春風(fēng)油田淺薄層超稠油油藏高速高效開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)

束青林，王順華，楊元亮，蘇朝光，吳光煥，鄭 昕

（1.中國石化勝利油田分公司油氣開發(fā)管理中心，山東東營257000；2.中石化新疆新春石油開發(fā)有限責(zé)任公司，山東東營257000；3.中國石化勝利油田分公司物探研究院，山東東營257022；4.中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東東營257015）

準(zhǔn)噶爾盆地西北緣自上世紀(jì)50年代開始油氣勘探工作，先后發(fā)現(xiàn)了克拉瑪依、烏爾禾、紅山嘴等大型油田，由于并非勘探重點(diǎn)層系以及地震測線未成網(wǎng)等原因，準(zhǔn)噶爾盆地西北緣沙灣組的油氣勘探始終未獲工業(yè)突破。2001年中國石化在取得車排子探區(qū)的探礦權(quán)后，通過深化油氣運(yùn)聚理論研究，精細(xì)謀劃勘探方向，2005年1月完鉆的排2井突破了沙灣組地層油藏勘探的禁區(qū)，隨后有排6、排602井獲得工業(yè)油流，標(biāo)志著春風(fēng)油田的發(fā)現(xiàn)?！笆晃濉蹦┢冢袊_立了按照“新技術(shù)、新體制、新機(jī)制，高速度、高水平、高效益”的“三新三高”模式將春風(fēng)油田在5年時間內(nèi)建成百萬噸產(chǎn)能原油生產(chǎn)基地的戰(zhàn)略目標(biāo)。但是，淺薄層超稠油油藏的有效開發(fā)一直是世界級的難題，春風(fēng)油田油藏埋深為200～600 m，單砂體厚度僅為2～6 m，油層溫度為23～31℃，地層壓力為2～6 MPa，地層原油黏度為5×104～9×104mPa·s，具有“淺、薄、低、稠”的特點(diǎn)［1-3］，要實(shí)現(xiàn)高速高質(zhì)高效開發(fā)，需要克服缺乏適應(yīng)淺薄層超稠油油藏的有效儲層描述方法、開發(fā)方式、工程技術(shù)及管理體系等技術(shù)難題。春風(fēng)油田的開發(fā)得到了中國石化的高度重視和大力支持，圍繞“三新三高”模式的要求，堅(jiān)持問題導(dǎo)向，將創(chuàng)新作為推動發(fā)展的第一動力，歷經(jīng)5年攻關(guān)實(shí)踐，形成了淺薄儲層精細(xì)預(yù)測、高效熱力復(fù)合采油、水平井防砂免鉆塞鉆完井一體化、注汽水平泵采油一體化、高干度循環(huán)流化床環(huán)保鍋爐、產(chǎn)出水低溫多效機(jī)械壓縮蒸發(fā)及智能油田高效管理運(yùn)行等7項(xiàng)關(guān)鍵技術(shù)，支撐了春風(fēng)油田淺薄層超稠油油藏的高速高效開發(fā)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

春風(fēng)油田位于新疆維吾爾自治區(qū)克拉瑪依市前山澇壩鎮(zhèn)春光農(nóng)場西南約5.1 km，區(qū)域構(gòu)造上位于準(zhǔn)噶爾盆地西部隆起車排子凸起東部，車排子凸起為準(zhǔn)噶爾盆地西部隆起的次級構(gòu)造單元，向西向北與扎伊爾山相鄰，南部為四棵樹凹陷，東部通過紅-車斷裂帶與昌吉凹陷相接（圖1）。

圖1 春風(fēng)油田區(qū)域構(gòu)造位置Fig.1 Regional tectonic location of Chunfeng Oilfield

車排子凸起發(fā)育的地層自下至上依次為：石炭系、侏羅系下統(tǒng)、白堊系下統(tǒng)吐谷魯群、古近系、新近系、第四系［4-5］。油源為昌吉凹陷的二疊系烴源巖，主要排烴期為三疊紀(jì)—侏羅紀(jì)和早白堊世，生成的油氣大量聚集于紅-車斷裂帶下盤形成古油藏。新近系至今北天山加速隆升，車排子凸起整體向南掀斜沉降，古油藏遭到破壞，油氣沿紅-車斷裂及其伴生斷層向凸起之上運(yùn)移并聚集于沙灣組厚層泥巖包裹的薄層砂巖中。主要含油層系為新近系沙灣組一段1砂組，巖性主要為灰色中粗砂巖、含礫砂巖、砂質(zhì)礫巖、細(xì)砂巖，成巖作用弱、膠結(jié)疏松，孔隙度為35.6%～39.8%，滲透率為2 500～3 900 mD。

2 技術(shù)難點(diǎn)

春風(fēng)油田稠油油藏存在“淺、薄、低、稠”的特點(diǎn)，在開發(fā)過程中面臨以下4大技術(shù)難題。

缺少適應(yīng)淺薄層儲層描述的方法 沙灣組為遠(yuǎn)源的辮狀河三角洲前緣與近緣的扇三角洲前緣交匯形成，平面上沉積微相分布不清，開展儲層相控預(yù)測的難度大，研究區(qū)以往目的層為深層石炭系，地震覆蓋次數(shù)為56～114次，而淺層沙灣組覆蓋次數(shù)僅有7～8次，導(dǎo)致地震資料信噪比低?，F(xiàn)有地震資料主頻為50 Hz，砂巖速度為2 400 m/s，僅能分辨厚度為12 m以上的砂體，無法實(shí)現(xiàn)對2～6 m儲層的精細(xì)描述。

缺少適應(yīng)淺薄層超稠油的開發(fā)方式 春風(fēng)油田油層條件下原油為擬塑性流體，滲流能力差；地層壓力低，建立有效生產(chǎn)壓差難度大；油層厚度薄，蒸汽易超覆逸散，熱利用效率低。新疆油田有多個稠油油藏投入開發(fā)，但油藏埋深、儲層厚度及原油黏度均與春風(fēng)油田有較大差異，中外尚無同類型油藏成功開發(fā)的先例。

缺少配套淺薄層超稠油的工程技術(shù) 油藏埋深淺，水平井位垂比大、造斜率高，大尺寸井眼鉆具造斜規(guī)律難以把握、完井管柱不易下入，優(yōu)快鉆完井難度大。缺乏配套大井斜、淺泵掛的舉升工藝和提高油層熱利用效率的配套技術(shù)，試采井常規(guī)吞吐平均周期為28 d，周期產(chǎn)油量為29.5 t，油汽比為0.02，無法實(shí)現(xiàn)效益開發(fā)。

