经过二十多年的高速高效开发，胜利油田孤东采油厂所属油田地下资源的丰度逐年变差，剩余油分布十分零散，油藏描述困难大，找到这部分剩余油难度大，将其开发出来，难度更大;过去一些行之有效的短平快增产措施，进入特高含水阶段后，这样的措施几乎已经挖掘殆尽;稠油热采进入高轮次吞吐阶段，吞吐效果变差，面临着“三高一低”(即采出程度高、剩余油采油速度高、综合含水高、储采比低)的开发形势，高效措施减少，投入产出效果变差，无效、低效、三采、热采产量占总产量中的比重有所提高，高效产量所占比重有所降低，存在措施结构、产量结构不合理的问题。为此，孤东采油厂坚持科学的决策程序，树立决策成本是最大成本的观念，合理配置措施结构，努力实现成本、产量的良性互动，实现了油田开发的良性循环。

　　一、科学决策，提高油井措施效果

　　以往靠堆工作量、堆措施量上产，成本指标不允许;直接关停低效油井，原油产量指标完不成。为此，坚持“有所为、有所不为”的指导思想，树立决策成本是最大成本的观念，在措施制定上确定了以下三项措施配置原则：

　　一是区块措施投入上，对成本和产量结构进行了合理优化，优化成本投向，上调低成本高效产量，上调稀油产量，下调高成本、高投入、高风险、低效益的稠油产量，下调低品位产量，从而使整个产量成本趋于最低值。

　　二是在单井措施投入顺序上把握：先肥后瘦、先高产后低产;先高效井、后低效井;先高效井，后边际井、风险井，为提高开发效益打下坚实的基础。

　　三是对成本的控制不是为了控制而控制，而是加大对高效井的投入，减少低效井的投入，杜绝无效井的投入，从而提高投入回报率。

　　具体实施中，重点做到“四个优化”：

　　1、优化作业措施结构，切实提高措施有效率

　　一是坚持实施“三准、两清、一对扣”的原则(选井选层准、措施工艺准、抽汲参数准，措施井施工前自然状况清、施工后工作状况清，工艺设计和施工程序对扣);二是坚持措施前的单井经济评价制度，采用措施增产经济界限图版，对产出比小于1.1的措施井坚决不上，以经济有效比来评价井下作业措施效果;三是在制定井下作业措施时，坚持同一口井采取维护性措施与主体措施相结合的原则，降低维护性作业费用。

　　措施过程中，对由于前期措施投入发生明显的无效或低效投入后，不是轻易地否决下步措施的投入，而是对后续投入措施进行必要的调整和效果预测，若预测后期措施产油产值仍高于后期措施成本，则仍要进行投入。例如当某井前期作业措施不成功，但部分措施仍有效，在此基础上只要再投入少量的作业工作量或其它措施，就可使该井重新取得较好的效果，即后期措施后产油产值高于后期措施成本，仍要进行投入。这样总体上虽然属于无效或低效措施，但仍有较高的后期措施价值，这也是措施投入评价观念上的重要转变。

　　2、优化井下作业质量，压缩无功低效作业

　　一是坚持以机采井管理为重点，合理调整机采井的生产状态，有效降低检泵率;二是建立入井工具、材料跟踪检测制度，作业井保修制度和方案跟踪制度，进一步了完善效益普查制度。

　　3、优化投入结构，提高措施效益

　　一是对油层厚度、储量品位不同等有较大差异的零星井从完井状况、地层特点到技术、工艺状况进行开发的经济和技术可行性论证，加大高效井投入力度，对边际井、风险井进行反复论证，慎重决策，提高投入回报率。二是优化投入结构，提高经济产量。采油厂所辖油田含水达95.2%，处于特高含水开发时期，怎样运用有限的资金，求得产量最大化，是摆在决策者面前的新课题，为此，通过采用经济极限法，分井组、分层系对产量结构进行合理优化，即通过论证，加大注聚区上产力度，控制高投入、高风险、低效益的水驱和低品位油层的投资，上调注聚产量等低成本高效产量5.8万吨(注聚产量吨油操作成本280元/吨左右)，下调高成本、高投入、高风险、低效益的水驱产量3.0万吨(吨油生产成本400元/吨左右)，下调低品位稠油产量1.7万吨(吨油生产成本560元/吨左右)，从而使整个产量成本趋于最低值。

　　与此同时，科学安排具体作业井号和投入顺序，提高高效产量和高效产量占总产量的比重，降低高投入、高成本、高风险的KD92块稠油区块产量。实施过程中共优选高效井248口，投入低效井95口，对预测可能无效、低效(投入产出比小于1：1.1)的85口井否决投入，或采用降耗措施，维持正常生产。在确定措施井投入顺序时根据当前产量形势、作业力量等进行合理排队，合理配置措施结构，提高整体效力。

