技术部石油开发中心低品位油藏开发质量管理体系概要Word文件下载.docx
《技术部石油开发中心低品位油藏开发质量管理体系概要Word文件下载.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《技术部石油开发中心低品位油藏开发质量管理体系概要Word文件下载.docx（24页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
石油开发中心科技人员经过多年的探索，创建了石油开发中心低品位稠油油藏开发配套质量管理体系，主要从三个方面着手，即地质、工艺设计管理、现场实施环节质量管理、组织保障系统管理，力争从这三个方面加强管理，控制措施成本，提高措施有效率。
（一）、系统现状分析
1、石油开发中心低品位稠油油藏概况
2004年至目前，中心完成九个热采稠油区块的产能建设，占中心落实储量的35.8%，九个区块累建产能61.1×
104t。
自开发中心2003年成立至今，中心累计产油269.42×
104t，连续九年实现了产量递增发展。
截止目前，中心共有热采井416口，开井310口，平均单井4.2个周期，累计注汽265.7×
104t，累计产油224.1×
104t，累计油汽比0.87t/t，取得了较好的热采开发效果。
2011年12月中心热采单元日液水平4850.8t/d，日油水平1354.4t/d，综合含水71.7%，平均单井日液15.7t/d，平均单井日油4.4t/d，采油速度1.23%，采出程度6.27%，目前热采产量占中心总产量的1/2。
2、石油开发中心稠油油藏特点及开发难点
石油开发中心低品位稠油油藏涵盖特稠油、超稠油和特超稠油，其油藏的难动用因素涉及多个方面，且多种因素相互交织，共同影响，总体上主要集中在以下几个方面：
一是原油粘度高、流动性差，产能突破难度大。
石油开发中心的稠油原油密度在0.98～1.09g/cm3，原油粘度基本都大于5×
104mPa.s，特超稠油油藏油层温度下脱气原油粘度大于20×
104mPa·
s，最高100×
s。
沥青质含量大于14%，最高20%；
胶质含量大于45%，原油流变特性转换温度在95～105℃，常规蒸汽吞吐工艺无法突破产能关。
二是油层埋藏深、厚度薄，提高注汽质量的难度大。
石油开发中心的稠油油藏埋深一般都超过1000m，油层厚度一般4～15m。
随着埋深增加和油层变薄，注汽压力升高，井筒、地层热损失增大。
与国内辽河油田曙光、欢喜岭稠油油田相比，胜利油区特超稠油热采井蒸汽吞吐总的热损失增加2～3倍以上。
郑411沙三段、坨826块沙三上等特超稠油油藏埋深超过了1400m，在常规蒸汽吞吐工艺条件下，注汽压力高，井底干度低，直接影响蒸汽热波及体积，造成蒸汽吞吐效果变差。
三是储层多重敏感性，且敏感性较强，易发生油层伤害，注采过程油层保护难度大。
石油开发中心稠油油藏储层泥质含量一般在6～20%，粘土矿物以高岭石（36～60％）、伊-蒙间层（22～66％）、绿泥石（10～14％）为主，存在强速敏、中等水敏、中等盐敏、中等碱敏、中～强酸敏，常规注采工艺极易造成储层伤害，致使注汽压力高、注汽质量差。
四是油层胶结疏松，岩性细，防砂工艺的技术难度大。
石油开发中心的稠油油藏普遍胶结疏松，出砂严重。
尤其草104东区和草109等区块，岩性主要以粉细砂岩为主，平均粒度中值0.12mm，泥质胶结，胶结类型以点接触式为主，结构疏松。
前期的试油试采表明，该类油藏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。
五是隔层薄，油水关系复杂，控水稳油的难度大。
石油开发中心的稠油油藏大多具有较强的边底水。
而且，70%以上的稠油油藏平均油层单层厚度仅为3-5m，隔层厚度在2～6m，油水关系相当复杂，此类油藏开发过程中不仅热损失大，且热采过程中层间隔层薄易导致层间窜严重，防窜工艺配套难度大。
