辽河油田某采油厂稠油区块开发矛盾分析与对策

吴珊珊

摘要：本文针对目前形势下辽河油田某采油厂稠油区块开发矛盾进行深入分析，并根据主要矛盾提出具有针对性的对策。

关键词：辽河油田;稠油;开发;分析

客观分析目前生产经营形势，2020年，我们主要面临以下矛盾：

1、新井钻井、投产与周边注汽运行矛盾突出

一是2020年杜85块部署31口新井钻井预计影响杜813、杜84兴隆台两大主力区块注汽运行23井次，日影响产量59吨;二是2019年我区和相邻六区新钻5口水平井，相互交叉，并且相邻合作开发、特油油井，组织运行难度加大，汽窜影响将加剧。

2、新井全年生产时率受钻井时率影响较大

2020年，作业区共51口新井，其中杜85块31口新井，井段相对较深，单井钻井时间在15-20天，考虑按3-4部钻机的钻井进度、资料反馈时间、组织投产过程等因素综合因素，预计在8月份全部投完，全年预计实际生产时率在200天左右。

3、产量与成本矛盾较为突出

受厂成本规模影响，2019年一大批措施工作量未能实施，影响年内产量规模接替。2019年老井实施各类措施454井次，阶段累计增油13.6748万吨，同比减少106井次，阶段增油减少1.5005万吨，其中工艺措施工作量减少53井次，增油减少8367吨。其中压裂防砂、水平井化学堵水措施全年未实施，挤灰堵水措施滞后，9月份以后才规模实施，补充能量措施相对作业区正常需求，相差近1/2工作量。

4、曙1612块受污水回注影响，严重制约区块正常开发

2019年受污水回注影响，曙1612块未能实施周期注水试验，注水井连续注入，并且高含水关井18口，导致中部区域油井含水上升，影响区块整体开发。

在上述矛盾影响下，2019年，面对持续低油价和油田深化改革等复杂严峻的生产经营形势，作业区认真贯彻采油厂总体工作部署，以全面完成各项业绩为目标，坚持以效益为中心，努力夯实“三基工作”，突出抓好八项管理难点，认真做好原油稳产、质量效益、安全环保、党建思想政治工作“四篇文章”，促进了各项工作的顺利开展，油藏开发及生产管理水平进一步提升，全员综合素质进一步增强，作业区党总支获得辽宁省“先进基层党组织”荣誉称号。一年来，我们取得了喜人的生产经营业绩，为曙光采油厂的科学、效益发展，做出了主力油气生产单位应有的贡献。回顾过去的一年，我们主要取得了以下五方面成绩：

4.1油藏开发科学高效

一是规模实施成熟工艺措施，措施增产效果明显。持续深化超稠油高周期油井研究，通过加强区域油层对比，加大动态监测力度，结合生产实际，针对阶段性开发过程存在的问题，合理配套工艺措施，努力减缓周期递减。全年，共组织实施氮气助排、调剖、堵水、防砂、选配注等成熟工艺措施430井次，实现措施增油119176吨。

二是深入开展水平井综合治理并取得显著效果。针对关停水平井多，出砂出水严重等情况，实施水平井选段注汽、分段注汽、调剖等措施20井次，阶段增油6584吨。

三是实施稀油区块综合治理，实现稀油稳产。在区块精细分析、精细论证的基础上，优选并实施了稀油区块综合治理工作量35井次，其中油井25 井次，注水井10井次，全年，共生产稀油32216吨，实现了稀油区块稳产。

四是深化老区块再认识，加大剩余油挖潜力度。重點开展地质体再认识工作，组织实施大修侧钻11口，增油3882吨;在杜80兴隆台规模实施非烃类气体保压开采试验43井次，单井平均注汽压力上升0.6MPa，平均周期产油增加58吨。

4.2生产运行平稳有序

一是合理排定注汽运行。超前谋划和组织全年注汽运行，通过合理控制注汽规模，加大同注同采、集团注汽实施规模，超前组织措施接替，全面倒排措施运行等手段，保障了全年生产的主动权，全年共完成注汽量94.67万吨，为油井产能接替奠定了坚实基础。

