圍繞低成本 突出一體化推進海上油田高速高效開發

孫希越　陳廣斌

摘 要：面對依然嚴峻的生產經營形勢，海洋采油廠繼續強化低成本開發，實施“1561”海上油田提升工程，攻堅克難，創新提升，全力推進海上提質增效、提速提效、控本增效，為油田“戰寒冬、求生存、謀發展”做出積極貢獻，為此，本文進行了詳細論述。

關鍵詞：降本；增效；提升

DOI：10.16640/j.cnki.37-1222/t.2017.02.239

0 引言

面對“低油價、極寒期”，海洋采油廠樹立科學開發、精細開發、效益開發理念，更加注重精細注水，更加注重一體化運行，更加注重技術創新，更加注重過程優化，不斷增強海上可持續發展能力。

1 保效創效主要做法

（1）持續加強精細注水，實現穩產提效。為進一步提高水驅開發效果，實施了精細注水工程，通過強化“六個精細” ，夯實了油田開發基礎，提高開發效益和質量。精細地質研究：結合老區調整認識，精細儲層描述研究，對埕島館上段587口井鉆遇的單砂體細分，由原來30個小層進一步細分為35個小層，重新落實單砂體的井間連通狀況和油水分布關系，為細分注水提供了依據。精細分注工藝：精細做好分層改造，分層注水工作，實現了一次管柱分7段改造增注、單井6段細分注水，四段以上分注井由2015年的41口增加到50口，細分率由50.9%提高到55.1%，層段合格率由74.6%提高到76.8%。精細水質處理：強化污水質量控制，提升注水水質，從源頭、沿程、井口入手，建立“三控四清一洗”水質動態管理辦法，推廣污水水質專業化承包管理模式，實施加藥方案優化， 水井洗井233井次，同比增加62井次，水質達標率達到99%。精細動態分析：加強單元目標化管理，完善3大類16項目標評價體系，實施二級管理，制訂考核細則并落實到人，做到問題矛盾剖析清楚，動態變化準確預測，調控成效及時顯現，上半年自然遞減率6.4%，含水上升率0.6%，均控制在年度計劃指標之內。精細注采調配：針對平面注采不均衡、層間動用差異大、地層能量不均衡等三類矛盾，開展“五個結合”，制定九類措施，抓好“四項優化”，努力實現精確調配到小層。2016年實施精細調水措施114井次，油井參數優化35口，地層壓力均衡回升0.2Mpa，含水上升率下降1.9%。 精細效益評價：一是算長遠賬，加大穩產投入，降低噸油固定成本；二是算當期賬，強化單井效益評價，實現降本增效，應用“三線四區”經濟運行模型，優化產液結構，開展油藏分類治理。

（2）成立效益開發作戰室，實現優化增效。為強化效益管理和一體化運行，成立了效益開發作戰室，做好成本、產量和效益的平衡優化，實現多專業的專家一體化決策，實現優化增效。一是構建年度產量效益決策機制，算贏年度結構優化賬；二是構建月度彈性效益配產機制，算贏月度運行賬；三是構建單井方案最高水平決策機制，算贏單井提效賬。

（3）注重技術創新優化，實現增產創效。以技術創新為引領，圍繞提高單井產能、延長油井壽命、實現大斜度井分注和低滲透水井降壓增注，開展了五項技術創新優化。完善油井防砂工藝：樹立“一次防砂終身有效”的理念，抓住射孔炮眼和篩套環空充填質量兩個關鍵，配套5項支撐技術，建立2項質量評價標準，形成3道高密實擋砂屏障。完善低液井治理工藝：低液井治理是增產增效重要潛力點，針對不同低液井類型，配套形成擠壓改造、泡沫吞吐、酸化解堵等5項工藝技術，編制一井一策的低液井治理方案，2012年至今累計治理低液井119口，低液井比例下降19.8%。完善長壽命舉升工藝：對近三年125口電泵躺丼原因進行分析，找出了制約主要因素，對電纜連接、結垢卡泵及管柱腐蝕三類問題開展了技術攻關，即：改進過電纜封隔器電纜穿越工藝、配套防垢電泵機組、配套防腐技術。

（4）應用新型同心雙管分注工藝。針對過去同心雙管分注工藝雙控安全閥可靠性低、內外管竄通的問題，應用新型同心雙管分注工藝，內外管由雙控安全閥同時控制改為兩個安全閥單獨控制，在CB20CB-13、CB22FC-9-10和KD481C-8四口井中應用，目前注水、驗封均正常。

（5）應用低滲透降壓增注工藝。針對海上東營組低滲水井采用常規降壓增注工藝（硝酸緩速酸、有機多氫酸）效果不理想的問題，在CB32A-5井應用雜雙子復合降壓增注技術，注入壓力由20.8MPa降至15.8MPa，日注水量由33m3升至75m3，2016年上半年，通過進行單井設計優化、過程動態優化和工藝技術優化三項優化，實施76口井，節約費用1891萬元。

2 重點工作

（1）產能建設安排。鉆井安排：4個產能區塊，計劃完鉆新井48口，新建產能25.8萬噸，其中新區鉆井43口，新建產能22.5萬噸，老區鉆井5口，新建產能3.3萬噸。新井投產安排：2017年計劃油井投產22口，新增日油能力655噸，年產油10.5萬噸。

（2）措施產量。2017年措施井主要以低效井治理為主，按40美元評價，安排措施35井次，平均單井措施初增油能力16.8噸，年措施增油有效期200天，2017年措施增油12.5萬噸。

（3）老井自然產量安排。自然遞減率：2013年以來通過強化細分注水、加大注采調配，含水上升速度減緩，自然遞減率穩定在8%左右，2017年自然遞減率取值8.0%。老井自然產油：根據效益配產原則，考慮年底作業扶躺井及措施作業，2017年標定水平8700噸，油井自然遞減率8.0%，測算老井自然產油量為292萬噸。

（4）隱患治理項目對產量的影響。根據《中國石化海（水）上石油重大安全風險作業管理規定》、《海上平臺檢維修與報廢管理規定（試行）》，2017年計劃對中心一號、中心二號進行隱患治理以及海管試壓、電網檢修等工作量，累計影響產量5萬噸。

3 具體實施

（1）持續強化精細注水，增強效益開發基礎。加快北區老區配套和新井投注進度，完善注采井網；強化水井細分，提高水驅效果；加大水井測調力度，提高層段合格率；做好高含水井提效。通過加強注采調配、開展堵水調剖，優化調整流線，降低油井含水。（2）注重科研攻關，提高單井產能。即：研發易返排酸化解堵技術；攻關高泥質低液井治理技術；攻關應用稠油增產配套工藝；試驗應用一次管柱分層擠壓充填防砂工藝。（3）注重技術推廣，延長單井壽命。首先對電泵機組進行18項技術改進，提升電泵寬幅、耐磨、防垢、防腐、耐溫五項性能，其次開展圓電纜應用試驗。（4）注重嚴細管理，提升鉆井油層保護質量、提升鉆井井身質量、提升完井作業質量、注重治理改造，確保安全開發。