采油工程工作匯報

1、“十一五”工作回顧及2011 年及“十二五”工作規(guī)劃部署金馬油田開發(fā)公司2011年 3月 3日目錄前言第一部分：“十一五”工作回顧一、主要指標完成情況二、主要工作及成果三、取得的認識第二部分：存在的主要問題及技術潛力一、工藝技術二、采油管理第三部分： 2011 年工作部署一、工作思路二、工作目標三、重點工作第四部分：“十二五”工作規(guī)劃一、工作思路二、工作目標三、重點工作前言“十一五” 時期，金馬油田開發(fā)公司認真貫徹油田公司專業(yè)工作部署，緊密圍繞公司“兩保一降一提”工作主線，在專業(yè)主管部門的指導和支持下，工程系統(tǒng)按照“精細管理挖潛力、 創(chuàng)新增效促發(fā)展、 優(yōu)質低耗上水平”的工作思路，真抓實干，銳意

2、創(chuàng)新，全面實現了采油系統(tǒng)工作目標。以技術配套為重點，加強成熟技術的集成應用和技術攻關，工藝系統(tǒng)實現“3 個轉變”、形成“四大體系” 、取得“ 5 項技術突破”；以高效運行為重點，強化對標管理，采油注汽系統(tǒng)實現自動化運行； 以質量安全為重點， 完善制度建設和強化質量安全監(jiān)管，作業(yè)系統(tǒng)向規(guī)化、效益化推進。開創(chuàng)了油田持續(xù)穩(wěn)定發(fā)展的新局面。第一部分：“十一五”工作回顧一、主要指標完成情況“十一五”時期，以良好的業(yè)績完成了生產、科研、采油、作業(yè)系統(tǒng)考核指標，有效推動了公司的主營業(yè)務持續(xù)穩(wěn)定發(fā)展。生產業(yè)績指標， 公司累積生產原油萬噸， 對比業(yè)績考核指標萬噸， 超產萬噸。完成原油商品量萬噸，對比業(yè)績考核指標

3、萬元噸，超產萬噸。投資萬元，發(fā)生運行費用億元。單位運行成本元/ 噸，對比油田公司考核指標降低元/ 噸?？蒲泄芾碇笜耍?共完成技術推廣項目 30 項，1927 井次，累計增油 29.1 104t ；開展新技術研究與試驗 35 項， 127 井次，累計增油 2.487 104t ；優(yōu)化措施結構節(jié)約資金 596 萬元；取得油田公司級以上技術創(chuàng)新成果 17 項，取得授權專利 4 項； 8 人被聘為廠處級以上技術專家。采油管理指標， 累積實施油井機采優(yōu)化539 井次，使整體系統(tǒng)效率由18.9%提高到 25%。泵效達到 59%，平衡率 90.2%，躺井率 7.7%，油井檢泵周期延長 56 天。開展群眾性挖

4、潛 5298 井次，累積增油 2.95 萬噸。作業(yè)管理指標， 累積完成作業(yè)工作量 1155 井次，作業(yè)一交成功率 99.1%，有效率 90.2%。有效開展修舊利廢活動，累計創(chuàng)效1236 萬元。二、主要工作及成果“十一五” 時期是金馬公司技術發(fā)展最快、成果取得最多、 規(guī)模效益最大的五年。五年來，采油系統(tǒng)管理一路工作取得豐碩成果，科技創(chuàng)效形成規(guī)模、生產效率明顯提升， 作業(yè)質量顯著提高， 人才培養(yǎng)富有成效， 為油田質量效益發(fā)展提供了技術和人才保障。（一）堅持技術完善與難點攻關并重，推動科研創(chuàng)新發(fā)展1、立足開發(fā)實際，實現“三個轉變”一是由單項技術應用向多項技術集成應用轉變。開展了“選層調剖”、“對應調

5、堵”、“堵驅結合”、“防砂堵水一體化”技術研究與應用。五年累計實施1633井次，累計增油 92292t ，降水 90913m。二是由單一介質驅動向多元介質驅動轉變。開展了氮氣采油技術、二氧化碳采油、微生物調堵試驗。五年累計實施12井次，累計增油 2716t 。三是由直井配套開采技術研究向水平井配套開采技術研究轉變。開展了水平井舉升、注汽、控水技術研究與應用。 “十一五”期間，圍繞新海 27 塊水平井二次開發(fā)，重點開展了水平井堵水技術攻關。階段試驗3 口井，見到明顯的降水效果，累積降水344923m。2、加強集成應用，形成“四大體系”一是形成了以調堵為主導的 “有效注水配套技術體系” 。針對海外

6、河油田注水開發(fā)，堅持“注、堵、調、驅”多元化技術集成應用，提高技術應用效果。5年來，累計實施調剖、堵水、分注、解堵、調驅有效注水配套技術5項，345井3次，措施有效率 86.4%，累計增油 199113t ，累計降水 1271380m，取得較好的開發(fā)效果。 二是形成了以調排為主導的“有效注汽技術體系” 。針對小洼油田注汽開發(fā)，堅持“調排一體化”的技術思路，進一步改善高輪次吞吐井生產效果。 5 年來，累計開展有效注汽配套技術， 239 井次，有效率 83.5%，累計增油 65312t ，43累積增排水 14.11 10 m，提高油汽比 0.03 ，回采水率 55%。恢復長停井 8 口井，增油 2

7、063t 。通過多元開發(fā)技術手段的規(guī)模應用，實現了“十一五”期間小洼油田生產形勢的穩(wěn)定，原油產量始終保持在500 噸/d 以上。三是形成了以防砂為主導的“油井防排砂配套技術體系” 。針對兩個老油田油井普遍出砂的問題。 “十一五”期間，海外河油田形成了地層深部防砂為主導，防砂泵、螺桿泵為輔助的“防排一體化” 技術體系。 小洼油田形成了高溫人工井壁防砂為主導，篩管擋砂為輔助的“防擋一體化”技術體系。通過規(guī)模實施，有效恢復了一批停關井，保證了油井的正常生產。 5 年來海外河油田累計實施防砂技術455 井次，有效 400井次，有效率 87.9%，累計增油 248564t 。 四是形成了以注采為主導的“