缺少新形勢下高效管理運(yùn)行體系 春風(fēng)油田位于戈壁灘上，生態(tài)脆弱，依據(jù)“既要金山銀山，又要綠水青山”的綠色發(fā)展理念，對地面工程建設(shè)、生產(chǎn)運(yùn)行的環(huán)保要求高；新疆冬季漫長，每年施工的有效期短，高速建設(shè)難度大；冬季極寒（溫度可降至-40℃），夏季酷熱（溫度可升至45℃），地廣人稀，提高生產(chǎn)運(yùn)行效率難度大。

3 高速高效開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)

春風(fēng)油田作為中國石化“十二五”期間唯一整體投入開發(fā)的5 000萬噸級儲量油田，“三新三高”模式就是要打造世界領(lǐng)先的開發(fā)樣板工程。針對制約油田高速高效開發(fā)的技術(shù)、管理難題開展攻關(guān)，創(chuàng)新形成了淺薄儲層精細(xì)預(yù)測技術(shù)、高效熱力復(fù)合采油技術(shù)、淺薄儲層鉆完井特色技術(shù)、注汽水平泵采油一體化技術(shù)、高干度循環(huán)流化床環(huán)保鍋爐技術(shù)、產(chǎn)出水低溫多效機(jī)械壓縮蒸發(fā)技術(shù)、智能油田高效管理運(yùn)行體系，促進(jìn)了春風(fēng)油田高速高效開發(fā)，5年建成了經(jīng)濟(jì)效益指標(biāo)領(lǐng)先的百萬噸原油生產(chǎn)基地。

3.1 淺薄儲層精細(xì)預(yù)測技術(shù)

淺薄儲層精細(xì)預(yù)測是春風(fēng)油田勘探開發(fā)的基礎(chǔ)，在地震資料處理及儲層預(yù)測方面開展了針對性研究，形成了互疊式偏移距分組處理提高信噪比+疊前疊后三級提頻的多學(xué)科綜合預(yù)測技術(shù)（圖2），突破了厚度為2 m的淺薄儲層精細(xì)描述難關(guān)，預(yù)測精度達(dá)到95.2%，解決了儲層展布描述及儲量規(guī)模落實(shí)等問題。

圖2 春風(fēng)油田淺薄儲層精細(xì)預(yù)測技術(shù)Fig.2 Precise prediction technology of shallow-thin reservoir in Chunfeng Oilfield

3.1.1 互疊式偏移距分組處理技術(shù)

按照常規(guī)偏移距60 m間隔獨(dú)立分組進(jìn)行偏移時，目的層沙灣組地震資料覆蓋次數(shù)主要集中在7～10次左右，平均僅為8次，覆蓋次數(shù)低導(dǎo)致信噪比低。通過開展偏移距分組實(shí)驗(yàn)優(yōu)化偏移距分組參數(shù)，采用偏移距段的互疊方式完成了偏移距分組，即采用60 m增量間隔進(jìn)行偏移距分組，將0～120 m劃分為第1組，60～180 m劃分為第2組，120～240 m劃分為第3組，依次類推，提高單個偏移距分組內(nèi)有效道數(shù)?；クB式偏移距分組處理技術(shù)在保證偏移不劃弧的前提下，使得CIP道集的覆蓋次數(shù)由原來的7～8次增加到15～16次，信噪比提高了1倍，為薄砂體儲層的地震資料處理奠定了堅(jiān)實(shí)基礎(chǔ)。

3.1.2 疊前疊后三級提頻預(yù)測技術(shù)

通過加強(qiáng)處理參數(shù)實(shí)驗(yàn)和嚴(yán)格質(zhì)量監(jiān)控，以保幅保真為原則，形成了疊前高分辨率目標(biāo)處理+疊后子波重構(gòu)拓頻+疊前疊后聯(lián)合反演組合而成的三級提頻預(yù)測技術(shù)，進(jìn)一步提高地震資料的分辨率以達(dá)到預(yù)測薄層的目的。

疊前高分辨率目標(biāo)處理技術(shù) 在疊前利用地表一致性反褶積和對疊前道集進(jìn)行預(yù)測反褶積，同時壓縮地震子波，進(jìn)行疊前提頻，偏移完成后采用藍(lán)色濾波、反Q技術(shù)進(jìn)行疊后提高分辨率和信噪比處理。通過這些技術(shù)的組合應(yīng)用，有效提高了地震資料的主頻和有效頻帶，最終提高了砂體的分辨能力。目標(biāo)處理前原始地震資料主頻為50 Hz，優(yōu)勢頻帶在10～90 Hz，僅能分辨厚度為12 m砂體；應(yīng)用疊前高分辨率目標(biāo)處理技術(shù)后，地震資料主頻提高到了60 Hz，優(yōu)勢頻帶為10～110 Hz，能實(shí)現(xiàn)對厚度為10 m砂體的分辨。

疊后子波重構(gòu)拓頻技術(shù) 該技術(shù)主要是通過子波分解技術(shù)將以往只能從宏觀上認(rèn)識的地震道（剖面和數(shù)據(jù)體）數(shù)據(jù)分解為不同形狀不同頻率的地震子波組合。被分解出來的全部或部分不同振幅和主頻的雷克子波按照其分解后的位置重新組合，形成新的地震道［6-8］。為有效確定研究區(qū)目的層段的子波重構(gòu)頻段范圍，研究中選取排601、排612-16等多口井開展重構(gòu)標(biāo)定實(shí)驗(yàn)，確定了在60～92 Hz頻段范圍進(jìn)行子波重構(gòu)，重構(gòu)后的地震數(shù)據(jù)可最大限度反映研究區(qū)6.5～10 m薄儲層的橫向變化，為后續(xù)的精細(xì)地震預(yù)測奠定基礎(chǔ)。過排612-16井地震剖面在應(yīng)用疊后子波重構(gòu)拓頻技術(shù)前后的對比顯示，排612-16井沙灣組的2套砂體在處理前表現(xiàn)為1個同相軸，重構(gòu)拓頻處理后，薄層的地震響應(yīng)明顯改善，2套砂體分別對應(yīng)于2個連續(xù)完好且反射能量較強(qiáng)的同相軸，砂體分辨能力由10 m提高到6.5 m。

