地處陜北安塞的中石化江漢油田坪北經(jīng)理部采油區(qū)，地貌支離破碎，溝壑縱橫；平均單井日產(chǎn)原油0.9噸，油井無自然產(chǎn)能，產(chǎn)量遞減快。近年來，他們堅持開發(fā)管理創(chuàng)新，細化地質(zhì)基礎(chǔ)研究，深化注水規(guī)律認(rèn)識，確保了特低滲透油田的高效開發(fā)。1998年3月12日，江漢油田進駐開采以來，已實現(xiàn)工業(yè)總產(chǎn)值60.54億元，累計生產(chǎn)原油212.82萬噸。并獲中國石化“十一五”期間“一類高效開發(fā)油田”稱號。

    通過資源挖潛鞏固陣地

    坪北工區(qū)開發(fā)面積和層系受限，儲量資源接替是影響油田穩(wěn)產(chǎn)的重要因素。2010年以來，他們在工區(qū)北部、中部、東南部成功實施擴邊油藏評價井8口，全部獲得工業(yè)油流，落實含油面積4.94平方公里，石油地質(zhì)儲量304萬噸。自2009年在深層長9突破出油關(guān)以來，他們加大了對長9層的評價力度，共有28口井鉆至長9層，試油15口井，13口井見油，基本落實含油面積55.6平方公里，儲量716萬噸。為了探索適合長9油藏特性的開發(fā)方式，2011年開展致密油藏水平井試驗，在長9油藏實施了坪北首口長水平段多級分段壓裂工藝水平井PH9-1，水平段長480米，分6段壓裂后，初期日產(chǎn)油6.7噸，穩(wěn)定產(chǎn)油量3.0噸/天，是直井的10倍，單井產(chǎn)量大幅提高，長9層難動用儲量得以解放，開發(fā)了坪北油田良好的水平井前景。

    近年來，坪北油田由于工區(qū)面積受限，資源形勢日趨嚴(yán)峻。面對困難，他們多措并舉，實施擴邊井126口，動用石油地質(zhì)儲量378萬噸。一是優(yōu)化產(chǎn)建運行。根據(jù)年初產(chǎn)建規(guī)劃，結(jié)合鉆機運行和平臺接替情況，及時調(diào)整鉆機運行，確保鉆機銜接緊密運行高效。二是利用老平臺鉆井。由于新井場審批周期變長，導(dǎo)致擴邊工作可能進入“等鍋下米”的尷尬局面。根據(jù)老井場手續(xù)辦理簡單快捷的特點，他們將15個老井場的地面設(shè)施拔除并進行擴大后，替代新井場打井，保證了產(chǎn)建的正常運行。三是增大鉆井位移。開拓創(chuàng)新，積極利用大位移鉆井技術(shù)，提高資源搶占能力，最大鉆井位移從開發(fā)初期的530米增大到2010年的1758米，使得單個平臺可控制含油面積大幅提高。

    注水是“三低”油田開采的關(guān)鍵。近年來，他們按照“早注水、注夠水、注好水、分層注水、精細注水”的指導(dǎo)思想，實施“四分”注水管理法：一是“分時”。對不同時期投入開發(fā)的儲量采用不同的注水開發(fā)方式。二是“分類”。在注水方式上充分考慮沉積微相特征和區(qū)域動態(tài)反應(yīng)，搞好動、靜態(tài)結(jié)合。三是“分層”。對出力好、注采關(guān)系敏感的油層溫和注水；對出力差、注水見效差的油層強化注水。四是“分井”。對投注井和轉(zhuǎn)注井采取不同的注水方式。2010~2011年自然遞減率控制在8%左右，含水上升率控制在0.2以內(nèi)。

    依靠管理創(chuàng)新提高效能

    技術(shù)創(chuàng)新，改變產(chǎn)生需要。針對坪北油田油井低液低產(chǎn)以及平臺叢式井生產(chǎn)特點，他們創(chuàng)新了超導(dǎo)熱洗方式，2010年，將自循環(huán)熱洗方式改為多井串聯(lián)熱洗清蠟方式，將熱洗循環(huán)液量由單井平均1.5方增加到4.6方，提高了清蠟質(zhì)量，降低了油井載荷。2011年進一步改進超導(dǎo)熱洗工藝，目前超導(dǎo)熱洗已經(jīng)取代加藥清防蠟，成為油井井筒管理的日常手段。一是串聯(lián)超導(dǎo)洗井。通過雙計量罐加直通流程，增加洗井循環(huán)液量，提高了洗井效果；二是拉油超導(dǎo)洗井。通過在超導(dǎo)車增加混輸泵，利用罐車?yán)�油實現(xiàn)熱洗。已實施洗井26井次，洗井后最大載荷平均下降1.2KN，很好地解決了拉油平臺的熱洗問題；三是計量罐蓄液洗井。輸油泵出口與計量管線連通，利用輸油泵為動力，實現(xiàn)計量罐蓄液洗井。洗井后電流、載荷明顯下降，效果較好。該方式有效解決65個低產(chǎn)液輸油平臺油井熱洗清蠟問題。通過工藝改進超導(dǎo)熱洗井?dāng)?shù)由2010年12月的268口增加到2011年12月的356口，清防蠟費用同比降低12.8萬元，蠟卡井次同比下降9井次。

