定边油田自然递减分因素及控制办法

段鹏飞，张俊清，冯国宁，郑亚莉

（延长油田股份有限公司定边采油厂，陕西榆林 718600)

1 油藏分因素控制因素

1.1 细化递减分因素

随着油田开发的不断深入，开发中暴露出来的问题越来越多，自然递减控制难度越来越大。经过不断总结规律，结合生产实际，将自然递减分因素划分为六大项：油藏管理、井筒管理、抽油机管理、作业管理、生产运行管理、综合管理，又细分为57小项，制定统一的判断标准，责任落实到具体单位、具体人，从注水管理入手，实行精细管理，控制自然递减，实现单元稳产。

1.2 2017年影响因素

根据2017年各采油队分阶段统计结果分析，影响全年产量的主要因素为油藏管理，占比46.07%，其次为井筒因素，占比25%，生产运行因素占比14.77%，其他因素占比14.16%。

其中油藏管理分因素中，主要分因素为供液不足引起的关停、修井，占比42.42%，其次为延安组底水锥进，占比30.12%，由于注水突进引起的暴性水淹及含水升高占比6.38%。

井筒管理方面，主要分因素为抽油泵、油管漏失造成的停抽，占比47.17%，其次为抽油杆、油管断脱，占比47.17%，封隔器失效随着开发年限的增长逐年增加。

2 分因素自然递减控制办法

2.1 油藏分类管理

2.1.1 深化油藏分析研究，提高油藏认识程度

2017年先后对8个区块展开油藏再认识，油藏再认识的基础上，逐步展开精细注水调整，各项目区产量维稳或小幅增长，开发指标提升明显。

2.1.2 进一步完善注采井网，提高水驱控制面积

年初完成东仁沟、乔崾岘等13个开发区块26个单元注水地质方案，涉及投转注井236口。完成投转注178口，新增受益井460口，平面上提高注采对应率4.3%。

2.1.3 进行井网层系调整，调高注采对应率，扩大水驱波及体积

对全厂2 113个注采井组进行深入研究分析，提出油井统层方案205份，注水井调层12口，新增受益井186口，纵向上提高注采对应率2.2%。

2.1.4 加强剩余油富集区措施挖潜，提高储层动用程度

一是加强隐蔽性油藏再认识。二是开展井组注采对应分析，对于动用程度较低的层位展开补孔措施，对于注采层位不对应的开展调层统层措施，对应注采状况良好但采出程度较低的开展压裂、解堵、泡沫洗井及采油参数调整等措施。三是针对非注水区或注水不见效区域，大胆尝试新技术新工艺，如二氧化碳吞吐实验等，完善措施挖潜技术体系。四是加强措施跟踪管理，措施前对功图、含盐、产量等录取，措施后复查对比，对措施效果及时总结分析、及时调整，进一步提高措施有效性。

2017年全年各类技改挖潜892口，日增油1 030t，平均单井增油1.23t，累计增油20.8×104t，措施挖潜成效显著。

2.1.5 强化动态分析，及时找出问题，及时调整

深入开展动态监测与注水开发动态分析，全面落实“油井问题、水井找原因”工作方法，打破固定思维，将“油藏、井筒、注采系统、运行管理”纳入动态分析，构建以“自然递减率分因素控制法”为核心的动态分析体系。

2.2 井筒分类管理

2.2.1 加强油井井筒基础管理，做好井筒加药工作

随着开发时间的不断延长，井筒结蜡、结垢、腐蚀的问题日趋突显，针对井筒结蜡、结垢、腐蚀等问题的油井，目前主要采取井筒加清蜡剂、阻垢剂、缓蚀剂的方法来缓解这些问题。截止到2017年底，我厂共对600多口油井实施了井筒加药，其中投加清蜡剂330t、阻垢剂85t、缓蚀剂11.3t、脱硫剂5.8t，收到了较好的效果，延长了油井免修期，缩短了检泵周期，提高了采油时率，节约了生产成本。

