张煜同志在胜利油田开发技术座谈会上的讲话.docx
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张煜同志在胜利油田开发技术座谈会上的讲话
张 煜
（二○○九年二月四日）
各位领导、同志们：
这次油田开发技术座谈会，是开发系统认真贯彻落实集团公司工作会议和局党委扩大会议精神而召开的一次重要会议。
会议的主要目的是总结经验、交流技术、明确思路、部署任务。
两天来，相关单位和专家就油田开发技术工作做了精彩的报告。
下面，我就采油工程系统2008年的工作做简要总结，对2009年的重点工作进行部署安排。
一、2008年工作简要回顾
2008年，围绕 “三大调整、两大接替”的开发部署，按照“完善水驱、强化三采、拓展稠油、扩大低品位”的工作要求，突出提高“两率”的工作重点，采油工程系统进一步转变观念，树立“大工程”理念，深化院厂结合，立足科学优化，持续提升采油工程技术攻关水平和配套能力；狠抓有效注水，进一步夯实油田稳产基础；不断开拓思路，创新管理模式，选择有效载体，提高了基础工作管理水平，圆满地完成了全年的各项工作任务。
（一）突出有效注水，进一步夯实油田稳产基础
针对制约油田稳产基础的主要问题，加大了水井、水质、整体堵调和长停井治理等长效投入，通过创新思路、优化方案、精细管理、严格考核，见到明显成效。
水井治理：
以矛盾较为突出的断块油田为重点，分公司成立了领导小组和专家组，由专家组负责方案设计,审核把关和效果验收，制定下发了《水井治理运行办法及实施细则》，确保项目规范运行。
2006年以来，年实施水井作业工作量保持在3900井次以上，年均投转注水井533口，年均大修水井342口，年均实施分注治理及新下分注工作量644口，与“十五”末同比，增幅分别达到21%、70%、113%和45%；累计更换防腐油管499.3万米；通过油藏和工程方案的整体优化，集成配套井况监测、防砂、大修等技术，水井措施有效率明显提高，其中水井大修成功率达到83%，提高8个百分点；胜采等老油田近三年水井开井率稳定在85%以上。
通过三年治理，完善了胜利油田分层注水工艺技术系列，满足了出砂井、高温高压深井和套变井等不同井况特点的分注需求；治理思路上实现了从单井治理向区块治理，从单一技术向集成技术的转变，形成了一整套水井治理运行管理模式。
水质治理：
从改善源头水质入手，实施了以污水站分批改造，药剂配方重新筛选和水处理工艺技术攻关配套为重点的水质专项治理工作。
建立了水质预警机制，实施“水产品”承包等管理创新，水质监控和管理水平得到提高；通过对传统工艺的完善和新技术的应用，促进了污水处理工艺技术的进步。
初步实现了“治理一座站，达标一座站，稳住一座站，提高一个区块开发效果”的治理目标。
三年来，共改造污水站24座，已投产17座，实际日处理水量16万方，水质符合率达到90.5%。
加强现场药剂质量监督管理，污水处理药剂合格率从“十五”末的58％提高到目前的93％；针对含聚污水和低渗透水质处理难题，引进和配套了氮气浮选、预氧化、金属膜过滤等新工艺，在坨一、广利、樊41等注水站成功应用。
通过持续的投入和加强管理，分公司水质符合率提高了9.3个百分点，年增加达标水量（符合率≥90%）3900万方。
整体堵调：
为更好地适应高含水阶段控水稳油的需要，积极转变工作思路，适时提出五个转变，即实施对象由单井向区块整体转变，堵调范围由常规水驱向化学驱单元转变，堵调部位由近井地带向油藏深部转变，堵剂类型由单一向复合型转变，评价指标由单井指标向区块整体指标转变。
自2007年以来，在河口飞雁滩等13个单元实施了以改善水驱流向、增加有效注水量为目标的整体堵调治理工程，地层存水率提高5－15％，预计平均提高采收率0.6%，最高可达1.27%，已累计增油7.8万吨。
