7-1 孤岛厂 以油藏高效开发为目标的持续管理定稿

2013年度胜利油田企业管理现代化创新成果申报材料以实现油藏高效开发为目标的持续改进管理主要作者：赵波 李红梅 于艳 刘卫芝发布单位：胜利油田分公司孤岛采油厂发布时间：二0一四年三月目 录一、油藏持续改进管理模式提出的背景1二、持续改进管理模式的基本内涵1三、油藏持续改进管理的实施过程1（一）持续对标，建立持续改进的目标体系1（二）持续认识，校准持续改进的潜力方向1（三）持续创新，优化持续改进的关键技术1（四）持续完善，健全持续改进的保障机制1四、实施效果及效益评价1以实现油藏高效开发为目标的持续改进管理孤岛采油厂孤一油藏经营管理区管理着孤岛油田中一区Ng3-4、Ng5-6、中一区Ng5稠油等8套开发管理单元，探明含油面积16.8Km2，地质储量12097104t，可采储量5660104t，开发方式分为常规水驱、聚合物驱及稠油热采。担负着年产原油51.0104t、年注水1446104 m3的生产任务。管理区所辖的油藏单元已经开发了四十多年，近年来中一区各油藏单元已进入特高含水深度开发阶段，深层次矛盾和问题日益凸显，呈现出采出程度高、水淹程度高、产量递减快的“老龄化”趋势，成为名副其实的“老”油田。2013年，孤一区深入开展“潜力再认识、对标再分析、办法再创新，打造一流上水平”主题活动，从重点指标入手，按照“现状分析、对标比较、创新方法、持续改进”的原则，通过多年的探索与实践，逐步摸索出了适应新形势下老油田开发管理、以提升企业竞争力为核心的持续改进管理模式，使老油田的各项经济技术指标不断完善，推动实现增储增产、提质增效、挖潜创效，全力提升老油田整体发展质量和效益。一、油藏持续改进管理模式提出的背景1、持续提升油藏经营管理水平的需要。2007年7月，孤岛采油厂推行油藏经营管理模式，对企业管理思想、管理方法、管理工具和管理模式带来了一系列新的挑战。在以“效益最大化”为目标的油藏经营管理模式下，企业应牢固树立内涵发展、可持续发展、以效益为中心的现代企业理念，积极适应采油厂更加依靠创新发展的阶段特点，切实在思路、理念、办法上进行再创新再提升，及时查找思想认识、创新能力、精细管理和技术进步等方面存在问题，持续改进管理缺陷，持续改进工作方法，持续提出更高的标准和目标，真正把创新的潜力点和着力点聚焦到发展质量和效益上来，不断改进，不断完善，不断超越，持续提升油藏经营管理水平。2、顺应油藏地质开发理念的客观要求。油藏本身是由储层和各种流体组成的一个非均质、各向异性的复杂系统，具有多层化和多向化特点。油藏开发管理具有空间的广延性和时间的持续性的特点。油藏投入开发后，内部诸因素都在发生变化：油气储量的变化、地层压力的变化、驱油能量的变化和油气水分布状况的变化等，油藏开发过程本身就是一个认识实践、再认识再实践的持续改进的过程，因此油藏开发不仅仅是简单制定一个开发调整方案，而是循序渐进的制定油藏管理的综合策略，始于油田的发现，终于油田的废弃，贯穿于油藏开发的各个阶段。要保持其高速持续稳定发展，取得最大采收率和最大经济效益， 就必须在各阶段实施持续渐进的管理模式，持续对标分析，持续认识油藏潜力，持续创新工作方法，实现油藏高效开发、长效开发。3、油藏开发所面临的严峻形势的需要。目前，孤一区所管油藏已进入深度开发阶段，面临着“两高、两难、一恶化”的形势。两高：一是剩余油采油速度高，整体已处于高速开发不稳产状态；二是综合含水高，水驱油田含水高达96.5%以上。随着含水的上升，低效井呈增长趋势，严重制约了油田开发总体经济效益的提高。两难：一是管理区稠油热采产量比重大，占管理区总产量20%，高轮次吞吐后进一步提高采收率攻关难度大，原油生产抗风险能力弱。二是水驱单元油层间的注采关系变得愈发复杂，高含水、低液低效油井不断增多，自然递减逐年加剧，管理区持续高产高效难度大。一恶化：所辖油井井筒状况日趋恶化，管外窜槽严重、套变井多，年新增套损井10口左右，给油田开发带来极为不利的影响。面对油藏开发的严峻形势，客观上要求我们改变传统的油田开发管理模式，建立适应新形势的管理新模式，努力实现油田开发的可持续稳定发展。针对以上问题，孤一区构建了以实现油藏高效开发为目标的持续改进管理模式，坚持“优化开发、精细开发、效益开发”管理思路，对影响油藏开发的制约因素及重点指标进行对标再分析，持续认识剩余油分布规律及开发规律，找准潜力方向，大力推进理念创新、管理创新、技术创新、机制创新，推进老油田持续高效长效发展。