2018年初，西北石油局在中国石化上游率先实现盈利，1-7月份盈利5.26亿元。上半年的经济效益等8项主要指标位列油田板块第一名，成为中国石化上游龙头企业。
面对低油价的不利形势，西北石油局始终高举“效益开发”大旗，实施效益评价策略，通过增加经济可采储量，降低自然递减，应用低成本工艺等手段，千方百计强身健体，打好扭亏为盈攻坚战，盈亏平衡点降至历史最低的47美元，成为今年中国石化上游板块盈利最早最多的油田。
“离经叛道”形成“南气北油”
TH10297X井是一口注水替油井。供液不足后关井注水，但注水423方起压无法注入。
于是，技术人员选择高压注水，有效沟通远井储集体。目前，该井周期增油2700吨。按照47美元油价，实现效益近200万元。这是通过恢复井控在动用储量提高经济可采储量。
“剥开吨油成本这个‘大洋葱’，会发现油气资产折耗占大头。要想降低油气资产折耗，就得千方百计做大分母——增加经济可采储量。”勘探开发研究院副院长杨敏介绍。
为了降低吨油成本，油田积极推进增加经济开采储量工作，完善措施、注气效益评价机制，统筹当前能力提升与未来增加可采储量。今年上半年，新增经济可采储量402万吨，降低吨油折耗35元。
深挖潜力，全力增产效益油
5月20日，随着DK14井开抽，标志着“沉睡”一年的西达里亚区块全面复产。经过效益评价，该区块产油已被纳入效益油行列。目前，该区块有17口油井相继投入生产。
该区三叠系上油组经过长时间开发，水淹现象十分严重。技术人员通过调整注采井网，进行转层生产，在能量相对优势区域的DK30H、 DK31H井实施大泵提液引流，目前两口井实现了油层平面均衡注水，降低自然递减。
这并非个例。今年5月，在塔河七区，注气三采使停产7年的TK765CH井重新焕发了生机，日产油23吨。
“自然递减率每下降一个百分点，就相当于增油6万吨。”面对低油价，油田今年继续抓实抓好控递减基础工程，精细优化注水注气，注水效果持续改善，方气换油率稳定0.8以上;全面推进机采井健康动态管理，采油工程经济技术指标保持良好，电泵躺井率3.3%。
通过降递减工程，今年上半年，油田折年自然递减率18%，较计划低1个百分点，增油3万吨。
另辟蹊径，增添新动力
“使用新型矿物绝缘电缆电加热的效果很好，井筒中的原油温度从47℃提高至93℃，降黏用的稀油用量也从63吨降低至37吨。”今年5月，在TH12248井攻关突破了矿物绝缘电缆加热。这并不是今年油田低成本工艺技术突破的个例。
低油价下，经济效益评价让以前很多“高大上”的工艺技术“束之高阁”，研发低成本工艺成为一股“清流”。
2016年，油田积极推进低成本开发技术管理体系构建，初步建立低成本提高采收率工艺体系，构建健康采油工况机采井管理体系，检泵周期同比延长40天，躺井率同比降低0.4个百分点。
对于低成本工艺的追求，石油人也并未停歇。今年，攻关突破了矿物绝缘电缆加热、天然气气举降粘等5项技术，平均掺稀比降低49.4%，大幅度节约稀油用量。规模推广了碎屑岩水平井冻胶深部堵水、碳酸盐岩注水调流道等6项技术，增油2.3万吨。
如今，各类低成本工艺的应用推广，为战寒冬注入了新动力。今年上半年，老区采收率提高1.6个百分点。