石油开发中心低品位油藏的上述开发难点导致应用常规蒸汽吞吐工艺注汽压力高，热损失大，蒸汽热波及范围小，热效率低。
调研国内外稠油开发技术可看出，国内外特稠油油藏的动用极限厚度一般要大于6m，而对于油层厚度小于5m且具较强敏感性的边底水稠油油藏尚未见到成功开发的报道。
对于特超稠油油藏来说，国外以SAGD技术为主导的超稠油开发技术可以动用原油粘度大于100×
104mPa.s的原油，但要求的油藏埋深小于800m；
国内稠油的化学辅助蒸汽吞吐开发技术可以动用油藏埋深大于1000m，但要求的原油在50℃脱气原油粘度小于2×
104mPa.s。
因此，对于原油粘度大于10×
104mPa.s、油藏埋深大于1000m的特超稠油油藏在2006年以前国内外尚无经济有效的开发手段。
（二）、系统结构分析
通过多年工作实践经验和多方面论证，我们认为低位品稠油油藏开发管理应从地质、工艺设计管理、现场实施环节质量管理、组织保障系统管理三个方面进行控制，分别建立低位品稠油油藏开发管理的地质、工艺设计子系统、现场实施质量管理子系统、组织保障系统管理子系统。
1、地质、工艺设计子系统
石油开发中心所管辖的乐安油田和王庄油田特超稠油区块，存在着地层胶结疏松出砂严重，原油粘度大，油水关系复杂，储层具较强的敏感性；
油藏埋藏深，滩坝砂油层单层薄。
砂砾岩体油层为多期沉积，岩性多样，孔隙结构复杂；
造斜点高，斜度大，举升难度大，单层厚度小，纵、横向上小层分布零散等难点。
总体来说资源品位低，有效开发难度大，几乎没有可值得借鉴的成功经验。
方案设计的准确性和针对性是难动用储量开发的关键所在，方案设计子系统是整个管理体系的核心。
2、现场实施质量管理子系统
低品位稠油油藏开发的生产管理涉及面广、工作环节多，而其生产的特殊性又要求各工序环环相扣、密切配合，一旦出现脱节则开发效果变差。
因此，超稠油的生产管理实际是一个多单位、多部门相互配合、共同协作的运行模式。
特别是针对原油粘度30×
104mpa.S、埋深大于1200m的特超稠油油藏注不进、采不出的问题，石油开发中心自主研发的HDCS采油配套技术、热采水平井开发配套技术、泡沫流体增产技术、敏感性特超稠油开发配套技术，具有较高的技术含量，所以施工质量要求也比普通的维护作业措施有更高的要求，一道工序的失误就有可能引起整个新工艺措施的失败，施工用料、现场作业和采油地面管理各个环节都影响着新工艺的成败，工艺实施过程的质量管理是整个作业监控体系的基础。
3、组织保障系统管理子系统
新工艺措施的推广应用过程中，从地质工艺方案的制定到现场施工，最后到采油管理，各个环节的衔接工作十分重要，无论哪个环节出现问题，都会影响到新工艺实施的成功率，延长施工周期。
所以建立有效的组织管理网络是整个系统正常运行的保证。
建立低品位稠油油藏开发质量管理系统的最终目标是，做到少投入，多产出，取得最佳的经济效益。
地质工艺设计是前提，最终是要通过作业现场施工来实现。
所以地质工艺设计子系统是核心，现场实施质量管理子系统是基础，而组织保障系统管理子系统是保证。
我们经过对多年低品位稠油油藏开发实际工作的总结和管理现状的分析，建立了石油开发中心低品位稠油油藏开发质量管理系统结构图。
通过对质、工艺设计管理子系统、现场实施质量管理子系统、措施保证管理子系统的优化，使人、财、物等各种资源得到合理配置，以期取得最佳开发效果。
具体见图一：
图一低品位稠油油藏开发质量管理系统结构图
（1）、系统的整体性和相关性
石油开发中心低品位稠油油藏开发管理体系中各子系统都是围绕着工艺措施质量控制这个主题而展开的，因此构成了一个完整的体系，三个分系统既是互相独立，又具有继承性和连续性。
地质工艺设计子系统是关键和重点，现场实施质量管理子系统是基础，组织保障系统管理子系统是对整个系统的保证。
（2）、系统的目的性
系统的目的是提高低品位稠油油藏的开发水平，做到少投入多产出，提高措施有效率，取得最佳的经济效益，具有明确的目的性。
（3）、系统的层次性
低品位稠油油藏开发质量管理体系是三个子系统，一环扣一环层次分明。
