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现代经济信息68成品油油库管理工作优化与提升郭建波 中国石油天然气股份有限公司北京销售分公司摘要：本文首先针对成品油油库管理现状展开分析，而后进一步结合实际情况，就如何切实实现该方面工作的优化加以讨论。
关键词：成品油；油库；管理；优化中图分类号：F426.22 文献识别码：A 文章编号：1001-828X(2019)030-0068-01成品油的库存管理，是一个极为特别的领域。
这种特别主要源于成品油本身，易燃易爆易腐蚀的特征，都决定了成品油本身属于一种安全敏感的物品，因此对于此种物品的库存管理，就成为该领域内相关人员共同关注的一个重点。
对于成品油油库的管理工作而言，本身是一个立体的工作过程，每一个方面每一个细节都要加强，才能获取最优的效果，才能在有效实现安全防范的前提之下，进一步有效控制成本，提升经济效用。
一、成品油油库管理现状分析成品油油库管理工作的本质，在于最大限度保障油库的安全，使油库开展正常的生产活动。
在展开油库管理的过程中，安全是整个工作系统的基础，只有实现了安全，其他对于经济等诸多目标的追逐才有意义。
因此当前在成品油油库管理工作中的主要任务应当是安全，并且在安全的基础之上，保证成品油在库质量，以及追求更为经济的库存管理方案，为成品油油库所有单位创造利润。
想要对成品油油库管理工作作出一定的优化和提升，首先要明确当前存在于成品油油库管理过程中的不足之处。
首先，基于安全的角度看，油库设备设施老化，养护维护工作力度不足，从而存在一定疏漏，是造成成品油油库安全隐患的主要因素。
设备的老化是使用过程中无法避免的一个重要问题，会随之带来诸如参数变化或者精准度下降，机械强度下降等问题的发生。
除此以外，由于油库中所涉及到的设备通常比较复杂庞大，因此某些成品油销售单位，在展开维护的时候都会选择比较低的维护成本。
此种方案在新油库投入使用初期可能问题并不突出，但是长久下去，却会埋下隐患，这种在维护领域的低成本策略，越是接近销售终端就越是突出，成品油流转率比较低的小型或者偏远加油站，尤其容易出现此类问题。
列举五项非常规储层改造技术
1. 深水多段水平井：这种技术利用水力压裂和水平井钻探技术，可以在水平方向上延伸开发储层，提高油气产能，并减少应力差异带来的油藏损伤。
2. CO2驱油技术：这种技术通过注入二氧化碳气体来促进油
藏中的原油流动，提高采收率。
这种非常规储层改造技术可以将二氧化碳气体注入地下，使原油更容易流出。
3. 页岩气压裂：这种技术通过注入高压液体来破裂固态岩石，从而释放页岩储层中的天然气。
这种非常规储层改造技术可以提高页岩气的产量。
4. 重整烃制造：这种技术通过加氢和重整等化学反应，将低质油或高硫油转化为高质油和低硫油。
这种非常规储层改造技术可以改善油藏中的原油质量，并提高采收率。
5. 微生物采油：这种技术利用微生物来改造油藏，促进原油的流动。
微生物可以分解原油中的高分子化合物，使原油更容易被采出。
这种非常规储层改造技术可以提高采收率。
2024年推进属地管理提升油库现场安全管理水平引言：近年来，随着石油存储需求的增长，油库的数量和规模不断扩大，而安全管理水平也成为重要的社会关注焦点。
为了保障人民生命财产安全，提升油库现场安全管理水平成为必要且紧迫的任务。
本文将从属地管理角度，探讨如何在2024年推进属地管理，提升油库现场安全管理水平。
一、建立完善的法规制度作为油库安全管理的基础，建立完善的法规制度是关键。
属地管理应加强与相关部门的沟通合作，制定和修订相关法律法规，确保油库现场安全管理的合法性和可操作性。
同时，要建立健全的监管机制，加强对油库现场的实时监控，及时发现和解决安全隐患。
二、加强油库现场安全设施建设在油库建设和运营过程中，应注重安全设施的规划和建设。
