以稳定提高单井日产量为中心的油藏管理创新

以稳定提高单井日产量为中心的油藏管理创新
一、稳定提高单井日产量工作实施的背景
某厂经过30多年的勘探开发，已经步入开发中后期，单井日产量下降速度逐年加快，其主要原因可归纳为以下几点：一是勘探程度高，新增储量逐年减少，产能规模不断萎缩。

该采油厂资源探明率达到80.5%，探井密度平均1.37口每平方公里。

新井产量对当年产量贡献从2001年的35%下降到2008年的3.6%。

二是措施规模不断减小，措施效果逐年变差。

措施产量对当年产量贡献从2001年的29.3%下降到2008年的14.5%。

三是采油工艺措施局限，且效果逐年变差。

稀油区块随着地层压力的不断下降，加深泵挂放大生产压差的潜力越来越小，加深泵挂井次从2001年的56井次下降到2008年的7井次。

稠油区块大部分吞吐井已进入高轮次、高采出程度、低压、低产开采阶段，实施的调剖、助排等主体工艺措施由于技术性能单一，措施效果逐年变差，单井措施增油由2001年的683吨下降到2008年210吨。

另外，近期与长远矛盾、资金投入受限等因素也在一定程度上制约了单井日产水平的提高。

由于单井日产油下降导致开发各项指标变差，加上薄层稠
油、超稠油开发规模的扩大造成井下作业工作量明显增加，给油田投资、成本、生产管理带来巨大压力，给企业提升整体效益和增强抵御风险能力带来了影响。

稳定提高单井产量关系到该采油厂生存与发展，关系到某的持续稳产，关系到中国石油“资源战略”的有效实施。

只有进一步统一思想、提高认识，落实责任、细化措施，统筹协调、整体推进，全面落实集团公司的工作部署，抓住这个油田发展、效益提高的“牛鼻子”，才能不断提高开发管理水平，增强油田发展后劲，为实现某厂持续有效发展做出新的贡献。

二、稳定提高单井日产量工作指导思想及内涵
单井日产量是油气田开发的重要指标，是油田开发水平的综合体现，是一项系统性的战略工程。

2000年以来，随着中国石油新投入开发的储量中低渗储量的比例逐年增加、高含水老油田采出程度不断提高，中国石油油气开发工作克服技术、成本等压力，通过实施勘探开发一体化、老油田二次开发试验、水平井规模应用等重大举措，实现原油产量连续7年箭头向上，天然气产量快速增长。

但去年蔓延全球的国际金融危机引发原
油价格暴跌，使中国石油油田开发面临经济效益大幅下滑、投资回报接近底限的严峻形势。

如何抓住主要矛盾，扭转低效益低回报的局面，集团公司党组书记、总经理蒋洁敏明确指出要抓住稳定提高单井日产量的“牛鼻子”，并提出系统的工作要求。

对如何实施“牛鼻子”工程提高单井产量，集团公司领导和股份公司管理层高度重视，蒋洁敏总经理亲自批示召开会议并指出：“牛鼻子”要抓住不放，务见成效。

股份公司副总裁赵政璋就围绕“牛鼻子”工程提出具体的工作要求。

赵政璋指出，要让“稳定并提高单井产量”成为今后一个时期油气田开发工作的主要抓手，放在加强注水开发基础年工作中，努力思考并选择好有效的对策和措施，选准进攻的目标和方向，以“三提三降”为目标统筹规划组织，打好提高采收率、降成本、提效益的组合拳，加强领导，提高认识，注重技术，强化保障，整体部署，逐项落实，脚踏实地，精心工作，进一步增强责任感和使命感，努力把全面部署变成积极行动。

三、稳定提高单井日产量的主要做法
自某公司上市以来，某厂始终坚持抓好开发过程中地质、工艺和现场三大环节（图1），努力提高单井产量，不断改善油藏开发效果。

图1 三大环节流程图
（一）在油藏研究和方案优化上，突出“四个重点”
1、优化产能结构，水平井规模实施
某厂水平井在产能建设中的比重从2005年的2.6%上升至2009年的73.3%。