8、水平井采油配套技術體系” 。圍繞水平井開發(fā)， 配套開展了水平井均勻注汽、 大泵舉升、驅油助排技術應用與試驗， “十一五”時期，累計實施水平井配套措施3項176井次，有效 165 井次，措施有效率 93.8%，累計增油 372410t 。通過水平井配套技術的開展，有效保證了油田水平井的高效開發(fā)。3、注重難點攻關，取得“五項突破”一是溫固型油井防砂技術，滿足了稠油油藏防砂工作的需求。針對洼38 塊稠油井防砂技術有效期短的問題，研發(fā)了適宜的溫固型樹脂防砂技術。其技術特2點是： 抗壓強度達到 68MPa； 滲透率 40 50m； 耐溫 350； 擋砂最小粒徑 0.07mm。固化條件由酸固化轉變熱固化。

9、適有于稠油熱采、水平井防砂。 2007 年以來累計應用 44 井次，有效率 97.5%，累計增油 64173t ，平均無砂生產 685d，階段投入產出比 1：5.5 。二是 可動凝膠 +活性水調驅技術，實現了向多元開發(fā)的轉換。 針對注水油田 “雙高” 開發(fā)階段措施穩(wěn)產難度加大的問題，“十一五” 時期，應用該項技術在海外河油田共開展了 9 個井組的調驅試驗。海 1 塊調驅設計 3 個井組（ H8-16、 8-17 、 23），含油面積為 0.34km2，地質儲量為 139.1 104t ，對應采油井 13 口；海 31 塊設計 6 個井組（H10-31、11-34 、13-35 、13-38 、

10、10-37 、10-35 ），含油面積為 1.2km2，地質儲量為 165 104t 。2006 年以3來 9 井組化學調驅試驗累計增油 85758t ，降水 1187793m，投入產出比 1：2.9 。三是多級分層注水技術， 提高了注水分注級別。 針對注水分注級別低的問題， 研發(fā)了三管四配技術和新型多級分注技術。 在三管分注技術基礎上形成了三管四配注水工藝。其技術優(yōu)勢：可實現對井段長、層數多、層間干擾大的注水井進行細分、定量注水，且不受油稠、出砂、水質影響。其缺點是：三管四配分注技術無法對中間兩層實際注水量進行有效控制。 為此，又開展了采用恒流堵塞器與偏心分注相結合的多級分注技術，其技術特點

11、是：注水級別可達到四級以上， 6 個月無須進行流量測試。累積試驗三管四配、多級分注技術 19 井次，對應油井 94口，分注合格率 92.8%，累計增油 5345t 。 四是聚合物微球調堵技術，改變了傳統(tǒng)調驅的作用機理。 針對油田調堵技術單一的問題， 聚合物微球調堵技術是以白油作為分散介質的水溶性高分子微凝膠。 聚合物微球具有尺寸小、 易注入、選擇性強、逐級封堵的特點，可以實現堵驅綜合作用。 2007 年以來開展調剖試驗 8口井，累積增油 5110t ；開展堵水試驗 7 口井，措施有效率達到100%，累積增油32390t ，降水 7665m。五是 雙基團二次交聯調剖及定位投放技術，實現了真正意義

12、上的深調。針對常規(guī)調剖技術適宜性變差的問題，研發(fā)了一種新型調剖技術。與常規(guī)調剖劑相比，雙基團二次交聯調剖劑性能指標明顯提高，具有二次交聯、穩(wěn)定性好、處理半徑大、 封堵率高的特點。 在 50h 左右完成一次交聯形成有機鉻弱凍膠， 125h 左右酚醛樹脂開始二次交聯，形成強度大的網狀凍膠；成膠時間由 72h 提高到 300h 以上；突破壓力由 1MPa提高到 10MPa以上，封堵率由 95%提高到 98%以上； 140條件下， 220d 體系強度在 G 級以上；預測提高采收率 15% 以上。通過數學模型及可視化物理模型設計出深部調剖定位投放工藝。 處理半徑由注采井距 1/10 處提高到 1/2 處

13、，調剖劑段塞長度設計為 5%10%。研究成果改善了調剖技術性能、增加了處理深度，又節(jié)省了藥劑用量，是一項集經濟性、適用性兼?zhèn)涞男滦驼{剖技術，具有較好的應用前景。（二）堅持對標管理與技術達標并重，促進生產協(xié)調發(fā)展1、實行分級管理，油井泵效連續(xù)3 年位列第一根據各區(qū)塊實際情況將所轄油井分為高泵效井、 邊緣井和不達標井，按照“保持高泵效井， 穩(wěn)定邊緣井， 提升不達標井” 的工作思路重點針對不達標井嚴密監(jiān)控，建立了油井動液面跟蹤曲線圖， 通過建立坐標曲線找準泵效最佳點， 同時以“措施提效、控套提液、降壓增產、降參提效”為手段努力提高油井泵效，使得油井泵效達到 59%以上，在油田公司一直處于較高的水平，

14、已經連續(xù)三年名列第一名。2、配備軟件和節(jié)能裝置，系統(tǒng)效率明顯提高“十一五” 期間，公司累計投入專項資金 300 多萬元配備機采系統(tǒng)效率優(yōu)化設計、預測與評價軟件， 400 多臺變頻器，用于抽油機井機采優(yōu)化工作，累計實施油井機采優(yōu)化 539 井次，使得整體系統(tǒng)效率由 18.9%提高到了 25%，提高了6.1%，輸入功率降低至 7.9kw，系統(tǒng)效率實現率達到 72.7%；水平井機采優(yōu)化 48 井次，系統(tǒng)效率由 22.5%提高到 27%，提高 4.5%。稠油井系統(tǒng)效率位居油田公司第二名。3、應用節(jié)能設備，噸液單耗有效控制2010 年公司噸液耗電，在油田公司處于第二名， 主要得益于節(jié)能設備的廣泛應用與資

