今年以来，西北油田采油一厂通过采取优化投资的措施降本增效，预计将全年的钻井、采油、地面总费用7813.1606万元优化至5681万元，减少了2132.1606万元；结合地质潜力，对酸压井次从3口优化到2口，相关费用从2155.2万元降到1800.9万元，优化投资354.3万元。经测算，优化投资后预计将减少费用2486.5万元。

近年来，老区稳产难度大是西北油田采油一厂的一块心病，奥陶系区块探明储量12077万吨，目前已全部动用开采，需寻找新的“甜品区”。

为此，经过多次排查，发现短半径侧钻井主要存在以下问题，一是面对油价暴跌带来的压力，侧钻井费用较高、税后收益率低；二是部分油井的避水高度、水平位移等没有达到最佳位置；三是产量、递减等相关模型未达到油藏最佳符合程度；四是侧钻、完井方式应结合油藏，还有进一步调整优化的空间。

发现问题后，为保证2020年投资下沉工作稳步推进，开发研究所结合研究院、计划财务室、工程技术室、生产运行室等相关职能科室，坚持“一切成本皆可控“的理念，强化油藏-工程-SEC-经济四位一体化全要素管理、全过程管控。开发研究所对前期预计侧钻的8口井根据潜力、风险大小进行打分排名，优选风险最小、侧钻潜力明确的油井实施侧钻。

采油一厂针对问题策划了解决措施，对侧钻井的进山深度、进山进尺等，进行了前后5轮次调整，使避水高度、靶点位置达到储集体的最佳位置；侧钻方式由5口一开次祼眼侧钻、2口T型侧钻、1口二开次侧钻优化调整为3口一开次祼眼侧钻和2口T型侧钻；结合地质情况和油藏需求，酸压率从60%调整为40%。同时，优化产量模型、递减模型、含水模型等模型，新增注采增油项，让预期累产油更符合目前油藏的生产情况；取消油藏潜力较小、风险评估最大的3口侧钻井，整体优化调整为5口。

（邵密迦）（中国日报新疆记者站）