开发技术部、油井作业中心、油田及中心处理作业区等一线员工迎来百日冲锋“大考”。

 

　　2022年7月24日，米桑油田日产30万桶百日冲刺倒计时正式开始，大决战正式拉开帷幕。从开发方案总体规划到“一井一策”具体部署，从钻机资源组织落实到工程质量和单井产能再创历史新高，从油井精益管理到生产时率高位运行到躺井专项治理，各条战线在米桑的烈日下如火如荼地铺展开……

　　在大决战正面战场上，奋战在龙头第一线的是开发技术部、油井作业中心、脱气站及处理厂油气水电管理的员工们。

　　一井一策

　　盛夏， 室外温度已经达到了50摄氏度。30多部钻井机、修井机矗立在沙漠、沼泽、丘陵合围的米桑油田群，以每天24小时挺进地下;伴随着机器轰鸣，映衬着挥汗如雨的身影，米桑油田上演着战天斗地的场景……

　　跟其他海外项目不同，米桑油田群不是常规新油田，而是已经开发了三十多年的老油田，面积大、油藏构造复杂、地面设施老化严重。

　　经中伊双方及各专业部门共同研究确定一井一策方针，点对点实时跟踪、分析、研究、优化。

　　深夜，会议室依然灯火通明。开发技术部经理戴卫华正组织开发技术中心员工与老莫和伊方油藏专家分析研究新井优快作业方案。

　　“我们采用先肥后瘦部署策略，对各油田新井优中选优，将油井井位聚焦于优势储层区、高压区、裂缝发育区及剩余油富集区，确保多打高产井。我们考虑注采兼顾，加快已有注水井区域受效油井的部署及实施，持续完善注采井网，加强精细注水，有效控制油田递减率、稳定油田基础产量。我们不断扩边评价，确保上产及稳产阶段储量基础，FQCS-72扩边评价井获得成功，新增石油地质储量约7.4亿桶……”戴卫华对地质油藏系统的思考进行了详细讲解。

　　在实施过程中，开发技术部和油井作业中心精细实施，设计TCP射孔、酸化、返排三合一精准优快，确保每一口井的顺利钻进与高效投产。

　　钻前精心设计，与总部项目组一起精细编制每一口井地质设计，分析构造、储层、水淹等风险及应对措施;钻中随钻管理，实时开展精细随钻跟踪，不断优化靶点和井轨迹，确保储层钻遇率和钻井成功率; 钻后全面开展分析评价，通过开展测井精细解释、钻后综合分析，提出最佳射孔方案。

　　从优快落实到“一井一策”完井策略，研究人员在保障新井快速投产、推动措施井快速贡献的过程中书写青春。

　　破局高含水井

　　作为一个已经开发30多年的老油田，米桑油田群面临最大的问题就是油田高含水问题。油田老井治理需要破局之道，开发技术部门制定治水作战计划，破局高含水井卡堵水治理。

　　其中，阿布油田越来越多的老井含水率突破90%，单井产油量低。AG-18井是阿布油田高含水典型井。这口井从含水10%不断提升，2021年达到含水90%，并在2022年达到含水100%。这口井必须治理，通过这口井的治理可以摸清整个阿布油田含水的特点，从而撬动整个阿布油田高含水井的治理。在中方人眼里，这是一口生了病的油井，必须要治理，也一定能治好。但在伊方人眼里，从来没有想过油井高含水还能治理。他们没有见过，没有想过，也不敢想，更不敢相信。

　　面对伊方的顾虑与担心，开发技术部成立AG油藏动态小组。AG油藏经理苏崇华，主管赵灵益、范乐宾反复研究，将地下看不见的油藏转化成纸上看得见的剖面。他们将抽象复杂的模拟数据转化成直观生动的图像，将枯燥深奥的专业术语转化成通俗易懂的经验表达，一遍一遍向伊方讲解。在反复8次的沟通之后，切实激发了伊方合作伙伴的兴趣与期待，“鬼难缠”的老莫也认同了治水方案。

　　然而，AG-18井治水的措施过程并不顺利。作为一口40多年的老井，井筒状况复杂，作业过程中对部分原生产层进行卡水后，含水率依然是100%。在这样严峻的情况下，怎么办?

