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埕岛油田西北区挖潜增效典型做法

埕岛油田西北区挖潜增效典型做法

针对埕岛油田西北区油井递减大,含水上升快的开发特点,本文总结了埕岛油田西北区在开发过程中所存在的主要矛盾,提出了带有针对性的调整措施方案,并在此基础上形成了海上整装断块油藏的挖潜增效模式,可以为海上油田同类油藏的高效开发提供指导借鉴意义。

标签:海上油田;整装断块;挖潜增效

一、基本概况

埕岛油田西北区馆上段油藏位于埕岛油田主体构造的西北部,构造整体呈西南高东北低,地层平缓,储层埋藏浅,压实差,胶结疏松,储层物性较好:平均孔隙度33.1%,平均渗透率2297x10-3um2,地下原油粘度64.1mPa.s,原始地层压力13.2MPa,属河流相沉积的普通稠油、高孔高渗透、高饱和、岩性构造层状油藏。西北区馆上段油藏地质储量1672万吨,目前共投产投注70口井,其中油井46口,水井24口,目前综合含水73%。

二、开发过程存在的主要矛盾

埕岛西北区自主力含油层系馆上段油藏加密调整方案实施后,注采井网逐渐完善,目前采用的是沿断层一线采油,内部点状注水辅以外部边缘注水的井网形式。随着采油速度大幅度上升,层间矛盾和平面矛盾日益突出,主要表现为以下几点:

2.1 区块内部低序级断层发育,影响注采对应关系

西北区内主要发育四条大断层,油藏砂体分布受断层影响条带状分布,特别是断层附近单向对应或不对应,严重影响注入水平面波及。同时在四条大断层附近发育的较难识别的低序级断层,也严重影响了注采对应关系,造成了部分水井注入不正常,油井产液情况、地层能量恢复与地质条件、实际注入情况相矛盾。

2.2 动用层段多,油藏初期产能高,含水上升快,油井递减大

综合调整以来投产新井初期单井日产油37.6吨,含水率为46%。在最近两年期间,含水率上升较快,综合含水由50.7%上升到73%;自然递减率持续增大,2017年区块自然递减率高达13%。分析其主要原因,一是受西北区整装断块油藏特点的影响,单向注采比例较高35%,注入水一旦突破无法有效控制含水上升;二是多层合采造成层间干扰严重,区块单井平均有效厚度20.6m,动用小层数均在3层以上,但层间采出程度差异较大;三是非主力层注采井网不完善,只采不注造成小层压降持续增大,最终造成小层不出液。

三、挖潜增效典型做法

3.1 部署零散调整井,做好产能接替

利用油藏工程、油藏数值模拟等多种方法,发现沿断层一线高部位、砂体边部、井间滞留区是剩余油相对富集区。2017年在区块内无井控制潜力区部署新井8口,钻遇油层19.4m/2.6层,好于方案设计13.6/2.9层。新井投产投产初期单井日油能力29.5吨,新增产能5.5万吨。

在优选射孔层位时,结合西北区数模研究结果,得到以下认识:①对于产液能力,合采过程中低含水期(0-40%)层间干扰对整体产液能力表现为一定抑制作用,随含水率上升抑制作用逐渐减弱;当含水率上升至40%-60%时,层间干扰对整体产液能力由抑制作用转变为促进作用;在中高含水期(大于60%)层间干扰对整体产液能力表现为完全促进作用,且随含水率的上升而增强。同时,层间渗透率级差越大中低含水期层间干扰对产液能力抑制作用越强。②对于产油能力,层间干扰对整体的产油能力始终表现为抑制作用,且含水率越高抑制作用越明显;层间渗透率级差越大,抑制效果越明显,干扰加剧的时机越早。

3.2 动静结合找断层,多种手段结合验证封堵性

首先,根据区块动态分析结果梳理油井生产状况与注水情况矛盾的区域。再重点对该区域进行过井地震剖面进行精细解释,即在区块范围内采用主测线和联络线方向交叉解释方法,最大限度地减小解释层位的闭合差,保证层位解释的精度。其次在明确了主断裂系统的基础上,通过增加测线解释密度,对断层扭动或中断的区域进行精细解释,并通过主测线和联络测线卡准断点位置,从而准确识低序级断层。最后根据注采减小情况,断层两侧压力变化,并参考渗透率和泥质含量判断断层封堵性。

例如Ng31层平均压降达到4MPa,且呈持续下降趋势,但该层整体注采比达到2.6;该层生产的油井一口CB4A-G4井为低液井(液量40t/d),另一口井因压降大无法正产生产。通过这一矛盾,重点研究了Ng31层低序級断层发育情况,刻画出封堵断层一条,发现两口油井CB4A-G4与CB4A-7井与对应水井注采不连通。进而制定了另外一口水井CB4A-2井的补孔措施,以恢复Ng31层地层能量。2017年以来,在西北区内新识别低序级断层3条,其中2条为封堵性断层,1条为非封堵性断层。

3.3 数模指导可视化,精细调配

(1)主力层:西北区油藏主力层主河道发育,注入水沿主河道迅速水淹,沿断层高部位油井注水见效差。利用数值模拟方法,确定水井井组主流线方向,模拟优化高部位油井与内部油井液量,合理引流线,控制内部油井含水上升。例如上层系Ng1+211层,通过提高近断层高部位两口油井CB4EA-11与CB4EB-12液量,与降低内部油井CB4EA-1与CB4B-1井液量的方法,高部位油井单井日游能力提高10吨,同时内部井含水大幅降低。

(2)非主力层:非主力层一注一采,单向注采对应,油井含水上升快。从剩余油分布图来看,此类小层仅油水井主流线上水淹较为严重,其他方向未水淹,波及范围较小。西北区打破此类油井含水上升就下调水井配注的传统思维,而是下调油井生产参数,控液扩波及。例如CB4EA-4井下调生产参数,减液不减油,单井日油能力上升5吨。

(3)开展周期注水数值模拟实验,控水稳油。在区块主力层Ng45层开展周期注水数值模拟实验,模拟对比水井周期调控方式,优化注水半周期,水量波动幅度。优化结果为:最优水井周期变化形式为内部水井周期升降,边部水井提高注采比持续注水;最优注水半周期为3个月,水量波动幅度为50%。预计方案实施后,年增油1万吨。

3.4 完善注采井网,开发非主力层剩余油潜力。

由于非主力层地层厚度小,砂体零散分布,难以形成有效井网,在开发过程中一直受主力层干扰,潜力不能得到有效开发。通过对非主力层水井补孔,增加注采对应,2017年以来完成4口水井补孔工作量,区块注采对应率由84.7%提高到89.4%。