疊前疊后儲層聯(lián)合反演技術(shù) 利用疊后反演得到的縱波阻抗數(shù)據(jù)體、井上統(tǒng)計(jì)獲得的縱橫波速度之間關(guān)系及密度約束關(guān)系建立縱波阻抗、橫波阻抗以及密度的初始約束模型，在此基礎(chǔ)上應(yīng)用基于Zoeppritz方程反射系數(shù)梯度矩陣精確解釋實(shí)現(xiàn)疊前地層參數(shù)的疊前寬角度反演方法，利用疊前道集中的大角度信息提高疊前彈性參數(shù)的反演精度，避免由于近似公式帶來的條件限制和近似誤差的影響，通過疊前寬角度反演得到泊松比等多種巖石物理參數(shù)［9］。在疊前疊后聯(lián)合反演過程中，采用基于貝葉斯推論和馬爾科夫鏈的蒙特卡羅法計(jì)算方法，儲層預(yù)測精度進(jìn)一步提高，各井間油層橫向關(guān)系明確，尖滅點(diǎn)清晰，可識別2 m以上儲層，例如在排601—排6井的疊前疊后聯(lián)合反演的泊松比剖面上（圖3），排601井鉆遇的5 m厚儲層、排6井鉆遇的2.1 m薄儲層均得到了有效識別，儲層吻合率達(dá)到95.2%。

圖3 排601—排6井疊前疊后聯(lián)合反演的泊松比剖面Fig.3 Poisson’s ratio section of pre-stack and post-stack joint inversion from Well Pai601 to Well Pai6

圖4 高效熱力復(fù)合采油技術(shù)Fig.4 High efficiency thermal compound oil recovery technology

3.2 高效熱力復(fù)合采油技術(shù)

建立適應(yīng)淺薄層超稠油的開發(fā)方式是高質(zhì)量開發(fā)的核心。針對淺薄層超稠油開發(fā)的若干難題，在分析各單一要素作用機(jī)理的基礎(chǔ)上進(jìn)行協(xié)同融合，創(chuàng)新了基于水平井加熱、保溫、降黏、增能的“熱、劑、氣”三元協(xié)同增效方法，形成了高效熱力復(fù)合采油技術(shù)（圖4）：針對油藏埋深淺導(dǎo)致地層壓力低、生產(chǎn)壓差小的問題，采取注入高彈性膨脹能氣體的方法補(bǔ)充地層能量；針對砂體厚度薄導(dǎo)致直井產(chǎn)能低、地層熱損失大的問題，應(yīng)用水平井?dāng)U大泄油面積并注入惰性氣體隔熱保溫［10］；針對地層原油黏度高、流動性差的問題采取注入蒸汽與降黏劑協(xié)同降黏的方式予以解決。

3.2.1 單一要素的作用機(jī)理

氮?dú)?氮?dú)獠皇軞庠聪拗?、無毒無害，具有溶解氣油比低、彈性膨脹系數(shù)大以及導(dǎo)熱系數(shù)低等特點(diǎn)。作用機(jī)理一是可以補(bǔ)充地層能量，氮?dú)庠谟蛯又兄饕杂坞x狀態(tài)存在，同一壓力、溫度下，氮?dú)馊芙鈿庥捅冗h(yuǎn)低于二氧化碳等氣體，同時由于氮?dú)鈴椥耘蛎浵禂?shù)較大，相同的溶解氣量、壓力條件下，氮?dú)馀c原油的綜合壓縮系數(shù)是二氧化碳與原油的2～14倍，綜合體積系數(shù)是二氧化碳與原油的1.21倍，數(shù)值模擬結(jié)果表明，吞吐過程中通過注入氮?dú)饪梢栽黾咏貛毫?.8～4.0 MPa左右［11-12］；二是降低熱損失，由于氮?dú)鉃闊岬牟涣紝?dǎo)體，巖石導(dǎo)熱系數(shù)隨著氮?dú)獾募尤胫饾u降低，在壓力為4.6 MPa（近似油層壓力）的條件下，氮?dú)怙柡投确謩e為0，18%，29%，36%時，相應(yīng)的巖石導(dǎo)熱系數(shù)分別為1.92，1.75，1.66，1.61 W/（m·K）［11-12］，氮?dú)夂驼羝旌献⑷氲貙有纬烧羝缓?，蒸汽腔上部多孔介質(zhì)中較大部分為氮?dú)馑柡?，其?dǎo)熱系數(shù)遠(yuǎn)低于濕蒸汽飽和的巖石，能夠阻止熱量向油層上部的傳遞。

水平井 與直井相比，水平井具有單井控制儲量大、泄油面積廣、吸汽能力強(qiáng)的優(yōu)勢，單井產(chǎn)能為直井的1.5～2倍，同時，水平井能夠顯著提高熱利用效率，在相同油層厚度下，水平井較直井熱損失率降低了20%～30%［12-13］。

蒸汽 蒸汽具有降黏、解堵、提高驅(qū)油效率等作用，通過熱對流及傳導(dǎo)，加熱帶中的原油黏度下降，滲流能力提高；對巖石的沖刷作用可解除井筒附近鉆井液等油層污染；高溫蒸汽降低油水界面張力，改善液阻和氣阻效應(yīng)，蒸汽高溫蒸餾作用、改變巖石潤濕性亦輔助改善原油滲流能力。

油溶性降黏劑 油溶性降黏劑主要含有環(huán)芳烴的小分子量同系物，依據(jù)相似相溶原理，芳烴小分子量同系物通過有效介入膠質(zhì)和瀝青質(zhì)中稠環(huán)芳烴的氫鍵、芳香烴π-π堆積中，降低其分子間作用力、增加體系分散度、降低體系黏度及流動屈服值，可降低注汽啟動壓力2～4 MPa，顯著改善原油流動性［14-16］。

3.2.2 多要素協(xié)同作用

熱力復(fù)合采油技術(shù)的核心在于氮?dú)狻⒄羝c降黏劑的協(xié)同增效，為此開展了多要素協(xié)同作用機(jī)理研究，建立了吞吐不同階段下的協(xié)同作用模式。

