勇闯新路才能找到出路

——孤岛采油厂聚焦高效开发谋划转型发展调查

　　记者 蒲创科 孙万芹 张 太

　　特约记者 原 俊 通讯员 尹东宁

　　在油田的发展史上，孤岛采油厂是累计产量最大贡献者，也是目前陆地产量最大的开发单位……

　　孤岛油田，一个55岁的老油田，采收率46.2%，采出程度达到42.7%，整体处于高采出程度、高采油速度、高含水深度开发阶段。

　　廉颇老矣，尚能饭否？

　　2022年，油田领导在孤岛采油厂调研时，提出了“引领整装油田高效开发”的发展定位要求。当年，该厂实现超产3万吨，今年前6个月孤岛厂超产1.03万吨，依然保持良好生产态势。

　　从“‘十四五’末效益稳产240万吨以上、盈亏平衡油价40美元/桶”的奋斗目标看，孤岛厂不仅大有可为，更想大有作为。

　　冲破瓶颈

　　以新方向定义高质量发展

　　孤岛厂经历过鼎盛。

　　开发早期，曾连续20年保持年产400万吨以上。到目前，采收率和采出程度均排名油田第一。

　　从二十世纪90年代初起，孤岛厂整体进入特高含水后期，“十三五”期间，采油厂原油产量以每年7万至9万吨的速度递减，开发效益持续降低。

　　打开各个板块数据分析，孤岛厂山重水复疑无路。

　　化学驱板块，采收率44.8%，注聚15年，产量递减态势不可逆转。

　　稠油板块，采收率33.2%，高轮次吞吐产量、油气比规律性递减，地层能量持续降低。

　　水驱板块，采收率53.4%，极端耗水层带普遍发育，剩余油高度分散。

　　断块油田，采收率33.9%，已经进入高含水开发阶段，进一步提升采收率潜力有限。

　　主力开发方式均进入开发瓶颈期，特别是稠油整体进入高轮次吞吐阶段，自然递减逐步加大，开发效益持续降低。如果没有革命性的举措，按照原来的开发方式和开发模式走下去，产量大幅递减的态势不可逆转。

　　老油田还能不能再次焕发青春？采油厂党委的回答是：“思路决定出路”。

　　求生必须求变！这一点，采油管理十区感受深刻。

　　“采油管理十区存在的意义在哪？”早在2018年4月，刚担任采油管理十区经理的李德军曾这样问自己。

　　采油管理十区以断块油藏为主，具有“稠、蜡、薄、小、散”的特点，且部分“断块”地面无管输、不能提液、无法注水。这些年，他们采取了热采吞吐、冷采吞吐、压裂降黏、补能吞吐等技术探索，产能均未取得突破。

　　2018年，管理区58口井产了3.8万吨油，在油田10个亏损管理区位列“前三名”。

　　直到2021年，孤岛厂“把断块油田作为上产潜力点”的定位让李德军找到了管理区存在的重要价值。“发挥断块油田的潜力，弥补采油厂产量缺口。”他说。

　　观念一变，柳暗花明又一村。

　　垦123断块地处偏远，地面无注水井和配套管网，他们就实施采出液就地分水、就地回注工艺改造，在压驱注水技术的加持下，减少了无效拉运量，解了油井的渴、补了区块的能，日增油15吨，实现了补能、增产、降费的一举三得。

　　河滩油田曾经采用的是腰部注水、高部位采油的开发模式，如今他们转换思路，采用高部位采油、低部位注水，该区块采收率从42.3%提高到51.3％。

　　“腰部注水，注水压力相当于被分散了；而低部位注水，原油被大面积的水包裹着，水体整体向前推进，驱替效率更高、扫油面积更大。”孤岛采油厂地质所所长王冉冉说。

　　如今，采油管理十区同口径的产量从2018年的3.8万吨，跃升到2022年6.1万吨。今年，他们的目标是再增产一万吨。

　　“油田的发展潜力，取决于开发理念的转变、思维模式的超越、管理模式的创新。”厂长姚秀田说。

　　面对传统开发方式不可持续、传统工作量投向亟待优化提升两大制约因素，他们全面贯彻落实油田“六大战略”，持续推进“高效开发”和“低成本发展”两大战略，明确“转方式、调结构、夯基础、提质量”总体策略，聚焦SEC储量（经济可采储量）提升，瞄准稠油转型开发，塑造老油田高效开发新动能；聚焦盈亏平衡油价降低，实施“高质量开发3个100工程”，推动老油田低成本高质量发展。