二、持续改进管理模式的基本内涵1、持续改进的内涵：持续改进管理是油藏长效开发的基础，它强调主动挖掘潜力，而不是被动改进不足，既是一种精益求精的管理方法，也是一种持之以恒的工作习惯。在油藏开发管理中，通过全员、全领域的持续认识、持续优化，从渐进的、日常的持续改进，直至实现战略目标的突破，使油藏开发管理水平不断地、阶梯式上升，促进油藏高效长效开发。为进一步诠释持续改进的内涵，结合油藏开发实践，绘制油藏持续改进管理模式运行图（如图1）。图1：持续改进管理运行图在具体运行中持续改进管理主要包括以下几个方面：持续改进是闭合循环的过程。持续改进的关键在于持续循环，是在油藏开发过程中，不断更新理念、实践理念，再更新、再实践的过程。通过对油藏单元开发规律及剩余油分布再认识，明确潜力方向，找出影响开发的矛盾点和潜力点，利用循环机制，周而复始，持续改进。持续改进是环环相扣的过程。持续改进的基础是全员参与。持续改进如同机器齿轮的啮合，在油藏开发的过程中，从具体岗位、项目团队到战略决策，各层级都有持续改进的过程，大环带动小环，小环促动大环，环环相扣、环环相接，构成有机运转的体系。持续改进是阶梯上升的过程 。持续改进的目标是阶梯上升，油藏开发不能一蹴而就，更不能安于现状。持续改进不是在同一水平上循环，每循环一次，就解决一部分问题，取得一部分成果，工作就前进一步，水平就提高一步。到了下一次循环，又有了新的目标和内容。 三、油藏持续改进管理的实施过程油藏开发的持续改进管理，是以油藏PDCA循环为理论依据，持续对标，建立目标体系；持续认识，拓展潜力方向；持续优化，创新关键技术；持续完善，健全保障制度。通过持续的改进管理，不断促进油藏开发技术及经济指标的持续好转，不断提升油藏开发管理水平的持续提高。（如图2）图2：持续改进管理模式图（一）持续对标，建立持续改进的目标体系建立科学的目标体系是油藏持续改进管理的前提。作为企业管理者来说，现阶段要实现油藏的持续高效发展，最终达到提高采收率的目的，就要不断对标、追标，在不同阶段建立参照物，找准自身差距，明确工作方向，确定改进目标，构建与时间、环境、形势、任务相适应的目标体系。采用对标管理方法与历史最优对标，与行业最好对标，按照“开门对标听建议、出门对标找差距、关门对标定措施”的思路，通过对标发现问题，找出差距，明确持续改进的目标，制定分月、分年度的改进计划，落实到每个单元和井区，进而研究具体改进办法，制定改进方案和工作流程。纵向上，完善目标责任关联层级。自上而下确立三个关联层级，分别是基于油藏管理的战略决策层、基于区块管理的项目团队层、基于井区管理的岗位执行层，对应三个层次的目标，分别为战略目标、发展目标和保障目标。战略目标是油藏开发的宏观目标和长期目标，是以各区块发展目标的实现为基础；发展目标就是油藏在开发中要实现的阶段性目标，以单元保障目标的实现为基础；保障目标是在单次管理循环中单元（井区）的各项经济技术指标必须达到的目标。将油藏开发战略决策目标分解成各项目团队的发展目标，发展目标分解为岗位执行层的保障目标，并逐层量化为经济指标和管理指标，根据油藏开发的需要，列出5项发展目标、45项保障目标。各层级的目标不是独立存在的，目标之间相辅相成，战略目标是保障目标的指导与方向，保障目标是战略目标的基础与保障。横向上，建立目标持续改进层级。通过科学分析，找出差距，分层级确定责任目标、改进目标、奋斗目标。责任目标是各单元的工作任务，是考核需要达到的基本目标；改进目标是针对自身优势和不足，不断改进后要达到的目标；奋斗目标是在改进目标实现的基础上，通过不懈的努力和长期持续改进争取达到的较高目标。三个层次的目标方向一致，环环相扣，逐层递进，形成协调统一的目标体系。目标设定向上转换。按照责任目标、改进目标、奋斗目标建立目标持续改进层级，每月都会根据单元、区块、油藏开发形势来调整目标值，这样就形成了全员参与、全面覆盖的目标管理体系。通过建立持续改进目标体系，实现了层层有目标，人人有改进的格局。根据持续改进目标体系建立的要求，孤一区确立了以实现油藏高效开发为目标的战略决策层，成立了以实现区块稳产开发为目标的5个项目团队，对每个团队所分管单元、井区的各项指标，如自然递减、含水上升率等指标建立详细的目标体系，并为各项指标的责任目标、改进目标、奋斗目标赋值，每月根据指标完成情况进行滚动调整，以实现目标赋值的科学化、合理化。