截至3月27日，华北油气分公司采油一厂钻井、试油、生产辅助等承包商队伍复工率达100％；开井329口，较复产前增加开油井数37口，日产从243吨提升至350吨，已经达到节前生产水平。

    “我们复工复产标准不降，老井稳产任务不减、低成本开发目标不变，要充分调动各方面积极性、主动性、创造性，努力把疫情造成的时间损失、工作损失、发展损失夺回来。” 该厂厂长吴旭光说。

    面对疫情对复工复产造成的不利影响，该厂克服队伍多、战线长、涉及问题复杂等难题，全力打响疫情防控阻击战和生产恢复攻坚战，为开好局起好步奠定坚实基础。

    复工复产标准不降

    “要在工作提前计划、过程全程把控、关键环节监控等方面下功夫，对复工复产进行严格把关，确保复工条件完全达标。”该厂厂长吴旭光说。

    积极落实地方和分公司有关复产复工要求，统一组织协调安排各单位梳理确认复工项目、承包商和运行时间，制定项目复工、开工、前期工作进度、保障措施等清单，与地方相关部门建立沟通联系机制，对19支承包商队伍348人，做好人员信息状态的统计和报备，按照轻重缓急，做到分批、分阶段、分区域组织承包商有序复工。

    在认真组织现场开工验收，督促承包商做好各项疫情防控工作落实的同时，提前与地方医院进行对接沟通，对承包商返岗员工进行体检，为承包商复工打通健康服务“最后一公里”，助力产能建设快速启动。

    按照“谁主管、谁用工、谁管理、谁负责”的原则，对复工的承包商队伍开工验收及现场检查，排查人员资质证件、设备机具安全、施工方案等安全保障措施，查出隐患178项，严把承包商开工验收关和过程监管，确保有序复工、安全复工。

    老井稳产任务不减

    “老井是原油产量的“压舱石”，要努力减少疫情对产量的不利影响，夯实稳产基础。”吴旭光说。

    面对全年12.7万吨老井生产任务，该厂紧抓“控制递减率”和“提高采收率”两条主线，加强油井控躺扶躺，多策并举降递减。

    强化三级动态分析机制，确定合理生产参数，及时调整异常井，最大限度的提高生产时效；主动落实生产准备、上修井场道路、优化工序、协调工农关系、解决施工技术难题等“五主动”，对控躺治躺中的问题详细分析，完善细化“二级扶躺机制”，减少躺井延长免修期；开展油藏精细对比研究，生产动态变化分析，优化油水井常规措施方案，延长老井寿命。

    日前，该厂优选出调整油水井参数及工艺优化配套措施等135井次，机采效率由29.3%上升至31.5%，油井检泵周期由674天增加至714天；提出措施工作量32口，完井9口，正在实施7口，日增产5.2吨；综合调整方案初见成效，HH105井区恢复注水井3口，HH105-11等多口井出现见效反应，日增油超过5吨，为老油井稳油增产做到保驾护航。

    低成本开发目标不变

    “不论油价是高还是低，只有在成本上下功夫，长期坚持低成本发展战略，才能立于不败之地，实现可持续发展。”吴旭光说。

    面对全年3.3万吨措施产量任务，该厂全面优化措施结构，在考虑地质潜力的同时更加注重经济效益，对每口措施井从油藏、工艺、地面三方面进行效益评价，优先安排吞吐、转注等低成本、高效益的井，对压裂、大修等高成本、施工难的措施井反复优化，在保障措施上产的同时有效压减了措施费用，与去年同比，措施完井减少8井次，费用减少141.6万元，预计吨油成本下降200元。

    重点对近5年384口无功低效井进行“回头看”，从问题判断、对策思路等环节入手，总结完善8类措施选井标准，形成问题判断准确性、对策思路合理性、技术方法针对性、方案设计适应性、过程管理严密性、后期跟踪及时性的“六节点分析”机制，指导后期措施挖潜，源头保障措施经济有效率，与去年同比，措施有效率提高1.7个百分点。

    同时，不断探索断缝体油藏开发新模式、新方法，为解决油田开发瓶颈问题，制定先导试验方案，已经编制完成超破压注水吞吐、断缝体补孔等试验4项12井次。日前，正在实施HH105-39超破压注水吞吐和HH37P123井密切割压裂，为油田长远规划开发提供技术储备。