　　作业现场与技术人员深夜紧急连线、共同商讨研究，探讨可能的出水层位和管柱原因，制定了下一步挤水泥卡堵水方案。经过四次挤水泥作业后治水终获成功，投产后自喷产油量达到1800桶/天，含水率从100%降到0。而此时堵水方案技术骨干罗智却得到亲人离世的噩耗，他含着悲痛的心情继续坚守现场。

　　“这口井确实很难，油藏设计说服伊方签发难，作业过程出现问题推动伊方决策难，作业时间长、短时间未能达到预期让伊方全力配合难。越是困难，我们就越需要丰富的工作经验和强大的专业定力。”谈到AG18井，戴卫华有些激动。

　　李伟超补充道：“一口井盘活一片区，AG-18井的成功治水，极大地增强了伊方和我们自己对高含水井治理的信心与决心。”

　　打开高含水井治理的新局面，他们乘胜追击，详细研究制定其他17口高含水井的治理方案，分三批次专项治水，取得了良好效果。

　　治水属增产措施，是米桑油田上产的生力军，注水是降低油田自然递减率，稳住基础产量的最有效手段。

　　油藏高级主管皮建对成效显著的注水工作进行了梳理：2022年注水工作实现了四个转变：一是注水开发开发方式实现了由方案设计的底注顶采向空间立体化注采转变;二是注水策略实现了由“注够水”全力补充油藏能量向“注好水”实现区域差异化注水的转变;三是注水考核指标实现了由考核油田年度注水量向考核油田年度注采比的转变;四是配注方式实现了由前方完成月度单井配注向后方支持团队与前方配合配注的转变，实现了前后方的紧密结合。

　　卡钻处理

　　老井要治理，新井也要开发。新井作业是新增产量的主力军，也是最直接的上产一线正面战场。

　　2022年8月，火红的太阳炙烤着整个油田。这是米桑油田最热的时节。钻完井作业量达到了最高峰，21部钻机，15部修井机昼夜不息地作业，一千多名石油工人在炎炎烈日下坚守岗位，为十月份上产做最后的冲刺。

　　2022年8月12日早上，BU南区块某水平井在即将着陆时突然发生了卡钻。得到消息后，油井作业中心副经理李斌和作业经理林枫连早饭都顾不上吃，第一时间就申请紧急车辆赶往现场。

　　“定向钻进时遇卡，按照反向原则处理，过提悬重35吨仍无法提活钻具。”司钻房内，现场监督向李斌进行简单汇报。“启动应急解卡程序没有?”李斌镇定地询问。“是的，最大上提下放50吨没有解卡，现场准备泡酸了。”

　　李斌了解到井下的随钻工具是油服自有的“璇玑”系统，该工具在米桑油田仅有两套。当前这种卡钻处理，采用泡酸方式可能见效快，但酸液对工具会造成损伤，甚至无法修复。李斌陷入了沉思……经过综合分析井眼轨迹、地层特性和卡钻特征等，拥有丰富钻井技术经验的李斌认为即使不采用泡酸，采用泡解卡剂也能取得较好的效果，于是向井队建议：“首选泡解卡剂，暂时不考虑泡酸。”

　　井队采纳了建议，立即着手配制解卡剂。随着解卡剂注入到井内并浸泡充分后，司钻开始再次操作起来，期间多次上下活动钻具到最大允许悬重。然而一个小时过去了，钻具仍然纹丝不动。司钻房里的空气变得凝重起来，监督和司钻面面相觑，豆大的汗珠从他们额头上滚落下来。有人小声嘀咕说：“要不还是泡酸吧?”

　　困境之中，李斌定了定神。他拿起计算器校核最大允许过提悬重，又结合钻具规格，发现仍有一定的过提余量。他将计算结果展示给大家，然后胸有成竹地提醒司钻，“马师傅，不要慌，我建议继续慢慢增加悬重。”

　　现场司钻采纳了建议，继续上提，并超过了之前的最大悬重，这时大家都屏住了呼吸，悬重超过了10吨、20吨……悬重表指针剧烈摆动，突然刷地一下降了下来，钻具也随之上行了一段距离。

　　林枫急忙跑到井口查看确认，隔着窗户冲着李斌举起了大拇指。李斌伸出双手往下按了按，“先不急，再对比一下悬重、泵压等参数与卡钻前是否一致。”经过确认一切正常后，司钻房里响起了热烈的掌声。

　　钻完井新工艺

　　钻完井第一主战场的困难和挑战远远比想象的更加艰难。在第四批22口井合同签订推迟、柴油供应严重不足、钻机修井机设备资源异常紧张、IDC钻机和队伍迟迟不能进入现场叠加现场监督合同到期等情况下，每口井压缩的作业时间非常有限，每口井的质量要求非常高，油井作业中心充分发挥优快经验，一场技术创新的鏖战，在米桑钻塔陆续上演。

　　FQCS-74是2022年第一口采取技术创新的防砂井，2022年5月，以前接连5口防砂井作业效果并不理想给现场所有人员一记重创，痛定思痛、大家卯足劲盯着这口井的持续跟进措施。

