采油工程工作汇报

1、“十一五”工作回顾及2011 年及“十二五”工作规划部署金马油田开发公司2011年 3月 3日目录前言第一部分：“十一五”工作回顾一、主要指标完成情况二、主要工作及成果三、取得的认识第二部分：存在的主要问题及技术潜力一、工艺技术二、采油管理第三部分： 2011 年工作部署一、工作思路二、工作目标三、重点工作第四部分：“十二五”工作规划一、工作思路二、工作目标三、重点工作前言“十一五” 时期，金马油田开发公司认真贯彻油田公司专业工作部署，紧密围绕公司“两保一降一提”工作主线，在专业主管部门的指导和支持下，工程系统按照“精细管理挖潜力、 创新增效促发展、 优质低耗上水平”的工作思路，真抓实干，锐意

2、创新，全面实现了采油系统工作目标。以技术配套为重点，加强成熟技术的集成应用和技术攻关，工艺系统实现“3 个转变”、形成“四大体系” 、取得“ 5 项技术突破”；以高效运行为重点，强化对标管理，采油注汽系统实现自动化运行； 以质量安全为重点， 完善制度建设和强化质量安全监管，作业系统向规化、效益化推进。开创了油田持续稳定发展的新局面。第一部分：“十一五”工作回顾一、主要指标完成情况“十一五”时期，以良好的业绩完成了生产、科研、采油、作业系统考核指标，有效推动了公司的主营业务持续稳定发展。生产业绩指标， 公司累积生产原油万吨， 对比业绩考核指标万吨， 超产万吨。完成原油商品量万吨，对比业绩考核指标

3、万元吨，超产万吨。投资万元，发生运行费用亿元。单位运行成本元/ 吨，对比油田公司考核指标降低元/ 吨。科研管理指标， 共完成技术推广项目 30 项，1927 井次，累计增油 29.1 104t ；开展新技术研究与试验 35 项， 127 井次，累计增油 2.487 104t ；优化措施结构节约资金 596 万元；取得油田公司级以上技术创新成果 17 项，取得授权专利 4 项； 8 人被聘为厂处级以上技术专家。采油管理指标， 累积实施油井机采优化539 井次，使整体系统效率由18.9%提高到 25%。泵效达到 59%，平衡率 90.2%，躺井率 7.7%，油井检泵周期延长 56 天。开展群众性挖

4、潜 5298 井次，累积增油 2.95 万吨。作业管理指标， 累积完成作业工作量 1155 井次，作业一交成功率 99.1%，有效率 90.2%。有效开展修旧利废活动，累计创效1236 万元。二、主要工作及成果“十一五” 时期是金马公司技术发展最快、成果取得最多、 规模效益最大的五年。五年来，采油系统管理一路工作取得丰硕成果，科技创效形成规模、生产效率明显提升， 作业质量显著提高， 人才培养富有成效， 为油田质量效益发展提供了技术和人才保障。（一）坚持技术完善与难点攻关并重，推动科研创新发展1、立足开发实际，实现“三个转变”一是由单项技术应用向多项技术集成应用转变。开展了“选层调剖”、“对应调

5、堵”、“堵驱结合”、“防砂堵水一体化”技术研究与应用。五年累计实施1633井次，累计增油 92292t ，降水 90913m。二是由单一介质驱动向多元介质驱动转变。开展了氮气采油技术、二氧化碳采油、微生物调堵试验。五年累计实施12井次，累计增油 2716t 。三是由直井配套开采技术研究向水平井配套开采技术研究转变。开展了水平井举升、注汽、控水技术研究与应用。 “十一五”期间，围绕新海 27 块水平井二次开发，重点开展了水平井堵水技术攻关。阶段试验3 口井，见到明显的降水效果，累积降水344923m。2、加强集成应用，形成“四大体系”一是形成了以调堵为主导的 “有效注水配套技术体系” 。针对海外

6、河油田注水开发，坚持“注、堵、调、驱”多元化技术集成应用，提高技术应用效果。5年来，累计实施调剖、堵水、分注、解堵、调驱有效注水配套技术5项，345井3次，措施有效率 86.4%，累计增油 199113t ，累计降水 1271380m，取得较好的开发效果。 二是形成了以调排为主导的“有效注汽技术体系” 。针对小洼油田注汽开发，坚持“调排一体化”的技术思路，进一步改善高轮次吞吐井生产效果。 5 年来，累计开展有效注汽配套技术， 239 井次，有效率 83.5%，累计增油 65312t ，43累积增排水 14.11 10 m，提高油汽比 0.03 ，回采水率 55%。恢复长停井 8 口井，增油 2

7、063t 。通过多元开发技术手段的规模应用，实现了“十一五”期间小洼油田生产形势的稳定，原油产量始终保持在500 吨/d 以上。三是形成了以防砂为主导的“油井防排砂配套技术体系” 。针对两个老油田油井普遍出砂的问题。 “十一五”期间，海外河油田形成了地层深部防砂为主导，防砂泵、螺杆泵为辅助的“防排一体化” 技术体系。 小洼油田形成了高温人工井壁防砂为主导，筛管挡砂为辅助的“防挡一体化”技术体系。通过规模实施，有效恢复了一批停关井，保证了油井的正常生产。 5 年来海外河油田累计实施防砂技术455 井次，有效 400井次，有效率 87.9%，累计增油 248564t 。 四是形成了以注采为主导的“

