1、- 1 -构筑实现项目高效运行的动态管理体系杨 丽 1，喜恒坤 2（1.辽河油田公司勘探开发经济评价中心 2.辽河油田公司欢喜岭采油厂 辽宁盘锦 124010）摘要：辽河油田历经三十多年的勘探开发，油气田开发已经到了中后期，后备资源不足和开发成本、操作成本的上升，严重制约着油田企业的综合发展。辽河油田是我国最大的稠油生产基地，稠油年产量占油田总产量的 60左右，因此探索稠油油藏的后期开采方式成为保持油田稳产和进一步提高油藏采收率的关键所在。油田公司在齐 40块稠油油藏开展了蒸汽驱先导试验，通过建立动态管理体系，发挥了项目方案在项目实施和运行过程中的核心和指导作用，同时通过对项目的不断监控、不断
2、调整和不断改进建立起一套快速反应、及时应对、科学决策的思想策略，使齐 40块蒸汽驱先导试验取得了较好的开发效果。关键词：稠油油藏；蒸汽驱；先导试验；动态管理体系1 前言辽河油田历经三十多年的勘探开发，油气田开发已经到了中后期，后备资源不足和开发成本、操作成本的上升，严重制约着油田企业的综合发展。辽河油田是我国最大的稠油生产基地，稠 油 年 产 油 占 油 田 总 产 量 的 60 左 右 ， 所 以 保 持稠油产量的建设规模，是保证油田可持续发展的关键要素之一。辽 河 稠 油 自 1983 年 陆 续 投 入 开 发 ， 主 要 采用蒸汽吞吐方式开采，已经取得较好的开发效果和良好的经济效益。通
3、 过 老 区 不 断 加 密 调 整 及 超 稠 油 产 能 建 设 规 模 的 不 断 扩 大 ， 2001 年 实 现 最 高 年产油 894104t，截止目前采出程度 18.20%，可采储量采出程度 77.42%，平均吞吐周期 9.5个，基础井网油井吞吐高达 15个周期以上。2002 年 开 始 随 着 老 区 进 入 吞 吐 后 期 ， 开 发 矛 盾 不 断 加 剧 ， 主 要 表 现 在 ： 一 是总体上已进入吞吐开发后期，大部分区块进入高周期生产，地层压力下降，吞吐效果明显变差；二是油井出砂、井况变差、边底水侵入、存水率增加、周期注汽量增大等问题日益显现，不仅影响了吞吐效果，而且
4、成本和产量的矛盾日益突出，开发效果和经济效益越来越差。因此，探索稠油油藏下步开采方式成为保持油田稳产和进一步提高采收率的关键所在。1998年油田公司在齐 40块稠油油藏开展了蒸汽驱先导试验，蒸汽驱先导试验区由 4个反九点井组构成，部署总井数 27口，其中：注汽井 4口，生产井 21口，观察井 2口；1998年 1月开始集中吞吐预热，到 1998年 10月 21日开始转入蒸汽驱。先导试验区从1998年 1月2004 年 12月，试验阶段包括吞吐预热阶段和蒸汽驱阶段。到 2004年已经历时 6年的开采过程中，试验井组累注汽 119.69104t，累产油量21.21104t，阶段油汽比 0.18，阶
5、段采出程度 24.66%。与吞吐预测产油量相比，累增油15.18104t，提高采收率 17.65%，取得了令人满意的开发效果。但同时也应看到，试验项目在组织、运行过程中也存在着一些问题，如项目组织结构较庞大，运行效率低下，解决问题不及时，部门之间沟通和协调较难等。这主要是由于该项目是建立在成熟的吞吐开发组织体系和管理模式基础之上，开发过程主要以经济效益为中心，以提高产量和控制成本为目的，而没有达到试验和探索稠油油藏实施蒸汽吞吐后转- 2 -为何种开采方式的目的；这些问题对项目的高效运作十分不利，同时也直接影响到试验效果。因此为适应市场经济和现代企业发展的需要，同时为提高项目试验效果，我们按照现
