高产井管理对策探讨——以长庆油田采油八厂为例

马朝强，陈军斌，李秋实， 李勇红，王 萌，张卫刚

（1.西安石油大学，陕西西安，710065；2.中国石油长庆油田分公司第八采油厂，陕西西安，710021）

1 总体概况

采油八厂目前共有油井1690口，开井1579口，表1、表2分别为该厂油井的基本现状及相关产量。

2 高产井分析

油井产量分布和油井构成比重差距大，产量小于1吨的油井共630口，占总井数的39.9%，但产量仅占总产量的10.5%。而部分高产井占据总井数的3.9%，产量却占据总产量的14.2%。为了保持原油生产的稳定，在努力提高低产井产量的同时，还需保持高产井的产量。对于第八采油厂低渗透油田来说，高产井井数只占据油井总数的一小部分，有效地保持高产井的产量，对于保持原油产量和提升机采系统效率就显得尤为重要。

3 高产井油藏区块分布

我厂高产井主要分布在罗27、元214、学3、元87、元267、新48-104等区块，这些油藏区域分布范围较广，开发时间较短，注采井网较合理，高产井地层能量保持水平较好，油井平均动液面均高于全厂平均动液面，油井产量较高。

4 高产井变化规律

4.1 高产井动态分析

随着生产时间的延长，油井产量将会出现大幅度下降，递减因素日趋复杂。表5对比分析了我厂2010年1月份产量在3吨以上的316口油井产量变化情况。

对比分析不同油藏中，油井产量变化情况，可以看出姬15区块各油藏油井产量维持较好，平均单井产量上升0.76吨/天，这主要是由于该区块近年新投井较多，在合理的储层改造方案指导下，新投井产量维持较好。王盘山区块高产井产量下降较多，而铁边城区块油井稳产形式较王盘山区块要好。

4.2 高产井产量变化原因分析

分析高产井产量变化情况，总结其规律，对于维持高产井乃至整个油田区块的稳产具有至关重要的意义。

开发几年来，我厂始终按照《第八采油厂高产井管理细则》，坚持根据不同油井制定不同开采措施。如在偏磨井治理上，采取应用不同防偏磨组合、优化管杆组合、优化生产参数等措施；在出砂井治理上，通过判断砂粒粗细制定合理防砂措施，同时选取合理生产压差，采用小泵径、小参数生产降低井筒携砂能力；而对靠近边、底水区块的油井，及时分析动液面和泵沉没度资料，实施小泵深抽、长冲程、慢冲次的参数组合，提高油井产量。

由于开采措施得力，我厂油井保持了良好的生产态势，大部分高产油井持续稳产甚至增产。

在2010年的投产井中，吴定和铁边城作业区高产井较多，而这些油井的产量变化情况差距较大。新48-104区块新48-104-3井与新48-104-2井均于2010年9月1日投产开抽，新48-104-3初期生产参数如下：冲程2.5m，冲次5 n/min，泵径32mm，泵深1150m，该井于2011年5月份参数调整为：冲程3.0m，冲次3.5n/min，泵径32mm，泵深1150m。而新48-104-2井生产参数始终保持为：冲程2.5m，冲次5 n/min，泵径32mm，泵深1200m。合理的抽油参数调整使得新48-104-3井产量保持较为稳定。

同时，通过精细注采调控，合理注水技术政策，控制生产压差，我厂部分油藏稳产效果较好，如：学3长2油藏。2011年我厂对学3长2油藏开展了“01工程”综合治理，与2010年相比，该油藏自然递减由17.0 % 下降到14.5%，综合递减由14.3%下降到13.0%。含水上升率由1.7% 下降到1.5%，平均地层压力由13.06Mpa上升到13.28 MPa，地层压力保持水平由91.4%上升到92.9%。水驱控制程度保持在94.7%，水驱动用程度由69.5%上升为74.7%。在 合理的开采技术政策下，该油藏中高产井持续稳产，保持了较高的油井产量。

总结高产井的产量变化原因，对于做好以后的高产井管理工作有着至关重要的意义。

4.2.1 地层堵塞

低渗透油田为了提高开发效果，提高最终采收率，必须采取保持压力的开发方式，实施注水开发。如果注入水与地层岩石不配伍或与地层流体不配伍，均可造成储层伤害，引起地层堵塞。

学3延9油藏目前油井开井30口，该区块部分高产井由于地层堵塞原因，产量下降明显，如学32-8井，该井由2010年1月份的日产油7.1吨下降到目前的0.4吨，初步判断为地层能量不足，后对对应注水井学32-7上调配注，调后该注水井对应其他油井反应快，但是学32-8井反应不明显，产量仍然很低，确定为地层堵塞，决定实施解堵措施。

