地處陜北的延長油田正飽受規模龐大的低產油井拖累。在延安子長、青化砭、南泥灣這些歷史悠久的采油區，許多油井每天的產量僅幾十公斤，相比日產量可達十幾噸的高產油井，這些低產井存在的價值甚微，但眼下它們還不能關閉，“至少還能維持個把人的工資，要都關了很多人就得下崗。”采油隊一位負責人對《華夏時報》記者說。

同樣出于就業與維持地方財政的考慮，在油價暴跌的背景下，延長油田仍提出了增產目標，按此目標今年其產量應達1240萬噸，這樣，地方各級財政就能提取合計約60多億元的石油開發費，于是大量低產油井只能“僵”不能“死”。

但即便這樣，也不足以順利實現增產，延長油田轉而求助的方法是“注水驅油”——一種30年前就已開始推廣的二次采油方法，但由于延長油田在注水法開采的軟硬件建設上長期“欠賬”，大面積鋪開的注水開采顯露出重重隱患。

“硬增產”

據記者調查，延長油田內高產井與低產井的劃分因區塊不同而有不同標準，在其位于榆林靖邊、定邊的采油區，每口油井的日產量在十幾噸算高產，三四噸的算低產，而到了延安安塞一帶，日產量三四噸已是高產，500公斤到1噸的油井為低產。

據安塞縣內采油廠負責人介紹，其低產井目前占比為40%—50%，而在延安子長縣境內，采油廠油井每日產量普遍為300公斤—500公斤，100公斤以下則為低產，到青化砭一帶，油井的最低產量更低。8月底，延長油田剛剛將兩家采油廠進行了合并，其下轄采油廠數量變為22個，低產井比例約占整個延長油田的30%。

自去年油價高臺跳水至今，原油價格持續低位運行，一般能源企業面對未來長期低價會選擇先減產，待油價提高后再進行大規模開發。但延長油田的歷史背景與現實格局相對特殊，延長油田是原石油部下延長油礦（后下浮延安管理）的8家采油廠與榆林、延安各縣區的14家鉆采公司重組而成，各縣、區、市財政在相應采油廠均有約一半股份，作為國內第四大油企，延長集團也是唯一擁有油企開采權的地方企業。因此即便面對油價跳水，今年延長油田依然提出工資、產量“兩不減”方針。

“過去延長油田靠粗放開發資源，靠產能投資，在幾年時間內迅速擴產建成了千萬噸級大油田，現在突然讓產量降下來，再要重上現在的規模就會異常艱難，另外延長油田的產量與地方各級財政直接掛鉤，產量不穩也會影響地方經濟穩定，因此需要‘硬增產’。”多名油企負責人向《華夏時報》記者分析稱。

據調查，目前延長油田年綜合遞減率已超過9%，每年原油遞減量近120萬噸，而延長油田平均采出率僅為2.61%，按照其保持1240萬噸的產量目標，每年需打新井5000余口，消耗資源面積近300平方公里，在經濟下行與油價持續下跌迫使延長集團縮減新建產能投資的形勢下，保證油田穩產、增產的出路只有二次開發。

長期以來，油田的二次開采普遍采用注水驅油的方法。而在壓力較低的低滲透地層區域，大型油企一般會采取“同步注水”或者“超前注水”的方法延長油井壽命，增加產量。也就是在打建采油井的同時配套建設注水井，“邊注邊采”或“先注后采”，此舉雖然會影響產能建設速度，但有利于實現油田長期穩產。

然而，延長油田在早期開發時的思路是“重采輕注”，一直靠不斷快速擴大油井數量來實現增產，這導致井網的布局缺乏規劃，其配建的注水井數量也較少，即使有注水井利用率也很低。

數據顯示，延長油田注水基礎建設先天不足，目前延長油田僅有13.2%的注水井實行分層注水，86.8%仍然是技術老舊的混注混采方式，整個延長油田已建成的日注水能力為26萬立方米，實際注水量僅為10萬左右，利用率不到40%，延長旗下一些采油廠注水利用率甚至不足30%，共約一千座注水站點有近百座未投運或運行不暢，15%的注水井停注。由于“欠賬”較多，導致后期發展中遭遇老項目改造頻繁、設備難配套，新建項目建設周期長，管理機制難以理順等一系列問題。

注水開發隱患

2011年起，延長集團開始實施3年注水規劃，3年投資近86億元。今年年中，延長油田再次啟動3年注水大會戰，計劃在注水方面3年再投資70億元。但長期的“重油輕水”發展積弊頗深，面對注水建設硬件投資的“大躍進”，注水管理、技術、協調配合等方面的短板立刻凸顯，許多隱患也浮出水面。

首先是注入水的水源問題。注水開發初期的水源是通過開采淺層地下水或地表水來解決的，但大量開采淺層地下水會引起局部地層水位下降，而地表水資源又很有限，在陜北地區，水資源短缺一直是區域性難題，近兩年隨著延長油田注水量的不斷翻番，目前，延長油田公司有注水站點超過1000座，注水井約1.6萬口，實際日注水量超過11萬方，這無疑會導致地方水資源矛盾的產生。

更大的隱患來自管理混亂。據了解，通常為有效解決油層注水需求問題，油田主要采用將經過處理后的脫油廢水重新注入油層的方法，來化解脫油污水處理和回注用水需求緊張等問題。原油在脫水過程中會產生大量含油廢水，含有浮油、乳化油、分散油、膠體溶解物和懸浮固體等大量污染物, 這些廢水通常需要經過一系列處理達標后才能回注使用。如果采油污水未達到回注水的要求，仍然回注到地下，這將導致堵塞地層出油通道，降低注水效率和石油開采量，并引發土壤污染等生態問題。

《華夏時報》記者通過對延長油田多個區塊的生產一線的走訪發現，一方面因基礎設施建設的落后，另一方面因管理機制中存在的盲區與不適，其廢污水回注過程中隱患重重。“比如污水回注前要添加不同的化學藥劑進行處理，但送上來的藥劑常常是過期的，有的注水工人索性不加藥就把污水回注，諸如此類的事情很多，反正注水井經常打不進水或者水進去又冒出來了。”一名一線工人告訴記者說。

事實上，采油廢水來源廣、成分復雜、水質差異大，因而廢水回注過程牽涉許多精細復雜的環節與流程，一是因廢水性質不同，選擇的處理工藝不同，匹配的藥劑體系不同；二是廢水回收量大、無規律，廢水處理過程均進行化學藥劑投加，進一步加劇了廢水復雜程度，其流程管控要求很高。

目前，延長油田在理順注采一體化運行和管理上空白很多，采油廢污水從處理達標到加壓回注要經過采油廠開發科、研究所、生產運行科、采油隊等許多部門，以往其在注水業務上責權劃分標準不一或者根本就不知道相關責權，實際運行中常常出現“都管又都不管”的現象。同時，延長油田注水崗位工人較采油崗位工人工資待遇低，注水工人工作積極性不高，因而人員流動較大，相關業務操作培訓很難跟上。

部分失控狀態下污水回注量的加大，導致油田污水回注水質達標率今年之前一直停留在40%以下，今年以來雖有所提高，水質達標率也只達到50%左右。回注水質差造成地層堵塞，注水系統腐蝕結垢等問題日益突出，關停井數有所增加。

根據延長集團“注水項目建設大會戰”的實施規劃目標，歷經2011年-2013年和2016年-2018年兩個3年規劃的共約160億元的投資建設，到2018年延長油田污水回注的水質達標率有望達到70%，注水井利用率逐步提高到96%以上。而對于陜北脆弱的生態環境來說，或許是一個痛苦而漫長的過程。