四、结论与认识

(1)埕岛油田西北区油藏纵向含油层系多,层间动用差异大,但投产初期单井产能高,可以通过部署新井,油水井补孔等措施加强非主力层的动用程度,均衡层间矛盾。

(2)西北区地质情况复杂,必须将基础地质与开发动态有机结合,从而使构造储层认识与开发状况更加匹配,断层识别更加精细,油水关系更加合理。

(3)必须依托建模数模一体化技术,在充分认识剩余油分布的基础上,结合油井生产动态,开展水井注采调配工作。通过平面和层间调整,进一步扩大水驱波及体积,从而达到准确、及时控制油井含水上升速度、延长油井稳产期,提高开发水平的目的。

埕岛中心三号平台及海上配套

CB20A——中心二号输油管线工程 环境影响报告书简本 中海石油环保服务有限公司 China Offshore Environmental Services LTD

国环评证甲字第1109号 二○一○年十月 1总论 1.1评价任务由来与评价目的 1.1.1 评价任务由来 胜利埕岛油田位于渤海湾南部的极浅海域,水深4~16m,自1993年正式开发至今已有十多年的历史,建成了以中心一号、二号平台为中心的埕岛主体区域(以下简称埕岛油田老区)海上生产系统,以及以埕北30A为中心的埕岛油田东部区块海上生产系统。 根据《埕岛油田主体及西北部开发规划》,计划在埕岛油田老区新打225口调整井,新增产油能力167×104t/a;西北部产能新井40口,新增产油能力42.1×104t/a。根据老区和西北新区油藏调整规划,结合目前地面系统生产现况,老区现有的油、气、水、电及管网系统等地面工程已不能满足开发需求,因此需要在埕岛油田老区新建中心三号平台及海上配套系统工程,同时对CB20A至中心二号集输管网进行调整(以下简称本工程),以满足老区调整的需要。 根据《中华人民共和国海洋环境保护法》及《中华人民共和国环境影响评价法》的规定,本工程须进行海洋工程环境影响评价。受胜利油田分公司海洋采油厂的委托,我单位承担了埕岛中心三号平台及海上配套工程/CB20A-中心二号输油管线工程的海洋环境影响评价工作。 1.1.2 评价目的 本报告书针对埕岛中心三号平台及海上配套工程/CB20A-中心二号输油管线工程进行环境 影响评价,旨在查明项目评价范围内的环境质量现状,分析项目建设和运营期间产生的污染物的种类及数量,预测其对周边环境可能的影响范围和程度,辨别项目建设可能带来的环境

挖潜增效措施及实施情况

挖潜增效措施及实施情况 大庆钻井公司在认真贯彻落实集团公司、局提出的“经营一元钱,节约一分钱”和“八个方面保效益”的要求下,以挖潜增效活动为契机,强化管理,深挖潜力,以确保全年生产经营目标任务的顺利完成,在局提出的八个方面保效益的框架下具体措施主要体现在以下几个方面: 一、优化资源保效益。公司举措为优化流程以达到提速提效的目的。目前中石油正在深入开展几大会战,提速提效已成为集团总部2012年的重点工作。作为公司来说,既要跟上大庆油田提速提效的步伐,又要完成西南局的生产经营目标,提速提效的压力非常大,为此公司特提出“每一个节点都能提速,每一项措施都能优化”的提速提效理念,具体做法就是钻井施工的提速要从井位下发后的设计审批协调、工农关系协调、钻前施工、搬安作业等节点入手加强管理,进一步提升工作效率;完井电测时,按大庆局要求井深小于3500米的井候凝24小时电测,井深大于3500米的井候凝36小时电测;技术方面重启高压喷射钻井,并要求各施工单位排出月度、季度、年度生产计划。按照这些被细化的流程,公司目前每口井从井位下发到完井的流程将提升效率25%~30%,此举目前已为公司创造了32.57万元的直接经济效益。 二、降本减费保效益。公司从2007来开始实行泥浆回收制度。采用对钻井液“回收、重新配置钻井液性能、二次配送”,达到了资源进一步利用,环境污染和排污费支出减少,钻井直接成本大幅降低,几年间依靠公司回收泥浆不仅节约了泥浆成本更有效降低了环境污

染事故的发生,经济效益和社会效益十分显著。通过几年的泥浆回收运行存在问题,公司在2011年重新梳理了生产管理细节,围绕如何提高回收力度的同时减少运输工作量,最终确定了得用大庆工区集中的优势,充分发挥工程技术大队泥浆统一管理和总调度室统一调度的优势,在条件允许的条件下加大泥浆的现场回收(井队就近的现场倒运),减少了泥浆回收倒运。1-4月节约泥浆成本及运费共计65.14万元。 三、节能降耗保效益。作为一个一体化的专业钻井公司,油料消耗的成本一直占据高位,特别是近两年来随着油价的攀高,如何在价格走高的趋势下,降本减费,挖潜增效,为此公司特地把如何降低油耗作为2012年一个新的成本节约点。于2011年底完成了13台钻机发电机节油装置的安装,截止4月底累计柴油消耗量同比减少42.875吨,节约成本32.57万元。

埕岛油田西北区挖潜增效典型做法

埕岛油田西北区挖潜增效典型做法 针对埕岛油田西北区油井递减大,含水上升快的开发特点,本文总结了埕岛油田西北区在开发过程中所存在的主要矛盾,提出了带有针对性的调整措施方案,并在此基础上形成了海上整装断块油藏的挖潜增效模式,可以为海上油田同类油藏的高效开发提供指导借鉴意义。 标签:海上油田;整装断块;挖潜增效 一、基本概况 埕岛油田西北区馆上段油藏位于埕岛油田主体构造的西北部,构造整体呈西南高东北低,地层平缓,储层埋藏浅,压实差,胶结疏松,储层物性较好:平均孔隙度33.1%,平均渗透率2297x10-3um2,地下原油粘度64.1mPa.s,原始地层压力13.2MPa,属河流相沉积的普通稠油、高孔高渗透、高饱和、岩性构造层状油藏。西北区馆上段油藏地质储量1672万吨,目前共投产投注70口井,其中油井46口,水井24口,目前综合含水73%。 二、开发过程存在的主要矛盾 埕岛西北区自主力含油层系馆上段油藏加密调整方案实施后,注采井网逐渐完善,目前采用的是沿断层一线采油,内部点状注水辅以外部边缘注水的井网形式。随着采油速度大幅度上升,层间矛盾和平面矛盾日益突出,主要表现为以下几点: 2.1 区块内部低序级断层发育,影响注采对应关系 西北区内主要发育四条大断层,油藏砂体分布受断层影响条带状分布,特别是断层附近单向对应或不对应,严重影响注入水平面波及。同时在四条大断层附近发育的较难识别的低序级断层,也严重影响了注采对应关系,造成了部分水井注入不正常,油井产液情况、地层能量恢复与地质条件、实际注入情况相矛盾。 2.2 动用层段多,油藏初期产能高,含水上升快,油井递减大 综合调整以来投产新井初期单井日产油37.6吨,含水率为46%。在最近两年期间,含水率上升较快,综合含水由50.7%上升到73%;自然递减率持续增大,2017年区块自然递减率高达13%。分析其主要原因,一是受西北区整装断块油藏特点的影响,单向注采比例较高35%,注入水一旦突破无法有效控制含水上升;二是多层合采造成层间干扰严重,区块单井平均有效厚度20.6m,动用小层数均在3层以上,但层间采出程度差异较大;三是非主力层注采井网不完善,只采不注造成小层压降持续增大,最终造成小层不出液。 三、挖潜增效典型做法