協(xié)同作用機(jī)理 首先是協(xié)同降黏，熱劑、氣劑、汽氣相互作用均有促進(jìn)降黏作用，其中，蒸汽對油溶性降黏劑的作用主要是蒸汽注入形成較強(qiáng)的剪切條件，促進(jìn)降黏劑在油藏中攪動與接觸；降黏劑對氮?dú)獾淖饔弥饕ㄟ^活性成分實(shí)現(xiàn)，可使氮?dú)馊芙饧拜腿∧芰Τ始墧?shù)增加，氮?dú)馊芙舛仍黾邮沟迷宛ざ?、表面張力下降，萃取能力增加消除重質(zhì)沉淀危害；氮?dú)鈱φ羝淖饔弥饕w現(xiàn)為攜熱和提干分壓，氮?dú)庠谟?、水中溶解度均較低，在地層中易形成泡沫，推動蒸汽向油藏深部運(yùn)移，隨著氮?dú)鉂舛忍岣?，混合氣體中蒸汽分壓下降，蒸汽干度和比容提高，利于蒸汽腔擴(kuò)展。其次是改善驅(qū)替，主要通過蒸汽和氮?dú)庀嗷プ饔媒档蜌堄嘤惋柡投?、改變原油流動形態(tài)實(shí)現(xiàn)，蒸汽對油層加熱降黏后，氮?dú)膺M(jìn)入多孔介質(zhì)對孔喉中呈束縛狀態(tài)的原油進(jìn)行驅(qū)替；注入氮?dú)夂蟾M(jìn)注入蒸汽，被原油捕集的壓縮氮?dú)馐軣崤蛎浘奂?，使連續(xù)油流被較小的氮?dú)舛稳指魹槎稳接偷?，油流連續(xù)性被打破減弱了相互之間黏附作用。在200℃模擬油層條件下，不同驅(qū)替方式驅(qū)油實(shí)驗(yàn)顯示，單一蒸汽驅(qū)替效率為58%，而蒸汽+氮?dú)?、蒸?5%降黏劑以及蒸汽+氮?dú)?5%降黏劑驅(qū)替效率分別為64.8%，68.4%和79.3%，較單一蒸汽驅(qū)替效率分別提高了6.8%，10.4%，21.3%，表明氮?dú)?、蒸汽、降黏劑三者加合增效的效果顯著，協(xié)同作用提高采收率遠(yuǎn)高于單一因素作用［16-17］。

圖5 熱力復(fù)合采油吞吐不同階段協(xié)同作用模式Fig.5 Synergistic reaction of thermal compound oil recovery during different huff and puff stages

協(xié)同作用模式 應(yīng)用超稠油油藏蒸汽-氮?dú)?降黏劑復(fù)合吞吐實(shí)驗(yàn)裝置［18］，建立了熱力復(fù)合采油不同階段各要素協(xié)同作用模式（圖5）。在注汽（氣）階段，氮?dú)夂驼羝苿咏叼┻M(jìn)入油層，在加熱冷油的同時復(fù)合降低原油黏度，氮?dú)夥植荚谟蛯又猩喜?，降低蒸汽超覆熱損失；在燜井階段，作為“隔熱被”的氮?dú)饩奂谟蛯禹敳?，阻止向上部巖石的熱損失，蒸汽進(jìn)一步加熱油層；最終的回采階段，初期壓力高，冷凝水、氮?dú)饣旌向?qū)動，后期壓力降低，氮?dú)馀蛎涊o助驅(qū)動冷凝水和熱油采出?，F(xiàn)場開展了不同開發(fā)方式下吞吐試驗(yàn)，分別為水平井+蒸汽、水平井+降黏劑+蒸汽、水平井+氮?dú)?蒸汽、水平井+降黏劑+氮?dú)?蒸汽，吞吐周期產(chǎn)油量分別為520，860，950，1 450 t，4個要素協(xié)同作用模式下周期產(chǎn)油量分別為前3種模式的2.8倍、1.7倍、1.5倍［16-17］，與驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果基本一致，確立了熱力復(fù)合采油技術(shù)為春風(fēng)油田主導(dǎo)開發(fā)方式。

伴隨勘探開發(fā)的深入，對高效熱力復(fù)合采油技術(shù)進(jìn)行了拓展與深化，確立了淺薄多層砂體下采用直井+油溶性降黏劑+氮?dú)?蒸汽的開發(fā)方式；跟蹤分析注采參數(shù)對開發(fā)效果的影響，兼顧產(chǎn)量與效益，對不同吞吐周期的注汽強(qiáng)度、氮?dú)庥昧?、降黏劑使用條件及用量進(jìn)行了優(yōu)化。持續(xù)創(chuàng)新的淺薄儲層超稠油熱力復(fù)合采油技術(shù)有效支撐了春風(fēng)油田的高質(zhì)量開發(fā)，實(shí)現(xiàn)了原無法動用的2～4 m厚度儲層的有效動用以及原動用效益差的4～6 m厚度儲層的高效開發(fā)，整體油汽比達(dá)到0.40左右。

圖6 水平井防砂免鉆塞分級注水泥完井管柱示意Fig.6 Schematic of horizontal well sand-control plug-drilling-free staged cementing completion string

3.3 淺薄儲層鉆完井特色技術(shù)

突破了儲層描述和開發(fā)方式的難題后，優(yōu)快鉆完井成為高質(zhì)量開發(fā)的切入點(diǎn)和重要組成部分。針對淺薄儲層水平井鉆完井面臨的“造斜難度大、完井難度大、軌跡控制難、儲層易出砂”的4大難點(diǎn)，改進(jìn)了“三維繞障、井軌跡控制、封堵防塌鉆井液以及熱采井專用套管補(bǔ)償器”等4項(xiàng)成熟技術(shù)，創(chuàng)新配套了“防砂免鉆塞鉆完井一體化、卡瓦式熱采套管頭+地錨預(yù)應(yīng)力固井、水平井泥餅清洗、水平井分段完井”等4項(xiàng)工藝［19-20］，實(shí)現(xiàn)了“提高鉆遇率8%、降低套損率20%、節(jié)約鉆井周期11%、延長井壽命、提高單井產(chǎn)能”的目標(biāo)。其中創(chuàng)新程度較高的是水平井防砂免鉆塞鉆完井一體化和卡瓦式熱采套管頭+地錨預(yù)應(yīng)力固井技術(shù)。

3.3.1 水平井防砂免鉆塞鉆完井一體化技術(shù)

針對春風(fēng)油田儲層膠結(jié)疏松、成巖性差、滲透率高等地質(zhì)特點(diǎn)，同時考慮后期水平井蒸汽驅(qū)大生產(chǎn)壓差下完井管柱面臨的沖蝕破壞等問題，綜合降低工程造價、提升鉆井效率的需求，春風(fēng)油田水平井優(yōu)選了高精密濾砂管完井管柱，其具有“完井防砂一體化、壽命長、環(huán)空密封壓力高、管內(nèi)易施工”等技術(shù)優(yōu)勢。

