原标题：效益开发靠什么?压降产能投资是正解!

采油七厂地处大庆油田外围，油藏储量丰度低，开采难度大，开发成本高，特别是近年来，常规开发区块偏远零散、非常规区块单井投资高等不利因素使得新产能项目内部收益率难以达标，2023年拟规划的15个产能项目中没有一个达到开工标准。

【资料图】

“风物长宜放眼量”，面对挑战，采油七厂跳出常规思维定式，放开眼界找办法，最终，累计压降建设投资2.8455亿元，9个产能区块通过经济评价达标开工，百万吨建成产能平均投资降低23.1亿元。

眼界向外望，“借鸡孵蛋”减站、间

集输系统是油田生产的依托，更是产能建设项目中的投资大项，如何将集输系统的建设成本降下来?科研人员将眼光瞄向了产能项目周边的“好邻居”。

葡4348区块计划基建油水井49口，需要配套建设集油间和配水间各2座。规划设计人员对周边的转油站，阀组间的集输能力进行测算，找到地面系统处理潜力。于是，在对该区块集输系统设计优化中，将区块西南部的2口油井就近接入葡北11-15集油间，将区块南部的17口油井接入毗邻的太南2#11集油间。

调整后，葡4348区块只需再新建2座橇装增压配水间就可满足生产需求，减少投资64万元。

通过这种“借鸡孵蛋”的方式，采油七厂充分挖掘已建系统剩余能力，在2023年产能建设规划中实现“站场不扩、负荷不超、投资不增”，降低投资924万元。

眼界向内找，“合村并镇”减井场

葡48外扩区块产能建设工程，计划基建油井40口井，井场占地面积达4.8公顷，征地费用达到326万元，是区块内部收益率不能达标的重要原因。

油水井井场是油田生产的最基础设施，能减么?能减。规划设计人员与油田开发部门结合，通过合理优化直井、斜井、水平井等井型，在满足油田开发的前提下，将原本40口独立单井，合并为7座丛式井平台，平均单井井场面积由1200平方米缩小到400平方米，缩小了67%，节约征地费用217万元。

在2023年的产能规划中，这个厂大规模布置丛式平台71座284口井，丛式布井率达80.2%，累计节省建设投资1425万元，有5个区块的内部收益率因此达标。

油田上最多的设备是什么，一般的回答是油水井。其实油田上最多的设施是深埋于地下的管道。

以采油七厂葡4348区块为例，油水井总井数49口，管道长度则达到48.53公里，而其投资占到了总投资的49.4%。更让你想不到的是，降低管道建设投资的方法，竟然是增加管道长度。

规划设计人员介绍说，单井管道一般采用直线方式铺设，但49口井采用直线铺设，征地面积将达到70.65公顷。我们“弃直取弯”，对部分管道绕行设计，这样就使多条管道汇聚到一起同沟铺设。虽然管道长度增加了1.3公里，但征地面积却减少了23公顷，仅征地费一项就降低了900余万元，葡4843区块也因此实现了内部收益率达标。

眼界向上瞄，“双剑”发力减投资

葡81-63井区复合驱产能建设工程属于非常规产能区块，规划建设投资8023万元，内部收益率仅1.5%，未能跨过6%的内部收益率红线，无法开工。

葡81-63井区并不是特例，在采油七厂2023年拟建设的产项目中非常规区块有6个，占到了40%，也都面临相同的困境。

为了“救活”这些非常规区块，这个厂采用了一种新的投资控制方法。在优化葡81-63井区设计时，规划人员首先运用“极限反推演法”计算得出，项目达标需要压降投资265.7万元。有了明确目标，再运用“投资双控法”将需压降的投资分解成钻井、测井、录井、射孔、压裂、地面工程六个部分，直接将压力传导到项目关键环节。

最终，通过优化钻井工艺、优化压裂选层压降投资285.4万元，使内部收益率达到6.4%，项目得以顺利开工。运用新的投资控制方法，这个厂2023年产能规划项目中有3个非常规区块实现内部收益率达标。

文字〡大庆日报社全媒体记者 张幸福

图片〡通讯员 徐立志 李亢