其中东辛永8断块通过实施聚合物微球逐级深部调驱技术，有效缓解了注入水平面及纵向突进的矛盾，与未实施调剖井组相比，自然递减下降6个百分点（由16.8%下降至10.8%），扣除新井因素累增油1.6万吨。
长停井治理：
注重单井扶停与注采单元整体治理相结合，强化由简单维护性扶停向工艺技术配套转移。
编制下发了《分公司修复停产井项目实施细则》，将工作量、费用、产量指标细化分解到各采油厂，规范了停产井治理工作。
三年来共治理长停井1344口，累计产油60万吨；已治理油井目前开井1050口，对老油田开井率稳定起到了重要作用，提高了注采井网的动态完善程度。
孤东、临盘等采油厂通过加强采油基础管理，实施长停井治理等工作，近三年油井开井率保持在较高水平。
通过以上四个方面的工作，分公司2008年末水井开井数比“十五”末增加698口，增幅14.2％，日注水量增加1.3万方；层段合格率由61.9%上升到70.4%；污水水质综合符合率由72.5%上升到81.8％。
（二）加强科研攻关，提升采油工程技术配套能力
针对油藏类型多样化、油藏条件复杂化的情况，不断加大基础研究力度，在CO2辅助热采机理、特超稠油分子解聚机理、低渗透非达西渗流及活性水降压增注机理等方面取得了新认识，促进了新技术的进步，自主创新能力和集成配套能力不断增强。
1、两项关键技术取得重大突破
一是水平井裸眼防砂完井一体化技术。
针对套管射孔完井投资高、油层完善程度低的问题，重点在稠油水平井攻关应用了大通径精密微孔滤砂管防砂完井技术，配套集酸化解堵、屏蔽暂堵于一体的复合处理工艺和稠油热采水平井均匀注汽工艺，成为胜利油田疏松砂岩油藏水平井完井的主导技术。
截至2008年底，共应用553口井，与套管固井射孔完井方式对比，单井日产油提高10吨以上，单井节约投资50余万元。
二是特超稠油HDCS开采技术。
针对特超稠油油藏注汽压力高、驱替效率低、返排困难的矛盾，将水平井技术与热化学技术有机集成，研究应用了新型油溶性降粘剂、改性薄膜扩展剂，辅助二氧化碳降粘措施，降低了注汽启动压力，亚临界压力条件下注汽干度达到70%以上，有效地提高了蒸汽的波及体积和驱替效率，为特超稠油储量的有效动用提供了技术支持。
该技术在原油粘度大于20万mPa•s的特超稠油区块应用80余口井，单井日油能力10-15吨，油汽比0.8以上。
2、三项重点技术取得新进展
一是低渗透油藏水平井分段压裂技术。
研究应用垂向应力剖面分析、限流布孔、水平井分段裂缝配置优化等技术，实施套管限流压裂3井次；引进连续油管喷砂射孔与环空加砂压裂联作技术，实施2井次，初期增产效果达到直井的2倍以上。
二是鱼骨状水平井技术。
集成应用了窄时窗储层预测、井眼悬空侧钻、钻井轨迹控制、完井、钻井完井液等五项关键技术，形成了具有自主知识产权的鱼骨状水平井技术。
应用领域由油井扩展到气井，由海上延伸到陆上，由新区扩大到老区，由稀油拓展到稠油，目前已完钻6口，单井增加可采储量为普通水平井的2-4倍，其中2008年1月投产的第一口稠油油藏分支水平井——沾18—支P1井，平均日油能力是周围水平井的3.3倍。
三是砂砾岩储层改造技术。
开发了耐温达180℃高温低摩阻压裂液体系、油溶性粉陶、CO2辅助压裂、分级暂堵工艺以及砂砾岩储层缝高控制技术。
初步形成了砂砾岩储层大规模压裂工艺技术，在盐22块应用11井次，最大加砂规模98方，压后日产液32.3方，日产油21.7吨。
研究应用酸液滤失低、穿透深度大的自转向酸化、酸压技术，现场应用7口井，已累增油1.1万吨。
（三）立足科学优化，提高新老区产能建设质量
近年来，胜利油田新老区产能建设中低渗、稠油等低品位复杂油藏的比重逐年增大，储量品位差、产能建设周期长、工艺配套难度大。
为提高单井产能，降低百万吨投资，新井中复杂结构井的比例由2006年的6％上升到2008年的22％，对采油工程技术的配套与完善提出了更高的要求。
一是通过前期研究解决核心技术难题。