根据以上原则构建了油藏持续改进的目标体系（如图3）。图3：持续改进管理的目标体系 （二）持续认识，校准持续改进的潜力方向众所周知，油气田开发具有整体性、连续性和长期性的特点，油藏开发过程本身就是一个认识实践、再认识再实践的持续改进的过程，而持续的认识是一切工作的基础。要准确把握油藏开发管理过程中持续改进的潜力方向，就必须对油藏单元的经营水平及开发现状进行全方位、多角度、深层次的持续认识，才能不断校准改进的潜力方向，提升改进目标的针对性和有效性。按照中石化油藏经营管理方案的编制要求，经历从油藏单元再评价、油藏单元再分析、油藏单元潜力再认识的循序渐进的过程，持续校准改进的潜力方向。（如图4）图4：油藏单元持续认识流程图1、经营水平再评价，持续认识油藏经营管理潜力做好油藏单元再评价工作首先从整体上对油藏单元的剩余可采储量 、开发管理水平、生产管理水平等三个方面进行评价，这是油藏单元评价的基础。剩余可采储量评价:开展剩余可采储量品位和剩余可采储量价值两项评价。通过对油藏单元的地表条件、构造、岩性、剩余可采储量丰度、渗透率、原油粘度、油层埋深、压力水平、综合含水等9项指标对管理区所管辖的8个油藏单元剩余储量品味进行评价。由于中一区多为高孔高渗的整装油藏，虽然采出程度较高，剩余储量较少，但由于整体油藏条件较好，剩余可采储量品位评价仍达到较高水平。最后得出孤一油藏经营管理区剩余可采储量评价得分92.1分，剩余可采储量品位达到优质水平。按照储量套改的有关规定和方法，计算油藏经营管理单元剩余可采储量价值，并按储量现值进行分类。按原油价格4789/吨评价，孤一油藏经营管理区剩余经济可采储量为高收益储量。开发管理指标水平：主要是从储量动用程度、能量保持状况、采油速度、自然递减率、剩余可采储量变化率等几方面进行评价，通过对中高渗砂岩油藏、稠油油藏进行评价打分，其中水驱油藏得分87.3分，稠油油藏得分85.9分，水驱单元开发水平略高于稠油单元，孤一油藏经营管理区整体开发管理水平得分87.7分，属于较高水平。生产管理指标评价:主要从油水井综合率用率、注水层段合格率、注水井分注率、机采系统效率、措施有效率、油井免修期等12项指标进行评价，孤一油藏经营管理区生产管理指标综合得分84分，属较高水平，其中水井综合利用率、机采系统效率和免修期保持一类较高水平，注水井层段合格率、注水井分注率两项指标较低，仅达到三类标准，这也是今后工作持续改进的潜力方向。根据对管理区剩余可采储量价值、开发管理水平、生产管理水平的现状评价及其分别在经营管理水平中所占权重和评价标准，求得整个孤一油藏经营管理区本期经营管理水平评价分88.4分，经营管理水平较高，进一步提升油藏经营管理水平还有一定的潜力和空间。2、单元现状再分析，持续认识开发管理潜力工作中，结合纵向和横向上提出的各级目标，确定今后一个时期工作方向及工作重点，时间上采取循序渐进的方式，首先完成最基本的责任目标。从2012年下半年开始，我们对各油藏单元进行进一步深入的调查分析，按照油田“潜力再认识，对标再分析，办法再创新，打造一流上水平”主题活动的要求，以非常规的思维、系统化的观念、一体化的理念重新认识自身潜力和优势，通过开展五项调查工作，校准持续改进的潜力方向，逐步达到各油藏单元的责任目标。韵律小层调查。在高含水期尤其特高含水期剩余油高度分散，储层参数发生明显变化,韵律层的平均物性参数指标不能准确描述韵律层的剩余油潜力及其动用的复杂状况,致使各种调整措施见效差。因此为准确描述储层物性及剩余油潜力动用的复杂状况,在平面上将油藏分成若干具有代表性的井区,建立了复杂韵律层的评价方法,分别对分井区进行复杂韵律层评价,并开展了韵律层重组技术优化及技术政策界限研究，并逐步完善韵律层井网。经过调查和细分馆4单元包含4个小层，其中主力层Ng42、Ng44层细分为Ng421、 Ng422及 Ng441、 Ng442、 Ng443等5个韵律层，同时对隔夹层大于1米的井区，优化分注级段实施韵律层细分；对隔夹层发育差井区，实施韵律层细分。在此基础上完善细分了馆4单元的韵律层井网，为下步挖潜韵律层潜力奠定了物质基础。注水状况调查。通过对水驱单元的“三率”（注水合格率、水井分注率和分层合格率）进行调查，摸清单元注水状况和影响因素。馆4单元注采对应率：单元的井层和厚度对应率均较高，分别达到了98.7%和99.3%；水井分注率：水井总井97口，开井96口，分注井48口，分注率为77%；层段合格率：分注井48口，总层段数为94层，合格层53层，层段合格率为56.4%。