专访中海油总经理傅成玉：创新缔造国际一流能源公司
[中国石化报2011年10月17日]众所周知，稠油油藏是块难啃的"硬骨头"。
近年来，胜利油田胜利采油厂优化注汽配套措施，强化热采转周运行，科学推广应用新工艺，逐步实现稠油开发的良性循环。
1月～7月，该厂累计生产稠油8.54万吨，注汽干度达70.5%，开发效果显著。
勇闯"稠油阵"
在仅230平方千米的辖区内，探井密度高达每平方千米1.2口，尽管每年都有低渗小断块油藏"入账"，但远远弥补不了产量的递减量，这就是胜利采油厂严峻的勘探开发现状。
随着优质储量的"动用殆尽"，该厂将目光移向低品位、高投入的稠油油藏。2003年，随着坨82断块和坨11南东二段的相继投入蒸汽吞吐开发，胜采厂踏上开采稠油之路。
坨82断块是该厂稠油开发的主战场。
该断块构造上位于东营凹陷北部陡坡带西段，原油平均密度0.974克/立方厘米，黏度6000～76000毫帕秒，属特稠油油藏。断块探明含油面积2.3平方千米，地质储量达545万吨。
"与普通稀油相比，坨82稠油油藏储层薄、敏感性差、注汽压力高、开采难度大。"该厂三采办主任李健康说。
面对"看着眼馋，吃起来难缠"的稠油油藏，该厂科研人员"摸着石头过河"，积极开展技术攻关活动。他们根据稠油开采特点，从油层改造、注汽优化到地面管理，不放过任何突破机会。
最终，他们在注汽配套措施、热采转周运行、生产运行参数等方面摸索出符合胜采厂实际的工艺套餐，成功唤醒稠油油藏。截至目前，该厂稠油累计探明储量达649万吨，可采储量达153.5万吨。
随着稠油热采单元规模的不断扩大，各项成熟配套工艺步步跟进，该厂稠油产量芝麻开花节节高：从2003年0.43万吨到2007年的12.72万吨，再到2009年的16.65万吨，稠油产量占全厂总产量比例从最低时的0.15%，升至6.2%。
巧编"热采网"
在历经试油、试采、蒸汽吞吐试验阶段后，目前，胜采厂坨82断块处于蒸汽吞吐开发阶段。
"蒸汽吞吐开采相当于'热交换'，把水加热成蒸汽后注入地下油层，然后闷井让蒸汽自然扩散。稠油遇热后变稀变软，便于开采。"该厂三采办工作人员徐海乐称，"注汽干度越高，开采效果越好。"
为此，该厂技术人员在现场安装注汽锅炉燃油流量计，实时监控每小时燃油状况，最大程度地减少停炉次数，避免地层吐砂现象。在过程监控中，他们健全注汽井的注汽、焖井、放喷、作业开井等日常管理，确保注汽干度不低于70%。上半年，该厂76.2%的注汽井注汽干度超过70%，平均干度比去年提高8.58%。
为提高注汽质量，该厂积极引进新工艺，重点应用氮气泡沫、高温破乳剂、硬质合金抽稠泵、超临界锅炉注汽等新工艺，大力推广"大砂比、高排量"地层压裂防砂改造油层技术。上半年，该厂对10口低效井实施大砂比重防技术改造，施工携砂比从50%增至100%，防砂后注汽干度提高11.3%，平均日增油2.8吨。
隔热管是蒸汽注入油层的地下通道。当隔热管使用若干次后，隔热效果大打折扣。2009年，采油厂C级以下隔热管占71.4%，隔热效果损失程度可见一斑。
自去年以来，该厂严抓隔热管检测，加强现场应用管理，检测现有隔热管，并分类编号，让每根隔热管都有"身份证"。技术人员还详细记录隔热管的使用情况和导热系数。同时，该厂规定全部使用C级以上的隔热管，并定期进行技术检测，以保证注汽效果。
运用"功图法"
技术人员清楚，注汽后早一天作业，就能早一天拿到稠油。
为此，该厂提高热采转周运行速度，优先给稠油井亮"绿灯"，注汽后开井时间从14天缩短到10天，最大限度地减少油层热损失。
