西南油气田三管齐下降本增效显著

西南油气田洛带区块主要由广金、洛带、新都、大邑4个气田构成，于1997年投产，已提交探明储量近500亿立方米，动用储量240多亿立方米，可采储量为69亿立方米，具有储层低孔低渗、难动用储量大且分散、气井低产低压、生产过程中井口压力下降快等特点。

近年来，西南油气田从提升难动用储量动用程度入手，从管理、改革、创新等方面推进降本增效，开发成本呈逐年下降趋势。

管理降本，织好一张无形网

“企业管理犹如一张无形的网，网严密了，才能有效控制成本、提高效益。”西南油气田开发管理部负责人表示。

近年来，西南油气田坚决执行总部降本增效策略，持续加强全员成本管理，完善管理制度，优化管理模式，强化现场跟踪，深化动态分析，科学开展区块目标管理，不断修补完善这张无形之网，有效挡住效益流失点。

一方面，他们依托气藏管理信息化系统，及时诊断异常、及时开展处置、及时跟踪评价，实现气井精细化管理，气藏递减率大幅降低。

另一方面，他们每月召开气藏动态分析会，分析讨论洛带区块效益，实现部分井区无效变有效、有效变高效、高效再提效，无效井减少5口，高效井增加16口。

同时，他们试点推行员工价值积分管理，调动员工开展单元管理的积极性，实现控递减、控成本、稳产量的目标，开发指标提升效果显著。

“我们持续开展稳产创效竞赛，盘活了人力物力资源，全面提升了区块管理水平，递减率创历史新低。”采气一厂生产技术科技术员丰剑说。

改革降本，工作效率大提升

机构设置“管理区+中心站+采气井场”，管理区下设“三室一中心”，“三室”指综合管理室、经营管理室、技术信息室，“一中心”指生产运行中心，场站62个，用工115人。这是改革之前洛带区块的管理架构。

这样的体制已经不适应气田高效开发要求，洛带区块吹响改革与降本增效的号角，精简机构、盘活人员：管理层级从三级架构优化为“管理区+专业化班组”的二级架构；基层井站管理、安全环保管理、采输业务管理实行业务外包；“三室一中心”优化为“一室一中心”，三室合为一个综合管理室；场站优化到12个，用工人数降至80人，气田规模和机构设置及人员规模趋于合理，工作效率也明显提升。

此外，管理区还开展闲置设备拆除及修旧利旧，拆除停用设备，维修保养后用于新流程建设，每年节约设备采购及维护保养费用数十万元；优化车辆使用，采用拼车、优化行驶路线等方式，车辆使用费大幅降低。

创新降本，优化工艺增产量

洛带区块90%的气井已进入低压低产阶段，平均单井日产气仅1400立方米，气井稳产增产困难。创新从哪里突破是个问题。

技术人员在大邑101井须三段实施转层挖潜成功，获无阻流量7.5万立方米/日。“我们开展地质潜力全面复查、完善各气田选井评层标准、优选潜力靶区等工作，在洛带区块优选出大邑101等7口井开展挖潜，增产效果显著。”丰剑说。

优化工艺增产方面，他们通过优选低压气井实施单点增压工艺，确保低压气井稳产；通过分析对比泡排施工效果，优化泡排选井、加药量、施工周期等参数，重点对油套压差大于0.5兆帕、井口压力高于1兆帕的气井实施泡排；通过对泡排效果较差、日产气大于1500立方米、油套压差大于1兆帕的气井实施泡排-气举复合排水采气措施；通过优选低产气井应用多层无级滑套压裂工艺，采用小规模、低前置液、低砂比、全程液氮伴注、造长缝多层分压工艺，缩短施工周期，降低施工费用……

“老井迎来新生机。”开发管理部负责人说，通过创新优化工艺、实施多项措施，洛带区块增气效果显著。

（冯柳）