采油工程

近年来,采油工程系统继续主动应对国际低油价的艰难局面,围绕开发“保能力,增可采”的总体目标,突出“降成本、调结构、补短板、消瓶颈、抓创新、稳增长”,圆满完成各项生产和效益任务。

突出健康工况,强化机采工艺配套,提高系统效率。围绕效益开发,将“油藏—工况—效益” 三者有机结合,实现“短期目标—保能力”和“长远目标—增可采”的相互统一,创新提出了“健康工况”的机采管理理念,推行“8大举措”,建立机采井“健康评估体系”,树立机采示范区单元。2016年同比,检泵周期延长36天,系统效率提高0.9%,躺井率降低0.3%。

突出效益提升,强化增量作业管理,提高单井产能。强化精细注水,努力提升注水开发效益。为改善水驱开发效果、提高水驱动用质量,2013年以来,组织实施以“评价体系建设、水质达标治理、工艺配套完善、精细运行管理”为核心的注水优化工程,不断改善水驱开发效果。2016年同比,增油量增加1.5万吨,水质达标率提高6.5%,水驱动用程度提高2.7%。以提质增效为目标,提高注气增产效果。自2012年注氮气三次采油技术取得突破,通过“十二五”规模化应用和自主创新,明确了注氮气提高采收率机理,自主研发配套了超深井高压注氮气工艺技术,初步形成了缝洞型油藏注氮气潜力井优选、效果评价及工艺优化等技术政策,规模化应用效果显著,截止目前共实施单井注氮气281口,井组氮气驱31个井组,覆盖储量5817万吨,注气累增油115万吨,降低缝洞型油藏自然递减5.1%。2016年继续深入开展了“提效五大举措”和“降本五大优化”两个方面的管理工作,同比2015年平均单井日增油能力增加1.6吨,吨油成本降低60元。强化创新增效,工艺进步,实现措施关键指标持续改善。严抓制度和标准完善21项,提出了措施作业管理“十大举措”,即:4项工艺工序增效,4项工艺技术降本,2项管理环节改善。优化措施结构严控措施风险,健全“地质-工艺-经济”三位一体增量作业风险评估体系,建立不同油价下措施方案储备库,根据油价弹性实施。2016年同比措施有效率提高2%,平均单井日增油能力增加1.1吨,吨有成本降低421元。

突出技术攻关,强化项目运行管控,提高储量动用。围绕开发“保能力,增可采”的目标,2016年设立碳酸盐岩油藏、碎屑岩油藏和凝析气藏提高采收率三大项目群,近景工作详细部署,远景工作规划3-5年。设置研究项目12个,攻关专题61个。主动推进提高采收率新工艺现场试验节奏,其中非均匀刻蚀酸压、不动管柱堵水,深度酸化等三项工艺形成主导。