水平井的规模实施，使新井平均单井产量提高2.7吨，水平井的实施使该厂平均单井日产油提高0.034吨。

2、推广重大试验，蒸汽驱工业化实施
借鉴先导、扩大试验的经验和教训，在蒸汽驱工业化实施中，
重点采取了以下几点做法，保证蒸汽驱的开发效果。

一是科学组织吞吐引效工作，实施低产井引效230口井，热连通得到较早建立；二是积极组织停产井复产工作，提高井组生产时率。

共组织复产停产井110口；三是实施综合配套措施，完善注采井网及注采对应关系。

部署实施各类新井310口，完善了汽驱井网，实施调补层18口，大修16口，完善注采关系；四是优化采油举升工艺，提高井组采注比，共实施提液100井次，区块采注比最高达到1.12。

通过蒸汽驱的实施，齐40块平均单井日产油目前为2.9吨，与继续吞吐开发对比上升了1.5吨。

齐40块转驱，使全厂平均单井日产油提高0.43吨。

3、通过“三个”转变，稀油注水全面开展
对稀油注水实施“三个”转变并取得了明显的效果：一是产量递减得到有效控制，递减率下降，注水油藏平均单井日产油递减速度明显减缓，年增油2.8万吨；二是存水率、水驱指数、含水上升率等指标反映，水驱效果得到改善。

（1）由全面注水向优化部位注水转变
2009年以来，针对高含水油藏存在的主要问题，开展精细油藏描述，搞清剩余油分布规律，在此基础上，实施了以改变地
下液流方向为中心的注采结构综合调整，强化有利部位注水。

锦16东块根据各层系剩余油分布状况，有针对性的实施调整，效果明显。

实施后日产油从69吨上升到最高时的132吨，采油速度从0.18％提高到0.33％；平均单井日产油稳中有升，从1.8吨上升到3.5吨。

（2）由中高渗油藏注水向低渗油藏注水转变
某厂2008年底石油储量状况探明储量中低渗油藏储量占68.5%;未动用储量中低渗储量高达86%。

而且根据石油资源评价结果及勘探规划来看，今后提交的探明石油地质储量也将以低渗储量为主。

由此可见，低渗油藏储量的开发已成为该采油厂稳定发展的重要潜力。

如果依靠天然能量开采，低渗透油田采收率一般在18%以下，注水开发采收率为30%～40%。

因此，搞好低渗透油田注水已成为该采油厂持续发展的关键技术。

通过对该采油厂的低渗油藏潜力进行重新评价，同时，新建A级水质处理站，优选欢26（杜）、齐2-8-10（杜）、新欢27（杜）等3个低渗油藏实现精细注水开发，在工艺方面对注水井实施定期防膨，对油井选择时机实施压裂引效，取得了较好的效果。

2009年共投转注水井21口，增加日注水量630立方米，
日产油从注水前的56吨上升到目前的92吨，平均单井日产油从1.18吨上升到1.51吨，实现了低渗油藏产量稳中有升。

（3）由整装油藏注水向零散小断块注水转变
某厂有稀油小断块22个，“十一五”期间选择了地质条件相对较好，且适合注水开发的6个小断块实施注水开发，减缓了产量递减速度。

2009年,又针对注水小断块存在的问题，深化地质研究，产能建设和注水调整同步实施，在剩余油富集区实施水平井挖潜同时，开展注水调整，效果显著。

齐2-16-12（莲）、欢2-14-16（大）等3个区块日产油从19吨上升到42.4吨，综合含水从75.5%下降到59.5%，阶段增油1469吨。

4、优选废弃油藏，“二次开发”遍地开花
通过废弃油藏进行综合研究，优选欢127、欢616、欢623、欢60、欢2-16-304、锦612等区块实施二次开发，取得了显著效果，日产油从实施前的395吨上升到实施后的958吨，年增油5.2万吨。