馆4单元注采对应率较高，但水井分注率、层段合格率仍有较大的提升空间。低产低效井调查。围绕提高注采井网动态完善程度，摸清停产、停注井及原因，摸排低效井潜力，优选配套治理措施，恢复储量控制。馆4单元目前液量小于30方的低液井51口，平均单井日液22方，主要受斜井、水平井、事故井影响。含水大于98.5%的井有53口，占开井数的34.6%，平均含水达到98.9%，日油水平只有60吨。这些低产低效井在一定程度上影响了单元的长效经济开发。通过调查，明确低产低效原因和治理方向。注采状况调查。围绕注采平衡，摸清各单元整体及局部的注采状况。馆4单元整体注采平衡，总注采比保持在1.02，但单元内部注采结构不均衡，注采比在1.0左右的井组30个，只占56.4%。注采比小于0.8的井组有7个，占单元的12.7%，大于1.2的井组有18个，占单元的32.7%。这部分极端井组将是下步重点治理方向。剩余油潜力调查。受油藏非均质性和开采非均质性的综合影响，老油田开发后期剩余油的分布趋于复杂化。通过完善储层“二次找油”新理论，认识储层构型控制下剩余油富集规律，不断拓展资源新阵地。层内，馆4单元受沉积和韵律性影响，剩余油主要集中在韵律段顶部；层间上，实施层间找层，主力层是阵地，非主力层仍然是剩余油富集区；平面上井网控制差、断层边部、构造高部是剩余油的富集区。通过剩余油规律的认识，拓展了下步挖潜的资源新阵地。3、油藏潜力再认识，持续校准目标改进方向油藏的潜力是提高采收率、实现油藏高效开发的主攻方向，只有做好油藏潜力再认识，才能明确持续改进的方向。孤一区不断解放思想，更新观念，牢固树立“问题就是潜力”的理念，潜力无处不在，无时不有，意识里有潜力，物质里有潜力；问题里有潜力，差距里有潜力，优势里也有潜力。在油藏再评价和单元再分析的基础上，从点到面、从定性到定量，从现象表面一般到内在规律，进而认识到油藏的潜力分布状况，持续校准目标改进方向。（如图5）图5：孤一区油藏单元潜力再认识流程图根据调查结果及潜力的差异性将潜力分为主导潜力区、新生潜力区、接替潜力区。主导潜力区：这种潜力是稳健型的，具有普遍性和可控性，具有引导全局并推动全局发展的作用。在油藏开发中要清楚、深刻地认识这种潜力，把它放在油藏开发的整体和发展的大局之中，用改革的眼光、系统的眼光来研究，充分发挥它在系统中的辐射效应和引领效应。孤一区是以水驱单元为主的油藏经营管理区，水驱产量占全区总产量的81.6%，在高油价下特高含水阶段开发仍有很好的经济效益，因此水驱单元仍是主导潜力区。新生潜力区：这种潜力是发展型的，具有前瞻性和替代性，新生的潜力不是新产生的潜力，而是随着开发的深入和认识水平的提高以及开发技术水平的提升，逐步认识和发现的，这种潜力的发掘是不断变化的，一些以前不能利用的长停井、三低井，这类井开发难度大，但储量动用程度低，只要工艺技术手段运用得当，提高采收率仍有较大空间。接替潜力区：这种潜力是释放型的，具有成长性和发展性，今天的潜力就是明天的发展后劲，甚至代表着今后的发展方向和经营领域。认识和培养这些潜力，要有战略的眼光、长远的布局。要突破依靠常规的开采技术，不断拓展潜力点，培育接替潜力，保障油田发展的潜力不下降。孤一区在对各油藏单元进行三评价、五调查的基础上，摸清了各单元的潜力，对潜力认识进行分析归纳，将水驱单元及主力稠油单元的487口井划分为主导潜力区，将部分有潜力的停产井、低液井、低效井123口井划分为新生潜力区，将非均相复合驱及蒸汽驱的48口井划分为接替潜力区。在持续对标和持续认识的过程中，各油藏单元做了大量细致的工作，基本达到了本年度预定的责任目标，从2013年上半年开始，逐步进入各油藏单元改进目标的实施阶段，重点是对划分的各个潜力区制定不同的改进技术，推动改进目标的实现。 （三）持续创新，优化持续改进的关键技术当今世界正在发生广泛而深刻的变化，新一轮科技革命和产业变革已经孕育兴起。技术创新越来越成为推动经济社会发展的主要力量，创新驱动是大势所趋，因此必须充分发挥技术创新在油藏开发中的推动作用，针对主导潜力区、新生潜力区、接替潜力区不同的开发特点和问题，通过创新持续改进的关键技术，实施不同的挖潜方案，推进改进目标的实现。通过管理手段创新，实施“四调”结构，巩固主导潜力；通过工艺技术创新，治理“三低”挖潜新生潜力；通过开采技术创新，开展“先导”，培育接替潜力。