地处陕北安塞的中石化江汉油田坪北经理部采油区，地貌支离破碎，沟壑纵横；平均单井日产原油0.9吨，油井无自然产能，产量递减快。近年来，他们坚持开发管理创新，细化地质基础研究，深化注水规律认识，确保了特低渗透油田的高效开发。1998年3月12日，江汉油田进驻开采以来，已实现工业总产值60.54亿元，累计生产原油212.82万吨。并获中国石化“十一五”期间“一类高效开发油田”称号。

    通过资源挖潜巩固阵地

    坪北工区开发面积和层系受限，储量资源接替是影响油田稳产的重要因素。2010年以来，他们在工区北部、中部、东南部成功实施扩边油藏评价井8口，全部获得工业油流，落实含油面积4.94平方公里，石油地质储量304万吨。自2009年在深层长9突破出油关以来，他们加大了对长9层的评价力度，共有28口井钻至长9层，试油15口井，13口井见油，基本落实含油面积55.6平方公里，储量716万吨。为了探索适合长9油藏特性的开发方式，2011年开展致密油藏水平井试验，在长9油藏实施了坪北首口长水平段多级分段压裂工艺水平井PH9-1，水平段长480米，分6段压裂后，初期日产油6.7吨，稳定产油量3.0吨/天，是直井的10倍，单井产量大幅提高，长9层难动用储量得以解放，开发了坪北油田良好的水平井前景。

    近年来，坪北油田由于工区面积受限，资源形势日趋严峻。面对困难，他们多措并举，实施扩边井126口，动用石油地质储量378万吨。一是优化产建运行。根据年初产建规划，结合钻机运行和平台接替情况，及时调整钻机运行，确保钻机衔接紧密运行高效。二是利用老平台钻井。由于新井场审批周期变长，导致扩边工作可能进入“等锅下米”的尴尬局面。根据老井场手续办理简单快捷的特点，他们将15个老井场的地面设施拔除并进行扩大后，替代新井场打井，保证了产建的正常运行。三是增大钻井位移。开拓创新，积极利用大位移钻井技术，提高资源抢占能力，最大钻井位移从开发初期的530米增大到2010年的1758米，使得单个平台可控制含油面积大幅提高。

    注水是“三低”油田开采的关键。近年来，他们按照“早注水、注够水、注好水、分层注水、精细注水”的指导思想，实施“四分”注水管理法：一是“分时”。对不同时期投入开发的储量采用不同的注水开发方式。二是“分类”。在注水方式上充分考虑沉积微相特征和区域动态反应，搞好动、静态结合。三是“分层”。对出力好、注采关系敏感的油层温和注水；对出力差、注水见效差的油层强化注水。四是“分井”。对投注井和转注井采取不同的注水方式。2010~2011年自然递减率控制在8%左右，含水上升率控制在0.2以内。

    依靠管理创新提高效能

    技术创新，改变产生需要。针对坪北油田油井低液低产以及平台丛式井生产特点，他们创新了超导热洗方式，2010年，将自循环热洗方式改为多井串联热洗清蜡方式，将热洗循环液量由单井平均1.5方增加到4.6方，提高了清蜡质量，降低了油井载荷。2011年进一步改进超导热洗工艺，目前超导热洗已经取代加药清防蜡，成为油井井筒管理的日常手段。一是串联超导洗井。通过双计量罐加直通流程，增加洗井循环液量，提高了洗井效果；二是拉油超导洗井。通过在超导车增加混输泵，利用罐车拉油实现热洗。已实施洗井26井次，洗井后最大载荷平均下降1.2KN，很好地解决了拉油平台的热洗问题；三是计量罐蓄液洗井。输油泵出口与计量管线连通，利用输油泵为动力，实现计量罐蓄液洗井。洗井后电流、载荷明显下降，效果较好。该方式有效解决65个低产液输油平台油井热洗清蜡问题。通过工艺改进超导热洗井数由2010年12月的268口增加到2011年12月的356口，清防蜡费用同比降低12.8万元，蜡卡井次同比下降9井次。

    优化泵挂深度。根据油层供液能力及合理流压状况，合理调整泵挂深度。2011年，结合作业对45口油井进行优化调整，平均泵挂上提60米。二是优化生产参数。对低液低效井采用“小冲程、小冲次”的办法优化生产参数，2011年，共实施油井参数优化调整216井次，平均泵效从38.0%上升到44.2%。三是优化油井工作制度。摸索油井合理生产制度，2011年，调整油井间抽制度132口，平均泵效由19.0%上升到34.8%。通过工艺上的不断优化，采油管理工作取得了显著成效。油井单井平均检泵周期由2009年的952天上升到2011年的1174天，免修期由526天上升至891天，油井维护作业频次由0.39下降至0.16。

    创新，职工是主角。为此，他们广泛动员，精心组织，充分调动了全体员工改善经营管理建议的积极性、主动性和创造性，2011年经理部共征集改善经营管理建议380条，采纳273条，其中分公司采纳立项1条，上报集团公司5条，获得油田奖励共计19.66万元。二是开展“头脑风暴”活动。以“创新创效创未来”为主题，不断深化“千金求一策”、“一万换十万”、QC攻关、“五小”攻关等活动。近两年，共征集金点子789条，实施技术革新、小改小革67项，有23项成果获国家新型实用专利。

    实现投入产出最大化，需要管理的创新。坪北油田793口油水井分布在139个平台上，他们按照“疏通神经末梢，量化考核指标、细化管理单元、激活最小细胞”的思路，将成本控制的关口由基层队移至一线生产单元——采油平台，全力实施“平台小经理”管理法。一是实施“三三工作法”。三知，就是知家底、知井况、知职责。三化，就是现场管理规格化、井筒管理精细化、平台建设庭院化。三算，就是算成本、算产量、算效益。二是采取“3+1”考核模式。主要考核采油平台管理指标、成本指标、产量指标，每月对采油平台进行效益评价，将平台职工收入与平台经营业绩直接挂钩，固化“平台小经理”经营平台的理念。三是推行平台小经理绩效量化考核办法。主要内容是将平台所有工作及平台职工的工作业绩进行量化考核，由经理部按平台职工数以每月人平100元核拨费用参与平台岗位金额考核；平台职工每月再拿出300元效益工资，共计400元进行考核。

    降本增效，全力整治“电老虎”

    电消耗是采油成本消耗的大头，2010年，坪北经理部在陕北率先与厂家联合开发天然气发电机组烟道余热利用替代加热炉采暖，日节伴生气1600方，日增发电量6400度。到2011年底累计发电1527万度。通过安装低速永磁电机551台，节电率达15%；近两年应用节能抽油机36台，平均单井日耗电下降4度；增加调整间抽制度192口，平均单井日耗电下降14度；对334口油井抽油机进行平衡调整，平均单井日耗电下降2度；对378口油井进行参数调整，平均单井日耗电下降6度。降低注水系统单耗。实施分区分压注水，新建P16注水站缩短了P32系统注水半径4.1km；站内恒压控制，井上恒流注水，降低泵压1.3MPa,日耗电下降310度；水源井电泵改抽2口，平均单井日节电180度。降低集输系统单耗。在P199、P11等接转站实施三相分离，油气分输，污水就地回注；P103平台建增压点，实施三相分离，油气分输，节电率23%。利用太阳能发电。积极引进太阳能发电技术，安装太阳能场地照明灯，满足了采油平台生活用电和基地球场照明。通过综合节电，使经理部在油井开井数逐年上升，用电设备和注水量增加的情况下，外购电量连续6年实现负增长。


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