油田开发效益

油田开发效益（共12篇）

油田开发效益 篇1

在国际油价连续下跌的重大冲击之下, 如何使油田转亏为赢, 实现油田开发效益的最大化, 成为油气行业从业者面临和急需解决的一个问题。高效的开发油田是企业获得更大经济效益的不二之选, 也是节约石油资源的有效办法。为达到合理开发与利用石油资源、最大实现油田开发效益, 如何提高勘探开发水平, 加强油藏经营管理至关重要。在油气供大于求的现实情况下, 针对提高油田勘探开发效益的问题可尝试从成本和技术两方面来作出策略调整。

在大环境的影响下, 国际油价持续低迷, 对于石油企业而言, 既是机遇也是挑战。在可持续发展的道路上, 油气的开采和发展问题存在一系列的挑战:油气勘探难度增大, 大油气田少;复杂的地表地下条件, 从平原转向山地高原, 深入荒漠海洋与湖泊的油气勘探制造不少阻力, 增加了勘探成本。虽然主力油气田进入高含水期, 将稳产难度加大, 但与此同时低油价也给油田企业的发展提供了机遇, 在低油价的大环境下, 各油田为走出石油寒冬, 努力增加石油储量、进行技术创新, 进而能集中优势在勘探开发、科技等领域进行更有效的投入, 以获取更多油气战略发现, 迎接下一波高油价的到来。因此, 面对这机遇与挑战, 加强油藏经营管理, 提高勘探开发水平, 是实现效益最大化的合理方式。

1 油田开发策略的内涵

借助人力、技术和财力的投入, 将油田开发管理效益实现到最大化, 根据现实情况制定并实施最佳的油藏策略和经营方案, 将油田开发技术和管理技术相结合, 实现油气田开发的工程和经济效益最优化。从其内涵看, 油田开发策略的核心是实现效益最大化, 因此需要在开采技术上实现低投入高产出, 在开采成本上也需实现低投高产的最优化。

2 科技创新, 油气开采作业高效化

在强化原始技术研究的基础上融合自主的技术创新, 创造出独有的品牌特色与专项技术, 在吸收并消化原技术的理论上, 强化再创新的能力, 形成独特的配套系列技术, 争取在实现勘探油气田的突破与进步上有技术来作为保障。为此, 油气勘探开发的科学发展观要落到实处, 以油气勘探开发的工艺技术为核心, 推动引导科技兴油, 人才强油的理念。实现油气勘探开发的目标, 需要技能诀窍与知识管理体系来作为依托, 更需要一系列技能的组合为油气勘探增加竞争价值。在行业的竞争中, 对于关键资源、技术和能力的掌握与占有, 石油企业是占据重大优势的, 且这一优势具有不易被模仿、被移植, 更不会以为员工的离开而流失的特点。

传统引进与自主创新的结合, 将研、探、钻、采、测、录、作业等系统化的配套开发技术整合, 为油气的勘探与开发提供完整的服务, 使其逐发展到技术研究的前端, 在物探、钻井、采油、测井与井下工作上更加节省时间和投入成本, 产生更加优质的效率和产出。通过开发得以实现新老区油气勘探不断业绩突破。

3 精细化管理, 实现开发最大化

油田开发精细化管理, 主要是为了提高开发效果而形成的一种管理模式。可根据“储量、产量、效益”三统一的原则, 优化整合油田开发资源, 在现有的成熟的技术和管理生产上实行优化, 将产量和效益升值到最大化, 从而实现石油开采的可持续发展。勘探精细化, 针对新老区块储量、产能和资源的有效整合扩大新老区块储量、产能, 实现资源的有效整合。最大限度地获得经济可采储量, 在多发现、多动用、低成本和完整装的储量原则上, 采用创新认识、创新理论和创新技术的方法, 配合超常规的开采方式, 实现一体化的科学的勘探程序和勘探开发方式, 将勘探风险降低到最小, 同时扩充新区、新块的储量和产能。

在良性开发与可持续发展的道路上, 要求做到精细油藏管理, 努力实现良性开发, 能够根据需要弹性应对减产有序、稳产有方, 增产有效。所以, 实现产量结构势的优化势在必行, 集约化油藏经营管理的核心理念配合应用先进的科学技术, 创新开发管理的模式, 将创新管理和技术创新结合来达到降低产量风险的目的, 精细油藏描述与管理, 以原油采收率的提高寻为突破口, 克服传统的莽撞掠夺式开采的做法, 在产量结构实现优化, 争取做到减产、稳产、增产三方面的有序可控力。

随着国际油价的持续下跌, 中国作为原油生产大国, 油田勘探开发业务受到强烈冲击。希望从成本和技术两方面做出策略调整, 为油田开发效益提供新思路和方法, 从而改变现有的局面, 在不断发展的科学技术的推动下油田开发效益得以提高, 促进我国经济飞速发展。

参考文献

[1]夏国朝, 孔凡华, 朱从军.早期裂缝识别技术在低孔低渗油藏中的应用[J].大庆石油地质与开发.2008, (6) .

[2]胡小明.低渗透油田开发的效益提高分析[J].中国石油和化工标准与质量.2014, (4) :191.

油田开发效益 篇2

尊敬的各位领导、各位评委、同事们：

大家好!我叫刘风喜，中共党员，高级工程师，现岗位动态北区主任，主要负责动态北区的日常管理及桩西、老河口油田的开发动态管理工作。

我于1996年7月毕业于大庆石油学院石油地质勘查专业，同年分配到采油三队任地质技术员，1997年11月调到地质研究所综合室，2003年4月，由于工作需要，在动态室分管老河口油田的开发与管理。2008年12月通过地质所竞聘，走上动态北区副主任岗位，2009年12月受地质所的信任，再次竞聘担任动态北区主任。

近几年来，坚持以创新创效带动油藏开发管理不断向前推进（在以桩106为代表的岩性油藏，优化注采比、适时提液提速；在桩106南注聚实验取得成功的基础上，桩106北注聚区通过完善注采井网、精细过程管理，仅注聚一年就见到明显效果；在桩139稠油油藏实施dcs实验取得成功，实现储量的有效动用；在产能单元桩斜148、老168块实施同步注水，建立注采关系。）动态北区承担的原油产量由43万吨上升到55万吨。连续三年超额完成产量任务，指标连年创优。

在各级领导和同事们的关怀帮助下，先后荣获省部级成果3项，地学开拓奖等局级奖励8项，发表论文9篇，荣获采油厂 “科技突出贡献奖”铜奖、“双文明先进职工”，管理局“青年岗位能手”、“提高采收率先进个人”等多次荣誉称号。

适逢采油厂这次难得的竞聘机会，我本着锻炼、提高的目的走上讲台，展之所以竞聘这个岗位，我希望将自己多年来积累的较为丰富的油田开发管理知识和经验能够在生产实践中得以更好的发挥和运用，为“百年桩西、共铸胜利”作出更大的贡献。同时也希望能在新的岗位上接受挑战，经受磨炼，使自己不断成长和进步。

总结自身，主要有以下四点优势：

一是具有较为扎实的专业知识。油田开发是一项系统工程，涉及到方方面面。地质是基础，尤其是在桩106地震分频项目的直接参与过程中，使我对开发地质有了更为深刻的认识，懂得了开发地质工作的重要性。砂体的重组、岩性的尖灭、断层的遮挡等直接影响着油藏开发水平的提高。经过两年多的对比与分析、理论与实践，2009年汇报的局级课题《桩106北精细地质模型及井网完善调整研究》一次性通过局级验收，并得到领导的好评。在此认识的基础上，桩106地区被确定为2011年综合调整单元，部署新井15口，新增产能3.1万吨。通过向地质室学习电测曲线的解释、录井资料的应用，向钻井室学习侧钻井开窗位置的选择、向生产室学习有关生产测试的知识，2008年以来利用报废井共实施侧钻井5口，初期平均单井日增油5.5吨。在地质所的支持下，两次外出参加“提高采收率培训”，在桩106南转后续水驱时，通过堵调、变流线、提液引效等方法实现了后续水驱两年基本不递减。一如既往地学习与交流，对我是一种进步、一种财富，也是成为一名主管师必备的条件。

二是具有较为丰富的工作经验。从事过油田开发的人都知道，做好油田开发光有专业知识是不够的，还必须具有丰富的实践经验。而我正具备了这样的条件。十余年来，由采油队的一名地质技术员成长为今天地质所的一名主任，在这成长的过程中，基层一年多的锻炼，具有了丰富的现场经验，用动、静结合的观点来分析油藏、管理油藏，对于低渗油藏桩8块以微裂缝的观点提出了脉冲注水，区块日产油由40吨上升到80余吨；对于小断块桩394块地层能量不足问题，提出边部注水，减缓了单元产量递减。在综合室把握住了油藏的开发规律、各项指标的科学预测方法、新区产能方案编制的流程等，这为我后来从事油藏的动态分析积累了可贵的经验。在动态北区油田的开发与管理中，针对老163块地质情况复杂，优化注采井网的建立，开展井间干扰试验，验证砂体的连通性。单元日产油由169吨最高上升到200吨，产能连续两年达到方案设计指标，参加编制的产能方案被评为分公司优秀方案一等奖。在采油厂最大的注水开发单元桩106地区，在油层厚度仅2米、河道宽300米的窄河道油藏引进水平井开发，提高单井控制储量；在边滩侧积体治理低产低效井，保持平面产液结构平衡；在主力注水砂体，提高注入强度，提液提速，保持了较高的开发水平，区块自然递减下降了5.2个百分点。（在老

