青海油田采油一厂精细化管理

青海油田采油一厂精细化管理 二、青海油田采油一厂精细化管理的现状及问题 (一)青海油田采油一厂简介 青海油田采油一厂的前身是青海石油管理局采油厂，成立于1983年6月。 1999年7月更名为中国石油青海油田采油一厂。目前，担负着朵斯库勒、油砂 山、砂西、游园沟等4个油田的建设和开发任务，全厂拥有油水井1000余口。 采油一厂现有员工1496人，平均年龄34岁。其中党员531人，团员206人。 大、中专以上学历818人，其中硕士研究生5人，高级工程师33人，工程师197 人。全厂下设9个机关科室，10个直属单位和n个一线生产单位及二线辅助生 产服务基层单位。 自1991年进入百万吨级采油厂以来，采油一厂始终坚持以加快发展为主线， 以经济效益为中心，以原油生产为重点，以科技进步和科学管理为支撑，连续 18年保持了百万吨稳产，二十多年来累计生产原油近2700万吨，为甘青藏三省 的经济发展做出了积极贡献。 在28年的创业发展进程中，逐步形成了原油开采、油气集输、油气水处理、 油田维护、产能建设、科技攻关为一体的油田开发管理体系，铸就了“团结奋进， 勇挑重担，讲求科学，敢于领先”的团队精神。 (二)青海油田采油一厂精细化管理的现状 1、地质开发方面 青海采油一厂深入开展油藏精细管理活动，把精细管理贯穿于油藏效益开发 的始末，优化管理，细化过程控制，转变发展方式，不断将油藏精细管理工 作推向深入，在确保各油田顺利完成原油生产任务的同时，实现了油藏开发指标 的逐年向好，全面提升了油藏效益开发水平，努力打造高原采油厂油藏精细开发 典范。 (1)转变油藏管理方式，全面推进“可控注水、可控采油”理念 “可控注水、可控采油”是采油一厂在学习贯彻科学发展观的基础上，创新 性地提出的油藏管理先进理念，这是该厂管理理念上的一大突破和创新。2010 年，该厂结合油田发展实际，不断细化“可控注水、可控采油”理念的深度和内 涵，采取了许多行之有效的措施，对“可控注水、可控采油”进行了全面落实和 验证，有效减少油藏的无效注水循环，逐步形成“按计划”采油的良性开采模式。 1)不断深化“可控注水”理念 2009年的可控注水主要是解决平面上注水不均衡的矛盾，注重落实单井井 口注水总量上的可控，而2010年的可控注水更多的是要解决纵向上层间注水不 均衡的问题，更加关心小层注水上的科学可控。就具体措施来说:一是深入研究 油藏开发现状和水驱程度，研究小层注采关系，精细做好小层配注，实现小层按 需可控注水。二是完善井组注采对应关系，加大措施改造力度，有效杜绝了“超、 欠”现象的存在。三是建立理论吸水剖面模板，合理抑制主力层单层突进，提高 主力层吸水能力的控制程度。 2)全面落实“可控采油”理念 可控采油理念就是根据油井“沉没度”所反映的油藏生产能力，核定油井的 理论产量，横向上，控制高产井、稳定中产井、提高低产井的产量，纵向上，针 对单井地质开发资料，合理核定产油量，制定出产液量的一个合理区间，使油井 的生产状况在可控状态下运行。其具体措施为:一是合理控制高产井生产范围内， 不超过核定产量，以保证长期持续高产。二是抓好中产井的日常维护管理，有效 保持中产井长期稳产。三是深挖低产井生产潜力，优化#设计#，提升运行参数， 精细日常维护，最大限度挖掘低产井生产潜能。 “可控注水、可控采油”理念的全面落实，有效确保了产量任务的顺利完成， 实现了朵斯油田的全面、协调、可持续发展。 (2)精细主力油田开发，开展“朵斯油田稳产开发试验区”建设 朵斯油田作为采油一厂的主力油田，它的精细高效开发对生产经营的良好有 序运行有着重要意义。该厂按照“精细油藏管理、转变发展思路、打牢稳产基础” 的理念，积极开展“朵斯主力油田稳产开发试验区”建设。 1)开展杂斯Nl一NZI油藏小井距注水试验 11号断层附近小井距注水。为解决断层附近地质情况实质，水驱效果差的矛 盾，继2009年跃433转注后，2010年5月该厂又对处于11号断层附近的跃824 井进行了转注作业。 该井缩小井距后形成五点法注采井网，其中与跃4140井井距145米，增加 了注采对应关系。跃824转注后日注水35方，目前日注水量平均达到20方，进 一步论证了在11号断层附近缩小井距进行注水是可行的。 下盘南区小井距注水。由于目前下盘南区仅有跃964、974两口注水井，且 与一线油井无连通层。通过对该区域砂体进行研究，确认该区为油气富集区。2010 年产能建设，在该区域部署了5口新井，其中油井2口，水井3口。希望通过围 绕水井开展小井距注水试验，尽快建立有效的注采井网，充分补充地层能量，减 缓该区老井递减，为下盘南区后期的开发模式提供可靠的理论依据。目前3口水 井均己完钻，正在排液生产，下步将展开小层对比工作，对转注进行可行性论证。 2)开展油藏南区周期注采试验 针对油藏南区己经处于高含水阶段的实际，及时调整开发思路，确定了以提 高水驱效率，挖掘层内剩余油的总体思路，以不稳定注水和不稳定采油工作制度 为主要开采方式，大力开展油藏南区周期注采试验。(不稳定注水:主要以小层 的周期注水为主要方式;不稳定采油工作制度:以采油井的周期采油、改变抽油 机的生产参数为主)。 在油藏南区试验区主要通过不稳定注采工作制度，提高区块整体驱油效率， 提高注水利用率，达到稳油控水的效果。通过周期注水、周期采油、调参控制液 量等一系列的调、控措施，使区块产油量基本保持稳定，截至目前累计少产水 15210方，含水由年初的84.3%下降到目前的78.70/0。通过试验区的不稳定注采， 有效地减少了无效注水循环，达到了油藏稳油控水的目的。 3)、加强薄互层试采研究 朵斯M一N21油藏在开发过程中，重点生产层位一直为油层厚度较大，“四性” 特征较好的层段，随着注水开发的深入，水淹情况日趋严峻，油藏稳产压力越来 越大。为进一步深挖油藏潜力，2010年在新钻井中选取跃8330井、跃2840井 等油井，对油层厚度小于1.0m的薄层进行射孔、试采作业，通过一段时间的生 产观察，显示出了良好的开发潜力。 通过开展“朵斯主力油田稳产开发试验区”的建设，使自然递减率、综合递 减率和含水上升率得到了有效控制，地层压力稳中有升，为实现百万吨再稳产5 年以上奠定了坚实基础。 (3)精细老井资料复查，挖掘老油田生产潜力 老井复查是油田稳产上产的有力手段之一，经过反复探索和攻关，熟练掌握 了“测井资料二次解释寻求新潜力层、地层细分对比实现层内挖潜、开展区块单 元老井资料复查”等方法，构建出了以老区二次找油为核心的增储增产技术体系。 1)跃8一7井资料复查。跃8一7井为朵斯油田E，油藏的一口注水井，在2009 年3一4月大修作业中，发现套管在2340.36m处严重变形，无法修复。决定层调 至朵斯油田Nl一N21油藏，根据测井二次解释的结果，建议射开珊一2(原解释结 论为油水同层，现解释结论为油层)、IX一8(原解释结论为水层，现解释结论为 油层)小层生产，经补孔作业后开始自喷，初期日产油31.92吨，含水3.50k。 跃8一7井层调后位于朵斯Nl一N21油藏下盘北区，一线油井跃3590等井均未钻至 讥油组及以下地层，此次层调补孔不仅使该井恢复了生机，同时也为Nl一N21油 藏下盘北区VI油组及以下地层寻找潜力区域提供了依据。 2)跃7一35井资料复查。跃7一35井原测井解释油层9.6m/2层 (1834.0一1838.0，1840.4一1846.0)，通过二次解释后，油层25.sm/9层，油水同 层4.sm/1层，新增油层16.Zm/7层。根据跃7一35二次解释后的油层顶底界，设 计了跃3525井。跃3525井是2010年在下盘部署的一口生产井，位于朵斯油田 E{油藏过路井跃7一35井77。方位47米处。跃3525井钻遇油层23.7m/12层，差 油层14.7m/10层，油水同层16.sm/6层，效果很好。该井在射开2401.1一2403.8 米层段后自喷，油压4.4MPa，套压5.ZMPa，日产液30方，含水140/00 通过老井资料复查工作的开展和对油藏疑似层的深入研究，进一步解放了思 想，取得了油藏认识上的新突破，提高了对朵斯油藏非主力小层的认识程度，不 仅使一些老井重新恢复了生产，也为今后精细小层研究与开发提供了思路，为寻 找潜力区域提供了依据。 (4)精细非主力油田效益开发，突出措施力度 在做好主力油田长期稳产工程的同时，积极加快非主力油田效益开发步伐， 大力开展挖潜增效工作，合理采取各种措施，不断加强地质认识，挖掘边远、低 难采区块开发潜力。 针对油沙山油田储层能量低，水驱动用程度低，平面及纵向开发不均衡，低 产井多、分布广等油田开发中面对的不利因素，积极借鉴国内同类油田的开发经 验，拓展开发思路，提出了周注周采、优化措施、动态周期性调配的主要工作方 向，探索适合油沙山油田提高单产、改善整体开发效果、实现效益开发的特色开 发管理模式。重点实施了“关、调、封、提、控”等5方面工作。 “关”，即实施周期注水、周期采油和间歇采油工作制度。2010年针对油砂 山油田主力区块少数高含水井及油田边部及断层的措施难度大，经济效益低的部 分低产井，以油田效益开发为指导，对25口高含水及49口低产液油井实施了周 采、间采工作制度，该25口井实施周期采油前日产水85方，周期采油后日产水 57方。49口低产低效井实施周期采油，防止该区域油层裸露开发，破坏性开采， 有效的保护了地层压力。通过实施周采、间采工作制度，有效地控制了油井的无 效采液，达到了降水稳油的目的，取得了较为明显的经济效益。 “调、封”，即加大层调、封堵工作力度，改善油田整体开发效果。