6、代企业制度的要求，在原有组织结构及管理模式基础上逐步形成和建立了一套适应项目高效运行的动态管理体系，并经过二年多的探索和实践，明显提高了项目管理水平和运行效率，并取得了良好的经济效益和开发效果。 2 动态管理体系的主要内容根据蒸汽驱试验项目自身的特点，要求在项目管理过程中以经济效益为中心，以探索试验效果为目标。在此基础上形成的 CCA动态管理过程和高效的项目组织体系具有以下特点：a.管理目标明确b.组织管理体系完善c.反应快速，应对及时2.1 CCA动态管理过程同蒸汽吞吐开采方式相同，蒸汽驱开采方式也要经历项目启动、编制方案、方案执行、综合控制和项目收尾 5个过程，但蒸汽吞吐开采过程之间是单向
7、的顺序式关系，过程之间缺少相互联系。CCA 动态管理模式以方案设计（scheme）为指导，以动态监控（control）为依据，对方案进行实时调整（adjust） ，形成相互影响、相互制约的动态式关系（图 1） 。项目管理的目标以方案设计为中心，使项目的基本目的贯穿在项目的每一个环节，方案调整、方案执行和方案监控都以方案设计为指导，但三者之间并不是独立的执行与被执行的关系，而是相互影响、相互制约的动态关系。如：在执行方案过程中发现实际工艺水平达不到方案设计要求，或由于某种原因无法执行。这时就要将情况反馈给设计方案，设计方案根据情况及时进行调整，达到实施条件后执行调整方案。最终使执行、调整、监控过
8、程与方案紧密结合在一起，形成一个有机的整体，以达到对项目的动态式管理和调整目标。图 1 CCA动态管理模式图2.2 高效的项目组织体系调 整方案执 行 监 控- 3 -同蒸汽吞吐开发不同，蒸汽驱试验是为探索稠油油藏蒸汽吞吐后转为何种开采方式而进行的先导性试验项目，因此要求项目具有全新的项目组织体系和现代化的管理方法来适应项目本身的需要，根据已有组织体系和项目自身的特点，油田公司成立了蒸汽驱项目管理小组，按现代企业管理模式将其分为技术系统、管理系统和行政系统，其组织结构见图2。图 2 CCA动态管理组织结构图行政系统由公司领导及下属技术发展处、研究院、钻采院和采油厂主管领导组成，负责目标审核、方
9、案审批及部门协调等工作。管理系统由各部门项目经理组成，负责部门内技术把关、方案审核等工作。技术系统由各单位项目专业技术人员组成，负责方案设计、资料分析统计等工作。根据上述组织形式将项目分为地质项目组、工艺项目组和现场项目组，分别由管理系统中的项目经理负责，这样就将原来的塔式管理变为扁平式管理，这种管理模式更利于不同部门之间的横向和纵向沟通和协调，使组织结构具有更强的专业性和系统性，更利于项目的管理和运作。管理系统全面负责组织现场试验运行管理、内部协调及监督工作。通过建立健全各项规章制度，制订详细的年度工作计划和运行安排，保证转换开采方式试验项目的顺利运行。组织召开月度例会和措施分析会，跟踪和掌
10、握试验动态，提出下步工作意见，定期向行政系统项目办公室通报试验进展情况，完成年度试验总结和阶段效果评价报告。3 动态管理体系的主要做法在构建了动态式管理体系后，项目完全按照上述组织和管理模式运行，在实施过程中，我们主要有以下几点做法：3.1 坚决执行方案设计3.1.1 井网完善根据方案设计要求，先导试验井组确定了 4个 70100m反九点井组，共有注汽井 4口，总负责人研究院 钻采院 欢采厂地质负责人 工艺负责人 地质负责人 工艺负责人生产负责人技术发展处项目经理项目经理项目经理技术系统管理系统行政系统- 4 -生产井 21口。1997 年底共钻新井 18口，钻更新井 3口。扩大试验井组确定了
