低油價下如何實現(xiàn)原油產量和效益的最大優(yōu)化

楊芳靜

（勝利油田現(xiàn)河采油廠草東采油管理區(qū) 山東東營 257000）

一、草東管理區(qū)目前現(xiàn)狀及產量結構影響因素

（一）區(qū)塊油井生產現(xiàn)狀及油藏地質現(xiàn)狀

草東管理區(qū)所轄區(qū)域含油面積47.519Km2，地質儲量5935萬噸，目前管理總井492口，其中正常生產井261口，停產井231口，分為6個單元，生產單元地質特征差異較大：

（二）產量結構影響因素

各稠油開發(fā)單元差異性強，矛盾突出，治理難度大。草東管理區(qū)每個單元面臨的開發(fā)形勢與矛盾各不相同，根據(jù)油藏特點和開發(fā)難點，我們將其分為三類：

Ⅰ類熱采單元， 潛力較大，方向明確，常規(guī)強化；Ⅱ類熱采單元， 問題單一，調整優(yōu)化，集成配套； Ⅲ類熱采單元，矛盾突出，技術攻關，適度安排。

二、面對新形勢，實施“三線四區(qū)”優(yōu)化產量結構

面對國際低油價，油田發(fā)展全面進入“寒冬期”，為適應新常態(tài)，緊緊圍繞提升發(fā)展質量和效益，優(yōu)化措施結構，優(yōu)化注汽量和優(yōu)化井筒管柱配套，調整產液結構，實現(xiàn)效益優(yōu)先最大化。結合局開發(fā)處下發(fā)的“三線四區(qū)模式”，制定了適合稠油油藏運行模式的“三線四區(qū)模板”，根據(jù)油井生產情況和效益測算模板，實施油井分類管理：

（一） 根據(jù)生產成本設定正常生產及轉周極限

（二）分單元實施產量結構優(yōu)化調整

1、草33單元結構優(yōu)化：開井46口，日液869.3t/d，日油105.9t/d。其中：

（1）有效區(qū)開井17口，日液315.0t/d，日油90.6t/d，維持生產；

（2）邊際效益區(qū)開井15口，日液117.6t/d，日油14.6t/d，維持生產；

（3）間接無效益區(qū)開井1口，日液4.8t/d，日油0.3t/d；

（4）直接無效益區(qū)開井13口，日液431.9t/d，日油0.4t/d。

通過日油極限和極限油汽比測算，兩者結合，初步排出以下措施：調剖轉周2口，驗套轉周1口，整體評價轉周4口，轉周期6口。

1：實施關鍵井封堵，切斷汽竄通道，縮小同轉同注井數(shù)

針對館一層全部汽竄的現(xiàn)狀，在中心位置實施剛性封堵，切斷汽竄通道，減少井組間向外擴展的趨勢。同時減少同注井數(shù)，有利于方案實施。

2：全面優(yōu)化單井注汽量，提高油汽比

根據(jù)不同周期間變化規(guī)律和原油粘度的平面變化規(guī)律，對注汽量進行逐井優(yōu)化。在館一南區(qū)粘度小于5000mpa.s的井組注汽量不超過1500方，館二小于15000mpa.s的井組注汽量不超過2000方，這樣既能控制汽竄發(fā)生，又能提高單井油汽比。

3：全程保干，均勻注汽，提高注汽質量

全面推廣“提、保、抓、控”注汽方式，以提高注汽質量保障油井效益的明顯改善。堅持注汽井口與注汽鍋爐距離最短，注汽全程保溫，實施高干度注汽，保證井口注汽干度在85%以上；根據(jù)儲層物性及測試資料，調整分配注汽的位置，最大程度實現(xiàn)均勻注汽；通過實施同注同采，合理優(yōu)化汽量分配，有效抑制汽竄影響，提高井組注汽效果。

