胜利油田普通稠油区块转微生物驱显奇效，大牛地气田DPS-39井累产气超1亿方，中原采服实施“四大工程” 打造一流品牌，河南油田采油二厂集输脱水系统改造效果显著

2021年08月11日        新闻来源：沥青网 sinoasphalt.com  |  投稿

日前，从胜利油田现河采油厂传来消息，该厂草13沙四区块在转微生物驱取得突破性效果的基础上，将由两个井组扩展到6个井组，总方案涉及23口井。据了解，增加微生物驱后，该区块将新增产能1.0万吨，提高采收率8.7%。

  草13沙四区块属于现河采油厂乐安油田，是多薄层敏感性普通稠油油藏，含油面积3.96平方公里，地质储量372万吨沥青网sinoasphalt.com。该区块2013年压裂防砂投产，曾采用过常规注汽、亚临界注汽、氮气增能、注水等多种开发方式和工艺措施，均未见到理想效果。2019年6月转微生物驱后，利用微生物嗜烃降黏特性，降低油水流度比，改善水驱效果。微生物驱注入2个井组，实施后日产油由23吨升至30吨。截止目前，转微生物驱后生产675天，累计增油5092吨。

  本次扩充6个井组23口井，其中油井17口，水井6口，计划分两套层系实施智能分注。目前胜利石油工程技术研究院微生物所技术人员正积极配合采油厂做好微生物注入设备的地面建设和微生物体系的优化工作。

8月10日，大牛地气田DPS-39井累计产气量超1亿立方米，是气田第2口突破1亿方的水平井。该井已连续生产8年，目前每天仍产天然气1.6万方，是一口名副其实的“功勋井”。

  DPS-39井是由华北油气分公司勘探开发研究院部署设计在D12井区的一口开发水平井，设计目的从山2段。地质上该井位于盒1、山2叠合发育区，砂体厚度大，砂厚大于18米；物探上该井位于孔隙度和含气饱和度反演有利区。钻井过程中，通过地质物探联合跟踪，保障实钻效果，该井实钻水平段长1200米，砂岩钻遇率100%，平均气测全烃36%，最大全烃95%。后期对山2段砂体采用多级管外封隔器压裂改造方式，压裂完成后测试无阻流量47万方/天，初期配产9万方/天，极大地鼓舞了气田Ⅱ、Ⅲ类储量开发信心。

  下一步，科研人员将重点开展流动单元研究、精细地质建模、剩余气定量描述等研究工作，落实下步调整潜力目标区，形成致密砂岩气藏针对性调整对策，为大牛地气田稳产30亿方做好技术支持。

今年以来，中原油田采油气工程服务中心依托集团公司“油公司组织管理效能对标系统”平台，有效引导作业队伍“对标、追标、创标”，积极在集团公司修井行业争先进、争一流。

  实施“提速”工程，提高生产运行效率

  实施“三抓、两消除”管理法，即强化与采油厂沟通协调，抓生产运行计划准确率、抓生产运行过程管控、抓生产管理制度执行，消除低效作业和特车低出勤。

  依托作业现场视频监控、特车北斗导航系统，大数据汇总系统分析，真实反映生产动态，及时跟进重点工作、高效解决现场问题,实现科技提速。

  创建一体化协同作战模式，优选38支作业队投入储气库建设，实行“大修+带压+小修”三位一体协同作业，将大修井筒处置能力强与小修作业速度快有机结合，倒排工期，挂图作战。

  创新“白班队”+“一队多机”管理模式，探索组建搬家队、顶驱队、修井准备队等细分专业化队伍，持续提升了运行效率。

  实施“提质”工程，增强服务保障能力

  建立中心-大队-小队-班组分级管控机制，中心负责质量管理体系运行及重大施工质量监控，大队负责重点工序的现场指挥，小队负责完井质量承包，班组对下道工序负责，质量管理由结果考核向过程节点管控转变。

  推行“6321”质量控制工作法，即严把施工现场管杆丈量、入井材料检查、试抽完井等6项重点工序，严格执行现场验收、重点井监控、作业质量考核3项制度，上修前做好质量风险、安全风险2项预防措施，坚持每月进行1次质量分析查找原因。该中心作业施工一次合格率连续四年达99%以上，超油田目标值3个百分点。

  聚力“瓶颈”技术攻关，截止目前，已组建创新攻关团队3个、技师工作室14个，攻关难题320个，取得油田科技成果5项，国家授权专利35项，QC、职工创新等成果90余项。

  实施“提效”工程，提升经营管理水平

  立足“劳务+技术”模式，加大外闯市场力度，相继服务于普光、内蒙古、通南巴、华北同井采注等项目，人均年创收能力较成立之初提升了3万元，增长24.8%；划小成本管控单元，科学核定人均成本支出额度，制定降本减费措施，万元收入操作成本较成立之初下降了0.09万元，降低20.9%。

  建立对标一流提升行动运行体系，将各项效能指标细化到基层队，坚持纵向对标、横向追标，形成月排名、季评比、年总结的常态化管理机制。

  2021年，ZY-XJ207、ZY-DX202作业基层队对标胜利油田孤东项目部，创板块人均利润、万元收入成本指标两项标杆。突出利润、万元产值变动成本、人工成本利润率、人均创收增长率、组织效能对标、风险管控等考核，真正将绩效与主观努力效果挂钩，上半年作业一线员工平均绩效工资提高3000余元。