如欢127块，该块1989年投入开发，平均单井吞吐11个周期，综合含水高达80%。

可采储量采出程度高达95％，剩余可采储量不足20万吨，区块已处于开发后期、产量快速递减阶
段。

针对油藏单层水淹严重、储量动用不均、油层出砂严重、油井井况变差等困难，开展了以加密调整、扩边部署、水平井开发等为中心的综合治理工作，实现了欢127块的二次开发，取得了较好效果，年产油由6.9万吨上升到16.2万吨，区块平均单井日产油由2.3吨最高上升到4.2吨，具体做法有以下四点：一是通过加密调整，挖掘平面剩余油。

在认清欢127中块水淹情况的基础上，部署投产新井27口，日产油257吨。

二是精细油水边界研究，实施滚动扩边。

利用VSP解释成果以及借助侧钻井生产资料，重新落实油水界面，在区块南部和北部实现了滚动扩边，新增石油地质储量177万吨，部署实施新井43口。

三是实施水平井二次开发。

欢127东块1989年投入开发，投产初期日产油744吨，后来由于油井出砂、汽窜和水侵等因素影响，区块日产油最低下降至22吨。

近年来实施了以水平井、割缝筛管及弹性筛管防砂作为主要技术手段二次开发，取得了理想效果。

按照整体部署，在单层厚度大于6m区域内，83米井距正方形井网部署水平井14口，投产后区块日产油最高上升至183吨。

四是实施组合注汽，进一步改善二次开发效果。

针对水淹、汽窜，出砂“三大”矛盾，为保障水平井开发效果，结合区块自
身特点，开展了组合吞吐技术研究和应用。

2009年以来，规模实施组合注汽58组，注汽141井次，占总井的42%，注汽25.1万吨，产油8.4万吨。

已完成周期的36井组，周期产油6.0万吨，周期增油1.4万吨，周期油汽比提高0.1,取得显著效果。

（二）在工艺措施增产上，不断完善“四个配套”
在工艺措施上产方面，牢固树立“一井一策、一时一法”的增产理念，不断研究完善以单井为对象的配套工艺措施，最大限度发挥油井潜能，实现措施效益最大化。

1、不断强化欢北低渗油井配套工艺，提高单井产量
欢北低渗油藏共有四级断块30个，目前进入开发中后期，存在主要问题是靠天然能量开发地层压力下降快，油井结蜡日益严重，注水注不进。

2009年以来，为提高单井产量，对低渗油井配套工艺进行了不断研究完善，并取得较好效果。

一是强化举升方案优化和工艺配套，提高低产低液井产量和举升效率。

针对欢北低渗井油藏埋藏深、地层压力下降，供液变差的实际，自2009年以来，规模实施了以放大生产压差为目的的有杆泵深抽配套技术，重点实施了提高机采效率管杆优化设计技术，“地面调参、井口旋转、井下防磨”综合防偏磨技术，环
形阀、深抽泵防漏、防气技术。

通过实施上述配套技术，较好地解决了深抽井断卡脱漏问题，提高了低产低液井单井产量和举升效率（图2）。

图2 方案优化参数图
截至2009年12月底累计实施深抽配套技术160井次，累增原油1.2万吨，通过管杆优化设计，抽油机系统效率提高5.2%，减少杆管断脱620井次，见到较好深抽提液效果。

二是强化清防蜡方案优化，提高含蜡井有效生产时率。

针对欢北低渗井结蜡给生产带来的被动局面，2009年以来，开展了清防蜡方案优化和配套工艺研究。

为提高清防蜡效果，对历年来各类措施效果进行评价，细化了选井条件，同时综合考虑成本因素、维护费用、管理难度等因素，制定了欢北各类油井清防蜡工艺方案，在此基础上，有针对性地实施油管加热、化学点滴加药、固体防蜡、管杆涂层等配套清防蜡措施（表1）。

在实施过程中，为保证清防蜡效果，及时根据油井结蜡变化情况，对措施类型进
行调整，累计实施各种清防蜡配套措施510井次，减少热洗占产5.8吨，减少蜡卡检泵240井次，创经济效益3000万元。

