三超前管理方法在措施接替工作中的应用Word下载.docx
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由递减造成的损失油量，吨
而措施增油量取决于措施工作量、单井增油量、措施成功率和有效期，公式：
Q增=（N*P）*（q*T）
其中：
N——措施工作量，井次
P——措施成功率，%
q——单井措施日增油量，吨/日
T——单井措施有效期，天数
四个因素中，在措施工作量相同的情况下，措施成功率、单井措施日增油量、措施有效期三项因素对措施增油量有较大影响，是我们着重研究解决的问题。
2、管理模型
为使采油厂产量能够平稳运行，需要对产量运行和措施接替量进行超前控制和超前实施。
为确保有超前的措施接替工作量和提高措施有效率，需要超前分析和制定单井措施，做好精细和优化措施储备。
因此，在生产运行中我们建立了措施接替“三超前”管理模式
超前分析：
开展精细油藏描述及剩余油定量研究，深化储层及剩余油分布规律认识，为措施挖潜提供有利方向。
开展单井潜力分析，结合各种资料，将每口井钻遇小层按潜力大小划分出等级。
超前分析是措施接替工作的首要。
超前制定：
在油藏管理上推行目标化管理，对不达标和变差单元在超前分析的基础上，超前制定注采调整和油井措施工作量。
在作好单井潜力分析的基础上，将潜力较大第一类层，和工艺所结合，超前制定出下步措施实施具体方案，作为措施接替工作量储备起来。
超前制定是措施接替的关键。
超前控制：
为使产量平稳运行，在超前分析和超前制定的基础上，要超前安排和实施接替工作量，防止产量出现滑坡。
对实施后的措施工作量，在作好开井及资料的录取的基础上，及时分析对比效果，对不正常井进入下一个轮次的超前分析、超前制定和超前控制管理模式之中。
三、“三超前管理法”的特点
以保证原油生产平稳运行为根本，以超前管理法为手段，以提高措施成功率、延长有效期为目的，将措施接替工作推上一个新台阶，具有以下几方面特点：
1、超前性：
形成了产量运行工作新的、较为科学的运行机制，使产量运行能够超前控制，增产措施和单元潜力能够超前分析、制定。
2、系统性：
将围绕产量管理的各部门紧密结合起来，形成了生产调度、地质所、工艺所、采油矿多部门协同的机制。
3、层次性：
在油藏管理上采取“分层次管理”：
在潜力分析上，所、矿、队分别承担单井、井区潜力分析和单元剩余油分布研究；
在措施制定实施上，采油矿提出方案，采油厂（两所）指导把关，采油队执行实施。
4、程序性：
形成了旬度、月度分析制度，规范了措施制定、审核技术规则，明确了接替工作量安排计划，使各部门在工作中职责明确，有条不紊。
5、优化和效益性：
对每口措施井由地质所、工艺所、采油矿三家共同结合，将地面、井筒、地下各方面因素综合考虑，确定最优化的方案，产生最大效益。
6、创新性：
在油藏经营和生产运行工作中，建立了和以往不同的管理方法和机制，具有一定的创新。
四、“三超前管理法”的对策和实施
㈠、保障措施
1、成立组织机构
为强化措施接替工作，采油厂成立了措施项目组，主要包括3个层次：
措施审批层：
主要由采油厂和各三级领导组成
措施制定层：
由各采油矿、地质所、工艺所有关岗位技术人员组成。
措施执行层：
由采油队技术员、作业监督员组成。
2、建立措施运行制度
⑴、措施制定结合制度：
每旬8-9号，组织两所和四个采油矿油藏人员进行措施结合讨论，编制油水井单井地质、工艺方案及经济效益预测。
⑵、措施汇报审批制度：
每旬11-12号，组织旬度措施工作量给项目经理和老总汇报，待审批后方可安排实施。
⑶、措施跟踪评价制度：
包括每旬逢5对上旬措施增油效果的初步分析；
每月中旬对上月措施效果跟踪评价，重点是措施不成功井分析讨论，制定整改意见
3、开展双向交流培训
