「十一五」工作回顧及2023年及「十二五」
工作規劃部署
金馬油田開發公司
2023年3月3日
前言 第一部分：「十一五」工作回顧
一、主要指標完成情況
二、主要工作及成果
三、取得的認識
第二部分：存在的主要問題及技術潛力
一、工藝技術
二、採油管理
第三部分：2023年工作部署
一、工作思路
二、工作目標
三、重點工作
第四部分：「十二五」工作規劃
一、工作思路
二、工作目標
三、重點工作
「十一五」時期，金馬油田開發公司認真貫徹油田公司專業工作部署，緊密圍繞公司「兩保一降一提」工作主線，在專業主管部門的指導和支援下，工程系統按照「精細管理挖潛力、創新增效促發展、優質低耗上水平」的工作思路，真抓實幹，銳意創新，全面實現了採油系統工作目標。以技術配套為重點，加強成熟技術的整合應用和技術攻關，工藝系統實現「3個轉變」、形成「四大體系」、取得「5項技術突破」；以高效執行為重點，強化對標管理，採油注汽系統實現自動化執行；以質量安全為重點，完善制度建設和強化質量安全監管，作業系統向規範化、效益化推進。開創了油田持續穩定發展的新局面。
第一部分：「十一五」工作回顧
一、主要指標完成情況
「十一五」時期，以良好的業績完成了生產、科研、採油、作業系統考核指標，有效推動了公司的主營業務持續穩定發展。
——生產業績指標，公司累積生產**萬噸，對比業績考核指標萬噸，超產萬噸。完成**商品量萬噸，對比業績考核指標萬元噸，超產萬噸。投資萬元，發生執行費用億元。
單位執行成本元/噸，對比油田公司考核指標降低元/噸。 ——科研管理指標，共完成技術推廣專案30項，1927井次，累計增油29.1×104t；開展新技術研究與試驗35項，127井次，累計增油2.
487×104t；優化措施結構節約資金596萬元；取得油田公司級以上技術創新成果17項，取得授權專利4項；8人被聘為廠處級以上技術專家。
——採油管理指標，累積實施油井機採優化539井次，使整體系統效率由18.9%提高到25%。幫浦效達到59%，平衡率90.
2%，躺井率7.7%，油井檢幫浦週期延長56天。開展群眾性挖潛5298井次，累積增油2.
95萬噸。
——作業管理指標，累積完成作業工作量1155井次，作業一交成功率99.1%，有效率90.2%。有效開展修舊利廢活動，累計創效1236萬元。
二、主要工作及成果
「十一五」時期是金馬公司技術發展最快、成果取得最多、規模效益最大的五年。五年來，採油系統管理一路工作取得豐碩成果，科技創效形成規模、生產效率明顯提公升，作業質量顯著提高，人才培養富有成效，為油田質量效益發展提供了技術和人才保障。
（一）堅持技術完善與難點攻關並重，推動科研創新發展
1、立足開發實際，實現「三個轉變」
一是由單項技術應用向多項技術整合應用轉變。開展了「選層調剖」、「對應調堵」、「堵驅結合」、「防砂堵水一體化」技術研究與應用。五年累計實施163井次，累計增油92292t，降水90913m3。
二是由單一介質驅動向多元介質驅動轉變。開展了氮氣採油技術、二氧化碳採油、微生物調堵試驗。五年累計實施12井次，累計增油2716t。
三是由直井配套開採技術研究向水平井配套開採技術研究轉變。開展了水平井舉公升、注汽、控水技術研究與應用。「十一五」期間，圍繞新海27塊水平井二次開發，重點開展了水平井堵水技術攻關。
階段試驗3口井，見到明顯的降水效果，累積降水44923m3。
2、加強整合應用，形成「四大體系」
一是形成了以調堵為主導的「有效注水配套技術體系」。針對海外河油田注水開發，堅持「注、堵、調、驅」多元化技術整合應用，提高技術應用效果。5年來，累計實施調剖、堵水、分注、解堵、調驅有效注水配套技術5項，345井次，措施有效率86.
4%，累計增油199113t，累計降水1271380m3，取得較好的開發效果。二是形成了以調排為主導的「有效注汽技術體系」。針對小窪油田注汽開發，堅持「調排一體化」的技術思路，進一步改善高輪次吞吐井生產效果。
5年來，累計開展有效注汽配套技術，239井次，有效率83.5%，累計增油65312t，累積增排水14.11×104m3，提高油汽比0.
