截止到5月中旬，八面河油田新井投产21口，产能达标率100%，百万吨产能投资与盈亏平衡点双双优于控制线；新井产量超计划0.11万吨，完成率高达118.6%……江汉油田清河采油厂用一场产能建设的深刻变革，交出了一份亮眼答卷。
面对“储量品质低、单井产能低、产建效益低”的“三低”困局，清河采油厂主动“走出去”对接资源、“引进来”吸纳技术，与胜利石油工程开启一体化合作开发。双方建立联席会议、一体运行、人才培养三项机制，两年间，新井产能跃升1.9倍，平衡油价从45美元/桶降至40美元以内。
不仅如此，清河采油厂以产建运行项目组为核心，严格落实周例会制度，推动管理模式从“单兵作战”向“协同提效”转变、从“分段管理”向“全链贯通”升级。“过去各环节衔接不畅，现在一体化运行让单井产量贡献时率从188天提高到215天，时率提升15%，稠油单井平均年产量由1100吨提升至1800吨。”油藏开发岗副主任师潘翠兰介绍。
薄层稠油油藏开发曾是“拦路虎”——“储量丰度低、采油速度低、采出程度低、经济效益低”。采油厂组建联合攻关项目组，构建“室内研究-矿场试验-规模应用”全链条技术体系。通过“层系、物性、剩余油”三细分打造透明油藏，宏观、中观、微观相结合多维靶点追踪，“防”“解”优化疏通油藏通道，“HNDCS”组合降粘增能……一系列硬核举措打通了高效开发堵点，新井增油气比突破0.5，近两年年均实现效益建产3万吨。
在八面河南区“双高”开发阶段，剩余油分布零散，传统注采调整一直效果不好。清河采油厂转变思路，构建“层系细分、水线刻画、少井控储、一井多用、差异补能”五位一体提产体系。去年在面1区推进体系化实施后，自然递减率从23.9%骤降至2.67%，采油速度从0.24%提升至0.53%，采收率提高5.9个百分点，覆盖潜力储量6079万吨。
面对八面河地区“单层薄、变化快、断层发育、构造复杂”等地质难题，现场跟踪挑战巨大。清河采油厂全力推进水平井优势储层钻遇率提升工程，通过“钻前、钻中、钻后”精细协同，“厂院、地质工程、室内现场”三维联动，配套双导向跟踪模式。“我们从‘分散管理’转向‘协同联动’，从‘被动应对’转向‘主动预控’，从‘专业外包导向’转向‘自主导向’。”工程技术岗主任师龚兵表示，目前自主导向率达到67%，水平井储层钻遇率由58.7%提升至98.3%，优势储层钻遇率提升至91.6%，实现钻井双率“双90”目标。
更令人眼前一亮的是，清河采油厂变“新井替代”为“老井盘活”，依托老油田废弃井多的优势，形成侧钻水平井配套技术体系。开发成本较常规水平井降低41.6%，建井周期从60天缩短至38天。目前油区4台侧钻机组同步运行，今年侧钻工作量及产量占比均突破60%。
从“三低困局”到效益建产，清河采油厂用一体化协同、技术攻关和模式创新，蹚出了一条老油田高质量发展的新路径。（陈松 潘翠兰）