15、金投入，在產液量逐年上升的情況下，噸液耗電由24kW.h/t 降低到目前的。具體做了以下四個方面的工作：一是應用機采優(yōu)化設計， 并創(chuàng)新應用于水平井。 二是全部應用井口變頻裝置和無功補償裝置，使采油系統(tǒng)的節(jié)電設備普及率達到較高水平。三是應用轉油站輸油自控技術。四是應用液體粘性調速離合器和高壓變頻技術。4、完善管理制度，躺井率明顯降低。公司建立了日匯報、周小結、月通報的躺井管理制度，通過“一井一議”的方式對躺井原因梳理歸納； 對檢泵周期頻繁、 產量較高的油井建立預警檔案， 對進入危險期的油井重點加強維護管理；按照“四把關” 、兩圍繞”原則加強井筒日常精細管理。 2010 年公司躺井率降至 4.9%

16、，取得了較好的經濟效益。5、依靠技術創(chuàng)新，生產系統(tǒng)全面實現自動化“十一五” 期間，通過對所屬三個油田現有工藝的優(yōu)化、 運用 PLC編程控制技術， 50 座采油站全面實現計量、加熱、外輸、注水、化驗、資料錄入等六項工作的自動化控制。 一是規(guī)模應用稱重式油井計量器，實現遠程自動連續(xù)量油、無人職守、減輕勞動強度的目標。 二是規(guī)模應用自控相變加熱爐， 熱效率由原來3的 77.6 提高到 90.3 ，日均節(jié)氣 300m。三是 規(guī)模實施自控輸油系統(tǒng)， 實現轉油站自動、連續(xù)、平穩(wěn)輸油，輸油泵效提高了8.1%。四是 全面實施摻稀油LZK流量自動控制系統(tǒng)，實現了摻稀油“五分六清”的精細化管理。 五是首次實施GL

17、Z高壓注水流量自控系統(tǒng)， 注水合格率達到 100%，實現精確注水、 平穩(wěn)注水的目的。六是高效應用采油站資料錄入系統(tǒng)， 實現采油生產數字化管理， 降低了工人的勞動強度。6、開展對標管理，注汽單耗有效降低注汽系統(tǒng)開展關鍵技術指標對標管理， 針對燃料單耗、 動力消耗，從可控因素入手制定強化措施降低注汽單耗。 一是實施標準運行參數管理，由“兩對比”確定出六個關鍵指標，把關鍵指標以標牌形式掛于鍋爐操作盤，通過對標調整、定期分析、限期整改，以剛性操作保證燃料完全燃燒，各臺鍋爐熱效率控制在82%以上；二是實施煙氣監(jiān)測對標管理，組織自控儀表管理小組每月應用煙氣分析儀對每臺鍋爐進行監(jiān)測， 填寫鍋爐效率檢測通知單

18、， 提出處理意見， 制定調整方案，嚴格監(jiān)督實施 , 鍋爐含氧均控制在3.5 以下；三是制定清理積灰標準，根據自身生產管理經驗， 結合噴砂吹灰、 人工清灰的方式， 制定了燃稀油最少兩個月清灰一次，燃天然氣最少六個月清灰一次的關鍵管理制度，制定下限保證傳熱效率；四是實施煙溫對標管理，通過數據的實時監(jiān)控，掌握鍋爐煙溫變化規(guī)律，煙溫變化過快則利用吞吐井轉注、汽驅井檢修時機， 在五日實施噴砂吹灰， 確保煙溫達標，減少鍋爐排煙熱損失，各臺鍋爐煙溫均控制在220以下（燃油站控制在 230以下），對比以往鍋爐平均煙溫下降10。目前公司注汽單耗分別為：3渣油 60kg/t ，稀油 57 kg/t，天然氣 70m

19、/t 。7、推進系統(tǒng)改造，注汽管理向自動化發(fā)展通過自動化系統(tǒng)改造，實現了注汽鍋爐、汽水分離器、吹灰“三項自動化”控制。一是全面應用 ECHO5706鍋爐控制系統(tǒng)，熱效率平均提高35%，燃料單耗下降 2 3%。達到更加安全、經濟、可靠、節(jié)能的目的。二是有效應用汽水分離器自動控制系統(tǒng)，投入使用后小洼油田沙三段蒸汽驅油汽比由 0.1 上升到 0.11 ，東三段蒸汽驅油汽比由 0.08 上升到 0.14 ，效果非常明顯。 三是規(guī)模應用脈動吹灰系統(tǒng)， 實現了不用停爐即可完成吹灰全過程， 可根據煙溫高低隨時進行吹灰，通過實施脈沖吹灰技術后，煙溫降低了 100左右，時率提高 0.5%，鍋爐熱效率提高了 23

20、%，注汽單耗下降 1.5 2Kg/t 。8、開展防控研究，硫化氫隱患徹底消除目前，小洼油田發(fā)現硫化氫油井127 口，硫化氫含量超標116 口，生產井硫43化氫含量最高達到15 10 mg/m。硫化氫治理成為生產安全的重點。通過制定防治方案、完善生產管理制度、應用脫硫裝置，使硫化氫得到有效防控。一是制定硫化氫防控方案，保障生產本質安全。二是制定“ 7 項管理制度”，提升管理水平。三是規(guī)模應用脫硫裝置，提升防控力度。采用干法脫硫技術進行脫硫，使得脫硫處理后的天然氣中硫化氫含量為零，同時配發(fā)H2S 檢測儀 108 臺，空氣呼吸器 67 臺，空氣充氣泵 2 臺，防毒面罩 152 套，加強硫化氫監(jiān)測和防

