十二五生物质能“井喷” 直燃发电量将超“三峡”

　　[新华08网2012-04-09]近年来，国际油气储运设施建设总体处于高峰期，市场潜力巨大，为我国石油管道建设企业国际化提供了难得的市场机遇；但同时，由于全球政治经济局势复杂多变，又为我国石油管道建设企业"走出去"带来不可忽视的风险和挑战。

　　作为我国长输管道建设"国家队"和"主力军"，中石油管道局近年来积极拓展国际市场，取得令人瞩目的成就。仅2011年，由管道局承担的国际工程项目已超过16个，在为中石油集团公司建设"海外大庆"提供有力支撑的同时，也为我国石油管道企业"走出去"摸索出许多成功经验。

　　国际政经局势动荡成最大挑战

　　在经济全球化进程中，越来越多的中国企业顺应国际潮流，"走出去"参与国际市场竞争，以中石油管道局为代表的一批油气管道建设企业目前已成为国际化的一支重要力量。然而，与国内市场相比，国际市场更广阔、竞争更激烈，风险和挑战也更加突出。

　　概括而言，国际油气管道市场面临的挑战主要有政治风险、金融风险、市场风险、汇率风险、法律风险、安全环保风险、劳动用工风险、文化习俗风险等等。

　　首先是全球经济金融风险日益突出。国际金融危机后的世界经济格局正处于大调整、大动荡时期，大宗商品价格震荡上行，欧债危机愈演愈烈，美元汇率持续走低，特别是世界经济复苏放缓，国际贸易增速回落，一些国家针对我国企业采取的金融和贸易保护主义抬头，大量原计划投资的国际工程项目大幅延后。总体上看，国际工程项目的不确定、不可控因素越来越多，经营风险越来越大。

　　其次是国际地缘政治风险不断加剧。始发于突尼斯的反政府示威行动在2011年年初迅速引爆了中东、北非等多国政治危机。突尼斯、埃及、利比亚、也门政府相继改朝换代，经历了50余年内战的苏丹最终走向南北分裂，阿尔及利亚、沙特、伊朗等国也出现了不同程度的社会波动。油气资源国政局的动荡不安，加剧了国际工程项目的社会安全风险。

　　另外，国际市场同业竞争日趋激烈，工程利润缩水，市场风险增大。伴随世界金融危机影响的持续蔓延和全球经济一体化程度的不断加深，世界油气能源战略力量呈现出长期竞合态势。激烈的行业竞争引发了国家之间、集团之间的实力角逐，国际市场开发的难度越来越大。

　　创新商务运营模式化解市场风险

　　中国企业"走出去"，既要看清楚面临的政治经济风险，同时也要看到国际市场存在的巨大商机。从国际油气管道建设市场来看，伊拉克、利比亚等国家战争创伤未愈，以石油能源为支撑的国家经济百废待兴，孕育着大规模的油气储运设施和油田地面工程建设市场。

　　随着国际市场竞争环境的日益剧烈，传统的项目信息跟踪、招投标模式已不能满足国际业务快速发展的需求。如何审时度势、趋利避害，抓住商机、规避风险?中石油管道局的做法是积极推进商务运营模式的创新。

　　一方面，要加强与项目所在国政府部门及我国国际性金融机构的沟通与联系，通过多种方式拓宽市场渠道。管道局在跟踪开发加纳朱比利区块天然气管道、厄瓜多尔、刚果(布)和委内瑞拉成品油管道等项目时，对国家援助贷款、买方信贷、BOOT等融资模式进行了研究，与中国进出口银行、国家开发银行和中国银行等金融机构建立了联系，拓宽了市场。

　　目前，管道局已中标加蓬电力线路工程买方信贷项目，成功迈出了运作融资项目的第一步；与中非发展基金签署了合作框架协议，力求借助中国越来越强大的资本优势、对外投资援助和中石油集团公司"走出去"的政策扶持，不断扩大商务模式，开启更为广阔的市场空间。

