围绕低成本 突出一体化推进海上油田高速高效开发

孙希越　陈广斌

摘 要：面对依然严峻的生产经营形势，海洋采油厂继续强化低成本开发，实施“1561”海上油田提升工程，攻坚克难，创新提升，全力推进海上提质增效、提速提效、控本增效，为油田“战寒冬、求生存、谋发展”做出积极贡献，为此，本文进行了详细论述。

关键词：降本；增效；提升

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

0 引言

面对“低油价、极寒期”，海洋采油厂树立科学开发、精细开发、效益开发理念，更加注重精细注水，更加注重一体化运行，更加注重技术创新，更加注重过程优化，不断增强海上可持续发展能力。

1 保效创效主要做法

（1）持续加强精细注水，实现稳产提效。为进一步提高水驱开发效果，实施了精细注水工程，通过强化“六个精细” ，夯实了油田开发基础，提高开发效益和质量。精细地质研究：结合老区调整认识，精细储层描述研究，对埕岛馆上段587口井钻遇的单砂体细分，由原来30个小层进一步细分为35个小层，重新落实单砂体的井间连通状况和油水分布关系，为细分注水提供了依据。精细分注工艺：精细做好分层改造，分层注水工作，实现了一次管柱分7段改造增注、单井6段细分注水，四段以上分注井由2015年的41口增加到50口，细分率由50.9%提高到55.1%，层段合格率由74.6%提高到76.8%。精细水质处理：强化污水质量控制，提升注水水质，从源头、沿程、井口入手，建立“三控四清一洗”水质动态管理办法，推广污水水质专业化承包管理模式，实施加药方案优化， 水井洗井233井次，同比增加62井次，水质达标率达到99%。精细动态分析：加强单元目标化管理，完善3大类16项目标评价体系，实施二级管理，制订考核细则并落实到人，做到问题矛盾剖析清楚，动态变化准确预测，调控成效及时显现，上半年自然递减率6.4%，含水上升率0.6%，均控制在年度计划指标之内。精细注采调配：针对平面注采不均衡、层间动用差异大、地层能量不均衡等三类矛盾，开展“五个结合”，制定九类措施，抓好“四项优化”，努力实现精确调配到小层。2016年实施精细调水措施114井次，油井参数优化35口，地层压力均衡回升0.2Mpa，含水上升率下降1.9%。 精细效益评价：一是算长远账，加大稳产投入，降低吨油固定成本；二是算当期账，强化单井效益评价，实现降本增效，应用“三线四区”经济运行模型，优化产液结构，开展油藏分类治理。

（2）成立效益开发作战室，实现优化增效。为强化效益管理和一体化运行，成立了效益开发作战室，做好成本、产量和效益的平衡优化，实现多专业的专家一体化决策，实现优化增效。一是构建年度产量效益决策机制，算赢年度结构优化账；二是构建月度弹性效益配产机制，算赢月度运行账；三是构建单井方案最高水平决策机制，算赢单井提效账。

（3）注重技术创新优化，实现增产创效。以技术创新为引领，围绕提高单井产能、延长油井寿命、实现大斜度井分注和低渗透水井降压增注，开展了五项技术创新优化。完善油井防砂工艺：树立“一次防砂终身有效”的理念，抓住射孔炮眼和筛套环空充填质量两个关键，配套5项支撑技术，建立2项质量评价标准，形成3道高密实挡砂屏障。完善低液井治理工艺：低液井治理是增产增效重要潜力点，针对不同低液井类型，配套形成挤压改造、泡沫吞吐、酸化解堵等5项工艺技术，编制一井一策的低液井治理方案，2012年至今累计治理低液井119口，低液井比例下降19.8%。完善长寿命举升工艺：对近三年125口电泵躺丼原因进行分析，找出了制约主要因素，对电缆连接、结垢卡泵及管柱腐蚀三类问题开展了技术攻关，即：改进过电缆封隔器电缆穿越工艺、配套防垢电泵机组、配套防腐技术。

（4）应用新型同心双管分注工艺。针对过去同心双管分注工艺双控安全阀可靠性低、内外管窜通的问题，应用新型同心双管分注工艺，内外管由双控安全阀同时控制改为两个安全阀单独控制，在CB20CB-13、CB22FC-9-10和KD481C-8四口井中應用，目前注水、验封均正常。

（5）应用低渗透降压增注工艺。针对海上东营组低渗水井采用常规降压增注工艺（硝酸缓速酸、有机多氢酸）效果不理想的问题，在CB32A-5井应用杂双子复合降压增注技术，注入压力由20.8MPa降至15.8MPa，日注水量由33m3升至75m3，2016年上半年，通过进行单井设计优化、过程动态优化和工艺技术优化三项优化，实施76口井，节约费用1891万元。

2 重点工作

（1）产能建设安排。钻井安排：4个产能区块，计划完钻新井48口，新建产能25.8万吨，其中新区钻井43口，新建产能22.5万吨，老区钻井5口，新建产能3.3万吨。新井投产安排：2017年计划油井投产22口，新增日油能力655吨，年产油10.5万吨。

（2）措施产量。2017年措施井主要以低效井治理为主，按40美元评价，安排措施35井次，平均单井措施初增油能力16.8吨，年措施增油有效期200天，2017年措施增油12.5万吨。

（3）老井自然产量安排。自然递减率：2013年以来通过强化细分注水、加大注采调配，含水上升速度减缓，自然递减率稳定在8%左右，2017年自然递减率取值8.0%。老井自然产油：根据效益配产原则，考虑年底作业扶躺井及措施作业，2017年标定水平8700吨，油井自然递减率8.0%，测算老井自然产油量为292万吨。

（4）隐患治理项目对产量的影响。根据《中国石化海（水）上石油重大安全风险作业管理规定》、《海上平台检维修与报废管理规定（试行）》，2017年计划对中心一号、中心二号进行隐患治理以及海管试压、电网检修等工作量，累计影响产量5万吨。

3 具体实施

（1）持续强化精细注水，增强效益开发基础。加快北区老区配套和新井投注进度，完善注采井网；强化水井细分，提高水驱效果；加大水井测调力度，提高层段合格率；做好高含水井提效。通过加强注采调配、开展堵水调剖，优化调整流线，降低油井含水。（2）注重科研攻关，提高单井产能。即：研发易返排酸化解堵技术；攻关高泥质低液井治理技术；攻关应用稠油增产配套工艺；试验应用一次管柱分层挤压充填防砂工艺。（3）注重技术推广，延长单井寿命。首先对电泵机组进行18项技术改进，提升电泵宽幅、耐磨、防垢、防腐、耐温五项性能，其次开展圆电缆应用试验。（4）注重严细管理，提升钻井油层保护质量、提升钻井井身质量、提升完井作业质量、注重治理改造，确保安全开发。