包括但不限于：环境监测设备、火灾报警系统、防爆设备、泄漏报警设备等。
同时，应定期进行设施设备的维护和检修，确保其正常运行。
此外，根据当地实际情况和特点，制定消防安全标准，加强对消防设施设备的安装和维护。
三、加强油库现场操作管理油库现场操作管理直接关系到安全事故的防范和应对能力。
属地管理应加强对油库操作人员的培训和教育，提高其安全意识和应急救援能力。
同时，制定严格的操作规程和作业规范，确保操作人员按照要求进行操作。
此外，在操作过程中，应注重油品的存储和运输安全，确保油品的质量和完整性。
四、加强油库现场安全风险评估和管理油库现场安全风险评估和管理是预防安全事故的重要手段。
属地管理应加强对油库现场的安全风险评估，及时发现和排除安全隐患。
同时，应建立健全的安全管理制度，加强对油库现场的巡查和检查，确保安全风险不断降低。
五、加强属地管理能力建设推进属地管理提升油库现场安全管理水平，需要建立一支专业化、高效的管理团队。
属地管理应加强对管理人员的培训和教育，提高其管理能力和技术水平。
同时，建立和完善属地管理的激励机制，吸引和留住优秀的管理人才。
六、加强信息化建设借助信息化技术，可以有效提升油库现场安全管理水平。
油库管理提升推进情况汇报
近年来，我国石油行业发展迅速，油库管理工作也面临着新的挑战和机遇。
为
了提升油库管理水平，我们不断探索创新，推进油库管理工作。
下面，我将就油库管理提升推进情况进行汇报。
首先，我们加强了油库设施的建设和改造。
通过对现有设施进行全面评估，我
们对设施进行了优化升级，并引进了先进的油库管理技术和设备，提高了油库的储存和运输效率。
同时，我们还加强了设施的安全管理，确保油库设施的安全稳定运行。
其次，我们加强了油品质量管理。
我们建立了严格的油品质量管理制度，加强
了对油品质量的监测和检测，确保油品质量符合国家标准，保障了用户的用油安全。
另外，我们加强了油库的环境保护工作。
我们制定了严格的环境保护措施，加
强了对油库周边环境的监测和治理，确保了油库运营对环境的最小影响，做到了绿色、环保的油库管理。
此外，我们还加强了油库的安全管理。
我们建立了健全的安全管理制度，加强
了对油库安全隐患的排查和整改，提高了油库的安全防范能力，确保了油库的安全稳定运行。
最后，我们加强了油库的信息化建设。
我们引进了先进的信息化管理系统，实
现了对油库管理的全面监控和数据分析，提高了油库管理的科学化和精细化水平，为油库管理提升提供了有力的技术支持。
总的来看，我们在油库管理提升推进方面取得了显著成效，但也要清醒地认识到，油库管理工作还存在一些问题和不足，需要进一步加强和改进。
我们将继续深化改革，加强创新，不断提升油库管理水平，为我国石油行业的发展贡献更大的力量。
非常规油气储层改造及增产稳产新技术与管理非常规油气储层改造及增产稳产新技术与管理引言油气储层是人类能源供应的重要源泉之一，而非常规油气储层作为一种传统储层的延伸，具有储量丰富、分布广泛等特点。
为了实现非常规油气储层的开发利用，不断涌现出许多非常规油气储层改造及增产稳产的新技术与管理模式。
本文将介绍一些非常规油气储层改造及增产稳产的新技术和管理模式。
一、油气储层加密技术为了提高非常规油气储层的采收率，加密技术成为一种有效的途径。
加密技术可以通过增加储层裂缝的数量和面积来提高储层的渗透率，进而增加油气的产量。
目前，常用的加密技术包括压裂技术、水力压裂技术和酸化技术等。
1. 压裂技术压裂技术是指通过注入高压液体到储层中，使储层内部的裂缝扩展，并形成一定宽度和一定长度的水平裂缝。
这样能够极大地增加储层的接触面积，提高油气的渗透率。
压裂技术已经得到广泛应用，在提高非常规油气储层产能上具有显著效果。
2. 水力压裂技术水力压裂技术是指使用高压水来破碎岩石，进而形成一系列的裂缝。
通过水力压裂技术，可以将砂石等固体颗粒带入裂缝中，以保持裂缝的稳定。
