原油产量何以创新高青海油田原油效益开发探析

青海油田严抓冬季生产运行组织，优化资源配置，截至2月8日，原油日产保持在6600吨运行水平。新年伊始，青海油田锚定“青海谋突破”工作要求，以拼的姿态、进的节奏，全力推动原油产量节节拔高。

从原油开发历程来看，大多数油田普遍存在开发初期有产量、中期高产量、后期低产量这样一个规律。青海油田也不例外。产量低，意味着成本“包袱”重，效益增值难。资源品质差、地质条件复杂、关键技术配套性差、科研能力薄弱，这些都是制约青海油田原油效益开发的主客观原因。

对此，青海油田开发理念从开发油藏向经营油藏转变，以“压舱石工程”为引领，在产能建设、综合治理、老区稳产效果上下功夫，开发指标持续改善。2024年原油产量创历史新高，同比增长5.2万吨，为青海油田“原油上产300万吨”目标夯实了基础。

产能建设让贡献率说话

发挥产能对产量、效益的正向拉动作用，核心是建有产量的产能。青海油田改变“重数量轻质量”“多打井才多出油”的思想观念，按效益“个头”大小排队原则，优选实施老区产能建设。

在前期充分论证的基础上，青海油田通过产能项目池优选建产区块，调减油砂山低效产能，调增跃进、尕斯中浅层等效益产能，初期产能符合率达到98%以上。优选尕斯、跃进二号等11个区块实施236口产能井，一次达产率同比提高4个百分点。

青海油田辩证权衡成本、效益、产量三者之间的关系，牢固树立“成本是设计出来的”理念，推行产能建设项目化管理，全面加强施工管理、质量管控和现场督导，产能建设机械钻速、钻完井周期，井身质量合格率、固井质量合格率均优于集团考核指标。全年建成产能28万吨，井口年产油19.15万吨，产能产量符合率达到91.03%。

综合治理以指标改善衡量

油田进入开发中后期，老区水井套损比例增加、地面系统老化等问题逐步显现，一系列因素导致油田整体水驱控制及动用程度低，地层压力保持水平低。老油田治理，不能一味等投资要成本。拿有效益的产量，就要持续改善开发指标，构建科学的开发秩序。

为了让油藏“喝好水”“喝够水”，青海油田充分利用冬季钻井、措施井少的注水黄金时机，自2024年10月开始开展油田注水能力提升专项行动，以此提升油藏注水能力。

针对欠注井，青海油田强化井组分析，落实“一井一策”，开展分类治理恢复，有效降低欠注井比例，恢复单井注水能力，确保注够水。2024年实施欠注井治理138井次，累计增注14.2万方。完成水井大修46井次，累计增注1.6万方。抓实精细注采调控，水驱油藏自然递减同比下降0.8个百分点，老区稳产基础持续筑牢。

青海油田建立油井措施项目池，强化月度计划排布及措施优选，定期召开措施讨论会，开展“两级”措施分析，措施有效率85.9%，吨油措施成本同比下降29.8%。

以青海油田采油二厂为例，这个厂油井措施执行“三总师会审”制度，由总地质师评价措施潜力，总工程师制定工艺方案，总会计师核算经济效益，严把措施各项关口，全年措施达产率同比提高27%。

老区稳产看“压舱石工程”

老油田“压舱石工程”是实现高质量发展和保障能源安全的现实路径和“良方”。青海油田深化“五重”技术路线，构建科学开发秩序，尕斯“压舱石工程”连续两年圆满完成阶段产量任务，同比增长5.6万吨，老油田重焕青春。

“压舱石工程”推进过程中，青海油田加强综合研究，重新评价油藏，断点组合率从78%提高至82.6%，运用新认识成果指导优化调整井位59口，重点油藏目的层钻遇厚度达到17.3米。

攻关分注技术，实施“水驱为主、二三结合、因藏施策”技术路径，严把“设计、工具、施工”三关，分注作业井密封率提高到95.25%，同比提高18个百分点。

重构层系井网，建立平面加密向立体综合调整转变的调整模式，部署钻井产能12.43万吨。建立分级动用开发调整模式，N1层段油藏新增产能规模4.46万吨，油藏产量同比增加2.2万吨。构建多向注采关系，实施措施590井次，水驱控制程度提高2个百分点。（青海油田供稿）