精细化运行管理,实现稠油油藏效益开发

低饱和深层超稠油油藏开发潜力研究随着世界能源需求的不断增长和传统石油资源的日益枯竭，对石油资源的开发利用也日益引起人们的关注。

在石油储量中，低饱和深层超稠油油藏是一种具有巨大开发潜力的资源。

本文将对低饱和深层超稠油油藏的开发潜力进行深入探讨。

一、低饱和深层超稠油油藏的概念二、低饱和深层超稠油油藏的开发挑战1.油藏开发难度大。

由于地层深度大、储量丰富，开采难度大。

2.油品粘度高。

油品粘度高会增加开采难度，需要采用特殊的开采技术。

3.地质条件复杂。

低饱和深层超稠油油藏处于复杂的地质条件下，地层构造复杂，开采难度大。

4.技术装备要求高。

开采低饱和深层超稠油油藏需要先进的技术装备，投入都较大。

三、低饱和深层超稠油油藏的开发潜力1.储量巨大。

低饱和深层超稠油油藏储量巨大，是一种重要的战略资源。

2.技术装备先进。

随着技术的不断进步，开采低饱和深层超稠油油藏的技术装备也得到了提升。

3.开发前景广阔。

低饱和深层超稠油油藏的开发前景广阔，能够为国家提供丰富的能源资源。

4.生产成本低。

虽然开采难度大，但低饱和深层超稠油油藏的生产成本相对较低，具有较高的经济效益。

四、低饱和深层超稠油油藏的开发对策1.加大科研力度。

通过科研力量不断提升开采技术，降低开采成本。

2.引进先进技术。

可以引进国外先进的开采技术和装备，提高开采效率。

3.提高油品采收率。

通过提高采收率，最大限度地开发低饱和深层超稠油油藏的资源。

4.加强环保工作。

在开采过程中，要注重环保工作，减少对环境的影响。

在未来的能源开发中，低饱和深层超稠油油藏将会成为一个重要的资源开发领域，其潜力巨大。

通过科学合理地开发利用这些资源，可以为国家提供更为可靠的能源保障，推动经济的发展。

因此，我们应该加大对低饱和深层超稠油油藏的研究开发力度，为国家的可持续发展做出贡献。

novation & Development I 改革•发展胜利油田河口采油厂管理七区员工检查稠油井掺水温度。

吴木水 摄胜利油田难动用储量开发的四种可行模式□ 于园园本文系统梳理了胜利油田难动用储量现状特点，分析了制约难动用储量效益开发的体制机制 瓶颈，研究提出难动用储量开发的措施。

难动用储量作为探明储量，是胜利油田实现持续发展的重要资源之一。

科学开发难动用储量，有效盘 活这部分资源，可以深挖已有资源价值，分摊勘探开 发成本，为油田提供新的效益增长点，进一步奠定创一流创效益创和谐的资源基础。

难动用储ht 现状及制约因素分析胜利油田难动用储量总量大，规模整装，储量集中，超过一半的储量都集中在1000万吨以上的区块当 中；油藏类型主要以低渗透和稠油为主，占总储量的 近80%。

随着体制机制持续创新，对区块认识的不断加深，经济技术的不断突破，这部分储量不仅不再难 动用，而且对其开发还会产生较为可观的规模效益， 成为油田新的效益增长点。

但也存在制约难动用储量 开发的诸多因素，既有难动用储量资源特性开发困难的内在因素，又有开发体制机制不到位等客观现实影542019 / 02中国石化novation&Development I改革•发展响，概括起来主要有以下几点。

对工程技术要求高，开采难度大。

目前，胜利油田难动用储量区块有的地下油藏条件差，断层较碎、硫化氢较多，存在安全环保风险，加之地层水腐蚀性强，用常规设备难以开采，需要强化工程工艺技术攻关，实现开发技术的突破；有的难动用区块位于滩涂、自然保护区、军事禁地等区域，地面施工条件差，对钻、测、录、采等开发环节有特殊要求，需要采用更为先进的技术来实现和保证。

