地處陜北安塞的
中石化江漢油田坪北經理部
采油區，地貌支離破碎，溝壑縱橫；平均單井日產原油0.9噸，油井無自然產能，產量遞減快。近年來，他們堅持開發管理創新，細化地質基礎研究，深化
注水規律認識，確保了特
低滲透油田的高效開發。1998年3月12日，江漢油田進駐開采以來，已實現工業總產值60.54億元，累計生產原油212.82萬噸。并獲中國石化“
十一五”期間“一類高效開發油田”稱號。
通過資源挖潛鞏固陣地
坪北工區開發面積和層系受限，儲量資源接替是影響油田穩產的重要因素。2010年以來，他們在工區北部、中部、東南部成功實施擴邊油藏評價井8口，全部獲得工業油流，落實含油面積4.94平方公里，石油地質儲量304萬噸。自2009年在深層長9突破出油關以來，他們加大了對長9層的評價力度，共有28口井鉆至長9層，
試油15口井，13口井見油，基本落實含油面積55.6平方公里，儲量716萬噸。為了探索適合長9油藏特性的開發方式，2011年開展致密油藏
水平井試驗，在長9油藏實施了坪北首口長水平段多級分段
壓裂工藝水平井PH9-1，水平段長480米，分6段壓裂后，初期日產油6.7噸，穩定產油量3.0噸/天，是直井的10倍，單井產量大幅提高，長9層難動用儲量得以解放，開發了坪北油田良好的水平井前景。
近年來，坪北油田由于工區面積受限，資源形勢日趨嚴峻。面對困難，他們多措并舉，實施擴邊井126口，動用石油地質儲量378萬噸。一是優化產建運行。根據年初產建規劃，結合鉆機運行和平臺接替情況，及時調整鉆機運行，確保鉆機銜接緊密運行高效。二是利用老平臺鉆井。由于新井場審批周期變長，導致擴邊工作可能進入“等鍋下米”的尷尬局面。根據老井場手續辦理簡單快捷的特點，他們將15個老井場的地面設施拔除并進行擴大后，替代新井場打井，保證了產建的正常運行。三是增大鉆井位移。開拓創新，積極利用大位移鉆井技術，提高資源搶占能力，最大鉆井位移從開發初期的530米增大到2010年的1758米，使得單個平臺可控制含油面積大幅提高。
注水是“三低”油田開采的關鍵。近年來，他們按照“早注水、注夠水、注好水、分層注水、精細注水”的指導思想，實施“四分”注水管理法：一是“分時”。對不同時期投入開發的儲量采用不同的
注水開發方式。二是“分類”。在注水方式上充分考慮沉積微相特征和區域動態反應，搞好動、靜態結合。三是“分層”。對出力好、注采關系敏感的油層溫和注水；對出力差、注水見效差的油層強化注水。四是“分井”。對投注井和轉注井采取不同的注水方式。2010~2011年自然遞減率控制在8%左右，含水上升率控制在0.2以內。
依靠管理創新提高效能
技術創新，改變產生需要。針對坪北油田油井低液低產以及平臺叢式井生產特點，他們創新了超導熱洗方式，2010年，將自循環熱洗方式改為多井串聯熱洗清蠟方式，將熱洗循環液量由單井平均1.5方增加到4.6方，提高了清蠟質量，降低了油井載荷。2011年進一步改進超導熱洗工藝，目前超導熱洗已經取代加藥清防蠟，成為油井井筒管理的日常手段。一是串聯超導洗井。通過雙計量罐加直通流程，增加洗井循環液量，提高了洗井效果；二是拉油超導洗井。通過在超導車增加混輸泵，利用罐車拉油實現熱洗。已實施洗井26井次，洗井后最大載荷平均下降1.2KN，很好地解決了拉油平臺的熱洗問題；三是計量罐蓄液洗井。輸油泵出口與計量管線連通，利用輸油泵為動力，實現計量罐蓄液洗井。洗井后電流、載荷明顯下降，效果較好。該方式有效解決65個低產液輸油平臺油井熱洗清蠟問題。通過工藝改進超導熱洗井數由2010年12月的268口增加到2011年12月的356口，清防蠟費用同比降低12.8萬元，蠟卡井次同比下降9井次。
