超稠油开发管理

2010-07-02谢文彦任芳祥杨立强杨建平

中国石油企业 2010年1期

□ 文/谢文彦任芳祥杨立强杨建平

中国石油辽河油田经过30多年的开发，年产原油规模已达到1206万吨，其中稠油产量750万吨，占全国稠油热采产量的50%。开采技术水平逐步提高，开采粘度从最初的50-100mPa·s的普通稠油到10×104mPa·s以上的超稠油，开发方式从早期的天然能量、蒸汽吞吐开发方式为主，到确定蒸汽驱辅助重力泄油(SFAGD)超稠油开发方式，建成我国稠油技术研发基地，树立了辽河稠油开发品牌。

辽河油田无论是保持国内稠油产量的持续稳产，还是与更多的国外稠油油田的合作开发，都需要以提高油田采收率为目标的超稠油开发管理创新。辽河油田开发已进入后期，稠油蒸汽吞吐开发效果变差，操作成本升高，产量递减，采收率较低，只能达到25%，必须以提高采收率为目标，进行开发方式转换，充分利用老区资源；近年来中国石油与国外合作开发储量的60%以上为稠油，也亟需先进的稠油开发技术。超稠油提高采收率技术的研发，是中国石油“十项重大开发技术”之一，也是“国家科技重大示范工程”。辽河油田超稠开发要实现提高采收率目标，需要突破 “机理认识、高干度注汽、高温大排量举升、地面配套工艺”等难题，在开发方式、组织管理、科技攻关、人力资源建设等方面进行全新的探索，建立一套适合于超稠油开发管理模式，推动提高采收率技术的研究、试验及工业化推广进程，以实现超稠油开发的顺利实施。

以提高采收率为目标，制定超稠油开发规划

为了保证辽河油田稳产1200万吨以及可持续发展的需要，自2006年以来，辽河油田以科学发展观为指导，开拓思路、勇于创新，采用先进的蒸汽驱辅助重力泄油(SFAGD)开发技术作为超稠油吞吐后的接替技术，以实现提高超稠油采收率的目标。

采用SFAGD技术，可使采收率提高到60%。SFAGD技术的实施是一项系统工程，涉及到油藏工程、钻采工艺、地面配套等各个环节，具有技术复杂、投资大、工期长的特点，特别是辽河油田的超稠油在油藏埋深、原油粘度上都高于国外油藏，加大了实施SFAGD项目的难度。为实现超稠油提高采收率的目标，辽河油田制定了长远开发规划。

第一步，进行前期理论研究和室内实验；

第二步，开展先导试验，规划8个井组，动用地质储量389万吨，提高采收率38.0%，增加可采储量149万吨；

第三步，实施一期工程，规划40个井组，动用地质储量1760万吨，提高采收率29.1%，增加可采储量511万吨；

第四步，实施二期工程，规划71个井组，动用地质储量1568万吨，提高采收率42.0%，增加可采储量658万吨。

组建强矩阵项目管理部，加强超稠油开发组织管理

辽河油田建立现代项目管理的组织结构，整合油田相关资源，成立全新的跨学科、强矩阵项目管理部，对提高采收率项目强化管理，建立与之相适应的制度体系。

建立强矩阵项目管理部

辽河油田成立了以总经理为组长的SFAGD领导小组，负责项目的总体运行和组织协调管理；组建了SFAGD开发项目管理部，包括油藏工程、钻井工程、采油工程等专业的20人精干队伍。项目管理部计划单列、投资专用、独立核算、产量分开计量，对辽河油田与项目有关单位具有管理权，管理纵向到顶，横向到边，管理无缝隙、控制无障碍、执行无误差，充分体现出强矩阵项目组织的优势(图1)。

建立项目实施保障制度

项目管理部不断完善管理制度，建立健全岗位责任制，建立SFAGD跟踪经济评价制度，实行项目管理例会制度，制定长期高温高压下6个方面54项现场操作规程，建立SFAGD项目内控管理体系，建立完善SFAGD的QHSE体系文件。