2.2.2 加强修井现场监督，进行重点井治理，提高修井周期

重点井治理主要是针对我厂部分吐砂、卡泵及偏磨严重的生产井，吐砂、卡泵和偏磨原因导致修井作业频繁，缩短了生产井使用寿命。通过对修井过程跟踪，分析造成频繁修井原因，对吐砂严重的井进行防砂管防砂处理，对卡泵的井安装防卡泵装置，对偏磨井进行安装井口防偏磨盘根盒、扶正器、扶正块及内衬套油管。

2017年全厂卡泵井595口，偏磨井332口。其中172口安装防卡泵装置，200口安装井口防偏磨盘根盒，176口井采用内衬套油管，52口井应用防偏磨接箍，285口井采用扶正块，扶正器等进行了防偏磨治理，修井检泵周期较治理前延长46d以上。

2.3 抽油机管理

2.3.1 提高抽油机平衡率

2017全厂抽油机平衡度达不到要求的生产井共有1 415口，占正常生产井数的32%，2017年注采工艺室通过测试功图结果进行调整平衡半径，完成平衡度的调整，提高抽油机电机的工作效率，延长电机的使用寿命。截止到2017年年底共调整1 109口，节电量为35.72万度，节约资金为24.65万元。

2.3.2 调整抽油参数，延长油井存活率

2017年对全厂油井进行排查治理，利用调变频柜、调电机、调皮带轮的方法，对58口生产井进行冲程、冲次调整，优化抽吸参数，节电量为3.67万度，节约费用为3.36万元。

2.4 作业管理

全面加强作业质量管理，成立质量督查领导小组办公室，从全厂各个施工现场入手，形成痕迹管理，健全质量管理档案；建立完善检查记录，形成检查、问题处理、整改痕迹管理流程；整体作业管理过程采取闭环监督模式，做到每个施工环节有据可依，有据可查。

2.5 生产运行管理

生产运行方面：一是精心组织，提高运行效率；二是狠抓关键环节，注重精细管理；狠抓油水井计量，狠抓老井日产维护，免修期由2016年的365d提高至2017年的400d；三是夯实基础工作，规范现场管理；扎实推进“三基”“6S”管理工作，推行扁平化管理，加大线路保障生产运行安全平稳运行。

电力保障方面：一是加大线路巡检力度，全年共计整改线路200余次；二是加强安全用电检查，全年对93个场进行安全用电检查，共查出存在问题156处，安全隐患8处。三是加强井次配电设施改造；全年新井示范改造160余井次。四是加强教育培训，提高安全用电意识。

2.6 综合管理

一是加强原油管护力度，通过采油队自测、抽调业务能手互测、相关科室不定时、不定期、不定点抽测等措施，掌握产量、库存真实情况，确保原油产量与库存相符；二是加强突发事件及天气因素影响预案，尽全力恢复正常生产。

3 效果评价

定边采油厂从2010年规模注水以来，开发形势逐年趋好，但整体自然递减仍然居高不下，远高于同区其他油田水平。2016年施行自然递减分因素控制法以来，老井管理上了一个台阶，自然递减逐年下降，整体产量保持在2Mt左右。

4 结语

1）通过实施自然递减分因素控制管理，2017年定边采油厂在新建产能遇阻的形势下，依靠精细注水调整，精细措施挖潜，全年完成产量1.99Mt，实现了2Mt稳产20a的第一阶段整体目标。

2）自然递减由2015年的16.7%下降至2018年的12.41%，下降了4.29%，实现控制自然递减增油85.8kt。

3）通过自然递减分因素及控制办法，定边采油厂注水管理、老井管理工作进入新的阶段，开发水平日趋健康，稳产形势向好。

4）控制自然递减是一项系统性工程，需要各科室、部门互相衔接，同时需要不断完善和扩大适用配套技术，为实现原油产量和采收率提高提供有力保障。