集团挖潜增效方案-2013

河北省粮食产业集团有限公司 开展挖潜增效工作实施方案 面对当前经济增长速度明显下滑,粮食市场持续下跌的严峻形势,贯彻落实省政府、省国资委挖潜增效的工作部署。通过营造艰苦奋斗、厉行节约的浓厚氛围,牢固树立过紧日子思想、实施低成本运作,共度时艰、共谋发展的长效机制,结合集团实际,制定本方案。 一、指导思想 按照省领导的批示和省国资委《关于加强企业挖潜增效工作的通知》精神,工作部署和安排,措施,降低企业成本,提高经济效益,不断推进企业持续、健康、快速发展, 围绕“增收节支、节约挖潜、降本增效”这一主题,上下层层动员、精心组织,认真开展形势任务教育,制定节约目标,细化挖潜方案,健全完善加强成本控制,突出精细管理,狠抓措施落实,初步形成了,在成本管理、节能节水、非生产性支出控制以及五项费用控制等方面都取得了积极成效。 “扩规模、转方式、增效益”这一中心任务,结合对标行动、创新驱动、资金运作、绩效考核、经营管理等工作,完善

对标评价、问题改进、考核激励等工作机制,推动挖潜工作深入开展,促进管理科学化、规范化、常态化,切实提升经营管理水平和干部职工队伍整体形象。 二、工作目标 围绕年度任务目标,不断完善经营发展思路,做强做优现有产业环节,强化资金管理和风险管控,深挖潜力、强化措施、狠抓落实,千方百计降低成本,全力推进企业跨越发展。 要有具体的指标 生产经营费用下降 财务费用下降 人工成本下降 日常办公 油电水气 招待费下降20% 三、主要措施 (一)加强组织领导 为保障挖潜增效工作顺利开展,成立挖潜增效工作领导小组,组长由集团董事长、党委书记张立新担任,副组长由其他领导班子成员担任,成员由规划发展部、综合办公室、人力资

海上油田二元复合驱提高采收率关键技术——以埕岛油田埕北1区西部Ng4-5砂层组为例

海上油田二元复合驱提高采收率关键技术——以埕岛油田埕 北1区西部Ng4-5砂层组为例 王增林;宋新旺;祝仰文;窦立霞;邢爱忠;陈伟 【摘要】化学驱是在平台有限期内提高海上油田采收率的有效手段,相比单一聚合物驱,二元复合驱具有更为快速和更大幅度提高彩收率的特点.针对埕岛油田埕北1区西部Ng4-5砂层组,设计了二元复合驱油藏工程优化方案;针对海上平台配注水水质差,离子成分复杂,研制了速溶高效抗盐二元复合驱油体系;针对平台空间狭窄,简化了二元复合驱配注流程,研制了高效小型化设备,不但提高了自动化程度,减少了平台操作,还降低了安全环保风险,形成了高效集约化海上配注工艺;针对先导试验区储层出砂严重,层间矛盾突出,研制了低剪切注聚防砂管,形成了低剪切分层防砂分层注入工艺技术,整套管柱粘度保留率高,分层配注准确,可满足海上安全环保要求;形成了海上油田大幅度提高采收率关键技术,并首次在埕北1区示范工程区开展了二元复合驱先导试验. 【期刊名称】《油气地质与采收率》 【年(卷),期】2014(021)002 【总页数】5页(P5-9) 【关键词】海上油田;提高采收率;二元复合驱;配注工艺;分层防砂;埕岛油田 【作者】王增林;宋新旺;祝仰文;窦立霞;邢爱忠;陈伟 【作者单位】中国石化胜利油田分公司,山东东营257001;中国石化化学驱提高石油采收率重点实验室,山东东营257015;中国石化胜利油田分公司地质科学研究院,

山东东营257015;中国石化胜利油田分公司地质科学研究院,山东东营257015;中 国石化胜利油田分公司地质科学研究院,山东东营257015;中国石化石油工程设计 有限公司,山东东营257026;中国石化胜利油田分公司采油工艺研究院,山东东营257000 【正文语种】中文 【中图分类】TE357.43 (1.中国石化胜利油田分公司,山东东营257001;2.中国石化化学驱提高石油采 收率重点实验室,山东东营257015;3.中国石化胜利油田分公司地质科学研究院,山东东营257015;4.中国石化石油工程设计有限公司,山东东营257026;5.中 国石化胜利油田分公司采油工艺研究院,山东东营257000) 海上油田产量的持续增长已成为石油产能接替的重要组成部分,随着勘探难度的增大,海上油气资源的高效开发日趋重要,发展海上油田大幅度提高采收率技术方法势在必行[1]。陆上油田开发实践证实,化学驱是大幅度提高采收率的有效手段,已经在大庆、胜利等油区得到广泛应用,技术日趋成熟,其规模居世界前列,研究应用水平也处于国际前沿[2-8]。借鉴陆上成功经验,针对海上油田特点,中国海洋石油总公司在绥中36-1等油田先后开展了聚合物驱单井试验、井组试验和扩大试验,均取得了良好的增油效果[9-12]。无碱表面活性剂加聚合物的二元复 合驱油技术是近几年发展起来的高效化学驱油方法,体系组分能与原油形成超低界面张力,相对于三元复合驱来说由于体系中无碱,可以最大限度地发挥聚合物的粘弹性,并减缓腐蚀和结垢[13]。胜利油区率先开展了无碱二元复合驱油技术研究,并于2003年9月在孤东油田七区西南Ng54—61层开展了二元复合驱油先 导试验,取得了显著降水增油效果[14-16]。截至2013年9月,全区已累积增产原油24.6×104t,提高采收率8.9%,预计可提高采收率12%,展示了二元复合

