延长油田增产：“僵尸”油井拖累 注水增产现隐忧

地处陕北的延长油田正饱受规模庞大的低产油井拖累。在延安子长、青化砭、南泥湾这些历史悠久的采油区，许多油井每天的产量仅几十公斤，相比日产量可达十几吨的高产油井，这些低产井存在的价值甚微，但眼下它们还不能关闭，“至少还能维持个把人的工资，要都关了很多人就得下岗。”采油队一位负责人对《华夏时报》记者说。

同样出于就业与维持地方财政的考虑，在油价暴跌的背景下，延长油田仍提出了增产目标，按此目标今年其产量应达1240万吨，这样，地方各级财政就能提取合计约60多亿元的石油开发费，于是大量低产油井只能“僵”不能“死”。

但即便这样，也不足以顺利实现增产，延长油田转而求助的方法是“注水驱油”——一种30年前就已开始推广的二次采油方法，但由于延长油田在注水法开采的软硬件建设上长期“欠账”，大面积铺开的注水开采显露出重重隐患。

“硬增产”

据记者调查，延长油田内高产井与低产井的划分因区块不同而有不同标准，在其位于榆林靖边、定边的采油区，每口油井的日产量在十几吨算高产，三四吨的算低产，而到了延安安塞一带，日产量三四吨已是高产，500公斤到1吨的油井为低产。

据安塞县内采油厂负责人介绍，其低产井目前占比为40%—50%，而在延安子长县境内，采油厂油井每日产量普遍为300公斤—500公斤，100公斤以下则为低产，到青化砭一带，油井的最低产量更低。8月底，延长油田刚刚将两家采油厂进行了合并，其下辖采油厂数量变为22个，低产井比例约占整个延长油田的30%。

自去年油价高台跳水至今，原油价格持续低位运行，一般能源企业面对未来长期低价会选择先减产，待油价提高后再进行大规模开发。但延长油田的历史背景与现实格局相对特殊，延长油田是原石油部下延长油矿（后下浮延安管理）的8家采油厂与榆林、延安各县区的14家钻采公司重组而成，各县、区、市财政在相应采油厂均有约一半股份，作为国内第四大油企，延长集团也是唯一拥有油企开采权的地方企业。因此即便面对油价跳水，今年延长油田依然提出工资、产量“两不减”方针。

“过去延长油田靠粗放开发资源，靠产能投资，在几年时间内迅速扩产建成了千万吨级大油田，现在突然让产量降下来，再要重上现在的规模就会异常艰难，另外延长油田的产量与地方各级财政直接挂钩，产量不稳也会影响地方经济稳定，因此需要‘硬增产’。”多名油企负责人向《华夏时报》记者分析称。

据调查，目前延长油田年综合递减率已超过9%，每年原油递减量近120万吨，而延长油田平均采出率仅为2.61%，按照其保持1240万吨的产量目标，每年需打新井5000余口，消耗资源面积近300平方公里，在经济下行与油价持续下跌迫使延长集团缩减新建产能投资的形势下，保证油田稳产、增产的出路只有二次开发。

长期以来，油田的二次开采普遍采用注水驱油的方法。而在压力较低的低渗透地层区域，大型油企一般会采取“同步注水”或者“超前注水”的方法延长油井寿命，增加产量。也就是在打建采油井的同时配套建设注水井，“边注边采”或“先注后采”，此举虽然会影响产能建设速度，但有利于实现油田长期稳产。

然而，延长油田在早期开发时的思路是“重采轻注”，一直靠不断快速扩大油井数量来实现增产，这导致井网的布局缺乏规划，其配建的注水井数量也较少，即使有注水井利用率也很低。

数据显示，延长油田注水基础建设先天不足，目前延长油田仅有13.2%的注水井实行分层注水，86.8%仍然是技术老旧的混注混采方式，整个延长油田已建成的日注水能力为26万立方米，实际注水量仅为10万左右，利用率不到40%，延长旗下一些采油厂注水利用率甚至不足30%，共约一千座注水站点有近百座未投运或运行不畅，15%的注水井停注。由于“欠账”较多，导致后期发展中遭遇老项目改造频繁、设备难配套，新建项目建设周期长，管理机制难以理顺等一系列问题。

注水开发隐患

2011年起，延长集团开始实施3年注水规划，3年投资近86亿元。今年年中，延长油田再次启动3年注水大会战，计划在注水方面3年再投资70亿元。但长期的“重油轻水”发展积弊颇深，面对注水建设硬件投资的“大跃进”，注水管理、技术、协调配合等方面的短板立刻凸显，许多隐患也浮出水面。

首先是注入水的水源问题。注水开发初期的水源是通过开采浅层地下水或地表水来解决的，但大量开采浅层地下水会引起局部地层水位下降，而地表水资源又很有限，在陕北地区，水资源短缺一直是区域性难题，近两年随着延长油田注水量的不断翻番，目前，延长油田公司有注水站点超过1000座，注水井约1.6万口，实际日注水量超过11万方，这无疑会导致地方水资源矛盾的产生。

更大的隐患来自管理混乱。据了解，通常为有效解决油层注水需求问题，油田主要采用将经过处理后的脱油废水重新注入油层的方法，来化解脱油污水处理和回注用水需求紧张等问题。原油在脱水过程中会产生大量含油废水，含有浮油、乳化油、分散油、胶体溶解物和悬浮固体等大量污染物, 这些废水通常需要经过一系列处理达标后才能回注使用。如果采油污水未达到回注水的要求，仍然回注到地下，这将导致堵塞地层出油通道，降低注水效率和石油开采量，并引发土壤污染等生态问题。

《华夏时报》记者通过对延长油田多个区块的生产一线的走访发现，一方面因基础设施建设的落后，另一方面因管理机制中存在的盲区与不适，其废污水回注过程中隐患重重。“比如污水回注前要添加不同的化学药剂进行处理，但送上来的药剂常常是过期的，有的注水工人索性不加药就把污水回注，诸如此类的事情很多，反正注水井经常打不进水或者水进去又冒出来了。”一名一线工人告诉记者说。

事实上，采油废水来源广、成分复杂、水质差异大，因而废水回注过程牵涉许多精细复杂的环节与流程，一是因废水性质不同，选择的处理工艺不同，匹配的药剂体系不同；二是废水回收量大、无规律，废水处理过程均进行化学药剂投加，进一步加剧了废水复杂程度，其流程管控要求很高。

目前，延长油田在理顺注采一体化运行和管理上空白很多，采油废污水从处理达标到加压回注要经过采油厂开发科、研究所、生产运行科、采油队等许多部门，以往其在注水业务上责权划分标准不一或者根本就不知道相关责权，实际运行中常常出现“都管又都不管”的现象。同时，延长油田注水岗位工人较采油岗位工人工资待遇低，注水工人工作积极性不高，因而人员流动较大，相关业务操作培训很难跟上。

部分失控状态下污水回注量的加大，导致油田污水回注水质达标率今年之前一直停留在40%以下，今年以来虽有所提高，水质达标率也只达到50%左右。回注水质差造成地层堵塞，注水系统腐蚀结垢等问题日益突出，关停井数有所增加。

根据延长集团“注水项目建设大会战”的实施规划目标，历经2011年-2013年和2016年-2018年两个3年规划的共约160亿元的投资建设，到2018年延长油田污水回注的水质达标率有望达到70%，注水井利用率逐步提高到96%以上。而对于陕北脆弱的生态环境来说，或许是一个痛苦而漫长的过程。