  实施“安全”工程，确保实现“三零”目标

  推行风险隐患“双重预防”机制，识别各层级重大风险26项，建立风险清单171项，辨识风险点1235个，明确风险控制五项措施，连续实现年度安全风险降级减值超过10%；加强安全生产“标准化班组”建设，制定“安全活动、现场管理、岗位操作、现场资料”四项工作标准，明确交接班、巡回检查、班会小结等11项具体内容和12项检查评分标准，累计评选优秀班组147个，红旗班组25个。

  建立全员安全提升“学查考”机制，建立“一月一考”机制，累计考试1848人次；明确《基层干部个人安全行动计划》，建立“一月一查”机制；编制《风险经历与事故案例汇编100例》，开展学案例、狠反“低老坏”活动，全员安全意识持续提升。

  建立安全大数据互联系统，通过作业现场监控视频、北斗导航工具箱、安全微信公众号，实现安全管理“百队千里一键看，千站万井一键到，千人万证一键查，百岗千人一键考，违章信息一键询”，做到了“精准定位、精准考核”。

“目前，4号罐原油处理系统实现两级脱水，年可节约伴热、污水处理费用561万元。”8月5日，河南油田采油二厂集输大队生产例会相关负责人汇报。

  这表明采油二厂稠油联合站已经运行了30多年的7号动态沉降罐主角变成了配角，配合4号罐原油处理系统来承担该站的原油净化任务，通过试验验证蒸汽和破乳剂消耗大大降低，降本增效成果显著，年可节约伴热、污水处理费用561万元。

  4号罐原油处理系统是一座5000立方米沉降罐，拥有一套脱气装置，可以提高原油处理运行效率，保障原油处理系统安全、平稳，更经济运行。

  该系统是将新建的4号沉降罐与7号罐串联，混油经换热器加热后进入7号罐，在7号沉降罐内沉降脱水后再进入4号动态沉降罐内沉降深度脱水，实现一段分离器和7号动态罐不再加热，4号动态罐仅集中加热低含水原油，减少污水无效加热，这样既节约了蒸气又降低了药耗还能保证脱水效果，有效助力该站原油处理系统提质增效。

西北油田塔河十区南共有油井110口，已有15年的开发历史。近几年，该区无新井增加，通过油田层面的顶层开发设计、厂院联合攻关，实现了地质认识由岩溶性油藏向断溶体油藏的转变，开采手段由单兵种突进向多兵种联合作战的转变，管理方式由多家承包商共管向一家战略承包商集中管理的转变。2016年至2020年，该区日产量持续稳定在900多吨。2021年8月2日，该区日产原油增至1000余吨，综合递减率降至负值。

  地质认识转变拓宽了增储空间

  储量接替是老油田稳产的基础，十区南尽管没有新区储量接替，但通过地质认识的深化，依靠老井拓宽了增储空间。

  几年前，TH10240井原直井的生产油藏是T708缝洞带的岩溶油藏，但连续生产不久后，供液不足直到停产。技术人员精细油藏解释，对其所处断裂带进行了扫描再刻画，发现井区断裂面岩溶发育、横向范围宽，有储层发育可能，创新提出了“断溶体”油藏新概念。依据这一认识，他们在原直井基础上向断裂带的低洼处侧钻382米，成功建产，日产原油20多吨。

  之后，技术人员不断深化、完善“断溶体”油藏认识，依据老井部署侧钻井，累计增加可采经济储量130多万吨，而且高产井钻遇率达到70%以上。

  开采技术变革提高了储量动用

  翻开十区南区块的稳产开发历程，不难发现，注水补能量是稳产的主要开采手段。但这种手段不是机械的应用，而是经历了单井注水替油、井组注水、定量化注水、“注水+”等多个创新阶段。可以说，开采手段的不断创新，成就了十区南的持续稳产。

  TH10276井自然能量衰竭后进入单井注水替油阶段，稳产三年后能量再次衰竭。技术人员通过油藏分析，认识到该井井周有未开采的储集体。他们利用常规注水力图启动井周储量，但效果甚微。针对这一问题，技术人员创新性提出高压水力扩容新工艺，利用大型高压注水泵，大幅提升注水喷射压力和排量，打通了油藏壁垒，使该井日产量由4吨上升到30多吨。

  近三年，十区南累计有29口井实施高压大规模注水提动用，平均注水压力19MPa，平均周期注水量9000方，累计增油达13.8万吨。

  针对一些单井注水失效、又不适合高压水力扩容补能量的油井，技术人员创新思维，跳出单井看单元，实施井组平衡注水，单元整体注水，效果显著。TH10402单元是一个油气富集单元，但以低能间开为主，日均产量仅3.2吨，是一个典型的高能低效单元。该厂先在单元内部通过井组水驱，使TH10404井与TH10402井实现了横向驱油，日产能提升到15吨。之后，又通过S86单元的TK835CH2井实施单元注水，使TH10402井自喷生产，日产油能力提升至30吨。

  管理方式转变实现油井精细管理

  油井的稳产，不仅仅取决于地质认识的深化和开采技术的进步，精细管理、维护也是重要的一环。

  十区南区块油井运行维护原来由三家承包商承担，协调环节多，人员流动率高，管理难度大。

  2016年，油田公司在十区南建起中石化首个“井站一体化”智能管理示范区，油井实现了远程监控、无人机巡线、在线含水监测。采油三厂以此为契机，精简承包商，三家减为一家，由河南油田新疆项目部整体承担十区南油井的管理维护。

  战略承包商形成后，采油厂对承包商的考核突出了生产运行的质量与效益，大幅调动了承包商员工主动作为的工作积极性，千方百计精细管理油井，延长了油井的健康周期，检泵周期由原来的600多天延长到现在的800多天。

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