这一技术适用于储层渗透性较差的情况，并且对储层的石英含量有一定的要求，但效果显著。
水力压裂技术在增产稳产方面具有独特优势。
3. 酸化技术酸化技术是指通过注入酸液来溶解储层中的碳酸盐矿物质，从而扩大裂缝并增加渗透率。
由于非常规储层中碳酸盐矿物的含量较高，酸化技术尤为适用。
通过合理的酸液配比和注入方式，可以有效地改造非常规油气储层，实现增产稳产。
二、智能化采油技术智能化采油技术是非常规油气储层开发的新方向之一。
智能化采油技术通过传感器、数据采集系统和自动控制系统等设备，实现对油气储层的实时监测和控制。
这一技术可以帮助开发者更精准地掌握储层状态、优化生产方案，并及时调整开采参数，以提高非常规油气的产量和稳定性。
智能化采油技术主要包括井底传感器系统、智能油藏管理系统和自动控制系统。
非常规油藏“阶梯式优化提升”管理非常规油藏“阶梯式优化提升”管理摘要：非常规井开发包括勘探、钻井、完井、压裂、监测、管理等过程，为有效降低非常规开发成本，提高开发效益，找出优化提升潜力点，开展“开发技术”、“组织运行”和“生产管理”等三阶段模块化设计，借助“阶梯提升曲线”，逐井实现全过程关键指标阶梯式的环比提升，并指导其他非常规水平井施工，进一步推进非常规油藏开发效益有效提升。
关键词：非常规油藏开发技术阶梯提升纯梁采油厂通过“一体化”运行，应用“系统节点”精细管理模式对非常规水平井实施运行和现场管理全过程的节点分解，在实施过程中，不断地总结经验、改进做法，完善制度，为致密砂岩的开发提供了宝贵经验。
一、剖析非常规井开发全过程关键节点，为“阶梯式优化提升”找准潜力点樊154P1井是胜利油田第一口非常规试验井，该井于2011年1月30日开钻，钻井周期81天，建井周期102天；钻井搬家、组织井场道路维修、转罐、压裂，历时15天。
从钻井到放喷合计用时127天，钻井、压裂费用达3657万元。
樊154P1完井后，采油厂结合提速提效工作对该井每个施工节点进行了总结分析，进行潜力再挖掘，措施再优化。
建井周期、压裂前准备是导致用时过多主要因素，而利用国外技术、完井工具和邀请国外专家指导导致单井费用偏高。
采油厂联合钻井公司、钻井院、采油院、井下作业公司等单位，对建井周期、投产运行等各关键环节进行分析，并制定了下一步的改进措施，通过开展技术攻关和试验，提升技术水平和实现工具自主设计，进一步降低了单井投资。
二、推进开发技术创新应用，实现关键技术能力“阶梯式优化提升”以提高单井经济可采储量为目标，实现地质、钻井、压裂、生产一体化优化，施工单位设计伊始全程介入，将常规单向接力式设计优化为各专业多向优化设计，水平井段长度、裂缝间距、井距得到有效优化，钻井、完井、压裂等技术得到有效提升，成功钻非常规井15口，投产13口，建井周期从樊154P1井的103天下降到了F116P1井的48天。
坚持“1253”精细管理机制，实现油藏低成本高效开发中原油田采油管理三区作为中原油田最大的采油区，涵盖自沙二上至沙三中砂组多种不同类型的油藏，含油面积27.1Km2, 地质储量4923万吨，标定采收率35.5%，目前采出程度33.36%，由于油藏构造复杂多变，同时随着开发的不断进行，三大矛盾日益突出，使得油藏开发难度不断加大，制约了剩余油的挖潜。
因此采油管理三区上下全体人员通过不断实践探索，总结出适应我区实际开发现状的“1253”精细注采管理机制，切实实现了油藏的低成本高效开发。
所谓“1253”精细注采管理机制，即贯彻一个主线，以建设精细注水示范区为主线；创建两个体系，创建全员参与注采管理体系和自然递减分因素控制体系；提高注水五率，即提高笼统注水合格率、分注井层段合格率、水井洗井合格率、分层测试合格率和水井措施实施率；实现三大目标，即控制自然递减，提高水驱采收率和提升吨油利润。
