建厂十年来，面对碳酸盐岩油藏开发这一世界级难题，西北油田采油三厂因地制宜进行管理和技术创新，闯出一条可以持续发展的新路。
■ 石立斌 唐博超
今年以来，面对新井见效缓慢，部分老区递减加快，区块内井况日益老化，勘探开发难度不断增加的实际情况，西北油田采油三厂通过将着力点放在提高系统运行效率，提高注采和措施效率上，将生产管理、油藏开发、经营运行深度结合，闯出了一条“依靠老井硬稳定”的新路子。截至11月30日，完成原油产量115.7万吨，实现月均自然递减量71吨/天，折年自然递减率、综合递减率分别为11.81%，2.36%，较去年同期分别下降4.44、6.26个百分点，创近八年历史最好水平。
以增加储量动用为目标，实现老区老井持续稳产
“新井数量变少是未来开发的常态，我们必须由“依靠新井投资拉动”转变为“依靠增加老井储量动用”来实现稳产上产，紧紧围绕“产量、SEC储量两个平衡”开展工作，统筹好当前和长远的关系，以此提升油田可持续发展能力。”采油厂总地质师刘培亮在增储上产动员大会上指出工作方向。
面对分公司年初下达的自然递减率13.8%和综合递减率3.7%的双创最优指标，开发研究所成了一座“不夜城”，所长蒋林带领全体技术人员加班加点，从“提高储量动用规模和提高储量动用能力”同时攻关，深入推进油藏开发与工艺运行全面融合，进一步夯实依靠老井实现产量硬稳定目标。
以“332产量接替机制”为工作主线，油藏开发人员把“做大”低成本注水作为老井稳产工作的第一要务，通过扩大注水规模和完善注水手段双管齐下，形成了规模扩大催生新方法新思路，技术革新推动储量产量双增长的良性循环，初步实现了注水规模的大跨越，注水井次由去年115井次增加至今年163井次，注水量由去年94.4万方增加至今年178.5万方。注水效果较去年同期大幅提升，注水增油量由25.9万吨增加至29.8万吨，全年新增SEC储量39.6万吨。同时技术人员不断创新定量化注水技术，针对常规注水失效井和储集体偏移井，提出了高压扩容注水技术，实现井周储量动用从一套走向多套，全年实施5井次，增油5154吨。
“4月7日，我们自主研制的第三代不压井更换光杆装置‘无节箍光杆’应用成功，年可降低作业成本300多万元。”工艺人员陈启龙开心地说。在创新中发展在采油三厂已经成为工作常态。今年以来，技术人员创新思维，按照“堵提断溶体、调流风化壳、压改次断裂”的工作主线，加快传统措施的转型力度，以“做优”高效率措施为“敲门砖”，持续夯实稳产基础。
在提升储量动用能力的道路上，工艺技术发挥着磨刀石和助推器的作用，技术人员树立SEC储量可以通过措施来完成的理念，持续创新钻采技术、防腐技术、措施技术和提高采收率技术，从抓配套、重集成、强攻关、优系统等四个方面优选出最适应的工艺技术，立足打破“油水平衡带”深入开展工作，加快推进泵升级提液提采速技术优化，同时兼顾好封堵高水淹出水通道实现液流转向，面对次级断裂储量动用程度低，注水易水窜，全面开展“重建沟通通道”工作，择优选择规模小缝洞群，井间多通道，形成了以高压水力扩容，配合酸压酸化、调堵的复合型开发技术，有效保障了老井储量的高效动用，为油气生产提速提供了坚实的保障。
以降低盈亏平衡点为目标，实现经营效益持续增长
作为采油厂生产经营的“大管家”，计划财务科几位主管、科员一直拧紧的眉头最近终于放松了一些，“降本增效、开源节流”几个字说着容易，挑到肩膀上重若千金。面对今年年初制订的2019年盈亏平衡点下降2.58美元的短期目标和未来三年盈亏平衡点降至41美元/桶的中长期目标，采油厂计划财务科全员下沉基层，深入调研，全面推进战略区块目标管理和做实全员成本目标管理。
在区块管理上，财务人员来到了开发研究所，逐个区块进行分析比照，重点针对十区南、托甫台等一些老区块开展增效攻坚，以“增加经济可采储量”为工作主线，技术人员紧紧围绕“断裂带深度开发”做文章，编制《区块综合治理方案》，破解主断裂底水抬升及次级断裂能量不足等问题，立足“老井存量挖潜”，以主断裂“均流势、抑底水“，次级断裂”补能量、促动用”为突破口，全力对水驱、气驱降递减开展攻坚，有效实现了SEC储量连续四年硬稳定。今年1-8月采油厂平衡油价由47.1↓45.59美元/桶(下降1.51美元/桶)，完成年度目标的58.52%。
在今年新井产量较为被动的情况下，采油厂全面开展“依靠老井硬稳定”的探索实践，财务人员坚持以效益为中心，倒逼“产量硬稳定”与“经营保平稳”有机融合，以预算分析活动会为抓手，严格按照《采油三厂预算外支出管理业务指导书》对预算外支出分级管控，紧盯重点成本运行，对各项目预算有保障有压降，对增量作业预算上调3137万元，增量作业产量同比增加4万吨;对井场维护、特车作业、管道治理等费用压降预算4730万元。同时狠抓保效增效工作，已下达两批次10个保效增效项目组，截至目前累计增效6229万元，完成年度目标8829万元的70.55%，保效增效项目效果显著。
以抢抓生产时效为目标，实现每个节点持续贡献
“生产压力大，任务紧，采油组和地面工程组建立追踪机制，进行节点管控，倒排施工计划，紧盯时间节点，从时效上抢产量。”副厂长周全对生产运行科提出要求。
面对全年126万吨产量任务，生产运行科科长陈伟、贾超等人深入到采油管理区、油气处理部等施工工地，与承包商共同查勘，现场提要求、定计划，建立健全整套生产运行体系，进一步强化生产运行秩序。并制订出了以“计划”为统领，产量预警机制和产能分析会为抓手的工作路线，对各类异常分类梳理、查明动因、依托信息化建设建立一套掺稀异常、原油乳化、油井气窜等实时预警处置机制，油井生产异常率下降48%，掺稀比下降0.3。
12月5日，在10-6井站计转站中控室里，监控人员段小如发现751井电流升高，初步判断为天气严寒，造成管线内油稠堵塞掺稀量不足。值班人员迅速根据异常处置管理机制，实施调参解堵消异常，通过远程控制调掺，油井快速恢复了正常生产。通过信息化建设，异常处置时效由6小时降低到4小时。同时以待产井产能恢复为核心，落实责任人，明确时间节点，确保各环节工作衔接有序高效，确保了待产井开井及时率和生产正常率达到98%，将待产井影响产量严格控制在每天45吨以内。
在加快智能化建设的同时，上产路上更需要地面配套工程的有力保障。上半年以来，在集输管网面临超负荷运行的临界点下，采油厂加快8-3就地分水改造和TP-19混输泵站工程建设，同时新建6条注水管线和2座增压站，截至目前已实现1个偏远区块的就地分水，1个井组实现了就地产水注水，有效提升系统注水量1800方/天，达到6000方/天。
在有效的“大运行”下，三季度对三号联合站轻烃装置停产检修，项目多达28项，检修中超计划增加了对分子筛装置、MDEA吸收塔等重点装置的隐患整改，在保质保量的同时，较原计划提前两天完工投产，今年以来已实现外输气量超10亿立方米，进一步为西北油田坐稳塔河，实现高质量发展夯实坚实基础。
