華東石油局超額完成上半年原油產量和利潤指標

• 2018年7月2日 YaoEnHua來源：國際石油網 1174 76
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  2018-2023年中國石油價值鏈行業(yè)市場競爭態(tài)勢分析與發(fā)展趨勢預測研究報告

  在現代市場經濟活動中，信息已經是一種重要的經濟資源，信息資源的優(yōu)先占有者勝，反之則處于劣勢。中國每年有近百萬家企業(yè)倒閉，對于企業(yè)經營而言，因為失誤而出局，極有可能意味著從此退出歷史...

2018年上半年，華東油氣分公司生產原油20.95萬噸，完成年計劃的51.1%，盈利超億元，實現時間過半，完成任務硬過半目標。

2018年上半年，華東油氣分公司生產原油20.95萬噸，完成年計劃的51.1%，盈利超億元，實現時間過半，完成任務硬過半目標。

新區(qū)產建高效推進

2018年華東石油局順利建成南華201井區(qū)7.92萬噸產能，平衡油價48.7美元/桶。南華201井區(qū)動用商業(yè)開發(fā)儲量298萬噸，實施總井數59口，目前全部投產，單井日產油6.45噸/天，優(yōu)于方案設計。

吉溝區(qū)塊開展一體化油藏評價，落實商業(yè)開發(fā)儲量247萬噸。緊跟勘探在吉溝區(qū)塊的油氣發(fā)現成果，部署了1口滾動勘探井，1口油藏評價井，2口開發(fā)兼評井，落實產層變化規(guī)律、產能控制因素、含油邊界等油藏特征。按矢量井網計劃部署總井數39口，建產能4.05萬噸，平衡油價49美元/桶。目前已經完鉆10口井，投產井日產水平高于方案設計的5噸/天。

持續(xù)精細注采調控

華東石油局對蘇北油田持續(xù)精細注采調控，實現階段自遞減率降到3.2%。完善注采井網，投轉注水井6口;協調注采關系，實施油水井配套措施21井次;優(yōu)化注采流線，調配調參及堵水調剖52井次，實現帥垛綜合含水下降0.2%，日產水平穩(wěn)定至330噸，以南華、倉場、蔡家堡、顧莊、廣山等阜三段為代表單元，1-6月自然遞減率降至3.2%以內，日產油保持在470噸以上。

二氧化碳驅油是華東石油局蘇北油田保持自然遞減率下降的關鍵法寶，技術人員持續(xù)加強二氧化碳驅油技術的改關和應用，增油控水明顯。開展低滲透油蔵二次二氧化碳驅油、中高滲“2C”驅井網重組、深化低滲透油藏多段塞高頻次水氣交替驅、改進稠油油藏“2C”吞吐、突出“降粘劑改性、起泡劑調節(jié)”多輪次吞吐方案優(yōu)化。上半年主要在華港、北漢莊等稠油油藏擴大2C吞吐，完成5口井8輪次吞吐，累計注入3134噸二氧化碳，增油1632噸;二氧化碳驅見效增產和降遞減井組6個，注氣單元日產水平穩(wěn)定在200噸。

深入開展降本挖潛

2018年華東石油局深入開展降本挖潛工作，原油單位完全成本下降到1983元/噸(同比下降20.6%)。

首先科學管理SEC儲量，原油SEC儲量再上臺階。通過優(yōu)化產量運行、合并評估單元、細化成本分解與管控、強化原油貼水推價等措施，年末SEC儲量達212.38萬噸，儲量替代率為184%。2018年預計噸油折耗980元，較2017年降低203元/噸。

其次持續(xù)優(yōu)化生產用電管理，用電數量價格雙降低。1-6月，通過錯峰生產、系統(tǒng)效率測試優(yōu)化、推廣功率法調平衡、推進EPC能源合同管理及撤散并戶等措施，用電536萬度，同比下降68.9萬度;節(jié)約電費46.2萬元，原油生產電價0.67元/度，同比下降0.03元/度。

三是持續(xù)加強油井動態(tài)管理，維護作業(yè)費用同比下降。1-6月，油水井通過深化信息化應用及時發(fā)現異常井、高風險井勤洗井加藥等自扶躺措施效果顯著，油水井維護工作量同比下降24井次，節(jié)約作業(yè)費用355萬元。

四是加強剩余油研究，開展老井治理側鉆，改善開發(fā)效果。目前實施2口，投產1口，日產油10噸。

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