具体做法有以下三个方面：做法一：精细注采管理，提高油藏井组稳升率油藏开发管理的基本单元是井组，针对我区油藏开发现状及特点，按照注采井距、储层发育及受控状况，合理控制井组注采比以及注水强度，水井通过超前注水，温和注水以及脉冲注水方式，保证油井产量稳定上升，实现控水稳油，保障油藏稳产。
在日常注采管理中，建立快捷科学的注采动态调配分析机制。
通过长期的探索实践，归纳出小井距井组实行间歇注水，阶段注采比控制在1.0；一对一注采井组实行周期调水，阶段注采比控制在1.2；复合井组实行换向注水，阶段注采比控制在1.4。
同时，根据全区100个注采井组的不同“脾气”，按照产量高低分成四类，实行精细管理，即：重点井组，实行“精细爱护”；潜力井组，实行“精心培育”；稳产井组，实行“精细调养”；降产井组，实行“精心呵护”的四级精细管理。
同时通过强化落实“日观察、旬分析、月总结、季调查”的动态分析管理制度，形成一套完善的预警监控分析机制和科学高效的注采动态调水机制。
强化基础管理提高油井管理水平摘要：油井的科学管理不仅是油田企业成功的关键，也是我国合理开发石油能源的前提。
因此，针对当前油井管理中存在的问题，油田企业应将油井管理纳入当前工作重点，改变基层管理者重生产轻管理的观念，加强井场基础设施建设，规范计量设施，加大审计力度，完善油井资料，努力形成科学合理的管理程序。
关键词：油田企业；油井；管理；水平；方法前言油田开发中后期，产量将继续下降，开发难度增大。
为了维持开采量，企业往往不得不增加投资，这间接增加了油田企业的成本，降低了其经济效益。
因此，为了进一步完善各项生产指标，保持经济效益，油田企业必须加强油井管理。
在认识到当前油井管理的不足和油井管理的方向后，企业应制定合理的管理方案，依靠科学的管理来保证油井产量和企业的生产效率。
1 油田企业油井管理的现状1.1 缺乏油井及油藏的资料完善管理在油井管理过程中，没有准备详细的油井和油藏数据。
完善的数据对油井管理非常重要。
如果缺乏对油井和储层的详细数据分析，就很难对油井进行科学合理的管理。
然而，目前许多油井缺乏完善的第一手资料，缺乏对油田和油井特征的充分了解。
因此，很难对油井进行合理管理，也缺乏科学的管理程序。
1.2 缺乏采油井场完善管理部分井场计量设施不规范，管理设施不完善。
一些油田企业在建井垫时没有统一的标准，并没有从多个方面综合考虑油气威尔斯的计量。
由于计量设计的因素，一些管道输送井往往不能满足计量周期和取样要求。
一些油井垫的生产基础落后，没有换班室，因此没有实验室仪器和统计报告存放的地方，增加了油井管理的难度。
1.3 缺乏加强员工的完善管理目前，许多油井缺乏专业、高素质的管理人员。
一些基层管理者文化水平低，缺乏责任感，重生产轻管理。
这使得油井计量难以有效实施，也使得科学的管理程序变得不可能。
因此，提高基层管理者的思想素质非常重要。
2 油田企业油井管理的方向2.1制定有效的管理制度建立合理的管理程序，将油井的管理程序化和制度化有利于工作顺利，高效进行。
油藏工程层次调整方案一、引言随着石油勘探和开发技术的不断发展，油藏工程在石油行业的地位和作用也越来越重要。
为了更好地发挥油藏工程的作用，提高勘探和开发效率，对油藏工程的层次进行调整，显得尤为重要。
本文将从油藏工程的层次调整的意义、相关理论和实践经验出发，提出了一套完整的油藏工程层次调整方案，希望能够为石油行业的发展做出一些贡献。
二、油藏工程层次调整的意义1.提高勘探和开发效率油藏工程的层次调整能够更好地对石油储层进行分析和评估，使得勘探人员更准确地确定石油资源的位置和储量，从而提高了勘探效率。
同时，通过对油藏工程的层次进行调整，可以更好地制定开发计划，提高开发效率。
2.提高石油产量通过油藏工程的层次调整，可以更好地提高油气的采收率，提高石油产量。
油藏工程的层次调整方案能够指导勘探和开发人员更有效地进行油气开采工作，提高石油产量。
3.降低成本油藏工程的层次调整还能够帮助公司更准确地制定勘探和开发计划，降低勘探和开发成本。
