出预算价值引领作用，通过创新管理、技改革新让成本降下来，效益提上去，把盈亏平衡点再降一些。”该厂长任文博就如何高质量发展提出了要求。
技术人员着眼技改创新，增效项目也如雨后春笋纷呈。从注气准备到注气作业结束，通过优化注气各环节成本，降低注气费用;通过建立完善经济极限产量评估体系，精细论证，优化注气检管次数。针对低压注水井、短周期多轮次注气井和单元注气非生产井，取消测吸水作业，节约泵车、水车费用;创新研发应用新型抽油杆悬挂器，实现了不起杆、免修井实施注气，一季度以来累计降本123万元，预计全年可节约550余万元。
截至目前，该厂年注气井已达180多口，注气采油规模在不断扩大。面对机抽井注气时，需要上修井机起出抽油杆，工期长，成本高的问题，技术人员深入现场调研，合力攻坚创新研制抽油杆悬挂器。通过设计特殊的BPV丝扣，能够将抽油杆牢固在油管挂内，有效降低了抽油杆上窜导致的井控风险，可使普通采油树集注气、机采两种功能于一身，避免了注气时上修井机起下油杆，大幅缩短了注气井口准备时间，减少修井作业次数，降低了作业风险，提高了油井生产时效和注气井控安全，单井可节约修井费用15.4万元，荣获西北油田规模低成本工艺技术奖。
生产开发增效益
针对注气井开井后的生产运行及异常情况，通过提前预判、及时处理，降低异常处置费用、提高生产时效。采油厂以“源头预防、后期控制”思路，对注气化学复合防治工艺进行深度优化，
“我们买服务就是要买回技术，买回效率，买到效益增长点，希望你们的服务满足我们的需求，实现合作共赢。”在TK845CH油井新型降粘剂试验现场，工艺人员对药剂效果进行分析评价。
针对胶质沥青质析出和易乳化风险井，在注气期间需要提前加注药剂，开井后连续加药或周期洗井进行干预控制，确保油井连续稳定生产。针对稠油注气井因气窜压力异常升高，技术人员经过调研，引进撬装高压掺稀泵代替常规泵车掺稀，通过买服务的方式实现单井掺稀成本降低40%。截至3月底，累计实施注气化学复合防治工艺12井次，目前已完成评价生产有效5井次，平均单井降粘率56%，实现平均单井无加药连续生产38天，预计可节约费用23.5万元。
通过注气作业全价值链管理，采油厂已初步形成了“以地质选井优化为基础，以全过程成本管理为手段，重视全价值链统筹把控”的管理模式，通过对技术、运行、管理、市场等方面进行系统优化，充分发挥协同效应，全面提升油气生产的经济效益。