8、水平井采油配套技术体系” 。围绕水平井开发， 配套开展了水平井均匀注汽、 大泵举升、驱油助排技术应用与试验， “十一五”时期，累计实施水平井配套措施3项176井次，有效 165 井次，措施有效率 93.8%，累计增油 372410t 。通过水平井配套技术的开展，有效保证了油田水平井的高效开发。3、注重难点攻关，取得“五项突破”一是温固型油井防砂技术，满足了稠油油藏防砂工作的需求。针对洼38 块稠油井防砂技术有效期短的问题，研发了适宜的温固型树脂防砂技术。其技术特2点是： 抗压强度达到 68MPa； 渗透率 40 50m； 耐温 350； 挡砂最小粒径 0.07mm。固化条件由酸固化转变热固化。

9、适有于稠油热采、水平井防砂。 2007 年以来累计应用 44 井次，有效率 97.5%，累计增油 64173t ，平均无砂生产 685d，阶段投入产出比 1：5.5 。二是 可动凝胶 +活性水调驱技术，实现了向多元开发的转换。 针对注水油田 “双高” 开发阶段措施稳产难度加大的问题，“十一五” 时期，应用该项技术在海外河油田共开展了 9 个井组的调驱试验。海 1 块调驱设计 3 个井组（ H8-16、 8-17 、 23），含油面积为 0.34km2，地质储量为 139.1 104t ，对应采油井 13 口；海 31 块设计 6 个井组（H10-31、11-34 、13-35 、13-38 、

10、10-37 、10-35 ），含油面积为 1.2km2，地质储量为 165 104t 。2006 年以3来 9 井组化学调驱试验累计增油 85758t ，降水 1187793m，投入产出比 1：2.9 。三是多级分层注水技术， 提高了注水分注级别。 针对注水分注级别低的问题， 研发了三管四配技术和新型多级分注技术。 在三管分注技术基础上形成了三管四配注水工艺。其技术优势：可实现对井段长、层数多、层间干扰大的注水井进行细分、定量注水，且不受油稠、出砂、水质影响。其缺点是：三管四配分注技术无法对中间两层实际注水量进行有效控制。 为此，又开展了采用恒流堵塞器与偏心分注相结合的多级分注技术，其技术特点

11、是：注水级别可达到四级以上， 6 个月无须进行流量测试。累积试验三管四配、多级分注技术 19 井次，对应油井 94口，分注合格率 92.8%，累计增油 5345t 。 四是聚合物微球调堵技术，改变了传统调驱的作用机理。 针对油田调堵技术单一的问题， 聚合物微球调堵技术是以白油作为分散介质的水溶性高分子微凝胶。 聚合物微球具有尺寸小、 易注入、选择性强、逐级封堵的特点，可以实现堵驱综合作用。 2007 年以来开展调剖试验 8口井，累积增油 5110t ；开展堵水试验 7 口井，措施有效率达到100%，累积增油32390t ，降水 7665m。五是 双基团二次交联调剖及定位投放技术，实现了真正意义

12、上的深调。针对常规调剖技术适宜性变差的问题，研发了一种新型调剖技术。与常规调剖剂相比，双基团二次交联调剖剂性能指标明显提高，具有二次交联、稳定性好、处理半径大、 封堵率高的特点。 在 50h 左右完成一次交联形成有机铬弱冻胶， 125h 左右酚醛树脂开始二次交联，形成强度大的网状冻胶；成胶时间由 72h 提高到 300h 以上；突破压力由 1MPa提高到 10MPa以上，封堵率由 95%提高到 98%以上； 140条件下， 220d 体系强度在 G 级以上；预测提高采收率 15% 以上。通过数学模型及可视化物理模型设计出深部调剖定位投放工艺。 处理半径由注采井距 1/10 处提高到 1/2 处

13、，调剖剂段塞长度设计为 5%10%。研究成果改善了调剖技术性能、增加了处理深度，又节省了药剂用量，是一项集经济性、适用性兼备的新型调剖技术，具有较好的应用前景。（二）坚持对标管理与技术达标并重，促进生产协调发展1、实行分级管理，油井泵效连续3 年位列第一根据各区块实际情况将所辖油井分为高泵效井、 边缘井和不达标井，按照“保持高泵效井， 稳定边缘井， 提升不达标井” 的工作思路重点针对不达标井严密监控，建立了油井动液面跟踪曲线图， 通过建立坐标曲线找准泵效最佳点， 同时以“措施提效、控套提液、降压增产、降参提效”为手段努力提高油井泵效，使得油井泵效达到 59%以上，在油田公司一直处于较高的水平，

14、已经连续三年名列第一名。2、配备软件和节能装置，系统效率明显提高“十一五” 期间，公司累计投入专项资金 300 多万元配备机采系统效率优化设计、预测与评价软件， 400 多台变频器，用于抽油机井机采优化工作，累计实施油井机采优化 539 井次，使得整体系统效率由 18.9%提高到了 25%，提高了6.1%，输入功率降低至 7.9kw，系统效率实现率达到 72.7%；水平井机采优化 48 井次，系统效率由 22.5%提高到 27%，提高 4.5%。稠油井系统效率位居油田公司第二名。3、应用节能设备，吨液单耗有效控制2010 年公司吨液耗电，在油田公司处于第二名， 主要得益于节能设备的广泛应用与资