（4）、系统环境的适应性
石油开发中心领导对低品位稠油油藏开发质量工作非常重视，每口稠油井的地质、工艺设计均由邱国清首席专家亲自审批，技术监督中心和各管理区监督执行，在中心领导的关怀和各有关部室的协调配合下，具有达到目的外部环境。
四、系统目标的确立
通过对特超稠油水平井配套采油工艺措施工作的认真研究分析，结合目前工艺措施工作的实际状况，在二0一0年完成工作的基础上，我们确定了石油开发中心二0一一年低品位稠油油藏开发工作的各项目标。
见表一：
表一二0一一年低品位稠油油藏开发工作目标
目标项目
单位
2010年
完成情况
2011年
目标值
责任部门
经济效益
万元
109.2
120
地质工艺研究中心
作业措施投入
17388
18600
生产管理部
单井措施投入
21.6
产油量
万吨
44.59
47.0
措施工作量
井次
805
860
措施有效率
％
85
87
油汽比
0.82
0.84
五、系统的优化运行
（一）、地质、工艺设计方案子系统的优化运行
1、精细开展地质基础研究，为实现低品位稠油的高效开发提供依据
石油开发中心的难动用因素对开发方案提出了更高的要求，因此，加强地质与油藏工程、采油工艺一体化研究，以精细地质研究为依托，开展开发技术界限研究，加强油藏工程论证，优化方案部署，是石油开发中心实现低品位稠油油藏高效开发的坚实基础所在。
1）、不断深化油藏地质认识，建立精细储层模型
通过应用合成地震记录和钻井资料开展精细构造研究、精细储层划分和层内隔、夹层识别，开展储层研究，按照中国陆相油藏开发地质的“三步工作程序”，设计单井、多井、三维层模块。
单井模块建立井孔一维柱状剖面：
划分渗透层、有效层和隔层，判别产油层、产气层和产水层，给出渗透率、孔隙度和流体饱和度值。
多井模块建立分层井间等时对比关系：
等时对比要求把各个井中同时沉积的地层单元逐级地分别连接起来，形成若干个二维展布的时间地层单元。
这是由点到面的过程，也是由一维井孔柱状剖面向建立三维油藏地质体过渡最关键的一步，精细对比从一套含油层系一直要逐级解剖到流体的流动单元。
层面、断层、平面层组成的三维层模块完成在储层分布格架内进行各种属性空间分布的描述：
利用井点的己知参数进行井间参数的内插外推。
首先以分层的各种等值图来表现，然后用整个油藏的三维数据体来展示，以此建立起适合区块特点的精细油藏地质模型。
根据沉积旋回及韵律性特点，应用剩余油分布规律研究技术，开展储量动用状况分析，为精细储层挖潜提供了基础；
应用动态分析法和数模技术，通过历史拟合，研究剩余油分布状况，为后续的综合调整提供了技术支撑。
2）、系统优化方案部署，确保方案实施效果
作为特超稠油油藏来说，由于开发过程中涉及多种流体共同作用，国内外尚无适合的数值模拟研究技术，为此，我们通过与石油大学和地质院等单位结合，在CMG模拟软件的基础上，通过增加二氧化碳的三相渗流模型，结合现场生产数据，不断优化、开展水平井的轨迹参数优化及生产参数优化设计。
研究优化开发方案，实现了低品位稠油油藏的有效、高效开发，如郑411块通过对水平井开发效果评价，总结出影响水平井开发效果的主要因素有：
油藏含油高度、分布范围、水平段的位置（垂向、平面距顶底的相对位置）、储层变化、水平段生产长度、采液强度、注汽参数、钻井轨迹、注采参数等。
针对以上影响因素进一步开展水平井开发技术政策界限及优化设计，确定水平井开发技术界限。
郑411块方案实施中，在储层有效厚度7m以上布井，井距100m，水平段长度200m，设计总井36口，建产能9.0×
完成周期平均油汽比0.89t/t，目前大部分油井处在第6、7周期生产，采油速度保持在3%以上，建产3年来实现了综合不递减。
2、应用技术经济分析法优选工艺方案
乐安油田属特超稠油油藏，先期采用蒸汽吞吐的开采方式，蒸汽吞吐对地层伤害较大，所以防砂方式成为制约乐安油田进一步开发的瓶颈。
我们采用技术经济分析法对乐安油田的防砂方式进行了优选。
