抓实价值引领 措施全面提效

王涛

摘 要：2017年以来，曲堤油田生产经营形势受到较大挑战，原油产量持续下滑，SEC储量也大幅缩水。管理区力图通过措施增量提升油田开发效益，但收效甚微。9月以来，鲁明公司结合坐实管理区的改革形势，将常规油井措施设计审批及施工权利下沉，由管理区主导负责。力图加快油井措施运行、规范管理、提升措施效果。管理区以此为契机，推动措施市场化运行，实现措施风险结算，充分调动了技术人员和服务单位的积极性和责任心，方案运行效率、措施有效率、风险管控落实均有所提高，吨油措施费用下降，新机制下措施运行稳步提高。本文通过对新机制下措施提质提效所做的探索进行总结和对改革中存在的问题进行剖析，为下步进一步提升措施效益指出方向。

关键词：曲堤油田 措施 机制改革 效益

一、生产经营所面临的形势

1、油田开发形势

曲堤油田经过20余年的开发，主要经历三大开发阶段，目前已进入高含水开发阶段。近几年措施目的也发生较大的变化，由完善注采井网、提高水驱控制储量转变为保障注采井网、提高注采效率。

2、生产经营形势

由于油价下降，曲堤油田SEC储量大幅下降，2017年原油产量由年初的日油650吨降至最低的575吨，生产经营面临极大的挑战。

在产量运行过程中，作为增量的措施年产油量平均为1.5万吨，占年产量的7%。但是，开发工作由主力层转向非主力层，措施难度增大。地质措施潜力小，防砂解堵工艺也遇到技术的瓶颈。且随着开发历程增加，井筒状况变差，加大了措施难度。目前措施有效率在70%左右。

二、机制改革后措施运行主要做法及取得效果

为落实管理区主体责任，加快油井措施运行、规范管理、提升措施效果，按照“做实管理区、责权统一、效益导向”原则， 2017年8月以来在济北采油管理区开展试点，将常规油井措施设计审批及施工权利下沉，由管理区主导负责。方案运行效率、措施有效率、风险管控落实均有所提高，吨油措施费用下降，新机制下措施运行稳步提高。

1、人员优化、流程再造

结合新型管理区建设要求，将技术人员进行专业重组。实现开发、注水、工艺、作业、现场管理专业化运行。以价值引领为导向，完善奖惩制度，激发技术人员创新创效热情。

精简措施运行流程，压缩审批节点，实现常规措施子公司自主设计、自主审批、自主施工，措施运行效率大幅提升。网上流程再造后，实现常规措施设计管理区内部审批，节点由10个减少至7个，不完全统计，设计流转时间减少44.4%。

2、风险承包、互惠互利

管理区对所有措施实施“风险结算”和“优质优价”的结算方式。以“风险共担“为原则，以盈亏平衡点为基准，分梯度进行风险结算。在这种模式下，乙方责任心大幅增强。

目前风险协议包括车组、化工料、技术服务、现场指导等内容，依据不同措施目的对有效期、措施后液量、油量等指标进行约束，分梯度结算。9月以来实施工艺措施28口，其中签订风险24口，實现防砂类、充填解堵类、酸化类全覆盖。验套堵漏类以成功率进行结算，先导试验井未签订风险。风险金额450万元，结算金额266万元，结算比例59%，9口不结算，2口部分结算。

平均单井不结算费用7.6万元。

3、服务提升、保质保量

风险结算将结算比例与措施效果直接挂钩，服务方对施工用料、规模、细节的考虑更为全面，在技术服务费保持稳定的前提下，施工规模和施工质量均大幅提高，有效保障措施效益提升。实施高强度挤压充填井实施9口，有效率78%，单井预计增加利润较常规挤压充填由42.5万元增加至46.3万元。

典型井：曲9-斜112井由于储层强水敏措施难度较大。通过多方措施论证和效益测算，选择油层保护和防砂技术最为适合该井的井下工艺所进行施工，措施费用相对其他服务方增加10万元左右，但风险约定油量增加1吨，目前已累计增油390吨，预计增效180万元。

4、市场管理、效果初现

运行机制改革后，措施效果呈变好态势。措施有效率由63.9%增加至71.4%，、单井有效期内产油量由345吨增加至409吨、单井预计增加利润均由32万元增加至35.9万元，吨油措施费用由925元下降至890元。

注水“三率”也呈稳中有升的态势，稳产基础进一步加强。水井开井率较最低值提高7.6%，水井分注率提高2.3%，分注井层段合格率提高47.8%.