通过更精确地确定储层位置和储量，可以避免不必要的勘探和开发活动，从而降低成本。
三、油藏工程层次调整的相关理论和实践经验1.油藏地质学原理油藏地质学是油藏工程的基础理论，通过对地质学原理的研究，可以更好地了解石油储层的位置、性质和成因，为油藏工程的层次调整提供理论基础。
2.油藏工程实践经验在石油勘探开发过程中积累了丰富的实践经验，这些实践经验对油藏工程的层次调整具有重要的指导作用。
通过总结和归纳这些实践经验，可以为油藏工程的层次调整提供宝贵的实践指导。
通过理论与实践相结合，我们可以更好地制定油藏工程的层次调整方案，为石油勘探和开发提供更加科学合理的指导。
四、油藏工程层次调整方案1.储层分析与评估储层分析与评估是油藏工程的基础工作，通过对储层的岩石学、孔隙度、渗透率等参数进行分析和评估，可以更准确地确定石油资源的储量和分布。
在这一阶段，需要借助先进的地质勘探技术和设备，对储层进行详细的勘探和分析，为后续的勘探和开发工作提供准确的数据支持。
非常规油藏“阶梯式优化提升”管理摘要：非常规井开发包括勘探、钻井、完井、压裂、监测、管理等过程，为有效降低非常规开发成本，提高开发效益，找出优化提升潜力点，开展“开发技术”、“组织运行”和“生产管理”等三阶段模块化设计，借助“阶梯提升曲线”，逐井实现全过程关键指标阶梯式的环比提升，并指导其他非常规水平井施工，进一步推进非常规油藏开发效益有效提升。
关键词：非常规油藏开发技术阶梯提升纯梁采油厂通过“一体化”运行，应用“系统节点”精细管理模式对非常规水平井实施运行和现场管理全过程的节点分解，在实施过程中，不断地总结经验、改进做法，完善制度，为致密砂岩的开发提供了宝贵经验。
一、剖析非常规井开发全过程关键节点，为“阶梯式优化提升”找准潜力点樊154P1井是胜利油田第一口非常规试验井，该井于2011年1月30日开钻，钻井周期81天，建井周期102天；钻井搬家、组织井场道路维修、转罐、压裂，历时15天。
从钻井到放喷合计用时127天，钻井、压裂费用达3657万元。
樊154P1完井后，采油厂结合提速提效工作对该井每个施工节点进行了总结分析，进行潜力再挖掘，措施再优化。
建井周期、压裂前准备是导致用时过多主要因素，而利用国外技术、完井工具和邀请国外专家指导导致单井费用偏高。
采油厂联合钻井公司、钻井院、采油院、井下作业公司等单位，对建井周期、投产运行等各关键环节进行分析，并制定了下一步的改进措施，通过开展技术攻关和试验，提升技术水平和实现工具自主设计，进一步降低了单井投资。
二、推进开发技术创新应用，实现关键技术能力“阶梯式优化提升”以提高单井经济可采储量为目标，实现地质、钻井、压裂、生产一体化优化，施工单位设计伊始全程介入，将常规单向接力式设计优化为各专业多向优化设计，水平井段长度、裂缝间距、井距得到有效优化，钻井、完井、压裂等技术得到有效提升，成功钻非常规井15口，投产13口，建井周期从樊154P1井的103天下降到了F116P1井的48天。
1、设计优化。
通过樊154P1、樊154P2井分析认为，随着水平段增加，末端压裂规模逐渐减小，裂缝控制储量降低，钻速下降，钻井难度及成本增加。
另外，水平井井筒内存在压降损失和流体流动的摩擦阻力，过长的水平段反而得不到有效的利用。
为获得较高产能的水平段长度，同时避免裂缝干扰，通过开展致密油水平井渗流规律研究，樊154块逐步优化水平井段长度控制在1000-1400米，百米水平段自喷稳定累油贡献值呈逐步上升趋势。
2、钻井优化。
根据钻进方式、动力钻具寿命、工序衔接等影响因素，相继采用LANDMARK等软件优化剖面设计，利用裸眼减摩降扭工具降低摩阻和扭矩，优选钻头和泥浆体系，减少因仪器原因起下钻次数，开展钻具组合力学分析，优化双扶正器尺寸，提高复合钻进比例，由85%提高至94%，实现水平段单趟钻进尺最大化。