　　(4)优化注汽参数，科学配置单井注汽量，降低无效低效注汽量

　　稠油热采注汽参数涉及注汽强度、注汽速度、注汽干度等参数。在加强注汽井经济评价的基础上，进行注汽参数优化工作，做到该多注的汽不少注、该少注的汽不多注。对原油粘度较低的井适当减少注汽量，降低注汽干度，主要是通过注汽启动，实现常规开采，不按原来规定单井次注汽量必须注够2000吨，减少不必要的成本投入，提高单井吞吐效益。经过经济预测评价，对无效低效井否决注汽，共减少注汽135井次，有效地降低自用原油的消耗。一年中共减少无效低效注汽量5.8万吨，约占总注汽量的6%。

　　改普通注汽为有选择注汽，选择合理的注汽干度。针对稠油井普遍进入高轮次吞吐阶段，注汽效果变差的实际，制定投入产出比，对油气比低于0.3的低产低效井不再注汽，减少无效注汽。根据九区稠油井粘度相对较低的实际，汽驱井适当降低注汽干度，既可防止油井发生汽窜，又使自用油用量有了较大幅度下降。

　　二、优化措施、产量结构，实现措施创新

　　1、运用线性规划模拟技术确定措施工作量

　　根据对2008年措施产量结构进行分析，我们以总费用最小为目标，以完成措施产量和措施井次不突破为约束条件，建立数学概念模型。

　　作业费用：注汽a1=65万元，注汽加电热杆a2=75万元，挤降粘剂a3=12万元，注汽掺热水伴输a4=69万元，注汽泵上、泵下掺水a4=72万元。

　　单井增油：注汽b1=1225吨，注汽加电热杆b2=1756吨，挤降粘剂b3=551吨，注汽掺热水伴输b4=1298吨，注汽泵上、泵下掺水b4=1578吨。

　　以最小费用为目标，以完成12万吨增油产量和不突破80井次工作量为约束条件。即：

　　目标函数f(x)=a1x1+a2x2+a3x3+a4x4+a5x5,求最小值 (1)

　　增油量约束条件:b1x1+b2x2+b3x3+b4x4+b5x5≥120000 (2)

　　工作量约束条件:x1+x2+x3+x4+x5≤80 (3)

　　x1≤50

　　x2≤6

　　x3≤5

　　x4≤30

　　x5≤5

　　式中:x1-x5，不同措施的最大工作量，口;

　　a1-a5，单井措施费用，万元/口;

　　b1-b5，单井平均增油量，吨/口

　　则目标函数f(x)=60x1+75x2+12x3+66x4+72x5 (4)

　　增油量约束条件：1225x1+1756x2+551x3+1298x4+1578≥120000 (5)

　　联立(3)(4)(5)式，采用计算机求解，得出2009年最优措施配置为：

　　注汽31井次，注汽加电热杆5井次，挤降粘剂4井次，注汽掺热水伴输26井次，注汽泵上、泵下掺水14井次。同时对每种措施备选2-5口，以作急时之需，确保有效工作量的及时投入。

　　2、加强措施过程管理，提高油井措施效益

　　在总结以往措施井成败经验教训的基础上，积极进行措施创新，对措施井进行“设卡”管理，有效地“过滤”掉那些低效、无效措施，措施成功率和措施效益有了明显提高。

　　在措施井管理中，从各类措施井的优选分析、方案的优化选择、措施实施过程进行动态管理，找出实施全过程中的潜力点和效益增长点，效益评价提前介入，对无效井“卡”住投入“关口”，杜绝无效、低效措施的“通过放行”，过滤出那些潜力差的措施井;过滤掉不合理的措施方案;过滤掉那些可有可无的工序，从而选择出最佳措施方案。

　　通过对措施井“设卡”，建立技术责任追究制度，以优秀方案评比为切入点，加强措施调研，与作业、地质、采油矿充分结合，强化措施论证、设计优化、精细施工、监督、信息反馈等主要环节，做好方案效果分析预测评价和效果跟踪，保证了措施实施目标的实现。对于实施好的效果进行奖励，对高效措施提出者进行重奖，对效果差或无效方案除了认真分析存在的技术问题外，还坚持责任追究制度的落实，明确责任，从而降低措施风险。通过优化措施过程管理，使措施井从选井、措施方案的制定-方案实施-措施井生产管理形成了程序化、规范化管理模式，从而达到降本增产、提高经济效益的目的。

　　3、应用盈亏平衡分析方法，改善单井开发效果

　　科学确定“关井”产量，从而确定措施内容或采取其它增产增效措施，以较好的发挥该井的潜在效益。通过及时跟踪油价波动变化情况，对经济产量和开发效益进行“动态分析”，建立“快速反应”机制，制定针对性措施：

　　一是最大限度地发挥高效井潜力。对高效井、大头井优化生产参数，加强维护管理，对预测高效井尽快动用，提前采取适当措施，不再等到转为无效井或躺井时再采取措施，以最大限度地发挥该井的潜力，让其提前“下岗”是为了使其更早、更好地“上岗”。