面对目前转周开井初期液量低、排水期长的实际，该厂优化每口转周井开井参数，利用"功图法"自动监控、跟踪生产情况，通过变频控制器及时对生产参数进行调整，缩短转周后的排水期，提高油层高温期采油速度，充分发挥注汽效能。去年6月，针对坨82断块油井供液能力差、液量波动频繁的状况，该厂安装油井示功图自动采集系统，24小时连续自动测取油井示功图。
今年以来，该厂共转周注汽55口井次，平均单井周期日产油5.9吨，与上周期相比，注汽干度提高8%，排水期缩短2.6天，周期增油8947吨，平均日增油1.8吨，吨油成本降低35元。目前，该厂日产稠油440吨。
[中国石化新闻网2011年11月7日]10月28日，记者向西部工程公司经理梁文龙提出这样一个问题："西部公司的超深井施工能力是否可以代表国内领先水平？"梁文龙充满自信地回答："可以这么讲，因为中国的超深井施工大多集中在西北、西南，西部公司在这两个区域占较大份额，且打出了标志性的井。"近年来，西部公司在施工高难度的超深井中，创造了5项世界纪录、20项亚洲和国内纪录。
2010年底，西北油田分公司在塔河工区106支钻井队伍的业绩综合排名中，西部公司11支井队平均业绩排名得分位居第一。再次彰显出西部公司在超深井施工领域的实力。
挑战极限，超深井见证钻井实力
石油界有句话说，上天容易入地难，宁可上天千米，不愿入地1米。尤其是在钻遇6000米以下的深层，每钻进1米，也许比上部地层钻1000米都难。
2005年4月，西部90152井队承钻了首口重点超深科学探索井--塔深1井，井队连续克服钻具负荷过大、裂缝和缝洞型地层恶性漏失、超深井段地温高和地层压力大等世界性工程难题，成功钻至井深8408米，创造了多项全国及世界纪录。
2010年，西部公司服从集团公司油气勘探开发总体战略，将拥有的两套9000米钻机和一套12000米钻机挺进川东北，施工3口均为7000米以深世界领先水平的超深水平井，是中石化集团公司部署在四川盆地川东北巴中的一批重点开发评价井，其中，90105井队承钻的元坝121H井，原设计井深8158米，水平段长808米。
该区的地质条件极为复杂，具备典型的"难、险、毒、卡、塌、斜"特征，地层坚硬，钻井施工周期长，风险高，成本昂贵。尤其是在高含硫地区，不但对人有极大的伤害，对钻具也是极其危险，井队采用适当的钻井液体系，避免了硫化氢氢脆反应和外溢事故的发生。
为提高钻井速度，90105井队施工的元坝121H井，大胆运用氮气泡沫、空气钻井技术，使上部地层的钻速成6倍以上提高。
颠覆传统，非常规技术打赢特殊井
2010年5月，西部70847井队承担了侧钻水平井--塔河12513CH井，该井是在4357米处套管开窗，水平位移达到1333.06米。钻井技术人员介绍说："这口井的最大难点是要在8寸半井眼中下入7寸套管，间隙小，需要穿越多套压力系统，在斜度接近90度裸眼达2000多米的斜井眼中下深6800米的套管，难度不亚于塔深1井。"井队采用了许多非常规技术。
首先，通过优化钻具组合，优选钻井参数，确保井眼轨迹的圆滑，为套管下入创造条件；为避免井壁泥饼增厚，钻井液的高温高压失水量打破了常规，突破性地控制在8毫升以内；为了追求钻井液的清洁，利用钻井液离心机反复除砂，将钻井液净化到极致，降低了压差风险。
在钻至5000多米的二叠系漏失层，发生了钻井液漏失，井队采取有效的承压封堵措施，保证了钻井继续进行。并通过采取多种规避风险措施，顺利将套管下入。
2010年，西部70191井队在山前构造区块施工了一口探井--大古2井，该区是钻井难度最集中区块之一，是钻井事故高发区，地层倾角大、有多套高压气层等，几乎占全了所有钻井施工风险。
该口井的开孔钻头17寸半，如此大口径的钻头钻要钻至2500