调整开发 再造潜力——大庆油田加快转变发展方式系列报道之二

□ 文/本刊记者 李天星

调整开发 再造潜力
——大庆油田加快转变发展方式系列报道之二

□ 文/本刊记者 李天星

修泽江/摄

“稳产是硬任务，效益是硬指标”。对于原油4000万吨稳产，大庆人将其作为责无旁贷的政治任务，作为转变发展方式的重要体现。

“硬任务”是杆秤，衡量着大庆油田对政治纲领的执行力；“硬指标”是标尺，检验着大庆油田的发展质量。

几年来，随着大庆原油稳产实践的逐步深入，大庆油田领导班子越来越深切地体会到，大庆的稳产，必须是“高效益、可持续、有保障”的稳产，必须追求经济效益最好、储采基本平衡、技术持续创新，必须在确保产量稳定的同时，更加注重开发效益，通过产量最优化、投资最优化、成本最优化，实现效益最大化，以避免拼投资、拼产能、拼工作量的现象，正确处理好原油稳产与开发效益的关系。

为此，大庆油田牢固树立“靠精细水驱挖潜保稳产，而不是靠多打井多建产能保稳产”的思想，客观分析油田开发现状，优化调整油田开发部署，加快转变经济发展方式，努力走出一条老油田高效开发的新路子。今年1-10月，全油田生产原油3341万吨、天然气25.52亿立方米，通过精细水驱挖潜、优化聚驱调整，消化了每年7%的自然递减，持续稳产的信心更加坚定。

调整持续稳产规划 突出水驱主体地位

“控投资、降成本、提效益”，是大庆油田转变发展方式过程中，老油田持续稳产的出发点。为此，他们适时调整稳产规划方案，加大水驱，合理控制化学驱，效果愈发明显。

大庆油田确立了“立足长垣、稳定外围、依靠技术、夯实基础、突出效益”的开发思路，对稳产规划方案进行调整，加大水驱产量在稳产中的比重，合理控制化学驱和外围产量规模。与原规划相比，长垣水驱2010-2012年多安排产量267万吨，其中2010年多安排产量36万吨，长垣产量比重由81.5%提高到84.3%。大庆油田还专门拿出18.5亿元用于水驱开发专项治理，累计调整注水井方案6455口，比上年同期增加138%；实施水驱调、堵、压等综合措施2388口，预计年增油60万吨以上；治理长关井776口，年可恢复产油17.5万吨。

思路一变，收效可观。杏北开发区，历经40多年的高速高效开发，已进入水驱、聚驱、三元复合驱并存的阶段。按照采油四厂的原规划，油田稳产主要依靠三次采油，所占比例达到40%。2010年，他们把稳产思路转变到以水驱为主上来，所占比例提高到70%以上，全厂水驱综合含水控制在91.93%，自然递减率控制在6.39%，基本实现了“含水不上升、产量不下降”的目标。

唤醒“长关井”，激活剩余油。采油二厂把增产目光瞄准历年积累的长关井，打破常规手段，对“症”下药，采取“一二三”治理法：“一个配套”，综合考虑长关井井区开采状况，进行油井、水井配套治理；“两个优先”，优先治理剩余油相对富集井区的长关井和对井区开发状况影响较大的长关井；“三个结合”，长关井治理与措施改造相结合、与注采系统调整相结合、与套损治理相结合。

2010年以来，采油二厂已有68口长关井重获“新生”，累计增油1.28万吨。南2-4丁45井，2000年12月关井时，日产液49吨，产油不足1吨，含水高达97.9%。今年7月，厂科技人员在完善井区注采系统的基础上，对这口井进行剩余油潜力分析，开出“药方”——补孔。治理后，这口井开井初期日产油12.7吨，含水下降19个百分点。按照长关井治理规划，采油二厂5年内将治理长关井441口，预计产油87.1万吨。

优化聚驱方案设计 改善聚驱开发效果

聚驱是重要的稳产增产手段，其实施应用需要制定方案，但方案并非一成不变，也要随着情况的变化进行调整、优化。唯有如此，方能更科学、更合理、更符合地下实际，方能收到更佳成效。

大庆油田坚持“最小尺度的个性化设计，最及时有效的跟踪调整，最大限度地提高采收率，最佳的经济效益”，进一步优化方案设计，合理确定注采井距、注入参数，以及调剖、压裂、补孔等措施调整时机，大力推广应用超高分子高浓度聚驱，在保持“三采”规模的前提下，进一步提高了聚驱效率。与计划相比，今年1-10月多产油28.99万吨，节约聚合物干粉8397吨，减少投入1.4亿元。