在实施超前管理中，针对油藏系统采油矿、队技术人员技术素质需要进一步提高的情况，开展了双向交流技术培训。
地质所和工艺所主要技术岗位人员，到采油矿矿挂职工程站副站长，在日常工作中，对矿技术人员进行指导，同时学习现场管理方面的知识。
采油矿定期选出工程站和采油队技术员，到地质所和工艺所上岗，并定时换岗位，参加不同岗位工作，学习油藏研究、油田开发、采油新工艺等方面知识。
通过实行双向技术交流培训，使油藏系统技术人员的素质进一步提高，为实施超前管理工作奠定了基础。
4、建立激励机制
为充分调动油藏管理人员工作的积极性，提高措施成功率和经济效益，对高效措施井制定了奖励办法。
高效措施井奖励办法
分项
第一档
第二档
第三档
日增油水平（吨）
单井奖励
（元）
单井奖励（元）
下电泵
20以内
500
20-40
1000
40以上
2000
水转油
10以内
10-20
20以上
补孔
5以内
5-10
10以上
防砂
堵炮眼
改层
㈡、实施过程
1、以“两会”为指挥中心，作好开发生产各项工作
⑴、以生产旬度运行会为“前线”，以产量运行和措施接替安排为重点
建立生产运行旬度会制度：
为了组织安排、协调好重点治理单元油水井工作量和措施接替工作量的一体化实施，确保原油生产平稳运行以及单元目标化管理，建立了生产旬度运行会制度。
每旬由生产运行管理委员会组织地质、工艺、采油矿对产量运行情况进行对比分析，对措施接替和单元治理工作量作好检查，并确定出下旬措施接替和重点治理单元工作量。
为规范运行管理，特颁布实施了《胜利采油厂开发运行质量标准》，保证工作量的顺利实施。
完善了旬度会工作模式：
对产量分析、措施接替检查和跟踪评价、产能接替工作量安排及安排评价等进行了明确。
超前确定旬度接替产能：
由于在生产过程中制约生产有很多的因素，这些因素导致了原油生产出现不平稳，因此，需要作好超前控制工作。
为了超前控制原油生产能够正常运行，科学地确定接替产能尤为重要。
为此，我们统计多年来生产运行规律，确定了旬度接替产能预测方法：
超前安排接替工作量：
根据产量运行曲线和趋势，依据产能接替指导方法，结合单元达标情况，将超前制定的接替措施和单元达标工作量安排到旬度工作计划中，严格按计划实施。
针对工作量较多的情况，我们在安排工作量的时候，按照措施增产幅度、施工难易度、风险性对工作量进行了优化安排：
分类
方案评估
安排顺序
增产幅度
施工难度
风险性
第一类
大
小
优先安排
第二类
较小
靠后安排
第三类
最后安排
全年共安排产能接替工作量816井次，实际实施735井次，措施增油30.08万吨，措施前后对比，日产液由35189.7吨上升到55893.7吨，日产油由1577吨4666.7吨，日增能力3089.7吨，平均单井日增能力4.2吨，综合含水由95.5%下降到91.7%下降了3.8%，取得了较好的效果。
⑵、以开发月度分析会为“指挥部”，以自然递减分因素、单元目标化分析为重点
全年共编制实施了19个单元（井区）的注采调整方案，完成工作量327口，覆盖地质储量2.77亿吨，调整后日油水平比调前增加152.3吨，含水比调前下降0.5%，单元注采对应率由70.6%上升到74.2%。
2、开展精细油藏描述及剩余油定量研究，深化储层及剩余油分布规律认识
储层非均质定量描述：
非线性映射法求取储层非均质综合指数，克服了单因素非均质参数确定权重的主观因素，避免了只重局部，忽视全局的不足，实现了对储层非均质的定量刻划。
剩余油定量描述：
在对剩余油影响单因素评价的基础上，根据模糊数学原理，考虑各影响剩余油分布的因素，建立了剩余油定量描述的二级综合评判方法，实现了对剩余油的定量描述。
胜利采油厂截止目前，已描述的开发单元有26个，地质储量32826×