开发投资较高，不适应现有投资决策机制。

难动用储量开发的工艺复杂，对设备、钻具等要求较高，与常规油气开发相比，产能建设投入较多。

一是开采成本高。

稠油、低渗透等难动用储量，开采过程中需配套压裂、防砂、注汽等高成本措施，注水、油料、电、污水回灌等成本也较常规油气储量的生产成本高。

低油价下普通稠油油藏创新管理方法探讨面对国际油价持续低迷的现状，如何“战寒冬、谋发展”，胜利油田提出了“三线四区”、“五位一体”的开发思路，以及“我们无法左右油价，但我们可以降低成本”。

注采502站积极贯彻油田以效益为中心的指导思想，根据区块油藏特点，转思路，创新管理方法，减少成本支出，提高开发效益，对同类油藏开发具有指导意义。

标签：普通稠油油藏创新管理方法一、区块概况新滩油田垦东32区块为普通稠油油藏，是典型的高孔、高渗、常规稠油滩海油田，针对管理中存在的问题，采油管理五区通过不断摸索，利用现有技术，降低成本，挖掘效益：掺水“四定一优化”管理法（降低掺水成本）、井筒掺水升温降粘工艺解决油井缓下（提高开发效果）、电接点压力表防堵井技术（减少處理污染及恢复生产时间创效益）、一井一字管理法（减少躺井，降低作业成本）等，为稠油油藏的开发打下了坚实的基础。

二、创新管理创效益（一）低压掺水工艺，确保开发效果1.掺水“四定一优化”管理法，降低掺水工艺配套成本结合实际，我们摸索制定了“四定一优化”的掺水优化管理模式。

四定即定掺水方式、定掺水负责人、定掺水压力、定掺水温度，一优化是指结合单井生产动态，优化掺水量的管理方法，提高了掺水井的管理水平。

我们优化掺水把握一个原则：地面掺水看回压、井筒掺水看混合含水，通过对油井具体生产情况的分析，针对不同的掺水方式，确定合理的掺水量。

由于新滩油田以蒸汽吞吐为主要的开发方式，吞吐井一般不选择进行泵下掺水，因泵下掺水如果温度不够会降低井筒温度，起不到降粘作用。

针对油井生产的不同时期、不同掺水方式，掺水量是决定掺水效果的关键所在，掺水低了，达不到降粘效果；掺水量高了，降低含水化验的准确性，同时泵上掺水还会大幅度增加掺水压力，危害地面掺水管线。

2017年以来，共计优化掺水100井次，减少掺水量18000m3，按照每方水4元来算，共计创造经济效益7.2万元，同时，掺水优化还能减少升温所耗气量，减低掺水泵的耗电。

精细注水开发技术在低渗透油藏中的应用摘要：提高低渗透、尤其是特低渗透储量的动用率和开发效果是当前一段时期内采油厂稳定发展的关键。

注水作为提高采收率的一种有效方式在低渗透油藏的开发中也得到了广泛应用，而如何有效提升注水开发水平则直接关系到油藏开发效果及效益。

针对低渗油藏开发难点，结合采油厂各管理区实际情况，创新开发理念，集成配套技术，初步实现了低渗油藏的常规井网注水效益开发。

关键词：低渗透油藏；精细注水开发；提高采收率1低渗透开发面临的问题1.1深、贫、薄、低华北油气分公司采油一厂所属低渗透油藏平均埋藏深度大，储量丰度不高，断层发育、构造破碎，且含油井段长、单层厚度薄，单层厚度甚至低于1m，渗透率低、非均质性强，孔喉半径细小，驱替压力高。

