地处陕北安塞的中石化江汉油田坪北经理部采油区，地貌支离破碎，沟壑纵横；平
均单井日产原油0.9吨，油井无自然产能，产量递减快。近年来，他们坚持开发管理创
新，细化地质基础研究，深化注水规律认识，确保了特低渗透油田的高效开发。 1998
年3月12日，江汉油田进驻开采以来，已实现工业总产值60.54亿元，累计生产原油
212.82万吨。并获中国石化“十一五”期间“一类高效开发油田”称号。
通过资源挖潜巩固阵地
坪北工区开发面积和层系受限，储量资源接替是影响油田稳产的重要因素。2010
年以来，他们在工区北部、中部、东南部成功实施扩边油藏评价井8口，全部获得工业
油流，落实含油面积4.94平方公里，石油地质储量304万吨。自2009年在深层长9突破
出油关以来，他们加大了对长9层的评价力度，共有28口井钻至长9层，试油15口井，
13口井见油，基本落实含油面积55.6平方公里，储量716万吨。为了探索适合长9油藏
特性的开发方式，2011年开展致密油藏水平井试验，在长9油藏实施了坪北首口长水平
段多级分段压裂工艺水平井PH9-1，水平段长480米，分6段压裂后，初期日产油6.7
吨，稳定产油量3.0吨/天，是直井的10倍，单井产量大幅提高，长9层难动用储量得以
解放，开发了坪北油田良好的水平井前景。
近年来，坪北油田由于工区面积受限，资源形势日趋严峻。面对困难，他们多措并
举，实施扩边井126口，动用石油地质储量378万吨。一是优化产建运行。根据年初产
建规划，结合钻机运行和平台接替情况，及时调整钻机运行，确保钻机衔接紧密运行高
效。二是利用老平台钻井。由于新井场审批周期变长，导致扩边工作可能进入“等锅下
米”的尴尬局面。根据老井场手续办理简单快捷的特点，他们将15个老井场的地面设施
拔除并进行扩大后，替代新井场打井，保证了产建的正常运行。三是增大钻井位移。开
拓创新，积极利用大位移钻井技术，提高资源抢占能力，最大钻井位移从开发初期的
530米增大到2010年的1758米，使得单个平台可控制含油面积大幅提高。
注水是“三低”油田开采的关键。近年来，他们按照“早注水、注够水、注好水、
分层注水、精细注水”的指导思想，实施“四分”注水管理法：一是“分时”。对不同
时期投入开发的储量采用不同的注水开发方式。二是“分类”。在注水方式上充分考虑
沉积微相特征和区域动态反应，搞好动、静态结合。三是“分层”。对出力好、注采关
系敏感的油层温和注水；对出力差、注水见效差的油层强化注水。四是“分井”。对投
注井和转注井采取不同的注水方式。2010~2011年自然递减率控制在8%左右，含水上
升率控制在0.2以内。
依靠管理创新提高效能
技术创新，改变产生需要。针对坪北油田油井低液低产以及平台丛式井生产特点，
他们创新了超导热洗方式，2010年，将自循环热洗方式改为多井串联热洗清蜡方式，
将热洗循环液量由单井平均1.5方增加到4.6方，提高了清蜡质量，降低了油井载荷。
2011年进一步改进超导热洗工艺，目前超导热洗已经取代加药清防蜡，成为油井井筒
管理的日常手段。一是串联超导洗井。通过双计量罐加直通流程，增加洗井循环液量，
提高了洗井效果；二是拉油超导洗井。通过在超导车增加混输泵，利用罐车拉油实现热
洗。已实施洗井26井次，洗井后最大载荷平均下降1.2KN，很好地解决了拉油平台的热
洗问题；三是计量罐蓄液洗井。输油泵出口与计量管线连通，利用输油泵为动力，实现
计量罐蓄液洗井。洗井后电流、载荷明显下降，效果较好。该方式有效解决65个低产液
输油平台油井热洗清蜡问题。 通过工艺改进超导热洗井数由2010年12月的268口增加
到2011年12月的356口，清防蜡费用同比降低12.8万元，蜡卡井次同比下降9井次。