　　二是优化低效井管理，使其向高效井转化。通过优化地质、工艺措施，制定挖潜降耗措施，提高投入产出效益，使其转入高效井;

　　三是综合治理无效、低效井，使其有效、高效井转化。分析无效的成因，分两类进行控制和挖潜：一类是先期动用好，开发程度高，剩余油在现有条件下难以效益开采，进行间开、间关。另一类是剩余储量仍较丰富，但由于防砂作业质量、地面或井筒开发工艺等原因暂时处于无效生产的井，在优化单井工艺技术措施、挖潜增产的同时，加强注采管理，并配套相应的成本控制措施，努力使其转化为有效井、高效井，在无高效措施的情况下继续生产，让其继续“上岗”发挥作用。

　　四是重新认识特高含水井，变“敞开”为“间开”;重新认识非主力层，变“配角”为“主角”;重新认识油水过渡带，变“禁区”为“特区”。根据油价的变化，在低油价下对低产、低效井关井限产，高油价下对高效井开足马力生产，有选择地将低产、低效井开起来或使其成为“钟点工”。

　　4、应用单井决策技术，提高工艺措施效果

　　由于稠油井粘度不同，则单井开采方案则相应有较大差异。我们应用经营决策技术，对注汽、注汽下电热杆、下电热杆三种方案进行比较、优选择科学合理的开发方案，降低生产成本。

　　这里以KD521断块1口稠油井为例，对以下三种方案进行优选。

　　方案一：注汽(A1)

　　方案二：注汽、下电热杆(A2)

　　方案三：下电热杆(A3)

　　由于地质结构、工艺因素的影响，三种方案实施后均有三种状态：

　　a.效果好

　　b.效果不好

　　c.效果差

　　实施三种方案成本投入如下：

　　方案一：57.5万元

　　方案二：72.4万元

　　方案三：16.2万元

　　根据以往措施效果情况分析，得出状态概率(表1)。

　　表1　状态概率表 方 案 状态概率(1≥ P≥ 0) 效果好 效果一般 效果差 一 0.5 0.3 0.2 二 0.7 0.2 0.1 三 0.1 0.3 0.6

　　根据成本和预测产油量，计算出各方案的损益值(表2)。

　　表2　不同方案的损益值计算表 方

　　案

　　状态 一 二 三 产油

　　(t) 效益(X)

　　(万元) 产油

　　(t) 效益(X)

　　(万元) 产油

　　(t) 效益(X)

　　(万元) 效果好 1025 35.26 1985 107.24 256 6.97 效果一般 856 19.97 1254 41.09 156 -2.08 效果差 115 -47.09 226 -51.95 56 -11.13

　　方案一的期望值=0.5×35.26+0.3×19.97+0.2×(-47.09)=14.203

　　方案二的期望值=0.7×107.24+0.2×41.09+0.1×(-51.95)=78.091

　　方案三的期望值=0.1×6.97+0.3×(-2.08)+0.6×(-11.13)=-6.605

　　通过以上计算表明，方案一的期望值为14.203，方案二的期望值为78.091，方案三的期望值为-6.605，可见方案二优于方案一和方案三，因此，我们选择注汽、下电热杆的工艺方案。该方案可较好地利用两套工艺的协同效应，延长生产周期，提高单井开发效益。

　　根据不同区块稠油粘度和不同地质特点，均采用决策树进行决策努力提高决策科学性，减少盲目性。如确定是否注汽，下电热杆等。对粘度低于2000mPa·s的井直接采取下电热杆采油，这样可大大降低稠油井采油成本，不搞一刀切。当然，如果预测注汽后产油量低于经济极限产量，则要否决该井注汽作业，并选择相应经济合理的工艺措施。为了方便计算，将单井决策纳入程序化、规范化处理，我们编制单井工艺方案决策程序进行微机处理。

　　三、效果分析

　　通过应用决策技术优化油井措施，使产量结构得到了明显的改善，高效产量明显增加。2009年产量构成中，高效产量占总产量的84.5%，低效产量占10.3%，有效产量占总产量的94.8%，无效产量占5.2%，与2008年对比，高效产量提高3.5%，低效产量提高1.2%，无效产量下降4.7%，产量构成发生了显著的变化，说明产量结构有了明显的改善，实现了增产增效的目的。

　　吨油成本有明显降低。吨汽成本由2008年的98元下降到92元，吨油操作成本由650元/吨下降为620.8元/吨，下降29.2元/吨。吨汽、吨油成本创新低，真正体现了成本、产量的良性互动，实现了油田开发的增产增效。

　　面对油田“三高(采出程度高、综合含水高、剩余采油速度高)”和资源接替紧张、成本控制难度大的情况下，决策技术的应用使稠油区块开发水平有了明显提高，较好地实现了少投入、多产出的目的，成功实现了稠油等高成本区块油井开发的“软着陆”，各项经济技术指标明显得到改善，基本实现了效益增长方式由数量规模型向质量效益型转变，稠油开发正在向运作的高效率和低成本方向发展。