2018年初，西北石油局在中國石化上游率先實現盈利，1-7月份盈利5.26億元。上半年的經濟效益等8項主要指標位列油田板塊第一名，成為中國石化上游龍頭企業。
面對低油價的不利形勢，西北石油局始終高舉“效益開發”大旗，實施效益評價策略，通過增加經濟可采儲量，降低自然遞減，應用低成本工藝等手段，千方百計強身健體，打好扭虧為盈攻堅戰，盈虧平衡點降至歷史最低的47美元，成為今年中國石化上游板塊盈利最早最多的油田。
“離經叛道”形成“南氣北油”
TH10297X井是一口注水替油井。供液不足后關井注水，但注水423方起壓無法注入。
于是，技術人員選擇高壓注水，有效溝通遠井儲集體。目前，該井周期增油2700噸。按照47美元油價，實現效益近200萬元。這是通過恢復井控在動用儲量提高經濟可采儲量。
“剝開噸油成本這個‘大洋蔥’，會發現油氣資產折耗占大頭。要想降低油氣資產折耗，就得千方百計做大分母——增加經濟可采儲量。”勘探開發研究院副院長楊敏介紹。
為了降低噸油成本，油田積極推進增加經濟開采儲量工作，完善措施、注氣效益評價機制，統籌當前能力提升與未來增加可采儲量。今年上半年，新增經濟可采儲量402萬噸，降低噸油折耗35元。
深挖潛力，全力增產效益油
5月20日，隨著DK14井開抽，標志著“沉睡”一年的西達里亞區塊全面復產。經過效益評價，該區塊產油已被納入效益油行列。目前，該區塊有17口油井相繼投入生產。
該區三疊系上油組經過長時間開發，水淹現象十分嚴重。技術人員通過調整注采井網，進行轉層生產，在能量相對優勢區域的DK30H、 DK31H井實施大泵提液引流，目前兩口井實現了油層平面均衡注水，降低自然遞減。
這并非個例。今年5月，在塔河七區，注氣三采使停產7年的TK765CH井重新煥發了生機，日產油23噸。
“自然遞減率每下降一個百分點，就相當于增油6萬噸。”面對低油價，油田今年繼續抓實抓好控遞減基礎工程，精細優化注水注氣，注水效果持續改善，方氣換油率穩定0.8以上;全面推進機采井健康動態管理，采油工程經濟技術指標保持良好，電泵躺井率3.3%。
通過降遞減工程，今年上半年，油田折年自然遞減率18%，較計劃低1個百分點，增油3萬噸。
另辟蹊徑，增添新動力
“使用新型礦物絕緣電纜電加熱的效果很好，井筒中的原油溫度從47℃提高至93℃，降黏用的稀油用量也從63噸降低至37噸。”今年5月，在TH12248井攻關突破了礦物絕緣電纜加熱。這并不是今年油田低成本工藝技術突破的個例。
低油價下，經濟效益評價讓以前很多“高大上”的工藝技術“束之高閣”，研發低成本工藝成為一股“清流”。
2016年，油田積極推進低成本開發技術管理體系構建，初步建立低成本提高采收率工藝體系，構建健康采油工況機采井管理體系，檢泵周期同比延長40天，躺井率同比降低0.4個百分點。
對于低成本工藝的追求，石油人也并未停歇。今年，攻關突破了礦物絕緣電纜加熱、天然氣氣舉降粘等5項技術，平均摻稀比降低49.4%，大幅度節約稀油用量。規模推廣了碎屑巖水平井凍膠深部堵水、碳酸鹽巖注水調流道等6項技術，增油2.3萬噸。
如今，各類低成本工藝的應用推廣，為戰寒冬注入了新動力。今年上半年，老區采收率提高1.6個百分點。
