■ 赵云 芦海涛
截至6月底，西北油田采油三厂实施油藏运行模式、工艺运行模式、生产运行模式、经营运行模式“四位一体”开发模式以来，注水、注气累计增油20.4万吨，走出了一条老井稳产新路径。“我们打破了惯性思维，紧紧围绕‘增加老井储量动用’这一稳产核心，不断完善油藏开发管理模式，为老井稳产提供了支撑。”采油三厂厂长何世伟说。
油藏运行模式：育产能新动力，提储量动用规模
今年以来，受多种因素影响，采油三厂储量动用逐年下降，产量也快速递减，给技术人员带来极大压力，他们每晚加班加点精细评价每口油井，让每吨油都过效益的“筛子”。“当前低油价时期，正是调整投资结构、优化生产运行、加大勘探开发力度、推进增储固本的有利时机。”采油三厂开发研究所所长蒋林说。
断溶体油藏的开发，受条带状井网限制，注水驱油效率不断降低。采油三厂在精细油藏认识的基础上，将“做大低成本注水产量结构占比”作为老井稳产的第一要务。
蒋林和他的同伴在排查TP153XCH井投产后能量快速下降原因的过程中发现，许多低产低效油井面临储量动用难、采油速度降低的问题，主要原因是地层裂缝闭合、底水屏蔽等多种因素导致供液不足。TP153XCH井经过5轮次小规模注水替油，效果都不理想。如何让这口井的潜能释放出来?蒋林和他的团队对该井进行多次分析后发现，该井井周有多套储集体，储量复算后仍有2.8万吨可采储量未动用。通过系统论证，确定对该井实施高压扩容注水，日注水排量1440方/天，累计注水20907方，结果有效沟通动用了远井储集体，开井日产油由前期0.2吨上升至14吨，实现了低产井向中产井的提升。
技术团队在蒋林的带领下，通过创新定量化注水技术，突破前期固有认识限制，选取井网关键井换向注水构建井网，注水井次和注水量均创历年新高，注水井次由去年115井次增加至今年163井次，注水量由去年94.5万方增加至今年184.5万方，注水增油量由25.9万吨增加至29.35万吨，全年新增SEC储量39.6万吨。
工艺运行模式：问题和需求导向，提升储量动用能力
目前，西北油田各采油气厂加大了难动用储量的开发投入和科技攻关力度。“但这些难动用储量主要是‘三低’(低采速、低采收率、低采出程度)和深层--超深层油气藏。这些油气藏的储集空间较为狭小、存储状态复杂、预测难度大、单井产能低、开采成本高，亟须攻关形成适应性的新工艺技术的支持。”厂长何世伟坦言，采油工艺系统发展是开发效益的保障。
“我们通过抓实机采健康工况、井筒完整性、增储工艺三方面工作，全力提升采油工艺配套能力，为当前高效开发提供保障。”蒋林说。其中，在机采健康方面，采油三厂立足整个采油系统，从提升地面供给、提升井筒举升、机采健康工况等方面着手，以合理沉没度为指导，供液不足井进行精细注水。截至目前，采油三厂以合理沉没度为指导，对供液不足井进行精细注水，累计实施54井次，平均沉没度增加104米。供液充足井进行提液生产，论证并应用直径95毫米管式泵、直径83/44毫米抽稠泵8井次，较应用电潜泵降低成本700余万元，平均沉没度由1325↓1102米;改进并应用防垢抽稠泵，并配套环氧树脂抽油杆，形成注气井防腐防垢工艺，应用2井次。
“工艺技术的运用不是一成不变的，有的适合短期，有的适合长期，我们根据油藏实际，采取工艺技术短长期统筹来提升增效能力。”采油三厂开发研究所工艺技术室主任刘燕平说。
着眼长期，采油三厂针对目前断溶体堵调面对的“大缝卡不住，小缝注不进”的问题，重点落实现场试验的三个强化，一是要强化动态调整，注入浓度及颗粒粒径由低到高逐级优化;二是要强化段塞顶替，深替深顶防止绕流。此外，采油三厂还强化了封堵效果，压力爬坡保证持续注入。在现场开展了油溶性粘连颗粒堵水、淀粉凝胶堵水、深穿透缓速酸化等技术试验7井次，进一步提升工艺增效能力。
“我们下步重点开展断溶体缝洞关系研究、丰富完善堵调颗粒体系、堵调单井设计定量化研究、高效远距离储层改造技术研究、连续油管短半径侧钻技术研究以及断溶体三次采油机理和技术体系研究攻关，为下一个阶段的高效开发做好技术储备。”蒋林说。
生产运行模式：全过程计划管理，提升储量动用效率
“为了提升储量运用效率，我们以‘计划管理’为统领，建立了生产运行‘全过程计划管理体系’，全过程制定了生产组织计划，包括产量运行、注水、注气、措施作业、装置、设备运维等。”5月2日，蒋林说。
体系建立后，采油三厂强化计划执行严肃性，以PDCA模式进行管控，提前介入，提前部署，落实责任人，明确时间节点，日纠偏、周微调、旬总结，全盘把控生产组织运行各环节，确保各环节衔接有序高效，生产时效提升40%。
