西北油田采油一厂切实转变发展观念

在低油价“极寒期”，西北油田采油一厂切实转变发展观念，坚持一切工作向质量效益聚焦，截至3月20日，采油一厂已优化并关停近百口生产井，通过优化运行，累计将压减成本支出2400多万元。

优化产品结构，让“香饽饽”变成“金果果”

目前，天然气销售价格相对较高，成为了采油厂增效的主力，如何让“香饽饽”变成“金果果”，实现增产增效的目的，采油一厂下了不少功夫。

塔河九区奥陶系区块是采油一厂天然气增产工作的主阵地，目前区块面临着强底水侵入和定容体能量递减快两大主要矛盾，面对困难，开发技术人员精细研究、大胆尝试，通过储集体特征刻画，储集体连通关系验证，井网纵向差异化调整等一系列工作，确保九区奥陶在现有井网下储量动用程度的最大化。

为提升储量动用程度，采油一厂创新性的开展了注水保压工作，在DK25、DK25-1井取得了日增气5万方，累增气400万方的良好效果。

“下步我们要继续加快DK25井区注水保压节奏，从单井间开轮注向全面注水转变，一方面补充本井地层能量，另一方面验证与井周储集体以及邻井在平面上的联通关系 。力争实现DK25井区日产气量在目前基础上再增加3万方。”技术人员张伟充满希望的说。

优化产量结构，算“经济账”注“效益水”

注水是补充油藏能量，提高油井自然产量的传统“招数”。今年以来，在这些传统“招数”上，采油一厂也推行了“新套路”。

老井自然产量吨油成本为各产量吨油成本最低，提高老井自然产量比重有利于降低全厂吨油成本。而注水开发注水开发是油田稳产和改善油田开发效果最经济、最有效、最具潜力的方法。

“一方面我们要重点开展河道砂、碳酸盐岩注水区块地质模型精细刻画工作，重新建立完善注采对应关系，减少无效注水，提升注水有效率，确保高效、精细注水。另一方面，今年要重点开展底水油藏高压注水试验。双管齐下，力争将今年注水区块产量占全厂总产量的比例由往年的12%提高到18%。” 采油一厂副总地质师刘培亮告诉记者。

通过精细地质研究，结合动态监测资料分析认为TK1115-6X、TK1115-4两个注水井组对应性较差，于是停止两口井的低无效注水，同时油井TK1115-3H井补孔第一韵律段，重新建立注采对应关系。通过调整，TK1115井区日注水量由90方/天，下降至30方/天，产量由20吨/天，上升至40吨/天，增效明显。

优化采收率，好钢用在“刀刃上”

为了提升油气藏采收率，采油一厂今年重点开展注水提高采收率、调剖调驱提高采收率，底水油藏气驱提高采收率，缝洞型凝析气藏注水采气先导性试验研究，砂岩凝析气藏停躺井扶躺研究，底水油藏水淹特征与剩余油分布规律研究等相关课题，计划开展油藏类研究课题11个，加强“寒冬期”技术储备和基础地质研究工作。

作为往年提高采收率工作的重要支撑的措施挖潜作业，今年对工作量进行了大幅度的优化。

“今年，我们坚持措施方案评价效益一票否决，推行‘前评估、后评价，在措施过程中控制，在评价中调整，在创新中提高’的管理模式。”采油一厂开发研究所副所长谭辉告诉记者。

在整体措施量减少的形势下，该厂开发研究所加大气藏、凝析油措施挖潜力度;加强措施储备，每月定期开展单元动态分析，各类油藏分别提交4口措施储备，做好油井措施潜力储备。