依靠科技强化管理努力开创采油工程技术与管理的新局面——在2005年油田开发技术座谈会上的讲话

1、依靠科技强化管理 努力开创采油工程技术与管理的新局面 在2 0 0 5 年油田开发技术座谈会上的讲话 张煜 各位领导、同志们： 新年伊始，万象更新。在欢度新春佳节的祥和与喜庆气氛中，我们胜利召开了油田开发 技术座谈会。通过近三天的大会发言、交流与讨论，不仅总结了经验，交流了技术，更重要 的是统一了思想，明确了方向，部署了工作，落实了措施，达到了会议的预期目的。 下面我重点就采油工程技术与管理工作讲三个方面的问题。 一、2 0 0 4 年采油工程的主要工作与成果 2 0 0 4 年，采油工程系统按照油田开发的总体工作部署，以经济效益为中心，牢固树立 “大工程”观念，突出理论创新和技术创新，加快技术集成与配套，初步建立了不同类型油 藏的配套工艺系列和科学合理的投入产出运行机制，实施了“示范区”工程，深化了注采管 理活动，采油工程技术与管理水平得到进一步提升。 ( 一) 优化方案设计，强化工艺配套提高产能建设质量与效益 一年来，采油工程系统不断加强采油工程向勘探工程的延伸，通过解决特殊油藏的试 油、试采工艺技术，为产能建设工艺配套做准备，加快了产能建设步伐；进一步强化了与油 藏工程的结合，从

2、油藏开发的前期研究开始就参与油藏开发的方案编制、实施、跟踪调整的 全过程，取得了对不同油藏的开发方式、开发规律、开发趋势及老油田剩余油分布规律的认 识，从而提高了采油工程配套技术的针对性和有效性；从油田开发全过程的角度出发，采油 工程对钻井工程、地面工程提出技术配套、指标等要求，从而保护了油层、提高了油水井寿 命，满足了油田生产管理需要。 2 0 0 4 年。新区产能建设区块5 5 个，新建产能1 2 8 1 0 4 t ；老油田综合调整单元4 0 个， 新增产能1 2 2 1 0 4 t 。针对新建产能区块以稠油、低渗、滩海等油藏为主的特点，从工程方 案编制到实施都充分体现了采油工艺技术的优化，立足采油工艺技术的创新，突出成熟工艺 技术的推广，强化技术的综合集成与整体实施。同时，在搞好剩余油监测和井况监测基础 上，老区调整治理和老油田的技术改造进一步提高了采油工艺技术的适应性与配套能力，保 证了老区产能建设的顺利进行。 王庄地区郑3 6 4 1 区块是2 0 0 4 年有限公司重点产能建设区块，也是近几年来胜利油田 陆上规模最大的产能建设区块，方案设计动用含油面积5 4 6 k m

3、2 ，地质储量9 4 1 1 0 4 t ，总 井数9 6 口，其中新钻井8 9 口，预计建产能2 6 5x1 0 4 t 。由于该医块为强水敏稠油油藏， 1 7 需要对开发方式、井网方式进行细致的研究和优化，这对油层保护提出了更高的要求，同 时，由于该油田地处黄河滩区，8 0 以上的新井为大斜度定向井，钻井、注汽、防砂、采油 等工艺技术配套的难度大。为了提高产能建设质量，专门开展了敏感性稠油油藏开发专题研 究及现场试验。以油藏工程为依据，在钻井工程方案编制中，根据平台钻井特点和热采开发 要求，对井身轨迹制定了严格的标准，要求大斜度井造斜段造斜率小于1 8 。1 0 0 r a ；针对强 水敏储层开发了新型强抑制钻井液体系，提高了油层保护效果。在采油工艺方面，针对不同 储层性质、原油性质以及不同的开发方式，通过室内筛选评价和现场试验应用结合，对冷采 和热采开发的完井、防砂、举升、降粘等工艺分别进行了优化，制定了固井、射孔、注汽、 作业等各环节的油层保护措施。目前，该块8 9 口新井全部完钻，在郑3 6 4 1 区块已投产 4 7 口，开井4 2 口，日产油4 0 2 t ，平均单井日产