（图6）图6：持续创新实施流程图1、管理手段创新，巩固主导潜力区对于一个企业来说，管理创新是提高工作效率、工作质量的保障，对于油藏来说，管理手段创新就是要转变观念，打破思维禁锢，围绕质量、效益和可持续发展，积极想办法、出主意，加强顶层设计和宏观筹划，明晰工作方向和思路。目前占主导地位的水驱油藏处于特高含水阶段，仍有较大的开发潜力。首先从室内实验看，在保持井网完善，均衡注采的条件下通过增加驱替倍数可以提高驱油效率，油藏含水在达到95%后驱油效率还可以提高24.4%，目前孤岛水驱的平均注入倍数为2.4倍，还有很大的提高空间。同时在高油价下，极端高含水阶段开发仍有很好的经济效益，因此，水驱单元仍是主导潜力区，具有引导全局并推动全局发展的作用，是实现油藏高效开发的重点。通过分析研究明确了水驱单元的挖潜方向是调结构、控递减，主要通过开展“四调”工作（调整产液结构、调整注水结构、调整注采结构、调整工作量结构），巩固主导潜力区，夯实油藏持续改进管理的基础。调整产液结构：压减无效、低效液量，增加有效高效液量。我们知道，在水驱油藏进入高含水开发阶段后，产液结构的调整是控水稳油的重要手段，根据不同井网、井点、油层的动用程度和水淹状况的不同，通过调整地质方案和工艺技术措施，控制高含水、高产液井层的产液量，相应提高低含水、低产液井层的产液量，进而有效地控制全油田的产液量增长幅度和综合含水的上升速度。针对所管水驱油藏的特点，我们的主要做法是在井网外有选择地调整油井，对网外高含水井实施关停、控液，对注采矛盾尖锐的网外不平衡井区采取限液，先后分两批次实施了产液结构调整。首先，在保证井网完整性的基础上，加大高含水、高液量井治理，对含水大于98.5%的网外井控液，网上井限液，共计关停、限液高含水井21口，共减少无效液量1177吨/天。其次，对剩余油富集的部位、有潜力的小层实施有效提液，共实施油井39口，增加有效液量992吨/天。调整注水结构：压减无效、低效注水量，增加有效高效注水量。水井在注采开发中的作用举足轻重。油田进入特高含水开发期后，一方面水驱低效无效循环的矛盾日益突出，另一方面受工艺技术、设备管网、水质等多因素的影响，不吸水、低吸水、大孔道等水井日渐增多，使地层注采不平衡，导致开发效果变差。针对这些问题，分类查找原因、跟踪治理，进一步协调注采关系。第一步：重点以合理恢复地层压力为主，加大极端井组治理力度，通过改造、治理注水井，重新疏通注采连通通道，推动注入水进入目的层，对欠注井、分层不合格的水井实施防砂、增注措施，确保注足水。第二步：加大了层段的细分调整力度封堵高渗透、高含水层控制或停注该层注水减少无效低效注采循环，坚持注有效水。对停注井实施综合治理，改变驱替方向。第三步：对注水井的层段性质、层段数以及层段划分的合理性进行了重新研究与调整，并根据井区含水级别的不同进行提控，对含水小于90%的井区结合酸化等措施提高含水低、产液低井层的注水量;对于含水大于90%的井区结合注水井深、浅调剖等措施控制含水高、产液高井层的注水量。2013年共实施水井防砂、酸化、扶停、转注、细分注水等70井次，恢复日注能力2091立方米。同时，根据注水量变化合理匹配注水站负荷，改造干线3处、单井管线2口，恢复日注能力1430立方米；管线冲洗35口，日增注水量478立方米。优化了注水结构，水井欠注率由12%下降至9.3%，水井分注率由74.4%上升到78.7%，层段合格率由56.8%上升到66%。调整注采结构：控高与治低相结合，实施整体注采调整。注采调整是水驱单元实现稳产的主要方法之一。在调整过程中，管理区针对水驱单元采出程度高、剩余油分布零散、平面层间矛盾突出的特点，本着最经济、最简洁、见效最快的原则，改变以往“因井治井”、单兵作战的注采调整方法，以“经理所长注水工程”为载体，以平衡注采比分布为切入点，构建单井-井区-单元的注采比分布、压力分布特征描述体系和层间、平面矛盾分析体系，通过控高与治低相结合，实施整体注采调整，实现单元注采平衡。一是做好防守，及时调配产量下降井组，2013年共实施水井调配153次，增加注采比合理井组22个。二是打好进攻，主动调配潜力井组，对有潜力的井组实施主动调配，并根据油井见效情况，及时跟踪调配水井，保持注采平衡。2013年共调整152井次，累计增油0.35万吨。调整工作量结构：压减低效、无效工作量，增加高效有效工作量。