“强化水驱挖潜、优化聚驱提效、完善三元配套”。第二采油厂调整开发思路，更新经营理念，不断提升油田开发和经营管理水平。精细调整，深入挖潜，水驱控递减、聚驱提效率，成效日益显现。全年实施注水井方案调整819口，其中细分调整288口，工作量同比增加近4倍，注水层段增加309个，平均注水层段达4.5个，分注率达到90.1%，水驱分层注水合格率85.7%。分层注水状况得到明显改善，调整层段砂岩厚度动用比例提高10.28个百分点；受效井区633口未措施油井，日产油增加217.5吨，综合含水下降0.6个百分点。

赵永安//摄

开辟综合治理示范区 深化老油田精细挖潜

示范区是标杆，是样板，是一个点，点可以带面，面可以带片。老油田、老区块的综合治理，是系统工程，是科技工程，是稳产工程。

大庆油田建立了一个综合治理示范厂，在长垣和外围开辟了12个综合治理示范区，含油面积194.4平方公里，地质储量3.8亿吨，占全油田水驱的9.1%，油水井4412口，达到年产油195万吨的规模。通过发挥管理与技术的综合优势，实施油藏、采油、地面“一体化”，大力推进精细油藏描述、精细高效注水、精细措施挖潜和精细生产管理“四个精细”，实现了示范区“原油产量不递减，综合含水不上升”。以2010年10月为例，示范区平均日产油5445吨，比去年12月高出147吨；老井自然递减率4.8%，比上年同期减缓3.33%；年均含水92.15，比上年同期下降0.02%。

“萨中模式”，风光勃现。第一采油厂第六油矿管理的中区西部，2009年初被确定为“萨中模式”示范区。经过一年多的探索实践，创立了“开发精优高效、技术多维集成、地面立体集约、管理降本增效、人才精专多能”的战略框架。实施区块化管理，实现了“区块与层系一体化分析，地面与地下一体化调整，技术管理与技术创新一体化运行”，使水井调整方案符合率达到95%，措施及时率达到100%，措施方案达标率达到90%。“萨中模式”的构建，收到了“三少一降、三控一保、持续稳产”的佳效。“三少一降”，少钻井、少用地、少用人、降能耗；“三控一保”，自然递减率控制在7.9%以内，综合递减率控制在6%以内，年产油量总递减控制在2.9%以内，到2017年水驱产量仍将保持在600万吨以上，占总产油量的60%以上，可具备坚实的稳产基础。

合理控制新建产能 提高油田开发效益

“高投入、低产出，高增长、低效益”，是不可持续的，是大庆人所鄙弃的，也是与科学发展、与转变发展方式的要求相悖的。大庆油田的实践表明，低投入、高产出是完全可以做到的，快增长、高效益是可以实现的。

针对剩余未动用储量品位较差，产能建设投资过高，在现有经济技术条件下难以有效开发的实际，大庆油田合理控制新建产能投资规模。

数字最有说服力，比较方能见高低。2008年，全油田钻井6947口、基建5293口；2009年，钻井7335口、基建7524口；2010年，预计钻井5096口、基建5293口，在保持原油稳产的前提下，2010年比原规划少钻井2115口、少基建2275，压缩产能规模103.4万吨，节省投资61.6亿元。“减少今天的投资，就是节省明天的成本”。仅此一项，今后每年还可节约运行成本近10亿元。

同时，优化生产组织，提高运行效率，突出抓好钻井提速、产能建设、测调联动、土地管理和节能减排工作，均不同程度地收到成效。通过实施钻井“三提”（提速度、提素质、提效益）工程，平均机械钻速同比提高7.08%，平均建井周期缩短6.71%；通过优化产能建设运行，冬季钻井同比减少600多口，可节省费用6000多万元；通过组建测调联动班组，测调效率提高近20%，测调精度提高5%以上；通过加强土地征用管理，由原来的钻井、测井、试油、压裂、基建等多环节征地，变为甲方一次性征地，节省了一定的投资额；通过推进系统简化优化，推广节能降耗先进工艺技术，对3万多口油井实行不加热低温集输等措施，实现年节约28万吨标煤。

与2000年相比，在生产规模扩大近一倍的情况下，大庆油田油气生产总能耗由418万吨标煤下降到380万吨标煤，清水用量由2.6亿立方米下降到1.4亿立方米，用电量和用气量基本不增。