崔建英 尹玉强 卓子超

摘 要】孤岛采油厂不断加强科学管理、系统管理和精细化管理，不断提高队伍素质，提高采油工程管理水平和运行质量，加强自主创新，优化成熟配套工艺，各项经济技术指标、原油稳产和成本控制都有了一定进步。本文对此进行了详细论述。

【关键词】注水治理；精细管理

2012年按照分公司总体部署，深入开展“比学赶帮超”暨“精细管理提升年”活动，不断加强科学管理、系统管理和精细化管理，不断提高队伍素质，提高采油工程管理水平和运行质量，加强自主创新，优化成熟配套工艺，各项经济技术指标、原油稳产和成本控制都有了一定进步。

1.工作取得的成效

1.1加强注水系统治理，夯实水驱油田稳产基础

针对水驱油藏开发效果差，生产系统开展了攻欠增注月活动和洗井会战；集输注水系统开展水质处理系统技术调研和改造方案论证；科研系统强化测试分析、井组动态分析和水井措施分析论证；作业系统加强了水井作业质量监督。与去年同期相比，开井数增加到553口、日注水平提高到40163m3/d、层段合格率上升到59%。

加强系统水质处理，将水质药剂承包改为药剂+设备的承包模式；明确管理责任，消除影响水质的不利因素；开展沿程水质的分析研究和处理工作，保障水质符合率在95%以上。

加强泵站干压和增压泵管理，保障干压达标率在95%以上。及时安装和配套维修，保障增压泵开井时率在90%以上；推行调度化运行，加强洗井管理，采取一井一策。通过以上工作，注水系统效率提高到53%。

通过管网调整改造，理顺了各注水站系统的管理，分清了责任；缩短供水半径，提高管网效率。治理后共有7座配水间、30口注水井受效，增注147m3/d；改造后总开泵台数减少到7台，同时区块减少了2台增压泵，综合日节约耗电量3047度；油井开井数增加3口，日注水平增加了147方，月注采比提高了0.4，层段合格率提高了27%，注采对应率提高了12.2%，增加可采储量6.56万吨，区块老井递减趋势减缓。

1.2加强工程方案前期研究和优化论证，提高产能建设质量

提前介入，加强研究配套，为区块开发早作准备；全面推广“方案论证系统化、技术应用集成化、钻采工程一体化、运行监督精细化”的模式，工艺上进行全程油层保护、机采配套等优化。

1.3利用重大设计平台，加大疑难井措施优化力度，提高措施有效率

把疑难井和风险大的井进行设计优化提交到重大设计专家组，2012年前半年上报油水井重大设计35口并通过，目前已完工29口，其中开油井22口，初增能力91.1t/d，平均单井生产43天，累计增油2644吨。

1.4加强技术攻关和规模化应用，发挥采油工程技术支撑作用

攻欠增注形成系列技术，开发研究适应性酸化配方：常压分层注水管柱模式采用双层钢网+双层改性胶技术，对扩张式注水封隔器进行改进，耐温、承压能力提高到120℃、30MPa。高压分层注水首次应用了压缩式压裂封隔器，管柱有效率100%，卡封后油压由12MPa增加到24MPa，目前累增有效注水1.8×104m3。

针对水平井泥浆污染和油井堵塞，大力推广小配方酸洗酸化工艺37口井，有效率93.7%，累积增油9880吨。

精细选井与工艺参数优化结合，在注采单元相对完善的区域精选4口井进行压裂，施工上加大单井加砂强度、实施高砂比压裂、提高裂缝导流能力。平均单井初增5吨/天，已增油531吨，措施有效率100%；在井网内压裂施工3井次，以造宽短缝为主，大排量施工，加入低砂比段塞，疏通炮眼，高砂比泵注，改善支撑剂纵向剖面，提高裂缝导流能力；断块低渗透油井较大规模压裂，设计砂量15方，平均每米加砂3方，设计支撑缝长138m。