    優(yōu)化泵掛深度。根據(jù)油層供液能力及合理流壓狀況，合理調(diào)整泵掛深度。2011年，結(jié)合作業(yè)對45口油井進行優(yōu)化調(diào)整，平均泵掛上提60米。二是優(yōu)化生產(chǎn)參數(shù)。對低液低效井采用“小沖程、小沖次”的辦法優(yōu)化生產(chǎn)參數(shù)，2011年，共實施油井參數(shù)優(yōu)化調(diào)整216井次，平均泵效從38.0%上升到44.2%。三是優(yōu)化油井工作制度。摸索油井合理生產(chǎn)制度，2011年，調(diào)整油井間抽制度132口，平均泵效由19.0%上升到34.8%。通過工藝上的不斷優(yōu)化，采油管理工作取得了顯著成效。油井單井平均檢泵周期由2009年的952天上升到2011年的1174天，免修期由526天上升至891天，油井維護作業(yè)頻次由0.39下降至0.16。

    創(chuàng)新，職工是主角。為此，他們廣泛動員，精心組織，充分調(diào)動了全體員工改善經(jīng)營管理建議的積極性、主動性和創(chuàng)造性，2011年經(jīng)理部共征集改善經(jīng)營管理建議380條，采納273條，其中分公司采納立項1條，上報集團公司5條，獲得油田獎勵共計19.66萬元。二是開展“頭腦風(fēng)暴”活動。以“創(chuàng)新創(chuàng)效創(chuàng)未來”為主題，不斷深化“千金求一策”、“一萬換十萬”、QC攻關(guān)、“五小”攻關(guān)等活動。近兩年，共征集金點子789條，實施技術(shù)革新、小改小革67項，有23項成果獲國家新型實用專利。

    實現(xiàn)投入產(chǎn)出最大化，需要管理的創(chuàng)新。坪北油田793口油水井分布在139個平臺上，他們按照“疏通神經(jīng)末梢，量化考核指標(biāo)、細化管理單元、激活最小細胞”的思路，將成本控制的關(guān)口由基層隊移至一線生產(chǎn)單元——采油平臺，全力實施“平臺小經(jīng)理”管理法。一是實施“三三工作法”。三知，就是知家底、知井況、知職責(zé)。三化，就是現(xiàn)場管理規(guī)格化、井筒管理精細化、平臺建設(shè)庭院化。三算，就是算成本、算產(chǎn)量、算效益。二是采取“3+1”考核模式。主要考核采油平臺管理指標(biāo)、成本指標(biāo)、產(chǎn)量指標(biāo)，每月對采油平臺進行效益評價，將平臺職工收入與平臺經(jīng)營業(yè)績直接掛鉤，固化“平臺小經(jīng)理”經(jīng)營平臺的理念。三是推行平臺小經(jīng)理績效量化考核辦法。主要內(nèi)容是將平臺所有工作及平臺職工的工作業(yè)績進行量化考核，由經(jīng)理部按平臺職工數(shù)以每月人平100元核撥費用參與平臺崗位金額考核；平臺職工每月再拿出300元效益工資，共計400元進行考核。

    降本增效，全力整治“電老虎”

    電消耗是采油成本消耗的大頭，2010年，坪北經(jīng)理部在陜北率先與廠家聯(lián)合開發(fā)天然氣發(fā)電機組煙道余熱利用替代加熱爐采暖，日節(jié)伴生氣1600方，日增發(fā)電量6400度。到2011年底累計發(fā)電1527萬度。通過安裝低速永磁電機551臺，節(jié)電率達15%；近兩年應(yīng)用節(jié)能抽油機36臺，平均單井日耗電下降4度；增加調(diào)整間抽制度192口，平均單井日耗電下降14度；對334口油井抽油機進行平衡調(diào)整，平均單井日耗電下降2度；對378口油井進行參數(shù)調(diào)整，平均單井日耗電下降6度。降低注水系統(tǒng)單耗。實施分區(qū)分壓注水，新建P16注水站縮短了P32系統(tǒng)注水半徑4.1km；站內(nèi)恒壓控制，井上恒流注水，降低泵壓1.3MPa,日耗電下降310度；水源井電泵改抽2口，平均單井日節(jié)電180度。降低集輸系統(tǒng)單耗。在P199、P11等接轉(zhuǎn)站實施三相分離，油氣分輸，污水就地回注；P103平臺建增壓點，實施三相分離，油氣分輸，節(jié)電率23%。利用太陽能發(fā)電。積極引進太陽能發(fā)電技術(shù)，安裝太陽能場地照明燈，滿足了采油平臺生活用電和基地球場照明。通過綜合節(jié)電，使經(jīng)理部在油井開井?dāng)?shù)逐年上升，用電設(shè)備和注水量增加的情況下，外購電量連續(xù)6年實現(xiàn)負(fù)增長。


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