常規(guī)完井工藝是篩管頂部注水泥固井，再鉆穿分級箍和盲板投產(chǎn)，鉆塞施工易造成分級箍、套管磨損或脫扣，鉆塞后內(nèi)壁留有碎屑，進(jìn)入生產(chǎn)管柱內(nèi)部造成洗井堵塞或使下入生產(chǎn)工具破損。為減少后續(xù)生產(chǎn)隱患，攻關(guān)形成了無內(nèi)管免鉆塞分級注水泥完井工藝（圖6），具有專用打撈工具免鉆，全鋁可鉆及分級箍、盲板、泥漿脹封封隔器一體化設(shè)計(jì)的特點(diǎn)，形成可控的固井通道，待注水泥完成后通過坐膠塞關(guān)閉通道，候凝后使用專用打撈工具取出膠塞。為同時滿足測井、調(diào)驅(qū)、修井、封堵等作業(yè)需求，結(jié)合儲層鉆遇情況，創(chuàng)新了3種分段完井方式：中部加盲管、半套半篩分段、遇水封隔器分段，實(shí)現(xiàn)了分段采油、分段控水。2010年以來共有373口井應(yīng)用該技術(shù)，一次成功率達(dá)到99.0%，未發(fā)生篩管本體及分級箍損壞等問題。

3.3.2 卡瓦式熱采套管頭+地錨預(yù)應(yīng)力固井技術(shù)

預(yù)應(yīng)力完井能夠減輕注汽過程中的熱脹冷縮效應(yīng)，有效解決井口抬升、水泥環(huán)相對移動等問題，因提拉過程中斜井套管居中難度較大，以前主要在直井上應(yīng)用。2011年起在水平位移小于100 m的斜井上試驗(yàn)卡瓦式熱采套管頭+地錨預(yù)應(yīng)力固井，地錨在固井碰壓時打開錨爪，錨爪插入井壁，上提套管到一定的預(yù)應(yīng)力后將卡瓦座在卡瓦式套管頭上，卡瓦式套管頭與地錨作為承受油層套管拉伸力的兩個固定端點(diǎn)。為保證提拉過程中套管居中，探索出一套較為完善的下扶正器標(biāo)準(zhǔn)，明確了下油層套管時造斜點(diǎn)上部、下部下扶正器的類型、型號。在直斜井中推廣應(yīng)用卡瓦式套管頭+地錨預(yù)應(yīng)力固井技術(shù)累計(jì)355井次，施工成功率為99%；卡瓦式套管頭上部預(yù)留足夠的補(bǔ)償空間，最大補(bǔ)償距離為500 mm，有效減輕了井口抬升、多輪次管外竄槽等問題。

通過集成配套淺薄層超稠油鉆完井技術(shù)，水平井單井平均建井周期由2010年的8.9 d降低到目前的7.8 d，機(jī)械鉆速由23.3 m/h上升到目前的25.0 m/h；直斜井預(yù)應(yīng)力固井359口、水平井預(yù)應(yīng)力固井12口，卡瓦式熱采套管頭+地錨預(yù)應(yīng)力固井技術(shù)成功率為100%；373口水平井應(yīng)用了內(nèi)管打撈式免鉆塞技術(shù)，一次成功率100%；井身質(zhì)量、井口質(zhì)量合格率均接近100%。

3.4 注汽水平泵采油一體化技術(shù)

春風(fēng)油田試采階段采用常規(guī)熱力采油工藝，轉(zhuǎn)周頻繁、油汽比低，發(fā)展高效的采油工藝是實(shí)現(xiàn)高質(zhì)量開發(fā)的關(guān)鍵。常規(guī)吞吐采油過程通常為“注汽→燜井→拔隔熱管→壓井、洗井→下泵→開抽”，但是在實(shí)施過程中，由于燜井后不能盡快轉(zhuǎn)抽，縮短了高峰產(chǎn)油期；而洗井、壓井易對油層造成冷傷害，作業(yè)占用時間長，影響生產(chǎn)時率，上述問題制約了稠油高效開采。針對制約因素，創(chuàng)新形成了注汽水平泵采油一體化技術(shù)（圖7），環(huán)空充氮+水平段均注采管柱+注采一體化水平泵，將常規(guī)吞吐過程簡化為“注汽→燜井→開抽”，應(yīng)用一套管柱滿足注汽、采油兩個過程，減少了作業(yè)工作量，減輕了油層冷傷害，提高了生產(chǎn)效率。

圖7 注汽水平泵采油一體化技術(shù)示意Fig.7 Schematic of integrated technology of horizontal pump production by steam injection

3.4.1 水平段均勻注采管柱

針對籠統(tǒng)注汽過程中蒸汽易沿局部突進(jìn)、水平井段動用率低的問題，配套了均勻注采管柱，應(yīng)用具有自動調(diào)節(jié)功能的均勻配注器和均衡泄油器，實(shí)現(xiàn)不同壓力下均衡出汽、優(yōu)化供液，確保水平段均勻動用。

水平井注汽管柱由配注器+油管組合方式構(gòu)成，按流量分配均衡原則設(shè)計(jì)，配注器孔密度沿長度方向變化。在水平井注汽過程中，濕飽和蒸汽首先垂直井筒進(jìn)入水平注汽管柱，然后通過配注器的泄流孔進(jìn)入油套環(huán)空內(nèi)，在環(huán)空壓力驅(qū)動下進(jìn)入儲層。為使蒸汽沿水平段均勻注入地層，油套環(huán)空中各處壓力要相等，可通過優(yōu)化配注器的泄流面積，調(diào)節(jié)節(jié)流壓降來實(shí)現(xiàn)。

配注器的泄流孔屬于薄壁節(jié)流孔（圖8），流體通過配注器流出時，受泄流孔的節(jié)流作用，會產(chǎn)生一定的壓降，根據(jù)流量壓力特性，計(jì)算配注器的泄流面積為：

式中：Ai為薄壁節(jié)流孔面積，m2；Q為注汽量，m3；n為配注器個數(shù)；Cd為流量系數(shù)，無因次；Δp為節(jié)流孔前后壓差，Pa；ρ為流體密度，kg/m3。

圖8 配注器泄流孔節(jié)流過程示意Fig.8 Schematic of throttling process of drainage holes in flow regulator

蒸汽在水平注汽管柱內(nèi)流動時存在摩擦阻力，蒸汽壓力沿水平段逐漸減小，為了使各段注汽量、油套環(huán)空內(nèi)壓力相等，配注器的泄流孔面積Ai需逐漸增大。在定量分析注汽管柱內(nèi)汽、液流壓和干度變化規(guī)律的基礎(chǔ)上，以注汽段流量均勻分布為目標(biāo)函數(shù)，對注汽管柱設(shè)計(jì)參數(shù)（配注器數(shù)量、配注器泄流孔個數(shù)及布置形式等）進(jìn)行了數(shù)值仿真，開發(fā)了水平井注汽參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)軟件，輸入相關(guān)的注汽參數(shù)（井口壓力、流量）、管柱規(guī)格和儲層物性參數(shù)，即可對注汽管柱內(nèi)汽、液兩相流進(jìn)行熱動力學(xué)分析，實(shí)現(xiàn)水平注汽管柱結(jié)構(gòu)參數(shù)的優(yōu)化。