11、 7个70100m反九点井组，共有注汽井 7口，生产井 43口，2002 年底共钻新井 2口，对 4口套管损坏井实施了修套措施，重新完善了井网。3.1.2 注汽系统建设注汽系统包括注汽锅炉、地面管网和井内隔热管柱等部分，根据方案要求，注汽锅炉应满足耐高温、高压、高干度的要求，地面管网及隔热管柱应满足热损失小的要求，封隔器具有密封性能好的特点。根据上述方案要求，现场执行过程全部达到方案设计指标：1）注汽锅炉最高压力 10MPa，锅炉出口干度达到 75%，井口干度均达到 70%；2）日供汽能力达到 1200m3/d，并备有一定的剩余注汽能力以备措施用汽；3）地面注汽管网管线热损失均低于 5%，各注
12、汽井井口干度、流量按设计分配；4）采用高质量的真空隔热管柱和可捞式汽驱封隔器。5）转驱前对每口注汽井进行一次 TPS-9000型吸面剖面测试。3.1.3 举升系统根据方案要求，转驱前对试验井组所有井上设备进行一次系统维护和保养，优化机、杆、泵配置，并对环空动液柱高度超过 200m的生产井配备了大型抽油机及大泵；对井底存在的堵塞的生产井，根据具体情况采取了化学解堵、热解堵、或打捞方式解除堵塞，保持了井筒畅通；在设计下泵方案时尽量加深泵挂深度，将抽油泵下到油层中部或附近；试验和应用了陶瓷泵、沉砂泵等耐高温、防砂、高效抽油泵，并取得了较好的试验效果。3.2 紧紧围绕方案要求进行系统监测3.2.1 注
13、汽干度监测扩大试验区 7口注汽井严格按照方案设计指标执行。目前 7口注汽井注汽压力较平稳，锅炉出口干度达到 76（“方案”要求 72以上） 。3.2.2 观察井监测按“方案”要求，转驱后在两口压力观察井观 29、观 30分别下入了毛细管连续测压管柱。观 30井测试结果显示自 2003年 11月 5日开始，除 4单元外其余单元压力缓慢恢复，后期压力相对稳定，是汽驱见效的反映。观 29井测试结果显示：压力前期受汽驱影响逐渐升高，后期压力平衡，反映注采平衡，是蒸汽驱最好效果。 3.2.3 吸汽剖面测试两年来共实施吸汽剖面测试 21井次，从测试结果分析目前主要吸汽层位仍为吞吐时吸汽较好的高渗层或上部油
14、层，这与观 30井测试结果下部 4测试单元压力缓慢下降是相符的。3.3 以经济效益为中心，实现油藏经营化管理以经济效益为中心的经营管理理念始终伴随着齐 40块蒸汽驱试验的开发试验。2002年 3月，试验井组日注汽量 540t/d，日产油 68.8t/d ,油汽比低于经济极限油汽比。在深入研究国内外蒸汽驱成功开发模式的基础之上，实施了井组注汽量下调 10%、控关汽窜井、对死油区开展单井挖潜等一系列举措。通过采取以上一系列措施，蒸汽驱试验效果得到了明显的改善，日注汽量降低 70 - 5 -m3/d，节约成本 5950元/天，日产油量增加 8.4t/d（见表 1） ，实施措施 4个月后，累计创效 1
15、22.5万元。3.4 实时分析、迅速应对、及时反馈现场情况3.4.1 调整平面矛盾，使得试验区均匀受效扩大试验与先导试验一样初期也出现了平面受效不均的问题，在注汽井不能实施调整措表 1 措施前后生产指标对比表月份 日产液 日产油 日注汽 含水 压力对比2002 m3/d t/d m3/d %月油汽比MPa实施前 3 436 68.8 540 84.3 0.13 3.54 435 82.5 470 82.5 0.18 3.355 431 75.5 470 82.5 0.16 3.256 414 79.5 470 80.8 0.17 3.2实施后7 373 71.4 470 80.8 0.15 3
