打破自然递减魔咒

○ 文/孙希利 周兴岩 王夫泉

西北油田分公司通过技术和管理创新，将24%以上的自然递减率降至18.3%，实现产量稳中有升。

秉承“敢为人先、创新不止”的精神，西北石油人一举发现我国最大的古生界海相碳酸盐岩缝洞型油气田—塔河油田，拉开了塔里木盆地油气开发的序幕。

2005年起，中国石化西北油田分公司依靠新区大规模开展产能建设，到2010年原油产量达到725万吨，年均产量增长50万吨，实现了快速上产。进入“十二五”后,外围新区勘探没有大的突破,快速递减的缝洞型油藏能否稳产成为摆在西北石油人面前的一个重大课题。他们通过技术和管理创新，将24%以上的自然递减率硬是降至18.3%，实现了产量稳中有升。

创新技术挑战世界难题

塔河油田具有“超深、超稠、高温、高盐、高含硫化氢”等特点。面对“世界级”开发难题，从快速上产到大幅度降低自然递减率，科技创新融入西北油田每一口井和每一个生产环节。

2012年，注水替油技术逐渐失效，西北油田注水替油井达到445口，占总井数的52.6%，年产小于200吨的失效井达148口，并呈逐步增多的趋势。

●西北油田分公司通过精细化管理成功实现油田自然递减率大幅降低的目标。 摄影/范 明

面对新的开发难题，西北油田创新缝洞型碳酸盐岩油藏大规模注气采油技术，经过多井次实践，形成一套有效的注气替油潜力井优选方法，优选注气井有效率达到93.3%。2013年，实施注气替油102井次，累计增油9万吨，增效1.35亿元。2014年，计划实现增油20万吨。

注气替油只是西北油田技术创新的一个缩影。遵从“开发无禁区，工艺无极限，管理无止境”的企业发展理念，西北石油人相继攻克开发上的关键性难题。

通过转换开发方式，西北油田的注气提高采收率技术取得革命性进展。扩大单井注气规模率先在T402井获得成功；积极开展气水交替注入技术、超稠油油藏注蒸汽辅助催化裂解可行性研究，加快推进注二氧化碳、天然气、泡沫等新技术先导性试验，这将为油田未来10至15年持续稳产上产提供重要保障。

与此同时，西北油田的注水潜油技术扩展为分段精细注水、非对称不稳定注水、周期注水、注水压锥等系列注水技术，累计水驱覆盖储量2.71亿吨，增油421.7万吨，注水提高采收率3%。

西北油田打破传统地质认识，开辟难动用储量新领域。评价认识由“标准串珠”向“弱小串珠”甚至“没有串珠”进军，攻坚“红波谷”、“蓝海洋”、“弱反射”、“小缝洞”等领域，评价动用地质储量6.1亿吨，建产能1100万吨，储量动用率提高了17%。

他们提出“优选控油深大断裂、兼顾次级断裂组合、结合地震特征、判别构造组合样式”的碳酸盐岩井位部署新思路，首创“断溶体、古河道”油藏识别技术，部署开发井104口，投产54口，建产率达到87%，单井均日产38.2吨。

面对塔河9区超深、高含硫化氢、开发难度大等难题，西北石油人创新高深钻完井技术，实现该区块的高效开发，逐步建成了年产3亿立方米天然气、10万吨凝析油整装规模的油气田，成为西北油田重要的天然气接替阵地。

大幅降递减

进入“十二五”，西北油田开发一度面临十分严峻的局面。新区没有新的大突破，西北油田能否保持原油产量箭头向上、稳中有升？为此，油田提出了“降低自然递减率5%，提高采收率5%”的“双五”目标。

“碳酸盐岩缝洞型油气藏上产快，但是递减率非常高。前几年，油田的递减率为23%～25%，相当于每年要吞噬掉160万吨的产量。如果控制不住自然递减，不要说增产，就是稳产也很难保证。”面对新情况，西北油田分公司原副总经理窦之林提出“六新促三率”的开发理念，即以新认识、新技术提高储量动用率，以新思路、新手段降低自然递减率，以新理论、新方法提高油田采收率，指出向技术创新要产量，向管理创新要产量。新区新井少，就向老区老井和管理要产量。

1997年投产的沙48井，目前日产量可达到23.1吨，已累计生产原油73.23万吨，产气4006万立方米，成为精细开发17年的长寿井。

有效盘活储量资产、油气水井资产和控制自然递减成为西北油田“坐稳塔河”的关键。T813(K)井是一口功勋井，累产原油已达3万多吨。2013年初，该井出现含水上升加快的苗头。通过对该井产层刨面分析，认为主力产层石炭系采出程度已达到理论极限，再上措施效果都不理想。依据这一认识，西北油田将该井的主力生产层位由原来的石炭系转移到奥陶系，日产量由原来的1.5吨上升到10吨以上，成为了立体开发的典型井。

西北油田瞄准老区低产井、停产井和高含水井，开展“查三低、攻三高、治一停”活动，综合治理345口，平均单井能力由1吨提高到4.1吨，三类井井数由610口下降到466口，减少144口。油田自然递减率由24%降至2013年的18.3%，同比下降6.3个百分点，老井多产原油130万吨，创造17年来首次将自然递减率控制在20%以下的纪录。

做实优化提升质量效益

西北油田跳出依靠投资的传统发展模式，通过做好精细描述、精细研究、精细挖潜和精细管理四篇文章，加快由追求产量向追求产量和效益的转变。

●西北石油人犹如新疆土地上生长的胡杨树，凭借坚毅的精神攻克一个个开发难题。 摄影/范 明

去年2月，TP209CH井日产量仅为6吨。油藏技术人员对该油井的生产动态特征进行系统分析后，预测实施酸化后有效期能达到90天，日增油可达10吨。技术人员将该井措施有效期、增量收益、措施费用等数据进行效益评价，测算出该井措施盈亏平衡点为366.1吨，增量收益157.53万元。酸化措施后，该井产量稳定，累计增产6000多吨，收益远超预期。

西北油田全面推进“经济可采储量、产量、投资、成本、效益”五位一体的目标管理体系建设，无论新井部署还是老井措施，不仅要进行工艺可行性研究，而且要细算增产的经济账，有效益才能干。

西北石油人在老区建立分区块、分措施类型，以措施增油量、措施增量效益为核心的措施经济评价体系，在老井措施上坚持剩余油少不打、工艺技术不成熟不打、工程难度太大不打、成本太高不打，减少无产、低效措施的成本投入。2013年，油田老井措施增油60.5万吨，单井次措施费用比上年降低8万元，累计叫停单井无效、低效措施47井次，节约作业费用7642万元。

在累产不断增加、水淹风险不断加大的情况下，西北油田实现无一口井暴性水淹。去年，西北油田18个治理区块（单元）区块自然递减率由治理前的20%降低至17.5%，开井率由84.9%提高到88.5%。

今年以来，西北油田首次提出“三增三优”发展主题，在新井部署和措施筛选上“先优化方案再实施方案，先算成本账后组织实施”的制度更加完善，执行更加规范和严格。

继去年6月成立油气勘探中心，今年3月西北油田分公司又成立开发中心，加快推进机制体制的创新，实现投资、成本、产量、利润一体化的优化，推动西北油田实现从“高产”向“高效”的跨越。

西北油田油气开发队伍在30年发展历程中形成一套先进的开发理念和日臻完善的开发技术，锤炼了一支精细于管理、善于打胜仗的开发队伍。这正是西北油田建设千万吨级大油气田的有力支撑。