对油田 主力部位绝对产水量大，历年综合治理未见明显效果的井，在缺乏油井产液剖面 监测的情况下，深入分析油水井动态开发资料、注采对应关系及水井吸水剖面判 断主要出水层，实施层调、封堵作业改善油井的层间矛盾，取得了积极效果。其 中，中416井封堵V工一巧、17小层，补射5.6米油层后，日产油由原来0.1吨上 升至1.5吨，含水也由原来的99%，降低至11?0左右。水井补孔4井次，提升了 这些区域的注采连通关系，主力部位油井补孔4井次，日增油5吨左右。 “控”，即落实水井周期性动态调配，控制小层均衡吸水，促进纵向均衡开发。 油沙山油田积极开展分注井的投捞调配工作，建立注水井的周期调配计划;依据 吸水剖面的监测结果，及时跟进调配工作，促进纵向吸水结构的动态调整，有效 抑制高渗透层的严重突进;提高水井的分注率及分注合格率，提高分层注水的有 效率。截止目前为止投捞调配S9井次，全油田分注合格率达81.9506，通过以上 工作的积极实施，有效减缓了油井的递减，根据2010年半年的主要指标分析， 自然递减率为一0.840/0，收到了较好稳产效果。 “提”，即上提生产管柱，降低单井综合含水。针对主力区块局部油井，动 液面高，产液量大、含水高综合治理难度大的少数油井，结合生产实际，调整生 产管柱，降低生产液柱含水，提高单井日产水平，提高局部采油速度。2010年 在工、H断块实施了5井次的上提泵挂，油井的含水和日产水平均有不同程度的 改善，取得了较好的效果。2010年7月油沙山油田平均单井日产1.32吨，较2009 年底1.39吨(不含报废井)基本保持稳定，综合含水43.94%，自然递减一0.84?0， 与去年同期相比，含水下降9.13%，自然递减下降21.48%，整体开发指标有较大 幅度改善，同时也取得了较好的经济效益。 (5)提高增储建产一体化意识，积极探索油田勘探新方向 该厂在勘探开发方面始终与油田公司保持高度一致，不断拓展发展空间，推 进提高增储建产一体化意思，寻找经济规模储量，为持续稳产上产高产奠定资源 基础。 该厂对朵斯周缘老探井资料进行复查和测井二次解释工作，现场考察了所有 的老探井，共计20余口，对部分有潜力的老探井进行了恢复，并取得了一定的 认识。一是对北参1井进行了测井精细二次解释，首次在该井的529一1663米井 段解释出油层59米/19层，并对该井的恢复提出了初步建议，已上报相关部门 并得到了认可。二是在大乌斯构造复查和恢复了砂33、砂34、砂新2井，取得 了地质上的新认识。三是在红柳泉一砂西斜坡带对砂6井进行了资料复查。目前 正积极论证大修恢复该井，争取在红柳泉一砂西斜坡带Nl一N21层段的岩性油气层 有所发现。四是对朵斯东南斜坡带的预探井东得1井进行了二次解释，现己恢复 生产。 2、工艺技术方面 采油一厂针对采油工程中的关键技术，按照大科技管理思路，多举措、多方 式开展科研攻关，把精细管理贯穿于投资、成本、生产等各个环节，夯实了技术 发展基础，提高了科研管理水平，突出了精细管理在生产技术领域的效力和亮点。 (1)精细提高措施工艺技术水平，为实现发展提供有力技术支撑 采油一厂以增储上产为根本，进一步提高措施工艺水平，大力开展对标管理， 通过对特定技术难题的针对性研究和分析，逐步形成具有自己特色的采油措施工 艺，为该厂原油上产提供有力的技术保障。 1)压裂酸化工艺个性化设计，进一步提高适应性 随着朵斯油田进入中高含水开发期，次主力层和非主力产层已成为油田增产 挖潜的主要对象。次、非主力层均属低渗油层，储层存在薄、多、散、杂的特点， 使得这些低渗储层压裂成功率低、加砂有效率低、开发经济效益难以提高。 保护隔层控缝高压裂取得新突破。东得1井是在朵斯库勒油田E31油藏东南 角含油面积之外钻探的一口预探井。为了拓展发展空间，评价朵斯东南斜坡带的 含油气情况，决定在大修后实施压裂，恢复该井。在此次施工作业前，进行了压 裂液体系试验、压裂设计方案讨论，优化了设计方案。在施工过程中采用预冷地 层、人工隔层技术、变排量技术及管柱优化，为安全高效的施工提供了技术支撑， 压裂后日增油10吨左右，该井目前已转抽。 酸化增注新工艺提高措施有效率。多氢酸是一种新型氢氟酸酸液体系，具有 较好的缓速效果，可以达到深穿透酸化的目的。在注水井酸化中取消施工后洗井 工序，直接开注，将酸液往地层深处推，解决了注水井酸化半径短的难题，提高 了措施增注有效率、延长了有效期。 注水井措施增注向常规维护过渡。杂斯E31水并施工压力高，酸化一直用压 裂车组施工，费用较高，难以用作常规维护手段;2010年8月份跃3一1欠注井 酸化试验用两辆700型水泥车并联施工成功，标志着注水井措施增注向常规维护 过渡的可行性。 2)改善层间层内矛盾，进一步提高采收率 利用吸水剖面测试结果实施“调剖调驱”措施。随着油田的发展，小层水淹 逐渐加重，剩余油分布也越来越离散，严重制约了油田的稳定发展，同时对细分 注水的要求也越来越高、依赖性也逐步增大。对于多油层发育区块，分注井总数 较多，该厂结合“可控注水、可控采油”的理念，精细小层配注量，改善层间矛 盾。 现场应用了可动凝胶、可动凝胶+凝胶颗粒、纳米微球及整体复合等调驱调 剖技术，对套损套变井实施了化学分注后，提高了注水的波及系数，起到了良好 的增油降水效果，达到了温和注水、可控注水的目的。截止到8月份，已完成调 驱调剖25井次，正在施工16井次。对应一线油井，累计增油7605t，降水12375m3。 利用产液剖面测试结果实施“堵水补层”措施。堵高含水油层，补层采低含 水油层。按照这个思路进行的补孔、机械堵水、化学堵水工艺措施取得了较好的 效果。截止到2010年8月份，共完成机械堵水2井次，化学堵水7井次，累计 增油2799t，降水5723m3。 3)采油工艺技术配套，夯实老井稳产基础 沉没度管理稳定并提高老井产量。机采部门结合油井施工总结和检泵时现场 情况，推广成熟的举升工艺，建立油井沉没度应用分析系统，优化采油工艺设计， 最终达到稳定并提高老井产量的目的。 示功图求产系统应用。功图求产系统工作从2009年6月开展以来，取得了 突破性的进展，全厂整体输差逐渐减小、单井系数稳定周期延长到200天以上。 目前800/0油井使用功图计产，其中30%(121井次)不加系数，直接使用功图产 量。对大多数油井而言，准确度较高，系数稳定。 低产低效井高效开发。 关键技术一:间歇采油提高低产井开发效益。 目前，油砂山油田实行间采的井数为136口，单井日均生产时间为7.8小时， 日累计停抽2200小时，相比之前可节电4800千瓦时左右。 关键技术二:优化电机配置，降低单井能耗。 关键技术三:虹吸尾管采油，提高单井产量。 用封隔器将油套环空制造成一个密闭容器，利用虹吸管提高泵吸入口压力和 液流速度，中251井目前正在应用该技术。 关键技术四:不动管柱小型酸化试验。 油砂山油田2010年新投油井产量不理想，部分井间抽、干抽。经分析，原 因是在钻、完井过程中，泥浆的侵入和射孔作业，对油层造成的伤害，且集中在 近井地带，因此决定在油砂山油田进行小型不动管柱酸化试验。截止到2010年 8月28日，已施工10井次，控制了单井酸液费用。 不动管柱小型酸化有以下优点:(1)、相对于常规酸化和泡沫酸化，用液量 少，不上作业机组，措施费用低;(2)、措施作业周期短，见效快;(3)、酸化后 可快速起抽，有利于残酸返排，减少二次沉淀。 (2)坚持完善精细，建立单井工程管理体系 1)捆绑生产难题，狠抓低产井“牛鼻子工程” “稳定并提高单井日产量”是集团公司提出的“牛鼻子”工程，该厂以开 发地质研究所确定的区块或单井为研究对象，以油井合理参数调整、加强日常维 护作为基础保障，力争全面完成“稳定并提高老井产量，提高难采区块采收率” 的任务。通过捆绑生产难题，把相应的生产难点，技术难点，分解到班组、个人 头上，并制定相应的考核办法和推进控制表。 2)单井工程精细管理、提升开发水平 为将精细管理贯穿于油井管理的全过程，稳定老井产量，提高老井开发效益， 真正做到“一井一策”，该厂在朵斯第三采油作业区开展了“单井工程”试点工 作。按照“控制高产井、稳定中产井、提高低产井”的原则，根据每口油井的合 理产液量，准确核定单井吨油成本，提出了临界效益评价体系，其定义如下:临 界效益=产油X核定吨油成本/(电费+设备维护费用+采出水处理费用+注水成 本)。 经过对第三采油作业区44口井的临界效益分析，该厂将临界效益小于0.3 的高含水井，如跃14一26等井关井;对于其它临界效益大于0.3的井，由于动液 面均接近井口，需要进行找堵水，补孔等措施，同时结合检泵上提泵挂，实行周 期采油制度。 临界效益分析法的实施，是对“一井一法”理念的深刻理解和扩展创新，有 效控制了无效投入，降低了生产成本，形成了该厂“因井制宜、一井一法”的新 思路。 (3)提高自主创新能力，推动油田开发技术进步 为了实现油水井的个性化管理，该厂分别从节能降耗、延长检泵周期、油井 免修期这几方面对所有油井做到了“一井一策、精细管理”。 l)加强采油工艺技术研究，在工程技术上实现领先 以油田公司、采油一厂科技规划为指导，结合自身实际，不断深入研究油水 井管理的新技术，围绕制约朵斯油田长效发展的“控水稳油”问题，积极开展《示 斯主力油田区块整体调驱提高采收率工艺技术试验》、《朵斯库勒油田可控注水配 套工艺技术研究》等项目的实施，切实让新工艺、新技术应用于油田生产。一年 一个台阶，力争3年推出1项省部级科研成果，2年申报l项实用新型国家专利， 每年至少保证推出3项油田公司级科研成果，使该厂的采油工艺技术水平达到一 个新高度。 2)注水井酸化增注工艺创新 针对朵斯E31粘土含量低、低水敏的特点，开展KCI防膨剂试验，通过一系 列的现场试验，摸索出了的水井酸化新工艺—减小酸液处理半径，酸化后取消 洗井工艺。