表1 欢北低渗透油藏清防蜡总体方案
三是强化压裂工艺配套，提高低渗油井产能。

欢北低渗透油藏连通性差，投产后，产量递减快。

为发挥油井潜能，1999年以来，该采油厂规模实施了以水力压裂为主的油层改造技术。

在实施过程中，针对欢北断块多、地质结构复杂、储量分布零散、纵向跨度大、非均质性强等各种不利因素的影响，在选井选层、方案设计、工艺配套等方面进行系列研究优化。

针对地质结构复杂的问题，结合压裂工艺发展状况，研究应用了控缝高压裂工艺、
热压裂工艺、压前酸预处理工艺；针对部分井井段长，笼统压裂造缝不充分的问题，研究应用了多级加砂、投球选压、机械分层压裂工艺；针对压裂液污染油层，根据各井储层特点，研究应用了羟丙基瓜胶延迟交联压裂液，并优化了压裂液配方。

通过以上措施的实施，见到显著压裂效果，2009年以来，累计实施水力压裂措施8井次，累计增产原油8928吨，平均单井增油1116吨。

四是强化注水工艺配套，提高低渗透井注水效果。

欢北低渗区块孔喉半径小、渗透率低、注水压力高，注入水中悬浮颗粒含量和粒径中值一旦超标，就会阻塞渗流孔道，对储层造成巨大伤害，影响注水效果。

为此，该厂从改善注入水水质入手，从地面注水和井下注水管柱工艺两个方面，研究完善高压注水配套工艺，提高低渗透井注水效果。

针对注入水水质不合格的问题，研究应用了污染深度处理系统。

在新7站建立污水精细处理系统，注入水达到A级水质（表2），日处理能力达到420立方米。

针对注水压力高的问题，地面采取了增注工艺。

通过更换地面注水管线、在井口安装增注泵、过滤装置，实现了注水井高压增注。

针对高压注水管柱蠕动、结
垢、弯曲、封隔器失效等问题，研制了分层高压注水工艺管柱和智能分层配水管柱，实现了高压分层注水（图3）。

表2 新7站污水精细处理系统各处理阶段水质指标情况统计表
图3 新7站污水深度处理系统流程简图
2、不断研究完善吞吐稠油井配套工艺，提高单井吞吐效果
某厂稠油主要分布在齐108、欢127、杜813、欢616等区块，目前除齐40块采取蒸汽驱开发外，其余全部采用蒸汽吞吐方式开发，总含油面积18.58平方公里，石油地质储量8648万吨。

稠油区块1987年相继采用蒸汽吞吐投入开发，随着吞吐轮次增加，砂、稠、水、窜、低和油层动用不均等矛盾日益突出，地层压力由1999年的8MPa～12MPa下降到2008年的1MPa～3MPa；出砂井由1999年129口上升到2008年的243口；汽窜井数由1999年142口上升到2008年的573口；水淹井由1999年145口上升到2008年328口，纵向上油层平
均动用程度69.3%。

为提高稠油吞吐井单井产量，多年来，根据各区块开发矛盾和地质条件，对配套工艺进行了不断完善和创新，并见到明显效果。

一是研究完善系列调剖工艺，提高吞吐井油层纵向动用程度。

针对吞吐稠油井纵向油层动用不均的问题，根据不同时期、不同井，有针对性地研究应用了系列调剖工艺技术（图4）。

2009年，现场实施系列调堵技术118井次，实现增油2.59万吨。

其中实施分注技术87井次，实现增油1.86万吨；实施化学调堵技术25井次，实现增油0.73万吨。

二是研究完善系列化学助排工艺，提高吞吐井回采水率。

欢
喜岭各稠油区块的部分吞吐井，由于粘度高、储层物性差，在吞
吐过程中，由于岩石亲水性增强，原油乳化严重，回采水率低。

针对这一问题，我们研究应用了系列化学助排技术，在稠油区块开发初期，主要开展了以表活剂为主的助排技术，如磺酸盐助排技术、薄膜扩展剂助排技术，这些技术主要通过改变地层润湿性、降低原油粘度提高回水率。

进入中后期吞吐阶段后，地层压力下降，驱替能量不足，从2009年开始，开展了层内自生气体加表面活性剂助排技术和液态二氧化碳加表面活性剂助排技术，有效提高了油井蒸汽吞吐效果，现场共实施系列助排技术15井次，实现增油0.4万吨。