首先根据乐安油田各区块具体的地质特征，出砂时间长短，出砂量的大小，提出备选施工方案，然后对备选方案进行技术经济评价、经济评价、社会评价和综合评价，最终优选出最佳的防砂施工方案。
具体见图二。
图二工艺方案优选决策图
确定决
策问题
决策环境
变动因素
最佳
实施
社会评价
方案预测目标
技术评价
经济评价
备选方案
乐安油田
乐安油田油层埋藏浅，地层压实程度弱，胶结疏松，泥质含量高，地层砂粒径分布范围广，因地面原因，为减少占地面积，油井采用平台打井的方式，大部分井为斜井，进一步增加了防砂的难度。
我们在广泛调研的基础上，结合乐安油田具体的地质特征，初步拟定三种防砂方案。
方案一：
无机颗粒防砂工艺
方案二：
高压砾石充填防砂工艺
方案三：
高温涂料砂防砂工艺
然后分别对三个方案进行以下四个方面的评价。
●技术评价：
方案能否满足功能要求，技术上有无实现的可能及实现的可靠性。
●经济评价：
方案寿命周期成本，经济效益大小。
●社会评价：
对社会及环境的有利或不利程度。
●综合评价：
应用加权评分法对三个方案进行综合评价。
（1）技术评价指标体系
在技术评价中，我们首先建立了技术评价指标体系，确定技术评价指标，根据三个方案各自的技术特点进行打分，并将其得分列入方案技术评价表内，根据计算公式Xi=Fi/Fmax，计算方案的技术评价值。
见表二：
表二方案技术评价表
技术评价项目
评价
方案一
得分
方案二
方案三
理想方案得分
施工工期（天）
10
8
12
6
有效率（%）
50
5
60
预测有效期（月）
4
30
9
施工难易度
较难
难
较易
7
对地层堵塞程度
较重
轻
较轻
失效后维修难易度
总分
F1=35
F2=42
F3=40
技术评价值
Xi=Fi/Fmax
X1=35/60
=0.58
X2=42/60
=0.70
X1=40/60
=0.67
X理=1
由表二可以看出方案二是较为理想的方案。
（2）经济评价指标体系
同样我们首先建立经济指标体系，把三种方案的防砂成本和寿命成本做为经济评价指标，对三种方案进行打分，得分高者为较理想方案。
见表三：
表三方案经济评价表
经济评价项目
防砂成本（万元）
18.82
23.45
17.42
寿命成本（万元）
1.307
1.28
1.63
总分数
14
15
20
注表三中：
寿命成本=总投资/寿命周期
（3）社会评价指标体系
防砂施工动用车辆较多，不同的方法采用不同的化学药剂，不仅需要较大的井场，而且还会造成一定的环境污染，所以我们还从占用耕地和环境污染两个方面对三个方案进行了社会评价。
见表四：
表四方案社会评价表
社会评价项目
占用耕地
较多
多
环境污染
（4）综合评价
在对方案进行技术评价、经济评价和社会评价的基础上，我们应用加权评分法对三个方案进行了综合评价，从而筛选出最佳方案。
评价结果见表五：
表五方案综合评价表
项目
权数
方案
合计得分
0.4
0.1
一
35
14
5.6
0.8
0.6
21
二
42
16.8
15
0.6
24
三
40
16
0.8
23
表五中左上角为评价得分，右下角为加权得分，由评价结果可知方案二为最佳方案，所以乐安油田采用高压一次充填为主导防砂工艺。
（二）、现场实施管理分系统的优化运行
1、钻井、作业、注汽、物资环节的质量监督管理
难动用储量的开发管理，质量监督是关键。
为此，自石油开发中心成立以来，始终把质量监督管理放在首位，07年先后成立了质量管理委员会和技术监督中心。
多年来，技术监督中心以提高各类施工质量为目的，立足质量预防，突出质量改进，强化现场管理，注重监督实效。
先后在钻井、作业、注汽、物资和计量器具等8个方面制定了规范的管理制度和详细的管理细则，并依据施工环节和区域分布，逐步形成了“三层次”、“三控制”、“三必到”、“三必查”的分类管理、分级负责的质量监督管理运行网络。
“三层次”即把质量控制点分为技术监督中心、管理区质量工程师和质量监督员三个层面，现场监督时依据质量要求分工负责；