3.4.2 注汽采油一體化泵

春風(fēng)油田油藏埋深為200～600 m，水平井造斜點(diǎn)相對較淺，一般為50～180 m，常規(guī)斜井泵下深受井斜角限制（一般在井斜角50°～60°處），所建立的生產(chǎn)壓差較為有限。為滿足高溫期內(nèi)強(qiáng)化采油的需要，研制了水平注采一體化泵，可下至水平段位置，泵掛加深了150 m，生產(chǎn)壓差放大1 MPa，平均單井周期生產(chǎn)時間由60 d增至96 d，周期產(chǎn)液量增加0.8倍，回采水率由0.52增至0.75。水平注采一體化泵主要由柱塞總成、泵筒總成和注汽外管組成，具有以下特點(diǎn)：一是注采兩用，轉(zhuǎn)換簡單可靠，注蒸汽時只需將柱塞總成上提出泵筒，露出注汽孔即可注汽，注汽后下放柱塞遮閉注汽孔即可轉(zhuǎn)抽；二是柔性連接，液力反饋復(fù)位，特殊的柱塞結(jié)構(gòu)允許與套管最大成70°偏角，采用過橋結(jié)構(gòu)減少泵筒受力，有效防止泵筒變形，采用斜井閥結(jié)構(gòu)，活塞下行時固定閥可實(shí)現(xiàn)快速強(qiáng)制關(guān)閉。注汽水平泵采油一體化技術(shù)顯著提高了生產(chǎn)時效，2010—2017年開發(fā)以來，減少8 000作業(yè)井次以上，節(jié)約作業(yè)勞務(wù)費(fèi)用2億元以上。

3.5 高干度循環(huán)流化床環(huán)保鍋爐技術(shù)

建設(shè)“資源節(jié)約型、環(huán)境友好型”能源企業(yè)是春風(fēng)油田開發(fā)頂層設(shè)計(jì)的重要一環(huán)。環(huán)保法律法規(guī)逐年從嚴(yán)，氮氧化物排放標(biāo)準(zhǔn)逐年升高。新疆煤炭資源豐富，燃煤鍋爐發(fā)生蒸汽成本較燃油、燃?xì)忮仩t低，統(tǒng)籌考慮成本、環(huán)保及技術(shù)可靠性，規(guī)模應(yīng)用循環(huán)流化床燃煤鍋爐，其核心技術(shù)低壓降流化床燃燒是基于先進(jìn)的“流態(tài)重構(gòu)”理論發(fā)展而來。

結(jié)合春風(fēng)油田的實(shí)際需求，對高干度循環(huán)流化床環(huán)保鍋爐進(jìn)行了大幅改進(jìn)。例如，針對給水水質(zhì)研發(fā)了分段蒸發(fā)水動力技術(shù)，緩解了鍋水濃縮造成的影響，降低了鍋水含鹽量標(biāo)準(zhǔn)以及給水要求；針對春風(fēng)油田周邊煤質(zhì)高揮發(fā)性，熱值、水分、灰質(zhì)差異大的特點(diǎn)，基于定態(tài)設(shè)計(jì)理論，對燃料、石灰石在爐內(nèi)的磨耗特性及流態(tài)化流動數(shù)值模擬，確定了適于春風(fēng)油田煤質(zhì)特性的低床壓降循環(huán)流化床燃燒技術(shù)，具有節(jié)電（風(fēng)機(jī)節(jié)電30%）、低磨損（保證鍋爐長期穩(wěn)定運(yùn)行）、高燃燒和高脫硫效率的特點(diǎn)；針對稠油生產(chǎn)運(yùn)行存在注汽量波動較大的特點(diǎn)，完善了鍋爐高度自動控制調(diào)節(jié)技術(shù)，確保產(chǎn)汽量、壓力能在較大范圍內(nèi)調(diào)整且運(yùn)行穩(wěn)定。鍋爐蒸汽發(fā)生量為130 t/h，出口蒸汽干度在99%以上，單位制汽成本較燃油鍋爐下降156元/t，燃燒效率在98%以上，氮氧化物排放在100 mg/L以下，具有熱效率高、節(jié)能環(huán)保、清潔排放的特點(diǎn)。

3.6 產(chǎn)出水低溫多效機(jī)械壓縮蒸發(fā)技術(shù)

春風(fēng)油田位于戈壁灘上，無市政供水管網(wǎng)亦無地面水源，制造蒸汽所需要的大量淡水全部依賴地下水資源，淺層淡水資源較為匱乏且有采出配額，無法滿足日益增長的注汽需求，產(chǎn)出液脫水分離所產(chǎn)生的污水需回注地層，但是春風(fēng)油田回注層古近系砂體容積有限，累積回注量增加導(dǎo)致注水壓力逐漸升高，污水回注難度加大，淡水資源缺乏與污水處理能力不足的雙重矛盾制約了春風(fēng)油田產(chǎn)量規(guī)模的有序增長。充分認(rèn)識矛盾的對立統(tǒng)一性，樹立“污水也是資源”的理念，對油田產(chǎn)出水進(jìn)行處理，以達(dá)到注汽鍋爐用水標(biāo)準(zhǔn)，是解決淡水資源匱乏和油田采出水清潔環(huán)保處理雙重矛盾的有效途徑，對油田生產(chǎn)和環(huán)境保護(hù)具有重要意義。

春風(fēng)油田熱采產(chǎn)出水具有高溫（78℃）、高礦化度（18 126 mg/L）、高二氧化硅含量（180～220 mg/L）的特點(diǎn)。通過創(chuàng)新應(yīng)用低溫多效機(jī)械壓縮蒸發(fā)技術(shù)，生產(chǎn)的產(chǎn)品水完全可替代地下清水作為注汽鍋爐用水，實(shí)現(xiàn)了水資源的循環(huán)利用。產(chǎn)出水低溫多效機(jī)械壓縮蒸發(fā)工藝流程主要為：預(yù)處理+MVC蒸發(fā)器三級蒸發(fā)+深度處理（圖9）。與中國目前在用的油田水處理裝置相比，具有“臥式多級氣浮除油、高密度懸浮除鹽、密閉無氧防腐防垢、低溫多效機(jī)械壓縮蒸發(fā)、高效離子交換除硬”等技術(shù)優(yōu)勢。

圖9 春風(fēng)油田產(chǎn)出水處理工藝流程Fig.9 Produced water treatment process in Chunfeng Oilfield