胜利海上埕岛油田埕北208块产能建设工程报告书-中国海洋报

编号: COES-008-HP-2018 胜利海上埕岛油田埕北208块产能建设工程 环境影响报告书 (简本) 中海石油环保服务(天津)有限公司 China Offshore Environmental Services LTD 国环评证甲字第1109号 二零一八年六月

1总论 1.1 评价任务由来与评价目的 1.1.1任务由来 胜利埕岛海上油田位于渤海湾南部的极浅海域,埕北208块位于埕岛油田西北部,面积约6km2,距离埕岛主体西北区4DA平台2.1km,方案区水深约15m。埕北208块1997年在馆上段上报III类探明含油面积1.1km2,探明石油地质储量113×104t,2015年埕北208块馆上段又上报控制含油面积4.85km2,控制石油地质储量850×104t。埕北208块钻井揭示地层自下而上依次为新近系馆陶组、明化镇组、第四系平原组地层。本区主要含油气层系为馆陶组上段,岩性为灰绿色粉砂质泥岩和灰色、灰白色中细粉砂岩互层沉积。 本次胜利海上埕岛油田埕北208块产能建设工程的主要建设内容包括:(1)新建24井式CB208常规井组平台1座,分A、B井组,各12口井;(2)新建输油海管2条,其中CB208-CB4D输油海管长度为2.544km,CB4B-CB4E输油海管长度为0.549km;(3)新建CB4D-CB208注水海管1条,长度为2.553km;(4)新建CB243A-CB208平台6kv海底电缆1条,长度为2.8km;(5)对CB4D、CB4B、CB4E和CB243A平台配套系统进行改造等;(6)在CB4C等10个平台进行调整井建设,共计16口调整井。 按照《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国海洋环境保护法》、《中华人民共和国环境影响评价法》、《建设项目环境保护管理条例》以及《中华人民共和国海洋石油勘探开发环境保护管理条例》的规定,需对胜利海上埕岛油田埕北208块产能建设工程进行环境影响评价,受胜利油田分公司海洋采油厂委托,中海石油环保服务(天津)有限公司承担了胜利海上埕岛油田埕北208块产能建设工程的环境影响评价工作。 1.1.2评价目的 本评价旨在查明建设项目评价范围内的环境质量现状,在全面分析建设项目施工期和营运期的主要污染因子的种类和数量的基础上,预测和评价建设项目对周围环境的影响范围和程度,阐明该项目的环境效益、经济效益和社会效益,提出相应的环境保护措施和建议,从环境保护角度论证该项目建设的合理性和可行性,为项目建设和审批提供科学依据。

胜利海上埕岛油田埕北208块储层预测及砂体描述

胜利海上埕岛油田埕北208块储层预测 及砂体描述 摘要:埕岛油田埕北208块储层储层埋藏深、厚度小,横向变化快,加之地 震资料品质相对较差,分辨率较低,储层预测描述难度大,制约了开发方案设计。 针对这些问题,开展了储层预测及砂体描述研究,以期为该区块产能建设提供相应 参考。 关键词:埕岛油田;埕北208块;储层预测;砂体描述 1研究区概况 1.1区块位置 胜利海上埕岛油田位于渤海湾南部的极浅海海域,与陆上的桩西油田、埕东 油田、五号桩油田相邻。构造位置位于济阳坳陷与渤中坳陷交汇处埕北低凸起的 东南端。该油田的西南以埕北大断层与埕北凹陷相邻,向北、向东分别倾伏于沙 南凹陷和渤中凹陷,其东南为桩东凹陷。埕北208块位于埕岛油田西北部,面积 约6km²,距离埕岛主体西北区4DA平台2.1km,本次研究目标所在区水深约15m。 1.2地层发育特征 1.2.1地层层序及含油层系 埕北208块钻井揭示地层自下而上依次为新近系馆陶组、明化镇组、第四系 平原组地层。本区主要含油气层系为馆陶组上段,岩性为灰绿色粉砂质泥岩和灰色、灰白色中细粉砂岩互层沉积。 1.2.2地层对比划分 根据埕岛油田馆上段地层划分结果,以沉积学理论为指导,通过与主体已开 发区统层对比,建立了本区馆上段大层和小层对比格架,确定馆上段有三个比较

稳定的标志层。在标志层的控制下,根据岩电组合及沉积旋回特征,考虑油水纵 向分布特点,对馆上段储层进行了大小层划分。把馆上段分为7个砂层组, (1+2)~6砂层组为主力含油砂组。(1+2)~6砂层组按沉积时间单元细分为30个 小层;7砂层组未细分小层。 1.2.3地层发育规律 在地层划分对比的基础上,通过绘制连井剖面,进一步研究地层的发育规律。从近东西向的连井剖面可以看出,方案区地层主要有以下发育规律: (1)馆陶组上段地层发育较完整,没有断缺或剥蚀的现象; (2)地层分布较为稳定,井间地层厚度变化不大,平均地层厚度475m。 1.3构造特征 本区构造研究采用地质、地震和测井三种信息相结合的方法。地层对比与地 震解释相互补充、修正,在工作站上人机联作进行构造和断裂系统研究。 方案区构造是埕岛主体构造向西北方向的延伸,是在前第三系潜山背景上发 育起来的大型披覆构造,整体构造相对较为简单,整体北西走向,西南高,东北低,受埕北断层控制,形成了形态较完整的半背斜构造。 埕北断层的胜海2~胜海4段是该区的南界断层,走向北西,延伸长度大于 15km,倾向南西,在埕北208块馆上段落差50~100m,向东南方向变小(附表3-8)。各层地层与断裂系统发育自上而下相似,具有一定的继承性。 埕北208块构造较简单,地层平缓,地层倾角约3.3°,构造高点位于胜海 2井附近,西南高,向北东方向变低。 1.4储层特征 1.4.1储层沉积类型 研究区馆上段储层沉积发育和整个埕岛油田基本一致,测井相显示自然电位 曲线为典型的箱型以及下粗上细的正旋回特征。由早期的辫状河冲积平原沉积