在特高含水阶段，措施井仍是油藏挖潜的重要手段。随着老油田开发时间的延长，井筒和地层状况越来越复杂，措施潜力越来越小，摸排难度越来越大，措施效果也逐年变差，单井措施增油每年下降20-30吨。2013年全区实施油井措施630口，措施费用近7270万元，稀油单元措施有效率64.1%。在这种形势下，油藏开发从产量型逐渐向效益型转化，开发成本不断压缩，这就要求在措施方案制定过程中，要充分考虑措施投入与产出情况，优化措施结构，以实现经济效益最大化。主要是要优化多轮次井工作量。应用“过滤式”原理，优化措施过程管理，技术人员通过对从各类措施井的优选分析、方案的优化选择、措施实施过程的动态管理，逐一挖掘实施过程中的潜力点和效益增长点，效益评价提前介入，对无效井“卡”住投入“关口”，杜绝无效、低效措施的“通过放行”，过滤出那些潜力差的措施井；过滤掉不合理的措施方案；过滤掉那些可有可无的工序，从而筛选出最佳措施方案。通减少无效工作量的投入。2013年管理区两次及以上多轮次井94口，比2012年减少65口，彻底杜绝了4轮次及以上作业，减少作业费用325万元。2、工艺技术创新，挖掘新生潜力区毋容置疑，一个企业的盛衰兴亡与它的技术创新能力有着密切的关系，对石油企业更是如此。石油企业具有高投入、高风险、高科技和追求整体效益的特点，经济效益的提高依赖于技术创新，这种技术创新以市场为导向，以提高核心竞争力为目标，以充分利用新工艺、新技术为手段，推动石油企业的发展，实现管理效益的提高。近年来，孤一区油井由于出砂、油稠等原因，出现供液能力低、渗透率低、综合含水低等现状，由于这类油藏地质条件先天不足，井筒状况复杂多变，造成单元储量动用程度差，油井自然递减较大，成为油藏开发的重点和难点。对此我们强化工艺技术创新，实施分类治理，挖掘新生潜力，为油藏持续改进管理提供有力保障。2.1分类治理，变长停疑惑点为上产增长点。首先，精细长停井潜力摸排。技术人员用辩证思维来对待老区长停井，老区油层物性好、连通性好,实质是一个蕴藏着巨大潜力的“聚宝盆”。通过对单元的长停井深入调查研究，开展了“纵横两向对比”油藏认识工作，对长停井纵向上查阅历史生产数据，分析停产原因；横向上分析构造和沉积相；对邻井进行同层“跟踪”，掌握剩余油情况。其次，规范长停井治理原则。有潜力的井按照选井、选层 “三上三不上”原则统一部署，分步实施，即：井况清楚，地面落实的上，井况、地面不落实的不上；层系归位，减小干扰的上，跨层合采增大干扰的不上；完善井网，增加井控的上，井网完善井点重复的不上。无潜力井考虑侧钻或封井。同时强化地质研究-工艺优化-后期管理的一体化治理措施，保障治理效果，2013年共实施长停井治理15口，日增油40.2吨，累计油0.67万吨，恢复控制可采储量19.6万吨，治理水井8口，恢复水驱控制储量94.5万吨，完善注采井组10个。（图7）图7：长停井摸排及治理原则2.2技术攻关，变低液薄弱点为增产亮点低液井一直是油井生产管理中遇到的主要矛盾，成为制约产量提高的突出难题，但同时低液井具有含水低、井区动用程度低的特点，是历年增油的主战场，为此必须加强对低液井的持续认识，强化技术攻关，利用新工艺技术变低液薄弱点为增产亮点。技术人员从油水井油藏发育等资料入手,立足于再认识，提出“三重新”：重翻老资料，重新认识，重新治理，通过对低液井影响因素进行统计分析，造成油井低液的原因主要有四类：一是开发对象的变化造成油井低液，主要是近年随着挖潜力度的加大，挖潜对象由主力层向非主力层转变，高渗透层向低渗透层转变、厚层向薄层转变，造成了油井的低液；二是开发方式的转变造成油井低液，管理区所管辖的主力单元基本都经历了从水驱到聚驱再到水驱的转换，油层在经过各种驱替方式开采后，容易造成地层堵塞和防砂难度加大，造成部分油井低液；三是能量不足的区域油井低液，主要是无水井对应或水井欠注的区域，由于能量不足，导致油井低液；四是工艺适应性变差造成的低液，主要是防砂工艺选择、参数设计上不相匹配造成的低液。 在低液井治理上坚持多措并举、分类治理的原则，在油层防砂改造中，推广“远稳近防”的适度防砂理念配套酸化泡沫混排工艺改善防砂效果；坚持油、水井同治的整体治理原则，进行水井规模化治理；配套完善复杂井况井防砂治理措施。针对油层发育差的低液井进行油层防砂改造，首先解堵、混排疏通炮眼附近地层，为油层防砂建立高渗通道，提高导流能力；提高防砂强度有效沟通注水，改善地层供液状况。