17、老451等复杂断块油藏，通过挖掘墙角剩余油和韵律层挖潜，新增可采储量5万吨。在桩斜148低渗油藏，压裂配合注水保持地层能量，目前已有2口油井见到明显注水效果。）与此同时，我的地质基础分析能力和油藏工程应用能力得到了根本的提升，这为我竞聘主管师打下了良好的基础。

三是具有较强的工作能力。正是因为有以上基础，在工作上，踏实肯干，自己的科研能力、判断分析能力和管理能力都有了较大的提高。在老168产能建设过程中，优化油藏方案设计，同步建立注采关系；优化新井投产论证，由按地面顺序投产转变为按油藏需要投产，使井组新井投产投注一步到位；加强地质、工艺、作业、管理等多部门联合分析，确保措施论证与实施到位；优化资料录取、压力干扰试验、连续测压等监测手段，深化油藏认识。目前区块日产油能力达到480吨，投转注井20口，当年投转注率87%，建成产能16.8万吨。在年初分公司组织的40天原油会战中，被推荐为采油厂会战“青年标兵”。四是受地质所“发展地质、成就个人”的文化熏陶，在“传-帮-带”活动中，具有良好的传承作用。我以“老老实实做人，踏踏实实做事”为信条，对周围的人真诚相待，在提高自身的同时，带动周围的人一同进步与提高。针对动态北区技术人员年轻，平均年龄仅29岁，为了使年青人少走弯路，增强人才建设发展的后劲，2009年制定了动态北区班组的目标“一个人进步不是进步，只有大家共同进步才是真正的进步”。通过“问题就是课堂”、“困难就是学习”的形式，“师带徒、徒帮师”，言传身教，动态北区涌现出了“胜利希望奖”获得者何富强，技术增油能手王继强，先进个人盖峰等一批优秀的年轻人。班组在2010年“比学赶帮超”活动中被评为厂“油藏管理典型班组”，个人被推荐为胜利油田“模范班组长”。

在看到优点的同时，也看到了自身的不足。主要是与领导和兄弟组室的交流和沟通还不够深入，此次竞聘的主管师岗位，为我改正不足提供了良好的平台。如果我能竞聘成功，我会认真落实岗位职责，带头与开发技术人员搞好油藏管理工作，与兄弟组室积极协作，主动配合，服从领导的安排，使油田开发水平再次迈向一个新台阶。

我厂原油产量能重上100万，主要得益于近几年滩海油藏的勘探与开发。在外扩勘探受限的情况下，如何稳住百万吨油田，主要依靠老区内部的精细与挖潜。对岩性油藏实施注采井网重组、提速提效，争取扩大三采的规模；复杂小断块实施高效注水工程，不放过任何一个死角和油水过渡带；在低渗油藏以注水、配合酸压、增大泄油面积等方法提高储量动用程度；对边底水油藏可实施水平井二次挖潜、重力分异、分小层交替大排量提液实验等。具体是：

一是加强地质基础研究和油藏开发管理工作的有机结合。桩西采油厂有“地质大观园”之称，地质与油藏的紧密结合显得尤为重要。采油厂82个开发单元中日产油小于5吨的就有22个，含水高达96.9%，但采收率仅为17%，如何挖掘这部分潜力，关键靠地质二次认识和剩余油分布规律研究。目前动态室地质基础相对薄弱，仅有一人熟悉老区地质，通过加大研究力度，或把日常生产性分析工作的压力逐步分担到采油队技术员层面上，使得室主任和区块长有足够的时间进行老区研究和开发调整方案的编制，以提高油藏开发水平和质量。

二是在精细化油藏管理的基础上树立开发一体化的理念。采油厂油藏分类管理、精细管理将是今后很长一段时间内的重点工作。比如以桩106为代表的复杂岩性油藏，早期是在投产完后，边摸索边建立注采关系；在老163单元以cmg为指导，实现了边投产边建立注采关系；而在老168的投产过程中，在“一体化”理念的指导下，配套建模、数模立体化，实现了同步注水、同步开发的愿景。

三是加大科技管理和科技创新的力度，积极推广应用新技术向现实生产力的转化。在老163与老168的建设过程中，使我深深体会到一体化建设的重要性；在建模与数模的学习过程中，使我体会到油藏立体开发的必然性；在三采、稠油、水驱油藏、断块油藏等专题讨论会中，使我体会到了提高两率的关键。目前，动态分析的手段正在逐渐走向规范化，与地质的信息化接轨。充分利用采油厂提供的计算机平台进行建模、数模的应用以及ofm油藏管理分析软件的应用，对注采调配、参数调整、单项方案等日常工作实现定量化指导，提高工作的针对性和科学性；扩大三采的应用规模，引进多元复合驱，提高油田采收率；实施hdcs大规模实验，提高稠油油藏储量动用程度；低渗油藏极限小井距转向压裂、岩性油藏“三小一新”技术的应用，逐步形成具有桩西特色的开发技术系列。

四是进一步做好技术人才的培养接替工作，形成良好的人才梯队。在日常工作中，主动为年青人搭建平台，采用“压担子”、“我要学”、“学与教”等多种形式，发挥每个人的能动性，进一步增强集体的荣誉感和成就感，形成团结奋进、富有朝气和战斗力的团队。

以上是我个人对工作的一些初步设想，敬请领导批评指正。

在此，我感谢采油厂和地质所领导给我这次参加竞聘的机会，不管结果如何，我都将从此次竞聘中发现自己的不足，在今后的工作中努力学习，不断提高自身素质，为采油厂增储上产和可持续发展作出更大贡献！

油田企业开展经济效益审计探讨 篇3

一、油田经济效益审计的主要内容

油田经济效益审计应涵盖油田管理的各个方面和全过程，包括决策、计划、预算、执行、结算、资金使用效益及管理效能等，重点从企业内部控制、投资收益、投入产出比、投入回收期等方面进行审计。

（一）内部控制制度的健全性和有效性。一是从工艺设计实施方案、指标测算、费用预算、可行性研究等方面对立项程序的规范性进行审查；二是通过审查各类原始票据和凭证记录传递程序开展符合性测试，验证内部控制的有效性，评价内部控制的完善性；三是对成本内部控制进行实质性测试，审查投入成本支出的范围和标准是否合理，成本归集分类是否准确，是否全部纳入财务核算。四是对资金结算和合同管理进行符合性和实质性测试，重点审查付款业务的控制程序及合同约定的工艺流程、费用标准、结算价格等履行情况。

（二）投入审计。主要审查材料费、燃料费、动力费、劳务费、驱油物注入费、井下作业费、维护及修理费、油气处理费、运输费、其他直接费等成本开支范围及支出的合理性、成本计算归集的准确性、入账的及时性等，深入采油队、井下作业队等一线单位的生产调度单、原油生产计量表、材料消耗台账等原始资料分析，比对财务部门记录的各项费用明细账、会计凭证，逐项确认投入的真实性和合理性。同时计算出单位增量成本，评价其效益性。

（三）产出审计。收集整理油田原油生产报表、台账等基础资料，审查油井的投产时间、日生产时间是否按作业方案执行，增量产量的计算依据和计算方法是否准确，核实前后产量变化，计算出增油量。结合油田企业各类经济指标标准，计算出增油量、收益、增量投入产出比。严格审计复核工作，通过投资费用与效益的比值计算，合理预测投入回收期，评价效果。

二、油田企业经济效益审计的程序和方法

（一）建立完善审计评价指标体系。选择科学的指标体系能够定量判断和衡量风险，为科学安排各项投资提供决策依据。油田企业经济效益审计评价能通过常用的六个指标实行规范控制。一是作业有效期，是指作业实施后，油井产量降到以前的日产水平所经历的时间，是衡量经济效果的时间指标。二是投资收益，是在有效期内，由作业增加的产量所带来的增量效益，是考察经济效果的主要指标。三是增量投入产出比，是衡量经济效果的主要指标。四是投入回收期，以收益抵偿投入所需的时间，是考察回收能力的主要指标。五是有效率，即有效作业占作业总量的比例，是考察总体实施（经济）效果的主要指标。六是最低增油量，即抵偿投入的最低增油量。

（二）扎实做好审前准备。深入生产一线，充分了解各经营管理环节，在此基础上绘制油田业务流程图，并对重要环节的风险点进行描述；基于风险评估水平，确定数据采集内容，并设计工作表进行审前调查；核对投入方案、工艺设计等资料，确定审计范围和审计重点，明确审计重要环节，编制审计实施方案。

（三）强化现场数据采集与审核。基础数据的准确性是效益审计的重点，准确的审计结论依赖于基础数据的真实完整。要严把资料采集审计关，根据审计重点，围绕效益评价指标，深入生产一线采集非财务原始数据，并逐项进行比对分析，确保数据真实完整。