埕岛油田东部斜坡带浊积岩特征及成藏条件

埕岛油田东部斜坡带浊积岩特征及成藏条件 埕岛油田东部斜坡带分布着多个水下扇浊流沉积体系且面积较大,构成了该区块存储油气的重要场所。随着中低渗透油气地质理论的发展深化,证实了浊积岩也可以存储丰富的石油资源,可以成为重要的勘探目标,在埕岛油田东部斜坡带中,在东营组7、8、9砂组油层组发育的浊积岩具有油气成藏条件,其分布规律及成藏特征有待于进一步加深认识,本文就该区块浊积岩特征及油气成藏条件进行阐述分析,期望对该区块下一步油气勘探、开发工作有指导作用。 标签:埕岛油田;东部斜坡带;浊积岩特征;油气成藏 1 地质情况与浊积岩特征 地质概况: 埕岛油田位于山东省东营市东北部,渤海湾南部的浅海海域,水深2-18m,南距海岸线11.7km2,与陆上的桩西油田相邻,勘探面积约650km2。构造上位于济阳坳陷与渤中坳陷的交汇处,埕岛低凸起、埕北凹陷东南端,沙南凹陷南面,黄河口凹陷西北端,车镇凹陷背面。形成了四周被生油凹陷环绕的大型的潜山披覆构造。 根据地震、测井及单井相分析,埕岛东斜坡东营组纵向上可识别出两套沉积体系:东营组下部6-10砂组为滨浅湖-半深湖相水下扇沉积体系,中上部1-5砂组为扇三角洲沉积体系,包括扇三角洲平原、扇三角洲前缘及前三角洲沉积组合。东斜坡东营组从东营组早期至东营组末期为一个连续的湖侵到湖退的三角洲沉积背景,即由Ed10-Ed7的半深湖至Ed6期的前三角洲至Ed5期的三角洲前缘至Ed4-Ed1期的三角洲平原的沉积演化三段沉积过程。在东营组早期大量的沉积物随洪水延沟道沉入湖中,形成湖泊浊流沉积。 2浊积岩特征 2.1 浊积岩的岩石学特征 浊积岩的岩石类型受物源区成分的影响,主要为长石岩屑砂岩,矿物成熟度低,石英含量在41%~45%之间。胶结类型主要为孔隙胶结,填隙物主要为粘土杂基,其次有硅质胶结物、白云质胶结物,可见黄铁矿胶结物。原生孔隙发育,连通性较好。砂岩粒度变化较大,磨圆度较差,分选中等到好,粒度概率曲线主要为两段式和两段过渡式,C—M图为平行于C=M的QR段。由粒度分析看储层粒度较粗,平均粒度中值在0.17~0.33mm,属中砂岩。泥质含量较低,分布1.54~5.7%之间。 2.2 浊积岩的沉积构造特征

埕岛油田馆上段沉积砂体及其夹层分布特征

埕岛油田馆上段沉积砂体及其夹层分布特征 杜玉山 【摘要】通过岩矿特征、剖面结构、砂岩粒度和砂体形态分析,认为埕岛油田馆陶组上段为曲流河沉积.按砂体发育特点和成因类型划分出主河道连片砂体、河道边缘连续窄带状砂体、天然堤断续带状砂体、决口水道扇形席状砂体及废弃河道成因的透镜状砂体等5种类型.在研究区383口井精细地质研究的基础上,从不同成因储油砂体角度总结出夹层分布特征.建立了储油砂体内夹层的空间分布模式:主河道砂体内夹层分布复杂,一般底部发育钙质夹层,中部多发育物性夹层,上部为泥质夹层;河道边缘砂体主要发育泥质夹层;决口扇砂体内泥质夹层分布稳定;天然堤和废弃河道仅发育极少的钙质夹层. 【期刊名称】《桂林理工大学学报》 【年(卷),期】2009(029)004 【总页数】4页(P445-448) 【关键词】曲流河;沉积特征;成因砂体;夹层;埕岛油田 【作者】杜玉山 【作者单位】中国科学院,广州地球化学研究所,广州,510640;中国石化股份胜利油田分公司,地质科学研究院,山东,东营,257015 【正文语种】中文 【中图分类】P588.212.3;TE121.3

陆相碎屑岩储层中渗透性较差的夹层在注水开发中引起的渗流屏障和渗流差异是造成注入水未波及到的主要因素,也是影响剩余油分布的关键因素之一[1-3]。 埕岛油田位于渤海湾南部的浅海、极浅海海域,处于济阳坳陷与渤中坳陷交汇处埕北低凸起的东南端,是我国首例极浅海领域投入开发的大油田。埕岛油田共计钻遇7套含油层系,馆陶组上段为主要含油层段,含油面积96 km2,探明储量1.9亿t,占已探明储量的77.3%。馆上段油藏具有高孔隙度、高渗透率、高粘度、高含油饱和度、高非均质程度等特点。本文在分析埕岛油田馆上段沉积微相、成因类型砂体发育特征的基础上,描述了不同成因砂体中夹层空间分布规律,为注水开发和剩余油挖潜提供依据。 1 馆上段砂体沉积特征 埕岛油田馆上段为曲流河相沉积,主要沉积特征有: (1)岩矿特征。馆上段的岩性以中砂岩、细砂岩、粉砂岩和泥岩为主,泥岩呈紫红色和杂色。砂岩成分以石英、长石、变质岩屑为主,岩性为长石岩屑砂岩,岩石磨圆度以次棱角状为主,表现出低成分成熟度和低结构成熟度的特点,表明沉积物搬运的距离较近,水动力较弱。 (2)剖面旋回性。具有明显的二元结构。底部多为块状砂岩相,常含砾石和泥砾,且与下伏泥岩突变接触,冲刷面界限明显,旋回中部一般发育物性较好的细砂岩,向上过渡到粉—细砂岩、粉砂岩,顶部多为块状泥岩相,常见植物碎片。 (3)粒度分布特征。以跳跃和悬浮组分为主,粒度偏细,具有曲流河沉积特点。 (4)砂体分布特征。砂体在垂直河道走向的横剖面上呈不对称的顶平底凸的透镜状分布,凸岸厚凹岸薄;在平面上多呈弯曲条带状、带状,反映出曲流河沉积河道长期侧向加积、迁移的沉积特征。利用Schumm的公式[4]计算埕岛油田馆上段(1+2)~6砂层组的曲率都在2.4~2.6,为曲流河沉积特征。

