大庆油田：稳产背后的加减法

杨丽华

发布时间:2010-09-06

   为保证4000万吨原油稳产，大庆油田通过科学规划、技术进步和精细管理，大刀阔斧地优化产量结构，不断在矛盾中挖潜增效。

    563口，这是大庆油田今年减少的新钻井数。4000万吨原油持续稳产，这是大庆油田必须完成的硬指标。

    两者之间该如何调和？在开采难度越来越大、老油田开发潜力不断减少的情况下，大庆油田为了优化产量结构，在提高科技水平、做足精细文章方面大下工夫，力保4000万吨原油持续稳产目标的实现。

    增减之间看效益

    “没有效益的油一吨也不要。”大庆人不仅这样说，而且这样做。今年，大庆油田加大低成本产量在4000万吨原油稳产中的比重，对高成本化学驱和外围产量规模进行了有效控制，这样可减少投资23亿元。

    这是大庆人进一步调整原油稳产与开发效益关系的体现。为此，他们在优化产量结构上下工夫，突出长垣，突出水驱，取消了一些资源品位差、投资收益率低的外围区块。3年间，长垣油田产量比例由79.9%增加到83.5%，外围油田产量比例由15.4%降低到12.8%，长垣水驱自然递减率由8.66%降到7%，年产油量达到2004万吨，3年多产油228万吨。

    大庆人正在改变以往依靠打井上产弥补原油产量递减的方式，积极想办法上措施，力保产量不降。今年，采油九厂计划新钻井80口，比去年减少215口。通过井层优选及新技术应用等，上半年实施各类措施井152口，累计增油8617吨。采油十厂开展长关井低效治理，针对不同油井及地下情况进行个性化设计，提高治理成功率。截至7月初，这个厂已对90余口老井实施措施，累计增油8200吨。

    在进行产能建设设计时，他们以标准统一和技术先进为原则，把优化简化、节约成本作为油田产能设计的基本要求，在采油工程方案设计上，按照“产能最优、投资最少、能耗最低”的要求，合理制定投产计划，推进投产进度，以地质区块为投产单元，既考虑投产井产能，又考虑地下注采关系平衡，科学合理安排油水井投产同步进行，不但保持了注采平衡，而且为国家节约了大量投资和运行费用。采油一厂新中605站对新建的转油站、注水站、配注站进行立体化设计，土地占用面积比常规平面布置减少了2200平方米，减少占地35%，土地利用系数提高了9%。

    从靠数量增油到靠质量挖潜，减下去的是低效负效投入，加上来的是油田发展品质。

    升降之间看科技

    采收率是测量开采能力的重要指标，它的重要性有多大，可以按产量规模打个比方：如果大庆油田采收率提高1个百分点，就相当于找到一个玉门油田；如果采收率提高5个百分点，就相当于找到一个克拉玛依油田。

    多年来，大庆油田已形成一系列世界领先的稳油控水、聚合物开发等三次采油技术系列，已把采油率提高到60%这一世界领先水平上。

    聚驱已连续8年保持1000万吨以上稳产，目前年产油量占长垣油田总产量的三分之一。为确保三次采油年产油量保持在1200万吨规模，他们通过聚驱全过程的优化调整，以及继续配套完善三次采油新技术，一类油层将提高采收率15%，二类油层将提高采收率12%，三类油层将提高采收率10%。

    大庆油田开发部副主任李彦兴说：“提高注水质量、提高油井利用率、提高单井日产量是当务之急，也是最为现实的确保产量的办法。”

    今后，大庆油田将通过提高注水井分注率，增加分注层段和砂岩吸水厚度，保证注水合格率达到80%以上；加强长关井治理，保证油水井开井率达到85%以上；改善老井措施增油效果，优化新井井位方案设计，长垣老区换泵、补孔、压裂日增油，要分别达到2吨、4吨、5吨以上，老区新井投产初期日产要达到5吨以上，外围新井一年后稳定日产。2012年，大庆油田自然递减率将由目前的16.5%降低到12%，综合递减率由14.2%降低到10%。