4、油9 6 t ，到达了方案设计的要求。 梁家楼油田沙四段油藏主要为薄互层特低渗油藏，埋深2 8 0 0 2 9 0 0 m ，具有油层多、单 层薄( 1 2 m ) 、储层物性差( 渗透率只有1 2 1 0 。3 z m 2 ) 、非均质性严重、天然能量弱的 特点。油井自然产能低，常规压裂技术增产效果不明显、有效期短，在目前工艺技术条件下 注水开发的难度大、效益差。为了探索此类低品位油藏经济有效的开发模式，提高产能建设 效益，2 0 0 4 年，在梁1 1 2 块开展了大型压裂弹性能量开发试验。油井采取大型压裂投产方 式，采取全三维水力裂缝模拟软件进行压裂优化设计，压裂施工限压提高到7 0 M P a ，加砂 量达到3 6 4 6m 3 ，为常规压裂加砂量的6 9 倍，有效地提高了压裂增产效果，延长了有 效期。共实施较大规模压裂1 1 井次，其中，新井5 口，平均单井日产油2 04 t ；实施补孔重 复压裂5 口井，平均单井日增油6 3 t 。 二) 加快技术集成。优化实施与管理“示范区”工程效果显著 2 0 0 4 年，油田继续组织开展了提高系统效率、套损井防治、分层注水、低渗透水质

5、治 理等“示范工程”，加大了成熟、适用、经济有效技术的集成配套和规模化推广应用，探索 了通过采油工程技术进步提高开发效益的新途径、新方法和新的管理模式，进一步发挥了采 油工程在油田开发中的重要作用，提高了工艺技术进步的贡献率。 在运作模式上，加强组织领导，基本形成了一套较为完整的管理制度；注重部门协调， 基本形成了一套规范的运作模式；强化过程管理，基本形成了一套高效的实施运行机制；突 出效益观念，基本建立了一套合理的回报制度；严格项目验收，初步建立了一套较完善的考 核体系；加快技术集成，进步丰富了采油工艺技术系列。 在技术集成上，形成了以高效注水泵、注水站自动调控寻优、管网优化、分压分注等为 主的提高注水系统效率的技术系列；形成了机采系统节点分析、优化设计、高效节能设备、 井筒举升工艺优化等为主的提高机采系统效率的技术系列；形成了高含水期先分水后加热、 高效加热、低温破乳、油水复合处理、原油密闭处理、工艺过程实时监控和机泵变频闭环控 制等为主的提高集输系统效率的技术系列；形成了锚定补偿式分层注水管柱、封隔器在线验 封、防腐油管、测试调配、欠注层改造等为主的分层注水的技术系列；形成了以套

6、管检测、 修胀套、爆炸整形、打通道、取换套、套管加固、套管堵漏为主的套损井修复工艺的技术系 列。 在提高注采输系统效率示范区工程中，方案编制立足于提高技术水平、提高管理水平、提 高经济效益，坚持技术优化、系统优化、整体优化，坚持注、采、输三系统的有机结合，坚持 地面、井筒与地下的有机结合，坚持技术、管理与效益的有机结合，力求实现“三个目标”， 即全面提升和改进现有工艺技术、丰要经济技术指标达到国内先进水平、形成规模效益。 1 8 跟踪2 0 0 3 年实施的1 0 个提高系统效率示范区工程表明，2 0 0 4 年累计刨经济效益( 节 电、节燃料、节药剂、减损耗) 2 8 0 7 万元。示范区内主要经济技术指标达到或接近国内先 进水平。其中，注水系统效率由4 6 9 上升到5 53 ，单耗由58 5 k W h m 降至 5 5 8 k w h m 3 ，年节电2 0 4 3 1 0 4 k W h ，年创经济效益1 0 2 0 万元；机采系统平均系统效 率由2 07 提高到2 8 ，6 ，提高了7 9 ，平均单井日节电4 5 k W h ，年节电t 7 3 7x 1 0 4 k W h