16、.02对比 -22.8 8.4 -70 -2.6 0.04 下降施的前提下，2004 年对个别生产井采取了相应的控制产液量的措施，如 10-G30井自发生汽窜后产出液温度达到 120，日产液达 50t/d，井口出蒸汽，含水 100%。经对油层物性及井温剖面测试综合分析认为 20#层发生汽窜,因此采取了高温桥塞封堵工艺,措施后日产液 18.6t/d，产出液温度 80。封堵汽窜层位在一定程度上缓解了平面上受效不均的问题。3.4.2 应用高温陶瓷泵解决泵效低问题，提高单井产液量在几年的汽驱生产中，我们发现普通抽油泵由于材质的限制，在高温状态下（80）生产一段时间后易卡泵且泵效下降较快。其原因是在高温
17、状态下泵筒收缩，而柱塞膨胀以及固定凡尔座易损坏。因此自 2002年 10月份开始着手高温陶瓷泵的现场试验工作，经一年多的室内外试验取得了较好的效果，2004 年现场应用 12井次，未出现过卡泵现象，泵效较措施前提高 25。3.4.3 应用综合防砂技术保证油井正常生产（1）对于出砂不严重但影响油井正常生产及出砂严重油井，采取化学防砂措施后下入沉砂泵，两年来累积下入 12井次，措施后油井均未出现过卡泵现象，保证了油井正常生产。（2）应用高温树脂防砂技术解决出砂严重油井不能生产问题。针对井组内部分井严重出砂的情况，我们通过对油井出砂史、出砂粒径及油层物性等全面分析后认为树脂防砂技术是解决 8-027
18、和 10-29井出砂的最佳措施。2004 年 8月和 7月分别对这两口井实施了高温树脂防砂技术，截至 2004年底，两口井均恢复正常生产，累计增油 328t，检泵周期明显增加，分别提高 106天和 98天。树脂防砂技术获得了成功。3.4.4 应用高温助排技术提高单井排液能力自汽驱试验实施以来，井组内仍有部分井始终未见到汽驱效果，表现为油井供液能力- 6 -差、井口温度低、日产量低。针对这种情况，通过对单井油层孔隙度、渗透率、饱和度和原油物性进行分析，与注汽井油层对比，和结合油井生产史等因素，决定对这部分井实施高温助排，2004 年共实施 3口井，累计增液 4473t，累计增油 807t，措施效
19、果十分明显。3.5 认真落实月度例会制度，及时提出下步工作方向扩大试验井组自 2003年 7月转驱以来，累计运行 10个月后，累计注汽28.09104t，累计产油 2.34104t，累计产液 18.41104t，阶段油汽比 0.08，阶段采注比 0.66，阶段采出程度 2.57%。试验效果与方案设计相比存在一定差距，主要存在三个问题：一是目前汽驱处于初期见效和近井排水阶段。二是采注比偏低，达不到方案设计大于1的要求。三是由于管理及取样化验方式不适合汽驱生产特点，造成现场计量及含水化验存在误差，影响产量统计的准确性。在月度例会上，项目组成员围绕试验井组现状进行充分分析，并对下步如何开展工作发表了
20、建议。最后，对下步工作提出具体要求：1、对四个先导试验井组，按照研究院优选的方案执行，9-x26、8-x27 井采取间歇注汽， 8-25、 7-26井立即作业，起出管柱并进行必要的测试后转注水，联合站来水经井口水套炉加热到 70-80后注入。项目组要积极协作，抓紧工作，重点措施施工要盯在现场，取全取准各项必要的测试资料。2、扩大试验区地质、注汽工作基本按方案执行，但目前生产动态不符合汽驱规律，下步针对现场出现的问题重点开展以下工作：a.试验区生产井实施单独计量，将试验区内油井集中到三个计量间后，采取成熟可靠的连续在线计量技术，改变以往传统人工取样化验存在的偏差。b.项目组要加大工作力度，重点是