21、護力度。 四是推行“管理六法”，確保施工安全。管理六法： “四色兩標”預警法、分級檢測管理法、日常防管理法、硫化氫區(qū)域施工監(jiān)管法、施工區(qū)域“十嚴禁”管理法、工藝輔助控硫法、應急演練強化法。 五是實施“五項舉措”，落實安全責任。通過采取以上措施，徹底基本消除了硫化氫安全隱患。（三）堅持制度建設與質量安全并重，推動作業(yè)穩(wěn)健發(fā)展“十一五” 期間作業(yè)系統(tǒng)從完善作業(yè)管理制度， 規(guī)作業(yè)管理、 技術創(chuàng)新入手，不斷優(yōu)化作業(yè)設計， 強化現場檢查與監(jiān)督， 加大疑難井方案論證， 細化作業(yè)結算審核，推廣應用作業(yè)新工藝， 新技術，進一步提高作業(yè)修井質量， 降低作業(yè)成本，穩(wěn)步推進井控管理， 加強井控培訓， 強化硫化氫作業(yè)

22、管理， 實現了作業(yè)費用逐年降低，保證了作業(yè)施工安全。1、不斷完善作業(yè)管理制度，實現作業(yè)規(guī)化管理。“十一五”期間，中國石油上市促進了企業(yè)管理制度化、規(guī)化。為了提高作業(yè)系統(tǒng)管理水平和工作效率，杜絕管理漏洞， 先后制定了 金馬油田開發(fā)公司井下作業(yè)工具管理辦法金馬油田開發(fā)公司石油專用油管、抽油桿管理辦法，完善了修井作業(yè)質量考核管理規(guī)定，編制了作業(yè)成本年度預算標準等10項制度與規(guī)定，實現了作業(yè)管理規(guī)化、標準化。2、不斷完善作業(yè)設計、優(yōu)化作業(yè)工序，強化作業(yè)現場監(jiān)督，實現作業(yè)降本增效。一是作業(yè)設計實現了網上設計、 網上匯簽，提高了作業(yè)設計審批效率。 二是成立了井下作業(yè)工程設計室， 制定了作業(yè)設計審核、 審批

23、管理流程， 實現了作業(yè)設計規(guī)化、科學化管理； 三是優(yōu)化施工工序，根據作業(yè)修井目的及要求，合理設計施工工序； 四是強化現場監(jiān)督與檢查， 嚴格按照控流程管理作業(yè)現場， 每道工序要求驗收合格后方可執(zhí)行下一道工序， 通過以上工作， 五年來共減少無序工序 592 道，減少作業(yè)費用 297 萬元，減少無效作業(yè) 127 井次。節(jié)省作業(yè)費用 416 萬元。3、結合公司特點，編制 作業(yè)成本年度預算標準 ，提高作業(yè)資金使用效率。為提高公司資金的使用效率，作業(yè)工程科針對作業(yè)費用年度無預算根據，開展了作業(yè)成本年度預算標準編制工作，為公司資金委員會合理、科學、高效分配有限資金提供決策依據。 一是以金馬油田開發(fā)公司算度配

24、產方案、 年度注水方案和工藝方案、 近三年采油區(qū)的檢泵周期的編制依據， 通過對各采油區(qū)的檢泵周期進行回歸， 得出各油田的油井檢泵周期， 根據油田的開井數確定全年的檢泵作業(yè)井次，通過全年注汽量和平均單井注汽量確定轉注作業(yè)和下泵作業(yè)井次， 根據油田公司作業(yè)結算價格可以計算出全年的常規(guī)作業(yè)費用； 二是根據采油和注水方案及產能建設方案確定的井次和近三年單項作業(yè)平均費用， 可以確定調層、 壓防的作業(yè)費用； 三是根據不同作業(yè)類型所需的井下工具、 收送管材數量及清洗單價來確定每類型的作業(yè)所需的工具費用、 清洗倒運費用， 根據全年的作業(yè)井次計算出全年的作業(yè)服務費用。 通過 2009 2010 年運行檢驗，作業(yè)

25、成本年度預算標準與生產實際誤差小于 5%，達到了科學指導生產經營的目的。4、廣泛應用新技術、新工藝，解決作業(yè)難題。為解決作業(yè)生產中的難題， “十一五”累積應用新技術新工藝 7 項， 228 井次。一是應用降濾失壓裂工藝技術， 加大前置液量， 減少濾失；加粉砂降低濾失；提高排量的施工方法， 有效解決了黃沙坨油田火山巖儲層壓裂液濾失嚴重， 動態(tài)裂縫不充分，很容易產生砂堵的問題，提高壓裂施工的成功率，累計實施 10 井次，增油 24200t ；二是綜合應用 RY361 201 水平井注汽封隔器、水平井抽油泵技術、大通徑水平井泄油器、 水平井連續(xù)沖砂技術提高了水平井的開發(fā)效果， 增加水平井的生產時率直

26、， 三是應用了流線型無磁防漏固定閥、 蒸汽驅中心井高效注汽管柱、高溫泵等技術， 有效地保證了蒸汽驅的開發(fā)效果； 四是應用了液壓解卡技術、有效在解決了在小修作業(yè)過程中常出現管柱卡現象， 而解卡負荷受地面、設備及油管限制造成因解卡負荷不夠而轉大修的問題， 降低了作業(yè)成本， 又存在大負荷解卡的安全風險。5、加強生產周轉材料管理，開展修舊利費，降低作業(yè)成本一是完善周轉材料管理辦法， 健全“周轉材料庫存”、“管桿損壞跟蹤記錄” 、“井下工具回收”三個報表，結合油井作業(yè)需求，摸清庫存，合理調配，充分利用現有周轉材料，減少維修、購進費用，利用 48mm油管替代空心桿進行三管分注 7 口，節(jié)省空心桿 1085

