“我们一定要树立油藏经营理念，油田的综合治理以效益为中心，扭转油产量递减的被动局面，力争实现减亏目标。”近日，华北分公司副总经理郝蜀民在鄂南油区调研时说。

华北分公司拥有的鄂南油区均属于超低-特低渗致密油藏，2012年以来投产的500余口水平井，年递减率高达30%以上，吨油成本快速攀升。不遏制油田快速的递减率，将严重威胁着企业的生存，华北分公司创新思路出实招，制定以注水增能为主，结合低效井治理、地面工程改造的综合治理方案，坚决与任性的“致密油”较真到底。

注水增能，给“体虚井”注活力

“从这个区块油井的采油工况图中可以看出，不少产量较高的井，靠弹性生产泄油半径不足50米，周边还有2/3的油没有被采出，只要我们通过注水补充地层能量，是可以把剩余油拿出来的。”3月28日，华北分公司采油一厂在审核红河油田42-55井区综合治理方案时，该厂副厂长梁承春说。

华北分公司投入开发规模最大的红河油田，属于典型的低渗致密油藏，单井产量低，综合递减快，形成有效开发的难度大，但石油的储量大，仅红河油田就有5亿吨的石油资源量，探明储量1.8亿吨，目前动用储量9966万吨，开发潜力巨大。随着工程技术和采油工艺的进步，是很有希望实现效益开发的。2012年，华北分公司通过运用水平井分段压裂技术，平均单井日产油可达6~10吨，但由于受低渗油藏特性决定，单井产量快速递减，部分井半年时间递减率高达50%以上。

油井产量递减的主要原因是地层能量不足，就像多日没吃饭的人，身体出现严重的“体虚”，必须补充充分的地层能量，油井才能重新焕发生机保持活力，产量递减率大幅度降低。

注水补充地层能量是比较经济有效的方法，去年，华北分公司在红河油田不同储层开展了“水平井注水，水平井采油”、“直井注水，水平井采油”等多种形式的试验，60%以上的试验井组收到了增油效果，大部分油井的递减率控制在10%以下，甚至有产量翻番的井。并为今后增能注水积攒了丰富的经验和技术。

今年来，华北分公司将注水补充地层能量作为控制油井递减率的有效手段，是综合治理工作的重要内容，将油田分成5个区块，分批实施，率先选定储层物性较好的红河42-55井区，通过优选注、采井，在全区做整体注水试验。“该区面积仅60平方千米，石油储量2000万吨，一旦注水增能成功，保守的估算也要生产二三十年，力争累计产油达100万吨。”梁承春很有信心地说。

措施作业，向“低效井”要效益

红河油田拥有水平井500多口，因地层能量低、工程施工工艺等因素，出现砂堵，也就是通过施工加砂压裂作业后，部分水平井的压裂砂返入井筒，堵塞了原油通道，是造成“躺井”、“低效井”的主要原因。针对具体的低效井，华北采油一厂通过认真分析，分别采取了胍胶液冲砂、清水冲砂、氮气泡沫冲砂等试验，全厂年累计措施增油8000吨，收到较好成效。

尤其是作业二区，一个井台紧邻的3口初期产量较高的水平井，几乎同时出现100%含水，不产油。初步判断其中HH36P5井出现砂堵，决定首次使用氮气加泡沫气举冲砂作业，因氮气相对于水，密度小，波及面积大、易返出、对储层伤害小等优点，返出砂量大，冲砂效果好。

作业完成后，产量很快恢复至日产4.7吨，同时，另外邻近的两口井也出现了液面上升，产能恢复，分析其原因，可能是氮气进入地层后，具有补充地层能量作用。并通过对其中的HH36P7井进行泵升级，对HH36P9井上部井段漏水层实施机械封堵，两口井分别恢复日产量至5吨、4.5吨。

近期，该厂与华北工程井下、录井、钻井等单位沟通，汇总各路专家会诊，优选一些地层能量相对高，钻井油气显示好，潜力较大的井实施转层或者重复压裂作业。并做好经济评估，以实现用最低投入，获得最高的油产量。

“综合治理不但可以盘活存量,对今后的增量也将起到较好的支撑,实现再次上产。”该厂副厂长张建介绍说。

逐井疏理，让油井“岗位”合适

今年来，增产控成本成为华北采油一厂的第一要务。厂里调动所有部门，从源头上统筹优化，研究所提供地下储量数据，集输队提供集输情况，技术装备科提供生产动力类型，逐口井梳理、分析，是进集输的，还是单井生产的，是接电网的，还是柴油发电的，根据每口井生产状况，动力类型，采取不同的措施。

有的井进集输管道，接有电网，尽管产量低，根据综合效益分析，具有“造血”功能，就继续生产;有的井产量低，全天抽汲的产油量与间歇性抽汲差不多，就改成间抽，省下电费;有的边远井，柴油发电，产液量大，产油少，倒运费高，就干脆关停，今年优化调整了70余口井，节省了人工成本，降低了能耗。

哪些井继续生产、或者间抽、捞油、关停，采取这些措施前，还要做综合成本分析，力争做到产量影响最低，成本降至最大。