低产低效井的原因分析及挖潜措施

龙源期刊网 https://www.wendangku.net/doc/8819138808.html, 低产低效井的原因分析及挖潜措施 作者:董浩 来源:《科学与技术》2015年第01期 摘要:随着埕岛油田的不断开发,油田已进入高含水阶段,一些油井的产液量呈下降趋势,由于地层堵塞、近井污染、地层供液能力不足、高含水开采等诸多因素的影响,一些油井的产液能力大幅度下降,已步入了低产低效井的行列。目前,对低产低效井实施酸化解堵、检泵作业、调试配注等挖潜措施,对整个油田的产液量起着极其重要的作用。 关键词:低产低效井酸化解堵检泵作业 1低产低效井的成因分析 随着油田的不断开采,油田的含水逐渐上升,一些油井的产液量逐日下降,最后步入低产低效井行列。做好低产低效井的原因分析,针对性的对低产低效井实施有效的措施,将产液量提上去,对完成油气生产任务有着至关重要的意义。 1.1 低产低效井的特点 低产低效井有以下特点:地层供液能力严重不足、产量低、泵效低、抽油设备系统效率低、能源损耗大、高含水开采等特点,分析这些特点,对低产低效井的增油措施有着重要的指导意义。 1.1.1地层供液能力严重不足。随着油气藏的不断开采,地层能量逐渐减弱,由最初靠地 层本身的能量开采,到溶解气驱阶段,再到后来的靠注水驱动进行开采,最后通过酸化解堵、检泵作业等措施,进入提液阶段,在地层堵塞、注采井网不完善等情况下,就会造成地层的供液能力很不理想,自然就造成了油井的低产低效。 1.1.2泵效低。泵效指的是日产液量与排量的比值。当排量一定时,日产液量与泵效成正比,泵效低导致日产液量低。泵效低是低产低效井的一个显著特点。 1.1.3抽油设备系统效率低、能源损耗大。地层中的原油,经过地层、井下设备、井口设 备才能被开采出来,因此,抽油设备系统的效率高低,直接影响油井的产量。 1.1.4高含水开采。当油田持续开采多年后,高含水是油田面临的普遍问题。分析高含水 原因,解决高含水低产井问题,对提高油井产液量起着重要的作用。 1.2 低产低效井的成因

胜利埕岛油田海上作业平台插桩分析中的几点误区思考

胜利埕岛油田海上作业平台插桩分析中的几点误区思考 安永宁;阎锡臣;杨鲲;李晶;王凯 【摘要】文章通过阐述多个具体的插桩分析失误案例,结合行业规范及土力学原理,对胜利埕岛油田海上作业平台插桩分析中的几种常见误区进行思考总结,分析了常见误区的类型、产生原因及不利影响,并提出了应对措施,以纠正一些认识上的错误,提高插桩计算分析的准确度.分析认为,因对地层分类不清、岩土性质把握不准、特殊地层认识欠缺、地层均匀性划分不精确、结构与土的互动响应考虑不充分等,而造成插桩分析失误的情况比比皆是,给油田的生产带来了很多不必要的损失.提高勘察质量、采用多种手段勘察、重视地层的均匀性评价、正确评价迭层土强度、插桩过浅时进行平台抗滑移性评价等,可有效减少失误. 【期刊名称】《水道港口》 【年(卷),期】2013(034)006 【总页数】5页(P537-541) 【关键词】插桩分析;单桩极限承载力;桩穴;迭层土;埕岛油田 【作者】安永宁;阎锡臣;杨鲲;李晶;王凯 【作者单位】交通运输部天津水运工程科学研究所,天津300456;天津海事局海测大队,天津300221;交通运输部天津水运工程科学研究所,天津300456;交通运输部天津水运工程科学研究所,天津300456;胜利油田海洋钻井公司,东营257055【正文语种】中文 【中图分类】TE54;P752

Biography:AN Yong-ning(1981-),male,senior engineer. 现代黄河三角洲地区在晚更新世以来,沉积地层特征与海平面升降关系密切,表现出海陆相地层交替出现的地层层序。由于水下三角洲在形成阶段,黄河输送入海的泥沙量极大,水下三角洲淤长迅速,地层含水量很高,地层很不稳定,因此,该区是世界上第四系地质情况最为复杂的海域之一[1-2]。 胜利埕岛油田海洋石油产区位于现代黄河三角洲前缘,自1993年正式开发,经过近20 a的建设,已建成了以中心一号、中心二号、CB30A平台为中心的海上生产系统,并以中心平台和卫星平台相结合的布局方式,现共建成大小导管架平台近百座[3]。 导管架平台的钻井作业和修井作业通常是依靠钻井平台(钻井船)和作业平台(修井船)来完成的,在胜利埕岛油田海区应用较广的是自升式作业平台,通常在桩腿端部都安装有大小不等的桩靴。自升式作业平台在就位时,首先将桩腿插入泥下至良好持力层,然后再升船作业。能否正确分析评价作业平台的插桩入泥深度,关系着作业平台就位的适宜性和安全性。 通常在进行作业平台插桩分析时,采用美国石油学会发布的《Recommended practice for planning,designing and constructing fixed offshore platforms—working stress design》(API RP 2A-WSD)[4]中的推荐公式,来计算作业平台在各深度处的单桩极限承载力。 包括扩脚桩在内,自升式平台单桩极限承载力Qd应按下式计算 式中:Qf为桩侧摩阻力,kN;Qp桩端总承载力,kN;f为单位桩侧摩阻力,kPa;As为桩侧表面积,m2;q为单位桩端承载力,kPa;Ap为桩端总面积, m2。 对于不排水粘性土,沿桩长度上任一点的单位桩侧摩阻力f,按下式计算 式中:a为无量纲系数;c为计算点土体的不排水抗剪强度。其中a值由下式计算