针对开发方式转变后低液的油井实施适度防砂、合理排砂，通过适度防砂、合理排砂-防排沉一体化，建立排砂通道和沉砂空间，改善油井生产效果。针对低液套变井，降低防砂管直径、上移充填工具，同时加大了高强高渗涂敷砂的研究应用；实现较高液量、较长周期生产。针对低液水平井，防砂管轻微堵塞、堵塞时间较短，水射流或声波振荡解堵；防砂管严重堵塞、防砂屏障破坏，实施重新防砂。针对油稠为主要影响因素的低液井，探索化学吞吐，井区局部油稠、注水见效慢，化学降粘吞吐降压引效；无能量补充、 采油速度低的井采用化学降粘辅助气体增能。2013年共治理低液井28口，年增油0.76万吨。（表1）表1：孤一区低液井治理工作汇总表2.3、配套集成，变敏感疑难点为增效进攻点所谓配套集成就是一种效率和效果并重的管理模式，突出一体化的整合思想，并不是单个元素的简单相加，即“1+1=2”，而是通过管理把许多单个独立的措施整合起来，从而融合成一股新的力量，而且这股新的力量的效力要远远大于元素个体的简单相加，即“1+12”。孤北1断块经过十几年的吞吐降压开采，已进入高轮次吞吐阶段，受地层敏感性强等因素的影响，单元整体开发效果差，为典型的“双低”单元。主要问题有两个方面：一是地层敏感性强，孤北1断块泥质含量为10-18%，随着注入速度的升高，渗透率呈大幅下降趋势,因此这部分油井注汽压力高，周期时间短，供液能力差；二是稠油粘滞阻力大，孤北1断块原油粘度在10000mps以上，注蒸汽后只有2-3周的高峰生产时间，周期后期因井筒温度下降，原油在低温时粘壁性很强，原油失去了流动性，造成光杆缓下无法正常生产。正是由于多种原因的影响导致孤北1断块采出程度仅为9.22，主力层Ng33层和Ng42层剩余地质储量占单元93.5%，剩余储量175万吨，这将是实现油藏高效的开发的最重要的潜力点。2013年孤一区以“聚焦质量效益，勇担超产保效重任”为目标，结合油藏特点，深入研究，提出了优化工艺配套，提高孤北稠油投入产出比的建议。改进主导工艺配套，应用油溶降粘剂、深部解堵、液态CO2等工艺治理，不断降低注汽压力，提高注汽治理，保证注得好，采得出；完善井筒工艺配套，精筛细选油井降粘工艺，完善井筒工艺配套，提高降粘效果；精细矿场管理配套，主要是精细掺水等方面的管理，延长生产周期。同时将三个方面的工艺实施配套改进，突出一体化的整合思想，使孤北1措施完成了从“单一”到“配套”，从“油藏”到“井筒”，以“点”带“面”的变化，实现了“1+12”的目的。2013年在孤北断块共实施配套措施井8口，年增油0.68万吨 。（表2）表2：孤北1断块配套措施统计表3、开采技术创新，培育接替潜力区开采技术创新是石油开采的关键，也是油藏持续改进管理的关键。就是要打破思维禁锢，突破技术禁区，开发中后期递减大等思维束缚，强化发展意识，创新开采技术，突破高效开发的瓶颈问题。围绕老油田采收率“整体达到40%、主力油田力争50%、挑战60%”的目标，牢固树立“打造先导试验精品、拓宽老油田发展空间”理念，突破依靠常规的开采技术，不断拓展潜力点，培育接替潜力。在水驱单元开展聚驱后井网调整非均相复合驱先导试验，在稠油单元开展高轮次吞吐后转蒸汽驱先导试验。 3.1开展聚驱后井网调整非均相复合驱先导试验对于企业管理来说，持续认识只是油田开发管理的第一步，最根本的目的是要根据持续认识的结果提出持续改进、持续提升的措施，不断提高油藏采收率，从而实现油藏的高效、长效开发。水驱单元经过水驱-聚驱-后续水驱等多种开采方式的转换后，油层间的注采关系变得愈发复杂，“三高”矛盾突出，主力水驱单元的平均采出程度高达52.0%，平均含水高达96.2%，真正进入了高速开发不稳产的深度开发阶段。孤一区在持续认识的基础上，根据聚驱后剩余油“普遍分布，局部富集”的新认识，确定了“流场重整+非均相复合驱”挑战60%采收率技术思路，在中一区馆3聚驱后井网调整非均相复合驱，2010年10月开始实施。实施井区含油面积0.8 km2 ，有效厚度21.0m，地质储量12万吨，水井15口，油井25口，预计提高采收率6.3%，新增可采储量19.7万吨。为保证试验效果在先导区实施“三精”管理，一是精细资料录取，严格按照油水井资料录取规定，强化油水井资料、压力资料、动态监测资料、井下作业等资料的录取，工作流程节点化、闭环式管理，往下追查、往上处理，迅速反应。