“三控制”即将制约施工质量的各个环节分解为可全控、半控和不可控三个方面，并针对不同方面制定不同监督对策；
“三必到”即按施工的难易程度要求三个层面的监督员必到。
一般检泵维护井要求管理区监督员必到，且起下管杆泵等施工环节要求全程监督；
一般措施井要求管理区监督员全程监督，重点工序要求管理区监督员全天候监督；
重大措施施工要求管理区质量监督员全程监督，重点工序要求技术监督中心、方案设计人员全天候监督。
“三必查”即化工料必查、安全物资必查、海上用物资必查。
同时要求，每月抽检物资必须大于供货物资种类的70％，抽检量不低于30批次，合格率不低于90％。
对于施工过程监督出的问题，石油开发中心将按照一警告二罚款三开除的原则进行处罚，并以月度技术监督公报的形式进行奖惩。
2、现场施工的作业质量管理
（1）、制定作业质量保证体系图
位品位稠油油藏开发工作中的工艺技术难度较大，包含着防砂、酸化、注汽等多项复杂工艺技术，技术含量较高，给作业施工质量提出了更高的要求，为保证井下作业施工的技术标准，管理标准和规章制度的贯彻执行，促进作业施工质量的不断提高，我们建立了作业质量保证体系图。
见图三：
图三质量保证体系图
（2）、因果分析
为保证质量体系的运行，我们从人、机、料、法、环五个方面，对影响作业质量的因素进行了全面分析，并画出因果分析图。
见图四：
图四因果分析图
（3）、对策措施
针对这些影响因素，我们制定了相应的对策措施。
见表六：
表六对策措施表
序号
目标
实施措施
负责人
1
地质情况不清
准确措清地质情况
1、及时了解作业进度，掌握作业情况。
2、认真查阅油井“三史”资料
3、了解油层岩性、流体物理特性
左青山
霍刚
2
工艺措施不当
加强措施的针对性
1、根据地层特点，优选工艺措施。
2、针对地层岩性、物性，优选前置液。
3、优选充填粒径，优化防砂施工参数。
4、引进新的工艺措施，免钻塞完井工艺、泡沫酸化工艺、热采套管头的研制。
赵洪涛
王健
裴春
3
技术素质差
加强培训，提高技术素质
1、对作业工程师及作业监督进行专题讲座。
2、加大技术考核力度。
责任心不强
加强责任心
1、加强对职工的主人翁思想教育。
2、加强现场指挥、监督。
3、对于违章操作者予以重罚。
巩真武
孙岩
制度不落实
完善落实各项制度
1、防砂后油井每天化验含水、含砂。
2、及时加药降粘，热洗严格控制排量。
3、跟踪生产动态发现问题及时解决。
李真
张春光
参数控制不合理
合理控制生产参数
1、严格控制采液强度。
2、防砂开井初期以小泵径慢冲次为主，待生产稳定后，再逐渐加大生产参数。
3、开井初期十天内不得停井。
朱立忠
检测制度不完善
进一步完善检测制度
1、坚持每批来料抽检化验不合格者，坚决不用。
2、完善检测方法，加强检测的针对性。
3、检测结果及时反馈给厂家，以提高产品质量。
（4）、组织实施
1）、仔细研究，精心设计
针对特超稠油油藏“砂”、“稠”、“水”、“敏”、“薄”等技术难点，石油开发中心逐步配套完善了该类油藏水平井的开发系列技术。
根据对热采水平井管柱套损原因入手，在水平井的井身轨迹、完井管串配套、砾石充填防砂、先期封堵技术四个方面，对热采水平井的开发配套工艺技术进行了优化与创新，突破了热采筛管完水平井频繁出现套损的开发瓶颈，取得了较为理想的开发效果。
针对生产中水平井漏失严重，不能进行正常的冲砂洗井作业、细粉砂和粘土近井堵塞、边底水含水上升快等生产问题，中心开展了氮气泡沫流体技术研究和应用。
通过室内实验和现场实践，形成了氮气泡沫冲砂、混排、调剖与地水控制、以及泡沫酸化等技术，在解决出砂油藏的机械堵塞、水平冲砂、注汽大孔道、及水平井酸化问题等方面，都取得了良好的效果。
该项目2009年获得中国石油与化工科技进步一等奖，申报发明专利2个，实用新型专利2个。
在实践中，针对蒸汽吞吐高温高压、及现有高温泡沫剂常温下不起泡的特性，研究筛选了在常温-高温条件下均能发泡的混合溶液，设计了地面混气起泡注入流程。
改变了原先气液交替注入方式（地下起泡），利用地面装置，在地
升级会员 