　　没有动用不了的储量、没有开发不好的油藏，只有解放不了的思想。正如孤岛地质所办公楼外挂着的标语：“资源有限，创新无限，解放思想，挑战极限”。

　　思想的解放，为孤岛厂带来的不仅仅是指标和数据的变化，一系列正向连锁反应相继显现，为高质量发展带来强劲驱动力。

　　破解矛盾

　　以高效开发引领高质量发展

　　注汽工作量由243口减至84口，躺井数由737口降至436口，油水井开井数增加343口……

　　在产量连年下跌后，2022年止跌回升。产量的盘子稳住了，增储上产的底气越来越足。

　　面对老油田开发困境，他们跳出思维禁锢，还原问题本质。

　　化学驱产量递减态势不可逆转，但是可通过持续井网调整、流线调控，最大限度控制含水，延长项目有效期；

　　稠油地层能量、开发效益持续降低，那就转水驱补能量，转化学驱提高采收率，扭转产量递减态势；

　　水驱整体含水高，那就通过识别高耗水层带控含水，只要稳住含水，就能成为采油厂效益稳产的压舱石；

　　断块油田采出程度相对低，那就提速开发，为采油厂开发转型争取时间。

　　在姚秀田看来，核心就是要坚持以新开发理念引领推动老油田高质高效开发，构建高质量勘探开发大格局，扎实推进规模效益稳产，推动能源保障能力全面领先。

　　突破口选在了“稠油”。

　　从“十三五”之后的情况看，孤岛厂稠油生产整体进入高轮次吞吐阶段，地层压降持续增大，周期产油、油汽比规律性递减，单位操作成本持续上升，靠热量置换维持高效开发已经不可持续，同时长期高温高压，压降大、地应力不均衡，导致套损井持续增多，高轮次吞吐阶段井网对储量控制程度变差。

　　稠油产量从鼎盛时期的120万吨跌至88万吨。一系列后果接踵而至：注汽运行“疲于应对”，由于稠油产量与注汽密切相关，各个管理区抢锅炉、天然气；作业运行“疲于应对”，导致生产效率、时率低；污水回注“疲于应对”，稠油热采“只采不注”，全厂日产水3.4万立方米以上，居高不下；硫化氢治理“疲于应对”，含硫化氢井普遍分布。

　　热采是解决稠油问题最好的办法吗？

　　高轮次吞吐后，轻质组分被采出，重质组分留在了地层里，单井原油黏度越来越高；而且近井地带采出程度高，在半径40米至60米范围处，形成以沥青质等重质组分堆积为主的环状高黏带，远井地带的饱和烃、芳香烃很难越过这一区域渗流到近井地带。

　　姚秀田给这种现象起了个名字“阻流环”。他认为，正是因为“阻流环”的存在，导致加热半径有限，热利用效率降低。

　　2018年孤岛厂开始推进稠油转注水工作，采油管理五区将一部分油井转成了注水井。

　　孤岛厂采油管理五区，稠油产量占总产量的50%，“十三五”之后，管理区产量开始大幅递减。

　　“一口日产三四吨的油井，谁舍得把它改成注水井？”孤岛厂副总工程师，采油管理五区党支部书记、副经理王勇回忆说。

　　有舍才有得，方向比速度更重要。

　　“高轮次吞吐后稠油压降大，难以建立有效生产压差，主要开发矛盾由流动性不足转变为地层能量不足，开发方式需由传热降黏降压开采转向传质补能驱替开发。”采油厂副厂长徐磊说。

　　那一年，采油厂机关干部、地质所科研人员、管理区技术人员纷纷进基层，给员工们讲解稠油转型开发技术路线，自上而下进行观念转变，全厂统一思想。

　　在采油管理五区南10-斜504井组，技术人员对南10-斜504井实施转注措施，舍弃该井一天3吨的产量，补充地层能量，改变液流方向驱替剩余油。经过5个月的补充地层能量后，井组日增油达到10.5吨。

　　失之东隅，得之桑榆。

　　到2022年，采油管理五区稠油自然递减从25%降到了13%，全年超产7000吨。孤岛厂转注了224个井组，平均地层压力提高2.0兆帕，日产油水平提高235吨。

　　从二类油藏化学驱的成功经验中得到启示，他们确定了“重构注采井网、温和注水补能、适时转化学驱、全过程冷采降黏引效”的稠油转型开发技术路线。东区北Ng3-4普通稠油油藏蒸汽吞吐后化学驱先导试验已经初见成效，预计“十四五”期间可推广稠油转化学驱储量4320万吨，稠油开发的路子再一次拓宽。

　　开发方式的转变，带动了工作量结构、成本结构和产量结构大范围的优化调整。他们将大幅压减的转周工作量节省出的成本投向了常规措施、水井工作量和管杆泵的更新配套等长效投入。与2020年相比，2022年稠油投入减少5858万元，老井自然产油比例逐年提升，单位操作成本由840元/吨降至609元/吨，产量大幅递减的态势得以扭转。

　　转型开发破冰，带来了开发态势向好。2022年，采油厂SEC储量（剩余经济可采储量）增加449万吨，降低折耗费用9200余万元，盈亏平衡油价同比降低2.84美元/桶。

