破解坪北二次高效开发密码

作为“三低”油藏，平均单井产能仅1吨左右，却在疫情和低油价双重夹击下保持盈利，江汉油田坪北油区是如何做到的？

破解坪北二次高效开发密码

雷丽 吴杰华

截至8月20日，江汉油田坪北经理部首批投产的7口新井累产达1170吨，平均单井日产油2.8吨，高出方案设计25%。

1-7月，坪北经理部累计产油8.2万吨，盈亏平衡点持续下降，在低油价下保持盈利，实现坪北油区二次高效开发。

优化产建方案，新井高质高效

坪北每年新井产量约占总产量的6%。为确保完成全年产量目标，经理部每年2月便开始启动产建计划。今年受疫情影响，新井产建比往年晚了一个多月。

经理部地质研究所所长张鹏飞明白，要想把失去的时间补回来，就必须打优质井，力争高产。

经理部技术人员强化基础研究，在系统总结历年井网细分重组推广经验基础上，进行井位部署、钻机运行、试油方案整体优化，实现新井提质提效。开钻后，加强生产组织，做好各工序之间的衔接和优化，钻速指标再创新高，单井完井周期最快达4.2天，单日进尺最高达1000米。P81-883井压裂后投产初期日产油5.6吨，目前日产油稳定在3.8吨，高出方案设计70%。充分利用井场空间增加井位部署，摊薄单井钻前投资，为油田调整投资投向做准备，8月追加新井投资5口，2020年该部将完钻新井28口。

深化自然调整，老区增产增效

为缓解新井、措施投产进度延迟带来的产量压力，经理部及时调整思路，采取多种措施控制老井递减和含水上升速度，让老井多作贡献。

注水是最经济有效的增产措施。经理部积极学习长庆油田先进做法，开展周期注水试验，根据地层压力保持情况，将各井组分为盈余、平衡、亏空三种类型，结合含水高低，制订不同的注水周期、频率和配注量。SP199区实施周期注水后，水驱效果持续向好，液量下降10.5吨，含水下降2.4%，日增油2.5吨。1-7月共实施117口，日注水量下降423立方米，节约运行成本28.5万元。同时，加强单井精细调配力度，针对北二区西部、北一区中部含水上升区域，北三区东部、南区南部能量不足区域，及时调整地质配注90井次，对应的123口油井含水下降2.1%。

经理部进一步优化措施结构，增加工艺简、见效快、费用低等非进攻性油井措施比例，1-8月，优先实施油井合采、分采17井次，日增油4.0吨，累计增油400吨，单井措施费用控制在2万元以内。

压减可控成本，油区降本增效

“将无人值守平台闲置的工具房、自压炉等设备调剂安装到新钻井平台，节约成本15万元；对产能建设地面工艺流程进行优化，减少安装计量翻斗4具，节约投资24万元。” 该部专家、经营管理科负责人李明伟翻开“账本”介绍说。

面对低油价，经理部加强全面预算管理，将成本和效益指标分解下达至各责任主体，横向到8个成本控制项目组，纵向至基层区、站、岗位，实行全成本考核。

产能建设项目组利用丛式井钻井技术，发挥平台最大效能，减少井场征地费用，节约钻井成本。作业项目组深化作业井效益评价，上半年减少低效作业井次7口，节约作业费32万元。地质工艺部门和各采油管理区紧密结合，优化生产制度，实施间抽优化调整188井次，平衡调整87井次，冲程冲次调整82井次，共节电15.61万千瓦时，增油763吨。

为节约地面维修费，经理部在严控立项基础上，按照产量、安全环保隐患、系统重要性等因素开展项目分级评价；各基层单位坚持“自己的活自己干”，共开展道路平整、井场暗洞回填、防汛设施自主维修12项，节约费用约40万元。