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精油注水谋长效方能行久远-【新闻】

发布时间:2021-05-28 11:16:35 阅读: 来源:好神拖厂家

精油注水:谋长效方能行久远

在中国石油精细注水第三次推进会上,有这样一组数据值得关注。目前,中国石油已开发油田平均综合含水率87.8%,可采储量采出程度75.2%,平均单井日产量仅1.9吨;探明储量品位持续下降,其中低渗透储量比例已升至79%。

这一串数字意味深长。它显示的是,经过半个多世纪的规模开发,中国石油的上游开发业务已经发生深刻变化,油田开发由“两高一低”步入“两高两低”时期,即高含水、高采出程度、单井日产量低、新储量丰度低,开发难度不断加大。

然而,换个视角看,中国石油在提高采收率方面仍有较大潜力。目前,已开发动用储量的标定采收率为31.2%,这一数字与国际平均采收率35%相比还有一定差距,与国外先进水平——水驱采收率50%以上相比差距更大。

差距是潜力,也是动力。面对油田开发新形势,中国石油提出要大力推进油田开发由规模建产向精细管理转变,由新区快速上产向老区长期稳产转变,由注重规模速度向突出质量效益转变。精细注水作为落实“三个转变”的切入点,被寄予厚望。作为油田有质量、有效益、可持续发展的基础工程、创新工程、效益工程、战略性工程,五年的注水专项治理工作实践表明,老油田仍有巨大潜力,精细注水工作仍大有可为。

精细注水是贯穿油田注水开发全过程的日常工作,要持之以恒抓下去。从管理角度讲,在初步建成长效机制的基础上,仍需进一步科学构建精细注水长效制度体系,全面推行制度化管理。

首先,要在基础管理上更加科学规范,建立完善配套的管理规定、技术标准和操作规程,并根据条件的变化不断丰富、完善。目前,各油田已初步建立起一套管理制度、管理规定、技术标准及操作规程体系,目前还需要重新分析评价,发现问题并及时修改完善,尤其要制定出适应不同类型油藏的水质标准。

其次,要在组织机构、考核激励机制方面更加科学完善,切实把精细注水的三级管理体系建立起来,把注水基础管理指标、技术指标和效果指标,纳入到采油厂、采油队的业绩指标中进行严格考核。

第三,要在资金方面持续投入,在总部明确给予专项资金支持的基础上,各油田公司也要多渠道筹措资金,把建立并巩固精细注水长效机制摆在突出位置。

在确保精细注水管理“长效性”的同时,进一步提升其“精细度”。目前,正在推进的地下大调查和注水系统大调查正是基于这一考虑。各油田要在开展地下大调查和注水系统大调查的基础上,科学把握、正确判断、准确评估各自地下情况,编制科学细化的年度配产配注方案,促进油田公司按月配到区块、采油厂按旬配到单井、作业区按天配到单层。开发研究单元上也要进一步细化,以单砂体为目标,改善注采完善程度,提高注采对应率。加强动态监测与分析,进一步量化微相剩余油研究。在此基础上,进一步提高储量控制和动用程度。精细注水的直接对象是水,因此,在对水的全过程管理上也要进一步细化,加强水源出口、注水站出口、注水井口、注水井底四级监控网格,建立和完善注水水质检测、监测管理体系,努力提高水质合格率。

各油田地下状况不同,发展历史不同,从管理上来讲精细注水工作也不会有一个统一的模式和经验,因此,需要因地制宜、因时制宜,形成各自适用的管理模式,并最终以自然递减率和含水上升率作为检验工作效果的主要标准。

到2015年,油田开发总体自然递减率要控制在10%以内,平均含水上升率控制在0.5%以内,“十三五”要继续保持。相信通过持续构建长效机制和提升管理精细度,精细注水的既定工作目标有望顺利实现。

图为大规模井下作业施工。王志田 摄

大排量、高砂比井下施工工艺是注水井提高水驱动用程度的有效手段。大庆油田以提高新井单井产能、提高老井注水压裂效果、降低开发成本为目标,推行精细化压裂设计和新工艺新技术应用,提升井下作业施工能力,精细注水效果明显增强。

关键词

精细注水是贯穿于油田注水开发全过程的日常工作,与之相适应,必须建立和完善常态化机制,把控制递减率和含水上升率作为检验工作效果的重要标准。

地下大调查

油田开发工作的对象是深埋地下的油层,对地下情况的科学把握、正确判断、准确评估是一切工作的基础。各油田公司必须高度重视此项工作,要作为一项常态化工作,每年在第四季度集中开展一次。调查成果要作为油田公司下一年度油田开发部署与工作安排的主要依据。

考核激励机制

进一步完善精细注水考核机制,对与注水相关的关键指标加强考核。考核的指标要突出重点,科学简便,可操作,既要有严格的工作要求,也要有强有力的激励机制。

资金保障

五年来,不断强化注水专项治理的资金保障,完成主干和辅助工作量188万井次。下一步,各油田公司要在规章制度允许范围内千方百计多渠道筹集资金,与股份公司配套的注水专项投入融合到一起发挥作用。

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