樊154P2创中石化小井眼水平井水平段最长纪录，实现了小井眼稳斜钻具单次入井进尺507.12m，最高日进尺144.87m，累积进尺1081.56m，水平段机械钻速6.1m/h，是樊154P1井的1.71倍；樊154P4井单趟钻平均进尺达476m，采用进口复合片PDC钻头+高压喷射18-22MPa，直井段机械钻速38.4m/h，是樊154P1井3.5倍；直井段1趟钻完成，定向段2趟钻完成，水平段2趟钻完成；平均螺杆工作时间达131小时，进尺581m，比樊154P2第一只螺杆工作时间长64.2h，进尺多钻213m；通过加强工序衔接，简化测固井质量环节，中完仅7.6天，比樊154P2节约9天，创中石化非常规裸眼水平井井钻井周期、建井周期最短的两项新纪录，提速效果明显。
3、完井优化。
针对致密油的特点，按照“边引进学习，边应用提升，边自主研发”的思路，紧跟世界技术发展潮流，开展了技术引进、攻关和试验，技术水平不断提升。
自樊154P3起实现了长井段裸眼水平井自主设计、自主施工技术突破，大幅度降低了成本。
自有工具及技术服务费用约为国外公司的3/4。
自有技术应用后，外方工具及技术服务费用下降了20%，服务的积极性和主动性明显提高。
樊116块成功实施了套管固井完井泵送桥塞分段压裂完井工艺，为下步非常规井注水开发提供了保障。
4、“井工厂”模式优化。
“井工厂”即一个井场钻多口油井，以工厂模式进行流程生产，是降低非常规开发成本的有效手段。
目前在樊116、樊154区块形成了一台2井、一台3井的“井工厂”模式。
实现了钻机整拖、钻井液重复利用、管线集中输水和整体压裂。
压裂、送桥塞及射孔交替施工，提高设备运行效率；边施工、边现场配液及补液，每组罐群60个罐，减少储液量，减少占地；水源井供水与现场储水相结合，满足压裂用水需求。
提高时效15%，单井总投资下降17.9%。
有效降低了管理、操作成本，管理等成本得到有效控制，体现出了规模化效益。
三、推进投产运行管理优化，实现关键运行效率“阶梯式优化提升”樊154-1HF投产过程中，涉及到多个部门的协调合作，有些工作量可以交叉进行。
剖析投产非常规井运行环节影响因素，制定单井技术负责人、单井写实、六个关键环节技术交底和专家把关等制度，固化了超前、统筹、控制、高效的工作经验，尤其是许多费时费力的关键施工环节由以前的“串联时间安排”转变为“并联时间安排”，该同时施工的尽量同时施工，在确保非常规油井顺利投产的同时，投产运行天数从樊154-1HF井的35天缩短到了F116-1HF井的18天，提速提效十分明显。
1、超前运行，强化协调。
常规井钻前施工时以井口和进井道路为基准，对井场布局进行合理优化，明确泥浆池、施工区域、设施摆放的具体位置，为压裂施工提供了充足的空间。
钻井施工中建立钻井、地质、工艺、工农、地面的信息共享机制，及时解决制约钻井进度的问题，保证钻井的快速运行。
完井期间与井下压裂大队联合现场办公，编制压裂井场布置图、排出压裂运行表，提前落实压裂临时占地、上电等工作，提高施工效率。
由于非常规井压裂后关井时间较短（4-6小时），需提前准备压裂放喷工作，主要做法是在井场或相邻井场提前上好40m3高架罐，协调好维修人员，压裂车组撤离后，在关井时间内及时连接好井口自喷流程，以保证压裂液及时返排。
2、控制细节，充分准备。
由主要领导干部专门负责现场的组织协调事宜，对现场的施工设施摆放、地面配套布局、施工区域照明、压裂管汇保温、施工用电负荷、井场道路整修、现场安保、施工安全、后勤保障、车辆行驶路线及停放等细节进行精确控制。
3、统筹组织，加强运行。
通过深入分析施工投产过程，将钻井搬家至投产放喷阶段细化为14个环节，制定出非常规井的投产运行实施计划表，明确各运行环节的实施时间、工作内容、责任人、完成期限，按照运行计划表严格检查落实，有效提高非常规井的运行速度。
4、优化方案，精细提效。