2008年，为提高钻采方案的针对性，瞄准开发难点，针对新区以低渗、稠油、滩海为主的特点，开展了20项前期研究。
在低渗透油藏方面，针对油藏注水压力高、压裂改造难度大等特点，在高89、盐22、史127、樊144等区块，开展了低渗透油藏水平井分段压裂、降压增注、高温高压分层注采等前期研究；在稠油油藏方面，针对油层薄、热利用率低、超稠油注汽压力高、水平井整体开发的特点，在陈311、草27、坨826等区块，开展了特超稠油CO2增产机理、改善薄层稠油开采效果等前期研究；在滩海油藏方面，针对井斜大、油层出砂严重、油气比高等特点，在垦东481、埕北1井区等区块，开展了海水无固相完井液油层保护、大通径分层防砂分层注水、电泵配套高效油气分离等前期研究。
通过研究，明确了产能建设区块的技术重点和难点，提高了采油工程技术的针对性。
二是在方案编制中注重新工艺、新技术的应用及完善配套。
注重钻井优化技术的研究应用，在陈311、陈371等区块，实现了水平井“一台数井”的布井、钻井方式，较大幅度降低了建设投资。
应用水平井裸眼防砂完井一体化技术，草13、沾18等区块得以经济高效开发。
应用特超稠油HDCS开采技术，郑411、坨826等区块得到有效动用。
在高43块，研究应用新型高温压裂液交联剂、粘弹性表面活性自转向酸、新型支撑剂体系等技术，获得平均单井日产8吨的产量。
通过新技术的配套应用，完善了产能建设的技术系列，加快了产能建设步伐，提高了产能建设质量。
三是注重钻采方案规范管理和整体优化。
出台了《分公司钻采方案分级编审制度》，明确了审核程序和职责，规范了方案分级编审工作。
同时，在钻采方案编审过程中，强化与油藏的结合，注重向钻完井工程和地面工程的延伸，逐渐由先期介入向同步运行发展。
特别是强化了单井产能低、开采难度大、采油成本高、经济效益差区块的方案优化工作。
在垦东12海油陆采方案中，充分利用大位移丛式井技术，缩短了建井周期，减少了占地面积，节约了建产投资。
针对稠油产能递减快，导致后期地面工程能力过剩与浪费的问题，转变稠油油藏产能建设思路，对陈庄产能建设实施整体优化，分年错峰建设，2008年产能建设规模由23万吨优化到13万吨,做到有效接替,平稳发展。
依据单井能力及优化后的产能规模，对地面工程方案实施再优化，百万吨产能投资由51亿降到40亿以内，实现了投资最优化和效益最大化。
2008年共编审产能建设方案109个，覆盖地质储量2.9亿吨，当年建产能300万吨。
（四）深化院厂结合，促进采油工程技术规模化应用
为强化“大工程”理念，充分调动科研机构和开发单位两个积极性，2007年以来，以专项治理、技术推广、联合攻关、产能建设为载体，开展了院厂结合工作，促进了科研单位技术攻关与生产单位技术需求的紧密结合，建立起层次分明、相互协作、优势互补、责任共担、成果共享的院厂联合攻关团队，促进了采油工程技术的规模化应用。
针对现场生产问题结合1900余次，明确攻关和技术推广项目172项，目前80％以上已完成。
其中胜采、河口、纯梁等采油厂应用双管分注工艺，满足了高压深井分注和测调需求；孤东、孤岛等采油厂集成稠油热采技术，有效动用了孤南4、垦东827等区块；海洋厂应用液控分层注水、液力泵等技术，保证了新老区产能建设的高效运行。
针对严重出砂、高温高压和滩海等油藏水驱开发的需求，通过技术创新与引进集成，配套了锚定补偿、桥式偏心、双管同心、液控分层等9种分层注水工艺；发展了氢化丁腈高温高压密封材料、免投捞配水器、中心流速电磁超声波流量计、封隔器在线验封等注水配套技术，形成了完善的分注工艺技术系列。
三年来，各开发单位共实施分注治理优化1300余井次，注水层段合格率保持在73%以上，分层注水管柱寿命延长了1年以上。
针对偏磨油井生产周期短、频繁作业的问题，以优化设计为指导，油井陀螺测斜数据为依据，综合配套管杆抗磨、减磨、扶正、加重等成熟技术，形成了以抗磨管杆和弹性抗磨副为主导，适应高含水井、深井、斜井和严重腐蚀井等不同井况的配套技术系列。