27、 根，間接節(jié)約資金 19.75 萬元；建立井斜井跟蹤記錄，針對管桿損壞情況， 采取使用防偏磨接箍和抽油桿鑄塑工藝， 有效解決了井斜造成抽油桿接箍、油管壁磨損問題，實施 32 口井，避免管桿損壞 3493 根，減少維修費用 28.23 萬元；二是健全井下工具回收臺帳等相關軟件資料， 依據油井上次作業(yè)情況，定人定責對每次回收工具進行數量、 種類核實，并采取以修帶購、外委維修的方式，加大回收再利用率， 使井下工具回收再利用管理程序化、 規(guī)化，提高了挖潛效率。 以修帶購 2554 件，節(jié)約資金 80.8 萬元，直接再利用 8209 件，直接減少維修、 新購進費用 200.5 萬元。 三是根據實際情況，

28、 利用自行研制的抽油桿除銹裝置組織開展除銹工作， 延長了抽油桿使用周期， 特別是為緩解空心桿庫存緊壓力，自行研制壁除銹裝置，減少了空心桿維修和購進費用，除銹 23453 根，其中空心桿壁除銹 2010 根，節(jié)約資金 38.2 萬元。通過不斷規(guī)作業(yè)管理，廣泛應用新技術，強化現場監(jiān)督， “十一五”期間，作業(yè)工作量由1697 井次減少到目前 1155井次、作業(yè)費用由5921 萬元減少到 3840 萬元、噸油成本由89.01 元/t 減少到70.47 元/t 。三、取得的認識通過“十一五” 時期卓有成效的工作， 在科研管理和技術創(chuàng)新方面共取得“六點認識”：觀念創(chuàng)新是發(fā)展的前提“十一五”時期，堅持技術由

29、簡單應用向集成應用的轉變，形成了適應油田開發(fā)階段的“四個技術體系” ；堅持技術水平的提升，圍繞油田開發(fā)現狀及主要矛盾，掌握了一批關鍵技術，取得了一批研究成果，完善了技術體系，形成了規(guī)?；б妫瑢崿F了油田穩(wěn)產的目標。技術進步是發(fā)展的關鍵“十一五”時期是油田發(fā)展階段取得成果最為突出的五年。五年來，開展基礎研究和新技術試驗 35 項， 127 井次，累計增油 2.487 104t 。榮獲油田公司級以上科技成果獎 35 項，其中省部級獎 4 項，另外還獲得其它學術成果獎 9 項，取得授權專利 4 項。公司通過對采油、注汽系統(tǒng)自動化控制技術技術的綜合研究，油田生產系統(tǒng)自動化管理向著油田地面系統(tǒng)數字化邁進

30、了堅實的一步， 自動化程度的提升，促進了工作效率的提高， 增強了現場管理的連續(xù)性、 及時性、精確性、可靠性，達到了安全、高效、低耗、平穩(wěn)運行的目的。必要投入是發(fā)展的保證“十一五”時期，工藝措施費用投入呈明顯遞減形態(tài)。2008 年公司退市前三年，措施費用充裕，擴大了技術實施規(guī)模，研究儲備了一批技術。2009 年面對國際金融危機，油價下跌，成本緊縮的不利影響，近兩年公司措施投入銳減。為保證油田的正常生產，將有限資金合理配置在注水、水平井、蒸汽驅、防排砂配套技術上，砍掉了綜合效益不明顯的維護性措施。 同時，積極爭限油田公司重大、重點項目資金的支持， 有效緩解了資金緊的矛盾， 滿足了油田生產對措施保障

31、的需求。規(guī)模應用是發(fā)展的目標“十一五”時期，圍繞油田注水、注汽開發(fā)，加強配套措施的完善集成，形成了“四個配套技術體系” ，應用成熟適用性技術，取得了較好的規(guī)?；б?。累積完成科研項目 30 項，規(guī)模實施 1927 井次，累計增油 30104 噸，油田年產量始終保持在 50104 噸以上。重大專項是發(fā)展的支撐2010 年油田公司啟動了重大項目研究機制。重大專項是為實現油田穩(wěn)產，通過核心技術突破和資源集成，在一定時限完成的關鍵技術和重大工程，是科技發(fā)展的重大舉措。 金馬公司承擔了海外河油田普通稠油注水油藏提高采收率配套技術研究與應用項目，通過一年來的實效運行，取得5 項技術創(chuàng)新成果，共443開展課

32、題 12 項，110 井次，階段增油 1.87 10 t ，增注 310 m，為注水區(qū)塊的穩(wěn)產提供了技術支持和保障。人才培養(yǎng)是發(fā)展的動力人才是企業(yè)發(fā)展的動力， 是技術創(chuàng)新的源泉。 擁有人才也就增強了企業(yè)抵御風險的能力。以人為本，注重專業(yè)技術人才培養(yǎng)， 著力發(fā)揮技術骨干的引領作用，不斷提升技術創(chuàng)新水平，是公司各級領導的共識。 “十一五”時期，工藝研究所 1 人被聘為油田公司專家， 3 人被聘為廠處級技術專家。第二部分 :存在的主要問題及技術潛力一、工藝技術圍繞金馬油田開發(fā)公司“十二五”時期“45 萬噸穩(wěn)產 5 年”的原油生產目標，認真梳理了目前公司所屬兩個主力油田在配套技術研究方面的關鍵技術難題

33、，明確了“十二五”科研攻關所面臨的11 個技術挑戰(zhàn)和技術潛力。1、油田注采矛盾深化，化學調堵技術急需升級油田油水粘度比平均在200 以上，滲透率變異系數大于0.7 的強非均質儲層占 68%，突進系數大于 3 的不均勻儲層占 46%。受油水粘度比大和儲層非均質性的影響，注水三大矛盾突出。海一塊油井綜合含水 86.1%，油井高含水大于 90%的油井有 31 口，占生產井的 35.2%。開井 88 口，平均單井產量 3.1t 。深部調剖技術最高應用輪次達 8 輪，平均單井增油量從 2006 年的 849t 降到目前的 572t 。技術潛力：一是化學調驅技術具備前期研究試驗基礎。二是新型深部調剖技術取

