“前8个月，我们在WT24-1井实施分层注水、分层压裂等增产新工艺后，该井日产原油量提升40%。”9月11日，河南油田铜川油气开发公司负责人娄红洋在8月工作总结会上说。

WT24-1井所在的渭北区块，是集团公司首个流转区块，于2017年12月划归河南油田管理。该区块位于陕西省宜君县的黄土高坡地带，具有低孔、低渗、低压、低丰度等特点，属于典型的致密油藏。要想实现储量动用，必须对其实施注水、压裂等驱油措施。由于地层裂缝多，注水会导致水窜，影响原油采收率，而压裂施工又会导致生产成本增加。该区块实现低成本效益开发，可谓困难重重。

自接管该区块以来，该油田持续寻找致密油藏低成本开发的有效途径，探索形成“以注水及压裂为基础求产措施，以组合管柱工艺等方式洗井为增产手段，以市场化运作及生产成本管控为降本主线”的效益开发模式。今年前8个月，该区块完成原油产量计划的102%，生产成本大幅降低，连续5年保持稳产和盈利状态。

水是保持油井能量的重要资源，水质好坏关系油井产能高低。该区块水源井结垢严重，为让油井“喝”上优质水，该油田通过多方寻找和对比，筛选出与地层水配伍性较好的山涧清水作为注水水源，并通过新建注水系统，将日注水量由40立方米提高至200多立方米，确保每口油井都能“喝”饱“喝”好。

为强化注水求产效果，该油田针对不同油井的储层条件，分类实施稳定缓慢注水、集中注水等措施，既控住了水窜，又稳住了产量。今年前8个月，该区块原油产量自然递减率有效降低。

压裂是油井求产的另一措施。为进一步强化驱油效果，该油田精心制定“一井一策”压裂方案，科学优化压裂液配方，有针对性地实施单层单压、水力喷射精准压裂等措施，前8个月，在该区块开展压裂施工11井次，增油效果显著。

油井出砂、结蜡、洗井漏失严重等问题，导致生产时率下降，成为制约该区块效益开发的又一因素。今年以来，该油田组织勘探开发、地质工程等专业人员，开展低成本增产工艺优化攻关，自主研发“双筛管+油层保护封隔器+微碰复位重球短筒抽油泵”组合管柱工艺，通过配套实施大排量洗井、高温变排量洗井、热化学辅助吞吐洗井等措施，有效延长油井免修期，使油井生产时率从92%提升到98%。

8月30日，在该区块双龙1井钻井现场，身穿中国石油工衣的钻井队伍正在钻井现场忙碌。“这是我们通过市场竞争引进的外部队伍，有效降低钻井作业成本。”娄红洋介绍。通过市场化运作降低生产成本，是保障该区块效益开发的有效措施。该油田先后引进系统外钻井、测井、录井等施工队伍20余家，钻井费用下降超51%。

“为进一步降低生产成本，我们打出了套管伴生气发电、装置费用优化、油井间开等降本‘组合拳’，收到良好效果。”娄红洋说。

该区块油井在生产过程中，会产生大量套管伴生气。他们把23台柴油发电机改造为燃气发电机，让套管气“再就业”，可满足83%的油井生产及97%的井台生活用电需求，节约外购电费，减少柴油消耗。合理利用办公基地空地资源，安装光伏发电系统，减少电费支出。通过全面优化压裂转水、转液、废液处理等，使单井压裂成本进一步降低；对连续生产但产能不足的低效油井，实施间开措施，有效降低设备电耗和井口耗材成本。