15、金投入，在产液量逐年上升的情况下，吨液耗电由24kW.h/t 降低到目前的。具体做了以下四个方面的工作：一是应用机采优化设计， 并创新应用于水平井。 二是全部应用井口变频装置和无功补偿装置，使采油系统的节电设备普及率达到较高水平。三是应用转油站输油自控技术。四是应用液体粘性调速离合器和高压变频技术。4、完善管理制度，躺井率明显降低。公司建立了日汇报、周小结、月通报的躺井管理制度，通过“一井一议”的方式对躺井原因梳理归纳； 对检泵周期频繁、 产量较高的油井建立预警档案， 对进入危险期的油井重点加强维护管理；按照“四把关” 、两围绕”原则加强井筒日常精细管理。 2010 年公司躺井率降至 4.9%

16、，取得了较好的经济效益。5、依靠技术创新，生产系统全面实现自动化“十一五” 期间，通过对所属三个油田现有工艺的优化、 运用 PLC编程控制技术， 50 座采油站全面实现计量、加热、外输、注水、化验、资料录入等六项工作的自动化控制。 一是规模应用称重式油井计量器，实现远程自动连续量油、无人职守、减轻劳动强度的目标。 二是规模应用自控相变加热炉， 热效率由原来3的 77.6 提高到 90.3 ，日均节气 300m。三是 规模实施自控输油系统， 实现转油站自动、连续、平稳输油，输油泵效提高了8.1%。四是 全面实施掺稀油LZK流量自动控制系统，实现了掺稀油“五分六清”的精细化管理。 五是首次实施GL

17、Z高压注水流量自控系统， 注水合格率达到 100%，实现精确注水、 平稳注水的目的。六是高效应用采油站资料录入系统， 实现采油生产数字化管理， 降低了工人的劳动强度。6、开展对标管理，注汽单耗有效降低注汽系统开展关键技术指标对标管理， 针对燃料单耗、 动力消耗，从可控因素入手制定强化措施降低注汽单耗。 一是实施标准运行参数管理，由“两对比”确定出六个关键指标，把关键指标以标牌形式挂于锅炉操作盘，通过对标调整、定期分析、限期整改，以刚性操作保证燃料完全燃烧，各台锅炉热效率控制在82%以上；二是实施烟气监测对标管理，组织自控仪表管理小组每月应用烟气分析仪对每台锅炉进行监测， 填写锅炉效率检测通知单

18、， 提出处理意见， 制定调整方案，严格监督实施 , 锅炉含氧均控制在3.5 以下；三是制定清理积灰标准，根据自身生产管理经验， 结合喷砂吹灰、 人工清灰的方式， 制定了燃稀油最少两个月清灰一次，燃天然气最少六个月清灰一次的关键管理制度，制定下限保证传热效率；四是实施烟温对标管理，通过数据的实时监控，掌握锅炉烟温变化规律，烟温变化过快则利用吞吐井转注、汽驱井检修时机， 在五日实施喷砂吹灰， 确保烟温达标，减少锅炉排烟热损失，各台锅炉烟温均控制在220以下（燃油站控制在 230以下），对比以往锅炉平均烟温下降10。目前公司注汽单耗分别为：3渣油 60kg/t ，稀油 57 kg/t，天然气 70m

19、/t 。7、推进系统改造，注汽管理向自动化发展通过自动化系统改造，实现了注汽锅炉、汽水分离器、吹灰“三项自动化”控制。一是全面应用 ECHO5706锅炉控制系统，热效率平均提高35%，燃料单耗下降 2 3%。达到更加安全、经济、可靠、节能的目的。二是有效应用汽水分离器自动控制系统，投入使用后小洼油田沙三段蒸汽驱油汽比由 0.1 上升到 0.11 ，东三段蒸汽驱油汽比由 0.08 上升到 0.14 ，效果非常明显。 三是规模应用脉动吹灰系统， 实现了不用停炉即可完成吹灰全过程， 可根据烟温高低随时进行吹灰，通过实施脉冲吹灰技术后，烟温降低了 100左右，时率提高 0.5%，锅炉热效率提高了 23

20、%，注汽单耗下降 1.5 2Kg/t 。8、开展防控研究，硫化氢隐患彻底消除目前，小洼油田发现硫化氢油井127 口，硫化氢含量超标116 口，生产井硫43化氢含量最高达到15 10 mg/m。硫化氢治理成为生产安全的重点。通过制定防治方案、完善生产管理制度、应用脱硫装置，使硫化氢得到有效防控。一是制定硫化氢防控方案，保障生产本质安全。二是制定“ 7 项管理制度”，提升管理水平。三是规模应用脱硫装置，提升防控力度。采用干法脱硫技术进行脱硫，使得脱硫处理后的天然气中硫化氢含量为零，同时配发H2S 检测仪 108 台，空气呼吸器 67 台，空气充气泵 2 台，防毒面罩 152 套，加强硫化氢监测和防

