在最新公布的中国石油股份公司2023年采油单位成本效益、油田开发和生产管理三类指标对标排名中,长庆有油田页岩油开发分公司在108家采油单位中名列第三,取得长庆油田各采油单位最好成绩。

该分公司自成立来,始终坚持以对标管理工作为抓手,探寻规模效益开发之路,积极探索核心技术、持续攻克开发难关、不断优化管理模式、全力压降完全成本,以对标管理精准查缺补漏,以实际行动推动实现页岩油规模效益开发。

聚焦关键技术、矢志核心难关,打造原创技术“策源地”

面对自然递减大、能量补充难、采出程度低等制约开发的难题,该分公司从油藏开发、井筒治理、产能恢复等方面大力开展技术攻关,油田开发类指标进步显著。

在油田公司页岩油专班大力支撑下,该分公司不断加快长73层位井情况收集和效果评价,提高“甜点”区优选、地球物理目标优选、地质录井随钻、地质工艺一体化高效压裂等主要技术认识,确保经济可采资源有序接替。同时通过精细选井、优化组合钻具、冲砂工具更新、冲砂液体系改进等方面技术攻关,不断提升页岩油水平井措施治理效果,油井自然递减连续三年稳步下降。

建立水平井动态分析标准,以优化流饱比、保持合理采液强度为目标,针对性开展泵径调整、参数优化、液面恢复等调整举措;严格执行“一井一策”管理模式,紧盯月度配产曲线,做到4小时落实、8小时恢复、每日分析、旬度汇报,产量运行平稳高效;加强图版应用,积极加强与页岩油产能建设项目组沟通协调,优化压裂施工排量减少老井压裂见水井影响,推动产量完成率、产量增长率、含水上升率、自然递减率四项油田开发类指标继续稳中求进。

坚定效益优先、扩大开源节流,交出提质增效 “最优解”

该分公司重点聚焦阻碍效益开发的核心矛盾,从增产创效、绿色经济、控投降本、科研创新和管理优化5大方面着手,全力打造“提质增效”增值版,不断提升价值创造能力。

页岩油开发过程投资成本大、单井价值高,全力压降折旧折耗,是保障效益水平的关键所在。近年来,该分公司从控降初始投资、新老区储量评估、存量资产优化等多个方面着手,《折旧折耗对标追标提升方案》,单井投资成本下降2.16%,资产报废和盘活力度持续加强。持续拓展水处理设备、后勤用房等租赁模式,油田公司折旧折耗、吨油排名由上年末上升5个名次,资产创效类指标持续领先。

按照油田公司“过紧日子从严管理成本费用”要求,该分公司严格控制运行成本,极限压缩非生产性支出,形成各项费用上下一心、齐抓共管的费用管控良好局面。该分公司通过编制《提质增效行动方案》《非生产性支出分析及改进方案》,形成49项控降举措2.25亿元任务目标,力争在吨油完全成本、吨油利润、单位资产创效三项成本效益类指标持续取得全面进步。

精细生产管理、数智转型升级,推动油田生产“更智慧”

深入推进理念变革和管理创新,不断加快智能化油田建设步伐,践行“用好最少的人,争创最大的效益”的理念,勇当新型采油管理区建设“先行者”。

大力开展抽油机井智能控制、高含蜡自产液热洗、多井式智能计量等智能化装置试验,在降低能源消耗的同时,不断提升平台、场站智能化设备应用水平。高标准打造前端配套建设,将设计、建设、维护融入全业务全链条,分公司场站数字化覆盖率持续保持100%。开发应用首个页岩油物联网云平台,融合大数据、云计算等先进技术,集成12大功能模块、覆盖67项业务,实现数智与业务深度互联、融合创效。打造“升级版”无人值守,升级改造6项关键核心技术,构建“实时巡检、联动分析、智能操控”的生产链闭环运行新机制,对比常规数字化条件采油单位,联合站用工减少57%,转油站、增压站用工减少50%以上,以数字化转型、智能化发展引领页岩油管理变革和效率提升,该分公司油水井开井率、吨液耗电、数字化覆盖率三项生产管理类指标持续保持油田领先。

在推动长庆油田页岩油革命事业的新征程上,页岩油开发分公司始终锚定目标、奋发实干,紧抓稳产上产“黄金期”,打造提质增效“进行时”,为实现高质量、可持续、效益型的采油强厂、为建设“大强壮美长”基业长青的百年长庆努力奋斗。

供稿：长庆有油田页岩油开发分公司 武龙 唐瑜