（四）准确计算效益指标。根据采集到的数据，编制成本、产量、生产周期等统计工作表，对审计数据进行加工、整理；建立成本、增油量、有效期、投资回收期等过程计算表，计算经济效益和效率；汇总完成油井经济效益表，得出审计结论后，评价投入的经济效果。

（五）提出建设性审计建议。促进过程管理和经济效益的提高是效益审计的重要特性。通过对各项指标的计算分析，对比油田投入产出和先进的经济技术指标，分析偏离目标值的因素和原因，查找影响效益的因素，提出改进管理，优化措施，规避风险，可操作性强的审计建议，为提高油田投入经济效益提供依据，进一步挖掘潜在的效益。

三、油田企业当前开展经济效益审计存在的问题及对策

（一）效益评价滞后。油田企业普遍对经济效益评价、审计不够重视，有必要建立投资效益评价体系和机制，选择适当的效益审计评价方法，对年度确定的重点审计项目、重点产区进行持续效益评价和风险评估，对存在的风险因素进行分析，并根据分析结果确定开展管理效益审计的重点项目。通过审计找出预期目标与实际结果的差异，分析原因，总结经验教训，为提高油田投资决策和管理水平、降低投资风险提供依据。

（二）审计资源要求较高。开展油田经济效益审计要求审计人员既要具备财务理论知识和工作能力，又要掌握现代管理知识和相关专业技术，还要能够独立设计审计模型，收集有关审计数据。同时，油田经济效益审计还需要引入懂油藏工程技术和经营管理的专业人才，借助内、外部专家的力量，解决专业技术需求的问题，提高审计技术手段。

（三）审计评价难度较大。油田企业开展经济效益审计尚处在起步和探索阶段，还未形成成熟的经验和固定的模式。特别是由于效益评价制度不完善，缺少评价标准，审计评价工作难度较大。由于油田新老区块油井情况差异大，效益计算方法、效益衡量标准不尽相同。因此，应结合油田实际情况建立和完善评价标准，为投资效益评价提供依据。

（四）重单井轻区域现象普遍。在推行单井核算及效益评价的同时，更应把单井效益评价和区域效益评价相结合。特别是对低渗透、低产量、低效益的区域，要深入到生产作业链的各个环节，从源头上查找控制成本的节点，从根本上挖掘内部潜力，综合考虑区域措施井的总量是呈上升还是下降趋势，判断总体效益。

（五）审计建议难以落实。油田经济效益审计涉及的内容广、部门多，审计发现的问题多是由多个单位、部门造成的，有的是由传统的管理模式延续形成，带有共性和普遍性，征求审计意见是审计工作的难点。加之经济效益审计提出的意见和建议没有强制性，被采纳后才能发挥作用，如何落实审计意见和建议还需进一步探索。

低渗透油田开发的效益提高分析 篇4

关键词：低渗透油田,开发,效益,分析

自从七十年代以来对低渗透油田开始投入开发建设, 在地面建设工程方面, 在结合油田自身的建设实践的基础上, 一方方面通过地面工程系统对系统中的特殊作用进行有效全面开发, 一方面总结形成一个完整的基本工作程序。现地面工程的配套技术通过三十多年的发展, 其能够对不同原油性质, 环境条件的不同建设模式进行适应, 进一步满足了在不同时期对油田的开发, 以提高经济效益及社会效益。

1 地渗透油田地面建设的主要成果

(1) 转变传统观念。通过努力定制了一个对于低渗透油田进行开发的总体方案。整体上, 先将产量需求的决策转变为通过效益决策, 进而建立了一个科学决策程序。对石油工程中的开发, 钻井, 开采以及地面工程等系统化, 进一步优化统一多方案。

(2) 在油田地面工程建设的过程中, 逐渐形成了三种基本建设模式, 首先为一种适用于低渗透整装油田并且具有良好物理性质的丛式井串接单管不加热集油的一种模式。其次为一种具有较高凝固点并含蜡量较高的原油, 这种较适用于高寒环境中小环掺水, 软件量油的一种模式。第三种模式能够适用于低渗透并且复杂的小断块油田中的单井, 进行的拉抽, 简易注水的模式。

2 低渗透油田开发建设中存在的问题

(1) 在低渗透油田中普遍存在单井产量低, 注水压力较高, 水质要求严格, 建设投资效益较低。正是由于低渗透油田单井产量比较低, 使得建设过程中相同产量下应用的水井数增多, 使得钻井费用增高, 基础建设工程较大, 进一步影响了投资效益。

(2) 油田区域比较分散, 建设环境较差, 在配套系统中增大工程量。对于低渗透油田以及边远或高寒地等复杂的建设环境中, 会给整个系统造成一系列的问题, 环保措施要求严格。

(3) 由于石油储量紧张, 需求量较高, 因此一些油田只能够进行滚动开发, 使得在对方案进行整体优化时研究时间较短, 很难实现良性开发油田。对石油的高产量需求, 使得在对方案整体优化下不得在短时间内进行决策, 则在一段时间内都很难对这个问题进行解决。

3 提高低渗透油田开发效益决策

对于低渗透油田来说, 低产、井多、建设环境较差以及石油储量紧张的, 需求量大等都造成了计划经济的不适应, 一方面是由于一些客观因素造成的, 另一方面, 在短时间内, 采取任何一项常规措施都难以让低渗透油田进行有效开发。由此看来, 在前期加强研究是非常必须的。对常规方法进行创新突破, 使得低渗透油田逐渐步入良性循环轨道上。

(1) 对低渗透油田进行有效开发建设整装是进行油田开发规划建设以及地面建设的关键步骤。在确定好建设规模, 合理规划好开发区域后进行总体布局。需要确立一个科学合理的区域开发计划, 这是全部工作的基础。通过计划实施, 目前在规划建设以及油田开发建设方面都发生了巨大变化, 油田开发建设规划进一步提高油田开发建设的效益。同时还需要对骨架工程的进行整体布局, 确立较为合理建设规模。整装一个油田产能建设的科学合理建设规模。就是要在计划产量安排下, 整体优化油田开发和地面建设, 优化控制建设规模, 使得各个阶段建设和开发规模和区域开发相互协调。

(2) 加快对低渗透油田的有效开发, 进行动态跟踪调节框架方案, 完善总体设计。首先在初期难以选择开发规模状态下, 应在4年内的整体开发预测。其次, 地面工程可因地制宜, 进行适时调整并逐渐完善。在油田开发的初期以及对油田总体范围与规模不清条件下, 地面建设的骨架工程难以实施。为能够取得经济效益, 需要对完井配套建设进行一些早期地面生产设施, 不断提高油田产能。

(3) 创新经营管理观念, 降低风险和建设投资力度。进一步控制生产成本, 有效开发低渗透油田。通过创新经营管理观念, 控制开发风险, 减少建设投资。依靠技术创新和科学管理控制成本。

(4) 深入研究油田建设经济评价。更应对断块小油田项目技术经济评价更加以重视。对于断块小油田来说投资风险比较大, 寿命也比较短, 所以对其进行经济评价要对产量和油价变化进行正常风险评估之外, 还要对投资比重较大及主要消耗成本的环节影响因素进行分析。研究重点应在于对现行项目经济评价方法进行评价和分析。同时, 也应增添一些风险评价内容, 将项目中主要的风险影响因素及其程度较为全面准确的反应出来, 减少一些不可预见的风险。一个正确的经济评价可为工程建设项目提供决策的依据, 完善经济评价的研究成果及其评价方法, 能够为工程建设项目的投资和管理体制提供成立条件, 并提出更为科学有效的途径。

在规划方案方面, 要基于跟踪分析以及调整的, 做好钻井和投产以及地面方案, 并对各个方案进行优化。

4 结语

总而言之, 对低渗透油田开发的经济效益是一种比较复杂的工程。在低渗透油田开发作业中, 需要实现勘探, 开发, 建设, 开采以及地面工程建设等相互融合, 并整体进行优化。不断对技术创新, 推动配套技术的全面发展, 使得工艺技术高效简化。对体制进行创新, 进一步增强成本意识, 提高整体的经济效益。对管理进行创新, 规范优化程序, 为技术和体制的创新提供更为有利的保证。

参考文献

[1]何珍, 王新海, 杨云, 杨洋.尕斯库勒N_1-N_2~1油藏中高含水期调整挖潜技术研究[J].长江大学学报 (自然科学版) 理工卷, 2010, (03)

油田开发对生态环境的影响 篇5

油田开发对生态环境的影响

通过油田开发建设对生态环境的影响分析,包括对土壤环境的.影响、对草原环境的影响、对水环境的影响、对景观生态的影响分析,说明油田开发建设过程中无论是建设期还是运行期,对生态环境的影响都是显著的,因此必须注重生态保护和污染防治两方面内容.