并根据酸化后停泵压力来决定反应时间:停泵压力低则直接配水间敞 注，停泵压力高则减少反应时间(一般控制在0.5小时—1小时)，及时将鲜 酸顶入地层深部，达到多氢酸深穿透解堵的目的。 3)延长油井免修期，降低施工作业成本 “短周期”井的检泵周期一直是困扰该厂降低生产成本的重要因素之一，频 繁的检泵次数极大地增加了工作量和工作成本。在年初制定的短周期井治理方案 中，全厂85口“短周期”井被分配给采油工艺研究所，由该单位对问题进行分 析，找出解决方案。 优化设计。首先使用PEoffiCe设计软件共优化54口井，其中延长检泵周期 的25井次，平均延长检泵周期139天。其次通过结合现场，对工具组合进行优 化，例如跃380井2009年共检泵4井次，2010年1月7日改变原有井卡检泵思 维模式，经过分析研究，对杆柱重新进行优化设计，改下整筒泵加激光割缝筛管， 截止目前该井一直正常生产。 “短周期”井管理。2009年，采油一厂的85口“短周期”井共检泵201井 次，通过将这些单井承包给个人，从设计优化、示功图查阅、每周产量、现场憋 压情况、动液面核实工作入手，利用优化设计软件认真分析，选取合适的参数， 根据单井具体的影响因素，结合生产的实际情况，制定出适合该井的维护方式和 周期，如改变洗井方式、洗井周期。同时加强与作业区的沟通，达到延长检泵周 期的目的。通过半年的努力，截止目前(2010年8月18日)，85口“短周期” 井共检泵54井次，减少检泵作业64井次，达到了延长检泵周期，提高管理水平， 节约生产成本的目的。 4)创新新型实用工具，解决生产难题 针对因结蜡造成凡尔漏失、失灵的油井，下入固体扰流防蜡管装置;对因出 砂造成凡尔漏失、失灵的油井，如朵斯北区跃355井，试用井下双级旋流除砂器 装置，该装置起到了保护泵不被砂卡的作用，减少了泵的磨损，延长了泵的使用 寿命，降低了作业成本。 (4)以油田技术服务为己任，为原油上产提供可靠技术保障 该厂“精细管理年”活动己经进入实施阶段，厂属各单位都在按照各自的活 动方案积极开展工作，并依据本单位的特点制定出了各自特色的推进措施。 该厂要在工作中贯穿精细管理这条主线，从打基础入手，推进技术创新和管 理创新，努力使采油工艺技术更好的为原油上产服务。通过对以往成熟的技术重 新进行评价、优选、优化、集成，以形成满足当前生产实际所需的技术，同时通 过对全厂油水井进行分类，及时地掌握单井生产情况，拿出个性的措施方案。如: 油井沉没度分析管理系统应用，示功图求产对比稳定系数，油砂山油田间抽井管 理规定和洗井维护制度的完善，分油藏物性参数对比分析等。掌握今后采油技术 攻关的重点，加强抽油井的人工智能技术、调剖调驱封堵技术、防偏磨技术、短 周期井治理技术、油藏改造及其配套技术的应用。用系统来管理，用节点来抓过 程，突出技术风险，效益评估，形成相应的模块，通过实施为采油作业区解决技 术难题，降低生产成本。 定期组织员工进行工作心得交流，相互学习先进经验技术，共同解决工作中 的难点问题;通过举行讲座，请专业人员传授新技术，为员工营造学习的氛围， 使员工能与时俱进，在继承中发展，在发展中创新，保持工作的激情与活力。 3、油水井管理方面 (1)精细过程控制，全面提升油水井生产管理水平 随着油田开发的不断深入，开采难度的逐渐加大，对油水井管理工作也提出 了更新、更高的要求。各采油作业区深入贯彻精细管理理念，全面结合生产实际、 工艺流程、技术参数、操作要求等方面，持续加强过程控制力度，不断提升油水 井生产管理水平，呈现出一派亮点纷呈，百家争优的新局面。 1)有效保证注采运行系统整体受控 朵斯三大采油作业区以油水井管理为中心，全面贯彻“可控注水、可控采油” 先进理念，努力打造“管理单元明确、控制节点明晰，整体协调平稳”的高效注 采运行系统。一是对注采运行系统进行整体分析，将原有系统优化为地层、井筒、 机采设备、油井管网、集输干线、水井管网等9个管理单元，并针对不同管理单 元重新划分管理职责和内容。二是以善待油藏为宗旨，针对重点井组为方向，积 极做好井组的初步分析工作，及时调整受效油井采出量，有效确保地层能量，全 面实现可控采油。三是以现场实际为依据，不断优化生产流程，增强措施实施效 果，全面提高生产管理水平。四是以提高采油时率为目的，精细操作为，全 面加强油水井日常维护质量，提高设备运行效率。通过对注采系统的不断优化， 有效明确了系统各环节的管理要点，并保证了注采系统的整体受控运行。 2)确保油水井生产平稳高效 精细洗井作业。示斯第二采油作业区在认真学习华北油田管理经验的基础 上，结合本单位实际，针对以往洗井方式单一、洗井周期调整不及时等现象，合 理改变洗井方案，实施个性化洗井，实现单井洗井作业的精细化操作。 在油井洗井方面。一是全面综合前期洗井压力、电流、洗井液返排情况等资 料，有效确定洗井压力、洗井排量的控制方案，积极建立洗井台账，形成油井洗 井操作卡片，有效指导现场洗井作业。二是对地层压力较低的油井，采取“少食 多餐”的洗井方式，合理减少单次洗井液用量，提高洗井液温度，并在洗井过程 中适当调大生产参数加快洗井液的返排，从而有效杜绝洗井液挤入地层造成污染 的现象。三是开展单井悬点载荷分析，认真落实管、杆柱结蜡情况，合理调整油 井洗井周期。 在水井洗井方面。一是积极建立水井洗井监控台账，根据水井油压及时调整 洗井周期。二是对中浅层易出砂的水井，采取井筒适当憋压的洗井操作方式，有 效减缓地层返吐出砂现象。三是对近井地带存在污染的水井，采取先合理降低井 筒压力，使近井地带实现返吐解堵，再大排量冲洗的操作方式进行洗井。 截止目前，朵斯第二采油作业区已对37口油井的洗井周期进行了优化调整， 使油井周洗井次由原先的17井次下降到目前的14井次;建立了54口水井单井 洗井操作台账，了洗井操作规程，增强了水井洗后效果。 精细检泵作业。杂斯第二采油作业区针对部分油井原有运行参数不合理等现 象，积极开展参数优化调整工作，有效延长检泵周期。 在地面生产参数管理方面。一是对供液不足的18口油井，合理调整相关生 产参数，使其平均冲次由3.24次/分钟下降到2.89次/分钟，平均泵效上升7.7%。 二是对沉没度较大的7口油井，上调相关生产参数，合理增加有效扬程。三是对 存在气影响的4口油井，适当下调防冲距，有效减少气体对机采系统的不利影响。 四是对1口含水较低油井，改下螺杆泵进行采油作业。通过对系统参数的不断优 化调整，机采系统运行效率得到明显提高，原油产量保持稳中有升。 在井下生产参数管理方面。一是根据油井的地层压力、合理产液量、含水等 数据，有效确定泵型、泵径、泵深等关键参数。二是结合原井管杆柱磨损、腐蚀 等情况，及时进行设计变更，采取增加扶正器、加重杆、更换管杆柱等措施手段， 有效减少此类现象的再次发生。三是建立油井作业台账，对作业设计和变更效果 及时进行统计分析，积极做到“改进科学合理，效果跟踪有序”。 3)积极提高单井管理水平 加强电潜泵井管理。朵斯第一采油作业区共有电潜泵井9口，占该区总产量 的近3006，为此该区不断加强对电潜泵井的管理力度，强化沿程节点控制，实现 对电潜泵井的精细化管理。一是积极安装电潜泵井预防报警系统，实时监控电潜 泵井生产运行情况，及时掌握电潜泵井运转动态，有效提高电潜泵井的安全生产 率。二是积极组织岗位工人学习电潜泵井相关管理知识，并不断完善电潜泵巡查 制度，有效提升人工巡查质量。三是定期对电泵机组的短路、过载、欠载保护整 定值进行详细核查，发现问题及时解决。四是以巧天为周期全面建立电潜泵井 技术档案，按时对电潜泵井的各项运行参数进行普查，再根据普查情况制定出相 应的日常管理内容及洗井措施。 加强高含水井管理。朵斯第一采油作业区针对高含水油井的治理问题，及时 调整管理思路，积极寻求对高含水井的科学管理方式，并结合以往先进管理经验， 有效加强对高含水井的管理力度。一是积极采取不稳定注采工作制度，提高区块 整体驱油效率，提升注水利用率，达到稳油控水的效果。二是积极配合测试公司 与井下作业公司，全面做好测产液剖面工作，有效判断出水层位，及时进行堵水 作业。通过周期注水、周期采油、调参控制液量等一系列的调、控措施，使高含 水油井产油量基本保持稳定，有效地减少了无效注水循环，达到了油藏稳油控水 的目的。(不稳定注水:主要以小层的周期注水为主要方式;不稳定采油工作制 度:以采油井的周期采油、改变抽油机的生产参数为主)。 4)突出油水井管理新思路 该厂各采油作业区不断加大精细管理工作力度，结合实际、借优取精，始终 将各项工作做到细致入微，并按照活动实施方案具体要求深入开展油水井管理。 突出临界效益分析，精细油井分类管理。朵斯第三采油作业区，根据每口油 井的合理产液量、，按照“控制高产井、稳定中产井、提高低产井”的原则，针对 每口采油井，认真统计单井产油量，准确核定单井的吨油成本，全面展开临界效 益分析，对临界效益低的油井，及时调整冲程、冲次、时率等运行参数，合理采 取措施。临界效益分析法的实施，是对“一井一法”理念的深刻理解和创新拓展， 有效控制了无效产出，很好降低了运行成本，形成了该厂“因井制宜、一井一帐” 的新思路。注:临界效益二产油x核定吨油成本/(电费+设备维护费用+采出水处 理费用+注水成本) 经过对第三采油作业区44口井的临界效益分析，该厂将临界效益小于0.3 的高含水井，如跃14一26等井关井;对于其它临界效益大于0.3的井，由于动液 面均接近井口，需要进行找堵水，补孔等措施，同时结合检泵上提泵挂，实行周 期采油制度。 做好低产低效井高效开发工作。油砂山采油作业区目前实行间采油井136 口，单井日均生产时间为7.8小时，日累计停抽2200小时，相比之前日节电4800 千瓦时左右。