　　围绕“十四五”开发思路，孤岛厂谋划“化学驱”坚持“精细开发、精准开发、极致开发”理念，保持小幅度递减；稠油突破“稠油必须热采”传统认识，由产量快速递减转变为高效稳产；水驱把握“高含水是一种现象，更是一种假象”理念，保持较长时期稳产；断块树牢“没有动用不了的储量、没有开发不好的油藏，只有解放不了的思想”理念，由产量平稳开发转变为快速上产。老油田的大有作为由“理想”变“现实”。

　　聚焦质效

　　以低成本战略推动高质量发展

　　管线老化，是修补省钱，还是整体更换管线更合算？

　　看表面，点焊只需要花几百块，省钱省力；细算账，如果因为焊管线停上几次井，进而再躺上几口井，就不划算了。

　　过去一说“经营”，员工们认为这是管理区该干的事，油水井管理岗的岗位职责就是油井安全平稳运转，只要皮带按时换、井口不漏油，就认为是高效的。

　　现在不一样了，员工们的岗位职责升级为“技术+经营”。按时加盘根换皮带，维护油井正常运转，这是生产思维；算明白加盘根换皮带需要停多少次井、影响多少产量，力争停一次井干多个活，提高油井时率，少停井、少躺井，这是经营思维。

　　每一口井都是利润中心，每一个人都是创效主体。依靠“精细管理降本”，这是孤岛厂低成本策略之一。

　　“低成本不是一味压减成本，我们要保持规模产量，规模产量高，就能多分摊固定成本。我们要以SEC储量稳定上升降低折旧折耗成本；要开发转型，将高投入的稠油热采转向低成本的稠油冷采或化学驱，实现结构性降本；要打造成熟技术体系，提升措施增油效益，实现技术降本；要强基固本，打通基层管理最后一公里，提升油藏经营价值创造能力，实现管理降本。”姚秀田说。

　　在孤岛采油管理二区，每口井的“脾气”都记录在册，他们还有一个规定：停井必须提前一天通知技术管理室。

　　技术管理室会结合井的历史情况和开发情况，作出合理统筹，再通知班站进行停井。像换皮带、控制柜的清扫、部件保养等工作，停一次井能解决15项。

　　今年2月，中29-平528井水泥台断裂，需要停井修复。这口井油稠、出砂、套管变形，还处于转周末期，地下温度较低。一旦停井，油稠流动性变差，就很难再顺利开起来。

　　技术人员采取了“降黏+热洗+焖井”的停井前技术方案，给油井涂上“爽身粉”、洗个“热水澡”，再焖一天“蒸桑拿”，员工们利用这一天的时间，把井台设备设施维修好。

　　由于“身体保养”得当，再次开井时，中29-平528井不但没出现油稠、出砂等问题，含水还降了。

　　孤岛采油厂副总政工师，采油管理二区党支部书记、副经理刘书廷告诉记者，在采油管理二区，停井养护时，如果出现工具准备不齐，员工返回拿工具的情况，要受到扣罚；如果出现开井后，短时间又停井的情况，也要扣罚。

　　今年，采油管理二区的躺井数比去年同期降低一半，油藏价值创造能力明显提升。

　　受热采转周工作量大、管杆投入不足、工艺技术水平限制等因素影响，采油厂油水井作业有效期短，低效、无效、重复工作量多，年作业2200余井次，作业频次0.58，这意味着每年有一半以上的油水井需要作业，很大程度上制约着采油厂的高质量发展。

　　他们调整工作量结构，推进“3年之内注汽转周工作量压减至100口、年均躺井下降100口、水井作业工作量减少100口”的“高质量开发三个100工程”，资金投入转向高效长效的工作量和地面系统配套的优化提升。措施有效率由76.1%提升至88.3%，躺井率由2.05%下降至1.24%。

　　他们强化技术创新，地质工艺一体化，打造了低成本井筒重建、长效防砂、冷采降黏和水井长寿命管柱等四大成熟技术体系，措施峰值日产油能力由4.8吨提高至5.4吨；攻关开窗侧钻、定向大修等技术，治理报废、套损、长停井共计276口，最大程度盘活低效无效资产。

　　他们聚焦SEC储量提升，“十四五”以来，累计实施侧钻、套损治理、定向大修、扶长停493口，恢复SEC储量265万吨，盘活油气资产净值6.3亿元。

　　如果把高效开发看作采油厂的“生命线”，那低成本发展就是他们的“动力源”。

　　通过工艺技术进步、稳产长效投入和基础管理水平提升等工作，2022年，采油厂降躺井减少作业费5020万元，累计增加管杆投入5966万元，油水井开井率提高3.4%，“一减一增一提”间尽显效益。

　　产量之弦拨动发展大盘。

　　2022年孤岛采油厂自然递减率下降3.2%，老油田良性、有序、低成本、绿色低碳的高质量发展新格局正在形成，为今后较长时期规模效益稳产奠定了基础。

　　“我们要超产超效，引领整装油田高效开发，为油田效益稳产贡献力量。”孤岛厂党委书记、副厂长张岩说。