高產井管理對策探討——以長慶油田采油八廠為例

馬朝強，陳軍斌，李秋實， 李勇紅，王 萌，張衛剛

（1.西安石油大學，陜西西安，710065；2.中國石油長慶油田分公司第八采油廠，陜西西安，710021）

1 總體概況

采油八廠目前共有油井1690口，開井1579口，表1、表2分別為該廠油井的基本現狀及相關產量。

2 高產井分析

油井產量分布和油井構成比重差距大，產量小于1噸的油井共630口，占總井數的39.9%，但產量僅占總產量的10.5%。而部分高產井占據總井數的3.9%，產量卻占據總產量的14.2%。為了保持原油生產的穩定，在努力提高低產井產量的同時，還需保持高產井的產量。對于第八采油廠低滲透油田來說，高產井井數只占據油井總數的一小部分，有效地保持高產井的產量，對于保持原油產量和提升機采系統效率就顯得尤為重要。

3 高產井油藏區塊分布

我廠高產井主要分布在羅27、元214、學3、元87、元267、新48-104等區塊，這些油藏區域分布范圍較廣，開發時間較短，注采井網較合理，高產井地層能量保持水平較好，油井平均動液面均高于全廠平均動液面，油井產量較高。

4 高產井變化規律

4.1 高產井動態分析

隨著生產時間的延長，油井產量將會出現大幅度下降，遞減因素日趨復雜。表5對比分析了我廠2010年1月份產量在3噸以上的316口油井產量變化情況。

對比分析不同油藏中，油井產量變化情況，可以看出姬15區塊各油藏油井產量維持較好，平均單井產量上升0.76噸/天，這主要是由于該區塊近年新投井較多，在合理的儲層改造方案指導下，新投井產量維持較好。王盤山區塊高產井產量下降較多，而鐵邊城區塊油井穩產形式較王盤山區塊要好。

4.2 高產井產量變化原因分析

分析高產井產量變化情況，總結其規律，對于維持高產井乃至整個油田區塊的穩產具有至關重要的意義。

開發幾年來，我廠始終按照《第八采油廠高產井管理細則》，堅持根據不同油井制定不同開采措施。如在偏磨井治理上，采取應用不同防偏磨組合、優化管桿組合、優化生產參數等措施；在出砂井治理上，通過判斷砂粒粗細制定合理防砂措施，同時選取合理生產壓差，采用小泵徑、小參數生產降低井筒攜砂能力；而對靠近邊、底水區塊的油井，及時分析動液面和泵沉沒度資料，實施小泵深抽、長沖程、慢沖次的參數組合，提高油井產量。

由于開采措施得力，我廠油井保持了良好的生產態勢，大部分高產油井持續穩產甚至增產。

在2010年的投產井中，吳定和鐵邊城作業區高產井較多，而這些油井的產量變化情況差距較大。新48-104區塊新48-104-3井與新48-104-2井均于2010年9月1日投產開抽，新48-104-3初期生產參數如下：沖程2.5m，沖次5 n/min，泵徑32mm，泵深1150m，該井于2011年5月份參數調整為：沖程3.0m，沖次3.5n/min，泵徑32mm，泵深1150m。而新48-104-2井生產參數始終保持為：沖程2.5m，沖次5 n/min，泵徑32mm，泵深1200m。合理的抽油參數調整使得新48-104-3井產量保持較為穩定。

同時，通過精細注采調控，合理注水技術政策，控制生產壓差，我廠部分油藏穩產效果較好，如：學3長2油藏。2011年我廠對學3長2油藏開展了“01工程”綜合治理，與2010年相比，該油藏自然遞減由17.0 % 下降到14.5%，綜合遞減由14.3%下降到13.0%。含水上升率由1.7% 下降到1.5%，平均地層壓力由13.06Mpa上升到13.28 MPa，地層壓力保持水平由91.4%上升到92.9%。水驅控制程度保持在94.7%，水驅動用程度由69.5%上升為74.7%。在 合理的開采技術政策下，該油藏中高產井持續穩產，保持了較高的油井產量。

總結高產井的產量變化原因，對于做好以后的高產井管理工作有著至關重要的意義。

4.2.1 地層堵塞

低滲透油田為了提高開發效果，提高最終采收率，必須采取保持壓力的開發方式，實施注水開發。如果注入水與地層巖石不配伍或與地層流體不配伍，均可造成儲層傷害，引起地層堵塞。

學3延9油藏目前油井開井30口，該區塊部分高產井由于地層堵塞原因，產量下降明顯，如學32-8井，該井由2010年1月份的日產油7.1噸下降到目前的0.4噸，初步判斷為地層能量不足，后對對應注水井學32-7上調配注，調后該注水井對應其他油井反應快，但是學32-8井反應不明顯，產量仍然很低，確定為地層堵塞，決定實施解堵措施。