優化泵掛深度。根據油層供液能力及合理流壓狀況，合理調整泵掛深度。2011年，結合作業對45口油井進行優化調整，平均泵掛上提60米。二是優化生產參數。對低液低效井采用“小沖程、小沖次”的辦法優化生產參數，2011年，共實施油井參數優化調整216井次，平均泵效從38.0%上升到44.2%。三是優化油井工作制度。摸索油井合理生產制度，2011年，調整油井間抽制度132口，平均泵效由19.0%上升到34.8%。通過工藝上的不斷優化，采油管理工作取得了顯著成效。油井單井平均檢泵周期由2009年的952天上升到2011年的1174天，免修期由526天上升至891天，油井維護作業頻次由0.39下降至0.16。
創新，職工是主角。為此，他們廣泛動員，精心組織，充分調動了全體員工改善經營管理建議的積極性、主動性和創造性，2011年經理部共征集改善經營管理建議380條，采納273條，其中分公司采納立項1條，上報集團公司5條，獲得油田獎勵共計19.66萬元。二是開展“頭腦風暴”活動。以“創新創效創未來”為主題，不斷深化“千金求一策”、“一萬換十萬”、QC攻關、“五小”攻關等活動。近兩年，共征集金點子789條，實施技術革新、小改小革67項，有23項成果獲國家新型實用專利。
實現投入產出最大化，需要管理的創新。坪北油田793口油水井分布在139個平臺上，他們按照“疏通神經末梢，量化考核指標、細化管理單元、激活最小細胞”的思路，將成本控制的關口由基層隊移至一線生產單元——采油平臺，全力實施“平臺小經理”管理法。一是實施“三三工作法”。三知，就是知家底、知井況、知職責。三化，就是現場管理規格化、井筒管理精細化、平臺建設庭院化。三算，就是算成本、算產量、算效益。二是采取“3+1”考核模式。主要考核采油平臺管理指標、成本指標、產量指標，每月對采油平臺進行效益評價，將平臺職工收入與平臺經營業績直接掛鉤，固化“平臺小經理”經營平臺的理念。三是推行平臺小經理績效量化考核辦法。主要內容是將平臺所有工作及平臺職工的工作業績進行量化考核，由經理部按平臺職工數以每月人平100元核撥費用參與平臺崗位金額考核；平臺職工每月再拿出300元效益工資，共計400元進行考核。
降本增效，全力整治“電老虎”
電消耗是采油成本消耗的大頭，2010年，坪北經理部在陜北率先與廠家聯合開發天然氣發電機組煙道余熱利用替代加熱爐采暖，日節伴生氣1600方，日增發電量6400度。到2011年底累計發電1527萬度。通過安裝低速永磁電機551臺，節電率達15%；近兩年應用節能抽油機36臺，平均單井日耗電下降4度；增加調整間抽制度192口，平均單井日耗電下降14度；對334口油井抽油機進行平衡調整，平均單井日耗電下降2度；對378口油井進行參數調整，平均單井日耗電下降6度。降低注水系統單耗。實施分區分壓注水，新建P16注水站縮短了P32系統注水半徑4.1km；站內恒壓控制，井上恒流注水，降低泵壓1.3MPa,日耗電下降310度；水源井電泵改抽2口，平均單井日節電180度。降低集輸系統單耗。在P199、P11等接轉站實施三相分離，油氣分輸，污水就地回注；P103平臺建增壓點，實施三相分離，油氣分輸，節電率23%。利用太陽能發電。積極引進太陽能發電技術，安裝太陽能場地照明燈，滿足了采油平臺生活用電和基地球場照明。通過綜合節電，使經理部在油井開井數逐年上升，用電設備和注水量增加的情況下，外購電量連續6年實現負增長。
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