21、护力度。 四是推行“管理六法”，确保施工安全。管理六法： “四色两标”预警法、分级检测管理法、日常防管理法、硫化氢区域施工监管法、施工区域“十严禁”管理法、工艺辅助控硫法、应急演练强化法。 五是实施“五项举措”，落实安全责任。通过采取以上措施，彻底基本消除了硫化氢安全隐患。（三）坚持制度建设与质量安全并重，推动作业稳健发展“十一五” 期间作业系统从完善作业管理制度， 规作业管理、 技术创新入手，不断优化作业设计， 强化现场检查与监督， 加大疑难井方案论证， 细化作业结算审核，推广应用作业新工艺， 新技术，进一步提高作业修井质量， 降低作业成本，稳步推进井控管理， 加强井控培训， 强化硫化氢作业

22、管理， 实现了作业费用逐年降低，保证了作业施工安全。1、不断完善作业管理制度，实现作业规化管理。“十一五”期间，中国石油上市促进了企业管理制度化、规化。为了提高作业系统管理水平和工作效率，杜绝管理漏洞， 先后制定了 金马油田开发公司井下作业工具管理办法金马油田开发公司石油专用油管、抽油杆管理办法，完善了修井作业质量考核管理规定，编制了作业成本年度预算标准等10项制度与规定，实现了作业管理规化、标准化。2、不断完善作业设计、优化作业工序，强化作业现场监督，实现作业降本增效。一是作业设计实现了网上设计、 网上汇签，提高了作业设计审批效率。 二是成立了井下作业工程设计室， 制定了作业设计审核、 审批

23、管理流程， 实现了作业设计规化、科学化管理； 三是优化施工工序，根据作业修井目的及要求，合理设计施工工序； 四是强化现场监督与检查， 严格按照控流程管理作业现场， 每道工序要求验收合格后方可执行下一道工序， 通过以上工作， 五年来共减少无序工序 592 道，减少作业费用 297 万元，减少无效作业 127 井次。节省作业费用 416 万元。3、结合公司特点，编制 作业成本年度预算标准 ，提高作业资金使用效率。为提高公司资金的使用效率，作业工程科针对作业费用年度无预算根据，开展了作业成本年度预算标准编制工作，为公司资金委员会合理、科学、高效分配有限资金提供决策依据。 一是以金马油田开发公司算度配

24、产方案、 年度注水方案和工艺方案、 近三年采油区的检泵周期的编制依据， 通过对各采油区的检泵周期进行回归， 得出各油田的油井检泵周期， 根据油田的开井数确定全年的检泵作业井次，通过全年注汽量和平均单井注汽量确定转注作业和下泵作业井次， 根据油田公司作业结算价格可以计算出全年的常规作业费用； 二是根据采油和注水方案及产能建设方案确定的井次和近三年单项作业平均费用， 可以确定调层、 压防的作业费用； 三是根据不同作业类型所需的井下工具、 收送管材数量及清洗单价来确定每类型的作业所需的工具费用、 清洗倒运费用， 根据全年的作业井次计算出全年的作业服务费用。 通过 2009 2010 年运行检验，作业

25、成本年度预算标准与生产实际误差小于 5%，达到了科学指导生产经营的目的。4、广泛应用新技术、新工艺，解决作业难题。为解决作业生产中的难题， “十一五”累积应用新技术新工艺 7 项， 228 井次。一是应用降滤失压裂工艺技术， 加大前置液量， 减少滤失；加粉砂降低滤失；提高排量的施工方法， 有效解决了黄沙坨油田火山岩储层压裂液滤失严重， 动态裂缝不充分，很容易产生砂堵的问题，提高压裂施工的成功率，累计实施 10 井次，增油 24200t ；二是综合应用 RY361 201 水平井注汽封隔器、水平井抽油泵技术、大通径水平井泄油器、 水平井连续冲砂技术提高了水平井的开发效果， 增加水平井的生产时率直

26、， 三是应用了流线型无磁防漏固定阀、 蒸汽驱中心井高效注汽管柱、高温泵等技术， 有效地保证了蒸汽驱的开发效果； 四是应用了液压解卡技术、有效在解决了在小修作业过程中常出现管柱卡现象， 而解卡负荷受地面、设备及油管限制造成因解卡负荷不够而转大修的问题， 降低了作业成本， 又存在大负荷解卡的安全风险。5、加强生产周转材料管理，开展修旧利费，降低作业成本一是完善周转材料管理办法， 健全“周转材料库存”、“管杆损坏跟踪记录” 、“井下工具回收”三个报表，结合油井作业需求，摸清库存，合理调配，充分利用现有周转材料，减少维修、购进费用，利用 48mm油管替代空心杆进行三管分注 7 口，节省空心杆 1085