采用三维运筹管理

辽河油田将系统的理念贯穿于项目的全员、全方位和全过程，从专业、逻辑和时间三个维度进行系统思考和战略设计，构筑了超稠油开发管理三维结构运筹图(图2)。

积极组织科技攻关，着力提高超稠油采收率

SFAGD技术是提高超稠油采收率的新技术，科研攻关始终起着引领作用，强化科研管理就成为一项关键性的工作。

围绕提高超稠油采收率目标，明确攻关重点和攻关模式

做好科研立项的前期工作。组织相关的研究、设计、生产、施工等单位的科研技术力量，利用好国内相关院校和国际上的优质科技资源，结合目标油藏的实际状况，反复论证、找出提高超稠油采收率的核心技术和关键性技术，重点突破。一是提高超稠油采收率开采方式的机理研究和理论创新；二是确保先导试验成功的必要条件，即高干度注汽技术、大排量高温举升技术、井下高温数据实时采集技术。

强化科技管理工作。在SFAGD领导小组指导下，由项目管理部组织科技管理工作，统筹规划、实施顶层设计，明确超稠油开采的技术攻关方向，制定系统配套的科研攻关计划；下达科研任务，组织国内招标、或进行国际合作，与研究单位或课题组签订合同，并加强跟踪管理。

在制定科研计划后，按照“先重点突破、后系统完善、分步骤实施”的基本思路，组织相关单位成立项目管理和课题攻关组，进行详细调研论证、制定课题攻关计划、实施课题研究工作。在进行室内实验和理论研究的基础上，进行现场先导试验，并得到成功的验证。理论研究和先导试验取得重点突破后，针对存在的影响采收率提高的具体技术问题，进行系统完善、逐项突破，保证SFAGD开采技术工业化试验的成功实施。在整个科技管理上，按照基础理论研究、关键技术突破、实施先导试验、配套技术系统完善的步骤进行。

充分利用内部资源，攻关核心技术

关键技术、核心技术的攻关，坚持以我为主。组织研究院、钻采院等科研单位的技术骨干，集中力量开展自主创新，先期突破关键技术，掌握核心技术，完成了SFAGD的物模、数模为基础的机理研究和理论创新、高干度注汽和举升技术开发等。在此基础上，开展了先导性试验，验证了超稠油SFAGD开发的技术可行性和经济有效性，为项目全面启动奠定基础。

有效借助外部资源，完善配套技术

需要借鉴其他行业类似技术的课题，利用国内科研资源进行攻关。通过改进、研制、试验和集成创新，采用市场化手段，并参照EPC的管理模式，将课题调研、室内实验、方案设计、样机试制、现场试验等技术开发工作承包给有相关经验的国内研究单位，与之签订合同，限期完成。项目管理部加强关键点控制，及时跟踪调整。

国内暂时没有的技术，利用国际技术资源，实施“引进、消化、吸收、再创新”战略，使之形成适合于国内情况的新技术。如高温举升的大排量抽油泵技术、井下高温监测系统等，就是采用先引进保证先导试验顺利进行，以后逐步完善、改进创新，实现了从中国能造到中国制造、再到中国创造的产品更新换代。而且部分产品返销国外，设备国产化节约投资3000万元，返销国外带来2000万元产值，每年节约运行成本1000万元。

通过多年的努力，形成了提高超稠油采收率技术，以“超稠油提高采收率开采理论及油藏工程设计方法”为核心，掌握了高干度注汽和高温大排量举升等关键技术，逐步形成8项配套技术(图3)。

优化超稠油开发方案，规避风险逐步推进

科学组织多方论证，优化整体开发方案

在方案编制过程中，坚持“方案的优化是最大的效益”的设计理念，编制具有科学性、完整性、适用性、可操作性和经济性的整体方案。

做好充分的前期调研。项目管理部先后组织8次国外的专业考察、调研、培训、研讨和验收等，组织到国内相关的大学、研究设计单位、专业制造企业等调研、学习和研讨20余次，为编制方案奠定了坚实的基础。