21、提高采注比。项目组优选目前成熟工艺技术，对现场出现的汽窜井要立即采取调剖措施，保证正常生产。对出砂井可以采取地层、井筒综合防砂，也可采用排砂措施。c.请地质部门尽快部署井位，完善汽驱井网。d.边部不见效油井继续采取吞吐引效方式，尽快建立热连通缩短见效时间。四、动态管理体系的成效和前景4.1 工作效益蒸汽驱项目动态管理体系的建立和应用，是新体制和新机制下适应蒸汽驱项目自身的需要，同时也是适应现代化企业发展和项目高效运行的必然结果。动态管理体系的建立，体现了项目方案在项目实施和运行过程中的核心和指导作用，同时通过对项目的不断监控、不断调整和不断改进建立起一套快速反应、及时应对、科学决策的思想策略，
22、在一定程度上提高了项目运行的效率和质量，同时也提高了项目的科学管理水平，这对石油企业的同类试验项目具有一定的借鉴经验。 4.2 经济效益自 2002年蒸汽驱试验实施构建和应用动态管理体系后，经济效益得到了明显提高，9个井组累计注汽 41.845104t,累计产油 4.3574104t，即应用 CCA管理模式以来，取得- 7 -经济效益 764.5万元。4.3 应用前景4.3.1 齐 40块实现全面蒸汽驱开发通过几年来的反复研究和不断探索，蒸汽驱试验取得了较好的开发效果和经济效益，对蒸汽驱生产方式取得了宝贵的经验教训和认识，蒸汽驱技术在齐 40块工业化应用的油藏条件、工艺技术条件均比较成熟，同时
23、为保证油田稳产及可持续发展，齐 40块全面转蒸汽驱已经是势在必行的。通过开展齐 40块整体转蒸汽驱开发研究，预计全块可再转蒸汽驱井组 140个，转驱后可继续生产 15年，累计增产油量 635.2万吨。在原油价格 25美圆/桶条件下，齐 40块蒸汽驱开发预计可实现销售收入 478933万元，实现利润 99277万元。4.3.2 蒸汽驱开发工业化推广应用根据国内外适应蒸汽驱开发的油藏筛选标准，辽河油田适应蒸汽驱开发技术潜力的稠油区块有 8个，地质储量为 19043104t（见表 2） ，剩余地质储量 14921104t，增加可采储量的潜力为 3908104t，预计可提高采收率 23.8%。表 2
24、辽河油区稠油转蒸汽驱开采方式潜力表开发方式 区块 层位 储量 104t 吞吐采收率% 转换方式采收率% 提高采收率% 提高可采储 量 104t蒸汽驱 齐 40块 莲 3635 30.0 50.8 20.8 755蒸汽驱 洼 38 d3 1129 25.3 50.1 24.8 280蒸汽驱 杜 66 杜上 2001 21.7 33.5 11.8 236蒸汽驱 锦 45块 于 1 3031 24.7 46.1 21.4 649蒸汽驱 冷 43块 S1+2 1252 17.0 39.0 22.0 275蒸汽驱 杜 212块 大 1935 32.4 47.4 15.0 289蒸汽驱 杜 48 杜 16
25、89 16.8 35.7 18.9 319蒸汽驱 高 3块 莲 4731 24.2 47.5 23.3 1104蒸汽驱 合计 19403 24.9 45.0 20.1 3908通过规划研究，除齐 40块外，全油区可再转入蒸汽驱开发的井组有 383个，预计实现汽驱产量 2709104t，按目前油价水平，可实现销售收入 367.1亿元。辽河热采稠油蒸汽吞吐的开发形势非常严峻，迫切需要进行规模性的方式转换，蒸汽驱先导试验的成功为规模应用奠定了基础，蒸汽驱开采方式的规模实施，将为辽河油田的持续发展带来勃勃生机。参考文献1 刘新民，管理经济学石油工业出版社，2001。2马国柱等 现代企业经营管理学，上海：立信会计出版社，1999。- 8 -3杜志敏等 现代油藏经营管理，西南石油学院学报，2002（1） 。