104t，约占总储量的81.1%，其中已描述的整装油藏19个，地质储量28334×
104t，断块油藏7个，地质储量4492×
104t；
正描述的单元有1个，即二区沙一整装油藏，其地质储量为1813×
104t。
通过描述和研究，得出以下几点认识和结论：
1、储层新认识——河流相储层厚油层细分韵律后，砂体分布更为零散。
三角洲相厚油层细分韵律后，各韵律层的展布形态也发生了较大变化。
2、储层非均质性强，开发过程中干扰严重
3、剩余油分布认识——在含水和采出程度均很高的情况下，平面和纵向上仍然存在含水较低的潜力储量。
如坨七断块研究结果：
⑴、断层附近高部位剩余油富集。
⑵、非主流线区储量动用程度低。
不同流线部位潜力分布情况表
⑶、河流及三角洲平原沉积的二、三类砂体储量动用差，剩余油富集
河流相沉积为主的正韵律油层层内水淹差别明显，油层顶部水淹程度低，底部水淹严重；
三角洲前缘沉积为主的反韵律油层层内水淹差别较小，层内低渗透韵律段水淹程度相对较低。
如坨七断块测井解释：
以上认识和结论，为我们指出了平面、层间、层内措施挖潜的方向。
3、完善单元目标化管理，实现对单元开发的全方位监控
⑴、为了切实搞好单元的目标化管理，采油厂建立了多学科、多部门油藏管理的统一组织——“开发技术管理委员会”。
该委员会由主管技术的副厂长任主任，地质、工艺老总任付主任，成员由地质所、工艺所、注采科、计划科、集输科、科技办以及采油矿的主要技术骨干组成。
其主要任务是全面系统的对油藏经营进行管理，每月定期的对采油厂重大的油藏经营管理总是进行统一研究部署，如重点调整方案，大型工艺措施、地面改造方案，实现了油藏集约化组织管理。
⑵、根据全厂开发总体目标的要求和各个单元开发中的重点和难点问题以及油藏特点，合理制定单元目标:
a、以油藏开发单元为目标化管理的基本单位，分单元目标必须确保采油厂总目标的实现。
b、体现不同类型的单元差异性。
c、注水砂岩油藏水驱规律及油田开采统计规律为测算基础。
⑶、根据以上原则，将采油厂58个开发单元按油藏沉积特点细分为四类，并制定了不同的控制目标和治理技术对策：
单元目标化管理技术对策表
单元主要特征
单元个数
主要技术对策
河流相或浊流相沉积为主的上油组主力单元
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通过堵水调剖、加大调配工作力度，强化潜力韵律砂体注水，低效电泵治理等措施有效调整该类单元的注水产液结构
上油组非主力层为主的开发单元
11
通过钻补充完善井、油井转注、水井增注等措施，提高注采井数比，提高注采对应率和水驱控制程度，增加可采储量
三角洲前缘相沉积大厚油层为主的主力单元
16
通过转注、水井增注、大泵提液等措施强注强采，提高注入倍数，强化潜力韵律砂体（层）的注水
第四类
胶结疏松、出砂严重的东营组及近期投入开发的沙三、沙四段复杂断块或岩性油藏
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东营组以钻补充完善新井、防砂治砂开停产井为主，提高储量动用程度，沙三、沙四段油藏强化油井转注工作，提高水驱控制程度，增强稳产基础
⑷、建立单元目标化管理网上平台，实现对单元开发的全方位监控
该平台整合了全厂分单元油藏开发规划指标、日度运行指标、月度考核体系、单元调整意见、调整效果跟踪等多个模块，通过此平台，采油厂油藏管理人员可随时掌握每个单元的日度、旬度、月度开发形势，指导、监督采油矿制订不达标单元及变差单元的下步调整意见，并通过此平台监控工作量运行情况，跟踪单元治理效果，从而实现对单元开发的全方位监控。
通过组织实施单元的目标化管理，基本实现了超前预测、跟踪治理、超前控制、平稳运行。
具体表现在：
A、多数单元开发形势好转、实现了分年度目标