27、 根，间接节约资金 19.75 万元；建立井斜井跟踪记录，针对管杆损坏情况， 采取使用防偏磨接箍和抽油杆铸塑工艺， 有效解决了井斜造成抽油杆接箍、油管壁磨损问题，实施 32 口井，避免管杆损坏 3493 根，减少维修费用 28.23 万元；二是健全井下工具回收台帐等相关软件资料， 依据油井上次作业情况，定人定责对每次回收工具进行数量、 种类核实，并采取以修带购、外委维修的方式，加大回收再利用率， 使井下工具回收再利用管理程序化、 规化，提高了挖潜效率。 以修带购 2554 件，节约资金 80.8 万元，直接再利用 8209 件，直接减少维修、 新购进费用 200.5 万元。 三是根据实际情况，

28、 利用自行研制的抽油杆除锈装置组织开展除锈工作， 延长了抽油杆使用周期， 特别是为缓解空心杆库存紧压力，自行研制壁除锈装置，减少了空心杆维修和购进费用，除锈 23453 根，其中空心杆壁除锈 2010 根，节约资金 38.2 万元。通过不断规作业管理，广泛应用新技术，强化现场监督， “十一五”期间，作业工作量由1697 井次减少到目前 1155井次、作业费用由5921 万元减少到 3840 万元、吨油成本由89.01 元/t 减少到70.47 元/t 。三、取得的认识通过“十一五” 时期卓有成效的工作， 在科研管理和技术创新方面共取得“六点认识”：观念创新是发展的前提“十一五”时期，坚持技术由

29、简单应用向集成应用的转变，形成了适应油田开发阶段的“四个技术体系” ；坚持技术水平的提升，围绕油田开发现状及主要矛盾，掌握了一批关键技术，取得了一批研究成果，完善了技术体系，形成了规模化效益，实现了油田稳产的目标。技术进步是发展的关键“十一五”时期是油田发展阶段取得成果最为突出的五年。五年来，开展基础研究和新技术试验 35 项， 127 井次，累计增油 2.487 104t 。荣获油田公司级以上科技成果奖 35 项，其中省部级奖 4 项，另外还获得其它学术成果奖 9 项，取得授权专利 4 项。公司通过对采油、注汽系统自动化控制技术技术的综合研究，油田生产系统自动化管理向着油田地面系统数字化迈进

30、了坚实的一步， 自动化程度的提升，促进了工作效率的提高， 增强了现场管理的连续性、 及时性、精确性、可靠性，达到了安全、高效、低耗、平稳运行的目的。必要投入是发展的保证“十一五”时期，工艺措施费用投入呈明显递减形态。2008 年公司退市前三年，措施费用充裕，扩大了技术实施规模，研究储备了一批技术。2009 年面对国际金融危机，油价下跌，成本紧缩的不利影响，近两年公司措施投入锐减。为保证油田的正常生产，将有限资金合理配置在注水、水平井、蒸汽驱、防排砂配套技术上，砍掉了综合效益不明显的维护性措施。 同时，积极争限油田公司重大、重点项目资金的支持， 有效缓解了资金紧的矛盾， 满足了油田生产对措施保障

31、的需求。规模应用是发展的目标“十一五”时期，围绕油田注水、注汽开发，加强配套措施的完善集成，形成了“四个配套技术体系” ，应用成熟适用性技术，取得了较好的规模化效益。累积完成科研项目 30 项，规模实施 1927 井次，累计增油 30104 吨，油田年产量始终保持在 50104 吨以上。重大专项是发展的支撑2010 年油田公司启动了重大项目研究机制。重大专项是为实现油田稳产，通过核心技术突破和资源集成，在一定时限完成的关键技术和重大工程，是科技发展的重大举措。 金马公司承担了海外河油田普通稠油注水油藏提高采收率配套技术研究与应用项目，通过一年来的实效运行，取得5 项技术创新成果，共443开展课

32、题 12 项，110 井次，阶段增油 1.87 10 t ，增注 310 m，为注水区块的稳产提供了技术支持和保障。人才培养是发展的动力人才是企业发展的动力， 是技术创新的源泉。 拥有人才也就增强了企业抵御风险的能力。以人为本，注重专业技术人才培养， 着力发挥技术骨干的引领作用，不断提升技术创新水平，是公司各级领导的共识。 “十一五”时期，工艺研究所 1 人被聘为油田公司专家， 3 人被聘为厂处级技术专家。第二部分 :存在的主要问题及技术潜力一、工艺技术围绕金马油田开发公司“十二五”时期“45 万吨稳产 5 年”的原油生产目标，认真梳理了目前公司所属两个主力油田在配套技术研究方面的关键技术难题

33、，明确了“十二五”科研攻关所面临的11 个技术挑战和技术潜力。1、油田注采矛盾深化，化学调堵技术急需升级油田油水粘度比平均在200 以上，渗透率变异系数大于0.7 的强非均质储层占 68%，突进系数大于 3 的不均匀储层占 46%。受油水粘度比大和储层非均质性的影响，注水三大矛盾突出。海一块油井综合含水 86.1%，油井高含水大于 90%的油井有 31 口，占生产井的 35.2%。开井 88 口，平均单井产量 3.1t 。深部调剖技术最高应用轮次达 8 轮，平均单井增油量从 2006 年的 849t 降到目前的 572t 。技术潜力：一是化学调驱技术具备前期研究试验基础。二是新型深部调剖技术取