三是研究完善系列防排砂工艺，提高吞吐出砂井生产时率。

该厂稠油油藏埋藏深度在-600米～-1400米，储层岩性以砂岩为主，砂岩成熟度低、胶结疏松，吞吐井普遍出砂，欢127和齐108块尤为严重。

针对吞吐井出砂问题，有针对性地开展了防排砂配套技术。

针对欢127块中后期出砂粒径变细，机械防砂效果差的问题，制定了“防排捞”相结合防砂策略，有针对性地实施机械防砂、抗砂泵排砂、井筒捞砂、小径
油管携砂等防排技术，
逐渐形成了以“挡、滤、
排、捞”为核心的立体 防排砂体系。

此外，在 实施各种防砂措施过程 中，不断完善防排砂新 技术，先后应用了弹性
筛管、席型筛管、浮环泵等防排砂技术，大幅度延长了防砂有效率（图5）。

针对齐108块东部区块出细粉砂问题，研究应用了高温固砂技术，通过周期性的实施，有效治理了区块出细粉砂问题，保证了油井的正常生产。

2009年共实施60余井次，区块检泵次数由2008年65井次下降到2009年的8井次，细粉砂得到有效治理。

四是规模实施注采冲一体管柱，提高超稠油井生产时率。

杜813块于2003年采用常规吞吐方式全面投入开发，由于杜813块原油粘度高，吞吐周期短，油井频繁作业，严重影响油井生产时率。

针对超稠油井吞吐周期短的问题，2009年以来推广应用冲砂于一体
图5 防排砂井下管柱示意图
的注采冲工
艺管柱（图
6），通过规
模实施该项
技术有效解
决了超稠油
井频繁作业
所引发的各
种问题，有
效提高了油
井生产时率。

共实施50
口井，共节
约作业费用
1200余万元，减少作业占产3000吨。

3、不断完善水平井注采配套工艺，提高水平井开采效果
上世纪90年代初期，该厂在齐40块完钻三口水平井，2001年以后，根据开发需要，水平井规模开始越来越大，截止2008
年12月，共完钻各类水平井89口。

由于该厂水平井布散零散，地层结构复杂、储层物性不一、油品性质差异大，再加上多样的完井方式，给水平井工艺配套提出更多的要求。

多年来，围绕注采环节，有针对性地开展了以下配套工艺技术。

一是研制应用强闭式抽油泵，实现水平井大斜度段举升，提高泵效。

由于水平井井身结构的特殊性，采用普通抽油泵在大斜度生产时，存在凡尔球关闭滞后和不复位的问题。

针对这一问题，2008年成功研制了一种大斜度举升装置—定向强闭式抽油泵，针对部分水平井出砂问题，2009年又研制了一种柔性金属防砂泵，这种泵最大工作斜度达75度，较好地满足了水平井举升需求（图7）。

2009年共实施强闭泵举升技术34井次，累计增油0.52万吨。

图7 柔性金属防砂泵和强闭式抽油泵示意图
二是研究推广均匀注汽工艺，提高水平井纵向动用程度。

该厂稠油水平井主要采用筛管完井，水平段平均192.8米。

由于水平段长、油层非均质性及周边采出影响，随着吞吐轮次的增加，水平段油层动用不均问题越来越突出。

井温剖面测试，水平段动用程度仅占整个水平井的2/3左右。

针对稠油水平井油层动用不均问题，近年来研究应用了多点注汽和双管注汽工艺（图8）。

2009年以来，累计实施多点注汽工艺19井次，周期对比增产原油2901.8吨，见到明显效果。

图8 双管注汽工艺及油层动用示意图
三是研究应用水平井机械防砂工艺，确保出砂水平井平稳生
产。

随着吞吐轮次的增加，稠油水平井出砂套损现象越来越严重。

2009年共有套损油井15口，主要分布在杜813块和欢127块。

为恢复出砂井正常生产，在常规机械防砂基础上，通过对封隔器改进，研究应用了水平井机械防砂技术。

截止目前，已对8口套损水平井实施了机械防砂，实现增产原油8612吨。

4、研究完善汽驱井举升配套工艺，提高汽驱井开采效果
齐40块1998年实施4个井组的蒸汽驱先导试验并获得成功，2003年在先导实验的基础上开展7个井组扩大试验，取得较好效果。