4.2.2 地层能量不足

元191区块是鄂尔多斯盆地中生界多油层发育区之一，目前已发现三叠系延长组长8、长6、长4+5和侏罗系延安组延10等多套含油层系，其主力油层为三叠系延长组长4+5、长6。2011年该油藏实施油井测压12口。测得压力保持水平由去年89.7% 下降到77.3%，四口可对比井压力由去年的13.76MPa下降到目前的10.14MPa。

该区块部分油藏物性差或处于油藏边部的油井因井网不完善，没有注水或注水后尚未见效，出现投产一段时间后产量递减较快，目前液面低，供液严重不足。如新70-97井，功图显示该井供液不足。

4.2.3 含水上升

我厂含水上升的油井可归结为两类，一类是由于边底水突进，一类是由于裂缝或者孔隙发育，导致注入水沿高渗带突进。

吴469井开采层位延10，由于边底水突进，产量由前期的6.4吨，下降到目前的4吨。

新77-99井于2009年5月21日完井，于2009年8月27日投产，初期日产液9.77m3，日产油7.43t，含水9.4%，动液面1128m；从2010年12月含水开始逐渐上升，至2011年1月含水上升至100%，含盐15983mg/l。

为了验证来水方向，对注水井新77-100下调配注至15m3/d后，新77-99含水由80%下降至28.9%。2011年6月由于管线破裂停注，恢复正常注水后，新77-99含水上升至98%。2011年7月6日对该注水井实施临时停注观察新77-99含水变化，新77-99含水下降至95%，液面1661m，判断新77-99井来水方向为新77-100井，为大孔隙见水。

4.2.4 气油比高，气体影响大

我厂各区块油藏平均气油比为67m3/t，在油田开发过程中，如果流压低于饱和压力，原油就会在井底近井地带脱气，如果脱气严重，气体的存在会影响到深井泵的充满系数，极大地降低泵效。我厂部分高产井随着原油的开采，气油比升高，产量下降。如学34-8井由初期的4.24吨，下降到目前的2.63吨，下降了1.61吨。

5 取得认识

对比分析我厂高产井的开发历程以及产量变化情况，为了更好地保持油井产量，降低油井递减，我们需要做好以下几方面工作：

5.1 优化井网部署

对于我厂低渗透油藏来说，在井网部署期间，既要考虑单井控制储量及整个油田开发的经济合理性，井网不能太密；又要充分考虑注水井和采油井之间的压力传递关系，注采井距不能太大；另外还要最大限度地延缓方向性的水窜以及水淹时间。

5.2 精细油田注水，提高地层压力保持水平

通过采用超前注水的开发方式，可以合理地补充地层能量，提高地层压力，使油井能够长期保持较高的地层能量和旺盛的生产能力，使产量递减明显减小。同时，通过实施超前注水能防止原油物性变差，有效地保证原油渗流通道的畅通，提高注入水波及体积，最终能够使油田开发实现效益最大化。

表1 第八采油厂井筒基本现状统计表

表2 第八采油厂油井日产油量分阶统计表

表3 分油藏高产井统计

表4 第八采油厂高产井分油藏统计

表5 高产井产量变化统计对比（2011.11vs2010.01）

表6 分油藏高产井产量变化统计

5.3 保持合理生产压差，减少气体影响

在油井生产过程中，要保持合理的生产压差，生产压差过大，造成流压太低，如果流压低于地层饱和压力时，原油会在近井地带脱气，造成原油粘度上升，既容易堵塞地层，同时井底脱出的大量伴生气还容易造成泵工作不正常。我厂一些脱气非常严重的油井，虽然采用了防气工具但气体对泵的影响仍然十分严重，下步将尝试适当控制生产压差生产，减小井底脱气的方法来减少气体对泵的影响。

5.4 强化生产管理制度，加大动态监测分析

坚持开展作业区旬度井筒分析、厂部月度井筒分析制度，注重基础资料的录取，完善井筒管理，加大动态监测分析，持续优化油井生产管理制度。

表7 2010年新投高产井生产情况统计表

[1] 周进，陈邦国；井9井稳产高产科学管理措施；四川石油管理局川南矿区

[2] 许秋石；低渗透油藏优化开采理论研究；东北石油大学；2011年

[3] 王仁梅；低渗储层油水分布规律及产量递减模型研究；西安石油大学；2011年

[4] 石玉江，孙小平；长庆致密碎屑岩储集层压力敏感性分析；石油勘探与开发，2001,24（6）；93-94

[5] 黄延章；低渗透油层渗流机理，北京；石油工业出版社，1999

[6] 蒋远征，王莉，张宝娟，方军伟；低渗透油田产量递减规律研究及应用；西部大开发-中旬刊；2012年第9期