作 者：张亚非 Zhang Yafei 作者单位：中国石油规划总院刊 名：油气田环境保护 ISTIC英文刊名：ENVIRONMENTAL PROTECTION OF OIL & GAS FIELDS年，卷(期)：16(4)分类号：X8关键词：油田开发 生态环境 影响分析

低渗透油田开发探讨 篇6

摘 要：随着经济的发展，我国的石油开采也面临着更为严峻的要求，我国大量油藏资源都集中在低渗透油藏中，在油藏开发管理中低渗透油藏的开发管理是一项重点难点，本文将就低渗透油藏开发技术进行相关探讨。

关键词：油田开发；开采；低渗透；发展

近年来，我国油田行业在采出水资源化利用方面取得了很大的成就，并获得了很大的经济效益、社会效益以及环境效益。由于我国低渗透油藏储量占60%～70%，在低渗透油藏的开发上长庆油田也取得了一定的成果。

1 低渗透油田的概况

低渗透油藏的主要特点就是地层渗透率低（<0.10m2）、有效孔隙率低、流体通过能力差、孔道弯曲且孔喉径小，其本身就相当于滤料，储层对注入水的水质要求很高，尤其是对水中固体悬浮物的含量和粒径有十分严格的指标，因为悬浮物的存在会堵塞孔喉道。常规的油藏通常可以采用注水的方式进行开采，但是低渗透油藏由于性质的不同和储藏方式的不同，岩心实验证明，由于低渗透油田的特点，喉道过于弯曲从而造成悬浮物不能很好地通过，在岩芯的注入段会出现堵塞孔道的现象，造成渗透率降低，那么相应的注水压力就会升高，注水量也会随之减少，从而降低采油率。与此同时，由于注水压力不断增加会引起设备管线的压力增大，容易出现安全隐患。不仅如此，孔道内存在悬浮物还容易使注水井井筒出现滤饼现象，从而发生堵塞射水孔和出油孔，境地太高等事故。悬浮物的产生往往是由于水中的胶质物体和泥沙等，在水处理过程中容易出现结垢或者腐蚀的现象，造成一定的影响，所以必须针对低渗透油田进行相关研究，采取一系列的措施，来推动低渗透油田的开发和进步。

2 低渗透油田的开发

2.1 精细注水

注水精细化的管理就是通过过滤技术来实现的，过滤技术能够有效去除水中的悬浮物以及可能产生悬浮物的某些物质，对于低渗透油田的注水采油技术而言，过滤技术是一个非常重要的关键性步骤，是油田采出水深度处理的一个重要内容，因此该技术已充分被应用到油田注水精细化管理中，并得到了相应的发展。

滤层过滤是在当前过滤技术中最常见且最常规的过滤方式，其主要是利用过滤介质来进行的，污水通过过滤介质，过滤介质有效的拦截悬浮物等，从而净化水源，油田中较为常见的滤层过滤设备有核桃壳过滤器、石英砂过滤器、无烟煤过滤器等，纤维球过滤器也是常用的一种，这种过滤器设备已经实现了自动化，可以通过PLC的设定进行全过程的自动控制，实现出水水质的高标准，作为有效的水质处理技术得到了各大油田广泛的应用。

2.2 气体钻井技术

气体钻井技术是通过井筒的多相流和钻柱动力学的相关研究来实现气体钻井的优化和提速的，目前已能够进行气体钻井的井筒多相流、轨迹控制以及失效预防等多项功能，从而保证了低渗气藏钻井的高效性、快速性和安全性。

2.3 仿水井注水

低渗透油藏仿水井注水开发技术主要针对低渗透油藏大型压裂弹性开发采收率低、小井距注水开发经济效益差的问题，将直井压裂完井与层系井网设计相集成的开发技术。仿水平井注水开发技术为低渗透油藏的高效开发探索了一条新的途径，为油田低渗透油藏百万吨产能增长点提供了重要的技术支撑。我国油田行业推广使用先进的技术能够有效提高我国的资源利用率和保障能力，对于我国生态文明的建设将起到积极的推动作用，同时也能促进我国油田领域的科技创新，提高资源集约化的利用水平。

2.4 微生物技术

近年来，我国对MEOR技术的研究和应用日趋成熟，它是一项新型的微生物技术，是利用多种微生物的作用机理来提高开油率的。低渗透油藏实施MEOR后微生物群落发生显著改变、功能微生物的比例大幅增加，是目前公认的开采油藏中剩余油和枯竭油藏最好的、廉价的采油方法。MEOR技术与其他采油技术相比，适用范围更广、工艺更简单、操控更方便，并且对油层无损伤，更加经济和环保，该技术必将成为继水驱、化学采油、物理采油之后对油田提高采收率的新途径。根据研究显示，全球范围内的油藏，包括我国在内，40%～45%具有微生物驱油潜力。鉴于MEOR技术在油田生产开发中的发展前景，开展MEOR技术的研究与应用，对加快油田开采以及油田行业的可持续发展具有十分重要的现实意义。

2.5 立体开发技术

油田多由一个层位开发，这样的开发方式产量低，采油少，通过采用立体开发技术，对多个油层实施纵向上立体开发，提高单井产量，加快规模建产进程。勘探开发一体化按照“点上突破、线上追踪、面上控制”的思路，实施预探、评价和开发一体化的运作方式，以现有区块和油藏为基准，坚持滚雪球式发展，强化各类油藏的成藏规律研究，结合老井复查，发现新的油藏并且提高油藏开发效率。另外，建立新型技术支撑模式，实现地质工艺一体化、室内研究与现场支撑一体化，促进技术进步与创新，加快科研成果的形成。

2.6 绿色开发

如果油田勘探技术没有新突破，那么油田行业就会止步不前。长庆人一次次突破传统观念，对鄂尔多斯盆地油气资源的各种成藏机理进行深化研究，并积极创新思维，发现了一个又一个的新油气田，油气探明储量大幅度增长。到2014年年底，已发现新油田33个，其中10个气田为基础，长庆油田形成了陕北、姬塬、陇东、华庆4个超10亿吨级的大油区和下古生界碳酸盐岩、苏里格及盆地东部3个万亿立方米大气区，这对油气的稳定产出奠定了坚实的资源基础。同时在油田开发中，长庆油田一直坚持着绿色环保的经营理念，长期以来时刻提升环保意识，不断加大环保投资力度，努力建设一座绿色、高效、现代化的油田。

综上所述，长庆油田在低渗透油田的开发中投入了精力和研究，并且已经取得了一定的成果，但是仍有很大的发展空间，这就需要我们不断地创新和完善油藏开采技术，不断推动油田的发展。

参考文献：

[1]李松泉，唐曾熊.低渗透油田开发的合理井网[J].石油学报，1998，03：64-67+7.

[2]袁旭军，叶晓端，鲍为，周静，何进，朱洪涛.低渗透油田开发的难点和主要对策[J].钻采工艺，2006，04：31-32+6.

从财务的角度看油田勘探开发效益 篇7

油田所辖区域位于陕西省子长县北部, 共有资源面积1258.4km2。可供勘探开发资源面积仅为7 7 9 k m 2。区内地面海拔1050m~1450m, 大地构造位置处于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部, 区域构造为平缓的西倾单斜, 倾角一般不足1°, 断裂构造不发育, 但天然裂缝较为发育。

2 油田勘探开发效益评价的目的和意义

通过油田2006~2008年以来开发井的财务运行状况, 对油田勘探开发方案的制定、执行及效果进行详细分析对比, 得出评价结论, 以此来总结油田三年来油井勘探开发过程中取得的成绩和不足, 并以此为契机提高和改善油田整体开发水平, 实现油田的科学管理和可持续发展。

3 从财务的角度分析评价油田勘探开发效益

3.1 项目可行性评价

(1) 2006年勘探投资成本2451.32万元, 开发投资成本43263.38万元, 注水投资成本700.53万元, 完全成本15772.38万元, 单位成本664.10元/吨, 净利润42393.75万元 (销售价格3300元/吨) , 吨油利润1785元, 折旧4396.39万元, 万吨产能投资4370.03万元, 内部收益率39%, 净现值25510.16万元, 投资回收期2.98年。

(2) 2007年勘探投资成本3361.94万元, 单位可采储成本26.47元/吨, 开发投资成本47472.90万元, 注水投资成本6217.87万元, 完全成本17765.02万元, 单位成本683.27元/吨, 净利润45986.34万元 (销售价格3300元/吨) , 吨油利润1768.71元, 折旧5369.08万元, 万吨产能投资4677.13万元, 内部收益率28%, 净现值18600.03万元, 投资回收期3.66年。

(3) 2008年勘探投资成本3003.83万元, 单位成本4 1.2 6元/吨, 开发投资成本45502.92万元, 注水投资成本9156.00万元, 完全成本2 4 9 8 8.7 4万元, 单位成本888.65元/吨, 净利润44827.01万元 (销售价格3300元/吨) , 吨油利润1594.13元, 折旧5465.89万元, 万吨产能投资5272.64万元, 内部收益率18%, 净现值7627.45万元, 投资回收期4.73年。