34、得研究成果。 技術優(yōu)勢是： 化學調驅技術增加了注水粘度，增大了水驅壓力梯度，可有效改善流度比、調整剖面、提高原油采收率，工業(yè)化試驗預測可提高海一塊采收率 3.6%。新型調剖劑和深部定位投放工藝，具有二次交聯、穩(wěn)定性好、處理半徑大、封堵率高的特點。是一項集經濟性、適用性兼?zhèn)涞男滦驼{剖技術，具有較好的應用前景。技術缺點：調驅和調剖技術投入費用較高。2、注水井分注級別低，多級分注技術和薄互層分注技術攻關急待試驗海外河油田由于注水井井段長、單層薄、層間矛盾突出、油稠、出砂及測試手段等因素影響， 制約了多級別分注技術的有效開展，油田注水分注級別低， 最高分注級只達到3 級 4 層。有 2 口井需開展 4

35、 級以上的級別注水。例如：H23井計劃分注4 級5 段、 H6-14 和H11-18 計劃分注5 級6 段。此外，薄互層發(fā)育的注水井細分注水難大。海1 塊邊部有8 口注水井薄互層發(fā)育，夾層厚平均在2m左右，目前為籠統(tǒng)注水，細分注水難大。目前海 1 塊分注率為各區(qū)塊最低為88.2%，全油田目前有注水井146 口，分注井有108 口，其中一級兩層32 口中，兩級 3層 58 口，三級四層 18 口。細分注水工作仍任重道遠。技術潛力：一是開展高級別分注試驗，滿足油田細分注水的需要。目前，新型多級分注技術已具備進一步增大分注級別的技術基礎，理論上可以實現高級別分層注水。其技術優(yōu)勢是： 多級分注技術可提

36、高分注級別，采用恒流配水器對各層進行定量注水， 減少測試投撈所造成的作業(yè)及周期長問題。其技術缺點是注水雜質、井筒死油、砂等易堵塞水嘴，造成注入量達不到配注要求。二是開展薄互層分層注水技術攻關。 對于薄互層發(fā)育細分注水難度大注水井，計劃研制長膠筒封隔器，改變目前薄互層注水井籠統(tǒng)注水的現狀。3、海 26 塊水驅效率差，多元配套開采技術急需研究與試驗海 26 塊水驅地質儲量占海外河油田水驅儲量的 40.6%，居各注水區(qū)塊之首。區(qū)塊年產量 8.53 104 t ，占油田水驅年產量的 44.5%，采出程度 19.38%，標定采收率 22.2%，綜合含水 91.7%。目前有油井 240 口，171 口，開

37、井率 71.3%，平均單井日產液 18.4m3，單井日產油僅有 1.5t 。由于構造復雜、儲層連通性差（連通系數 63%），油稠、出砂嚴重，導致水驅調堵技術難以規(guī)模實施。 2000 年以來累計實施化學堵水和調剖 9 井次，累計增油僅有 992t 。技術潛力：一是注氣采油技術具備前期研究基礎。 “二氧化碳和氮氣 +泡沫驅”采油技術在海 1 塊和海 26 塊試驗成功。在海一塊 H11221井和 H1122井二氧化碳驅試驗累積增油476t 。在海 26 塊 H18129 和 H22233 井氮氣 +泡沫驅試驗對應井增油 1336t 。注氣采油技術優(yōu)勢是：具有降粘、驅油、補充地層能量、壓水錐的作用，適

38、于提高低滲層原油采收率，技術缺點：投入費用較高。二是微生物采油適于復雜斷塊的開發(fā)。微生物采油技術技術優(yōu)勢：具有原油降粘、改善流度比、解堵作用，適用于低滲層開采，且安全環(huán)保無毒害。技術缺點：投入費用較高。4、部分注水層段次注，多氫酸解堵技術和聚合物解堵技術急需研究。海外河油田 2010 年注水量完成4315210 m。目前有注水井 147 口，開井 109326 口。統(tǒng)計欠注井有 19 口 27 層段，日配口，日注水量 4021m，因注不進關井333注量 810m，實際日注入量261m，日欠注 549 m 。其中有 11 個層段低滲注不進-32水，平均滲透率在 50 10m。海 1 塊欠注井 7

39、 口，海 31 塊欠注井 7 口，海26 塊欠注井 5 口。水井欠注的主要原因有四個方面：一是東三層系儲層物性差，分層注水后對應層位造成注水壓力上升； 二是受長期注水影響， 注水井近井地帶存在機雜堵塞問題。 三是調剖、調驅等措施封堵了高滲透層， 液流改向提高了注水壓力；四是干線壓力低（ 11.5 12.5MPa），不能滿足注水工作需要。技術潛力：一是擴大多氫酸解堵技術試驗，恢復低滲透層注水。 2010 年，多氫酸解堵技術在 H8-24 井試驗成功，試驗 1 口，注水壓力降低 2MPa以上。其技術優(yōu)勢是：采用壓裂車組施工， 壓力高、排量大、處理半徑大，具有酸壓效果，可有效解決儲層連通性差、 水質

40、污染形成的堵塞和注入壓力高的問題。 技術缺點是：投入大，不能解決聚合物污染堵塞。二是開展聚合物解堵技術攻關。隨著調剖調驅注聚規(guī)模的擴大， 聚合物近井堵塞現象日趨嚴重， 計劃開展配套技術研究，以降低注水壓力。5、新海 27 塊水平井高含水，堵水技術急需突破3目前新海 27 塊有水平井 39 口，開井 37 口，日產液 3413m，日產油 225.6t ，綜合含水 93.4%。含水 60 70%的油井 5 口，含水 80 90%的油井 1 口，含水 9095%的油井 19 口，含水 95 98%的油井 11 口，高含水關井 3 口。高含水問題成為水平井高效開發(fā)的一只“攔路虎” 。技術潛力：一是水平