优化泵挂深度。根据油层供液能力及合理流压状况，合理调整泵挂深度。2011
年，结合作业对45口油井进行优化调整，平均泵挂上提60米。二是优化生产参数。对
低液低效井采用“小冲程、小冲次”的办法优化生产参数，2011年，共实施油井参数
优化调整216井次，平均泵效从38.0%上升到44.2%。三是优化油井工作制度。摸索油
井合理生产制度，2011年，调整油井间抽制度132口，平均泵效由19.0%上升到
34.8%。通过工艺上的不断优化，采油管理工作取得了显著成效。油井单井平均检泵周
期由2009年的952天上升到2011年的1174天，免修期由526天上升至891天，油井维护
作业频次由0.39下降至0.16。
创新，职工是主角。为此，他们广泛动员，精心组织，充分调动了全体员工改善经
营管理建议的积极性、主动性和创造性，2011年经理部共征集改善经营管理建议380
条，采纳273条，其中分公司采纳立项1条，上报集团公司5条，获得油田奖励共计
19.66万元。二是开展“头脑风暴”活动。以“创新创效创未来”为主题，不断深化
“千金求一策”、“一万换十万”、 QC攻关、“五小”攻关等活动。近两年，共征集
金点子789条，实施技术革新、小改小革67项，有23项成果获国家新型实用专利。
实现投入产出最大化，需要管理的创新。坪北油田793口油水井分布在139个平台
上，他们按照“疏通神经末梢，量化考核指标、细化管理单元、激活最小细胞”的思
路，将成本控制的关口由基层队移至一线生产单元——采油平台，全力实施“平台小经
理”管理法。一是实施“三三工作法”。三知，就是知家底、知井况、知职责。三化，
就是现场管理规格化、井筒管理精细化、平台建设庭院化。三算，就是算成本、算产
量、算效益。二是采取“3+1”考核模式。主要考核采油平台管理指标、成本指标、产量
指标，每月对采油平台进行效益评价，将平台职工收入与平台经营业绩直接挂钩，固化
“平台小经理”经营平台的理念。三是推行平台小经理绩效量化考核办法。主要内容是
将平台所有工作及平台职工的工作业绩进行量化考核，由经理部按平台职工数以每月人
平100元核拨费用参与平台岗位金额考核；平台职工每月再拿出300元效益工资，共计
400元进行考核。
降本增效，全力整治“电老虎”
电消耗是采油成本消耗的大头，2010年，坪北经理部在陕北率先与厂家联合开发
天然气发电机组烟道余热利用替代加热炉采暖，日节伴生气1600方，日增发电量6400
度。到2011年底累计发电1527万度。通过安装低速永磁电机551台，节电率达15%；
近两年应用节能抽油机36台，平均单井日耗电下降4度；增加调整间抽制度192口，平
均单井日耗电下降14度；对334口油井抽油机进行平衡调整，平均单井日耗电下降2
度；对378口油井进行参数调整，平均单井日耗电下降6度。降低注水系统单耗。实施
分区分压注水，新建P16注水站缩短了P32系统注水半径4.1km；站内恒压控制，井上
恒流注水，降低泵压1.3MPa，日耗电下降310度;水源井电泵改抽2口，平均单井日节电
180 度。降低集输系统单耗。在P199、P11等接转站实施三相分离，油气分输，污水就
地回注；P103平台建增压点，实施三相分离，油气分输，节电率23%。利用太阳能发
电。积极引进太阳能发电技术，安装太阳能场地照明灯，满足了采油平台生活用电和基
地球场照明。通过综合节电，使经理部在油井开井数逐年上升，用电设备和注水量增加
的情况下，外购电量连续6年实现负增长。
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