34、得研究成果。 技术优势是： 化学调驱技术增加了注水粘度，增大了水驱压力梯度，可有效改善流度比、调整剖面、提高原油采收率，工业化试验预测可提高海一块采收率 3.6%。新型调剖剂和深部定位投放工艺，具有二次交联、稳定性好、处理半径大、封堵率高的特点。是一项集经济性、适用性兼备的新型调剖技术，具有较好的应用前景。技术缺点：调驱和调剖技术投入费用较高。2、注水井分注级别低，多级分注技术和薄互层分注技术攻关急待试验海外河油田由于注水井井段长、单层薄、层间矛盾突出、油稠、出砂及测试手段等因素影响， 制约了多级别分注技术的有效开展，油田注水分注级别低， 最高分注级只达到3 级 4 层。有 2 口井需开展 4

35、 级以上的级别注水。例如：H23井计划分注4 级5 段、 H6-14 和H11-18 计划分注5 级6 段。此外，薄互层发育的注水井细分注水难大。海1 块边部有8 口注水井薄互层发育，夹层厚平均在2m左右，目前为笼统注水，细分注水难大。目前海 1 块分注率为各区块最低为88.2%，全油田目前有注水井146 口，分注井有108 口，其中一级两层32 口中，两级 3层 58 口，三级四层 18 口。细分注水工作仍任重道远。技术潜力：一是开展高级别分注试验，满足油田细分注水的需要。目前，新型多级分注技术已具备进一步增大分注级别的技术基础，理论上可以实现高级别分层注水。其技术优势是： 多级分注技术可提

36、高分注级别，采用恒流配水器对各层进行定量注水， 减少测试投捞所造成的作业及周期长问题。其技术缺点是注水杂质、井筒死油、砂等易堵塞水嘴，造成注入量达不到配注要求。二是开展薄互层分层注水技术攻关。 对于薄互层发育细分注水难度大注水井，计划研制长胶筒封隔器，改变目前薄互层注水井笼统注水的现状。3、海 26 块水驱效率差，多元配套开采技术急需研究与试验海 26 块水驱地质储量占海外河油田水驱储量的 40.6%，居各注水区块之首。区块年产量 8.53 104 t ，占油田水驱年产量的 44.5%，采出程度 19.38%，标定采收率 22.2%，综合含水 91.7%。目前有油井 240 口，171 口，开

37、井率 71.3%，平均单井日产液 18.4m3，单井日产油仅有 1.5t 。由于构造复杂、储层连通性差（连通系数 63%），油稠、出砂严重，导致水驱调堵技术难以规模实施。 2000 年以来累计实施化学堵水和调剖 9 井次，累计增油仅有 992t 。技术潜力：一是注气采油技术具备前期研究基础。 “二氧化碳和氮气 +泡沫驱”采油技术在海 1 块和海 26 块试验成功。在海一块 H11221井和 H1122井二氧化碳驱试验累积增油476t 。在海 26 块 H18129 和 H22233 井氮气 +泡沫驱试验对应井增油 1336t 。注气采油技术优势是：具有降粘、驱油、补充地层能量、压水锥的作用，适

38、于提高低渗层原油采收率，技术缺点：投入费用较高。二是微生物采油适于复杂断块的开发。微生物采油技术技术优势：具有原油降粘、改善流度比、解堵作用，适用于低渗层开采，且安全环保无毒害。技术缺点：投入费用较高。4、部分注水层段次注，多氢酸解堵技术和聚合物解堵技术急需研究。海外河油田 2010 年注水量完成4315210 m。目前有注水井 147 口，开井 109326 口。统计欠注井有 19 口 27 层段，日配口，日注水量 4021m，因注不进关井333注量 810m，实际日注入量261m，日欠注 549 m 。其中有 11 个层段低渗注不进-32水，平均渗透率在 50 10m。海 1 块欠注井 7

39、 口，海 31 块欠注井 7 口，海26 块欠注井 5 口。水井欠注的主要原因有四个方面：一是东三层系储层物性差，分层注水后对应层位造成注水压力上升； 二是受长期注水影响， 注水井近井地带存在机杂堵塞问题。 三是调剖、调驱等措施封堵了高渗透层， 液流改向提高了注水压力；四是干线压力低（ 11.5 12.5MPa），不能满足注水工作需要。技术潜力：一是扩大多氢酸解堵技术试验，恢复低渗透层注水。 2010 年，多氢酸解堵技术在 H8-24 井试验成功，试验 1 口，注水压力降低 2MPa以上。其技术优势是：采用压裂车组施工， 压力高、排量大、处理半径大，具有酸压效果，可有效解决储层连通性差、 水质

40、污染形成的堵塞和注入压力高的问题。 技术缺点是：投入大，不能解决聚合物污染堵塞。二是开展聚合物解堵技术攻关。随着调剖调驱注聚规模的扩大， 聚合物近井堵塞现象日趋严重， 计划开展配套技术研究，以降低注水压力。5、新海 27 块水平井高含水，堵水技术急需突破3目前新海 27 块有水平井 39 口，开井 37 口，日产液 3413m，日产油 225.6t ，综合含水 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，高含水关井 3 口。高含水问题成为水平井高效开发的一只“拦路虎” 。技术潜力：一是水平