针对精密筛管水平井见水后治理难度大，首次开展了热采水平井管外高温封隔器分段完井技术，在水平段下入热采管外封隔器，注汽后管外封隔器遇热膨胀起到分段作用，便于后期见水后的治理；对汽窜弱边水开展氮气泡沫调剖工艺，提高控水效果；针对水平井后端出水问题，推广应用插管桥塞水泥封堵；对高含水水平井开展PNN找水测试，确定出水点；开展对强边水内侵水平井温敏凝胶堵水试验。

封堵替代卡封，简化井筒，应用封堵技术实施56口井，有效率82%，总增油12946吨，措施有效率提高17%。

为了实现高凝油油藏的有效动用，开展注水开发实验，预计动用含油面积0.36km2，地质储量64.46×104t，采用一注一采方式。

加强偏磨井综合治理，基础设计优化从生产参数、杆管组合、管柱结构入手，寻找潜力点；应用以内衬管为主的偏磨治理技术，解决复杂偏磨井躺井问题；防腐防偏同治，注重综合治理，2010年以来整体防腐有效率达95%以上，平均延长腐蚀周期达100天以上。

推广应用不压井作业工艺，保护油层、减少水井能量损失，目前已施工14口，完成计划的40%。

1.5加强基础管理工作，提升采油工程管理质量

目前采油队的质量流量计、三相分离器和网络建设已基本完成，基本实现了可分权限进行网上跟踪查询；创建星级指标队，全面提升注采管理指标；开展五化班组达标活动，提升现场管理水平；以工况分析为平台，努力培养长寿井；强化注汽管理，提高注汽管理水平；加强配套与创新相结合，持续提升作业管理水平；加强采油工程信息化建设，提高办公自动化水平。

2.采油工程存在的主要问题

（1）水质沿程腐蚀和结垢的问题尚待解决。注水水质不能稳定达标，长期回注导致地面管网、设施及水井井筒的腐蚀与结垢。

（2）污水减排形势严峻。

（3）各类油藏稳产和提高采收率技术仍需进一步攻关。稠油高含水水平井治理和提高油汽比技术需要不断完善；断块油藏高含水期提高采收率技术亟须工艺攻关配套；低渗油井单井产能仍需进一步提高。

（4）油气集输设备维护欠帐造成隐患严重。

（5）产能建设对地面集输设施配套和技术改进考虑不够。

3.主要工作部署

（1）提前介入，加强研究，稳步推进产能建设。

（2）充分利用好重大设计优化平台，降低措施风险，提高措施有效率。加快运行节奏，完成剩余6口井，做好施工总结和措施效果跟踪评价；深入调查，优化设计和实施重点井65口，完成全年重大措施井100口，提高开井率。

（3）加强不同类型油藏工艺技术攻关，提高采收率。开展高含水低效井的汽水窜治理；开展老区提高采收率技术研究；优化配套注采方式，并开展套损井修复工作；开展超稠油配套工艺攻关，实现产能突破；开展浅层超稠油开发工艺攻关。继续推广化学增注方法，开展应用多种增注工艺；优化压裂工艺，提高单井产能；完善解堵工艺，加大解堵力度。开展分注井欠注层攻欠增注工作；开展注水井调剖，提高有效注水；研发触变型堵剂，优化施工工艺，提高浅层堵漏一次成功率。

（4）提高“有效注水量”，加大调整改造力度，夯实稳产基础。加快老区注水运行污水减排工程和综合调整方案；进一步加强污水水质处理，提高水质达标率。

（5）完善分队计量管理，确保原油生产平稳运行。组织好培训工作，让职工对分队计量系统、监控系统熟练，减少各站监控系统误报、漏报情况；利用盘库计量系统及时发现井口液量、油量波动情况，提高油井运行效率，减少原油损失。

（6）以“争创星级指标管理队和深入开展五化班组达标”活动为载体，提升采油管理水平。

（7）加强作业管理，实现降本增效。

4.结束语

2013年面临的生产形势依然严峻，有信心紧密结合开发需要，开拓创新，精细管理，抓好“基础管理提升年”的各项工作，加快技术集成，不断提高采油工程整体水平，为油气硬稳定做出更大贡献。