2、草20單元結構優(yōu)化：開井101口，日液3488.9t/d，日油175.9t/d。其中：

（1）有效區(qū)開井19口，日液490.5t/d，日油93.5t/d，維持生產；

（2）邊際效益區(qū)開井60口，日液2228.4t/d，日油78.4t/d，維持生產；

（3）間接無效益區(qū)開井4口，日液168.3t/d，日油1.6t/d；

（4）直接無效益區(qū)開井18口，日液601.7t/d，日油2.4t/d。

通過日油極限和極限油汽比測算，兩者結合，初步排出以下措施：供液不足后轉周1口，維持生產擇機轉周4口，調剖轉周1口，封堵油層1口，上調參排水1口。

1：強化氮氣泡沫調剖配套，提高措施有效率

受邊水突進的影響，水平井動用差異大，常規(guī)注汽無法調整水平井段的吸氣剖面，通過配套氮氣泡沫調剖，有效動用低滲段的剩余油，通過評價，將調剖技術進一步向東部區(qū)域推廣。

2：低含水油井實施高干度注汽，提升儲層溫度場，有效動用剩余儲量

實施純水高干度注汽，建立起儲層高溫度場，提高水平井動用半徑，擴大單井控制儲量，有效提高單井油氣比，降低周期間遞減。

3、草27單元結構優(yōu)化：

根據(jù)極限日油效益區(qū)可以得出：草27單元目前開井16口，其中處于有效益區(qū)的井有10口，繼續(xù)維持生產；處于邊際效益區(qū)的井有2口，下步可以進行措施轉周，進行產量接替；處于直接無效益區(qū)的井有4口，C27-2可以考慮暫關， C27-NP13、-NP6 -NP20可以擇機進行措施轉周。

1：分南北區(qū)域，分別實施不同工藝配套，提高單井產能

根據(jù)草27單元儲層分布特點、油井生產周期數(shù)的區(qū)別，北部井區(qū)儲層物性好、油井投產早生產周期達到10個以上；而南部井區(qū)厚度薄，物性差，出砂嚴重，油井投產晚，生產周期小于5個，因此對北部的油井配套氮氣泡沫調剖技術，調整水平段吸氣剖面；南部油井配套HDNS降粘增能，發(fā)揮油藏潛力。

2：加大汽量優(yōu)化，控制無效汽量，提高周期油汽比

草27單元部分井進行汽量優(yōu)化，草20-平18、-平19、-平21三口井平均減少汽量488噸，平均周期油量增加131噸，平均油汽比提高了0.11t/t，見到了良好的經濟效益。

4、草古1單元結構優(yōu)化：

草古1單元目前開井25口，處于邊際效益區(qū)的井有22口，繼續(xù)維持生產；處于間接無效益區(qū)的井有1口，維持生產；處于直接無效益區(qū)的井有2口，其中100平16目前套管摻水，下步逐步關停摻水，觀察生產情況，草古1-平4下調參，觀察生產情況。

三、上半年產量構成情況分析及三季度產量規(guī)劃

（一）、上半年產量構成情況分析

受國際油價低迷影響，從2月份開始減少措施工作量，一季度共轉抽開井30井次，較2014年同期減少22井次，但措施增油水平同期增加了18t/d，這得益于一季度對措施結構進行了調整，一季度全礦共實施泡沫調剖、HDCS、HDNS三類工藝10井次，措施有效率100%，工藝措施增油989噸；二季度繼續(xù)調整措施結構，措施有效率100%，工藝措施增油591噸。合計上半年共轉抽開井53井次，超計劃2217噸，措施有效率100%，較去年升高2.2%。

（二）、三季度產量規(guī)劃

對油井作業(yè)工作量逐步釋放的前提下，三季度加大作業(yè)工作量，加大工藝配套力度，同時加快老井扶停的進程，確保老井產量穩(wěn)中有升。運行過程中，做實油井分類管理工作，對高效井和有潛力的油井優(yōu)化措施工藝配套和優(yōu)化注汽量，提升油汽比；對低效高液高含水、低液低含水油井實施間開方案；對無效井進行充分論證后實施暫關措施；對維持生產井加大油井管理和參數(shù)調整盡量延長周期生產天數(shù)，提高周期效益。

（1）扎實做好資料錄取基礎管理工作，積極開展單元動態(tài)分析活動，進一步提高資料全準率和分析能力。

（2）優(yōu)化注汽，加大工藝配套力度，提升稠油油汽比

（3）繼續(xù)油井效益測算，實施分類管理，減少無效開井

（4）加快潛力井扶停進程，提高老區(qū)穩(wěn)產基礎