　　另一方面，还要与国际知名公司特别是发达国家跨国公司加强合作，联手获取国际项目。比如，伴随伊拉克市场的不断扩大，管道局成功参与了BP、壳牌、埃克森美孚、鲁克等世界知名公司的在伊项目，加强与艾勒夫(ILF)、潘斯潘(Penspen)、白克德(Bechtel)、沃勒帕森(Worleyparsons)、梅森(Masons)等国际知名工程公司及律师事务所交流合作，并正与伊拉克国家石油建设公司磋商成立合资公司，在管道、储罐、油田地面等工程建设，管道维抢修、检测、防腐等技术服务领域谋划深入合作，与55家优秀供货商建立了密切合作关系，推进了国际化进程，提升了国际竞争力。

　　强化风险管控提升应对能力

　　随着经济全球化的快速发展，国际工程市场竞争越来越激烈，工程项目管理受到的挑战也越来越多，有效控制风险成为中国企业"走出去"的必然选择。

　　当前，国际工程不仅存在诸如质量管理风险、HSE管理风险、劳动用工风险、经营风险等传统意义上的管控风险，而且还经常伴有政治风险、商务风险、法律风险、防恐风险等，部分"走出去"的中国企业由于对海外风险预估不足，对国际规则了解不够，安保方面投入不足，缺乏对应急突发安全事件的心理预期和能力建设，缺乏处理突发事件的经验和能力，由此造成各种纠纷频发、小纠纷易演变为大纠纷。而中石油管道局在提高风险意识，最大限度地规避安全风险方面进行了有益的探索。

　　在"走出去"的过程中，中石油管道局遵循"安全、有效、可持续"原则，注重建立风险事前防范体系，积极推进国际业务本土化用工管理，不断增强抵御和化解风险的能力。

　　合同管理是国际工程项目管理的核心，针对业务工作特点，中石油管道局一方面从精细化、制度化、标准化、规范化等方面入手不断强化法律合同基础工作，建立起以合同管理为核心，适应企业国际项目管理实际、可操作性的法律合同技术标准(或规范)体系文件。该体系文件涵盖从前期调研到后期合同关闭的全过程管理，保证对各类风险的全面识别及有效防范；另一方面健全国际工程项目法律合同咨询保障体系，采用"工程项目管理专家+律师"外部咨询操作模式，强化与知名咨询机构合作关系，充分发挥其在项目管理和法律层面的优势，有效规避风险，最大限度保证企业的合法利益。

　　为有效防控安全风险，降低企业用工成本，中石油管道局着力推进国际业务用工本土化，规范国际项目本土化管理，实施有针对性并逐级管理的本土化规划方案及配套措施，建立了本土化用工从招聘、培训到使用、考核完整的管理办法，技术和操作服务工种的本土化用工比重不断加大，本土化用工总量稳步提升，国际业务本土化用工比例提高到57%。而在"因地制宜、统筹推进、文化融合、提升质量"的总体指导思想下，本土化员工也实现三个转变:即由单纯的注重本土化员工数量到更看重员工质量，从聘用一般劳务到引进中高级管理人才，从临时聘用到培养忠诚于企业的长期固定员工。

　　此外，结合企业实际，中石油管道局有针对性地强化海外防恐培训力度，规定出国人员必须取得《海外防恐安全和HSE培训护照》、《管道局国际工程项目HSE培训证书》，同时建立国际工程项目突发事件案例库，健全《涉外恐怖袭击突发事件专项应急预案》，通过这一系列举措逐步形成具有石油企业特色的社会安全管理体系，有效提升了社会安全管理水平。(作者单位：中国石油天然气管道局党委宣传部)

 

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　　"在热值相同的情况下，生物质发电所需的锅炉要༲ๅ

　　[中国石化新闻网2012-04-13]