一是间歇采油提高低产井开发效益，优化电机配置，降低单井能耗。 二是用封隔器将油套环空制造成一个密闭容器，利用虹吸管提高泵吸入口压力和 液流速度，中251井目前正在应用该技术。三是针对部分井间抽、干抽开展不动 管柱小型酸化试验，有效缩短作业周期，降低措施费用。 (2)精细设备管理，有效提升油水井生产系统运行效率 宝剑锋从磨砺出。该厂各采油作业区始终将设备管理作为精细管理的一项重 要任务来抓，努力实现“精细操作，保障安全，设备优良，注采平稳”，不断加 强系统设备的管理力度，有效提升油水井生产系统运行效率。 l)提升设备运行效率 朵斯第一采油作业区以“操作标准化、零缺陷;保养日常化、零隐患;本质 安全化、零故障;运行合理化、零事故”的“四化四零”为目标，积极转变设备 管理理念，细化设备管理单元，全面提升设备运行效率。 强化设备基础管理。一是全面执行《采油一厂设备管理手册》、《采油一厂油 水井管理办法》等相关制度办法，并及时下发到各基层班组及每一名操作者手中， 使设备管理人员明确管理职责，掌握岗位操作规程，有效杜绝“三违”现象的发 生。二是狠抓运转记录、设备报表、设备档案等设备基础材料的填写工作，以实 现管理上求“严”、内容上求“实”、填写上求“细”的工作目标。三是采取现 场检验与资料检查相结合的管理方式，定期对各班组设备基础管理情况进行检 查、考核、通报。 强化设备现场管理。积极开展设备专项治理，通过狠抓设备的十字作业、自 查自改等工作，强化设备的各级保养，优化设备工作参数，有效杜绝了只用不保、 以修代保等现象的出现。一是机采系统方面。全面结合生产实际，及时优化运行 参数，保证油井合理沉没度，并积极做好油水井洗井、设备保养等日常维护工作， 有效减小功率损耗。二是集输系统方面。全面建立生产作业区单井流程图，对地 面流程进行合理优化，并根据单井产出液量、温度、粘度等关键参数科学选择管 径。三是加热设备方面。准确核算加热设备加热效率，针对热效率较低的设备及 时进行整改或申请更换，并根据环境温度及设备过液量，动态调整加热功率，有 效做好节能降耗工作。 2)积极消除设备隐患 杂斯第二采油作业区积极改变以前“全而不精”的状况，将工作重点放在日 常的巡检、保养、调整上，有效开展设备专项治理活动。一是开展抽油机平衡率 监测活动，对管辖区域内的所有抽油机，严格落实“三会、四懂”要求，全面实 施精细化操作，及时调整不平衡抽油机，保证了较高的地面运行效率。二是开展 水井治理月活动，针对本作业区67口注水井及8个配注间进行全面检查，对各 个设备环节实施紧固、密封、调整等措施，有效杜绝跑、冒、滴、漏现象出现， 并对存在问题的所有阀门进行除锈、润滑等保养工作，有效保证了集输系统的正 常运行。检修和更换。 3)确保设备完好率 油砂山采油作业区不断加大设备维护力度，严格按照设备保养周期进行维护 保养，注重保养质量，提高设备运行效率，确保设备完好率达到98%以上，为 原油生产提供有力保障。 加强责任落实力度。一是根据生产实际需要，进一步完善了该作业区设备管 理制度、设备管理考核细则、设备维护保养管理规定等规章制度，做到设备管理 “有章可循、有据可依”。二是建立自上而下、职责明确、分工具体、层层负责 的设备管理机制，明确各级管理的具体工作和工作重点，实现重点设备，重点监 控。三是针对老化、超期服役设备，严格按照精细化管理要求，达到“责任到人、 巡查到位、维护到点”的管理效果。通过对设备管理责任落实力度的加强，有效 保证了设备维护管理的质量，并形成了风险共担，全员参与，齐抓共管的好局面。 加大设备维护力度。一是将设备管理工作和安全工作有机结合，及时处理设 备隐患，预防设备事故发生，为职工创造安全的生产环境。二是借助厂夏季注采 设备大检查和入冬前设备整修活动的平台，积极开展设备整改行动，共整改各类 设备隐患53台次，做到未雨绸缪，使设备始终处于最佳运转状态。 加大间抽器应用力度。根据油砂山油田地层供液差、产能低的特点，进一步 加大间抽器的应用力度，实现油田效益开发。目前油砂山油田已通过安装间抽器 实现间抽生产的油井共计69口。此项举措的实施，在保证了产量不变的前提下， 平均节电在30%左右，在提高油井的泵效、减低日常消耗、延长检泵周期等方面， 收到了明显效果。 (3)精细安全环保节能管理，确保人员和设备安全 砂西采油作业区根据油田公司和采油一厂的各项管理规定与要求，结合自身 状况，严格落实各项安全管理规程，将各项工作做细做全。一是抓素质，全面提 高全员安全生产技术水平，突出安全文化建设，推行量化考核制度，加强设备隐 患整改力度，抓好QSHE管理体系与安全管理、安全监督体系的相互融合。二是 抓环保，强化环境保护，改善生态环境。推广环保技术，改进工艺流程，杜绝环 境污染事件。开展“标准化现场、标准化井场”建设。三是抓节能，加大节能设 施投用量，合理调整设备运行参数，减少和杜绝无效注采循环。加大常温集输应 用规模，降低天然气消耗。抓好抽油机平衡治理，降低举升单耗。 4、工程建设方面 (l)细化设计审核工作，有效提高工程设计管理水平 工程设计是一个工程项目的灵魂，设计中的任何失误或偏差，都将给后续施 工造成很大的困难，甚至会导致整个项目进行重新作业，所以工程设计的审核工 作就显得尤为重要。为了避免材料浪费、二次作业、工期延误等现象的发生，基 建管理部不断将“精、细、严、实”落实到设计审核工作的每个环节，及时发现 设计偏差，使设计变更发生在审核阶段，有效提高施工质量，加快工程进度。 l)精细基础资料统计，确保工程设计符合实际需要 合理利用已有设施，有效节约工程投资。根据统计基础资料，认真分析工程 构成，合理利用原有设施，有效节约工程投资。一是在“采油一厂油田加热炉隐 患治理工程”的设计审核过程中，有效结合设计中提供的设备参数，针对原有设 施逐个进行分析、测量，合理取消了设计中“新建采板房”工作量。二是在“朵 斯油田注水系统隐患治理工程”中，原设计要求4座玻璃钢罐基础需全部重新制 作，但对原有基础环形墙进行清理测量后，确定可以继续使用，只需制作表面钢 筋混凝土部分，有效节约投资30万元，缩短工期20天。三是“杂斯油田注水系 统调整改造工程”及“朵斯油田注水系统隐患治理工程”共计更换注水泵40台， 经过测量及现场勘查，最终确定采用原有基础开孔方式，使原有基础得以利用， 有效节约投资40万元，缩短工期30天。通过以上工作不仅降低了工程成本，缩 短了施工周期，并有效降低了工程建设对生产运行的影响。 全面结合生产实际，优化设备参数选定。“采油一厂油田加热炉隐患治理工 程”设计中63OKw原油加热炉技术参数为:以含水原油为加热介质，流量设计为 30方/小时。为了有效提升设备运行效率，全面结合生产实际，积极同设备使用 及管理单进行沟通，通过重新计算核对，将设备参数合理确定为:单产盘管0.5 方/小时，混合盘管10方/小时。根据以上调整，不但确保了设备投入使用以后 能够满足采油作业区正常的生产运行，而且有效避免了由于设备参数选择不当造 成使用困难情况的发生。 2)精细现场勘查，力求现场变更最小化 为了有效杜绝以往施工图在实施过程中，需进行大量变更情况的再次出现， 积极转变设计审核管理方式，以施工设计联系现场实际为原则，在对设计方案中 工艺流程、技术参数等关键部分进行审核的同时，积极开展施工设计与现场实际 的比对工作，及时将有关问题反馈给设计部门，并在施工图阶段进行不断完善， 有效解决了以往施工图错误较多问题的发生，使实施效果有了很大改善。 (2)优化过程管理，全面提高工程建设水平 针对在建工程大多为改造工程这一特点，在工程建设开始前就制定出详细的 过程管理计划，力求工程建设优质高效，并有效保证生产运行、工程建设齐头并 进。 1)合理编制项目运行计划，有效降低对生产运行影响程度 项目运行计划是项目运行的依据，对整个项目运行具有指导性意义。为了使 项目运行计划达到最优，针对项目运行计划的合理性、可执行性、风险预测性等 各个要素进行精细编制，并在编制过程中有效结合生产运行实际，对项目中需要 停产的关键点进行统筹规划，合理确定工期，力求将停产时间降到最低。例如， 2010年度实施的“杂斯油田注水系统调整改造工程”及“联三站高压增注”两 个项目在计注三站存在施工交叉点，在项目运行计划编制过程中，合理将这两个 项目碰头时间安排在同一天实施，有效减少了停产次数，降低工程建设对生产运 行的影响程度。 2)积极改变监督方式，提高工程质量管理水平 现场监督是保证工程质量、加快施工进度、控制工程投资的重要手段。为全 面提高工程质量管理，基建管理部采取重点工程全过程现场监督的方式，及时解 决建设过程中出现的各种问题。自2010年5月4日以来，“杂斯油田联合站供热 系统节能改造工程”项目组各专业负责人，积极采取现场固定的方式进行工程监 督，并在每日17点30分召开施工协调会，及时解决当日工程建设中出现的有关 问题。通过全过程现场监督方式，使项目能够顺利实施、投资得到良好控制，质 量确保合格，争创优良工程。 3)细化准备工作，力保生产运行平稳高效 老油田基建工程大多为改造工程，而改造工程不可避免的需要与正在运行的 系统进行碰头，如何将碰头时间压缩至最短就是成为了基建工程的管理重点。本 年度“杂斯油田联合站供热系统节能改造工程”及“采油一厂油田加热炉隐患治 理工程”两项重点工程，均存在与原有系统碰头的工作内容，为了合理解决碰头 对生产运行造成影响的问题，在项目开展前，通过对原有系统认真勘查，并结合 新系统运行特点，提前编制新老系统接口运行方案，在2010年度线路检修工作 中提前实施该部分工作，通过预制管线及阀门接口有效解决了碰头停产的问题。 (3)重视油田系统信息收集工作 随着油田开发的逐步深入，油田地面配套设施逐步趋向复杂化、多元化，庞 大的设施系统给日常生产使用、维护造成很大困难，在这种情况下，系统信息收 集的完整性、精确性对油田日常生产具有重要意义。 l)不断建立健全地面管网信息系统 通过对油田油、水运行系统主要干线进行详细勘查，对干线的材质、管径、 压力等级、防腐方式、干线主要阀井流程等重要资料进行全面收集，并积极开展 其相关整理工作，全面绘制油、气、水干线及生产站队阀井图，将此作为油田基 础资料进行整理、编制。目前已绘制出采油一厂主要油、水干线阀井图，建立完 成采油一厂在用油、水干线台帐。 2)全面掌握已有地面设施使用状况 通过对油田在用管网、设施等信息进行全面收集，及时与使用单位建立沟通， 对介质、温度、压力等运行参数做到及时了解，以便全面掌握地面设施的使用情 况，从而在地面设施维护、更换方面进行系统规划，合理编制实施方案，有效保 证后续工作的合理性、经济性、及时性。 (4)有效转变油田维护工作方式，细化切块资金管理 由于实施统一管理、统一计划、统一实施的管理方式，所有工作仅由一个部 门进行决策，导致决策依据局限性突出、资金控制力度不足等问题的出现，为了 有效改变这种状况，积极转变管理方式，合理控制油维资金。 l)管理方式科学化 基建管理部通过与经营系统沟通，有效建立起将油田维护成本按单位划分， 由各生产单位自行管理本单位日常油田维护费用，基建管理部对全厂集输系统进 行总体管理的管理模式，实现了“合理参与、科学决策”的油田维护管理方式。 这一新举措，有效解决了以往工作中存在的各种弊端，充分调动起各生产单位对 油田维护管理的主动性。 2)资金控制精细化 由于各生产单位对油田维护资金参与了管理，并将油田维护资金管理与成本 控制进行统一考核，所以在资金使用前均进行科学的统筹规划，最大程度满足日 常生产需要、保证生产正常运行，有效控制了油田维护资金的使用。截至目前油 田维护费用未超出计划费用，实现了成本稳中有降的管理目标。 5、油田注水管理方面 (1)建立注水系统精细管理模型，为全面推进注水精细化管理提纲掣领 按照“可控注水”的要求，通过对注水管理模式现有的业务、流程以及管理 职责等进行详细梳理整合，规划编制了注水管理系统模型。对组织构成、管理界 面、制度层次和资料录取以及注水系统管理模型当中所包含的管理节点、技术参 数、评价指标等内容对相关部门的责任和职能进行了明确。 1)科学确定系统目标 系统目标的科学准确定位，是决定一个系统能否达到预期要求的必要前提， 也是确保该系统正确、高效、合理运行的有效保证。注水项目部以精细理念为指 导，按照“三全”管理模式的要求，对注水系统现有业务、流程以及管理职责等 进行详细梳理整合，并对每个关键节点进行有效分析，全面考虑各个职能单位之 间的协调反馈机制，同时充分借鉴2009年注水水质管理方法，全力打造注水系 统精细管理模型，努力实现“系统管理、整体优化;目标分解、量化考核;全程 监控、节点控制;制度完善、业务规范;资料齐全、记录详实”的系统管理目标。 2)合理划分系统流程 为了使注水系统精细管理模型全面准确运行，注水项目部对系统中各项职能 进行逐一分析、归类，合理划分系统管理单元，将整个注水系统划分为注水水质 管理系统、水井维护管理系统、水井措施管理系统及注水运行管理系统四个子系 统，使整个系统职能更加明确，运行更加独立。一是四个子系统内部分别涵盖了 系统管理制度、流程、业务控制程序及指标、关键节点控制措施和成本管理措施 等五个方面内容，对整个注水系统进行了科学划分，保证了各项业务中的关键控 制节点，能够及时、准确地落实到具体部门和岗位，同时辅以相应业务指标和控 制措施。二是各子系统间既相互独立又彼此交叉、互为影响，共同构成注水系统 的有机整体。四个子系统的平稳运行，保证了整个注水系统的科学高效运转。 3)有效整合系统资源 系统资源的有效整合是确保注水系统平稳运行的关键因素。在该厂积极建立 该系统以来，注水项目部全面结合生产动态、工艺技术、生产指标等方面，不断 对系统资源进行整合优化，细化控制节点、合理操作范围，有力保证了系统运行 的精细化、规范化。一是通过流程规范、业务整合，将相关注水业务分别纳入四 大子系统之中，以相应的系统管理办法为控制原则，最大限度减少交叉和不必要 的程序，优化系统资源，提高工作效率。二是在不同交叉业务管理中，努力体现 参数标准、运行一记录等系统资源的有效共享，实现管理模块之间有机协作和相互 约束机制。 4)强化系统节点控制 制度是管理的基础。为了进一步规范化注水系统运行管理，注水项目部以制 度建设为抓手，通过制定四大系统管理办法和关键节点控制办法等相关制度，使 注水系统整体运行有章可循、有规可依，管理更加科学规范，指标更加清晰明确， 控制单元更具操作性和现实性。 目前，注水系统管理模型己经进入试运行阶段。随着注水系统精细管理模型 的进一步修订和完善，必将使注水系统管理工作走上“开展有目标、过程有节点、 达标有手段、成本有控制”的“四有”精细管理之路。 (2)精细水质管理，健全水质长效达标机制 l)开展提升水处理量试验 新污水处理系统前端流量为45OM3/H左右，由于今年新增采油二厂污水处理 任务，前端流量就要增至56OM3/H左右，超出了设计能力1200OM3/D近200M3。 为了确保采油二厂来水的正常处理，注水项目部同朵斯联合站进行积极沟通，大 力展开前端流量调高至560M3、58OM3分段的试验，一是合理编制《水质管理关 键节点控制操作规程》，通过精细操作，科学进行收油、加药、排污、反冲洗、 转供水等关键操作调整。二是确保在满足采油二厂来水处理量的同时，前端预处 理器、旋流分离器不发生溢流、流速过快等现象。三是在前端流量为56OM3、580M3 的情况下，随流量的增加，对系统加药量进行了确定。四是结合实际，积极论证 方案可行性，并大力采取酸洗、换线等各项措施，有效保证试验的成功。通过试 验后改进的新污水处理系统，在顺利地保证气区换水、污水区生产、南北区注水 工作开展的同时，有效处理了采油二厂来水，并保证了处理后的水质合格。 2)强化沿程治理，确保井口水质达标 注入水水质最终能否达标，污水处理系统是前提，沿程控制是重点。一是注 水大队针对各注水站具体生产情况，精细规定储水罐罐位高度，合理安排排污清 罐周期，这样既保证供水自压到泵，同时也可以避免罐底沉淀物质进入注水泵， 影响泵效和密封材料损坏。二是加强采油作业区注水地面管线及配水缸清洗工 作，有效地抑制注入水的二次污染。截至10月31日，安排清洗注水地面管线 29120米，为井口水质的最终达标提供了有力的措施保障。 3)开展水处理药剂替换试验 2010年，注水项目部为实现在持续探索化学药剂最佳配比的同时，不断降 低方水处理成本，积极开展与相关技术部门、厂家进行的药剂现场替换试验。一 是通过细致跟踪、严格操作，对4种药剂的注入浓度进行定量测试，以达到最佳 配比。二是进行了正式的药剂替换试验，通过精心安排，强化细节，对试验的每 个环节都做到精益求精，并及时解决出现问题，有效保证替换药剂与污水配比的 较好线性关系。水处理药剂替代工作的圆满成功，提升了该厂水处理技术水平， 实现了药剂自主采购，降低了药剂成本，减少了环境压力，保证了水质稳定达标。 4)全方位开展水质监测，准确掌握各油田区块注水水质状况 坚持每周水质抽样检测制度，并将水质监测范围涵盖到该厂所有注水油藏、 注水区块，及注水流程各关键环节。截止目前累计检测水样630余样次，井口达 标率达到90%以上，为全面了解掌握各油藏不同区块、井组注水水质状况提供了 第一手资料。 (3)精细水井措施管理，努力提升各项水井评价指标 “可控注水、可控采油”是采油一厂在学习贯彻科学发展观基础上，于2009 年创造性提出的油藏管理先进理念。2010年采油一厂结合油田发展实际，细化 了“可控注水”理念的内涵，具体要求是不仅要解决平面上注水不均衡的矛盾， 更多地要解决纵向各层间注水不均衡的矛盾，更加关心小层注水上的科学可控。 注水相关部门始终将“可控注水”理念贯穿于各项工作中，努力把注水精细化落 到实处。 一是加大投转注井措施作业力度。今年前10个月共完成投转注作业67井次， 进一步完善了注水井网，有利于井组注采关系的改善，为高效精细注水提供了条 件。 二是多措并举，努力提高油田注水井分注率，为精细小层注水、合理抑制主 力层单层突进提高技术支撑。截止9月底，该厂完成换封作业51井次及分注(含 投分注)作业51井次，有效提高了注水井机械分注率，由2009年底的59.2%提 高至现在的63.20k。同时增加注水井调驱(剖)投入，目前己完成和正在施工的 调驱作业55井次，其中E31油藏19井次，Nl一N21油藏33井次，油砂山油田3 井次。通过调驱调剖工作的开展，采用化学方法有效地解决了不能实现机械分注 的注水井的层间矛盾，有效抑制了主力层单层突进，启动了部分次非主力小层。 统计目前己经作业完的注水井对应一线油井的增油降水情况，截止10月底，共 增油24500吨，降水38800方。 三是探索水井维护管理新举措，延长水井免修期。编制下发了注水井动态洗 井精细化管理暂行办法，推行了洗井审批、审核制度，使洗井管理工作由量变逐 步向提高质量转变。截止目前，完成水井洗井1307井次，比去年同期提高n.2%; 推行新方法洗井187井次，有效降低了作业风险和成本，提高了维护管理工作质 量和水平，为推行“一井一策”维护管理制度奠定了坚实基础。 四是积极开展投捞调配工作。注水项目部与开发部门展开密切配合，全面推 行了注水井投捞调配区块承包模式，在加强甲方管理力度的同时，积极强化服务 单位的责任意识、竞争意识和服务意识，有效提高了测调完成率和成功率。截止 10月底，全厂投捞调配措施成功319井次，较去年同期的222井次大幅增加97 井次。