2006年该块全面转驱，进入工业化生产阶段汽驱井组达到150个。

根据汽驱开发的需要，开展了以下配套研究：一是研究完善举升配套工艺，提高汽驱井生产效果。

由于蒸汽驱生产具有高温、高腐蚀、高含砂特点，普通抽油泵在高温作用下，其阀座、阀体、柱塞等易发生高温变形、结垢等问题，导致泵效降低、卡泵等现象发生（图9）。

图9 蒸汽驱卡泵因素分析图
为此，某厂从蒸汽驱先导试验就开展蒸汽驱举升配套工艺研究与应用工作，通过改进抽油泵材质、结构和加工工艺，提高抽油泵耐高温、抗砂卡、耐腐蚀能力，逐渐形成了以螺旋增效泵、双效抽油泵、耐高温沉砂泵及陶瓷泵为主的系列配套举升技术，分别适用于汽驱生产不同阶段，工业化转驱以来共使用蒸汽驱特种抽油泵600台，井组泵效由转驱前的22.7%提高到53.7%，平均检泵周期延长36天，基本解决了汽驱见效后泵效低、易砂卡和周期短的难题，提高了汽驱开采效果。

表3 抽油泵系列化统计表
二是研究完善注汽配套工艺，提高汽驱井注汽效果。

传统的分层注汽管柱只适用于蒸汽吞吐井，而不能满足于蒸汽驱注汽井
井底干度和长时间连续注汽的要求。

为此，该采油厂技术人员研制出蒸汽驱分层注汽管柱，实现了蒸汽驱注汽方式的重大突破。

在管柱密封上研制出蒸汽驱长效汽驱封隔器和强制解封密封器，提高了封隔器密封性能和使用寿命；在注汽管柱隔热上，研制出隔热管接箍密封器和压力补偿式隔热型伸缩管，并配套使用E 级隔热管，降低了管柱热损失；在配汽量调整上，研制出层间配汽装置，实时对配汽嘴投捞，实现了各注汽单元注汽量的精确调配。

通过在齐40块蒸汽驱118个井组的现场应用，油层纵向动用程度达到85%以上，注汽井底干度超过52%，有效改善了蒸汽驱开采效果。

（三）在油井管理上，实施“6444”管理法
“6444”管理是指：“6”——建立6个数据库，掌握油井生产动态；“4”——低产井“4个原则”进罐生产，降低生产压差；“4”——产液量大于10吨井“4个结合”管理，动态调整油井生产方式；“4”——群众挖潜维护实施“4级剖析”。

1、建立六个数据库，掌握油井生产动态。

结合某厂老区老井生产实际，近年来他们提出了深入开展“六项调查”，建立“六个数据库”的工作举措。

通过现场调查，
资料汇总、归纳，并开发了应用软件，建立了“六个数据库”，实现了全厂共享，并安排专人负责维护、更新及管理，实现了动态化管理。

一是措施储备数据库——做好油井潜力层调查，解决措施接替难问题；二是问题井储备数据库——做好油井的井况调查，解决由于井下问题影响油气开采的问题；三是复产井潜力储备数据库——做好停产井状况调查，解决措施难选，措施工作量不足的问题；四是油井生产动态储备数据库——做好油井生产方式调查，解决生产井管理存在的问题；五是油井泵况分析储备数据库——做好油井泵况调查，解决低泵效的问题；六是老区生产状况、存在的安全隐患储备数据库——做好老区生产状况调查，解决老区管网、设备运行时间长，存在安全隐患的问题。

六个数据库的建立，使措施管理更加细化，措施实施更加科学化，达到了在措施上实现研究一批、储备一批、实施一批的目的，避免了措施的盲目性；在管理上及时掌握深井泵工作状态，油井出油效果，实现了动态化管理；在改造上摸清了工艺设备存在的问题，实现了网上及时更新，工作量规范化管理，避免以往由上级安排，下级收集统计的重复工作量。