坚持重大技术课题先进行先导性试验。先后进行超稠油SFAGD开采井组先导性试验、超稠油高温密闭输送先导性试验、超稠油高温脱水先导性试验等，为方案编制提供了科学依据。

坚持进行方案的多方论证。方案编制做到国内与国外相结合，研究机构与生产单位相结合，油藏工程与采油工艺相结合，油田主专业与其他专业相结合，充分听取来自不同方面的意见，对方案进行不断的完善和补充。同时，紧密结合现场实际，充分利用原有的基础设施、工艺流程和设备，尽可能降低工程投资和运行成本。例如注采井网、监测井网的设计，充分考虑现有井网，盘活资产，少打注汽水平井62口、监测直井30口，节约投资3.4亿元。

强化风险管理意识，分期分批逐步推进

为规避投资风险，在方案实施中按照“先易后难、先试验后推广、先厚层后薄层、先浅层后深层”的原则，在试点的基础上，分期分批逐步推进项目实施。首先，在有代表性的油藏建立开发试验基地，开展先期试验。取得经验后,在油藏条件类似的一类储量(油层埋藏深度小于1000米的储量)上进行工业性推广，并将其分为一期工程和二期工程。在超稠油的二类储量(油层埋藏深度大于1000米的储量)提高采收率技术成熟后，再进行开发。既加快了实施步伐，又有效规避了投资风险。

精心组织施工，全力打造精品工程

SFAGD项目管理部作为项目运行的核心组织管理者，确定项目运行关键协调机制，制定标准化工作与控制流程，横向协调技术部门进行SFAGD项目的技术研究、方案制定、图纸设计，纵向监督各级单位执行情况。采用关键节点控制、物资保障、里程碑评价、信息快递等方式，使运行、费用、时间均衡统一，对项目运行中的不同需求、内外环境变化、冲突矛盾做出快速反应，提高项目管理效率，打造高品质工程。

建立项目计划与控制流程再造体系，强化关键节点控制

建立项目运行的进度计划编制与控制流程再造体系(图4)，实现现场操作中的过程管理与目标导向。设立专业计划管理人员，进行计划编制、项目资源配置和过程控制过程中的专职化管理。进行项目实施全过程监督和跟踪，制定风险防范预案，提高战略反应能力，协调管理控制中出现的计划内容不全面、风险防范以及资金申请和分配等问题，进行组织流程的再造，促进资源在组织内的有效配置，保证实施内容与计划目标的一致性。

按照基准进度计划，对项目的实施情况进行统计分析，确定工作节点，组织重点实施。检查计划期内实际完成和累计完成工程量以及进度偏差情况，真实反映项目进展，通过日常监督、周理会通报、月度总结等方式进行过程管理，分析影响进度的原因，找出关键影响环节，准确评价工程节点进度，指导后续工程开展。在SFAGD项目中使用的50吨/小时注汽锅炉超重、超高、超宽问题，是设备运输过程中的关键影响环节。项目管理部在设备运送前详细勘察运输路线，克服险桥、危桥影响，选择最佳路线，组织土地管理部门、油田交警进行随车看护，确保了锅炉安全顺利到达。在设备安装就位过程中，50吨/小时锅炉吊装又成为关键难度点，项目管理部与吊装单位一起分析研究，总结出锅炉吊装“九步法”，协调鞍钢300吨大型吊车进入施工现场，保证了主体设备一次吊装成功。

对偏差较大项目制定应对措施，改进项目组织流程，保证工程进度按里程碑控制点到达。

规范市场运作机制，搞好物资保障

SFAGD项目管理部依据辽河油田现有市场运作体系，紧密结合工程设计，将采购分为常规采购和特殊采购两类，常规材料采取低成本的招投标采购，特殊材料采取高质量的准时采购(JIT)。通过规范采购程序，减少中间过程，实施采购过程规范化，降低采购成本，保证采购商品的质量。