综上相关指标计算结果可以得出:油田在经营成本方面, 遵循低成本战略, 在产能投资相对减少的情况下, 原油单位成本也较均衡, 虽然2008年单位成本较往年有所上升, 但主要是受价格、环保、人员设备增加等诸多因素影响;在产能投资方面, 随着产能的递减及资源品质的变差, 2008年产能建设单井平均投资较往年有大幅的下降, 但原油产量是呈逐年上升趋势, 说明油田加强了对油井的管理工作, 虽然万吨产能投资也在逐年攀升, 但这主要是在未来资源有限的影响下, 油田通过注水来控油, 加大了对注水站及管网的投资规模, 虽然其投入高, 短期效益不明显, 但主要是注水工程尚在建设阶段, 受益井少, 其长期利益是可观的;在勘探投资方面, 油田探井平均井深变小, 单井投资降低, 新增可采储量降低, 通过勘探为油田开发论证了有价值的信息;在社会效益方面, 应环保要求油田加大了对清洁文明井场及井场道路绿化的投入工作, 2008年共计新建文明井场82个, 道路绿化约40公里, 安置社会闲置劳动力百余人, 社会效益大;在财务指标上, 2006~2008年来油田开发投资内部收益率高于行业基准收益率, 净现值为正数, 而且投资回收期较短, 流动性较强, 经济效益明显, 该项目具有可行性。

3.2 存在的主要问题

(1) 勘探开发油层品质逐年变差, 导致其投资成本增高, 直接影响项目效益; (2) 注水工程投资大, 耗材高, 短期效益不明显; (3) 油田涉乡众多, 干线长, 外部干扰严重, 行政性收费项目有增无减, 企业负担日益加重; (4) 开采原油含水大, 生产运行成本高, 压力大。

3.3 解决措施

(1) 科学论证, 制定合理的油田开发方案。一是深化油藏认识, 注重实用, 精心设计, 精细施工, 科学注水, 有效挖潜, 努力提高采收率;二是科学严谨的制定勘探开发方案, 在井位部署, 钻井方案, 压裂工艺各个环节认真、谨慎、合理安排, 尽最大努力减少水大井, 提高钻井质量和钻井成功率。

(2) 加强油井管理, 提高油井利用率。以88组油井值班房投用为切入点, 进一步完善抽油工驻井制度, 加强抽油工管理, 强化油井计量工作, 认真落实油井三级巡查制度, 杜绝无故停抽现象发生, 使采油时率达到95%以上, 确保原油任务完成。

(3) 加强设备管理, 降低设备运行成本。一是加强设备日常维护保养工作;二是在设备修理方面严格执行计划及采油厂《设备内外修制度》、《设备修理补充办法》等规章制度, 对车辆较多单位, 成立小维修工段, 严格奖罚制度, 坚决杜绝扩大修理及重复修理现象存在;三是严格控制外雇设备, 提高内部设备利用率, 降低开支。

(4) 切实加强燃、材料及用电管理。一是加强预算管理, 将各项费用层层分解到单位、班组、单车, 及时调整燃、材料定额, 严考核、硬兑现, 以降低费用支出;二是加强招标管理, 坚持货比三家, 严把采购关, 从源头上控制价格, 提高采购质量, 降低采购成本;三是严格执行定额及三联料单、领料折共同领料办法, 杜绝先领后补、发人情料等行为;四是加强电机维修质量及偷挂电现象打击力度, 降低用电单耗。

(5) 压缩非生产性开支, 严格控制招待标准, 以便饭为主, 压缩各类会议开支, 根据管理费用计划, 核定机关科室费用定额, 并层层分解, 严格考核。

(6) 加强投资项目管理, 降低项目建设成本。一是严格执行公司下达的投资计划, 严格审批程序, 杜绝计划外项目;二是优选外协作业队伍, 本着向质量要效益的总旨, 把好作业质量关, 强化现场监管力度, 杜绝返工现象, 搞好质量跟踪。

(7) 积极开展修旧利废、挖潜增效和小改小革活动。一是建立修旧利废制度, 制定修旧利废定额指标, 将修旧利废列入目标责任考核范围;二是在材料使用上实行交旧领新和二次利用, 如钢丝绳、漆包线、管钳、硒鼓等, 实行由专人回收, 分类存放, 统一二次修复后, 再次分发利用;三是通过油藏研究, 系统评价油藏潜力, 积极探索试验挖潜增效工艺, 努力降低油井递减速度。

(8) 节能方面。一方面加强综合配电管理, 推广间歇抽油和有序泵油, 加快涧峪岔35KV输变电站建设进程及供电线路整改工作, 以解决电力单耗高, 烧电机严重的问题;另一方面利用油井伴生气取暖、做饭等, 达到节煤目的。

摘要：根据油田所处地理位置的特殊性, 运用2006～2008年经济指标来分析评价油田勘探开发经济效益, 以进一步提高和改善油田整体开发水平, 实现油田的科学管理和可持续发展。

关键词：油田勘探开发经济效益,成本费用,项目可行性

参考文献

浅谈低油价下海上油田效益开发 篇8

1应用“注水节点”系统工程一体化运作, 有效提高“三率”

管理区通过开展“注水专项治理提升年”活动为契机, 应用“注水节点”系统工程, 精细注采管理, 层段合格率得到大幅度提高, 2014年为81.3%, 2015年升至87.1%, 有效地控制了递减。

1.1优化检修方案, 提高注水有效率

通过补孔潜力层, 完善注采井网;细分注水层段, 减小渗透率级差及层间干扰;应用多油层机械分层酸化工艺管柱、实现分多层段酸化等水井检修措施, 有效改善了各小层吸水状况。管理区自2013年以来, 通过水井细分层段、检修作业, 二段分注减少9口, 四段以上分注层段井增加9口。其中2015年, 共实施水井检修作业8口, 水驱储量恢复 (或增加) 150.7×104 t;注采对应率提高了0.7% (82.0%↑82.7%) ;7口注水井进一步细分层段, 增加注水层段14个, 渗透率级差由3.5降为2.1, 减小层间干扰, 提高纵向驱替程度。

1.2加强协作, 提高测调成功率

2015年共实施测调36井次, 相关流量测试14井次, 为动态分析、优化注采调配, 提供了可靠的依据。按照“注采矛盾突出、控制储量高、测调方便”的原则, 利用住人平台的便利条件, 继续优选CB25GB、25GC为测调示范区。CB25GB、CB25GC井组9口分注井相关流量测试资料显示, 28层注水层段合格层仅有2层, 占7.1%。针对上述问题, 优先对该井组9口分注井进行了测调, 7口井调配成功, 测调成功率77.8%;合格层段由2层↑23层;层段合格率由7.1%上升至82.1%;对应18口受效油井生产平稳, 与年初相比, 日液能力上升128t, 日产油能力上升1.0 t, 区块自然递减率由测调前3.8%下降至-0.1%, 有效地改善了水驱开发效果。

1.3优化注采调配, 实现高效注水

通过对油水井生产资料、测试测调、压力及剩余油分布等综合资料研究分析, 优化注采调配, 提高注入水有效波及体积, 改善水驱开发效果。2015年共实施因动态变化、注采矛盾、加强非主力层注水等调配54井次, 上调日注水量575 m3, 自然递减率控制在5.0%, 进一步夯实老区稳产基础。

2优化生产参数, 老区调整效果好

根据形势, 2015年东区调整方案只实施了CB20CB井组5口新井 (4口油井, 1口水井) 。管理区成立由主要领导为组长的新建产能项目组, 加强了新井动态跟踪分析。

其中CB20CB-14井投产Ng42.553.4层, 该井靠近断层, 且对应水井CB20CB-13井还未作业投注, 为延长低含水采油期, 与科研所结合后, 优化合理生产参数, 液量控制在100 t以下生产, 初期6 mm油嘴, 频率38 Hz, 油压3.0 MPa, 日液能力114.7 t, 日油能力65.1 t, 含水43.2%, 超地质设计日油能力20.1 t, 目前日液能力85.6 t, 日油能力58.0 t, 含水32.3%。CB20CB-11井投产Ng42层, Ng42层注入水水淹严重, 为延缓含水上升, 结合分析同层位邻井采液强度及含水、注采对应关系, 优化合理生产参数, 液量控制在80 t左右生产。CB20CB井组四口新投产井日液能力357.7 t, 日油能力140.2 t, 含水60.8%, 年产油1.0266×104 t。

3优化措施方案, 措施效益得到有效提高

措施方案制定时坚持“先算后干、事前算赢”的原则, 强化“五位一体”运作 (即地质、工艺、财务、作业、计划, 一体化运行) , 措施作业井由年初的7口优化为6口, 措施后做好动态跟踪分析及注采调整;定期召开月度油水井措施讨论会, 确保措施方案的有效性、高效性。已实施提液、补孔、拔滤防砂等油井措施6井次, 有效率100%, 与措施前相比, 日增油能力86.7 t, 年增油1.6855×104 t。

4优化组合挖潜模式, 努力实施老区稳产

针对老区油藏注采矛盾突出, 通过加大与科研所、采油工艺监督中心的结合力度, 从油藏、工艺、测调角度综合分析, 创新思路, 从效益出发, 采取“调、控、引、推、顶、降”等油水联动的组合挖潜模式、改善水驱效果, 自然递减得到了有效地控制, 是取得效益最大化的有效手段。