1.2缺乏经济有效动用手段除了采用常规的注水驱油及化学驱油外，没有其他有效的低渗透油藏精细开发技术。

并且据原有认识，技术极限井距余经济合理井距相差较大，经济有效动用难度大。

1.3储层以砂泥岩薄互层为主，有效压裂改造难度大本区低渗透油藏普遍发育为砂泥岩互层，地层塑性强；油水层间互，压裂易水窜；压裂后无法实现分注。

2渗流机理再认识2.1主流孔喉半径决定储层渗流能力空气渗透率相近，有效渗透率差异大。

实验表明，特低渗储层在气测渗透率相差1/3，主流孔喉半径均值相差1/3，但液相渗透率相差达7倍。

2.2外来颗粒粒径和浓度决定储层伤害程度渗透率越低，伤害越大，必须根据孔喉半径筛选外来颗粒粒径。

这为水质细分提供了理论依据。

2.3边界层进一步降低特低渗储层的渗流能力低渗油藏由于孔喉细小，边界层体积占比大，对渗流影响更大；但随压力梯度的增大，边界层的厚度相应减薄，渗流能力有所改善。

2.4两相流界面张力对启动压力梯度的影响远大于单相流体油水两相的启动压力梯度数值比单相高8～12倍；随着含水的上升油水两相启动压力呈现下降趋势。

2.5水井的水驱半径远大于油井的极限泄油半径与传统认识不同，油水井之间存在三个渗流区，其中水相渗流区启动压力远小于油相和油水两相区，从而决定了水驱油半径远应大于极限泄油半径。

2024年采油厂生产管理区工作总结范本尊敬的领导：我是2024年采油厂生产管理区的工作人员XXX，现将本年度的工作总结报告如下：一、工作内容和成果1. 生产组织管理：本年度我全面负责生产管理区的生产组织和管理工作，确保生产计划的顺利执行。

通过做好人员、设备和材料的统筹安排，有效提高了生产效率和生产质量。

根据实际情况调整生产产能，以适应市场需求的变化。

2. 生产现场管理：我加强了对生产现场的管理，建立了严格的生产作业规范和安全操作流程，确保了生产过程中的安全和环保要求。

采用先进的生产设备和技术手段，完善了生产过程中的自动化控制系统，提升了生产效率和产品质量。

3. 质量管理：我积极参与了采油厂的质量管理工作，推动了质量管理体系的建立和持续改进。

策划和组织了一系列的质量培训和会议，提高了员工的质量意识和质量能力。

并且加强了对生产过程中的质量控制，确保产品的质量符合相关标准和要求。

4. 安全管理：我致力于加强采油厂的安全管理工作，提高了员工的安全意识和安全行为。

加强了对生产现场的安全监控和事故预防工作，确保了生产过程中的安全生产。

组织了一系列的安全培训和演练活动，提高了员工的安全技能和应急能力。

5. 绩效评估：我积极参与了对生产管理区的绩效评估工作，通过对各项指标的监测和分析，及时发现问题并采取相应的措施进行改进。

优化了生产流程和管理制度，提升了工作效率和综合绩效。

二、存在的问题和不足1. 人员素质需要提高：部分员工的专业知识和技能还有待进一步提高，需要加强培训和学习。

同时，组织规模的扩大也对人员配备提出了更高的要求，需要加大人力资源的培养和引进。

2. 设备更新和维护需加强：部分生产设备老化严重，需要进行更新和维护。

加强设备的保养和维修工作，确保设备的正常运行和高效利用。

3. 老旧工艺和工作方式需要改进：部分生产工艺和工作方式已经落后于市场需求和技术发展，需要进行改进和优化。

加强与科研机构和高校的合作，引进先进的生产工艺和技术手段，提高产品的竞争力。

link中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司勘探开发研究院孙颖，2011年毕业于西安石油大学油气田开发专业，硕士，助理研究员，目前主要从事储量经济评价、项目经济评价、油田投资成本分析、开发效益评价及经济政策界限制定等工作。

中国科技信息2021年第2期·CHINA SCIENCE AND TECHNOLOGY INFORMATION Jul.2021科技工作相应的治理策略。

针对低产区块，分析低产原因，优质储量接替不足的，深化不同层级的多方式合作，推进高质量勘探开发；对于存量规模下降的，优化生产运行、扩大“双低单元治理”规模等。

高成本区块以降本增效、优化资源配置、减少无效投入为主。

深挖人力资源潜力，降本增效针对人工成本普遍较高的低效单元，充分利用人力资源优化平台，加大对外创收力度，提高劳动生产率；结合储量价值核算，加强内部统筹，完善差异化激励政策，引导员工向新增业务、外部市场、创效岗位流动，向技术、管理服务项目聚焦，提升人力资源优化配置创效。