41、井堵水技術研究啟動較早，具備前期試驗基礎。試驗3口井見到明顯的降水效果。 二是明確了存在的問題和技術突破方向。計劃配套開展二氧化碳采油技術，降低油水流度比。技術優(yōu)勢：找水、堵水、采油一體化實施，技術針對性強，節(jié)省措施投入。技術缺點：水平井堵水投入費用較高，工期較長、工序復雜。堵水方案上缺少配套的采油技術。6、水平井出砂，防砂技術急需完善油藏壓實作用差，膠結疏松，在開采過程中地層應力結構受到破壞，油稠拖拽力強，油層出砂嚴重。金馬公司現有83 口水平井，目前發(fā)現出砂井10 口，其中小洼油田出砂發(fā)現出砂水平井8 口，占水平井數 30.8%。海外河油田發(fā)現 2 口井。出砂 10 口井，油井正常生產能力

42、日產油3。通過檢70.4t/d ，日產液 357m/d泵維持正常生產有8 口井（日產油 40.5t/d ，日產液 360.8m3/d ），出砂嚴重關井2 口（洼 38- 東 H1、洼 38- 東 H306）。水平井出砂問題日趨嚴重。技術潛力：水平井防砂技術已開展了前期基礎研究，待條件成熟投入現場試驗，重點解決小洼油田水平井出砂問題。7、蒸汽驅井縱向動用不均勻，高溫調剖技術急需試驗小洼油田汽驅試驗區(qū)年產量約占小洼油田年產量的28.6%。目前有蒸汽驅井312 口，開井 9 口。對應生產井 55 口，開井 48 口，日產油 145t ，日產液 1333m，小洼油田蒸汽驅采用籠統(tǒng)注汽方式，生產過程中，

43、 中心注汽隨注汽時間延長， 主力層采出程提高，儲層縱向上吸汽剖面不均勻，致使對應井汽竄、含水上升、產量遞減，油汽比、采注比降低。隨著小洼油田汽驅規(guī)模的擴大，急需配套開展高溫調剖技術研究。技術潛力：鉆采院已完成了新型調剖技術的前期研究工作， 待條件成熟將進入現場試驗。其技術優(yōu)勢是研制的蒸汽驅調剖技術高溫穩(wěn)定性好。 技術缺點是單井投入較高。8、洼 38 塊低效吞吐井增多，稠油深部熱采技術急需儲備目前洼 38 塊有油井 421 口，開井 191 口，日產油 485t 。已采出可采儲量的87.6%，平均注汽周期 11.3 次，平均單井產液量 29.8m3 ，平均單井產油量 2.5t 。產量呈逐年下降趨

44、勢，累計油汽比由 2009 年 0.54 下降到 2010 年 0.53 ；年產油量由 18.3 104 t 下降到目前的 17.51 104t ；油汽比低于 0.2 的采油井有 72 口。油汽比在 0.2 0.3 的采油井有 21 口，占開井數的 48.7%，老井穩(wěn)產難度加大。技術潛力：與中國石油大學（華東）合作開展了洼38 塊稠油凝膠泡沫調堵與催化降粘技術研究，試驗2 口井，增油370t 。為稠油深部熱采技術的研究提供了技術基礎。技術優(yōu)勢：稠油深部熱技術具有處理半徑大、選擇性好、驅油效率高的特點，還可以提高蒸汽的利用率。二、采油管理1、天然氣組分發(fā)生變化，二氧碳濃度逐年增加2010 年以來

45、，小洼油田采油站頻繁出現加熱爐熄火事件，在冬季尤為突出。給安全生產帶來了極大的隱患，在熄火的同時取樣化驗，二氧化碳濃度高達62.92%。2、設備和管線腐蝕嚴重，腐蝕穿孔事故頻發(fā)小洼油田的設備和流程使用年限都超過了16 年，近年硫化氫的出現更加劇了材料腐蝕狀況， 目前單井和站間輸油、 輸氣管線腐蝕泄漏的事故時有發(fā)生，僅僅 2010 年 10 月份就發(fā)生 5 起進站管線腐蝕穿孔事故， 由于發(fā)現處理的比較及時沒有發(fā)生危險。但是作為高含硫化氫段的泄露，其危險性不容忽視。3、含聚污水處理難度大，水質達標不能保障隨著海一塊調驅和海 31 塊“2+3”采油試驗的深入， 在提高原油產量的同時也增加了含聚合物污

46、水的處理難度。 海一聯污水中因含有聚合物， 水中油滴及固體懸浮物的乳化穩(wěn)定性增強， 進而導致油、 水分離難度加大。 存在的主要問題是機雜超標（最高為 69mg/L, 最低為 27mg/L 均高于油田公司考核指標 10mg/L）。為解決海外河油田含聚合物污水處理難題， 公司組織油田采油一廠聚南 1-1 污水處理站進行含聚合物污水處理工藝與技術調研， 并制定了相關的整改措施， 保證了污水處理效果。 但隨著海一塊深度調驅工作的進一步開展， 聯合站污水處理將會迎來新的難題。三、作業(yè)管理小洼油田目前有 10 個汽驅井組，其中沙三油層 5 個，東三油層 5 個，需要定期對中心注汽井進行更換注汽管柱、 調整

47、注汽方式等作業(yè)。 存在著地層溫度高（ 200左右），地層壓力低（ 2MPa左右），硫化氫含量高，作業(yè)時間長的問題，目前在作業(yè)前采用高溫暫堵劑、 水泥壓井的方法來安裝防噴器， 并在作業(yè)過程中一直往套管灌水降低井筒溫度的做法，風險大、成本高、對地層傷害大。第三部分 : 2011 年工作部署一、工作思路2011 年，認真落實油田公司專業(yè)工作部署，繼續(xù)圍繞公司“兩保一降一提”和“工作對標準、 管理講效率、 經營要效益” 的工作要求，以實現油田有效注水、注汽和保證油水井正常生產為工作重點， 深入開展采油工程精細化管理活動， 依托油田公司重大科研項目， 進一步提升科研管理水平。 加快科研成果轉化， 推進化