测试工作水平的提高，对精细小层配注、改善小层注采关系具有积极的促 进作用。 (4)多管齐下促增注，不断提升注水量 面对注水工作难度的不断加大，该厂注水相关部门以厂五届一次职代会精神 为指导，解放思想，开拓进取，严抓落实，积极开展了注水井增注工作，并取得 了一定成效。 一是积极开展酸液配方体系研究与应用工作。为延长水井酸化有效期，保证 作业增注效果，截止2010年10月底，该厂采用多氢酸体系酸化水井41井次， 措施后大排量敞注，尽快将酸液稀释并推向深层，深穿透处理地层，同时也减少 了近井地带二次沉淀的产生。多氢酸体系措施效果明显，成功率达到10006，作 业有效期由常规酸液体系的45天延长至5个月左右，累计增注16.2万方。 二是引进连续油管冲砂解堵工艺技术。该厂今年在跃328、跃443两口注入 效果不明显的水井上进行了连续油管冲砂试验，针对射开层段进行强力冲洗，冲 洗后注水量均达到预定配注要求。试验的成功开展，充分证明在连续油管冲砂作 业后，能解除射开层段堵塞问题，起到了良好的增注效果，具有较高的推广价值。 三是开展增压增注试验和现场推广应用，探索新型有效增注措施。2010年 该厂通过测定欠注井启动压力，同时根据井位和井站条件，因地制宜，分别进行 了计注一站、计注十四站、计注三站中浅层的整体增压、计配五站及联十一整体 增压和计注三站站的3301、3203与8231三口井的单井增压工作。增压现场应用 效果明显，计注一站、计注十四站中浅层增压后(注水泵压由24Mpa提升至 26一28Mpa)，增注见效井达12井次，平均每日累计增注150方;计注三站站单井 增压后，泵压保持在33一35Mpa，除8231井吸水效果不明显，3301井与3203井 基本能达到配注要求，截止10月31日，3301与3203井累计增注4700方:计 注三站、计配五站、联十一站整体增压后，以往注水效果不明显注水井均开始正 常吸水，因增压措施时间短，增注效果有待进一步观察。 (5)加强注水成本控制，开展低耗高效注水工作 精细管理的关键是成本控制，2010年注水相关部门按照五届一次职代会报 告中提出的关于成本管理的要求，牢固树立节约意识，在生产中落实成本管理制 度，减少成本支出。一是展开了水处理药剂替换室内试验和现场应用工作，在保 证水质持续稳定达标的基础上，将水处理药剂单方成本从2.17元降至1.51元。 二是落实把水井措施当成项目来抓的工作方法，制定水井措施时各相关部门逐井 分析讨论，采用实施效益否决制，初步形成了水井措施科学管理方式，杜绝无实 施效益的水井措施，在保证措施有效率的同时有效降低了措施作业费用。三是优 化设计，开源节流。通过降低酸化液量、减小规模等设计优化措施，目前对酸化 井二次酸洗处理时，成本比正常酸化降低约30一40%。在施工设备方面，部分井 试验用水泥车替代压裂车施工，也取得了较好的效果，车组费用下降50%以上。 “可控注水”理念的全面落实，将有效确保产量任务的顺利完成，实现朵斯 油田的全面、协调、可持续发展。该厂将认真贯彻这一先进理念，不断细化“可 控注水”理念的深度和内涵，并采取多种行之有效的措施，对“可控注水”进行 全面落实和验证，有效减少油藏的无效注水循环，逐步形成“按计划”采油的良 性开采模式，努力开创注水工作新局面! 6、生产经营方面 (1)开展成本动因分析，使成本发生的机理更为科学和明朗化 作为采油一厂生产经营的上游业务流程，长期以来，三大业务上发生的各种 费用帐目混乱，牵扯不清，各家成本的分配也是苦乐不均。为此，2010年该厂 通过努力，探寻出一条既满足油田开发高效率，又满足成本使用合理高效的科学 发展之路，即从开发上找到一种科学、高效的开发模式，同时在成本控制上找到 一种经济、合理的成本控制模式，两者相辅相成，利用有限成本更高效开发油气 田。 1)科学分析成本动因 成本动因亦称成本驱动因素，是指决定成本发生的重要活动或事项，它可以 是一个或多个事项、影响因素、活动或作业;在成本动因的实际分析中，一般需 要找到最重要的影响因素，即动因量作为成本分析的依据。在采油流程中，将产 液量作为动因量，注水流程中以注水量为动因量，集输流程以油气处理量作为动 因量，维护性井下作业费以生产井数为动因量;措施性井下作业以措施类别和井 数为动因量;而维护性井下作业以开井天数为动因量等。在实际应用中，通过分 析成本的构成及成本动因，从而消除成本信息失真的现象，通过确定合理的动因 量，对业务流程进行分析，尽可能消除每一个不增加价值的作业，减少无效动因， 从而重组业务流程，削减成本，获取利润。 2)合理建立动因模型 按照经济学上的短期生产成本理论，可以将成本分为固定成本a和变动成 本b*f(X)，二者之和为总成本Y，X为成本的动因量，有Y=a+b*f(X)的关系，其 中b为单位变动成本，上式即为成本动因模型。这种成本的划分和模型的相关性， 是立足于短期内经营、业务量也无显著变化的假设上的。原油生产具有固定成本 投入大，总成本与变动成本相关性强的特点，容易建立成本动因关系曲线。 在采油系统中，因全厂各个油藏的单井日产和含水差别较大，如果只考虑产 油量，则成本的分配对各单位有很大差别，与生产实际不相符，以产液量作为动 因量，相对更为合理。以全厂的采油系统的总成本和产液量作为函数变量，进行 动因曲线的绘制，从总体来看，采油系统固定成本约在1.2亿元以上，单位变动 成本为28.2元/吨左右。同理，在注水系统、集输系统建立相应的成本动因分析 模型，为下一步成本动因模型在预算编制、成本分解、成本控制、成本评价和成 本考核等各个环节的应用打下了良好基础，同时为成本流程的上下游环节提供了 核心原则和基本框架。 (2)建立可控成本体系，逐步完善各项业务规程 成本要得到合理的控制，就必须在预算编制、成本优化调整和成本执行上下 功夫，主要采用动因分析的结果来确定单耗标准，利用生产指标和单耗指标来编 制预算，在成本的执行上，发挥预算的协调控制作用，逐步建立生产流程各环节 的成本对标体系，通过纵向和横向对标，逐步实现对成本的有效控制，使考核的 结果落实到绩效考核上。同时，绩效考核的结果反过来也可增强职工对成本的敏 感度。 1)预算编制科学合理，切实发挥预算对成本的协调控制作用 成本的预算和分解主要是在成本动因分析的基础上，确定成本定额，利用定 额来编制成本的预算，同时在计划预算范围内，还可以进行成本的分解。无论是 成本的预算还是分解，主要方法都是通过选择合适的成本动因量，得到单位变动 成本，而固定成本+单位变动成本*动因量即为总成本。按照工作量编制预算费用， 通过严格执行预算，来实现预算对生产的控制作用。同时转变预算的方式，从生 产角度出发来进行预算，坚持用预算来控制生产，用预算管理成本，深化目前的 以“吨油、方水”为基础的成本核算体系，将经济理念引入到开发、经营的各个 环节，实现原油产量和成本控制的双赢局面。 2)成本的调整优化，力求总体效益最大化 成本的调整和优化是在油田公司下达的产量、预算的基础上，进行二次效益 规划，主要目的是在计划预算内调整资金投向，实现产量结构的优化调整，力争 在完成产量任务的同时成本控制，寻找产量的最佳实现途径，提高投资回报率， 达到开发总体效益的最大化。主要的做法是采用效益规划的方法，通过论证指标， 确定相对合理的开发方案，实现油田稳定发展。效益规划的具体步骤主要有两点， 一是利用开发指标体系来确定各指标之间的相互关系，根据计划处下达的总生产 任务，根据各个油藏的特点，合理调整产量成本的配置;二是利用开发成本定额 来确定成本，按照最优规划调整各项成本之间的关系，达到总体效益最优。例如， 如果新井产量很高，达到阶段生产目标，就应该适当减少措施井次，减少措施占 井时间，降低运行费用和措施成本。 3)以对标管理为抓手，不断提高精细化管理水平 精细成本管理从根本上来说，主要落实到三个方面:业务流程的优化、成本 的节约和投资的合理可控。在全厂的生产流程上，对标管理可以作为精细化管理 的主要抓手，通过对业务流程划分关键，控制节点，对关键节点设置对标指标， 有利于逐步提升流程的品质，有利于控制流程成本，提高企业管理水平，从而真 正实现产品和成本的协调，为企业精细化管理趟出一条新路。 通过设立相对科学合理的指标，将精细化管理落到实处。随着指标的提升， 由量变产生质变，使得精细化管理不断推向深入。 该厂己经初步建立6大类350多项指标，为实施对标考核创造了有利条件。 对标管理是转变发展方式，推进科学发展，实现精细管理的重要载体，抓住了对 标管理，就等于抓住了转变经济发展方式的“牛鼻子”。精细化管理是一个庞大 的系统工程，也是一个不断定标、达标的对标管理过程，是一个不断超越目标、 持续提高目标的过程。 4)推进节点成本管理法，增强成本管控作用 按照全员、全过程、全方位的精细管理理念，须做到成本的靠前管理和过程 管理，将成本费用的发生控制在前端和过程中，而不是事后笼统算账。为此采油 一厂从2010年开始，逐渐形成了一套完整的精细成本管理体系—节点成本管 理法，即依据成本动因分析的结果，不断梳理业务流程，划分关键节点，配备操 作成本，设立对标指标，落实绩效考核。通过控制节点的费用，来控制整个流程 的费用。 节点指标包括技术指标、成本指标、操作指标和安全指标等方面，通过控制 节点指标，明确相关专业部门的管理职责，建立控制流程，从而实现关键节点的 生产指标和生产成本可控。该方法将业务流程、节点控制、预算编制、对标指标 和考核指标融为一体，是精细成本管理在采油一厂的具体应用。节点成本管理法 主要的实施步骤有4项，分别是成本动因分析、划分关键节点、配备操作成本和 确定对标指标。 