7、 ，年节约电费8 7 5 万元；集输系统减少含水热负荷3 8 4 5 k W ，减少其他热负荷 1 7 5 0 k W ，泵机组平均运行效率由4 2 提高到5 3 ，加热炉平均效率由6 6 提高到7 9 ， 原油损耗率由0 5 3 降到03 1 ，吨油处理费由6 0 4 元降到4 9 0 元，年综合效益9 1 2 万 元。 2 0 0 4 年继续实施了8 个提高系统效率示范区。机采系统重点推广应用节点分析、优化 设计、高效节能设备、井筒优化配置等技术与方法，实施油井7 5 0 口；注水系统继续应用高 效注水泵、增调压泵、注水站自动调控寻优、管网优化、分压分注等配套技术，对1 6 座注 水站的2 6 台注水泵、3 5 台增压泵及工艺流程、自控系统进行了改造；集输系统重点推广了 高效分水、高效加热、低温破乳、原油密闭处理、工艺过程实时监控和机泵变频闭环控制等 配套技术，改造了8 座联合站和1 座接转站的有关设备与工艺流程。目前，示范区工作基本 完成，预计实施后机采平均系统效率达到3 0 1 ，平均单井日节电3 6 5 k W h ，注水系统 效率达到5 5 5 ，输油泵机组运行效率达到5

8、53 ，加热炉平均效率达8 3 5 以上，油气 损耗率为03 3 。 在套损井预防与治理示范工程中，2 0 0 4 年治理套损井4 6 5 口，成功率9 14 ，其中， 修复油井3 3 5 口，日增油1 0 0 8 t ，累增油1 31X 1 0 4 t l 治理水井1 2 5 口，日增注8 0 1 4 m 3 ，累 增注i 0 5 6 x 1 0 4 m z ；治理气井5 口，日增气1 5 6 1 0 4 一。套损井治理检测、修复技术迸 一步完善，通过两年的机理研究与技术攻关，套损井预防的措施基本形成了不同类型油藏套 管保护的技术系列，初步制定了套管保护技术规范。 在分层注水示范区工程中，跟踪2 0 0 3 年示范区内实施的2 8 7 口分注井表明，分注率由 治理前的8 1 3 上升到9 5o ，层段合格率由初期4 8 6 上升到8 17 注采对应率由 6 9 6 提高到8 05 ，在示范区内的7 4 2 口油井中，有3 8 0 口见到效果，液面平均上升 6 6 m ，含水下降20 3 个百分点，初期日增油2 6 93 t ，目前累计增油6 8 1 4 8 t ，见到良好效果。 2

9、0 0 4 年实施9 个分注示范区，共有水井1 0 2 9 口，实施后，分注率由7 31 上升到9 4 5 ， 层段合格率由4 84 上升到7 6 7 。不同类型油藏分层注水的工艺技术系列逐步配套完 善。 ( 三) 加强攻关研究强化先导试验，采油工艺技术不断创新发展 2 0 0 4 年以来，阻老油田提高采收率和难动用储量开发为核心，通过加强组织运行，基 础理论研究、新技术攻关及先导试验取得了一系列新的进展和突破。 在基础研究方面，开展了稠油蒸汽辅助重力泄油( S A G D ) 室内试验研究、深部调剖多 级段塞组合模式研究、活性聚合物提高采收率可行性研究、双水相及其相关体系提高采收率 研究，并均取得新的成果。 在新技术攻关研究方面，潜山油藏选择性注水泥完井技术与酸压工艺、稠油油藏高温多 效泡沫驱油技术、粘弹性表面活性剂( V E S ) 压裂液技术、埕岛油田分层注水工艺与海水基 堵水调剖技术、超强耐磨防腐复合内涂层油管技术、分层挤压砾石充填防砂技术等新工艺技 术的攻关与试验取得新的进展。 1 9 在先导试验方面，郑4 0 8 一试1 井组火烧驱油先导试验、埕东西区强化泡沫驱先导试 验、孤东七区西二元复合驱先导试验、坨1 1 南高温高盐聚合物驱先导试验等四个集团公司 重点先导试验项目进展顺利，其中，郑4 0 8 一试1 井组火烧驱油先导试验自2 0 0 3 年9 月成 功点火以来实现了连续注气，注气压力由2 58 M P a 下降到2 4 5 M P a ，注气井吸气能力有所 改善，生产井动液面回升，地层能量有所恢复。埕东西区N g ，3 四口水井自2 0 0 4 年9 月注氮 气以来，油压由7 7 M P a 上升到9 1 M P a ，视吸水指数由2 0 7 d ( d M P a ) 下降到1 41 m 3 ( d M P a ) 。孤东七区西N g s 4 一N 9 6 1 二元复合驱自2 0 0 3 年9 月投注以来注入压力上 升07 M P a ，对应油井含水下降0 7 。 此外，罗家一垦西深层稠油开采、史1 0 3 多层非均质低渗透油藏小井距开发、樊3 1 块 砂岩双

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