西北油田推进全面可持续发展系列报道

    通过管理、技术、理论创新不断降本，2017年盈亏平衡点降低3美元/桶，今年上半年再降1.4美元，经济可采储量创近几年新高

降成本：持续增加经济可采储量

——西北油田推进全面可持续发展系列报道之一 

    本报记者 刘江波 宋铁毅 王福全

    “在油气资产这个分子不可改变的情况下，我们的主攻方向是将剩余经济可采储量这个分母做大，以降低折耗、摊薄成本。”西北油田负责人对记者说。

    多措并举，西北油田经济可采储量替代率连续三年大于100%，今年上半年达到117%，创近几年经济可采储量新高。2017年盈亏平衡点降低3美元/桶，今年上半年再降1.4美元。继去年实现扭亏为盈后，今年上半年已提前实现全年经营利润奋斗目标。

    根据油价实行滚动配产，工作着力点向有效益的油气井倾斜，从管理上降成本，原油和天然气日产能力保持率分别达91%、95%

    早在2016年，西北油田便不再给各采油厂下达年度产量任务，而是根据油价进行月度滚动配产。采油一厂厂长梅春明说：“就是将原本的区间范围分析精确到具体的某个值，以保证经济效益最大化。”

    在滚动配产过程中，西北油田及时调整战略，关停优化经济负效井，将措施、注气等工作量从稠油井向效益好的轻质油井、天然气井倾斜，努力控制正效益生产井递减。通过这种方式，在工作量比以往减少30%的情况下，原油和天然气日产能力保持率分别达到91%、95%。

    对于经济负效井并非一关了之，他们注重加强关停期间的井筒完整性和地面完整性管理，确保生产能力不损失、技术可采储量不减少，为稳定经济可采储量创造条件。

    随着油价逐步回升，2018年西北油田因低油价效益不达标的关停井已复开384口，复开率100%。通过注水增能量，日产油能力由关停前的2038吨提升到目前的2450吨，不仅实现效益开井，而且生产能力稳中有升。

    攻关提高采收率新工艺，从技术上降成本，近三年油田采收率提升0.6个百分点，新增经济可采储量593万吨

    攻关新工艺，用技术降本，是西北油田拓展增加经济可采储量的另一方向。他们全力以赴推进创新驱动，碳酸盐岩缝洞体精细刻画、稠油高效开发、低成本提高采收率工艺技术取得实质性进展，老区采收率提高到25%以上。

    在塔河老区，此前获得重大突破的注气替油提高采收率试验，如今已发展形成超深缝洞型油藏注氮气替油三维模型等7项配套技术，将采收率提高1.6个百分点，成为老区提高采收率的重要支柱。

    特别是在注气三采油项目中，通过建立注气成本节点分析方法，形成免修注气、电驱注气等多种降本手段，减少投入1.39亿元，累计增油210万吨，吨油成本比2015年下降230元。如今，注气三采技术已经成为西北油田继注水替油和掺稀降黏开采稠油两大经典增油技术之后的第三次技术革命，让一大批低效井、关停井及剩余油潜力井涅槃重生。

    首创运用“断溶体”油藏理论，发现顺北特深油气田，建成50万吨产能阵地，摊低公司整体成本

    顺北特深油气田的商业发现，为西北油田经济可采储量替代率保持在100%以上打下优质资源基础。其中首创运用的“断溶体”油藏理论，打开塔里木盆地碳酸盐岩油藏开发新天地。

    “断溶体”油藏理论与断裂体中不存在油气藏的传统认识相悖，认为地层下的岩溶水沿着深断裂带向下运行，在“高速路”周围溶蚀出类似于云南、贵州等地出现的喀斯特大溶洞，油气充注到这些溶洞以后，就像瓜秧上连着的一个个西瓜，形成一种特殊的油气圈闭类型——“断溶体”圈闭。

    在原停产直井基础上，他们向断裂带的低洼处侧钻再次成功建产。经过多年连续生产且含水为零后最终确认，“高速路”两侧分布着众多“停车场”，断裂带中储藏着丰富的油气资源。

    在新理论的指导下，塔河油田多个区块重新进行地质评价，部署新井200多口，贡献原油400多万吨，落实商业开发储量8820万吨。顺北特深油气田已建成50万吨产能阵地，规划2019年达到100万吨规模，为中国石化西部资源接替提供新的支撑。