截至10月27日，华北油气分公司采油一厂累计生产原油19.05万吨，完成计划任务100.2%，提前65天完成今年基本产量目标。
该厂开发的红河、泾河油田属于超低渗致密油藏，开采难度大。在油田弹性开发采收率低，产量持续快速递减的情况下，完成19万吨原油产量，实属不易。正是基于此，该厂按照“科学控递减多挖一块、注水增能多增一块、斤两必夺多抢一块”的思路，在这块“磨刀石”上争夺“效益油”。
控制递减挖一块
今年初，该厂在老油田的开发管理上，以提高开发水平和开发效益为目标，细化分解各采油管理区的产量指标，实行管理区独立制订措施方案和周产量计划的管理模式，提升管理区对产量变化的掌控能力和对措施效果的分析能力。
通过完善健全资料录取、动态分析、油藏监控和技术优化决策四大体系，对油井进行全面“把脉”，井底流压在不合理范围内生产的油井达总井数的67%。
“为遏制老井产量递减速度过快，他们优选科学合理的采油速度，对105口井生产参数偏大油井下调参数。并对81口井初期产量较高，又快速下降、稳不住的高产油井，进行了产量调整，油井产油量递减明显减缓，基本稳产在日产213吨。实现了能量和产量的双稳定、含水和递减的双控制。”该厂常务副厂长张健说。
同时，通过洗井、加药、调防冲距等日常油井维护工作，努力延长油井免修期。对不上液油井在综合判断分析基础上，采取碰泵、强抽等手段扶趟井。日前，实施127井次，成功51井次，节约作业费210万元。油井生产时率从96.4%提高到97.3%。油井平均检泵周期从2014年的502天延长到目前的531天。
今年，该厂老区自然递减由2014年的37.7%减缓到27.8%，下降了9.9个百分点，综合递减由35.5%下降到26.0%，下降了9.5个百分点，掌握了老井生产主动权。
注水增能增一块
如何在完成20.7万吨工作目标产量的同时增加效益含量?
“对于老油田来说，注水不仅是保证地层能量、降低自然递减速度的有效举措，而且是提高采收率、实现稳产增产的制胜法宝。”该厂厂长王国壮说。
该厂树立“先水后油，油水并重、注水先行”新理念。自去年通过开展“直注平采”、“平注平采”等多种方式的试验，今年见到明显效果。
2014年，水平井开发长9储层的区块，递减率降到了19%。“今年又扩大的试验范围，在红河油田HH42—55井区试验了6口井，整个区块递减率降到了15%以内。见效最为明显的HH55P24井、HH55P16井等，自然递减率从17.1%，降至-7.7%，首次实现负递减，注水见效井产量是之前的1.7倍。”张健说。
日前，该厂对主力油层长8、长9两个层位共实施21个试验井组，其中长9层17个井组，见效增油井比例达62%，累计增油量3868吨，长8层4个井组，见效增油井比例达50%，累计增油量达2833吨。
同时，该厂针对长8油藏裂缝发育，初期产量较高，但后期注水补充能量，注水水窜严重，基质吸水难，地层能量不能得到有效补充等实际。分别对六个平注平采注水井组8口井进行调剖封窜，工艺施工成功率100%，避免了水窜，部分油井开始见效增油，提高了水驱采收率。
斤两必夺抢一块
今年，面对国际油价低迷，油田效益普遍下滑的大环境。该厂针对低产低效井所占比例较大的现状，本着“因地制宜，分类治理、提高效益”的原则，科学分析每口油井低产原因，重新评估每口井潜力，并采取“分区域治理、个别井点治理”，让低产低效井发挥增产潜力。
注水调整作为低产低效油井治理的核心手段。以进一步提高油井见效程度和控制油井含水为目的，在署探2老区，实施注水调整37井次，涉及低产低效油井2口，目前日增油2.6吨，预测到年底累计增油255吨。
酸化、补孔等增产措施作为低产低效油井治理的又一重要手段。在高含水井潜力分析的基础上，开展了机械卡堵水措施，取得了初步成功。其中水淹套漏井HH36P9井，实施机械堵水措施后，日增油4.43吨，已累计产油1101吨。日前，该厂实施解堵、冲砂、补孔改层等油井措施20井次，预测年底可累计增油5469吨。
“同时，为了盘活长停井资源，该厂成立捞油管理项目组，在研究油藏剩余油分布规律的基础上，对107口日产油小于0.3吨的低产、低效井，进行动态跟踪分析，根据油井井况、生产潜能，优化捞油周期，最大限度地提高捞油效率和设备利用率。”王国壮说。
截至日前，该厂共捞油379井次，累计捞油1097吨，完成年计划91.4%，实现了降耗不降产“颗粒归仓”的目标。
