精益油藏管理 提升经济效益

魏家琴(辽河油田分公司兴隆台采油厂采油作业一区，辽宁 盘锦124010)

目前研究区块开井数231 口，水平井开井数47 口，年产油18.45万吨，受油藏开发阶段、储层非均质特征以及井网部署的影响，目前主要存在“井距密集，汽窜矛盾突出，开发步入中后期”三方面矛盾，针对以上主要矛盾，重点从“油井分组，运行跟踪，组合吞吐，对标管理，强度研究，措施优选”六方面开展研究（如图1所示），使老井吞吐效果持续好转。

（图1）

1 目前区块存在问题及影响因素

（1）井距密集，加密水平井多。以某区块为例，总井数193口，开井数140口，井间加密水平井36口，直井间井距为70m，直井-水平井间井距仅为35m。一口直井周边二线直井平均24口，一口水平井周边二线直井平均39口，而井控要求的安全井距为200m。因此，一口水平井运行，最多将影响50口井。

（2）无新井、大修井接替。受特殊区域影响，近五年新井未实施，区块整体产能接替不足（如图2所示）。

（图2）

（3）汽窜矛盾突出。到目前区块已步入中后期开发，随着油井蒸汽吞吐轮次逐年升高，“两高一低”、套坏出砂等矛盾日益突出，区块递减逐年加大，开发效果变差，且井间汽窜问题严重。由于油层非均质性，造成平面上动用不均，井间连通状况差别较大。油井注汽时，易于周边连通状况好的油井发生汽窜。采出程度越高的区块，汽窜现象越严重。与全厂其他主力区块相比，研究区块采出程度最高，达到41%，汽窜最严重，平均单井汽窜井次达到4.1。个别区域达到8井次，严重影响生产效果。

（4）开发步入中后期。20 周期以上的油井占68%，地层压力低至0.23MPa、油汽比低于0.2 以下的油井占41%、单井日产低于3t/d以下的油井占37%。

2 区块生产及管理优化

我们从“油井分组，运行跟踪，组合吞吐，对标管理，强度研究，措施优选”六方面对区块生产及管理进行优化。

（1）以效益评价为依托，对油井进行分类分组。将油井按照周期和油汽比进行分类分组，其中油汽比大于0.25的油井占43%，油汽比0.15-0.25 的油井占28%，油汽比0.1-0.15 之间的油井占18%，油汽比小于0.1的油井占11%。共分成36组，分别对应每个旬度组织运行。依据油汽比分类，按照4:3:2:1的原则分类选井，即保证产量平稳，又避免运行选井难。同时应用油井措施风险预评价图版，对旬度运行中超出比例范围的单位变动成本超过高成本井极限数值要求的油井，通过延缓注汽、不注汽等手段，将高成本井控制在效益比例之内。

（2）以旬度为节点，跟踪生产效果。以旬度为节点，定时更新生产井的效益类别，并与注汽前预测的效益类别进行对比，针对生产效果不及预期的井，分析原因并落实工作。

（3）组合式吞吐。组合式吞吐可以有效减少汽窜井次。通过对存在明显的汽窜连通层，且汽窜严重的井组，实施适当的延长生产周期，采取多井同注，不但防止了相互干扰，还能使连通层在注汽时处于压力平衡状态，提高其他油层的吸汽效果。

（4）对标管理。针对不同的汽窜表现，将被干扰井划分为3种类型：轻度干扰井：产量上升幅度小，温度含水和动液面变化不明显，该类井维持生产，中度干扰井：产量上升幅度大于30%，温度上升15-25℃，含水变化明显，动液面平稳上升，该类井控液生产。重度干扰井：产量上升大于50%，温度上升大于25℃，含水变化明显且动液面迅速上升，该类井提前关井或同注同采。对汽窜井我们采用三层管理，即地质队通报，采油站落实，管理组检查。

（5）增能类措施优选。

1）针对汽窜严重区域，实施补孔、暂堵调剖、大剂量调剖等措施，进而封堵汽窜通道（如图3、4所示）。

（图3）

（图4）

2）针对地层压力低的矛盾，主要实施气体充能类措施，如氮气助排、二氧化碳。

3）针对注汽压力高、油层污染的矛盾，主要实施解堵措施。

4）针对油层纵向动用不均的矛盾，主要实施选配注措施，主要用于提高油层纵向动用。

5）对区块剩余油挖潜思路重新标定，提出以“每米采油量”对剩余油挖潜的潜力进行重新界定，有效解决了剩余油挖潜时只注重单井整体采出程度从而忽略单层贡献率的笼统矛盾。

油井“每米采油量”=油井累计采油量/油层厚度。

我们标定：每米采油量小于1000吨的油井为潜力油井；每米采油量大于1000吨的为非潜力油井。同时重点针对油层动用较差的油井进行集中治理，目前井况除小部分油井井况完好以外，大部分口井的井况均有问题，增油潜力较大，具备下步挖潜的价值。

3 结语

通过实施上述管理办法，使区块注汽量和产量都保持在一个相对平稳的状态，相比近几年的大幅波动有了明显改善。同时取得以下三点结论，一是宏观上合理分组分类，微观上控制好旬度效益比例是平稳高效运行的关键；二是合理优化组合吞吐对于运行组织和减少汽窜起到积极作用。三是三是结合单井效益评价，优化注汽强度，可以提高经济效益。