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油田开发
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2017年,油田开发紧紧围绕“十三五”后三年实现“效益稳产2300万吨以上、盈亏平衡点降至50美元/桶”的战略目标,以增加经济可采储量为核心,强化油藏经营管理,坚持算清效益账、多干效益活、多产效益油,有效遏制了低油价以来油气产量持续下滑、SEC储量替代率下降、单位完全成本上升势头。

全年上报生产原油2341.61万吨,超计划1.61万吨;生产天然气4.07亿立方米,超计划0.37亿方。新增SEC经济可采储量2532万吨、替代率110%,可持续发展基础得到改善。

一是效益建产扎实有效。加快油藏评价和滚动勘探,在排10西、孤北断裂带、义和庄潜山等区块落实上报商业储量2288万吨。加强产能方案一体化优化,下放零散井、更新井、侧钻井审批权限,建立采油厂承包、与石油工程公司合作两种难动用储量开发模式,努力做大增量规模,全年新建(增)产能110.5万吨、比计划增加20.5万吨,项目开发成本由12.4美元/桶降到11.8美元/桶。

二是老区开发提质增效。注重夯实油田稳产基础,立足发挥油藏价值最大化,深化潜力分析,明确不同开油藏类型、开发方式提质增效对策。精细水驱控减保效,以细分注水为核心,强化水质源头治理,加大测调一体化技术应用,实施中石化一体化降本提效、分公司水驱油藏提质增效、注采调配提质增效等方案72个,加大效益复产力度,稀油自然递减率8.8%,为近几年来最好水平。稠油热管理稳产增效,实行“制汽-输汽-注汽”闭环式全过程保干管理,推广分层注汽、联动注汽、泡沫复合吞吐等高效措施2100井次,吞吐油汽比提高0.04个百分点,实现了稠油效益稳产。化学驱个性调整增效,注重井组效益评价和个性调整,优化延长孤岛中二北Ng3-4聚合物驱等6个项目,实施分层注聚、堵水调剖等措施,化学驱年增油117万吨,当年吨聚增油23.3吨,提高0.4吨。

三是盘活存量保值增效。积极盘活老油田存量价值,严控低效无效工作量,加大有效产能恢复力度。开展双低单元治理,对东部陆上采收率小于25%、采油速度小于0.2%的单元细化潜力调查及治理对策,编制了四年治理计划,2017年治理低产低效单元16个,治理后平均单井日油从0.5吨增至2.0吨。加强停产停注井治理,制定下发大修、压裂及侧钻井考核办法,采取自主扶停、合作扶停新机制、二次完井等模式,全年扶停760口井,平均单井恢复日油2.5吨,恢复可采储量340万吨,恢复水驱控制储量1990万吨。