二是优化组织作业运行。科学制定作业方案、超前准备作业现场、切实加强质量监督，形成了地质队、调度室、中心站、质检员全方位多环节作业运行模式。2019年，共发生作业1178井次，一次成功率达到98.2%。

三是持续加强新井管理。成立新井管理小组，做好方案设计、审核工作，随时跟踪钻井运行计划及进度，合理调整老井运行，科学部署注汽小炉子接转，超前组织管网连接、装抽等工作，确保新井顺利投产。全年共完钻新井19口，投产14口，平均单井日产油25.9吨。

四是科学组织注水工作。针对注水井压力高、注不进等现状，配套实施酸化解堵、动态调水等综合治理工作量46井次，改善水驱效果;同时，从完善地面管网、加强配水间标准化管理等方面入手，合理安排杜6块污水回注工作，目前，污水回注井5口，日注水量2244方。

4.3井站管理细中求精

一是持续加强井站标准化建设。按照《采油井站标准化管理指导手册》，持续开展井站标准化建设工作。截至目前，全区验收合格标准化采油站9座，标准井168口。

二是持续加强“注、焖、放、下、采”五大环节节点控制。严格落实每日不正常井分析例会、旬度单井分析会及五大环节分析例会，及时处理油井生产中出现的问题。全年快速处理不正常井412井次，有效378井次，恢复油井产能1672吨。

三是持续推进井筒、天然气、温度、掺油水、外输与管网及设备改造六大系统管理。进一步查找工作方向、明确管理目标、靠实过程管理，油井管理水平进一步提升。下泵井一泵到底率89.4%，对比计划提高0.7%，实现外供天然气31.9万方，创效16.5万元。

四是继续实施管十项理挖潜项目。以“对标管理挖潜力、开源节流创效益”为理念，深挖制度机制、预算管控、精细管理、措施投入四个方面潜力，详细制定了《群众性经济技术创新活动实施方案》，组织实施了《注水区块多元化治理》、《细化三优节电管理》等十项挖潜创效项目，实现创效839.3万元，增油1.72万吨。

在此基础上，我们要持续深化研究，努力促进油藏开发升级

1）合理配套工艺措施，确保产量规模稳定。进一步加大成熟工艺措施规模，通过改善措施结构、加大注汽量等手段，确保措施规模，全年计划实施氮气助排、选配注、二氧化碳等成熟工艺措施345井次，实现措施增油13.5万吨;

2）不断加强新井管理，确保新井产量贡献率。及时跟踪钻井运行计划及钻井进度，超前排定新井钻井区域注汽运行，合理配套工艺辅助措施，提前实施人工井壁、解堵、补孔等进攻性措施，及时跟踪监测投产后新井生产数据，提高新井产量贡献率，全年计划投产新井40口，新增产能3.5万吨。

3）深入挖掘内部潜力，确保区块产能提升。广泛开展地质体再认识分析工作，重点做好油藏剖面图、水淹图、开采现状图、剩余油分布图等一系列基础图件绘制工作，抓住作业区上产有利因素，重点开展四项工作：

一是在杜80兴隆台中部区域实施保压开采试验，继续加大补充能量措施的实施，预计实施二氧化碳35井次;

二是加大水平井化学堵水试验规模，在杜32-兴H452井实施化学堵水措施成效显著的基础上，加大水平井化学堵水试验规模，全年计划在杜813兴隆台、曙1612块、曙1104205块实施5井次，增油3000吨;

三是加强高周期油井剩余油挖潜，通过开展周期油汽比、周期递减规律、采出程度、采油速度、压降曲线研究，对杜813、杜84、杜80兴隆台高周期油井，实施选、配注、蒸汽调剖等措施，提高纵向动用程度，挖掘井间剩余油，计划实施30井次，实现增油4000吨;

四是继续开展曙1612块周期注水试验。2019年受污水回注等因素影响，曙1612块未实施周期注水试验，导致部分高含水井关停，影响区块正常开发，2020年将恢复周期注水试验，计划实施周期注水3-4轮次，实现区块稳产、上产。