“只要有增产降成本的意识，工作中一点点小灵感，就可以在油田生产中换来巨大的经济效益。”华北分公司采油一厂采油管理一区技术副经理李宁深有体会地说。
采油一厂管理着鄂尔多斯南部红河油田，属于典型的致密油藏，单井产量低，递减快，效益开发难度大，不想法遏制产量递减，降低生产成本，油田就要加剧亏损。为鼓励员工增产降耗的积极性，厂里将成本指标层层分解到基层班组，激发一线员工“我为减亏献一策”，收到显著成效。
判断砂堵准确率100%
近年来，红河油田部署施工了500余口水平井，均实施了分段加砂压裂作业，投产后，会有部分压裂砂从地层返出进入井筒，堵塞了油路，成为造成低效井、无效井的重要原因之一。
要使这些投资上千万元的水平井恢复产能，就要实施冲砂措施作业，将进入井筒的砂子给冲洗出来，然而，判断是否因砂堵造成的低产可不是简单的一件事，往往要分析储层、初产情况、工程工艺等多方面因素，一旦判断失误，花费20多万元的冲砂作业就浪费了。
今年1月份，采油一厂管理一区的红河12平23井进行措施作业时，给油井灌水不到30立方米，井口压力就升至7兆帕，在作业现场的李宁，根据生产动态初步判断为井筒堵塞，最后对该井进行了冲砂作业，果然返出砂子10多立方米，油井恢复生产，日产油较作业前增加1倍。
之后，善于发现和总结的李宁，把这种给油井灌水试压的方法，发展成了一项判断油井井筒是否砂堵的有效技术手段。
“我们用这个方法已经试验了几口低产低效水平井，结果，准确率达到100%，以后还将在全油田推广，避免增加成本的风险。”李宁说。
活性水增油2200吨
去年初，作业一区在对红河37P36井进行冲沙作业时，李宁发现，大量水进入储层后不返出，油井生产后却意外出现“增产”。
对于这次“意外”，李宁没有放过，认真分析其原因，大量水不返出，是因为油井产油一段时间后，地层出现了亏空欠压，注入水后，相当于让“饥渴”的地层吃了一吨饱饭，补充了地层能量，加上这些水中加入有活性剂，利于储层的油脱离岩石流入井筒，相当于有油污的衣服浸泡在加有洗衣粉盆内，经反应，去掉了衣服上的油污。
有了这个启发，李宁与技术人员一起通过前期论证，对生产后期低能无液的井、及储层不供液等原因造成的25口低效水平井，试验“活性水吞吐技术”，向油井套管环空灌入20~50立方米活性水，闷井反应两天后开抽恢复生产，生产两个月后，平均单井增油40多吨，已累计增油2200吨，创效800多万元。
活性水增油技术施工工艺简单，且施工后不需外排残液和洗井，与普通酸化措施相比，具有成本低、无环境污染等优点。目前，已在油田内全面推广。
地层水返注日省8000元
增能注水是低渗油田长效开发的重要措施，注水需要大量的水资源，而采油过程中又伴随着大量的地下水采出，要经过净化处理后再返注地层。如果要将地层水净化处理后用来注水增能，可节约大量水资源和成本支出。
然而，在实际生产中，未经处理的原油和地层水是要经过集输管道，输进大型的联合站集中脱水处理，如果将净化处理后的水再运到几十公里远的井场，仅运输费就是一大笔开支。
去年，采油二区在对红河60井区的7口井做增能注水时，因该井组属于油田的边远井，未进集输管道，油井采出的地层水需要运到100多公里远的联合站处理，运输费、回注费等，处理1立方米水就需要花费100多元。
采油管理二区技术副经理杏涛灵机一动，何必不用地层水再返注地层呢?于是，他们在厂里的支持下，在井区现场安装撬装式注水站及污水处理装置，将油井地层水进行净化处理，使其达到注水标准后原层回注，因为配伍性好，所以注水效果较好，井组日增油30吨。
“目前，该井区日注水80立方米，保守估算每日可节省8000元，还不含另外取清水的费用。”杏涛说。