开展油井调参调频21井次, 日增油能力85.7 t, 年累增油2.51×104 t;降低自然递减率2.8%。平均单井液量增加17.9 t, 单井油量增加4.1 t, 综合含水下降1.1%。

5积极组织油井调频调参节电与挖潜增效

管理区积极组织变频控制油井节电推广。开展CB25GB-9等6口井调频调参节能推广, 通过调整油井频率和油嘴, 在确保油井产量前提下, 降低油井的油回压差, 从而减少电泵机组的无用功, 实现日节电1 100 k Wh, 全年节电32.93×104 Kwh。

通过对根据季节变化及时调整平台照明, 张贴节电标识提高人员节点意识等措施, 节约用电3.48×104Kwh。采取了夏季热媒泵停运, 约节电34.9×104 Kwh。通过各项节电措施的实施, 全年共节电70.18×104 Kwh, 创效益353万元。

6结论

海二采油管理区一直坚持“油水并重、以水为先、一体化治理”的理念, 做好水井各项工作, 精细注采井组分析, 组合挖潜增效, 夯实稳产基础;同时优化措施方案, 油水联动, 均衡驱替, 提高措施高效率, 实现海上油藏良性的效益开发。

参考文献

油田开发效益 篇9

1. 人力资源管理与开发

油田企业人力资源管理是指对企业内部的人员实行科学有效的开发和管理, 改善企业的人员结构和配备, 提高企业工作氛围和经济效益, 主要包括人力资源开发和管理两个方面。石油企业人力资源开发是为企业发现人才、提供人才的主要方法, 通过人力资源的投资、引进、培训、考核、沟通等环节, 提高企业人力资源的合理性, 挖掘企业人力资源的潜力, 使人力资源得到合理安排和充分有效运用, 是企业人力资源管理的主要内容。人力资源管理需要不断完善人力资源开发手段, 提高员工的知识、素质、技能等, 为石油企业发展创造良好的人才保障条件。

2. 人力资源管理的内容

石油企业人力资源管理包括企业人才涉及内容的方方面面, 主要包括:人力资源战略、人力资源规划、人力资源工作分析、人员招聘引进、人员调配与流动、员工培训与开发、员工绩效考核、员工薪酬管理、员工工作劳动防护、劳动合同及关系等。提高油田企业人力资源管理水平就要从上述人力资源涉及的内容出发, 提升这些内容每一个方面的科学水平和高效管理, 就可以提高人力资源管理效益。

二、油田企业人力资源管理作用和现状

1. 人力资源管理与企业发展的关系

油田企业的发展经历一个又一个的辉煌和一个又一个的低谷, 从油田企业的发展现状和过程分析, 油田企业的发展是两个相互影响的因素的变动:油田资源接替和人力资源管理。在油田企业发展过程中, 人力资源开发与管理比单独对企业本身进行管理要重要很多, 资源是暂时的, 人力资源是长期的, 而且人力资源是潜在无限的, 企业资源是不可再生的。人力资源的数量和管理效果是企业可持续发展的根本保障, 也是促进油田资源开采、壮大的动力来源, 对油田企业长期发展具有十分重要的作用。

2. 油田企业人力资源开发管理现状

油田企业由于其企业特征和发展形势, 企业一般规模都比较大, 企业人员数量多, 由此企业人力资源管理大多实行垂直管理模式, 基层单位根据自身特征实行基层人力资源管理。面对经济全球化和油田企业市场竞争的加剧, 油田企业对于管理能力强、技术素质高、开拓创新强等人才需求越来越多, 对于当前石油企业人力资源管理的标准和要求也越来越高。当前人力资源管理水平不足、满足不了快速发展的现状需求十分明显。

在这种严峻的现状下, 油田企业人力资源管理存在明显的问题和不足, 对油田企业现代化可持续发展形成了严重约束和阻碍, 具体问题体现在:

(1) 油田企业人才资源管理理念落后

我国油田企业当前人力资源管理理念比较落后, 人力资源管理手段单一, 管理模式还是沿用传统方式, 管理层没有认识到人力资源管理对油田企业持续发展的重要作用, 人力资源管理仍然停留在员工招聘和流出的层面, 不重视各种专业人才的挖掘、引进、开发、培训, 更没有把人力资源管理与企业的长期发展和战略规划结合起来。传统形成的人力资源管理已远远不能适应石油企业现代快速发展的需要。

(2) 石油企业人力资源开发力度低下

通过多年的人力资源管理改革和创新发展, 企业各级管理人员对人力资源有了一定的正确认识, 人事部门逐步寻求对人力资源的开发与管理, 寻求提高人才队伍和人才素质的方法途径, 管理已初见成效。但从与国际市场竞争和发展步伐来看, 我国石油企业人力资源的开发尚未发挥良好的作用, 首先企业内部优秀人才跳槽出油田企业, 油田内部单位和岗位之间的合理调配受到制约, 人才流动和运用主要取决于领导的意志。其次对各种专项技术人员和关键人才的培训和使用上存在严重缺陷, 对人才自主开发和挖掘力度小, 对各种高层次人才的开发和提供力度小。

(3) 企业人力资源培训脚步缓慢

油田企业是知识密集型和生产密集型为一体的企业, 对员工种类和素质都要求比较高, 对应的培训难度较大。目前石油企业还没有根据员工发展的需求和企业需求制定出详细明确培训计划措施。仅仅围绕企业的发展目标来设计和实施培训项目, 在一定程度上落后企业发展需求。人力资源培训目标和要求等与国际发展脱节, 对于企业人力资源定位、前瞻性、人才针对性等方面培训力度不足, 培训落后于企业发展的阶段性需求和长远性要求, 培训工作发展脚步缓慢。

三、提升油田企业人力资源开发管理效益的对策

1. 构建人力资源绩效考核评价机制

绩效考核之所以越来越被人力资源管理所不可缺少和重视, 主要是由于绩效考核具备控制、激励、标准、发展以及沟通等重要功能。构建人力资源绩效考核评价机制应做到: (1) 确定人员绩效考核目标。即制定明确的、可衡量的、具体行动性的、确实可行的、具有时限性的、具有结果处理性的目标; (2) 完善考核技术配备。确定人力资源绩效考核的标准、方法、考核人员等; (3) 结果评价与反馈。对绩效考核结果要有科学的评价方法, 确保结果公平公正, 同时完善反馈, 以达到持续跟踪改善和提高的目的。 (4) 结果运用机制。对考核结果进行有效运用, 包括分配奖金、职务晋升、岗位调迁、评先评优等。

2. 实行岗位职务激励制度

激励制度是通过多年的验证得出的有效措施, 激励机制可采取多种方式进行, 总之完善岗位职务激励机制是石油企业人力资源管理的一项行之有效的方法。 (1) 设置岗位激励制度。对职称和晋升等实行公开竞争、按需设岗、透明召开、签约管理、动态调整等, 切实以能力和绩效成绩评定个人以此激励人员努力; (2) 加大薪酬和奖金激励政策。以实实在在的补贴、涨薪、奖金、股票、分红等手段进行激励, 促进员工积极努力工作, 积极创新地创造财富, 为企业发展做出应有的贡献; (3) 完善精神激励制度。以评定“先进个人”、“先进单位”、“优秀想法”、“模范班组”等手段激励促进员工, 发挥员工的巨大潜力。

3. 强化人力资源培训力度

培训是为油田企业创造人才、持续提供人才最有效最直接的方法, 加强培训制度和组织管理建设, 通过调查研究和企业现状、趋势制定一系列培训项目、课程、计划等, 对企业管理层、安全环保人员、操作员、特殊岗位人员、后勤人员、公关、新进人员等进行专业培训, 加大培训落实和实施力度, 提高企业员工专业素质和技能水平。

结论

(1) 在分析油田企业人力资源与企业发展关系的基础上, 指出当前人力资源管理面临的人力资源观念落后、人员结构不合理、人力资源开发力度低下、考核和薪酬激励缺乏、培训脚步缓慢等现状问题。

(2) 提出进行科学人力资源规划、构建绩效考核评价机制、实行岗位职务激励制度、强化人力资源培训力度等四个方面提升油田企业人力资源管理效益的对策。

参考文献

[1]林广庆.油田企业人力资源管理与开发研究[J].企业观察.2011, (53) :102-105.

[2]王琛.油田企业人力资源管理现状及完善的措施[J].新西部.2010, (12) :76-78.

