老河口油田桩106区块单井挖潜研究

吴涛 张海涛 刘飞

【摘 要】本文针对老河口油田桩106区块地处滩海、任务繁重、管理难度大的特点，以管理区单井技术增效为着力点，通过“五个优化”，实现了节能减排，存量升级，积极落实油田“践行严细实，全力创效益”活动，紧紧围绕核心任务，实施了注采站精细化单井挖潜管理，提高了生产效率和效益。

【关键词】单井挖潜设计；技术增效；措施优化；信息化

1.提出问题

胜利油田桩西采油厂采油管理四区主要负责老河口油田桩106区块的开发工作。目前管理区单井挖潜存在的主要问题有：

一是目前岗位工人主要精力用于处理应急问题，如管线补漏、设备故障、落地油清污等，投入时间长。对技术性、管理性的基础工作，花费精力少，工作时间短。

二是员工的知识结构还不适应创新创效的新形势需要。员工的创造潜能未充分释放和发挥，主要精力和思想未凝聚到質量效益发展上来。

三是油藏经营开发矛盾加剧。传统的油藏认识及管理已不适应开发形势的变化。老区注水开发单元如何控递减、保稳产工作，是摆在我们面前的重要课题。

四是油水井投产后，方案设计决策流程单一，常出现措施不准，措施单井费用高的问题。

2.单井挖潜措施研究

2.1优化单井生产方案，减损降耗

通过开展月度动态分析，针对储层出砂严重，单元产液量低，防砂解堵，保持注采关系。高渗低液堵塞区：采取适度防砂解放产液剖面，放大压差提高储层动用程度；保持目前注采比，补充能量，油井实施酸化、防砂等解堵措施，恢复液量。

对于无效且目前无潜力油井，通过录取套压、回压、液量、含水、动液面、载荷、电量、有效冲程等资料，确定开关井时间，实施周期采油。对于无注采关系和低渗单元低能量的油井，应用在线功图、电流等手段，探索间开周期。

2.2优化采油工程设计，减损挖潜

2.2.1优化油水井生产设计

油井技术设计主要做好油井工况分析，制定并组织各类措施的实施；制定油井计划停井的制定，落实停井措施，提高施工质量，缩短停井时间；做好油井套压、升温、掺水、加药、洗井、碰泵等日常管理措施的实施，提高油井生产效率。

2.2.2优化单井工艺技术设计

借助动态监测手段及开发资料，加强注采连通关系评价，定量监测水线的主要方向，油井的主要受效方向。对油井采取控强扶弱、结构调整，均衡驱替的对策，主流线方向控制油井液量，促使其他方向油井见效；弱势流线方向油井实施防砂解堵疏通地层，促见效。

2.2.3优化井网保护设计。

标准化作业施工，控制起下油管速度，减小作业对井筒的伤害；做好油井防砂，防止地层掏空，引起套变；水井注水压力升高，及时洗井、增注，不能盲目提压增注，按5年检管时限，及时检管。

2.3优化单井管理措施，减损减躺

2.3.1从理念、过程入手，事前控制躺井

主要理念：免修期多延长一天也是效益。发现异常井，录取第一性资料，精准诊断；从严监督，精细描述，先确认后治理。做到“三个聚焦”，即：

一是聚焦源头管理，精细作业监督，根据作业解剖描述，结合历次作业井史，每口井制定全面的治理措施，检泵周期达到1120天。

二是聚焦油水联动，“油井出问题，水井找原因”，依据油井液面和测压等资料，制定水井调整措施。水井平均检管周期达到1800天。

三是聚焦单井管理，以延长免修期为目标，优化调参、调配、洗井、开关井等设计，落实单井管理措施。平均延长热洗井周期10天。

2.3.2从细化隐性躺井分析着眼，消除无病作业，事后控制躺井

一是分析隐性躺井，找准末端因素，制定对策。

二是对策实施：向延长免修期要效益：压减低效无效作业井，避免无病作业井，坚持“油井出问题，水井找原因”，实施油水“一体化”治理。

2.3.3持续完善机制

优化管理流程，提质增效升级，躺井率控制在2.0%以下。

2.4优化注采协调关系，减损增产

2.4.1高效单元再提效

一是完善注采井网，稳定三率，避免含水上升。

二是注采调配，保证能量，适时提液，优化注采提质提效。通过强化井组动态分析，精细注采调配，坚持“防治结合、保持注采”的原则，优化不同砂体提液时机，油井适时调参，确定不同方式的提液工作量。

三是加大堵调力度，改善吸水剖面。加大中高含水期低压注入井堵调力度，优化注入剖面，抑制含水上升，同时加强油水联动，调整平面不同方向的渗流差异，改善油水渗流场，提高水驱效果。

2.4.2高效油井再提效

调查共有272口高效油井，通过注汽恢复井10口，增油40吨；防砂、提液潜力井20口，预计增油58吨；其余通过注采调整、水井作业恢复、调剖、维护等措施恢复19口，预计增油40吨。

2.4.3高效水井再提效

借鉴经验，做好转后续水驱注釆管理。根据注采比与采收率的关系曲线，优化注采比，合理注采比0.8-1.0。

2.5优化信息四化技术，减损提效。

（1）在自动化完好率方面，做好监控维修日度运行，对油井监控预警更新设置，及时准确报警，缩短故障停井发现时间，减少误报警频次，自动化完好率97.87%。

（2）加强数据源建设和应用工作，全面推广以源头数据为核心的电子报表应用。应用油井远程监控系统，有效地指导了油井生产。应用地面地理信息、生产运行查询、生产指挥、手机短信等系统，促进了生产信息快速反馈和及时处理。

（3）应用信息化手段，挖潜增效。控制采油成本，本着“降耗不减产”的原则，通过平台系统远程动态调整参数，寻求产量与成本的平衡点。对在线油井的平衡度进行统计，通过分析调平衡前后耗电量变化，查找影响能耗关键点

（4）促进油井管理的转型提效。建立多参数组合预警模型，采用优化设计常态化、油井能耗最低化的管理方式，提升油井健康指数。根据单井生产特点，制订“一井一方案”，严格修订完善单井各参数预警、报警阈值，实现油井生产过程中的闭环控制。

3.结论和认识

（1）应坚持“以水为先，油水联动”的思路，实施单元分类治理，注重日常注采调配，保持充足地层能量和稳定注水，合理优化洗井周期，实现井组稳升，有效控制自然递减率。

（2）实施作业费用、维护工作量、施工质量一体化分析跟踪，油井作业维护费比预算降低。抓好生产运行与用电管理、总量与单耗系统优化，抽油机提液单耗降低。优化工况管理，实施油水联动，精细作业监督，躺井率控制在2.0%以下，油井平均免修期达823天。

（3）应用“三线四区”经济模式量，有力地指导了单井、井组的分级分类评价，为制定转型措施指明了方向。

【参考文献】

[1]王璐，《企业现场管理体系构建》，中国质量，2015.02

[2]胡萍等，《油田地面工艺技术的发展与改进》，价值工程，2015.5