三年来，共治理偏磨井2152口，生产周期由治理前的153天延长至452天，折算减少维护作业工作量1276井次。
为有效保护储层、减少环境污染和降低能耗，攻关研究了密封防喷、加载、液压控制、管柱堵塞等技术，配套了油井、水井和热采井带压作业设备，规范了现场操作规程，形成了油水井带压作业技术系列。
胜采、纯梁、滨南、东胜等单位共应用87井次，减少放溢流15万方，增注23万方，增油1.2万吨。
（五）实施项目管理，节能降耗工作创出新效益
1、推行作业项目管理，进一步提升效益
围绕压减无功低效作业和提高措施有效率，按照工作量与价值量相匹配的原则，油田成立了作业管理项目组，对作业工作量按类别逐月分解，逐月考核讲评，作业质量和管理水平同步提升。
一是修订完善《分公司作业管理规定》等规章制度，对作业管理流程进行优化，理顺了工作程序，提高了运行效率。
二是开展了作业设计区块整体优化工作，突出“地质、工艺、采油、作业”四位一体的单井设计优化，在分公司层面开展优秀设计评比活动，提高了设计的针对性和有效性。
三是开展了星级油管厂评比活动，推广“油藏分类、梯次使用”的管杆管理办法，提高了管杆修复质量和管理水平。
同时配套了“优质优价”和“联责承包”等激励约束机制。
近三年，油田总作业工作量呈逐年下降趋势，油井维护频次年均降幅5%；与“十五”末同比，多轮次作业井减少800余口，水井工作量增幅达21%，躺井率下降1.3个百分点，措施有效率保持稳中有升。
2、稳步推进用电治理，节电效果显著
为进一步降低能耗，油田坚持不懈地开展了农电治理、电加热治理、低效抽油机治理和螺杆泵替代等工作，并实施了“以电养电”工程。
三年来，实施分网改造6kV农电线路158条，每年减少电量流失12542kW•h；实施电加热治理2029井次，投入产出比1∶1.78。
2008年实施低效抽油机治理1353口，平均单井日节电53kW•h；实施螺杆泵替代113口，所实施井平均生产周期已达132天。
孤东等采油厂实施了“以电养电”工程，与2007年相比年节电2076kW•h。
分公司12家主要生产单位2008年共发生电量42.62亿kW•h，比2005年减少1600万kW•h，比2006年减少1.13亿kW•h，比2007年减少1100万kW•h。
基本消化了开井数1045口井、注水量增加196万方，造成的每年增加1亿kW•h的硬性增长量。
（六）注重管理创新，逐步提高采油工程系统管理水平
按照“完善机制、优化决策和严细规范”要求，2006年以来，以亮点工程做引导，以特色活动和人才培养为载体，以考核评价为保证，采油工程技术管理和基础管理水平得到稳步提升。
技术管理上，加快采油工程系统工作的规范化和标准化进程。
“十一五”前三年共修订了128项技术标准，并加以宣贯落实。
制定了《分公司重大工艺设计管理规定（试行）》等11项技术规范，明确了新老区产能建设方案的分级编审职责，建立并执行了重大工艺设计网上审批制度，严格了决策程序，提高了技术决策水平。
基础管理上，开展了油水井工况分析、优秀作业设计评比、星级油管厂评比和“十不出队”等活动；加强优秀管理方法交流，总结推广纯梁采油厂系统节点管理、临盘1队长寿井培养、桩西水处理指标链管理、胜采四矿水井分层测调管理等经验，促进了采油工程基础管理水平的全面提升。
人才素质提升上，以改善知识结构、提高综合素质和履岗能力为重点，组织开展了水质分析、工况分析等一系列培训和评比活动，调动了基层采油技术人员学技能、比贡献的积极性。
举办各种专业技术培训班40余次，组织了分公司采油工程系统CTOT培训班，到大庆、辽河等油田进行调研，并开展多层次的技术交流，专业技术人员的业务素质得到进一步提升。
上述成绩的取得，是集团公司和局党委正确领导的结果，是采油工程战线广大干部职工努力拼搏、勤奋工作的结果，在此，我代表分公司向关心支持采油工程工作的各级领导，向采油工程系统的广大干部职工表示衷心的感谢！