3.6.1 高密度懸浮除鹽工藝

針對采出水中硅含量高，含氟、硫、鐵等離子加劇腐蝕結(jié)垢風(fēng)險等問題，研制了集藥劑混合、化學(xué)反應(yīng)、絮凝沉淀和過濾澄清4大功能為一體的高密度懸浮澄清器。通過機(jī)械攪拌將混凝、反應(yīng)和沉淀置于一個罐中進(jìn)行綜合處理，懸浮狀態(tài)的活性污泥床層與加藥的原水在機(jī)械攪拌作用下，增加顆粒碰撞機(jī)會，提高了混凝效果。經(jīng)過分離的清水上升溢流出水，沉下的污泥部分沿回流縫再進(jìn)入反應(yīng)室進(jìn)行絮凝，部分經(jīng)濃縮后定期排放。高密度懸浮澄清器結(jié)構(gòu)緊湊，自動化程度高，投資運(yùn)行成本低，去除硅、氟、硫、鐵等離子效率達(dá)95%以上，出水含硅量小于10 mg/L；采出水停留時間短，耐沖擊負(fù)荷，運(yùn)行高效穩(wěn)定。

3.6.2 低溫多效機(jī)械壓縮蒸發(fā)工藝

MVC蒸發(fā)器全稱機(jī)械式蒸汽壓縮蒸發(fā)器（Me?chanical Vapor Compression Evaporator），預(yù)處理后的水進(jìn)入MVC蒸發(fā)器裝置，采用低溫多效水平管降膜蒸發(fā)脫鹽，蒸發(fā)溫度為70℃，蒸發(fā)壓力為0.02～0.03 MPa，利用渦輪發(fā)動機(jī)將蒸發(fā)過程產(chǎn)生的蒸汽壓縮增壓升溫，形成過熱蒸汽，再作為熱源供污水蒸發(fā)使用。入料水通過循環(huán)泵在裝置內(nèi)進(jìn)行三級循環(huán)蒸發(fā)，產(chǎn)品水為高品質(zhì)的蒸餾水，含油量＜1 mg/L、總懸浮物含量＜1 mg/L、二氧化硅含量＜10 mg/L、總硬度為0，可直接作為注汽鍋爐用水，第三級未蒸發(fā)的水進(jìn)入濃鹽水罐，泵入回注系統(tǒng)。蒸發(fā)系統(tǒng)充分利用污水本身熱量，過程中采用低溫真空蒸發(fā)，噸水耗能10 kW/h，高效節(jié)能；污泥產(chǎn)量少、含固率高，為非危險廢物；處理后的工藝產(chǎn)水水質(zhì)優(yōu)于注汽鍋爐水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)（表1）。

產(chǎn)出水低溫多效機(jī)械壓縮蒸發(fā)技術(shù)在春風(fēng)油田應(yīng)用過程中，已建成日產(chǎn)清水能力為5 000 m3/d，年處理采出水能力為175萬方，年節(jié)約清水資源200萬方、節(jié)約燃煤2萬余噸，年減少回注水180萬方，標(biāo)志著稠油采出水深度處理和資源化利用達(dá)到國際先進(jìn)水平，對推動行業(yè)技術(shù)進(jìn)步和生態(tài)環(huán)境保護(hù)具有重要意義。

表1 產(chǎn)品水水質(zhì)檢測項(xiàng)目指標(biāo)對比Table1 Comparison of product water quality testing index

3.7 智能油田高效管理運(yùn)行體系

春風(fēng)油田自然環(huán)境艱苦，有效施工期短，現(xiàn)場生產(chǎn)管理難度大，按照“三新三高”要求，著眼提高勞動生產(chǎn)率和精細(xì)化管理水平，推廣“四化”建設(shè)模式，創(chuàng)新構(gòu)建了“油公司”體制下智能管理運(yùn)行體系。

3.7.1 “四化”建設(shè)模式

地面工程建設(shè)推廣“四化”模式，即標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)、模塊化建設(shè)、標(biāo)準(zhǔn)化采購、信息化提升，其中，標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)是核心，模塊化建設(shè)是保障，標(biāo)準(zhǔn)化采購是支撐，信息化提升是關(guān)鍵。

標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì) 標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)立足稠油油藏、戈壁地表、區(qū)域氣候，形成了8大技術(shù)特色：工藝流程通用化、井站平面標(biāo)準(zhǔn)化、工藝設(shè)備定型化、安裝預(yù)配模塊化、管閥配件規(guī)格化、建設(shè)標(biāo)準(zhǔn)統(tǒng)一化、安全設(shè)備人性化、設(shè)備材料國產(chǎn)化。井場、水源井、增壓泵站設(shè)計(jì)圖紙重復(fù)利用率分別達(dá)95%，100%，95%，與常規(guī)設(shè)計(jì)相比效率提升20%。

模塊化建設(shè) 模塊化建設(shè)主要是指對功能相同、工藝相近的模塊統(tǒng)一基礎(chǔ)、統(tǒng)一預(yù)制、統(tǒng)一吊裝，通過統(tǒng)籌施工安排，減少現(xiàn)場交叉作業(yè)，加快了施工進(jìn)度。模塊總體預(yù)制化率達(dá)95%，施工周期縮短35%以上。

標(biāo)準(zhǔn)化采購 標(biāo)準(zhǔn)化采購的關(guān)鍵是建立了標(biāo)準(zhǔn)化產(chǎn)品選型定型工作流程，實(shí)現(xiàn)了“原理、結(jié)構(gòu)、材料、指標(biāo)、規(guī)格、質(zhì)保、價格、接口、圖紙、外觀標(biāo)識”的統(tǒng)一。圍繞“技術(shù)最優(yōu)、服務(wù)最好、性價比高”的目標(biāo)，提高產(chǎn)品質(zhì)量要求，制定產(chǎn)品報價談判規(guī)則，簡化采購供應(yīng)流程。實(shí)施后，產(chǎn)品質(zhì)量明顯提高，質(zhì)保期明顯延長，采購價格降低了10%左右。

信息化提升 通過提升油田信息化水準(zhǔn)，實(shí)現(xiàn)了溫度、壓力、流量、電參、功圖等8大類56項(xiàng)數(shù)據(jù)的實(shí)時自動采集上傳；通過生產(chǎn)指揮信息平臺對生產(chǎn)前端遠(yuǎn)程操作；實(shí)現(xiàn)油井、設(shè)備、管線全參數(shù)實(shí)時感知和異常情況的超前預(yù)警、超前分析、超前化解。信息化的提升極大改善了工作環(huán)境，提高了勞動效率，提升了安全運(yùn)行水平和應(yīng)急響應(yīng)能力。

