“自3月份以来，我们大牛地气田实施转层压裂改造的9口气井，累计产气达346万立方米，平均单井日增产气7500立方米，单井投资约160万元，194天即可将投资回收。”8月6日，华北油气分公司专家吴伟然介绍通过措施井作业实现大牛地气田的稳产情况。
华北油气分公司主要承担鄂尔多斯盆地北部大牛地、东胜气田天然气开发及盆地南部的石油开发，持续的低油价已造成多年亏损，为扭转被动局面，该分公司树立一切生产经营活动都要围绕效益为先理念，通过盘活大牛地气田存量资产、动用东胜气田优质储层、效益复产鄂南油田，取得理想效果。1~7月份，账面实际亏损较预算时间进度减亏1.29亿元，为明年扭亏打下良好基础。
大牛地稳产盘活存量资源
大牛地气田连续13年实现持续增产，一直是依靠部署新井，建设新产能，来维持气田每年的增产及弥补气田的递减，随着气田开发的储层品位下降，继续依靠大规模的高投入，投入与产出难以成比例。“我们必须盘活气田现有存量资产，让气井高效长寿，让每口气井都要发挥效益，气田才能长期有效发展，”该分公司负责人说。
目前，气田累计已建成的气井1564口，这些气井因水淹、输气管线未敷设到位等多种复杂情况，造成251口关停井，影响年产能2.65亿立方米，这类井不“上岗”，将造成资产的巨大浪费。
“去年我们通过排查，对68口水淹井采取复产作业，日恢复产量52万立方米，年累计增气1.15亿立方米，去除各项费用，获得较好的经济效益。”华北采气一厂厂长何云说。
今年继续开展这项工作，首批排查出32口井进行复产作业，已完成治理的20口井，累计增气1811万立方米，单井的作业费也仅仅只有3000元左右，是一项投资少见效快的项目。下步还要排查第二批关停井进行治理。
气田还有约400余口生产10多年的老井，这些气井，开发初期是动用了含气较为好的层位，随着气层能量降低，产量开始递减，而其他具有生产能力层位还未动用，今年来，他们通过排查，效益分析，决定通过措施作业重新打开其层位。
目前已施工完的9口井，累计产气超过346万立方米，4口井较作业前日增气超过1万立方米，其中，D1-4-50井，作业前是两个层位产气，通过转层，将另外2个层位也开发启用，实现了4个层位合采，日产气量达到1.83万立方米。
另外，气田早期钻探的探井，由于周边没有集气站接入管线，暂时进行了封井，现在随着气田发展，这些探井附近有了集气站，将这些井井筒疏通、敷设管线就近接入集气站，等于启用一口新井。最近完工的两口井投产后，日产气量分别为5500和7700立方米，单井所花费用按100万元，相比施工一口新井节省了900余万元。
“下一步我们将加快措施作业进度，力争遏制气田递减产量。”何云说。
东胜气田上产质量决定进度
东胜气田是华北油气分公司继大牛地气田重要的接替阵地，在当前天然气用户需求大量增加的情况下，早日多销一立方米气，就能提前为扭亏做出贡献。“但是东胜气田气藏气水关系相当复杂，部井成功率难以掌控，我们的上产必须要求高质量的上产，有效益的上产。”该分公司负责人说。
2011年，该分公司在东胜气田的锦66井区部署的一批井，均发现较好的天然气显示，因含气层与水层相距很近，实施压裂作业，极易沟通水层，形成水淹井，难以实现有效开发。
近几年，该分公司及时调整思路，勘探开发部署向西转移，在锦58井区发现了天然气富集区，且气水关系相对简单，目前该区已探明储量633亿立方米，完钻气井100多口，日输气量100万立方米。
即使在含气丰度较高的锦58井区及外围的勘探开发，风险依然较高，部署到“甜点”位置，产量较高，部署失利，就可能造成2000万元的损失，该分公司从顶层设计入手，结合储层、临井资料、三维地震，按照“一口井就是一项工程”的要求，争取部署一口井就要成功一口井。“针对气藏高产区主控因素认识不清的区域，我们采取井位一轮一轮的‘布’，井则一口一口的‘打’，加强设计与实钻效果的差异分析，确保每一口井都能打出认识、打出成果、打出效益。”该分公司勘探开发研究院副院长高青松说。
在钻井施工过程中，为确保水平井水平段在含气层穿越，水平井跟踪小组全天24小时监控，发现水平井钻遇泥岩层，及时暂停，综合分析，调整轨迹向预测的气层钻进。今天上半年部署的水平井多口井在钻进过程中进行了重新调整，提高了储层钻遇率。
同时，针对储层特性，该分公司工程技术研究院不断创新压裂施工方式，实施了控制缝高、延长缝长、优化压裂段数等一系列精准压裂，避免了沟通水层，提高了压裂效果。
目前，尽管东胜气田的产能建设进度不快，但部署的质量大幅提高，实现了“少井高产”，接连试获多口高产气井。6月份，东胜气田JPH-328井试获无阻流量31.96万立方米，这是JPH-366井、JPH-365井等多口井试获日无阻流量超20万立方米以来又一口高产井。尤其是J58P11井，日无阻流量高达48.4万立方米，创该地区最高纪录。
鄂南原油只复产效益井
“原油复产的原则是‘生产效益最大化、方便管理最优化、效益产量最高化，’其核心是效益复产。想要生产效益最大化，则管理难度与幅度要最小，效益产量要最高。”华北采油一厂效益复产实施负责人石明杰介绍。
为实现效益最大化，华北油气分公司复产所选油井或为多口高产井集中在一起的井组，拥有配套小集输管线，随产随销，方便管理；或为集输管网完善、操作成本相对较低的单井。如采油一厂二区的红河60-6井场，其中3口井位于一个平台，另3口井也地处附近。
“红河60-6井场有一个小集输站，产出的水经处理后直接回注地下，平衡地层压力。产出的油脱水后直接运走销售，不用进管网。剩下的油井虽相对较分散，但产油产水均通过增压站、集中输到联合站，也能集中管理。”采油一厂作业二区经理范彦峰解释。
深耕效益复产，在原油销售上也大有可为。华北油气分公司原油对外销售采取现金支付，每月25日确定下月销售量。“我们预测国际油价在每50桶美元以上能保证现金流为正，所以我们市场销售科在每月25日根据国际油价走向决定下月卖出原油量。”石明杰介绍，“在国际油价跌到50美元以下时，提高罐容，少买一些原油；在国际油价回升至50美元以上时，我们再将之前储存的原油卖出。”
效益复产除了开源，还需节流。华北油气分公司通过优化动力等方式降低成本。目前，油田主要以天然气发电机、柴油发电机以及架设电网三种方式提供动力，三种方式各有优劣，怎样选择更节约成本？比如，在方便架设电网的地方用电无疑比使用天然气、柴油更便宜，但在红河、泾河区块，华北油气分公司有了不同的计算。
“虽然这两个地方架设了电网，用电更便宜，但我们准备在这里推广天然气发电机。”石明杰介绍，“这样不仅能节省电费，还能防止天然气对外放空造成浪费和对环境的影响。”，采油一厂今年计划安装15～20台天然气发电机。目前已经安装2台天然气发电机，每台发电机一年节约电费10～15万元。
截至7月31日，采油一厂累计产油2.193万吨，经计算复产单元现金流为1582万元，全年预计产油3.8万吨，复产单元现金流为2526万元。其中，HH42井区复产累计产油5779吨，收入1386万元，除去人工成本、操作成本等费用，获得现金流388.61万元。