优化投资投入方向，继续强化效益建产。

经过油田数据统计，一般情况下，低效单元的单井年产油整体低于油田平均水平，且吨油折旧折耗高，历史上的低效新井较多是上半年折旧折耗较高的原因。

“十三五”以来产能项目着力推进效益开发，因此，企业单位应更加注重保持效益开发，加大事前算赢力度。

继续加大有效成本投入、增产增效。

根据经验总结和单位实践，通过加大长效投入、合作开发政策支持力度，可获得较高的产量和效益。

下一步应在持续加大有效投入，实现合作双赢、效益共享的同时，增大分公司盈利能力。

多部门联合会诊，持续加大低效单元治理。

通过多部门一起筛选有潜力的低效单元开展专项治理，坚持问题导向，找准问题，细化治理方案，将目标分解到开发、人力、土地、财务等各个业务板块和责任部门，精益管理，提升投入产出效益。

实践分析区块情况简介东部地区某低渗透油田区块，油藏埋深3000m 左右，渗透率0.05mD，资产总额近10亿元，现有员工总数200多人，管理着油水井近200口，年产油3.57万t，吨油折耗费1592元，盈亏平衡点55.18美元/桶，预计全年将亏损。

浅析稠油开发配套工艺优化稠油开发渗透率偏低，影响注汽压力，吞吐回采油流阻力大，热采产量递减快。

同时，粘土含量高，在注蒸汽热采过程中因粘土膨胀、运移造成近井地带渗透率下降，井口产量递减快。

而且，油层胶结疏松，岩性细，注采过程中砂粒容易发生二次运移，造成油层堵塞，渗流能力下降，防砂难度大。

因此，稠油开发要从射孔、防砂、注汽、管柱等四个方面进行配套工艺优化。

1射孔优化：在射孔工艺上，从127型枪弹转变为140型大孔径枪弹。

大孔径的目的就是要产生尽可能大的射孔孔眼来增加油气往井筒内的流入，孔眼越大流动的截面积越大，油气流入井筒受到的阻力越小。

同样，砾石充填时受到的阻力也越小，配合适当粘度的携砂液，可以更有效地通过射孔孔眼充填砾石（图1）。

2 防砂优化2.1防砂前氮气泡沫混排氮气泡沫混排是通过向地层挤入低密度泡沫流体，同时在井内形成负压，使地层流体高速喷出，泡沫及地层流体带出大量松散微粒、近井堵塞物如泥浆、外来固相杂质。

这样不但防止入井液漏失，而且利用高粘泡沫流体的携带性能和洗油能力，大大提高作业效果，并缩短了作业时间。

2.2压裂防砂压裂防砂优点：（1）压裂防砂形成的短宽缝提高近井地带渗透率，提高储层吸汽能力，降低注汽压力。

（2）压裂防砂形成的垂向裂缝可以沟通各个小层，充分利用蒸汽超覆作用，改善热采效果。

（3）将压前径向流动模式转变为压后双线性流动模式，降低生产压差（图2）。

结合稠油油藏特点，对压裂防砂参数、携砂液、施工参数进行优化，形成压裂防砂模式：（1）相比循环充填、挤压充填，提高压裂防砂工艺加砂量、施工排量，通过增大加砂量、增大施工排量，增加改造半径。

（2）为满足热采生产的要求及砾石溶蚀效应，砾石材料设计使用0.85mm-1.18mm陶粒砂，适度将地层运移的细微颗粒排出，提高防砂效果及周期。

（3）普通挤压充填防砂施工最高砂比在60%以下，压裂防砂需要更高的砂比来促使裂缝膨胀，提高裂缝宽度，提高铺砂浓度，从而提高导流能力。