油田开发效益 篇10

1 环境保护技术不断完善

1.1 作业过程中的预防控制技术措施

1.1.1 在应用自封、半封、全封、新式简易自

封封井器的基础上, 改进了封井器的密封件性能, 提高承压能力及使用寿命, 使承压能力达到10MPa, 解决低压井环空控制问题。

1.1.2 配套应用了井底双作用不压井开关、

井口自封封井器, 可以实现抽油机井不压井、不放喷起下作业, 既保证无落地油污, 又能保证安全生产。

1.1.3 对聚合物驱及三元复合驱高压油气

井作业施工时, 作业施工队伍配备了承压达18~21MPa的作业用小型液压〈球形〉万能封井器、液压单、双闸板井口防喷器, 解决了高压井环空控制、大尺寸工具的起下问题。同时根据生产管柱的实际情况加装了相应的井下开关、帽型活门或防喷脱接器, 改进并提高了上述装置的密封件性能、工作可靠性及使用寿命, 解决了管柱起下时管内喷的问题。

1.1.4 为解决聚合物驱、三元复合驱、气井

改造作业的问题, 提高不压井作业可靠性, 提高作业装备的现代化水平, 已规划进口国外液压不压井作业设备。设备能力达到行程3m、最大举升力不小于300k N、最大下推力不小于200k N。

1.1.5 为低压井井下生产管柱装备了泻油

器, 减少了管内液体溢流井场。应用上述控制技术之后, 解决了抽油杆起下、油管起下、压裂管柱起下时的喷溢问题, 使低压井井口作业施工基本无溢流, 高压井作业井口实现可控制、少量放喷, 对周边环境造成的污染较小或者没有造成污染。

1.1.6 推广应用泄油器。作业过程时在没有

泄油器的情况下, 油管内的油气水将全部落到井外, 在起泵完后, 泄至地面的油、气、水总体积理论上为:

式中:V-外泄油水体积, m3;H-泵挂深度, m;C-油管内容积, m3/m;V杆-油杆体积, m3;K-原油油气比, %。

按以上理论公式推算若不使用泄油器, 均将油管内液体排泄至地面, 每口井可造成面积至少为250m2的污染。因此, 低压井井下管柱适宜安装泄油器。

1.1.7 推广应用抽油

杆、井口刮蜡器。抽油杆、井口刮蜡器可有效地将抽油杆和井口原油和结蜡清除, 为一种理想的环保工具。

1.2 落地原油处理的技术措施

落地油污染治理方案可综述为3种方法 (表1) 。

1.3 水井作业废水污染的处理方法

采用注水井外排污水连续软管回收技术。该方法是将水井外排污水用连续软管输送到就近油井, 由回油管线打入油井生产流程, 以达到节约水资源、防止污染的目的。

1.4 水井洗井液废液的处理方法

目前国内油田有4种不同的洗井处理方案 (表2) 。

2 效益分析

2.1 预防控制措施的经济效益

安装泄油器后, 以单井作业一次为例, 按泵挂深度800m, Φ73mm油管, 综合气油比42m3/t, 排放污水仅考虑石油类一项, 按单因子收费标准, 其浓度按照20mg/l计算, 对使用泄油器前后的井场污染程度进行对比 (表3) , 使用泄油器后, 控制溢流量20m3, 污染面积为零, 避免了水资源的浪费和被征收排污费的投入。单井应用抽油杆刮蜡器解决了抽油杆的残留原油量和结蜡量, 避免了作业现场清理。

2.2 治理落地原油的经济效益

大庆油田每年实际单井产生落地油400kg, 不考虑原油损失费、被征收排污费和环境污染带来无形损失费用, 仅计算单井清理费用为5000元。在使用加拿大油污处理剂来处理落地油以后, 只需134kg/井的油污处理剂即可, 费用为1470元/井 (表4) 。

2.3 洗井液废水处理的经济效益

罐车拉运和车载式污水处理设备在喇嘛甸油田现场应用结果对比见表5、表6。

2.4 水井作业外排污水处理的经济效益

应用注水井外排污水连续软管回收技术, 按油水井间距200m, 连续软管每米100元, 高压水龙带0.5万元/10m, 污水回收装置18万元, 折旧年限10年, 2人上井操作, 考虑污水进入联合站需配增压泵1台, 费用5万元, 在联合站处理污水成本0.5元/m3, 则年水井作业一次性投资33.6万元, 按水井单井作业排放60m3, 注水费6元/m3计算, 实施该方案后, 每年节约39.9万元, 年净收入为6.3万元。

3 结论

3.1 近年采油工程通过不断完善油水井作

业的预防控制技术、落地油处理技术、水井作业废水污染处理方法、水井洗井废液处理方法等环境保护技术, 使大庆油田的油水井作业废水和落地原油得到有效的治理。

3.2 通过一系列采油工程环境技术利用,

海上油田高效开发技术探索 篇11

关键词：海上油田;高效开发;稠油;边际油田;优快钻井;开发模式

海上油气田的勘探开发不同于陆上油田，海洋石油开发涵概了人类迄今掌握的所有科技。首先海上平台的建造、搭建就是一项艰具的任务，海洋深度越大海情越复杂，对平台设备的要求越高。此外水下油气管线铺设，水下井口设施， 浮式生产平台，水下三维勘探，各种钻探作业，都对一个国家的造船能力，地球物理，海洋工程，石油装备领域提出挑战。在任何方面出现短板，都会在国际合作中于不利地位。既然中国选择了独立的崛起之路，就会在各个方面面临更崎岖的历程与挑战。

一、海上油田开发的主要问题与挑战

1. 海上地质油藏条件复杂

我国近海油田大体分为3 大类：中小型轻质油油田、特殊岩性油气田、中型稠油油田。其中， 近海稠油油田的石油地质储量占海上已发现总地质储量的2 /3， 主要位于渤海湾油区， 对海油的稳产起着关键作用。渤海稠油油田储层为河湖三角洲—河流相沉积的砂体， 储层变化大、埋藏浅， 含油层数多， 含油井段长， 存在多油水系统且关系复杂;储层物性好，渗透率高， 胶结疏松， 油井出砂严重;流体性质较差，具有密度大， 黏度高（地下原油黏度26 ～741 mPa· s;天然能量不足， 边水不活跃。上述这些特点使得海上稠油油田开发难度大。对于特殊岩性油气田， 由于构造复杂， 形式多样， 断层多， 断块面积大小不一;储量规模不大， 油水关系复杂， 油气藏类型多， 如何经济有效地开发这类油田也是海上油田开发所面临的技术挑战。

2.海洋油田开发投资大和风险高

首先 ，以中国国情而言，在当前油价（80美圆一桶）下，陆上油井日产原油在3吨左右即可获得较好利润，若是海上油田这样的油井则无开采价值（中海油2009年的桶油主要成本为22.08美元）因此海上石油的成本问题也决定一些油田是否值得开采。以中石油某油田滩海（水下等深线-5米）开发为例。该油田为获得百万吨产能，兴建人工端岛等设施，花费10亿左右人民币，若是要在深海形成此等规模开发成本也将是10亿，这10亿则会是美圆。而海上石油开采正是一个“高风险”、“高技术”、“高投入”的产业，据测算，每钻井一米耗资约1万元人民币，而海上钢结构平台每平方米造价就高达两万美元，如此算来，建设一个中型的海上油田投资将在3亿到6亿美元之间，而一个大型油田总投资将高达20至30亿美元。凡此种种，在开发之前，一个中小油田前期勘探的费用将达到2000万美元。从寿命上讲，陆上油田开发后期可通过水驱，聚合驱等模式可继续生产若干年，甚至可以通过暂时关井等待地层压力恢复，油价攀升后，继续进行经济开采。而海上油田基于成本考虑则会选择关井，因此海上油田在寿命上也较短暂。另外海上石油开采还受油价，汇率的影响。对于地质条件资料匮乏，勘探数据不明的区域，任何石油公司都无能为力，何况南海南端石油储藏多位于其他国家大陆架附近，在没有军事保障的情况下，一切都是空谈。

二、油田高效开发技术

1.海上稠油少井高产技术

针对渤海稠油多、难开发的技术难题， 围绕如何实现少井高产， 在找准油藏、注海水强采、防砂、上岸4个方面进行技术攻关， 形成了海上稠油少井高产技术体系， 主要包括远程制导实时油层追踪技术、砾石充填多层防砂技术、注海水强采技术、长距离海底稠油混输技术。该技术能够保证钻头准确进入有效层段， 及时补足能量实现强采， 并在强采情况下油藏骨架不受损害， 能够通过把大量設备放置陆地而降低开发成本。

以渤海绥中36 -1油田为例， 该油田是20世纪80年代初期发现的大型海上稠油油田， 由于油稠、产能低、出砂和开发成本高， 陆地经验不适用、国际海上无先例可借鉴。在此情况下， 通过攻克70 km长距离海底管线稠油多相混输世界级难题， 实现了海上稠油油田的“半海半陆式开发”。

2.成熟区复式成藏规律主导下的滚动挖潜技术

由于河流相储集层的复杂性，井网调整常常需要经过数次循环才能达到较高的储量动用程度和较好的开发效益。本文以湖盆萎缩期层序发育的主控因素为理论基础，结合区域成藏背景，并结合油田的生产动态特征，提出在油田内部找油田、油田上部找油田的挖潜方向。滚动挖潜的思路为，在油田含油圈闭油柱高度分析、含油圈闭面积充满度分析的基础上，对可能存在的潜力进行搜索，并结合井组含水率差异性分析、生产动态数模精细拟合分析，开展潜力砂体的寻找。该技术在渤海BZ油田中高含水期油田挖潜中取得了很好的效果。以渤海BZ油田NmⅣ3小层为例。开发阶段认为F22MP中已钻遇该砂体的油水界面，但静态上发现该砂体25m的油柱高度远远低于其余砂体40m的油柱高度。通过对该砂体低部位一口生产井F29井的生产动态数模拟合分析，认为该砂体油水界面有下推40m以上的可能。为此提出了通过调整井F33井落实该砂体油水界面的方案，最终，F33井证实了该砂体油水界面下推54m，新增动用储量60×104m3。潜力方案F37H井实施后新增动用储量80×104m3，2012年10月投产后已累计贡献产油量3.5×104m3。

