这个已开发22年、吉林油田平均单井日产量最低的特低渗油藏，作为吉林油田改革采油单位试点，是如何打造低效油田的样板工程的？笔者进行了探寻。
智谋产量深挖潜
老油田稳产是难点。老井产量稳不住，即使找到新区块，产量也会被“吃掉”。如何保证大老爷府油田“青春常在”，考验着松原采气厂的智慧。
决策要以科学考量为依据。松原采气厂以稳产3.5万吨为目标，以“万口井万吨油”工程为指导，加大注水和三次采油的工作力度，调整注水方案，构建水驱为主、化学驱为辅的开发模式，为后续稳产和地层能量补充奠定基础。
在注水调整上，这个油田保持注采平衡。对边部及注采反应不敏感区块降低注水量，减少无效水循环，减少日注水2080立方米，注采比由1.7降到1.53。
通过老井单注及轮注的方式强化注水，在发育较好的48个注采井组开展实验；探索长停井潜力，优选16口转注；开展大周期间抽轮开试验，对低产液低含水油井进行周期性开井；采取捞放结合的方式积极开展捞油上产……一条条谋策，直指大老爷府油田稳产。
科学的生产举措，锱铢必较的态度让大老爷府油田实现“一升两降”，单井平均日产由0.27吨提高到0.32吨，增幅18%，自然递减率和综合含水呈下降趋势。截至9月28日，大老爷府油田已完成全年稳产目标的近8成，目标踏线运行。
智慧寻找节支点
老油田如何保证身形不臃肿？松原采气厂坚定不移地走低成本发展之路。
大老爷府油田首先从优化简化人力资源入手，把采油、集输、测试、捞油等6个直接生产单位整合为1个项目部，形成项目部直管班组模式，使一线用工减少216人。通过调整倒班方式和推进大工种大岗位等措施，用工总数由565人减到252人，比改革前下降55%。
在生产经营和过程管控上，松原采气厂制定切实可行的优化机采生产方式、优化注水系统运行方式、优化作业管理模式、优化集输系统运行方式和盘活无效低效资产的“四优化一盘活”降本增效措施。
“在当前油价下，投入产出比严重失衡”，松原采气厂党群工作科赵振说，“按照无效益井转化方案，我们关停了无效益油井83口，12口有潜力井改为间抽，部分油井改为捞油。”
此举虽然减少了原油产量，但节省了更多的运行成本和折耗，仅电费当年就节约285万元。着眼长远，大老爷府油田项目部推动节能改造，正在进行光伏发电的选址工作。截至8月末，大老爷府油田桶油完全成本降至52美元，比改革前下降58%。
智改探寻发展路
8月16日，当笔者来到松原采气厂大老爷府项目部12号井组，员工张伟东百感交集地说：“在井组值守岗位工作11年了，过几天我就要转岗到巡检班。”
大老爷府油田推进物联网建设，实现电子巡检、远程监控、人工巡站，中控指挥的智能管理。井组管理也从当前的承包式人工巡检向无人值守式转变。
332口油井安装抽油机停井报警仪、智能控制器、电参采集器和井场电子眼，实现重点数据自动采集，随时观察油环压力和温度情况，观察注水干线压力、注水井压力情况。通过监控实时数据，及时进行生产调度。
“现在工作的329个抽油机，关井需要人工到井场上操作，20人至少需要3小时手工关井；现在我们直接在操作室实现自动开关井，全部开井只需要15分钟。”谈到物联网的效率，控制室班长姚建很是兴奋。
此外，项目部干部职工开动脑筋，加大对数据的加工应用。利用报警仪和电参查找不正常井、自动生成报表等数据判断和应用，建立抽油井各类故障状况下的电参曲线建立模板，有效缩短不正常井发现时间。
“维护井组以前是守株待兔，现在是精确制导了。”大老爷府油田项目部党支部书记吴长江介绍，“年度采油平均时率由95.2%提高至97%。”