3.7.2 智能管理運(yùn)行體系

智能管理運(yùn)行體系包括自動分析和智能預(yù)警體系、油公司管理模式2部分，自動分析和智能預(yù)警體系是實(shí)施油公司管理的技術(shù)基礎(chǔ)和運(yùn)行支撐，油公司管理模式是基于自動分析和智能預(yù)警體系的管理創(chuàng)新和機(jī)制變革。

一是建立自動分析及智能預(yù)警體系。基于單井、中轉(zhuǎn)站、注汽站、集輸站海量運(yùn)行數(shù)據(jù)與地震、測井、工藝、監(jiān)測等資料構(gòu)建形成的大數(shù)據(jù)，開發(fā)了自動分析系統(tǒng)與智能預(yù)警系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)了趨勢分析、事前預(yù)警、統(tǒng)籌管理。自動分析系統(tǒng)是智能管理的支撐，發(fā)展了6項(xiàng)功能：單井井場建模分析、單井功圖自動計(jì)量分析、增壓站計(jì)量自動分析、接轉(zhuǎn)站液量壓力自動分析、趨勢及生產(chǎn)狀態(tài)分析、報表自動生成功能，實(shí)現(xiàn)了油藏、井筒、地面一體化監(jiān)控。智能預(yù)警系統(tǒng)是智能管理的抓手，通過自動分析發(fā)現(xiàn)異常生產(chǎn)情況，自動推送報警信息，實(shí)現(xiàn)緊急情況高效應(yīng)急處置，發(fā)展了5項(xiàng)功能：遠(yuǎn)程智能巡井預(yù)警、汽竄出砂轉(zhuǎn)周組合預(yù)警，油井增壓站巡檢預(yù)警，外輸管網(wǎng)監(jiān)控預(yù)警，安全環(huán)保預(yù)警，報警及時率100%。

生產(chǎn)指揮信息平臺接收預(yù)警信息后進(jìn)行智能調(diào)度，通過水源井、井場、增壓站、集輸站等自動控制模塊，現(xiàn)場手工操作轉(zhuǎn)變?yōu)檫h(yuǎn)程自動調(diào)控，大幅度提高了勞動效率。以集輸站庫為例，應(yīng)用一體化盤庫系統(tǒng)實(shí)時計(jì)算油罐動態(tài)，盤庫用時由原120 min縮短為5 min；應(yīng)用蒸汽混摻智能調(diào)節(jié)系統(tǒng)，調(diào)整摻汽用時從原來的120 min縮短為10 min。

二是創(chuàng)新深化“油公司”管理模式。智能油田建設(shè)極大的提升了信息化和自動化水平，精簡了用工人數(shù)，實(shí)現(xiàn)了生產(chǎn)方式和管控形式的變革，為創(chuàng)新“油公司”管理模式奠定了基礎(chǔ)，從管理體制和運(yùn)行機(jī)制上，整體推進(jìn)“五化”管理模式。

管理集約化 指的是縱向上壓減管理層級，由傳統(tǒng)的“采油廠—礦—隊(duì)—班組”4級管理向“油公司—管理區(qū)—班組”3級管理過渡；橫向上突出核心業(yè)務(wù)，以管理區(qū)作為產(chǎn)量、成本責(zé)任主體，按照油井、站庫及管網(wǎng)分布，根據(jù)管理職能將管理區(qū)劃分為三室一中心。

生產(chǎn)專業(yè)化 通過明確職責(zé)定位、整合資源、對口歸集，構(gòu)建起以地質(zhì)、工藝為支撐，以作業(yè)、監(jiān)測、水電、運(yùn)輸、維修、護(hù)礦、綜合服務(wù)等為輔助的專業(yè)化生產(chǎn)保障體系。

運(yùn)營市場化 通過在開發(fā)單位內(nèi)部構(gòu)建模擬市場，在管理區(qū)與專業(yè)化隊(duì)伍間建立完善的市場化運(yùn)營機(jī)制和考核辦法；開發(fā)單位和石油工程公司間建立鉆井質(zhì)量評價管理體系，實(shí)施優(yōu)質(zhì)優(yōu)價、優(yōu)速優(yōu)價、高端特價的分級管理機(jī)制。

服務(wù)社會化 通過積極轉(zhuǎn)變自建自管自營傳統(tǒng)模式，增強(qiáng)“花錢買服務(wù)”意識，將勞動力密集、操作性強(qiáng)、服務(wù)保障類業(yè)務(wù)充分依托社會解決。

考核效益化 通過完善效益導(dǎo)向的考核機(jī)制，突出盈利能力、價值創(chuàng)造力、勞動生產(chǎn)率、投資回報率、約束性等關(guān)鍵指標(biāo)，由主要考核效益指標(biāo)向效益、質(zhì)量、價值創(chuàng)造能力等多方位考核延伸，由年度考核向日常、季度、年度考核相結(jié)合延伸，由生產(chǎn)經(jīng)營單位向各板塊延伸，真正實(shí)現(xiàn)可量化、可操作、可追溯、可問責(zé)，充分發(fā)揮考核“指揮棒”的作用。

2015年春風(fēng)油田年產(chǎn)量首次突破了百萬噸，通過智能油田高效管理運(yùn)行體系的應(yīng)用，目前管理以及技術(shù)人員總數(shù)不足250人，人均原油產(chǎn)量約為4 400 t以上，綜合效益位居中外同類型油田前列。

4 結(jié)論

淺薄層超稠油高速高效開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)支撐了春風(fēng)油田的高質(zhì)高速高效開發(fā)，創(chuàng)造了巨大的經(jīng)濟(jì)效益和社會效益。在該技術(shù)實(shí)施的5年中，春風(fēng)油田共動用地質(zhì)儲量近5 000萬噸，截止2018年，已經(jīng)連續(xù)4年產(chǎn)量保持在百萬噸以上，百萬噸產(chǎn)能建設(shè)投資及單位完全成本降低了1/3左右。該技術(shù)對于未來實(shí)現(xiàn)春風(fēng)油田周邊淺薄層超稠油資源的有序開發(fā)及勝利西部的產(chǎn)量穩(wěn)定具有重要意義。目前，淺薄層超稠油高速高效開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)已經(jīng)推廣應(yīng)用到新疆、河南以及勝利東部等同類型的油田開發(fā)中，支撐了中國低品位超稠油的規(guī)模效益開發(fā)，對于踐行習(xí)近平總書記“進(jìn)一步提升國內(nèi)油氣勘探開發(fā)力度，保障我國能源安全”的重要批示有一定的實(shí)用價值。