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单朝玉
河南油田采油二厂通过调结构、转方式、重优化施,2016 年操作成本占总成本比例下降近15%.
国际油价持续低迷,稠油开发成本居高不下,严峻的现实逼迫河南油田采油二厂必须走低成本可持续发展之路.
2016 年,采油二厂紧紧抓住影响效益开发的经济可采储量和低成本产量两个“牛鼻子”,以调结构、转方式为导向,围绕提高开发质量和效益目标,深化认识,精细管理,优化方案,做精存量,做优增量,努力实现低成本可持续发展目标.全年生产原油45.79 万吨,完成效益配产目标,操作成本占总成本的比例由2015 年的42.6%下降到28.2%,利润指标控制在限亏指标以内,与预算相比实现减亏2283 万元.
低成本“唱主角”
杨楼油田杨浅20 断块原采用蒸汽吞吐开发,去年9 月转注水开发后,对应油井逐渐见效,部分关停井逐步“苏醒”,目前开井数6口上升到10口,日产能上升6 吨.
采油二厂稠油以注蒸汽开发为主,2015 年热采占产比例63%,热采吨油操作成本是常采的3.4 倍.截至2015 年底,热采控制储量比常采多了近1000 万吨.
要想实现效益开发,采油二厂就必须调整储量、产量结构,扩大水驱动用规模,压减高成本热采产量.这是该厂在低油价寒冬期别无选择的发展出路.
采油二厂牢固树立“油气资源为根”的理念,强化地质研究,加快推进储量资源动用结构优化调整,加大常采储量的滚动增储力度,加大普通稠油转水驱、转聚驱的力度,让低成本常采成为提质增效的“主角”,实现储量由技术可采向经济可采的质的转变.
去年,该厂调整滚动勘探力量,加大同科研单位合作,采取“以稀为主,稠稀并进”的增储工作方针,不断扩大储量规模.通过井楼油田八区Ⅳ 3、Ⅲ 6 等储层精细油藏描述,王集油田柴庄区、西区等复杂断块精准刻画,新增常采储量215 万吨,自主部署新井8 口,当年增油1. 3 万吨.
采油二厂普通稠油Ⅰ-2 类油藏分布范围广、储量规模大,过去以蒸汽吞吐为主,随着吞吐轮次的增加,效果逐渐变差.地质技术人员调研国内类似油藏水驱开发现状,提出此类油藏转水驱的思路.
技术人员通过普通稠油转水驱开发适应性筛选,确定储量规模,首先在王集油田王9 井区实施普通稠油转水驱矿场试验,实施后日增加产能15 吨,吨油操作成本由3222 元下降至798 元.王9 井区矿场试验取得成功后,该厂扩大转水驱规模.截至目前,普通稠油转水驱实施井组21 个,增加水驱控制储量326 万吨,常采储量占总储量的比例由2015 年的40.7%提高到47%.
在储量优化调整的基础上,该厂以提升开发质量效益为中心,以低成本战略为主线,优化产量结构,提高低成本常采占产比例,压减高成本热采产量及工作量.去年常采产量22.02 万吨,占总产量比例由2015年的37.4% 提高到48.1%.通过储量产量结构调整,有力地缓解了该厂经济可采储量严重不足的问题,最大限度的释放了成本空间.
粗放变精细
古城油田泌124 聚合物驱转后续水驱,平面窜流严重、剖面矛盾突出.地质技术人员潜心油藏研究,通过6 口注水井整体细分注水,日产油由25 吨提高到37吨,综合含水率下降了3.4 个百分点.
采油二厂开发的是非均质油田,渗透率差异比较大,要实现高渗透层控制注水、注汽,低渗透层加强注水、注汽,就必须大力发展细分注水、细分注汽技术,转换开发模式,实现有效注水和注汽,以最小的投入收获最大的经济效益.
该厂按照由粗放式注水向精细注水转变的工作思路,加强精细油藏描述、精细剩余油研究、精细流场刻画等基础研究,加强多级细分注水、低成本调剖调驱、低成本改造等工艺的攻关配套,缓解层间矛盾,有效控制水驱开发单元自然递减,实现有效注水、效益开发,夯实常采稳产基础.
去年,采油二厂实施精细注采结构调整246 井次,增油1.8 万吨,自然递减率控制在11% 以内,与2015 年相比减缓2.5 个百分点.注水“三率”全面提升,分层注水率由89.7% 提升至95.1%,分注合格率由88% 提升至93%,注采对应率由83% 提升至85%.
该厂稠油热采以笼统注汽开发为主,稠油层间动用差异大,储量有效动用程度低.围绕提高热采开发效益,由笼统注汽向细分注汽转变,攻关配套了分层注汽工艺,改善了稠油油藏吸汽剖面.开展了高周期吞吐转点状蒸汽驱试验,有效提高高周期吞吐后期蒸汽波及体积.
去年,采油二厂实施分层注汽工艺13 井次,平均单井阶段增油140 吨；实施高周期吞吐转点状蒸汽驱试验10 个井组,覆盖储量16.2 万吨,产油2013 吨,油汽比由0.14 提高到0.25.
实现源头控支出
采油二厂在楼7713 井补孔返层作业时,发现生产层以上部位套管破损漏失,原方案采用小套管固井封堵.采油二厂“专家会审”后,决定采用封隔器封堵上部,实施后节约材料费和作业费12.76 万元.“每项措施我们一遍一遍地过,每套方案我们一步一步推演.”采油二厂工程所副所长王若浩说,“每口井情况千差万别,只有讨论越细致,方案越周密,才能确保实施起来经济高效.”
油水井井下作业成本是采油厂可控费用的主要成本项目之一.面对低油价的寒冬期,采油二厂紧紧围绕提质增效中心任务,优化措施方案设计,优化井下“顽症”治理,优化作业施工工序,优化作业耗材使用,压减低效无效作业工作量,控制作业成本支出,提高作业经济效率.去年该厂完成井下作业工作量802 井次,比计划减少120 井次,比2015 年减少632 井次；作业频次0.53,同比减少0.26 ；作业费用10345 万元,同比减少9107 万元.
面对低油价,采油二厂按照低成本开发战略,狠抓源头优化,坚持全流程优化控制,全系统对标挖潜,全方位控制成本支出.
该厂运用“三线四区”模型开展单井效益评价,动态关停无效油井,间开低效井；坚持“四注”“四不注”,优化注汽方案,降低无效注汽量；坚持“三上”“三不上”,优化措施方案,推进工艺措施由增产型向效益型转变.去年关停无效油井188 口；优化注汽93万吨,比2015 年减少64 万吨；优选实施措施184 井次,比2015 年减少措施102 井次.
优化提高机采效率,是该厂控制源头支出又一项重要措施.该厂全面开展抽油机机采系统效率摸底分析,实施机采系统效率提升工程,优化调整油井生产制度,优化调整井下作业工艺设计,组织开展机采系统调参、调平衡和错峰间开等工作.去年该厂热采井的机采系统效率达到10.4%,与2015 年相比提高了2.3 个百分点,节约电量410 万千瓦时,节约电费359万元.
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