5)及时提出“可控成本”理念，为全厂控制成本指明方向 可控成本理念，就是总体上按照效益规划的方法进行调整，在流程上按照节 点成本管理进行对标管理，实现成本的可控。全面推行可控成本理念，有助于不 断优化业务流程，提升对标指标，从而为改善生产经营业绩指标，把控本增效贯 穿于生产经营的全过程，为实现“产量稳中有升，成本稳中有降”的总体发展目 标提供支撑。 可控成本的基本的含义是:加强经济活动分析，按照经济评价和效益评价的 要求，减少无效经济活动，产出一定要大于投入，投入一定要进行前评价分析， 引入成本竞价机制，挖掘成本控制的方向和目标。2010年上半年，在全厂的生 产成本极其紧张，而原油生产任务又很重的条件下，该厂在“可控注水、可控 采油”理念的基础上，提出了“可控成本”理念。该项理念的提出，有利于增强 职工的效益意识观念，为节约成本、减少浪费、控本增效提供指导。 马力宁副总经理在2010年n月9日油田公司预安排2011年生产任务视频 会上讲话中反复强调，要求各单位抓住“转变发展思路，走低碳、节能、降耗、 控制单位成本、控制工程项目投资、提高EVA增加值的发展方式，„„摒弃工作 量大、消耗大、单位成本不可控、刚性增加的发展方式，走出“干的多，亏的多” 的怪圈，努力实现生产成本的可控管理”，对可控成本做了进一步的阐述，为下 步加快践行“可控成本”理念指出了方向。 (3)开展单元成本核算和EVA评价，增强价值创造能力 油藏单元成本核算是确定单元费效比，对单元进行经济评价和效益评价的主 要手段之一，开展区块单元成本核算，以地质开发单元为主线、结合行政单元设 置核算单元，可以增强预算信息对决策的支持作用，从而将经营向生产过程延伸， 更好地反映生产过程中的成本变动情况，便于及时编制滚动预算，也便于及时划 拨各项费用，生产和经营真正联系在一起，达到牵一发而动全身的效果。2010 年在朵斯E31油藏开展单元成本核算试点，核算结果表明该油藏急需提高开发效 益，不能盲目投入。 从2010年开始中石油重点推行EVA绩效考核评价，主要目的是考察各个业 务流程的价值创造能力，按照企业有利润不一定有效益的理念，利用EVA绩效计 算方法可以对采油一厂以及杂斯库勒E31油藏进行单元成本核算和EVA考核。EVA 即经济增加值的简称，EVA是指企业税后净利润减去资本成本后的余额。初步的 计算表明，采油一厂和朵斯E31油藏的价值创造能力在逐年下降，随着油藏开 发进入中后期，油藏含水逐步上升，导致油藏总体上成本呈现刚性上升趋势，EVA 有逐步下降的趋势。为保持该厂的活力和创造力，急需转变思想观念，转变经济 发展方式，将采油厂从成本消耗单位转变为利润创效单位，形成了一种以价值创 造为核心的管理体系，从而真正激发管理层和职工群众的智慧，发挥积极性和主 动性，为石油上游行业的创效趟出一条新路。 精细化成本管理开展以来，全厂的吨油操作成本较2009年下降约4.810k， 1一9月份同期对比，在评价井数增加96口的情况下，效益一类井增加126井次， 井数比例和产量比例分别提高7.39%和5.160k，而边际效益和无效益井数比例和 产量比例分别下降4.66%和2.450/0，取得了一升一降的良好效果。 三、青海油田采油一厂实施精细化管理的原则与措施 (一)青海油田采油一厂实施精细化管理的原则 、效益扩展原则 精细化管理在青海油田采油一厂实施的如何，最终要由效益来检验。企业效 益包括两个方面，一是企业经济效益，二是企业社会效益。这里主要指的是企业 经济效益。一般而言，企业的目标应是追求经济效益最大化，即企业利润的最大 化，利润最大化是指企业的利润额在尽可能短的时间内达到最大。利润是企业所 创造价值的一部分，是企业的新增财富，它是企业继续生存与发展的必要条件。 “劳动产品超过维持劳动的费用而形成的剩余，以及社会生产基金和后备基金从 这种剩余中的形成和积累，过去和现在都是一切社会的、政治的和智力的继续发 展的基础”(《马克思恩格斯选集》.第3卷.人民出版社，1972，第233页)。精 细化管理的实施如不能产生良好的经济效益，也就毫无价值可言。 贯彻效益扩展原则，青海油田采油一厂充分调动发挥企业实力各个要素的潜 能，通过有机地整合，形成整体的力量，产生出最大的经济效益。首先，合理地、 有效地配置各种生产要素，通过充分利用各种资源，节约物化劳动和活劳动，提 高劳动生产率和工作效益，以力求最少的劳动耗费取得最大的经济效益。其次， 不断地进行技术创新，增加产品的技术含量或高附加值，从而提高企业经济效益; 技术创新是企业竞争的“制高点”，谁在竞争中夺取了“制高点气谁就可能占有 更多的市场，获得更多的效益。再次，加强生产经营活动各环节的管理，如生产 管理、产品质量管理、成本管理等等，通过管理来提高企业劳动生产率，从而提 高经济效益。 贯彻效益扩展原则，要求我们在追求经济效益的同时，还必须高度重视社会 效益。这是由于一个企业总是处在一定的社会环境之中的，它不可能脱离社会而 独立地存在、发展，因此，企业在追求利润最大化的过程中，还必须处理好企业 获利与企业的社会责任之间的关系。青海油田采油一厂把企业的社会效益和经济 效益放在同等位置，甚至更上，将企业社会效益的实现看成是企业经济效益实现 的前提条件，大力开展各类社会公益活动，以回报社会。 2、统一性原则 所谓统一性原则，这里包括两个方面的含义。一是指精细化管理各要素和企 业实力内部各个要素之间要有机地协调、统一;二是指精细化管理升与企业形象 塑造有要机地统一、结合起来。 首先，精细化管理在青海油田采油一厂要有机地协调、统一起来。精细化管 理的导入和实施是一项复杂的系统性工程，因此必须予以系统地把握。其一，精 细化管理理念要协同、统一，精细化管理理念要有效地贯彻、融入到全厂各种行 为活动和中去;具体行为活动要自觉地体现、贯彻精细管理理念。其二，全厂精 细化管理的总体实施和具体二级单位分别实施统一。精细化管理的实施方向应该 是统一的，要讲究整体效果和系列组合，因此，精细化管理的导入和实施要有统 一的原则、统一的主题、统一的格调、统一的实施策划，做到各个具体二级单位 精细管理一体化。其三，必须组织制定统一的精细化管理实施策略，协调该厂各 个部门的精细化管理活动，改变各个部门各自为政的局面，做到统一观念、统一 政策、全面规划、协调行动。 其次，企业实力内部各个要素要有机地协调、统一起来。企业生产经营活动 的各个方面是环环相扣、缺一不可的。因此，企业实力的各个要素也必须系统地、 统一地把握。其一，企业核心实力、企业基础性实力、企业一般实力要统一。要 在夯实企业基础性实力(如企业物质设备、机器设备、资金状况、人力资源等) 基础上，突出企业核心实力(如企业的创新能力、精神力等要素)，同时也不可偏 废一般性实力要素。其二，企业各个部门如决策部门、生产部门、销售部门、管 理部门、技术部门要协调、统一行动，要减少内耗，要形成集合力量，推动企业 实力的提升和企业的发展。 再次，要将精细化管理与实力提升有机地协调、统一起来。其一，精细化管 理与企业实力提升本身就是一个有机的整体，是企业活动的两个方面，二者本质 上是一致的。其二，在精细化管理实施过程中要贯彻实力提升原则，精细化管理 实施不能促进企业实力的提升，就毫无意义可言。贯彻实力提升原则，有助于精 细化管理实施不偏离方向，不致滑入搞形式、摆花架子的歧途。从根本上讲，精 细化管理的实施是为企业实力提升服务的。其三，在企业实力提升过程中要贯彻 精细化管理实施原则。这是由于精细化管理实施可以通过作用于企业实力的各个 要素而激活企业实力;同时，精细化管可以超越实力、制胜实力。 3、长期性原则 不管是精细化管理的实施，还是企业实力提升，都是一个长期的过程，因此 必须坚持长期性原则。 首先，实施精细化管理是一项持久性的战略目标，任何企业良好形象的建立 都是长期努力的结果。成功的企业在开展精细化管理活动时，总是着眼于未来， 不搞短期行为。 其次，企业实力的积累、提升也是一个渐进的、长期的过程，不可能一墩而 就。因此，一个企业必须在企业实力的基础性要素、核心要素上扎扎实实地下大 功夫，切不可投机取巧。贯彻长期性原则，就要求不管是精细化管理的实施，还 是实力提升，都必须正确处理好企业的长远利益与短期利益的关系，同时，还要 处理好精细化管理与企业实力之间的久暂关系。 (二)开展精细化管理的具体做法 1、制定工作目标 (1)强化基础工作 围绕健全规章制度、优化业务流程、统一工作标准、加强信息管理、加大硬 件投入、规范基础资料、强化人员培训等方面，制定推进基础建设工程的具体工 作内容和工作措施，全面提升基础管理工作水平。 (2)细化管理单元 把管理对象逐级分解，细化到最小工作单元。在公司层面，分解细化到单位、 部门和项目组;在所属单位层面，分解细化到站队;在基层站队层面，分解细化 到班组和个人。 (3)量化管理目标 以跟踪写实为主要依据，将储量、产量、投资、成本、效益、质量安全环保 等战略目标和业绩指标细化分解落实到具体管理单元，通过建标、对标、提标管 理，不断改进和提升管理标准。 (4)打造标准模式 适应企业生产经营需要，摸索建立统一、规范的勘探、开发、生产、经营等 标准管理模式，并结合形势发展变化进行创新和升级，提高管理效率和效益。 (5)实施综合评价 从成本投入、技术分析等全要素层面入手，对各基本管理单元进行综合经济 效益和综合管理效率考核评价，采取PDCA循环工作法，持续改进提高管理水平。 2、具体管理目标 (1)培育全员精细管理理念，养成精细运作的良好习惯 通过精细管理年活动的开展，培育全体干部职工树立精细管理意识，养成精 细管理(操作)的习惯，使全体员工均能够立足本职岗位，从自身出发，用更高 的标准来要求自己，在工作中认真对待每一件“小事”，用高度的责任心、敬业 精神和严谨求实的态度把各项工作做到细致入微、踏踏实实。 (2)强化专业业务管理水平，打造精细高效的专业业务管理平台 针对该厂各专业业务管理，通过开展单项业务精细化管理活动，由业务主控 部门牵头，业务涉及的其他部门共同协助参与，针对该专业业务管理进一步细化 管理单元、量化考核指标，努力实施全方位整体优化、全要素经济评价、全过程 系统控制。开展精细油藏管理、精细项目管理、精细成本管理、精细设备管理等 精细化专业管理活动，将精细管理贯穿于投资、成本、生产、采购、销售等各个 环节，优化管理流程，细化过程控制，转变发展方式，打造精细高效的专业业务 管理平台。 (3)管理整体升级，构建科学规范的全系统管理模型 以对标管理为抓手，学习“三全”管理模式，逐步在全厂建立以产量、成本、 效益、质量、安全为核心的全员、全过程、全方位的管理体系。变单一的业务职 能管理为全面的系统管理，充分考虑系统目标、系统组织、系统效率、节点控制， 实施全面系统管理，建立“油田开发管理系统、生产运行管理系统、经营管理系 统、储运管理系统、安全环保节能管理系统”五大系统管理模型，提高全厂管理 运行效率。 (三)开展精细化管理的具体步骤 、宣传动员阶段 做好全员教育，深刻领会精细管理的重要意义。要通过职工大会、专题学习、 宣传教育、稿件、板报、主题讨论等多种手段，对精细管理的相关要求和部署进 行广泛宣传，要使精细管理理念入脑入心。积极引导广大干部职工转变观念，“不 等、不靠、不要”，立足岗位，从我做起，从身边的一点一滴做起，针对每一项 工作做精做细，培育本厂自己的精细管理文化，营造精细管理氛围，以精益求精 的态度和对细节的高度关注，把大事做精，把小事做细，以精细求创新，以精细 求发展。 2、筹划部署阶段 领会精细管理的本质要求和实质要件，结合本油田和本单位实际，认真查找 管理漏洞，对比先进寻找差距，分析原因，深挖管理潜力，理清精细管理的思路， 明确精细管理的目标和重点，找准精细管理的方法手段，制定出切实可行的各部 〔〕精细管理实施方案，方案要有总体目标和要求，有方法步骤，有控制进度，有 相关负责人和考核标准。 3、实施阶段 按照活动方案组织精细管理活动的开展，要通过系统化的思考，细化的标准、 量化的指标、优化的流程，实现管理的科学化、规范化，做到管理无盲区、管理 无断点、管理无漏洞，使本厂的每一个组成要素都在科学、规范、高效的轨道上 运行。要做好组织和实施过程管理，做好记录，做好分析，开展阶段性效果评价。 4、总结评优阶段 对本单位开展精细管理的情况进行总结，对全厂开展精细管理活动的情况进 行综合分析评价。 四、青海油田采油一厂实施精细化管理的效果评价与优化 (一)年度生产目标顺利实现 1、生产运行高效快捷 把严格的生产组织运行管理贯穿于生产管理的全过程，合理地编制和安排生 产建设计划，集中精力抓好月度计划和周计划的执行落实。制定实施了《新井投 产组织管理办法》及《作业井措施后管理办法》，提高了工作效率。2010年共实 施油水井作业1094井次。其中，油井作业759井次，水井作业335井次，措施 有效率达到82.4%，同比提高了1.9%。 2、单井管理再上水平 建立了2个单井工程管理试验区，在油砂山油田推行间采制度，创新实施“单 井精细分析法”、“三点一线管理法”等切实有效的管理方式，取得实际效果，油 水井管理水平得到提升。全年老井产量达到90.14万吨，全厂平均单井日产量 4.63吨。泵效达到49.7%，同比提高1.40k;检泵周期达到660天，同比延长50 天;油水井免修期达到750天，同比延长163天。 3、产能建设狠抓快上 克服产能建设启动滞后、钻机不足等不利因素，以强化管理为手段，有序推 进产能建设，努力减少钻井对注水量的影响。产能建设完成14.7万吨，完钻156 口，水平井4口，产能建设到位率达到81.70k，贡献率达到37.80/0，万吨产能投 资3323万元，全年新投井平均单井日产5.24吨。 (二)油田注水得到持续加强 1、“可控注水”有效实施 全方位开展水质监测，定期进行水质通报，全厂各个区块水质全面达标;实 施药剂配方优化，药剂成本和污泥量明显降低;对跃进H号油田和朵斯油田污 水进行统一处理，日增污水处理量2037方。每月进行一次配注量调整，提高了 注水有效性。推行承包机制，投捞调配成功率同比提高26.50k。严抓月度考核， 注水符合率达到90%。 2、系统管理日渐成熟 按照“全方位、全要素、全过程”精细管理思路，把注水管理作为一个涉及 水质处理、水井维护、水井措施、注水运行为一体的管理系统，进行优化和整合。 将注水工作分为4个模块52个节点进行管理，建立并实施了可控注水系统管理 模式。 3、增压注水效果明显 针对朵斯油田H号断层附近35口注水井长期注不进的问题，在计注三站敷 设了6OMPa注水管线，开展单井高压增注试验，其中2口井在井口压力32MPa条 件下达到配注要求;在计注一站、计注十四站、计注五站、计注十一站开展了区 块整体增压注水试验，注水压力从24MPa提升到28MPa。朵斯油田欠注井由年初 的60口减少到现在的41口。 4、水井治理有序实施 对无法进行正常注水的20口井全面进行大修。完成分注21井次、换封73 井次、层调7井次、冲砂17井次、转注28口，累计增注14万方。在朵斯E32油 藏转注灰4井，在砂西N1一N21油藏转注SX中一19井，拉开了E32油藏和砂 西N1一N21油藏下盘注水开发的序幕。全厂水井分注合格率达到63.6?0，同比增 长4.4个百分点，层段注水合格率达到76%，同比提高15.8%。 (三)油田稳产基础持续巩固 1、油田开发管理更加精细 在朵斯E31油藏的管理上细化管理单元，配注对象由小层向砂体转变，完 善砂体上的注采井网，提高多向受效井的连通比例。针对剩余油富集区，精细开 展水井区块整体调驱和小层周期注水，扩大了注入水波及体积，提高了驱油效率。 精细二次解释，新发现了V工I工油组和IX油组，对应油井补孔后，初期自喷日产 油超过30吨，老区挖潜取得新认识。精细编制了《朵斯油田近期稳产方案》、《朵 斯油田中期补注水方案》等5个中长期规划、方案，为百万吨以上长期稳产明确 了方向。 2、油田开发指标得到明显改善 全厂自然递减率为巧.630k，同比降低了4.34%;综合递减率为n.O50k，同 比降低了6.09%;含水上升率一0.04%，同比降低了1.820h。朵斯E31油藏地层压 力为32.SMPa，压力保持稳定，自然递减率为12.28%，综合递减率为10.630k， 含水上升率0.82%。朵斯Nl一N21油藏地层压力从巧.35MPa上升到巧.86MPa， 自然递减率为17.5706，综合递减率为10.5406，含水上升率0.460/0。油砂山油田 自然递减率2.160/0，综合递减率0.7806，含水上升率一n.9206。 (四)科技攻关取得丰硕成果 集成地质、工程、自动化、基础建设等不同专业、不同学科的优势，大力推 进科技攻关，为持续稳产提供了有力的技术支撑。 1、注水技术创新成效显著 开展了机械分层注水加化学调剖先导试验、注水井智能测调技术攻关试验、 多氢酸酸化工艺优化实验，均取得明显效果。调剖调驱实施57井次，对应一线 油井累计增油20876吨，降水34238方。该项技术己经可以满足在线注入、大规 模处理和油水井封堵的需要。 2、采油技术攻关亮点突出 建立和推广了“油井沉没度应用分析系统”，开展了增产措施工艺个性化设 计。东得1井控缝高压裂施工取得成功。在油砂山油田开展了虹吸尾管采油技术 试验和新井不动管柱酸化解堵试验，增产效果明显。优化堵水工艺，完成堵水 14井次，累计增油7125吨，降水19097方。 3、数字化油田建设步伐加快 启动了“三级实时监控”网络建设，完成了杂斯油田骨干网一期工程，自主 开发了“场站无纸化办公系统”，开展了油水井井口参数远传试验。示功图求产 取得进步，覆盖率在主力油田达到84.10/0以上，平均计量误差控制在10%以内， 同比下降6个百分点。 4、科研工作取得丰硕成 共立科研项目14项，其中省级科研项目1项，局级科研项目2项。取得新 油气层发现成果1项，软件开发成果2项。防冻防震压力表集成装置、水井全自 动配水器、抽油机载荷传感一体化装置、自定位滚轮式抽油杆扶正器等4项技术 已申报专利。 (五)经营管理水平稳步提升 1、精细管理年活动展现特色 创办了精细管理简报和精细管理专题网站，开展广泛宣传动员，定期进行经 验交流。取得了“可控注水，可控采油”、“精细注水系统管理”、“单井工程管理”、 “油井沉没度管理法”、“工程材料管理责任项目化”、“液化气竞价销售”、“成本 动因分析”等23项管理成果。优化了结算环节，工程结算质量明显提高。 2、生产成本得到有效控制 推行两级成本控制体系，依托成本动因分析，明确成本控制责任，在材料费、 油田维护费、油水井维护费等方面实现较好控制。持续完善“吨油、方水”成本 核算方式和“人均采油量”、“人均利润率”绩效考核方式。加强措施效益评价， 改善措施结构，有效控制油水井措施费用。深挖注水系统、举升系统、集输系统、 供电系统节能潜力，缓解产液量增加与能耗控制的矛盾。节电356.17万千瓦时， 减少自耗气347万立方米，全年累计节能5001.42吨标煤。通过有效控制，使操 作成本控制在公司指标以内。 3、ERp系统成功上线 按照油田公司ERP上线总体要求，在油田公司ERP项目部指导下，以业务部 门为主导，信息化部门全面协助，认真抓好数据收集、权限收集、人员培训等前 期工作，强化运行期间的日常维护。实现了财务管理、项目管理、物资管理、设 备管理、销售管理ERP系统成功上线，按期保障了财务模块单轨运行。