华北油气分公司主要承担鄂尔多斯盆地北部大牛地、东胜气田天然气开发及盆地南部的石油开发，持续的低油价已造成多年亏损，为扭转被动局面，该分公司树立一切生产经营活动都要围绕效益为先理念，通过盘活大牛地气田存量资产、动用东胜气田优质储层、效益复产鄂南油田，取得理想效果。1~7月份，账面实际亏损较预算时间进度减亏1.29亿元，为明年扭亏打下良好基础。
大牛地稳产盘活存量资源
大牛地气田连续13年实现持续增产，一直是依靠部署新井，建设新产能，来维持气田每年的增产及弥补气田的递减，随着气田开发的储层品位下降，继续依靠大规模的高投入，投入与产出难以成比例。“我们必须盘活气田现有存量资产，让气井高效长寿，让每口气井都要发挥效益，气田才能长期有效发展，”该分公司负责人说。
目前，气田累计已建成的气井1564口，这些气井因水淹、输气管线未敷设到位等多种复杂情况，造成251口关停井，影响年产能2.65亿立方米，这类井不“上岗”，将造成资产的巨大浪费。
“去年我们通过排查，对68口水淹井采取复产作业，日恢复产量52万立方米，年累计增气1.15亿立方米，去除各项费用，获得较好的经济效益。”华北采气一厂厂长何云说。
今年继续开展这项工作，首批排查出32口井进行复产作业，已完成治理的20口井，累计增气1811万立方米，单井的作业费也仅仅只有3000元左右，是一项投资少见效快的项目。下步还要排查第二批关停井进行治理。
气田还有约400余口生产10多年的老井，这些气井，开发初期是动用了含气较为好的层位，随着气层能量降低，产量开始递减，而其他具有生产能力层位还未动用，今年来，他们通过排查，效益分析，决定通过措施作业重新打开其层位。
目前已施工完的9口井，累计产气超过346万立方米，4口井较作业前日增气超过1万立方米，其中，D1-4-50井，作业前是两个层位产气，通过转层，将另外2个层位也开发启用，实现了4个层位合采，日产气量达到1.83万立方米。
另外，气田早期钻探的探井，由于周边没有集气站接入管线，暂时进行了封井，现在随着气田发展，这些探井附近有了集气站，将这些井井筒疏通、敷设管线就近接入集气站，等于启用一口新井。最近完工的两口井投产后，日产气量分别为5500和7700立方米，单井所花费用按100万元，相比施工一口新井节省了900余万元。
“下一步我们将加快措施作业进度，力争遏制气田递减产量。”何云说。
东胜气田上产质量决定进度
东胜气田是华北油气分公司继大牛地气田重要的接替阵地，在当前天然气用户需求大量增加的情况下，早日多销一立方米气，就能提前为扭亏做出贡献。“但是东胜气田气藏气水关系相当复杂，部井成功率难以掌控，我们的上产必须要求高质量的上产，有效益的上产。”该分公司负责人说。
2011年，该分公司在东胜气田的锦66井区部署的一批井，均发现较好的天然气显示，因含气层与水层相距很近，实施压裂作业，极易沟通水层，形成水淹井，难以实现有效开发。
近几年，该分公司及时调整思路，勘探开发部署向西转移，在锦58井区发现了天然气富集区，且气水关系相对简单，目前该区已探明储量633亿立方米，完钻气井100多口，日输气量100万立方米。
即使在含气丰度较高的锦58井区及外围的勘探开发，风险依然较高，部署到“甜点”位置，产量较高，部署失利，就可能造成2000万元的损失，该分公司从顶层设计入手，结合储层、临井资料、三维地震，按照“一口井就是一项工程”的要求，争取部署一口井就要成功一口井。“针对气藏高产区主控因素认识不清的区域，我们采取井位一轮一轮的‘布’，井则一口一口的‘打’，加强设计与实钻效果的差异分析，确保每一口井都能打出认识、打出成果、打出效益。”该分公司勘探开发研究院副院长高青松说。
在钻井施工过程中，为确保水平井水平段在含气层穿越，水平井跟踪小组全天24小时监控，发现水平井钻遇泥岩层，及时暂停，综合分析，调整轨迹向预测的气层钻进。今天上半年部署的水平井多口井在钻进过程中进行了重新调整，提高了储层钻遇率。
同时，针对储层特性，该分公司工程技术研究院不断创新压裂施工方式，实施了控制缝高、延长缝长、优化压裂段数等一系列精准压裂，避免了沟通水层，提高了压裂效果。
目前，尽管东胜气田的产能建设进度不快，但部署的质量大幅提高，实现了“少井高产”，接连试获多口高产气井。6月份，东胜气田JPH-328井试获无阻流量31.96万立方米，这是JPH-366井、JPH-365井等多口井试获日无阻流量超20万立方米以来又一口高产井。尤其是J58P11井，日无阻流量高达48.4万立方米，创该地区最高纪录。
鄂南原油只复产效益井
“原油复产的原则是‘生产效益最大化、方便管理最优化、效益产量最高化，’其核心是效益复产。想要生产效益最大化，则管理难度与幅度要最小，效益产量要最高。”华北采油一厂效益复产实施负责人石明杰介绍。
为实现效益最大化，华北油气分公司复产所选油井或为多口高产井集中在一起的井组，拥有配套小集输管线，随产随销，方便管理；或为集输管网完善、操作成本相对较低的单井。如采油一厂二区的红河60-6井场，其中3口井位于一个平台，另3口井也地处附近。
“红河60-6井场有一个小集输站，产出的水经处理后直接回注地下，平衡地层压力。产出的油脱水后直接运走销售，不用进管网。剩下的油井虽相对较分散，但产油产水均通过增压站、集中输到联合站，也能集中管理。”采油一厂作业二区经理范彦峰解释。
深耕效益复产，在原油销售上也大有可为。华北油气分公司原油对外销售采取现金支付，每月25日确定下月销售量。“我们预测国际油价在每50桶美元以上能保证现金流为正，所以我们市场销售科在每月25日根据国际油价走向决定下月卖出原油量。”石明杰介绍，“在国际油价跌到50美元以下时，提高罐容，少买一些原油；在国际油价回升至50美元以上时，我们再将之前储存的原油卖出。”
效益复产除了开源，还需节流。华北油气分公司通过优化动力等方式降低成本。目前，油田主要以天然气发电机、柴油发电机以及架设电网三种方式提供动力，三种方式各有优劣，怎样选择更节约成本？比如，在方便架设电网的地方用电无疑比使用天然气、柴油更便宜，但在红河、泾河区块，华北油气分公司有了不同的计算。
“虽然这两个地方架设了电网，用电更便宜，但我们准备在这里推广天然气发电机。”石明杰介绍，“这样不仅能节省电费，还能防止天然气对外放空造成浪费和对环境的影响。”，采油一厂今年计划安装15～20台天然气发电机。目前已经安装2台天然气发电机，每台发电机一年节约电费10～15万元。
截至7月31日，采油一厂累计产油2.193万吨，经计算复产单元现金流为1582万元，全年预计产油3.8万吨，复产单元现金流为2526万元。其中，HH42井区复产累计产油5779吨，收入1386万元，除去人工成本、操作成本等费用，获得现金流388.61万元。
