“一边是已开发的油井‘不出力’，另一边为了维持产量稳定，不断投资打新井。”日前，胜利油田桩西采油厂厂长贺东旭对记者表示，这种靠投资维持产量的做法不可持续，也不符合油藏经营的理念，必须转变方式，努力把已有油藏经营好、把成本降下来。

截至目前，胜利油田桩西采油厂油井开井率同比提高5.5%，水井开井率同比提高11.2%，增幅均列胜利油田第一，产量超计划运行。

新思路打开新局面

胜利油田位于黄河入海口的山东省东营市，是全国第二大油田，其下属二级单位桩西采油厂位于河口区，距离市中心约70公里，生活配套设施落后，条件相对艰苦，对人才的吸引力不强。

桩西采油厂党委书记刘博介绍，2020年底，桩西采油厂面临“四大危机”：扭亏脱困压力大，“十三五”末账面盈亏平衡点高达65.74美元/桶;勘探空间受限，增量投入严重受限;原油产量体量小，需要增加经济可采储量;主业人员相对多，人均产量、人均管井数等与开发单位最优值存在较大差距。

不过，新思路打开新局面。“广大职工围绕区块、井组井网完善，通过防砂、大修等措施恢复停产油井69口，油井开井率提高5.5%。”桩西采油厂采油管理一区经理孙伟介绍。

新政策推动新实践

之前，桩西采油厂开井率只有50%，有一半的油水井处于停井状态，这项指标在胜利油田所有开发单位中排在最后一名，而每年要投产新井约30口。

2021年上半年，受投资影响，桩西采油厂直到5月底才有一口新井投产，同比减少新井产量1.433万吨，在前9个月仅投产6口油井。但如今，该厂盈亏平衡点较2021年初大幅降低，保持产量稳定，日产油量从2021年初313吨上升至目前366吨，综合递减下降17%。

“以往都是从生产角度认识油藏，更多地关注生产指标，比如自然递减率、综合含水率。现在更多地研究剩余油饱和度、剩余油分布，从更深层次去认识油藏。”贺东旭介绍，由于注水补充地层能量需要消耗大量当期成本，各采油管理区迫于经营压力都顾虑重重。采油厂决定，采油管理区注水成本可以由采油厂先行垫付，且不予考核，等注水见效再由采油管理区还账。

“各采油管理区没有了巨额成本透支的顾虑，纷纷完善井网、恢复地层能量、控制含水率上升，从水驱状况、停产停注井、低产低效单元等3个方面开展潜力调查，对油藏分类施策，促进存量油气资源提质增效。”贺东旭说。

新模式焕发新活力

过去一年，孙伟一直为“打倒”加热炉而不懈努力。孙伟所在的管理一区，拥有桩西采油厂三分之二的加热炉。与其他单位不同的是，该管理区的加热炉一年四季都在烧，该区块所产原油含蜡高，凝固点高达40多摄氏度， 一天要烧1万多立方米天然气。

“成本高了，效益就变少了，管理区是油藏经营责任主体，必须想方设法让效益最大化。”孙伟介绍，他带领职工用螺杆外输泵、太阳能加热等方式减少103台加热炉。如今不仅不需要买气，每天还能外输天然气0.8万立方米，降本同时还实现了创效。

据悉，桩西采油厂两年间成本降至47.41美元/桶，提前实现了胜利油田下达的47.5美元/桶的亏损治理目标。

“开发了33年的‘老油田’，又焕发出新活力。”刘博表示，从巨额亏损到扭亏脱困，深究原因，最根本的是主动作为。过去更多的是把亏损归结于低渗透油藏的客观因素，而现在广大职工开始探索一切可能性，推动油田降成本、提效益。(记者 周怿 本报通讯员 王东奇 张吉源 程秀坤)