3.海上边际油田开发技术

渤海油田13 ×108 t储量属边际油田， 利用常规技术不能经济有效开发。针对渤海大量分散的小型油田难以开发的难题， 提出了“尽可能依托现有设施、工程设施尽可能简易化、工程设施可重复利用”的开发思路。在该思路指导下， 进行开发方案的设计和优化， 有针对性地采用一个简易平台、一条管线和一条电缆开发依托现有设施开发20 km以内边际小油田， 或采用可移动简易采油设施开发远离生产装置的边际油田， 逐步形成了后来的“三一模式”和“蜜蜂模式”等边际油田开发模式。采用上述的海上边际油田开发技术使13个边际油田投入开发、27个边际油田应用此项技术进行设计建造， 至今已有8 ×108 t边际储量得到开发利用。

三、结语

在国内现代石油工业向海洋发展的过程中，国外先进的现代海洋工程被快速引入了中国海油市场，特别是海外的油田勘探开发技术对国内石油工业产生了巨大的影响，使得海洋油气田钻完井技术产生了飞跃，为海洋石油的增储上产做出了巨大贡献。这些技术的突破将为海上稠油提高采收率闯出一条新路子

参考文献：

[1] 周守为.中国近海典型油田开发理论与应用[ M] .北京：石油工业出版社， 2009.

[2] 周守为.海上油田高效开发新模式探索与实践[ M] .北京：石油工业出版社， 200.

[3] 王德民，程杰成， 吴军政， 等.聚合物驱油技术在大庆油田的应用[ J] .石油学报， 2005， 26（1）：74 -78.

乌南油田效益提升相关对策解析 篇12

一、乌南油田储层地质的情况

由于乌南油田储层结构非常复杂, 设计内容非常广泛, 下面介绍几种主要的储层情况。

1. 储曾空隙结构

储层空隙结构种类非常多, 而且每种空隙各不相同, 呈现的形态各不一样。

(1) 残余粒间孔

这种孔的形成主要是由于胶结挤压, 形成原始粒间空隙。它的发育视环境而变化, 在很少的碳酸盐碎屑层发育较好, 反之就发育不是很好。

(2) 溶蚀孔

它是有机酸与易溶颗粒结合形成的, 它一般和剩余粒间作用比较大, 可以为乌南油田创造良好的油气储集空间, 而且在很多的乌南油井中可以看到, 作用很大。

(3) 裂缝

乌南油田的层间缝和颗粒裂缝对储集空间很有帮助, 具有沟通作用, 改善储层的渗透问题。

2. 成岩作用

(1) 胶结作用

它主要是矿物质的化学方应形成的, 对于砂岩具有破坏作用, 特别是方解石的胶结, 形成的形状不利于地层有机酸水的渗流, 使溶蚀、交代等作用无法发挥作用。

(2) 交代作用

它是矿物之间的替换现象, 它形状和方解石的交代有关, 但是方解石的胶结作用导致交代作用得不到明显的发挥。

(3) 溶蚀作用

它是由于矿物质成岩环境的变化发生溶蚀, 为了达到物理化学之间的一种平衡。它可以改善储层物性, 主要在方解石胶结层或者方解石较少的层段。

3. 储层敏感

(1) 水敏性实验, 在水储层很有很高的蒙脱石, 它具有水敏伤害, 通过乌南油田的实验数据显示, 在设置实验条件一样的情况下, 岩心的液体矿化度越高, 储层渗透下降不明显, 水敏伤害就不会很明显, 反之就会很明显。

(2) 盐敏性实验, 主要是检查膨胀粘土低盐度流失的情况。当外来水渗入砂岩储层就会使粘土的结构被破坏, 使得粘土矿物的间距发生变化。由于油田注入的液体中含有的矿化度减少, 在一定的环境下会发生膨胀分散现象, 这样就会导致渗透率下降。根据这种情况得出结论, 临界矿化物越多, 矿化度流体的能力就越弱, 盐敏性就越强。

(3) 酸敏性, 要实现油田增产可以采用酸化改造但是酸液配方和处理方法一定要正确, 如果不正确就会导致粘土矿物与酸反应形成沉淀物。形成的沉淀物处理不及时可以堵塞岩石的空隙, 这样储层的渗透就会下降, 对储层形成伤害。储层中的铁矿物的多少决定酸敏的具体情况, 含铁矿物含量较少时, 储层酸敏就会比较强。

二、乌南油田效益提升对策

压裂增产增注措施

1、水基压裂

通过对乌南油田采取压裂井的措施, 改善地层的情况, 提高产液的效率。虽然能力有所提高, 但是还是有些问题存在。乌南油田又采取新的压裂措施, 主要是采用新型压裂液、新的方法。

2、清洁压裂液

(1) 清洁压裂液使用很方便, 而且配方很简单, 只需要稠化水和盐水按照一定的比例混合就可以使用。

(2) 它的抗剪切性非常好, 有利于返排, 特别是遇到油、天然气等破胶特别快。而且不会对储层造成污染。

(3) 它比以前的压液效果更好, 具有很强的携砂的功能, 而且方便作业。

3、低聚物压裂液

这种压裂液可以在常温下实现液体的交联, 虽然具有很多优点, 但是效果不是很明显。

(1) 它的携砂能力很好, 而且具有降滤的功效。

(2) 在它的作用下胶结不会产生对地层有伤害的物质, 而且对温度的适应能力很强。

酸化增产措施

乌南油田具有低压低渗的特点, 而且为砂岩储油, 针对这种情况可以采用酸化措施达到增产的目的。

4、有机酸解赌

这种方法主要是解决油井堵塞问题, 在很多油井措施中很容易产生矿物污染物堵塞油井, 造成有的油井产油不高或者停产。它是通过使用氧化时的反应加快。乌南油田根据最近几年的实验研究了复合解堵增产、水井解堵增注的新手段。它具有以下特点:

(1) 它可以溶解地层产生的有机污染物质, 达到解堵的目的。

(2) 它不会造成大的污染, 还可以控制酸与污染物的之间的反应。

5、自生复合酸化解堵

它是通过化学方应产生的二氧化碳来实现解堵的, 二氧化碳可以使返排率加快, 具有很多作用, 例如清洗、改善润湿性的功效。它具有以下特点:

(1) 它可以通过化学方应产生二氧化碳, 不仅可以提高反应压力还可以使返排率加快。

(2) 可以提高地层的渗透能力, 具有清洗和润湿的作用。

6、醇酸酸化解堵

它是针对乌南油田的特点进行的, 它可以克服乌南油田低压低渗的问题, 让酸液进入到地层的深处, 改善底层渗透差的特点, 也可以清除返排液。它除了具有降低张力外还具有气体弹性。它具有以下特点:

(1) 在酸液中添加醇提高作用的能力, 还可以改善油层表面的张力。

(2) 酸液可以克服低渗的特点是因为它使得岩石的溶解速度变慢了。

(3) 它可以解决油井污染物堵塞的问题, 还可以提高酸化的作用。

(4) 在一定程度上遏制粘土膨胀能力, 还可以实现彻底返排。

7、不动原生产管柱酸化

这种方法主要针对管柱产油作业, 在井中原管柱起出后, 使用酸化管柱注入酸液, 可以改善原先管柱的工作效率, 但是由于这种技术周期较长而且所花费的成本较多, 需要针对性地采取这种技术进行增产, 在原先的不动管柱中注入酸液, 完成施工就使用原先井中的返排技术, 这样可以节省费用。

酸化增产措施主要解决矿物质堵塞问题, 可以清洁表面的污染物, 提高渗透能力和增油效果, 但是它只可以改善地层污染问题, 增产效果在一定的时间内有效, 起到的效果不太明显。要根本解决乌南油田增产的目的需要从多个方面入手, 积极研究新的工艺。眼根据乌南油田的特点采取有针对性的措施实现增产, 还可以重点研究酸化工艺和防膨胀技术, 在完善原有措施的基础上研究新的工艺, 提高乌南油田产油率, 实现油田效益的提高。

结束语

乌南油田的的低压、低渗情况是导致开采难的一个原因, 再加上乌南油田的地质和其他原因导致油田产量不高, 没有办法达到提高效益的目的, 需要针对这些情况采取有效措施, 在不污染油层的基础上提高开采量, 可以采用压裂增产增注、酸化增产等措施, 也可以根据乌南油田的实际情况研发新的技术, 改善产量不高的情况。

参考文献

[1]李建强.新疆油田酸化油的处理方法[J].武汉工程大学学报, 2012, 34 (7) .

[2]王鹏辉.采油方式转换提升油田综合开发效益的具体应用[J].中国石油和化工标准与质量, 2012, 32 (1) .