全厂有26个单元稳升，12个单元递减明显减缓，有31个单元实现含水不上升，29个单元压力明显回升，8个单元水驱采收率明显提高。
B、油田开发指标趋好，实现了产量平稳运行
日产液水平由2004年的13.29万吨下降为2005年的13.14万吨。
含水由94.26%下降为目前的94.12%。
日产油水平基本在按计划运行。
C、油田水驱效果得到改善
注采对应率由73.5%提高到76%。
水驱控制储量由91.52%提高到92.75%。
增加可采储量203万吨。
4、实施油藏分层次管理，广泛开展以单井潜力分析为载体的措施挖潜活动
开展单井潜力分析活动的目标是：
以单井潜力分析为手段，通过强化各项资料的综合充分运用和深化油藏技术分析提高对油藏的进一步认识，提高措施成功率和油藏开发效益，确保产量的平稳运行，同时达到进一步提高技术人员的分析水平和人才培养的目的。
因此在油藏管理中，以单井潜力分析活动为载体建立了分级管理体系，即地质所、采油矿、采油小队三级管理。
采油队技术管理层，重点负责一性资料的采集、单井日度生产变化分析、井组对策措施制定，并把重点变化情况及时反馈到采油矿；
采油矿单元管理层，重点负责日度单元指标变化状况分析，做到及时监控；
地质所技术管理层，重点负责油田开发调整原则及对策制定，负责月、季、年度油田开发形势分析及单元旬度指标跟踪分析、措施制定和效果评价。
在措施接替超前分析工作中，制定了措施挖潜“分层次管理”机制：
即采油队负责单井潜力分析、采油矿负责井区潜力分析、地质所负责单元剩余油分布研究工作。
在开展单井潜力分析活动中，我们严格分析制度，规范分析标准，统一资料台帐。
2005年共对1451口单井进行了分析，并对部分潜力较大的井安排了实施，取得了较好效果：
单井潜力分析结果汇总表
计划井数
目前实际完成井数
潜力分析结果统计
潜力分级情况统计
无潜力井数
有潜力井数
1级潜力井层数
2级潜力井层数
3级潜力井层数
1层
2-4层
5层以上
1476
1451
334
240
560
337
604
1512
2305
实施效果统计表
实施井数
实施层数
措施前
措施后
有效井数
液量
油量
含水
48
78
1875.7
71.4
382.7
2390.2
236.1
357.1
33
5、规范措施制定标准和工作程序，优化措施方案，提高措施成功率和延长有效期
主要由地质、工艺和采油矿部门负责，在对单井、井区、单元超前分析的基础上，以措施效益最大化为目的，超前制定优化措施方案。
⑴、措施制定标准化
随着油田采出程度、综合含水的不断升高，剩余油分布日趋复杂，以及特高含水开发期精细挖潜的需要，每年都需要一定数量的老井措施，来弥补老区产量递减，保持油田开发的平稳运行。
为了保证措施井的生产效果，必须规范措施制定和汇报内容，统一技术标准。
⑵、运用决策技术，确定优化方案
由于地下开采状况日益复杂，剩余油分布更加零散，地层和井筒介质条件越来越恶化，这就使制定措施方案具有和大的风险性。
因此，在讨论措施过程中，地质和工艺紧密结合，对每口井措施制定采取风险决策技术，确定最佳施工方案。
⑶、措施运行程序化
随着我厂实行油藏分级管理开展，在新的技术管理体系实施后，措施接替工作程序发生了变化，为保证措施制定、审核、审批的严密性、条理性，对措施制定和审批工作程序进行了修改完善，以使各单位和各部门都能明确职责和掌握措施接替工作程序。
措施项目工作程序图
6、强化新工艺技术使用，加大疑难井挖潜力度
经过长期注水开发，油井地层和井筒状况发生了变化，油层高含水、出砂，井筒射孔频繁，套损井增多等因素，严重影响了措施挖潜和实施，这就要求我们必须运用新工艺、新技术，为措施挖潜和提高措施成功率，提供更有利的保障。
⑴、推广使用大排量螺杆泵