　　首先是工艺上的创新，将射孔连接地层、酸化改造底层、地层改造后求产见产，通过一趟管柱进行实现，突出高效的一管多层的多功能优化;其次是防砂技术的创新，通过有机浸泡酸化等系列优比，对筛管进行有机浸泡解堵，找出一套适合FQ油田地层的最优防砂新方式;三是工序调整创新，在机具紧张的情况下，用修井机完成非必须钻机作业程序，将钻机解放出来，最大化利用现有机具。负责措施井全面管理的BUN项目经理王寿鑫对技术创新的应用体会深刻：“这是基于丰富的探井测试经验及现场作业结合的思考，反复实验总结的适合FQ油田特点的实践创新，这口井产能测试近5000桶，开启了‘一井一策’完井新模式。”

　　“这口井的成功创新实践探索，为防砂井作业工期平均节省7天工期，节省优化钻机近1/3。”张春阳对现场技术创新应用及时指导并给与肯定。“我亲眼看到现场小伙子们的变化与成长，油井作业中心BUN项目经理王寿鑫是其中的典型代表，从信心不足到随着措施效果的体现两眼放光，干劲十足，拉都拉不住。”

　　技术的创新和流程的优化，是需要很多环节确认的，其中最关键的部分需要和伊方进行沟通，充分提出节省时间、节省费用、保证质量、确保安全等系列支撑，来争取伊方的支持。

　　作业人员需要与伊方沟通，设计岗人员需要与伊方沟通，与相关部门需要沟通，相关部门还要与伊方相关对应岗位进行沟通，总体协调还需要与伊方沟通，管理和指挥智上需要与井队沟通，电泵岗要与斯伦贝谢等承包商沟通。这些创新是卓有成效的，也是来之不易的。

　　“这口井的成功创新实践探索，为防砂井作业工期平均节省7天工期，节省优化钻机近1/3。”

　　在水平井措施作业中，现场在打钻的过程中开始收集钻屑、跟踪测井数据，每一段地层进行专项研究，一口井一口井的在实验室核对研究，匹配选择最佳酸化效果。同时根据测井解释分析结果将水层精准隔开，大胆利用连续油管针对性、拖动性、差异化布酸，充分打开底层;并采用垂直裂缝钻进，此举触动单井高产井连续爆发，并创造出3口产能测试千方井。

　　油水创新扩容

　　随着米桑油田产量不断提升，总来液量对处理能力造成极大挑战，成为上产30万桶/日的一个瓶颈。

　　上产30万桶日时，总来液量会达到49万桶，超过终端厂设计处理量约35%。能否“吃下”49万桶来液，如何破局，成为萦绕在中心处理作业区副经理谭龙飞及油厂经理王军、马飞仁心中日思夜想的问题。

　　摸清楚终端厂的极限处能力，才能找到破局的方向。为此，谭龙飞指导终端厂开展了一系列极限测试：水浴炉极限通过能力，Degasser脱水泵7用1备极限输送能力，二级分离器两台泵同时运行极限输送能力，水洗罐脱水泵两泵台同时运行的极限输送能力等。通过测试及综合分析，大家一致认为能否顺利处理49万桶液量，关键因素在于前端能否尽量分水。

　　在仔细研究分水现状后，中心处理作业区天然气处理厂经理王军提出“分水前移，科学配比，精细操作”三步走策略。第一步，分水前移，将分水的起点前移至油田作业区各脱气站。在完成瓶试试验，核实各脱气站的最佳破乳剂匹配方案后，脱气站开始加注破乳剂，同时，将BUS1的分水直接导入新水洗罐，提升前端分水总量;第二步，科学配比，终端厂破乳剂加注策略，严格依据瓶试试验结果，根据实际的分水效果不断优化药剂加注方案;第三步，精细操作，全面分析分水现状，对每一个分水节点提出挖潜措施，挖掘系统每一桶分水能力。比如，将含水高的来液集中到一个处理单元，有针对性的提高药剂注入量;将水厂污水的接入点选择在含水较少的处理单元，尽量减少对分水的影响等。通过以上措施，原油处理厂前端分水量从2.5万桶/日提升至6.5万桶/日，极大降低系统处理负荷。

　　尽管如此，终端厂的工艺系统终究迎来“大考”，油、气、水、电、热等系统，运行负荷如何，调节空间几多，瓶颈何在，如何应对?谭龙飞、马飞仁及各路人员对上产后的生产情况进行了梳理和分析。经研究挖潜，二级分离器还能提高约3万桶/日处理量，在破乳剂充足、液量分配合理的情况下前端分水最高还能提高约3万桶，系统最大处理量约54万桶，同时对稳产提出了2年流程优化措施。

　　责任编辑：齐铁健