2008年已经过去，面对新的形势和任务，提高采收率、提高储量动用率和节能减排，对采油工程系统提出了新的更高的要求。
提高油田采收率，采油工程的关键是加强技术集成、系统配套，在提高油藏针对性的前提下，向钻完井工程和地面工程延伸，形成深化水驱油田二次开发、低渗透油藏开采、稠油油藏开采、三次采油及三采后提高采收率技术系列；而提高储量动用率，采油工程系统要加强基础研究，注重先导试验，尽快突破提高单井产能的技术瓶颈；从节能减排的需求看，采油工程系统要牢固树立系统节点优化的理念，强化关键技术，以管理创新和技术创新促进节能减排目标的实现。
二、2009年重点工作安排
2009年采油工程系统要紧紧围绕提高油田采收率，提高储量动用率和节能减排的目标要求，进一步解放思想、转变观念，持续深化院厂结合，不断突破瓶颈技术、提升集成配套能力，精细过程管理、提高运行效益，为保持油田产量稳定、可采储量稳定和经济效益的稳定增长做出新贡献。
2009年采油工程系统的工作目标是：
油井开井率77.9%以上，油井躺井率控制在5%以内，机采系统效率达到27%；
水井开井率76.1%以上，方案分注率提高到93%以上，分注井层段合格率保持在68%以上，注水系统效率保持在52.8%；
采油厂原油外输含水率控制在1.0%以内，污水处理达标率85％以上；
总作业频次降到0.95以内，油井维护频次降幅6%以上，年度作业3次以上的多轮次作业井减少4%以上，油井措施有效率提高1.0%以上。
为确保上述目标实现，做以下部署和安排：
（一）立足三个结合，强化集成配套，为提高采收率提供技术支撑
提高采收率是油田开发永恒的主题。
围绕这一核心任务，采油工程系统要着力解决制约稳产基础的主要矛盾，加快配套形成提高采收率技术系列，2009年将实施“3118”工程，即实施三项重点工程，规模推广十项成熟技术，强化十项科技攻关，加快八项先导试验。
1、实施三项重点工程，进一步夯实油田稳产基础
继续贯彻“油水并重、注水优先”的原则，实施水井、水质和整体堵调等三项重点工程，突出一体化治理理念，夯实稳产基础，提高水驱油藏采收率。
水井治理：
借鉴广利经验，按照“三块两线”的部署，实施好东辛中、现河庄、渤南三个区块的一体化治理，实施水井工作量229口，安排2座污水站、4个注水系统的改造。
抓好水井治理区块注水地面系统优化改造以及产能建设区块一体化实施“两条线”的工作，一是在坨28、辛109等38个单元（区块）开展水井专项治理707口，在孤东六区等4个治理单元实施地面系统优化改造。
预计治理后水井开井数增加207口，注采对应率达到76.4％（提高5.6％），层段合格率达到78.9%（提高15.2％）。
二是遵照“地面与地下统一分析，油藏与工程方案统一编制，投入与成本统一安排，评价与考核统一标准”的原则，搞好新区产能建设的一体化实施和老区调整的一体化治理。
水质治理：
做好一项扩大，实施三个专项。
即扩大“水产品”试点站规模，增加孤六、坨一等五座试点站。
开展好水质处理、水质升级和水质一体化三项专项治理，2009年将实施污水站整体改造9座，日处理水量20万方，改造后污水水质达标率达到95％以上，比改造前提高20％以上；以东辛为试点进行六个站的水质升级改造，解决污水站水质设计处理级别不能满足油藏开发需求的问题；在渤南油田义99区块及东辛中油田实施水质一体化治理工程，探索解决水质沿程污染的问题，使回注污水水质到注水井口稳定达标。
2009年分公司水质达标率达到85％以上。
整体堵调：
继续按照“五个转变”的工作要求，进一步完善五项技术研究，即堵水调剖优化决策及效果评价技术、堵剂封堵机理及油藏适应性评价技术、堵水调剖监测技术、堵水调剖施工配套技术、复杂结构井堵水技术。