做强水循环系统，提升水利用率。“一方面我们提前谋划注水地面配套保障，制定我单位未来三年注水地面保障计划及方案，配合做好方案的实施。”三号联合站是液量处理的大头，为了满足油藏开发提液需求，采油三厂调整了液处理量，由年初10000吨/天增加到13000吨/天。
液量上去了后期工作上不去，效果还是不能保证。采油三厂专门成立了注水成立注水项目组。定责任人、定时间节点，确保注水作业环节高效衔接，注水业务精细化管理，引进高压注水泵，实施大规模注水，单井日注水量较普通注水泵提高500方/天，注水时效提升60%，注水符合率由年初94%提升到98%。
“在注水过程会出现异常，直接影响效率，为了解决这个问题，我们完善了信息化基础数据提升了异常处置效率。”素有注水小王子之称的付栋说。采油三厂通过攻关实现管网注水数据采集监控，提升全面感知，监控时效由原来人工巡检2小下降至5分钟，注水时效提升20%。同时，通过攻关实现注气作业数据采集接入，全面远程监控作业现场，时效由原来人工填报1小下降至5分钟，为业务结算提供数据依据。
经营运行模式：抓实成本全链条，提升储量动用效益
“所有的工作都是建立在效益的基础上。”采油三厂副总会计师李在强说，“我们在强化现金流管理低成本开发的基础上，建立以SEC储量核心的战略区块目标管理，提升区块价值，实现全要素管控，全链条优化，全价值链创效。”
强化现金流管理，稳步提升低成本产量占比。基于开发规律和历史投入产出数据分析，采油三厂在宏观开发方向上，加大低成本注水，提升注水工作量，注水量同比增加93%。同时，做强高效益注气，保证注气工作量，注气量同比增加50%，做优高效率措施，控制高成本油，全年高成本油占比同比减少4.2%。
“在微观单井决策方面，采油三厂建立了效益排队筛选的池塘模型，解决了老井是否开、注气是否注、措施是否上、维护是否扶的问题。”李在强说。
通过效益排队筛选机制，采油三厂暂缓低效益注气8轮次，高成本措施27口，压降费用3125万元。通过强化现金流管理，低成本自然产量占比较预算提升6.69%，较同期提升1%，其中注水产量较预算↑3.18%，同比↑5.35%;注气产量占比较预算↑2.64%，同比↑4.06%，低成本产量占比稳步提升。
“在战略区块目标管理中，我们建立以SEC储量核心的战略区块目标管理，提升区块价值。”蒋林说。
采油三厂树立依托老井增加SEC储量的理念，依靠老井硬稳定实现SEC储量稳定。通过强化目标引领，将新增SEC储量目标细化分解到区块，分解到注水、注气、措施，初步形成区块SEC储量目标管理体系。在开发上强化落地执行，针对井控未动用储量，注水扩规模，增加SEC储量33万吨，针对井控低动用储量，注气提效益，增加SEC储量42万吨，针对已损失储量，措施找突破，增加SEC储量30万吨。全年SEC储量替代率100%，其中老井贡献SEC储量占比90.18%。
“在生产运行上，我们全力优化现金操作成本，制定了各区块‘3+1’长短期目标。”采油三厂生产运行室副经理陈伟说。
采油三厂从发展能力、盈利能力、运营能力和管控能力四个方面剖析区块矛盾，通过分水站建设、特车商业模式创新、推进计转站无人值守等保效增效措施重点解决了八区吨液处理费用高、十区特车费用高、托甫台区倒运费用高等问题，单位运行成本在增量作业工作量大幅增加的基础上同比持平。全厂盈亏平衡点较同期下降0.74美元/桶，四个区块全部实现盈利。
油田企业产业链长，环节多，如何才能确保“花最少的钱创造最大的效益”是摆在采油三厂全厂干部职工面前的一道难题。“只有推进全要素管控，全链条优化，才能实现全价值链创效。”李在强说。
采油三厂在地面上进行了注采输流程相连，地下油气藏的物质相通，经营中多专业协同，建立系统性的降本理念，进行全价值链管控。在注水业务链中，优选注水方式，开展低成本注水，机组泵注水占比同比提升9%，柴驱泵车注水同比降低7%。同时按照 “量增价减”的原则，下调机组泵注水价格11.25%;进行模式创新，引进超高压注水泵替代千型泵车，价格下降50%。在注气业务链中，开展了地质优化、准备优化、生产优化、异常优化七个方面的全链条优化。
同时，采油三厂创新了井下作业一体化外包，将修井作业中配合作业整体外包给修井单位，实现了作业时效提升18.13%，实现零停待，承包商积极性提升，等靠思想消除，相关业务单位工作量下降，实现零协调。
“为了保证四个模式有效落实，作用高效发挥，我们在‘四位一体’开发模式的基础上统筹布局，制定了四种模式下对应的月度、季度、半年及全年重点核心指标考核体系，通过对标、追标，提前预警，动态调整，确保各项运行模式有指标、能落地、有成效。”采油三厂厂长何世伟说。