关于海二区油水井作业降本增效的探讨

关于海二区油水井作业降本增效的探讨 摘要:近年来国际油价持续低迷,促使油田企业从“以产量为中心”向以“效益为 中心”转变,海上开发风险大、投入高,油水井作业费占管理区每年总操作成本的40%以上,既是成本的控制点,又是效益的潜在增长点。海二区通过抓决策优化,让每一分投入都高效;抓过程优化,让每一个环节都创效;抓质量提升,让每一 次施工都保效;实施清单计价、合作扶停,让每一口井都“共赢”实现了海上油水 井作业降本增效。 主题词:油水井作业决策优化提升质量降本增效 1 海二区油水井作业概况 海二区共管辖中心平台1座,一体化平台3座,井组平台16座,单井平台3座,共有油水井179口,动用含油面积24.05km2,地质储量6100.4×104t,可采 储量1562.23×104t,采油速度1.4%,采出程度25.4%,累积注采比0.69。油井总 数120口,开井114口,日液能力15482t, 日油能力2231t,综合含水85.6%。水 井总井数59口,开井56口,日注水量12014 m3。 2018年共进行油水井作业36口,发生费用8648.06万元,比年初预算节约701.9万元。其中油井措施3口,发生费用1313.25万元,平均单井费用437.7万元;油井维护13口,发生费用3843.61万元,平均单井费用295.66万元;水井 作业7口,发生费用3169.31万元,平均单井费用452.8万元;水井解堵13口, 发生费用321.89万元,平均单井费用24.8万元。 2面临的问题及原因分析 2.1 海洋环境不确定,安全环保风险大,安全投入逐年增加。 海洋环境不确定,大风、大雾、雨雪天气影响较大,尤其受冬季季风、冰期 的影响,物料准备不足等均会造成现场施工等停。埕岛油田地处风暴潮多发区, 受季风气候影响,最高风力达11级,浪高4~5m,冬季流冰厚度达45cm,自然 条件极为恶劣。井组平台空间狭小,定期设备改造、流程整改等作业,与修井作 业冲突,交叉作业期间防护措施不到位,容易造成伤害。 近几年井下作业安全管理越来越规范,安全要求越来越严格,安全投入比重 也随之增加。作业平台就位海调钻孔方面:由于作业平台结构的变化,原大桩靴 平台就位前只需提供海底管缆图,后改建的作业平台均为小桩靴平台,就位前除 了进行水深测量和海底扫描外,还需要进行钻孔评价地层承载层。而中石化2014 年下发的安全规定,每次作业平台就位前钻2个孔进行地层评价,而之前钻一个 孔即可。目前在插桩式平台动复员费120万元基础上,每个井组海调钻孔实施下 来约需要55万元,合计现在每移就位一次约需要175万元。出现平台就位后桩 腿入泥不到2m的情况,还需要进行抛砂防护,每次增加费用50万元左右。 2.2 移动式作业平台日费高昂,导致单井作业成本高。 为了满足海上经济高效开发的需要,海上丛式井组与陆上相对比较密集,受平 台结构限制,在不足10平方米的范内有9-20口油水井。长期以来海上作业均采 用作业平台施工,尽管现阶段管理区已有部分投产井组设计安装了固定修井机, 但只能覆盖42%的油水井,剩余58%的井数仍需移动式作业平台实施。一口新井 的钻井投入普遍在1700万元左右,作业费少则300多万元,多则上千万元,是

塔河油田12区奥陶系油藏溶洞充填机理及挖潜方向

塔河油田12区奥陶系油藏溶洞充填机理及挖潜方向 田亮;李佳玲;焦保雷 【摘要】塔河油田12区奥陶系油藏溶洞普遍发育,但受暗河沉积物和后期剥蚀改造作用的影响,溶洞充填比例高达33%,对完井段的选取和完井方式的制定带来极大的困难.为提高充填溶洞预测水平、深化充填机理认识、明确充填溶洞挖潜方向,以12区36口井的钻井、测井和录井资料为基础,综合应用岩溶地质识别、地震属性提取、地震反射特征对比、古地貌恢复等方法,对充填溶洞展开全面研究.结果表明:12区奥陶系发育暗河沉积型、地表河凸岸堆积型、敞口充填型和垮塌充填型等4种溶洞充填类型;存在粉砂岩、泥岩、垮塌角砾岩和方解石等4种溶洞充填物.同时,建立了3种充填溶洞地震预测方法:地震反射特征对比法、奥陶系中—下统顶面形态对比法、古地貌恢复法,并提出了3个挖潜方向:充填溶洞段内挖潜、充填溶洞段间挖潜和充填溶洞井间挖潜.%Karst caves are widely developed in Ordovician reservoirs in block-12 of Tahe Oilfield,but affected by filling of the underground river sediments and later denudation,the filled cave drilling rate of Upper Ordovi-cian in denuded area is as high as 33%,which brings great difficulties such as well completion selection and comple-tion method requirements.In order to improve the prediction level of filling cave,deepen the understanding of filling mechanism and clear the potential tapping direction of filling cave,based on drilling and logging data of 36 drilled wells,the filling caves were studied by using the methods of karst geology,seismic attributes,seismic reflection features and ancient landform restoration.The results show that the Ordovician in block-12 developed four types of karst cave filling,including underground river

埕岛油田馆陶组曲流河砂体叠置模式

埕岛油田馆陶组曲流河砂体叠置模式 刘丽 【摘要】埕岛油田馆上段发育了多套河流相沉积砂体,砂体间的连通关系具有差异性,造成研究区注采不均衡.针对埕岛油田馆上段具有大斜度井多、井距大、砂体变化快、地震资料识别单砂体能力局限等特征,在井点分析的基础上,结合波动方程正演和地质统计学反演等多种方法进行综合判别,建立了埕岛油田5种河流相砂体配置模式,分别为纵向上的分离式、复合叠置式以及侧向上的分隔式、河岸接触式和切叠式.纵向上分离式河道内砂体连通性好,复合叠置式上下层砂体之间切叠,砂体不连通,注水不受效,产量递减快.侧向上分隔式砂体基本不连通,河岸接触式砂体连通性差,受效慢;切叠式的两期河道砂体部分叠加,切叠厚度大的砂体连通性好,注水受效快,切叠厚度小的2条单河道之间砂体连通性差.该成果为实现油田均衡注采提供了依据. 【期刊名称】《岩性油气藏》 【年(卷),期】2019(031)001 【总页数】9页(P40-48) 【关键词】河道砂体;叠置模式;波动方程正演;地质统计学反演;馆陶组;埕岛油田【作者】刘丽 【作者单位】中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院,山东东营 257015 【正文语种】中文 【中图分类】TE122.2