三、目前存在的问题

1、措施费用仍然存在优化空间

目前工艺类措施风险金额占比可达到措施整体费用的40.8%，但占比更高的劳务费目前仅对封堵通过封堵成功进行结算，其余劳务费未系统开展优质优价工作。

劳务费中作业劳务费占比较大，为优化措施费用的重要方向。下步通过复杂工序优质优价的方式，降低作业劳务费和特车费用；同时作业注采和管杆运行也存在优化空间。

2、工艺技术与油藏需求的适配性有待提高

目前曲堤油田工艺技术呈多样化发展，但新工艺与油藏特征的适应性仍有待进一步研究。其中水力喷射携砂采油、径向钻井、缩膨解堵有效率较低。

3、非主力层注采效率低，措施递减大

曲堤油田水驱控制储量2357万吨，水驱控制程度66.1%。水井总层数577个，其中吸水小于5%的层176个，占比30.5%，水驱动用储量2084万吨，水驱动用程度58.5%，水驱控制未动用储量273万吨，占比7.7%。有效井网完善程度低，造成措施效益低。目前曲堤油田措施井增油月递减率在10%-20%，措施递减率较往年均质增大4-10%。

4、井况复杂，措施周期长

目前曲堤油田累计发现套损井226口，占总井数的41.1%；其中套损油井134口（占比35.2%），套损水井82口（占比47.8%），影响地质储量710万吨。导致套损原因主要包括地层出砂、非主力层泥质膨胀、腐蚀因素、修井因素等。套损井直接导致修井周期延长，作业劳务费用增加。

挂滤、分注及小套管井占比较大，作业周期长，作业费用高。目前曲堤油田挂滤油井共计92口，分注井82口，小套管注水井33口，下步需做好套变井治理及复杂井筒井作业劳务优质优价工作。

四、下步工作思路

2018年在新型管理区机制下，措施工作突出价值引领、效益考核。以油藏开发为龙头，实施精准注水，注重措施培养。实施注采一体化决策及三线四区评价，提升措施效益。强化问题导向，加快新工艺技术攻关。深化三转三创，探索并完善新机制措施运行模式。

1、深化改革，措施市场化运行

2018年将继续深化措施市场化运行机制改革，突出问题导向，聚焦价值引领，调动多方技术力量，提升工艺技术水平。探索风险大包和区块合作，确定工艺服务战略合作伙伴。对于作业劳务市场，商讨互利共赢的合作模式，提升作业时效和作业质量。

2、加强四化平台应用，保障安全生产

在公司QHSE管理体系建设框架内，依托四化平台，实施综合运行岗、管理区机关监督人员、现场作业监督和注釆站管理人员多层次监督工作。采用生产会通报、周会曝光、月底考核等方式，提升作业施工人员安全意识，树立“质量至上、环保优先、以人为本、安全发展”的理念。

3、优选先进技术单位，探索区块承包

筛选技术服务能力强、措施有效率高的厂家，开展区块措施承包，逐步摸排适合不同区块油藏特征的工艺技术。发挥科研所、采油院和采油厂工艺所技术优势，做好疑难区块、疑难井工艺攻关。

4、预防治理同步实施，降低作业频次

曲堤油田目前水井作业频次在0.8左右，较油田平均水平高20个百分点。提升现场管理、加大水井一体化治理，对于降低水井作业频次，提高注水开发效益具有重要意义。2018年将提升水井地面预防为主要工作，配合工艺治理技术提升，减少水井作业井数，预计减少投入140万元。