　　编者按：东濮老区是油田的立足之本。面对老油田规模经济储量接替不足，稳产难度增加的问题，油田牢固树立油藏经营管理理念，持续对老区进行精细调整治理，老区水驱动用率和采收率不断提高，含水上升的趋势得到控制，自然递减持续减缓，稳产基础进一步增强。从今日起，本报选取部分调整治理效果较好的油田和区块，展示其好的经验和做法，以期给其他油田和区块开发以启示和借鉴。

　　进入高含水开发阶段，濮城油田也像其他老油田一样，面临着储量接替不足、稳产难度大、含水上升快等诸多难题。如何破解老区稳产难的问题？今年年初以来，采油二厂通过精细油藏描述，优化注采结构调整，老区措施产量和自然产量均超计划运行，自然递减率下降0.87个百分点，综合递减率下降2.56个百分点。

　　精细油藏描述为老区挖潜选准目标

　　"作为一个开发30多年的老油田，要想实现稳产、增产，归结起来就一个字--'精'。"采油二厂工艺研究所动态研究一室主任耿秋红说。

　　今年年初以来，该厂地质技术人员重点针对沙三中1~5、沙三上5~10等油藏开展了以小层沉积微相、砂层厚度等为主要内容的储层精细描述。对文51沙二下油藏50个流动单元的沉积微相图进行重新修改绘制，重点对沙二下2~5砂组水下分支河道微相进行精细描述，对分支河道展布进行刻画，重新确定描述宽度20米，延伸150米以上分支河道8条，为进一步寻找潜力层打下基础。

　　该厂在对剩余油分布进行了重新精细刻画之后，发现了在靠近文51断层遮挡的小河道土豆状油层。该油层展布面积小，井网控制程度、动用程度低，剩余油富集。针对这一研究成果，该厂对文51沙二下4砂组土豆状小油砂体研究后，实施文51-226、文51-90两个井组的挖潜，累计增油1815吨。

　　调整注采井网为老区挖潜打通经脉

　　该厂在油藏注采调整上始终坚持"油藏大把握，井组细管理，单井找突破"的原则，第一季度动态调配430井次，增油2130吨。

　　该厂在深化油藏精细描述和进行沉积微相研究的基础上，完善注采井网。对中渗透多层系油藏井网进行细分优化，建立一类层和二三类层两套开发井网：一类层井网以开发断层高部位剩余油为主，通过抽稀井网、改变注水方向提高水驱波及面积；二三类层井网主要以开发河道侧翼剩余油为对象，部署注采井距220米，采用河道注水、侧翼采油的开发模式。

　　该厂通过完善注采井网，使濮5-166井由原先的低效井变为现在的高产井。该井所在的濮城油田沙三上1-4油藏由于井网损坏严重，27口油水井，日产油仅20.5吨。该厂在研究中发现该井与水井濮7-77井注水连通，注水6.74万立方米后井区地层能量已得到补充。在此基础上，该厂又对濮5-166井实施潜力层补孔。该井日产原油由0.4吨上升到10.5吨，日增气3780立方米。

　　超前实施注水为老区挖潜提供内驱力

　　该厂地质人员牢固树立"剩余油是可控的"的理念，实施超前注水、预防调水，变寻找剩余油为驱赶剩余油，实现了"用水驱油、用水替油"的目标。

　　该厂在油气富集的有利区域，通过前期注水培养，部署实施侧钻井或水平井高效挖潜，确保老区稳产基础不动摇。第一季度完钻新井18口，投产14口井，其中有两口井为非常规资源开发井，新建产能4500吨。

　　该厂实施的以回采、压裂、补孔为主的措施，均是在提前进行注水培养、注水到位的基础上实现增油的。油井文51-88井沙二下4层系的1小层位于河道，砂层厚度大，储层物性好，但受储层发育影响，水井对应层位变差，未能得到有效动用。地质人员对对应水井文51-90井实施了卡封单注，培养潜力层沙二下4层系的1小层。在对文51-90井累计注水3万立方米后，对文51-88井实施钻塞重炮。该井日产油由措施前的0.2吨上升到目前的24.1吨，含水率由99%下降至54%。