03，回採水率55%。恢復長停井8口井，增油2063t。通過多元開發技術手段的規模應用，實現了「十一五」期間小窪油田生產形勢的穩定，**產量始終保持在500噸/d以上。
三是形成了以防砂為主導的「油井防排砂配套技術體系」。針對兩個老油田油井普遍出砂的問題。「十一五」期間，海外河油田形成了地層深部防砂為主導，防砂幫浦、螺桿幫浦為輔助的「防排一體化」技術體系。
小窪油田形成了高溫人工井壁防砂為主導，篩管擋砂為輔助的「防擋一體化」技術體系。通過規模實施，有效恢復了一批停關井，保證了油井的正常生產。5年來海外河油田累計實施防砂技術455井次，有效400井次，有效率87.
9%，累計增油248564t。四是形成了以注採為主導的「水平井採油配套技術體系」。圍繞水平井開發，配套開展了水平井均勻注汽、大幫浦舉公升、驅油助排技術應用與試驗，「十一五」時期，累計實施水平井配套措施3項176井次，有效165井次，措施有效率93.
8%，累計增油372410t。通過水平井配套技術的開展，有效保證了油田水平井的高效開發。
3、注重難點攻關，取得「五項突破」
一是溫固型油井防砂技術，滿足了稠油油藏防砂工作的需求。針對窪38塊稠油井防砂技術有效期短的問題，研發了適宜的溫固型樹脂防砂技術。其技術特點是：
⑴ 抗壓強度達到6～8mpa；⑵ 滲透率40～50μm2；⑶ 耐溫350℃；⑷ 擋砂最小粒徑0.07mm。⑸固化條件由酸固化轉變熱固化。
⑹適有於稠油熱採、水平井防砂。2023年以來累計應用44井次，有效率97.5%，累計增油64173t，平均無砂生產685d，階段投入產出比1：
5.5。二是可動凝膠+活性水調驅技術，實現了向多元開發的轉換。
針對注水油田「雙高」開發階段措施穩產難度加大的問題，「十一五」時期，應用該項技術在海外河油田共開展了9個井組的調驅試驗。海1塊調驅設計3個井組（h8-16、8-17、23），含油面積為0.34km2，地質儲量為139.
1×104t，對應採油井13口；海31塊設計6個井組（h10-31、11-34、13-35、13-38、10-37、10-35），含油面積為1.2km2，地質儲量為165×104t。2023年以來9井組化學調驅試驗累計增油85758t，降水1187793m3，投入產出比1：
2.9。三是多級分層注水技術，提高了注水分注級別。
針對注水分注級別低的問題，研發了三管四配技術和新型多級分注技術。在三管分注技術基礎上形成了三管四配注水工藝。其技術優勢：
可實現對井段長、層數多、層間干擾大的注水井進行細分、定量注水，且不受油稠、出砂、水質影響。其缺點是：三管四配分注技術無法對中間兩層實際注水量進行有效控制。
為此，又開展了採用恆流堵塞器與偏心分注相結合的多級分注技術，其技術特點是：注水級別可達到四級以上，6個月內無須進行流量測試。累積試驗三管四配、多級分注技術19井次，對應油井94口，分注合格率92.
8%，累計增油5345t。四是聚合物微球調堵技術，改變了傳統調驅的作用機理。針對油田調堵技術單一的問題，聚合物微球調堵技術是以白油作為分散介質的水溶性高分子微凝膠。
聚合物微球具有尺寸小、易注入、選擇性強、逐級封堵的特點，可以實現堵驅綜合作用。2023年以來開展調剖試驗8口井，累積增油5110t；開展堵水試驗7口井，措施有效率達到100%，累積增油2390t，降水7665m3。五是雙基團二次交聯調剖及定位投放技術，實現了真正意義上的深調。
針對常規調剖技術適宜性變差的問題，研發了一種新型調剖技術。與常規調剖劑相比，雙基團二次交聯調剖劑效能指標明顯提高，具有二次交聯、穩定性好、處理半徑大、封堵率高的特點。在50h左右完成一次交聯形成有機鉻弱凍膠，125h左右酚醛樹脂開始二次交聯，形成強度大的網狀凍膠；成膠時間由72h提高到300h以上；突破壓力由1mpa提高到10mpa以上，封堵率由95%提高到98%以上；140℃條件下，220d體系強度在g級以上；**提高採收率15%以上。
通過數學模型及視覺化物理模型設計出深部調剖定位投放工藝。處理半徑由注採井距1/10處提高到1/2處，調剖劑段塞長度設計為5%～10%。研究成果改善了調剖技術效能、增加了處理深度，又節省了藥劑用量，是一項集經濟性、適用性兼備的新型調剖技術，具有較好的應用前景。
（二）堅持對標管理與技術達標並重，促進生產協調發展
1、實行分級管理，油井幫浦效連續3年位列第一
根據各區塊實際情況將所轄油井分為高幫浦效井、邊緣井和不達標井，按照「保持高幫浦效井，穩定邊緣井，提公升不達標井」的工作思路重點針對不達標井嚴密監控，建立了油井動液面跟蹤曲線圖，通過建立座標曲線找準幫浦效最佳點，同時以「措施提效、控套提液、降壓增產、降參提效」為手段努力提高油井幫浦效，使得油井幫浦效達到59%以上，在油田公司一直處於較高的水平，已經連續三年名列第一名。
2、配備軟體和節能裝置，系統效率明顯提高
「十一五」期間，公司累計投入專項資金300多萬元配備機採系統效率優化設計、**與評價軟體，400多台變頻器，用於抽油機井機採優化工作，累計實施油井機採優化539井次，使得整體系統效率由18.9%提高到了25%，提高了
6.1%，輸入功率降低至7.9kw，系統效率實現率達到72.
