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应对气候变化工作开展情况汇报

气候变化既是环境问题，又是发展问题，但归根到底是发展问题，

最终要靠可持续发展加以解决。我国坚定不移地走可持续发展道路，

结合国民经济和社会发展规划，制定了应对气候变化的国家方案，采

取了一系列政策和措施，取得了积极成效。针对油水井高度分散、注

采系统不配套等诸多问题，顺应国家发展形势，紧紧围绕节能降耗和

降低生产成本这一目标，创新管理方法、优化调整开发方式，加强

使用先进设备等一系列措施和办法，使应对气候变化工作作取得了

良好效果。

一、创新管理方法，强化基层管理，降低成本消耗

一是加强“一块一法”、“一井一策”的管理方法，科学制定油井

生产制度。加强日常生产动态管理，落实过程监控措施，从油井生产

事前预防、事中控制、事后分析工作入手，强化油井生产全过程精细

管理。首先2012年对ZJ25-11、HH262、HH373等27口井间抽

制度进行调整，主要根据油井动液面、上液情况摸索间抽制度，在保

持油井产量不变的条件下，最大限度地减少油井生产时间，节能降耗。

其次将抽油机“五率”工作日常化，2012年共进行抽油机平衡调节

147井次，平衡指标高出20个百分点。从统计数据来看，单位液量

生产电耗从2011年的75.3千万时/吨降低到33.8千万时/吨。通过

以上配套措施起到了很好的节能降耗作用。

二是红河油田是超低渗油田常规注水开发效果差，为改善裂缝性

超低渗油藏驱油效果，采油厂选取砂体连通性好，砂体厚度大，注采

井网比较完善的SP1-3注水井组展开高效驱油剂试验。选取的UT8-1

型驱油剂可以有效降低原油界面张力，增加原油在地层中的渗流能

力，从而提高原油产量并最终提高原油采收率。目前日产量已由试验

前的0.35t/d升至1.23t/d，初步达到试验效果。

三是改变发油流程工艺，提高发油效率。建设过程中，针对生产

速度快，发油点处理量不能满足生产需求的问题。将原有的单泵装车

循环流程改为双发双循环流程，并在新建发油点中实施。使单座发油

点的处理量由原来的每天23吨提高到60吨，处理效率提高到原来

的2.6倍，实现了1+12的效果,提高了发油效率，减少了发油点建

设投资。

四是充分利用昼夜电价差异，实施“错峰填谷”，将61口间抽

井全部调整为夜间生产，节约电费46万元。

五是安装使用多功能罐32台，做到了计量、加温、发油一体化，

利用罐内收集的伴生气加热脱水，既减少了燃煤消耗，又降低了油气

损耗，实现了安全清洁生产。

二、精细油藏开发管理，有效减缓油田自然递减

一是积极开展油藏开发精细管理，降低自然递减。采油厂探索建

立了致密砂岩油藏“一块一法”、“一井一策”管理办法，针对延安组、

长6、长8、长9四种油藏类型的不同特点，科学制定油井生产制度，

落实过程监控措施，强化油井生产全过程精细管理，严格落实油水井

日观察、周分析、月总结、半年比武制度，建立了水平井产量递减模

型，提出了高产井重点管理、低产井精细调整、低效井分类治理的油

井管理思路，有效控制了水平井自然递减。加强计量监督管理、躺井

工况分析和油水井措施治理，对红河37P19、红河55P1等5口砂

堵井实施连续油管钻铣滑套冲砂作业，红河42P3井电泵提液等多项

措施，恢复和增加油井产能2.7万吨。充分利用现有探评井和开发井

资料，开展油田地质综合研究，实施油井措施31井次，增加生产能

力73.92吨。实施低效井捞油措施145井次，全年捞油408.6吨，

有效挖掘了长停井、废弃井和低产井增产潜力。

二是调整注采关系，提高地层开采率。采油厂通过对镇泾5单元

8口油井转层长6油层效果评价，确定了该区域长6油层的措施潜力，

在对镇泾5单元低产低效油井长6油藏进行对比排查的基础上，2012

年在红河103-镇泾5单元继续开展上返长6油层的计划，共选定2

口油井转层长6层。其中镇泾5-14井累积增产油157.68t；镇泾5-9

井累积增产油54.39t；2013年对ZJ5井区长6层注采井距进行优化

调整，计划油井转注3井次，油井补孔2井次，水井补孔2井次，

保持合理井距，保证注采对应性。2012年对红河油田105单元3口

油井进行了上返长