 

匀，美国政府将推动可再生能源开发利用列为其能源政策的重大举措。白宫13514号决议就是要促使联邦政府在低碳经济发展中发挥旗帜作用。根据该决议，联邦政府的各级办事机构都必须设法完成一定的节能目标，截至2030年，所有新建筑必须实现零排༲໇

　　[中国石化新闻网2012-04-23]三采多收18万吨"科技油"

　　双河油田是河南油田的主力油田，地质储量1亿吨。它的迷人之处在于拥有一条30年持续爬升的采收率曲线。

　　面对特高含水阶段资源接替不足、开采挖潜对象向薄差油层转移的难题，该油田采油一厂对聚合物驱油实施动态调整，实现三采区块可动用储量连年超产目标。

　　2011年，该厂依托三次采油工艺，累计增产原油18.77万吨，创吨聚合物增油16.1吨、采收率47.63%的高水平。

　　5个聚驱开发单元综合含水均大于98%

　　作为中国石化老油田提高采收率的"样板"，双河油田适合三次采油的一、二类储量5202万吨。但油藏条件好、注聚风险小的一、二类储量已聚驱动用4193.1万吨，剩余未动用储量1008.9万吨，5个聚驱开发单元综合含水均大于98%，且均为小断块油藏，处于低产低效开发状态。受注入压力持续升高、井下技术状况日益恶化、聚窜加剧等不利因素影响，正注聚区块迅速进入产量递减期。

　　该厂采取"正注聚单元求稳定、复合驱单元求增长、接替区块求发展"的开采策略，实施"调、堵、分、解、修"技术动态治理。他们通过研究驱剂运移特征，强化过程控制、优化注入参数、扩大聚合物驱波及体积等措施，累计注入聚合物干粉1.17万吨，见效井68口，见效率75.6%，提高采收率2.36%。

　　科学优化注入组合层段

　　为扩大聚合物纵向和平面波及体积，提高储量动用程度，该厂针对不同注聚区块见效阶段存在的开采难题，大力应用三次采油成熟技术。他们重点从"调、分、治"综合治理入手，对注聚井实施分区、分层和差异化调整，有效地减缓了油层平面窜流。

　　2011年以来，技术人员在实施动态调整中，对潜力区弱势方向加密注聚59井次，对聚窜区优势方向限制注聚43井次，缓解了聚驱后期产量递减的压力。

　　双河油田北块Ⅳ1～3层系实施聚驱以来，注入压力持续上升，部分注聚井出现注聚堵塞或欠注现象，Ⅳ2层南部区域、Ⅳ3层北部主体区见效状况变差。技术人员通过剖析储层平面上阶段的注采状况，对Ⅳ2层南部区域和Ⅳ3层北部主体区阶段见效差的区域，从提高注入效率入手，进行科学优化注入组合层段。他们对5口欠注井实施差异调整，提高日注能力496立方米，日增油13吨，含水下降0.65个百分点。

　　今年以来，科研人员加大对疑难注聚井的攻关力度，累计实施酸化解堵11井次，高压注水11井次，深度调剖37井次，补孔、侧钻、转注8井次，一系列精细调整措施，有效地减缓了储层平面窜流，增加了见效井次。截至4月1日，双河油田新增聚驱见效井22口、持续见效井24口，日增原油86.7吨，含水降低2.6个百分点。

　　瞄准复合驱试验攻难关

　　双河油田共有24个开发单元，其中有5个聚合物驱三次采油单元，5个聚驱后转水驱单元。为稳定和增强三次采油效果，该厂加大了复合驱先导试验攻关的力度，确保复合驱如期收效。

　　该油田438块ⅠⅡ1～2层系含油面积0.93平方千米，地质储量296万吨，其中二元驱注入井组控制储量223.6万吨。