樊154-1HF配液用水全部用罐车拉运方式，供水周期11天，工期长、运输工作量大，费用高，严重影响了压裂施工进度。
鉴于该环节存在的问题，对配液用水方案优化为利用集输管线输送方式，樊154-2HF 井配液用水6900方，仅用5天时间，后期投产非常规井也都利用了此方案，运行效率得到大幅提升。
总结备水经验，确定了先钻水源井后安排F154-8HF、-9HF、-10HF“井工厂”钻机搬上的方案，同步铺设地面集输管线，保证F154-8HF、-9HF、-10HF压裂用水需要。
四、推进生产管理制度创新，实现关键管理水平“阶梯式优化提升”创新管理和精细管理是保证非常规开发效果的关键。
针对非常规油井压裂规模大、资料录取密集等问题，以“非常规手段管理非常规井”为指导思想，横向上创新统筹“一体化”运行管理，纵向上应用“系统节点”精细化管理模式超前制控关键节点，全面探索非常规致密砂岩采油开发规律和配套技术，总结提炼《非常规井采油三字经》等管理方法，劳动生产率从樊154-1HF井的11人/口降低到了F116-1HF井的4人/口，实现了非常规油藏管理水平不断提升。
1、压裂液返排优化提升。
非常规井压裂后4-6小时内需要进行放喷，返排压裂液，总结樊154块非常规井排液见油规律，排液到四分之一时开始见油花，排液到三分之一时开始见油，二分之一含水降到正常水平，现场工作人员根据累排液计算即可预测到含水下降程度，节约了车辆高密度送样和化验员24小时值班；后期投产非常规井，在樊154-7HF井设置临时值班点，含水稳定后直接倒入流程生产，由原先的4-5名干部职工管理1口非常规井提升到2名职工管理6口，不但提高了劳动生产率，还大幅度节约了倒油费用，开发效益明显提高。
2、自喷管理优化提升。
多级压裂水平井划分为4个渗流阶段：裂缝内线性流、近裂缝流动、裂缝间流动和裂缝外拟径向流。
油井压力大于10MPa时，采用7mm油嘴放喷；压力10-5MPa时，采用9mm油嘴放喷；即保证了压裂液残液及时排出，避免油层污染和储层稳定，也确保了返排液稳定。
3、机采生产优化提升。
油井转抽生产后进入机采生产阶段，主要是合理供排关系和做好井筒管理。
合理供排关系，重点是要摸索出最佳平衡点，优化泵挂、冲程、冲次，通过动液面稳定确保井筒稳定、出液稳定。
需要在实践不断摸索和制定出相应的管理办法和制度，以实现非常规油井的管理增效和最优化生产的目的。
五、综合效果评价（一）经济效益樊154块投产非常规井13口，平均单井日油稳定在10吨以上，正常井平均自喷230天。
水平井平均单井产量是直井的7倍，实现了特低渗浊积岩储量有效动用。
通过各环节优化，非常规单井投资已控制在6000万元以内。
根据实际产量及模拟，樊154块单井当年产量在0.51万吨、10年单井累油可达到2.0万吨左右，初期投资按照10年期全部折旧，原油价格按照4800元/吨计算（2012年），已实现效益开发。
随着开发成本的进一步控制，效益将进一步提高。
F154-1HF井当年经济效益为：以采油厂变动成本节约额及原油产量为依据，按照相关因素合成计算法（PCP）计算经济效益。
计算公式为：Ep：按PCP方法计算的相关多因素的合成效益；①单井原油生产0.51万吨，经济效益为0.51万吨*4800元/吨=2448万元②电费、运费、材料费、修理费等成本性费用90.0万元③当年投资折旧635万元（初期投资6349万元，按照10年期折旧）④非本成果效益260.0万元⑤成果实施费80.0万元因此，单井当年经济效益为：EP=2448.0-90.0-635.0-260.0-80.0=1383.0万元，结合下表能够看出，非常规油藏开发整体效益较为可观。
（二）社会效益1、形成了非常规油藏开发技术规范。
通过不断摸索开发运行规律，制定了中石化第一部非常规通用技术规范，实现了地质、钻井、压裂、生产一体化优化，施工单位设计伊始全程介入。
2、形成了非常规井运行管理规范。