7%；水平井機採優化48井次，系統效率由22.5%提高到27%，提高4.5%。
稠油井系統效率位居油田公司第二名。
3、應用節能裝置，噸液單耗有效控制
2023年公司噸液耗電在油田公司處於第二名，主要得益於節能裝置的廣泛應用與資金投入，在產液量逐年上公升的情況下，噸液耗電由降低到目前的具體做了以下四個方面的工作：一是應用機採優化設計，並創新應用於水平井。二是全部應用井口變頻裝置和無功補償裝置，使採油系統的節電裝置普及率達到較高水平。
三是應用轉油站輸油自控技術。四是應用液體粘性調速離合器和高壓變頻技術。
4、完善管理制度，躺井率明顯降低。
公司建立了日匯報、周小結、月通報的躺井管理制度，通過「一井一議」的方式對躺井原因梳理歸納；對檢幫浦週期頻繁、產量較高的油井建立預警檔案，對進入危險期的油井重點加強維護管理；按照「四把關」、兩圍繞」原則加強井筒日常精細管理。2023年公司躺井率降至4.9%，取得了較好的經濟效益。
5、依靠技術創新，生產系統全面實現自動化
「十一五」期間，通過對所屬三個油田現有工藝的優化、運用plc程式設計控制技術，50座採油站全面實現計量、加熱、外輸、注水、化驗、資料錄入等六項工作的自動化控制。一是規模應用稱重式油井計量器，實現遠端自動連續量油、無人職守、減輕勞動強度的目標。二是規模應用自控相變加熱爐，熱效率由原來的77.
6％提高到90.3％，日均節氣300m3。三是規模實施自控輸油系統，實現轉油站自動、連續、平穩輸油，輸油幫浦效提高了8.
1%。四是全面實施摻稀油lzk流量自動控制系統，實現了摻稀油「五分六清」的精細化管理。五是首次實施glz高壓注水流量自控系統，注水合格率達到100%，實現精確注水、平穩注水的目的。
六是高效應用採油站資料錄入系統，實現採油生產數位化管理，降低了工人的勞動強度。
6、開展對標管理，注汽單耗有效降低
注汽系統開展關鍵技術指針對標管理，針對燃料單耗、動力消耗，從可控因素入手制定強化措施降低注汽單耗。一是實施標準執行引數管理，由「兩對比」確定出六個關鍵指標，把關鍵指標以標牌形式掛於鍋爐操作盤，通過對標調整、定期分析、限期整改，以剛性操作保證燃料完全燃燒，各台鍋爐熱效率控制在82%以上；二是實施煙氣監測對標管理，組織自控儀表管理小組每月應用煙氣分析儀對每台鍋爐進行監測，填寫鍋爐效率檢測通知單，提出處理意見，制定調整方案，嚴格監督實施,鍋爐含氧均控制在3.5以下；三是制定清理積灰標準，根據自身生產管理經驗，結合噴砂吹灰、人工清灰的方式，制定了燃稀油最少兩個月清灰一次，燃天然氣最少六個月清灰一次的關鍵管理制度，制定下限保證傳熱效率；四是實施煙溫對標管理，通過資料的實時監控，掌握鍋爐煙溫變化規律，煙溫變化過快則利用吞吐井轉注、汽驅井檢修時機，在五日內實施噴砂吹灰，確保煙溫達標，減少鍋爐排煙熱損失，各台鍋爐煙溫均控制在220℃以下（燃油站控制在230℃以下），對比以往鍋爐平均煙溫下降10℃。
目前公司注汽單耗分別為：渣油60kg/t，稀油57 kg/t，天然氣70m3/t。
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