48、學調驅試驗；加強難點技術攻關，開展 “十項研究”；做好 “四篇文章”，夯實發(fā)展基礎，為油田質量效益發(fā)展提供技術支撐。二、工作目標全面完成各項科研、 生產任務。 2011 年計劃開展工藝措施 23 項，205 井次，措施有效率 80%以上，年度增油 2.1 104 t ，投入產出比達到 1：1.5 以上。預期取得油田公司科技成果 1 項，申報專利 2 項；形成稠油注水核心技術 2 項，力爭在化學調驅、 水平井防砂、 水平井堵水研究方面取得進展。采油系統(tǒng)實現生產管理指標全面達標。作業(yè)系統(tǒng)計劃完成作業(yè)工作量1217 井次，作業(yè)一次成功率大于 98%；作業(yè)有效率大于 95%；杜絕作業(yè)過程中井噴失控、硫

49、化氫中毒、作業(yè)污染等事故的發(fā)生。三、重點工作（一）采油工藝一是以油田效益發(fā)展為目標，規(guī)模應用 “四個體系”， 進一步提高油藏采收率。注水配套工藝技術。 依托油田公司重大科研項目 海外河油田普通稠油注水油藏提高采收率配套技術研究與應用 ，按照“注、堵、調、驅”的技術思路，配套應用多元注水技術，提高油藏采收率。形成 3 項關鍵技術：多級分層注水、精細調堵、化學調驅；開展 2 項技術試驗： 新型深部調剖、 薄互層分層注水。注汽配套工藝技術。 針對小洼油田吞吐輪次高、 采出程度高和有效吞吐井減少的問題，按照”注、調、排”的技術思路，綜合應用注汽配套技術，改善蒸汽吞吐、汽驅開發(fā)效果。應用3 項配套技術：

50、分注選注、化學輔助吞吐、高溫泵采油技術；開展1 項試驗：解除小洼油田蒸汽驅高溫堵塞。油井防排砂技術。 根據油井出砂狀況， 按照“固、擋、排”的技術思路，保證油井正常生產。應用2 項主導技術：地層深部防砂、高溫人工井壁防砂；實施 2 項配套技術：篩管防砂、螺桿泵；開展1 項試驗：溫固型樹脂水平井防砂。水平井配套工藝技術。 以提高水平井動用程度為目標，應用水平井配套技術，改善水平井開發(fā)效果。應用2 項注汽技術：多點注汽、雙管注汽；實施2項舉升技術：大斜度水平井抽油泵、大排量螺桿泵；開展3 項技術試驗：水平井堵水、水平井防砂、水平調剖驅油。二是以難點技術攻關為目標，重點開展“十項研究”，實現科研新進

51、展。圍繞油田開發(fā)的難點問題，重點開展 “十項新技術研究” ， 為油田穩(wěn)定發(fā)展提供新的技術支持。水平井配套技術。 開展水平井防砂技術、 水平井堵水技術、 水平井調剖助排技術研究，解決水平井出砂、高含水、水平段動用不均的問題，保證水平井高效生產。海 26 塊提高水驅效果技術。開展氮氣驅油技術、二氧化碳采油技術、化學調剖技術、微生物采油技術研究與試驗，探索改善海 26 塊復雜斷塊多元開發(fā)的技術方法。薄互層油藏分層注水技術。 海 1 塊邊部油藏平均單層厚度 2.84m，單井注水層數平均 7.7 層，最多注水層數 27 層，薄互層發(fā)育，細分注水難度大。研制適宜的長膠筒封隔器，提高分注級別。有效注汽技術。

52、一是開展小洼油田蒸汽驅中心井改善注汽剖面技術研究，提高蒸汽縱向波及體積； 二是開展蒸汽通道控制深部熱采技術研究， 改善小洼油田高輪次吞吐井開發(fā)效果。三是以爭創(chuàng)一流團隊為目標，認真做好“四篇文章”，營造發(fā)展大環(huán)境加強項目對標管理， 提升工作水平。 嚴格執(zhí)行金馬公司科技項目管理辦法等四項規(guī)定，加強項目立項和成本管理，優(yōu)化措施結構，加快技術成果應用與轉化，提高技術創(chuàng)新水平和經濟效益。嚴細工程設計審核， 確保井控安全。 嚴格執(zhí)行遼河油田井下作業(yè)井控實施細則要求，加強小洼油田含硫化氫有毒氣體工程設計及審核，設計符合率達到 100%，為公司實現安全環(huán)保提供有力的技術保障。加強人才隊伍建設，提升綜合素質。

53、編制培訓計劃，建立部交流平臺，加強技術調研，拓展工作思路，提升開拓創(chuàng)新、業(yè)務交流、論文寫作和總結提煉“四種能力”，為公司發(fā)展提供技術人才保障。強化 HSE管理體系，實現安全環(huán)保。 落實有感領導、直線責任，嚴格執(zhí)行安全環(huán)保責任制， 加強施工過程監(jiān)督， 確保 HSE管理體系有效落實， 實現安全環(huán)保零事故。2、采油工程做好兩項推廣。一是 資料錄入系統(tǒng)完善和推廣。在采油站系統(tǒng)實施完善網絡工程后，對所有 50 座采油站資料全部進行網上操作，實現采油站資料的計算機錄入。自動生成數據匯總表，實現數據自動采集確保了及時性、準確性。有效降低工人填寫各類報表的勞動強度。 二是機采系統(tǒng)能耗對標管理方法推廣使用。將能耗最低機采設計與評價軟件配備到作業(yè)區(qū)和工藝研究所，實現對標管理軟件功能網絡化、 油井數據庫網絡化， 形成