0 引言 随着油田开发的不断深入,实现油田均衡注水开发已成为部分老油田提速增效的关键。埕岛油田开发过程中注采井网完善,连通性比较好,但部分油井不受效或含水上升过快,分析其主要原因是对砂体叠置关系认识不清楚。Mial[1]提出构型要素分析法;Cross[2]将层序地层学概念与方法引入冲积系统的研究,提供了对地层基准面升降如何影响河流沉积特征的新思路;国内很多专家通过建立河流相模式开展储层非均质性及剩余油分布规律研究[3-4]。因此,开展砂体叠置模式研究能精细表征储层内部的空间格架,对储层剩余油预测具有重要意义。 砂体连通模式研究涉及的方法众多,传统的方法有多级次旋回对比和沉积体系分析法、井间地层对比等。目前,国外对砂体连通性的研究多利用各种砂岩储层三维地质模型,采用随机模拟理论进行模拟,结合井间示踪剂技术、油藏动态分析方法以及动态与静态相结合的综合分析方法等预测砂体的连通性。国内学者对河道砂体叠置关系的研究主要在密井网区开展,吕晓光等[5通过细分微相的方法识别单一河道,开展砂体连通性精细描述,于兴河[6]提出“微相导向、相序指导、成因量化、平剖结合”的储层表征新方法,周银邦等[7]、陈清华等[8]利用丰富的测井资料刻画复合河道内单一河道边界,并建立不同河道的组合模式,田景春等[9]、胡光义等[10]、封从军等[11]利用野外露头、钻井岩心资料、测井资料和测试分析资料,分析储集砂体叠置关系及砂体规模,张建兴等[12]基于精细构型地质模型,利用油藏数值模拟方法建立剩余油分布模式。可见密井网区可以发挥井资料丰富的优势,并利用开发动态资料综合分析,建立不同层次的砂体连通关系,指导后续剩余油的挖潜。相比之下,海上油田大井距、不规则井网条件下可供认识油藏的直接地质资料有限,曲流河砂体连通关系研究技术薄弱。结合测井、地震资料,对埕岛油田馆上段砂体叠置模式进行波动方程正演和地质统计学反演等

海上油田“三到位”精细电量控制管理-李丙贤(修改2014.3.20)

※※※※※※※※※※※※※※※※ ※※ ※海洋采油厂2013年度※ ※※ ※企业管理现代化成果申报材料※ ※※ ※※※※※※※※※※※※※※※※ 海上油田“三到位”精细电量控制管理 项目负责人:李丙贤朱孝强 主要参与者:刘青山于国利王志伟郝建成朱琦 申报时间: 2014年3月20日 实施单位:胜利油田分公司海洋采油厂

目录 一、成果产生的背景 (一)由粗放式管理向精细管理转变,是企业发展的内在需求 (二)海上油田单台设备耗电量较大,存在一定的节电潜力 (三)在生产规模扩大的情况下,电量指标负增长,给用电管理带来新的挑战 二、成果内涵 三、主要内容和做法 (一)分析到位,精细电量分解,查找耗能节点 1、利用分类分析法实现电量精细分解 2、通过对比分析法找出油井耗能节点 3、按照因素分析法明确设备耗电主导因素 (二)措施到位,通过技术创新和管理创新降低能耗 1、通过技术改进,减少油井用电量 2、优化用电运行,合理减少用电设备开启时间 (三)制度保障到位,发挥激励作用促进节电措施的落实 1、成立用电管理项目组,将管理责任落实到人 2、完善用电管理制度,以合理奖惩激励节电 3、强化日常监控及用电过程分析,实现用电预警 4、强化电气设备养护,降低用电损耗 四、实施后的效果 (一)提高了用电运行管理质量

(二)产生了较好的经济效益

海上油田“三到位”精细电量控制管理 海洋采油厂海三生产管理区管理着新北油田、埕岛油田东斜坡区带以及埕岛部分零散区块,管理固定式井组平台17座,单井平台24座,油气水井总计121口。油藏类型为疏松砂岩油藏、低渗透油藏、稠油油藏等。 图1.海三生产管理区所辖海域分布图 海三生产管理区目前拥有35KV变电所一座,使用用电线路7条。变配电设备包括各类型号变压器53台、海缆29条共102公里、各类进出线柜和开关柜160座等。用电设备主要包括机采井、电加热器及外输泵、混输泵等设备,其中电泵井总井62口,总负荷2925千瓦;螺杆泵井总井6口,总负荷132千瓦;电加热器51台,总负荷6750千瓦。 序号耗电设备名称台数功率(KW)开启状态备注 1 电泵井6 2 2925 连续生产 2 螺杆泵井 6 132 连续生产 3 电加热器51 6750 间歇开启 4 电加热棒 3 4 5 间歇开启 5 外输泵 2 150 间歇开启 6 混输泵 2 240 间歇开启 7 海水提升泵7 1225 间歇开启 8 平台生活用电41 1230 连续使用 合计175 12697

油田比学赶帮超暨挖潜增效工作实施方案

中原油田二〇一二年度 比学赶帮超暨挖潜增效工作实施方案 (征求意见稿) 依照集团公司“一转双创”主题活动和比学赶帮超、挖潜增效工作整体要求,为实现“比学赶帮超,建功创一流”工作目标,推动油田经济效益和管理水平的持续提升,结合实际制定本方案。 一、指导思想 全面落实集团公司“建设世界一流能源化工公司”的战略部署,围绕油田生产经营中心任务,以创建一流油田企业为目标,以比学赶帮超、对标评价为手腕,推动“一转双创”主题活动、挖潜增效、全员本钱目标管理等深切开展,提升工作水平,增强持续进展能力。 二、工作目标 (一)尽力创建一流油田企业。踊跃对标世界一流、国内一流、行业一流,通过深切开展“比、学、赶、帮、超”,提升油田技术水平、管理水平和盈利水平,尽力创建一流技术、一流管理、一流业绩、一流品牌的油田企业。 (二)全面实现挖潜增效工作目标。依照集团公司“经

营一元钱,节约一分钱”的工作要求,全面开展挖潜增效工作,实现直接生产费用紧缩10%、辅助生产费用紧缩20%、非生产性支出紧缩30%。2012年全年实现挖潜增效亿元,其中分公司挖潜增效亿元,勘探局挖潜增效亿元。分公司实现原油产量260万吨、天然气产量79亿立方米(其中:油田本部4亿立方米,普光气田75亿立方米),硫磺产量190万吨,实现利润亿元,油气单位完全本钱控制在元/吨之内(其中,油田本部元/吨,普光气田元/千方),炼油加工费用元/吨;勘探局本钱费用控制在亿元之内,亏损控制在亿元。 (三)工作取得实际成效。健全“五项”长效工作机制,成立对标评价和标杆管理“两个”体系,增进管理创新和技术创新,确保生产经营任务的全面完成,推动油田各项工作赶超一流水平。在集团公司比学赶帮超评比中,力争主要指标进入板块先进行列,尽力消灭黄旗(星),分公司、勘探局全年红旗总数、综合排名别离进入板块前三名。 三、工作内容 (一)比学赶帮超,建功创一流 1.油田整体。以争创一流油田企业为目标,踊跃对标国内外、行业内外、油田内外先进水平,发觉差距不足,明确追赶目标,全力赶超,创建一流。

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