4.2.2 地層能量不足

元191區塊是鄂爾多斯盆地中生界多油層發育區之一，目前已發現三疊系延長組長8、長6、長4+5和侏羅系延安組延10等多套含油層系，其主力油層為三疊系延長組長4+5、長6。2011年該油藏實施油井測壓12口。測得壓力保持水平由去年89.7% 下降到77.3%，四口可對比井壓力由去年的13.76MPa下降到目前的10.14MPa。

該區塊部分油藏物性差或處于油藏邊部的油井因井網不完善，沒有注水或注水后尚未見效，出現投產一段時間后產量遞減較快，目前液面低，供液嚴重不足。如新70-97井，功圖顯示該井供液不足。

4.2.3 含水上升

我廠含水上升的油井可歸結為兩類，一類是由于邊底水突進，一類是由于裂縫或者孔隙發育，導致注入水沿高滲帶突進。

吳469井開采層位延10，由于邊底水突進，產量由前期的6.4噸，下降到目前的4噸。

新77-99井于2009年5月21日完井，于2009年8月27日投產，初期日產液9.77m3，日產油7.43t，含水9.4%，動液面1128m；從2010年12月含水開始逐漸上升，至2011年1月含水上升至100%，含鹽15983mg/l。

為了驗證來水方向，對注水井新77-100下調配注至15m3/d后，新77-99含水由80%下降至28.9%。2011年6月由于管線破裂停注，恢復正常注水后，新77-99含水上升至98%。2011年7月6日對該注水井實施臨時停注觀察新77-99含水變化，新77-99含水下降至95%，液面1661m，判斷新77-99井來水方向為新77-100井，為大孔隙見水。

4.2.4 氣油比高，氣體影響大

我廠各區塊油藏平均氣油比為67m3/t，在油田開發過程中，如果流壓低于飽和壓力，原油就會在井底近井地帶脫氣，如果脫氣嚴重，氣體的存在會影響到深井泵的充滿系數，極大地降低泵效。我廠部分高產井隨著原油的開采，氣油比升高，產量下降。如學34-8井由初期的4.24噸，下降到目前的2.63噸，下降了1.61噸。

5 取得認識

對比分析我廠高產井的開發歷程以及產量變化情況，為了更好地保持油井產量，降低油井遞減，我們需要做好以下幾方面工作：

5.1 優化井網部署

對于我廠低滲透油藏來說，在井網部署期間，既要考慮單井控制儲量及整個油田開發的經濟合理性，井網不能太密；又要充分考慮注水井和采油井之間的壓力傳遞關系，注采井距不能太大；另外還要最大限度地延緩方向性的水竄以及水淹時間。

5.2 精細油田注水，提高地層壓力保持水平

通過采用超前注水的開發方式，可以合理地補充地層能量，提高地層壓力，使油井能夠長期保持較高的地層能量和旺盛的生產能力，使產量遞減明顯減小。同時，通過實施超前注水能防止原油物性變差，有效地保證原油滲流通道的暢通，提高注入水波及體積，最終能夠使油田開發實現效益最大化。

表1 第八采油廠井筒基本現狀統計表

表2 第八采油廠油井日產油量分階統計表

表3 分油藏高產井統計

表4 第八采油廠高產井分油藏統計

表5 高產井產量變化統計對比（2011.11vs2010.01）

表6 分油藏高產井產量變化統計

5.3 保持合理生產壓差，減少氣體影響

在油井生產過程中，要保持合理的生產壓差，生產壓差過大，造成流壓太低，如果流壓低于地層飽和壓力時，原油會在近井地帶脫氣，造成原油粘度上升，既容易堵塞地層，同時井底脫出的大量伴生氣還容易造成泵工作不正常。我廠一些脫氣非常嚴重的油井，雖然采用了防氣工具但氣體對泵的影響仍然十分嚴重，下步將嘗試適當控制生產壓差生產，減小井底脫氣的方法來減少氣體對泵的影響。

5.4 強化生產管理制度，加大動態監測分析

堅持開展作業區旬度井筒分析、廠部月度井筒分析制度，注重基礎資料的錄取，完善井筒管理，加大動態監測分析，持續優化油井生產管理制度。

表7 2010年新投高產井生產情況統計表

[1] 周進，陳邦國；井9井穩產高產科學管理措施；四川石油管理局川南礦區

[2] 許秋石；低滲透油藏優化開采理論研究；東北石油大學；2011年

[3] 王仁梅；低滲儲層油水分布規律及產量遞減模型研究；西安石油大學；2011年

[4] 石玉江，孫小平；長慶致密碎屑巖儲集層壓力敏感性分析；石油勘探與開發，2001,24（6）；93-94

[5] 黃延章；低滲透油層滲流機理，北京；石油工業出版社，1999

[6] 蔣遠征，王莉，張寶娟，方軍偉；低滲透油田產量遞減規律研究及應用；西部大開發-中旬刊；2012年第9期