41、井堵水技术研究启动较早，具备前期试验基础。试验3口井见到明显的降水效果。 二是明确了存在的问题和技术突破方向。计划配套开展二氧化碳采油技术，降低油水流度比。技术优势：找水、堵水、采油一体化实施，技术针对性强，节省措施投入。技术缺点：水平井堵水投入费用较高，工期较长、工序复杂。堵水方案上缺少配套的采油技术。6、水平井出砂，防砂技术急需完善油藏压实作用差，胶结疏松，在开采过程中地层应力结构受到破坏，油稠拖拽力强，油层出砂严重。金马公司现有83 口水平井，目前发现出砂井10 口，其中小洼油田出砂发现出砂水平井8 口，占水平井数 30.8%。海外河油田发现 2 口井。出砂 10 口井，油井正常生产能力

42、日产油3。通过检70.4t/d ，日产液 357m/d泵维持正常生产有8 口井（日产油 40.5t/d ，日产液 360.8m3/d ），出砂严重关井2 口（洼 38- 东 H1、洼 38- 东 H306）。水平井出砂问题日趋严重。技术潜力：水平井防砂技术已开展了前期基础研究，待条件成熟投入现场试验，重点解决小洼油田水平井出砂问题。7、蒸汽驱井纵向动用不均匀，高温调剖技术急需试验小洼油田汽驱试验区年产量约占小洼油田年产量的28.6%。目前有蒸汽驱井312 口，开井 9 口。对应生产井 55 口，开井 48 口，日产油 145t ，日产液 1333m，小洼油田蒸汽驱采用笼统注汽方式，生产过程中，

43、 中心注汽随注汽时间延长， 主力层采出程提高，储层纵向上吸汽剖面不均匀，致使对应井汽窜、含水上升、产量递减，油汽比、采注比降低。随着小洼油田汽驱规模的扩大，急需配套开展高温调剖技术研究。技术潜力：钻采院已完成了新型调剖技术的前期研究工作， 待条件成熟将进入现场试验。其技术优势是研制的蒸汽驱调剖技术高温稳定性好。 技术缺点是单井投入较高。8、洼 38 块低效吞吐井增多，稠油深部热采技术急需储备目前洼 38 块有油井 421 口，开井 191 口，日产油 485t 。已采出可采储量的87.6%，平均注汽周期 11.3 次，平均单井产液量 29.8m3 ，平均单井产油量 2.5t 。产量呈逐年下降趋

44、势，累计油汽比由 2009 年 0.54 下降到 2010 年 0.53 ；年产油量由 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，占开井数的 48.7%，老井稳产难度加大。技术潜力：与中国石油大学（华东）合作开展了洼38 块稠油凝胶泡沫调堵与催化降粘技术研究，试验2 口井，增油370t 。为稠油深部热采技术的研究提供了技术基础。技术优势：稠油深部热技术具有处理半径大、选择性好、驱油效率高的特点，还可以提高蒸汽的利用率。二、采油管理1、天然气组分发生变化，二氧碳浓度逐年增加2010 年以来

45、，小洼油田采油站频繁出现加热炉熄火事件，在冬季尤为突出。给安全生产带来了极大的隐患，在熄火的同时取样化验，二氧化碳浓度高达62.92%。2、设备和管线腐蚀严重，腐蚀穿孔事故频发小洼油田的设备和流程使用年限都超过了16 年，近年硫化氢的出现更加剧了材料腐蚀状况， 目前单井和站间输油、 输气管线腐蚀泄漏的事故时有发生，仅仅 2010 年 10 月份就发生 5 起进站管线腐蚀穿孔事故， 由于发现处理的比较及时没有发生危险。但是作为高含硫化氢段的泄露，其危险性不容忽视。3、含聚污水处理难度大，水质达标不能保障随着海一块调驱和海 31 块“2+3”采油试验的深入， 在提高原油产量的同时也增加了含聚合物污

46、水的处理难度。 海一联污水中因含有聚合物， 水中油滴及固体悬浮物的乳化稳定性增强， 进而导致油、 水分离难度加大。 存在的主要问题是机杂超标（最高为 69mg/L, 最低为 27mg/L 均高于油田公司考核指标 10mg/L）。为解决海外河油田含聚合物污水处理难题， 公司组织油田采油一厂聚南 1-1 污水处理站进行含聚合物污水处理工艺与技术调研， 并制定了相关的整改措施， 保证了污水处理效果。 但随着海一块深度调驱工作的进一步开展， 联合站污水处理将会迎来新的难题。三、作业管理小洼油田目前有 10 个汽驱井组，其中沙三油层 5 个，东三油层 5 个，需要定期对中心注汽井进行更换注汽管柱、 调整

47、注汽方式等作业。 存在着地层温度高（ 200左右），地层压力低（ 2MPa左右），硫化氢含量高，作业时间长的问题，目前在作业前采用高温暂堵剂、 水泥压井的方法来安装防喷器， 并在作业过程中一直往套管灌水降低井筒温度的做法，风险大、成本高、对地层伤害大。第三部分 : 2011 年工作部署一、工作思路2011 年，认真落实油田公司专业工作部署，继续围绕公司“两保一降一提”和“工作对标准、 管理讲效率、 经营要效益” 的工作要求，以实现油田有效注水、注汽和保证油水井正常生产为工作重点， 深入开展采油工程精细化管理活动， 依托油田公司重大科研项目， 进一步提升科研管理水平。 加快科研成果转化， 推进化