2009年将在东辛永8、胜采坨142等五个单元实施整体堵调治理，安排工作量54井次，预计实施后区块含水下降3-5%，采收率提高1%以上。
2、推广十项成熟技术，尽快形成规模化效益
针对老油田开发后期的主要矛盾，推广应用水平井裸眼防砂完井一体化、有杆泵延长免修期、油水井带压作业、稠油热采高温泡沫伴注、低渗油藏水平井分段压裂、分层注水、整体堵水调剖、中高渗区块高含水期提液、高含油污水处理及资源化利用、低产低效水平井综合治理等十项成熟配套技术。
3、强化十项科技攻关，突破油田开发技术瓶颈
围绕水驱、稠油、低渗油藏及聚合物驱后提高采收率，开展水平井选择性完井及找堵水、分支井智能完井、侧钻井完井防砂、高含水期堵水防砂、高温高压深井分层注水、深层砂砾岩压裂改造、滩坝砂油藏压裂改造、聚合物驱后提高采收率、特超稠油高效集输、三采产出液处理等十项关键技术攻关。
4、加快八项先导试验，促进新技术的规模化应用
为探索不同类型油藏提高采收率的开发方式，加快实施孤岛中二中Ng5低效水驱转蒸汽驱、孤岛中二北Ng5蒸汽吞吐转热化学驱、单56块超稠油蒸汽驱、郑408块敏感性稠油油藏火烧驱油、孤岛中一区Ng3聚合物驱后微生物驱、滨425块低渗透油藏空气驱、高890块滩坝砂油藏注CO2提高采收率、三采全过程堵水调剖提高采收率等八项先导试验。
同时，根据先导试验进展情况，适时启动相应示范区工程，加快新技术的工业化应用。
为做好以上工作，必须加强三个结合：
一是加强老油田一体化治理与专项治理的结合。
通过专项治理对重点问题集中突破，通过一体化治理实现各项治理工作的有机结合和优化实施，达到老油田开发效果整体改善、全面受效的目的。
二是加强采油工程新技术的研究攻关与成熟技术推广应用的结合。
老区提高采收率对采油工程提出了新的要求，就是在深化油藏认识的前提下，抓住主要矛盾，通过关键技术的攻关研究和有机集成，在配套完善的基础上加快新技术的推广应用步伐。
三是加强采油工程先导试验与示范区工程的结合。
先导试验是科研成果转化的重要载体。
而示范区工程，通过对先导技术集成并更大规模实施，既可促进技术完善配套，又可解决制度、政策不适应的问题，利于科学评价技术的适应性和实施效益，促进技术的全面推广应用。
（二）抓住四个关键，突破技术瓶颈，实现储量动用率的稳步提高
目前油田剩余未开发储量近3亿吨，以稠油、海上和低渗透为主。
为此，在提高储量动用率工作中，要牢牢抓住前期研究、瓶颈技术突破、钻采方案优化和项目管理等四个关键，实现储量有效动用，保证开发效益不断提升。
1、加强前期研究，促进低品位储量的有效动用
2009年产能建设区块以超稠油和敏感性稠油、低渗透以及海上油藏为主，采油工程配套要求高，投资风险大。
为明确低品位储量动用的难点和重点，提高钻采工程方案的质量，要注重借助勘探和重点开发准备井两个平台。
及时跟踪油藏静态分析情况，掌握储层特征和流体性质；加强勘探试油情况分析总结；明晰现有采油工程技术的适应性；科学确定前期研究方向，明确储量动用的难点和重点。
2009年油田安排25项前期研究，抓好超稠油油藏SAGD物模、薄层稠油气体辅助热化学开采机理、水平井出水规律及预测、砂砾岩控缝高物模实验、采油工程新材料等基础研究。
在此基础上，重点开展提高沾38、单113动用程度等前期研究，探索薄层稠油和超稠油有效动用的技术途径；开展樊144高温高压分注、义34改善回注污水水质等前期研究，解决低渗透油藏能量补充难题；开展盐222砂砾岩油藏采油工艺配套技术研究，解决砂砾岩有效动用难题；开展埕北22-25低压老区提液防砂及油层保护技术研究，确保海上高速开发的提液效果。
2、加强关键技术攻关，稳步提高单井产能
针对目前各类低品位储量制约开发的关键技术进行攻关，形成各类难动用储量提高单井产能的配套技术。
一是稠油油藏。
针对超稠油原油粘度高、流动性差、难开采的问
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