浅谈如何控制自然递减

浅谈如何控制自然递减
我采油30队管理着具有38年开发历史的老油田，由于我队所处地理位置的特殊性，制约着滚动勘探开发的投入，依靠新井提高储量动用困难重重，面对综合含水为95.0%的高含水开发单元，以“3371”工作思路为指导思想，以降低自然递减率为主线、控水稳油、控制自然递减率、减缓老井产量递减速度，是2012年工作的重中之重。

一、2012年自然递减率的控制方法
我队从技术控制和管理控制两方面入手，全体动员，上下一条心，齐心合力，由于调控措施得当，执行力度坚决，经过一年的努力，我队自然递减率控制较好，2012年12月为-1.12%。

具体做法如下：
1.管理控制主要体现
1.1传达当今形势、以单元目标化管理为载体树立以产量为中心、围绕自然递减率将相关因素指标层层分解。

每月组织一次由队长、指导员牵头，副队长、技术员、班长参与的资料、设备大检查，对各班组包括资料优秀率、设备完好率、油水井时率、倒井率、工况合格率、功率平衡率在内的排名，起初大家觉得这些指标与自己无关，在尝到奖罚的甜头与苦头后，大大激励了职工主动解决问题的积极性，真正落实了岗位责任制，由原先的粗放式管理转化为精细化管理。

1.2建立单元分层次管理模式，明确每一个岗位的责权定位，干部抓分析，班长抓反馈，职工抓执行。

强化了分级控制，井区管理专业化。

1.3加强精细管理为载体，以提高油水井时率为引线，对地面影响产量的一切不利因素及时检查及时发现及时排除及时预警。

主要有以下做法
1.3.1以控制倒井率为切入点，提高油井运转时率，减缓自然递减率。

1.3.1.1对于不正常的抽油机井，原先都是技术员单纯看功图报原因，目前我们采取现场办公，由矿承包干部、技术员、作业监督、班长、资料员，共同对功图、液面、电流资料、憋压情况仔细综合分析，通过对比功图的做功面积、载荷变化确定引起油井异常的原因，进而采取下步整改措施。

1.3.1.2在提高电泵井时率方面，做到以下几点：
1.3.1.
2.1每天对电泵卡片认真分析，对每一口井的过载及欠载电流值都调整到合理范围内。

1.3.1.
2.2管线更换维护及时，电路及设备完好率高，使得电泵井时率大幅度上升。

1.3.1.
2.3由于电泵井液量高，停井时间过长易导致井底激动出砂，针对此情，穿孔时采取不停井管线串联或罐车拉油方式减少停机频率，遏制了泵卡倒井的现象。

今年1-12月份我队电泵井倒井率为零。

1.3.1.3在特殊井方面，采用一井一策精细管理制度提高其运转时率。

据调查，我队油稠结蜡井占了26.3%，众所周知，特殊井管理难度较高，由于油稠结蜡井负荷重，生产管理中经常会烧皮带、断毛辫子及杆断倒井现象。

我队采取了一井一策精细管理制度，采用加清防蜡剂、降粘剂、热油循环、配套锅炉车热洗及上调抽剂参数等方法改善井筒微环境，使油流从井底到达地面处于畅通无阻的状态。

1.3.2以降低原油输差为引线，全面提升管理水平。

1.3.
2.1增加职工产量意识和主人翁责任感，提升其使命感，将每月矿下达的配产任务通过召开大会形式告知；通过网络短信平台方式将每天原油产量完成情况及原油输差发送至全队职工的手机。

使命感提升了，现在重点井不需要技术员现场盯，照样能得到真实可靠的数据。

1.3.
2.2充分利用网络动态预警系统，提高发现问题的及时性及事故处理的彻底性，做到信息技术为原油上产服务，最大限度降低原油输差。

1-12月份原油输差低于5%运行。

1.3.
2.3精细资料管理降低原油输差。

严格执行“计量挖潜、计量助开发、计量督降耗、计量提质量、计量保安全”的“25”字工作方针。

为上产措施号准脉，开好处方养护，确保油藏、单井健康长效。

针对含水在98%以上的油井化验含水不准确的问题，由以前的0.75L小样桶改为1.8L大样桶，由取单样改为每次取三个平行样。

对间歇出油含水波动幅度较大的油井，加密为每次取四个平行样，由使用机械天平改为高精度的电子天平。

高液量含水资料的可靠性有了大幅度提高，大大降低了计量输差。

2.除了以上所提到的现场管理监控外，从技术管理层面上严加监控自然递减率的变化动向，是地质技术员的首要任务。

为此必须认真维护注采井组的保护措施，努力提升注采井组稳升率。

对于辛109单元这种窄屋脊油藏，能够把自然递减率控制好，主要得益于注采井网特别是沙二1-6层系的完善。

究其原因主要是今年控水稳油效果显著。

积极开展优化配产配注工作挖掘剩余油潜力效果立竿见影控水稳油效果显著。

稳产的基础必须要完善井网，有压力才有动力，关键水井的恢复补充了注采井组的能量，注水推油效果显著，为优化配产配注及潜力措施的实施提供了有力保障，可圈可点的优质效果很多，同时能量的回升也提升了油井免修期，大大
节约了作业中管材的成本费用。

我们以油水井健康查体为手段，从分析诊断、日常维护、作业监控三个环节入手，狠抓管柱可靠性分析、注水有效性分析。

尽我所能倾我所力，把非自然含水上升控制在萌芽状态。

辛109单元属于窄屋脊油藏，对配产配注要求极高，如果监控力度不及时不到位的话，就会导致含水直线上升能量直线下降。

由于地下油水运动变化复杂，谁也不能说某口井原先不能调参，现在就不能调，调整后我加密了录取各项动态资料的频率，确保能量的回升与含水控制协调性，注与采的关系平衡的稳定性，一旦发现苗头不对，立即分析立即调整再立即监控。

具体做法：打破条条框框，实际问题实际操作。

通过以上技术措施，2012年优质指标完成情况如下：注采比由0.76上升到1.14，动液面由970米回升920米，含水上升率由1.11控制到0.14，自然递减率由7.34%下降到-1.12%，由此可见取得的效果非常显著。

二、目前现状
油水井井况恶化，井网完善程度遭到破坏，是单元稳产的最不利因素，为此也增加了控制自然递减率的难度。

由于我队地理位置特殊，随着东营市城市化进程的不断加快，井网一旦破坏，旧井点修复难度大，新井点不好确定，则完善的困难性就比较大，这就给稳产带来很大困难。

三、下步具体做法
1.继续执行“油水并重以水为先”的战略方针。

完善井网注水推油仍是明年稳产的先决条件。

目前继续完善的井组有3个（辛109-143及109-26、109-1井组）。

2.加强水井日常维护，做好井筒及油层保护措施。

2.1针对不同特点的水井制定不同的洗井规范，保证洗井水质合格，洗井有效率达到100%。

2.2补焊水井开注前必须冲洗地面管线，避免焊渣杂质进入井筒堵塞水嘴或地层。

3.杜绝作业返修率保护地层，避免渗透率降低。

四、认识与体会
自然递减率是一个由来已久的课题，随着精细型油藏管理理念的深入，自然递减率分因素控制的作用日益明显。

控制自然递减率是油田开发过程中的一项长期的重要工作，是油田稳产、增产的基础工作。

自然递减率不单单只是一个数字的问题，它的高低能够充分反映采油队的综合协调管理水平，不单单是某个技术员独立就能够完成的指标任务，而是人人有责、协同合作、共同承担、全体上下围绕这一指标共同努力的结果。