2005年来共推广使用大排量螺杆泵38口，同时进行了四个方面的工艺改进，取得了良好的节能增油效果。
平均单井日耗电量下降71Kwh，平均提液单耗下降1.49Kwh/t，
平均系统效率提高19.1%。
大排量螺杆泵效果统计表
⑵、推广成熟的饱和度测井技术，寻找潜力油层
引进使用硼中子寿命测井、PND测井等饱和度测井技术，对190口含水大于97%的油井进行监测，发现潜力层168个。
⑶、采用化学封堵炮眼工艺挖掘正韵律油层顶部潜力和解决难卡封问题
顶部有潜力的大厚油层、层间夹层薄无法卡封井——采用超细水泥封堵炮眼后重新射开顶部潜力段生产
高含水层上部套管损坏无法卡封井——采用不钻塞炮眼封堵工艺封堵高含水层
2005年共实施堵炮眼挖潜措施15口，成功率达到92%，初增产能41.3吨。
⑷、开展油井选择性堵水试验挖掘高含水井潜力
高含水井主要是由于注入水沿底部高渗透层指进造成的，对于这类型井我们采用弱+中+强组合段塞YG堵剂进行封堵。
现场试验24口井，有效18口井，有效率75%，初期日增油56吨，累计增油3493吨，为高含水油井挖潜进行了有益的探索。
⑸、套损井治理配套技术
一是使用多种井况监测技术，准确描述套损状况
二是形成针对不同类型套损井的治理模式
近2年全厂共治理套损井113口，成功101口，成功率达到89.4%。
其中恢复油井44口，恢复控制储量301万吨，累计增油77112吨；
恢复水井54口，恢复水驱储量327万吨，累计增加注水216万立方米。
7、全方位对措施作业质量进行监督，确保作业施工达设计目的
针对作业系统已从分离，采油厂专门成立了作业监督系统。
对于每口作业井监督人员都进行全方位质量监督，对照设计认真填写作业质量监督卡，详细记录作业施工工序，更换工具的型号、质量、新旧等情况。
对作业过程中出现的新情况及时向主管部门汇报，使我们能根据新的资料进一步完善施工设计。
对少数不按设计施工或施工质量达不到要求的井，责令施工队伍按设计施工或返工，这就确保了施工质量，提高了措施井作业成功率。
8、制定措施后开井及日常调整管理，充分延长措施井有效期
措施作业后开井和日常维护工作，直接关系到措施井的有效期，为最大限度的延长油井措施后生产时间，对措施后油井在管理上做了以下工作：
⑴、针对新下电泵井、防砂井、油稠井等严格执行有关的开井技术规范进行操作，一次开井成功。
⑵、对油井工况进行分析和调整，使之在经济运行区运行。
⑶、按照《油井资料录取规定》，及时、准确录取措施井各项生产数据，分析油井是否正常工作。
⑷、及时进行措施井注采分析，调整注采关系，充分发挥油层潜能。
五、效果评价
1、社会效益
⑴、“三超前”管理法是我们在新的生产经营形势下，探索出的新的、较科学和先进的管理方法，从而使我们生产运行工作上了一个新水平。
⑵、在油藏管理中建立了分级、分层次管理模式，在措施挖潜、单元目标化管理工作上取得了较好效果。
⑶、通过实施“三超前”管理，超计划完成了措施增油，实施了产能接替的超前运作，实现了产量平稳运行。
2005年措施增油实际完成30.8万吨，超出计划11.8万吨。
措施增油量曲线
2005年接替产能原计划为120吨/月，通过“三超前”管理，实际平均产能接替水平达到153吨/月。
产能接替运行曲线
2、直接经济效益
⑴、05年措施有效率为73.1%，比04年72.3%高出0.8%，按05年措施总井次735井次折算，有效井次增加735×
0.8%=6井次，按05年平均单井增油409吨折算：
增产原油409吨/井次×
6井次=2454吨
⑵、按05年平均单井措施费用15万元折算，减少不成功井作业投入：
15万元/井次×
6井次=90万元
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