中一区Ng3非均相复合驱先导试验总井25口，已完成监测工作量190井次，通过生产资料的及时准确录取发现了中一区Ng3先导试验见效油井含水变化与聚合物驱特征不同，见效早、下降快、呈现台阶式直线下降；连续吸水剖面监测资料证实了非均相体系具有交替封堵、转向式驱油特点。二是精细矿场注入，推行“关键点控制”管理法，以“关键设备、关键环节、关键时段”控制为主线，狠抓注入质量，强化全过程质量管理。关键设备指溶解装置、喂入装置 、自动化系统；关键环节指母液配置、单井调节、化验指导；关键时段是指凌晨、正午、生产异常、极端天气。通过精细现场管理，保障试验方案有效落实，保证了注入质量。三是精细日常调整，实施“调、治、提”差异化调整，主动培养见效井。“调”就是对见效较差、油压较低的西北部，整体实施调剖、提浓度措施，控制窜聚。针对局部井区油压下降井及时采取提浓度措施，共实施4井次，实施后平均油压上升1.2MPa，针对油压较低或下降幅度较大的3口井实施调剖治理，调剖后油压由7.5MPa上升到8.9MPa，上升1.4MPa；“治”就是根据开发规律，对不见效井进行分析，并采取针对性治理措施，针对受其它层系干扰的12-411井重新注灰见效，针对砂埋部分油层段的9X3009井改变防砂方式，效果较好。“提”就是对见效井及时提液稳液，保证注聚增油效果，共实施3井次。截止2013年底先导区见效井13口，其中10口中心井见效率70%，日产油77吨，含水下降8.1%，形成了聚驱后采收率挑战65技术。 3.2开展稠油单元高轮次吞吐后转蒸汽驱先导试验根据稠油吞吐后剩余油整体富集、地层压降大的特点，在孤气9断块转换开发方式开展蒸汽驱先导试验，提高稠油油藏采收率。 孤一区管辖的稠油单元经过20年的吞吐降压开采已进入高轮次吞吐开发阶段。随着高轮次吞吐后期开发效果转差和水淹程度加强，稠油油藏成为左右油藏长效开发的主要不稳定因素。为此技术人员在稠油单元开展高轮次吞吐后接替技术研究，在开发实践中，蒸汽吞吐和蒸汽驱是注蒸汽采油的两个有机过程，二者既有本质的区别又有密切的联系，即蒸汽吞吐为蒸汽驱创造有利条件，蒸汽驱是蒸汽吞吐的接替阶段。在前期研究的基础上在孤气9断块开展了蒸汽驱先导试验。孤气9断块为一地层压降大的高泥质、特稠油、封闭性的断块，于1994年10月投入注蒸汽吞吐开采，目前地层亏空严重、压降大，周期生产时间短、周期产油量低，转周效益差。为实现热采稠油持续稳定开发，提高稠油蒸汽吞吐后期采收率，我们积极开展高轮次吞吐后提高采收率技术攻关，2008年5月在综合研究的基础上，率先在孤气9断块转换开发方式开展蒸汽驱试验，实施2个井组。在蒸汽驱管理方面，将地面、井筒、地下有机结合成一个整体，精细以“注入地层采出”为主要内容的三位一体的立体管理，实施蒸汽驱全过程预警监控与优化调整，实施“注”、“补”、“引”、“堵”、“调”、“采”六字方针，保证试验取得良好效果。（图8）图8：蒸汽驱调整思路汽驱后单元的生产状况得到明显改善，目前汽驱阶段注汽54.7万吨，阶段产油12.3万吨，阶段增油8.5万吨，采注比1.2，油汽比0.17，提高采收率3.85%。通过创新持续改进的关键技术，对三大潜力区实施不同的挖潜方案，有力推动了各油藏单元改进目标的实现。截止到2013年底，各油藏单元基本实现或达到本年度预计的改进目标。今后一个阶段的重点工作仍是要巩固和夯实这一目标，并通过积极持续的改进管理和创新向奋斗目标迈进。（四）持续完善，健全持续改进的保障机制科学有效的保障机制是油藏持续改进管理不断进行的内动力，要不断调整、不断创新、不断完善油藏管理的管理机制、考核机制、激励机制，为持续管理活动提供物质和精神条件。建立反馈网络，检查执行结果是否达到了预定的目标，把成功的经验总结出来，制定相应的标准，把没有解决或新出现的问题转入下一个PDCA循环去解决。这样周而复始，推动持续改进坚持不懈。1、完善管理体系，实现地质开发管理专业化整合探索油公司发展模式，对地质开发管理专业化整合，建立“大地质”运行模式，将地质所的开发人员和管理区地质技术人员进行整合，成立“地质所第一技术服务站”，包括综合组、运行监督组和五个油藏管理区块，管理区块单元的技术人员组成一个团队，全面负责管理区层面的所有地质开发业务。技术服务站既是孤一区生产管理的参谋部，又是地质所分析研究部门的分支，其主要任务是全面掌握孤一区所管理油藏的生产情况，及时提出处理生产问题的建议；掌握油、水井变化，做好油、水井变化的分析；经常进行动态分析，