    要实现这些目标，必须继续依靠先进适用的技术手段。目前，油田科技工作者正在攻克剩余油描述技术、井网加密调整技术、电潜泵螺杆泵举升技术、低渗透油藏开发等技术。

    定向水平井技术适用于套损井、低产井等老井改造以及不经济的层状薄油藏开发，是一种低成本、高效益的剩余油开采技术。大庆科技工作者通过对老油田剩余油分布规律的研究，利用定向水平井技术开发厚油层顶部剩余油和表外储层剩余油，可以提高老井产量，具有投资少、增产大、钻井施工周期短等优点。此项技术已成功进行了6口井现场试验，日增产量同比提高近3倍。

    采油九厂以实现“三低”油田经济有效开发为己任，坚持技术创新，在龙虎泡油田开展的纳微米球聚合物深度调驱现场试验中，在粒径大小分布、配方组分、膨胀时间等方面进一步优化了配方，现已完成调剖段塞，水井已初见成效。目前该区块累计增油2064吨，为中低渗透油田提高采收率探索了有效途径。在大庆西部稠油区块开展了不同井型的蒸汽吞吐现场试验，累计产油11096吨，尤其水平井初期日产油12.2吨，是直井的3.7倍，逐步探索出了一条薄层稠油油藏经济有效开发途径。

    从技术进步对产量的贡献来看，大庆人减下去的是低含量的劳动，加上来的是高水平的开发。

    粗细之间看管理

    大庆油田一位开发管理者介绍，大庆油田开发到今天，地下矛盾尖锐复杂，稳产难度越来越大，必须采取综合性措施进行集中治理。为此，大庆油田13个综合治理示范区方案目前已经编制完成，正在有序实施，含水做到3年不升，把示范区建成油田开发的试验田、技术的集中地、攻关的主战场，将为老油田二次开发探索出一条新路。

    目前，大庆油田各采油厂正在精细化管理方面积极奋战。

    采油一厂是年产千万吨原油的大厂，占大庆年产量的四分之一。在精细挖潜示范区建设上，这个厂在开辟了大庆油田级北一区断东高台子油层精细挖潜示范区的基础上，结合实际，加大工作力度，还开展了南一区丙东块萨葡油层控水控液、南一区东部过渡带综合治理、南一区东部高台子成片浅调剖等3个厂级示范区。他们以示范区建设为引领，带动、改善水驱开发效果。

    针对这几个示范区，采油一厂分别对改善地下油层汲水状况、提高油水井利用率和效率、降低含水、自然递减率和无效循环等开展研究，共制定油水井调整措施324口，现已进入实施运行阶段。目前，他们已发出方案309口井，完成247口井，年含水率及自然递减率分别低于计划0.03%和0.4%，水驱开发呈现良好趋势，水驱开发效果得到了改善，为1111万吨原油生产任务的完成奠定了坚实基础。

    从“分类调整控递减、精细措施保增油、创新技术提效益”三方面入手，采油九厂向精细油田开发基础工作要效益。围绕“注够水、注好水、有效注水”目标，这个厂集中力量搞好注采完善程度、注水状况、产出状况和剩余油分布“四个分析”，制定了“分类研究、把握规律、宏观控制、精细调整”的注水方案调整政策，针对高含水型、裂缝型、砂体零散型油田进行了个性化调整。

    采油九厂对全厂3474口油水井逐井逐层逐砂体分析，进一步明确了剩余油分布状况和挖潜方式。按照“培养一批、改造一批，保护一批、长效一批”的原则，不断优化措施方案，已优选油井压裂34口井，增油1594吨。创新超短半径水平井挖潜剩余油方式，实现单井日增油2.8吨。另外，他们还对73口长关低效井进行了有效治理，实现增油3863吨，创经济效益752万元。

    通过精细管理，大庆人减下去的是粗放管理的习惯，加上来的是内涵发展的希望。

《中国石油石化》2010年第16期