实施里程碑经济评价，提高资金利用率

在SFAGD项目实施过程中，建立一套经济动态数据跟踪与评价体系，每天形成费用消耗日报表，实现实时监督、在线控制、超前预警和责任追踪，掌握各时间段的现场实际消耗情况，合理调配资金，保证关键环节中的关键工程得以顺利实施。从投资、成本、产量和效益4个方面，按里程碑事件进行跟踪评价，编制经济评价报表，对不同里程碑事件中的费用和效益情况进行对比，查找施工过程中各项经济指标的变化，制定调整方案，优化剩余资金，确保SFAGD项目投资效益最大化。

建立信息处理平台，实现信息快递与过程管理

建立超稠油开发管理信息化平台，控制项目实施过程。该平台包括生产实时监控系统、信息控制管理系统、安全监控与应急管理系统、协同办公与专业管理系统。实现了数据集中采集、远程网络传输及分布式网络化(图5)，将各类信息资料统一管理，能够及时了解生产动态，提高工作效率，年节省劳动力成本近2000万元。

通过信息控制管理系统，及时掌握项目动态，制定应对措施，达到预期目标。在项目总体进度计划确定后，通过信息管理系统编制年、季、月、周进度计划，逐级落实，指导施工。以目标进度计划作为基础参照系，通过信息控制系统迅速地发现工程实际进度和目标进度的差异，运用关键线路比较法找出主要问题，及时分析和调整下一步的施工安排，达到对项目过程的有效控制。

强化培训，为超稠油开发管理提供人力资源保障

项目管理部坚持以现场操作人员、科技人员、管理人员三个层面的建设为重点，分层次强化技术和业务培训。

紧跟世界科技前沿，加大科技人员的培训力度

采取“请进来，走出去”的方式，组织技术人员与大专院校进行技术研讨、进行国际稠油会议技术交流等20余次，及时跟踪超稠油开发方面的最新技术进展，提高科技攻关水平。开展了以基础外语和专业外语为主的长期培训，以适应SFAGD项目海外市场的发展需要。

定期举办SFAGD专业知识培训，不断提高现场管理和操作人员的业务水平

项目各专业组的主管亲自编写培训教材，给采油班、站长以上的管理人员授课，更新SFAGD知识。项目实施以来，组织管理人员参加的各项专业培训100余次，切实提高了SFAGD项目工作人员的技术管理水平。对现场操作人员，进行多方面的知识普及与技能培训，共培训5000余人次，适应了现场生产操作需要。

坚持多专业交叉培训，创建学习型团队

项目管理部强调不同学科专业之间的交流沟通，注重不同学科、不同部门之间的交叉培训。使不同专业人员彼此了解，成为“一专多能”的复合型学习人才，实现了整个项目高效运行。

超稠油开发管理实施效果

提高了超稠油采收率，实现了经济高效开发

实施以提高采收率为目标的超稠油开发管理，使辽河油田超稠油的开发效果显著，达到了国外浅层超稠油开发水平(表1)。先期转入的8个井组采收率可达60%以上。

表1 国内外超稠油提高采收率技术参数对比表

项目实施4年来，增产原油88.25万吨，增产油量带来销售收入17.12亿元；节约各项工程投资3.4亿元，节约各类成本0.733亿元，共创效益9.693亿元。

形成了适合超稠油开发的新理论、新技术

以提高采收率为目标的超稠油开发管理，实现了适合超稠油开发的新理论、新技术、新方法的突破。共获得国家发明专利7项，国家实用新型专利56项，制定行业标准和规范35项，中国石油技术秘密27项，形成8项配套新技术，获国家科技进步奖1项。中国石油依靠该技术，已成功在国外获得12.3亿吨储量合作开采权，未来合作开采储量约73亿吨。