48、学调驱试验；加强难点技术攻关，开展 “十项研究”；做好 “四篇文章”，夯实发展基础，为油田质量效益发展提供技术支撑。二、工作目标全面完成各项科研、 生产任务。 2011 年计划开展工艺措施 23 项，205 井次，措施有效率 80%以上，年度增油 2.1 104 t ，投入产出比达到 1：1.5 以上。预期取得油田公司科技成果 1 项，申报专利 2 项；形成稠油注水核心技术 2 项，力争在化学调驱、 水平井防砂、 水平井堵水研究方面取得进展。采油系统实现生产管理指标全面达标。作业系统计划完成作业工作量1217 井次，作业一次成功率大于 98%；作业有效率大于 95%；杜绝作业过程中井喷失控、硫

49、化氢中毒、作业污染等事故的发生。三、重点工作（一）采油工艺一是以油田效益发展为目标，规模应用 “四个体系”， 进一步提高油藏采收率。注水配套工艺技术。 依托油田公司重大科研项目 海外河油田普通稠油注水油藏提高采收率配套技术研究与应用 ，按照“注、堵、调、驱”的技术思路，配套应用多元注水技术，提高油藏采收率。形成 3 项关键技术：多级分层注水、精细调堵、化学调驱；开展 2 项技术试验： 新型深部调剖、 薄互层分层注水。注汽配套工艺技术。 针对小洼油田吞吐轮次高、 采出程度高和有效吞吐井减少的问题，按照”注、调、排”的技术思路，综合应用注汽配套技术，改善蒸汽吞吐、汽驱开发效果。应用3 项配套技术：

50、分注选注、化学辅助吞吐、高温泵采油技术；开展1 项试验：解除小洼油田蒸汽驱高温堵塞。油井防排砂技术。 根据油井出砂状况， 按照“固、挡、排”的技术思路，保证油井正常生产。应用2 项主导技术：地层深部防砂、高温人工井壁防砂；实施 2 项配套技术：筛管防砂、螺杆泵；开展1 项试验：温固型树脂水平井防砂。水平井配套工艺技术。 以提高水平井动用程度为目标，应用水平井配套技术，改善水平井开发效果。应用2 项注汽技术：多点注汽、双管注汽；实施2项举升技术：大斜度水平井抽油泵、大排量螺杆泵；开展3 项技术试验：水平井堵水、水平井防砂、水平调剖驱油。二是以难点技术攻关为目标，重点开展“十项研究”，实现科研新进

51、展。围绕油田开发的难点问题，重点开展 “十项新技术研究” ， 为油田稳定发展提供新的技术支持。水平井配套技术。 开展水平井防砂技术、 水平井堵水技术、 水平井调剖助排技术研究，解决水平井出砂、高含水、水平段动用不均的问题，保证水平井高效生产。海 26 块提高水驱效果技术。开展氮气驱油技术、二氧化碳采油技术、化学调剖技术、微生物采油技术研究与试验，探索改善海 26 块复杂断块多元开发的技术方法。薄互层油藏分层注水技术。 海 1 块边部油藏平均单层厚度 2.84m，单井注水层数平均 7.7 层，最多注水层数 27 层，薄互层发育，细分注水难度大。研制适宜的长胶筒封隔器，提高分注级别。有效注汽技术。

52、一是开展小洼油田蒸汽驱中心井改善注汽剖面技术研究，提高蒸汽纵向波及体积； 二是开展蒸汽通道控制深部热采技术研究， 改善小洼油田高轮次吞吐井开发效果。三是以争创一流团队为目标，认真做好“四篇文章”，营造发展大环境加强项目对标管理， 提升工作水平。 严格执行金马公司科技项目管理办法等四项规定，加强项目立项和成本管理，优化措施结构，加快技术成果应用与转化，提高技术创新水平和经济效益。严细工程设计审核， 确保井控安全。 严格执行辽河油田井下作业井控实施细则要求，加强小洼油田含硫化氢有毒气体工程设计及审核，设计符合率达到 100%，为公司实现安全环保提供有力的技术保障。加强人才队伍建设，提升综合素质。

53、编制培训计划，建立部交流平台，加强技术调研，拓展工作思路，提升开拓创新、业务交流、论文写作和总结提炼“四种能力”，为公司发展提供技术人才保障。强化 HSE管理体系，实现安全环保。 落实有感领导、直线责任，严格执行安全环保责任制， 加强施工过程监督， 确保 HSE管理体系有效落实， 实现安全环保零事故。2、采油工程做好两项推广。一是 资料录入系统完善和推广。在采油站系统实施完善网络工程后，对所有 50 座采油站资料全部进行网上操作，实现采油站资料的计算机录入。自动生成数据汇总表，实现数据自动采集确保了及时性、准确性。有效降低工人填写各类报表的劳动强度。 二是机采系统能耗对标管理方法推广使用。将能耗最低机采设计与评价软件配备到作业区和工艺研究所，实现对标管理软件功能网络化、 油井数据库网络化， 形成