油价持续低迷，主要开发对象为难动用储量，特超稠、特低渗等油藏横亘在面前。面对重重困难，石油开发中心杜绝低效、无效工作量，向转观念、转方式要质量、效益。

　　高架罐不再是偏远井标配

　　石油开发中心所辖区块相对偏远、分散，基本没有完善的固定管网，上高架罐、单井拉油成为一种“常态”。

　　在偏远井场，高架罐一直是标配。 但从今年年初开始，这种模式被打破。在胜发采油管理区大43区块，油井在正常生产，但原有的高架罐已不见踪影，拉油罐车也没再露面。

　　原来，这里的油已经通过管输进入附近的联合站。胜发工区有69口拉油单井，每年拉油费用在280万元左右，几乎占了胜发运费支出的一半。

　　集输管网的建成，让他们节约了运费，减轻了恶劣天气对单井拉油的影响，还降低了员工的劳动强度。

　　今年，胜发采油管理区大43北扩的1号、2号平台上的19口油井也彻底告别单井拉油生产方式，全年节约单井拉油费用53万元。目前，石油开发中心正加快义284区块、渤南油区的原油进管输进度，预计年可节约运费150万元。

　　现场分水一天省一万元

　　油井产出液通过管道汇聚到计量站，再到联合站进行油水分离，这是常态化的生产方式，但胜科管理区却在这种常态中发现了端倪。

　　正常情况下，产出液从最西侧的草128接转站依次往东，经过两个接转站到草南联合站进行沉降分离后，分离水又经过这几个节点回到接转站进行回注。

　　技术人员经过实地调查发现，有很大一部分水来到草南联合站“闲逛”一圈，又回到了草4-1站，一来一回白跑了近30千米。

　　这不仅加重了集输系统的负担，也白费稠油外输加温的燃料。技术人员设想，如果把这部分水从草4-1接转站直接分出来，或将可以节省大量的成本。

　　经过调查和论证，胜科管理区在草4-1接转站实行现场集中分水，并通过调整流程进行分水试验，确定了一天800吨的最佳分水量。

　　胜科管理区主管集输的工程师武宏伟介绍，通过分水，减少了1600吨的输水量，一天节约的电费、药剂费、燃料费等合计就在1万元以上。

　　常规方式开发特低渗油藏

　　习惯了压裂的特低渗油藏能否可以用常规方式开发？石油开发中心给出了答案——不仅可以，而且很行。

　　滨425区块平均渗透率仅为9.6毫达西，属典型的特低渗透油藏，以往靠压裂开发平均单井日油只有1.4吨。

　　产量低是因为水注不进，而水注不进的原因在于钻采过

　　程中油层被污染，使本来就小的孔隙与通道变得更加堵塞，再加上注水水质不达标，水里的悬浮物堵塞了孔隙与通道。

　　针对这两个问题，他们研发匹配的钻井液体系，实现钻井、作业、采油全过程油层保护。新井投产方式也从“压裂投产”转变为“全过程油层保护+常规射孔”投产方式，新井投产费用减少70万元。

　　他们还研发了小分子表面活性剂，实现持续有效注水。

　　水质管理上精益求精，采用不同级别的超滤膜进行过滤，让特低渗油藏“喝”上了纯净水，实现了A1级水质长期稳定达标。滨425区块转注水井10口，日油从28.6吨升至75.4吨，含水稳定在25.0%，实现了特低渗油藏的常规注水开发。