尹照福

摘要：超低渗油藏油井的非匀质性较强，水驱动用程度不足，导致其剩余油富集、开发效率较低。为满足提质增效要求，本文以超低渗油藏油井为对象，分析油井生产现场精细化管理的实现方案，重点关注憋压、碰泵、校防、调参、热洗、加药等工艺环节的控制，引入数字化生产管理体系，以尽可能提高超低渗油藏油井的开发成效。

关键词：超低渗油藏油井;精细化管理;提质增效

引言：提质增效为现阶段油田企业发展的核心主题，超低渗油藏油井作为油气资源开发的主要单元，其开发效率提升也成为油田生产提质增效的重点。长庆油田超低渗油藏油井具有储层物性差、开发难度高、投资缺口大、协调困难等特点，采用常规现场生产管理方案导致该模块油气资源的开发效率低下，难以满足油田升级发展的要求，因此精细化管理模式实施势在必行。

1超低渗油藏油井现场生产特点

1.1超低渗油藏

依照储层渗透率不同，可将低渗油藏的上限设定为50mD，并细分为三个等级。其中，储层渗透率在0.1～1mD的油藏即为超低渗油藏。相较于低渗油藏，超低渗油藏的开发难度更高，但因超低渗油藏储层分布稳定、资源储量大、原油质量优良等优势，其具备较高的开发价值，如何攻克一系列资源开发技术难题，即成为超低渗油藏的研究重点。

1.2油井开发难点

超低渗油藏带有物性差、孔隙结构复杂、渗流阻力高等特点，其开发技术明显区别于低渗油藏，总结来讲，超低渗油藏油井开发具备以下技术难点：

1.2.1注水效果差

超低渗油藏油井现场开发过程常出现注水井吸水能力不足、启动及注水压力过高的问题，且注水时间越长难度越高。该特点与油藏原本的渗透率高低有关，同时也受注采井距、储层污染程度的影响。实际生产过程，优化井网部署、提高注水质量均有助于油井注水效果的提升。

1.2.2指数下降快

超低渗油藏油井注水效果的发挥与投注时间、注水强度、注采井距、注采比等指标有关，因此类油井的渗流阻力较高，生产过程产量变化并不显著。在油井见水后，其采油指数会急剧下降，进而导致油料产量大幅度削减。

1.2.3天然能量小

长庆油田所辖超低渗透油藏的平均底层压力约为0.836，压力梯度为0.75Mpa/km，压力等级正常偏低，地层余压不足。另外，因储层岩性致密、渗流阻力较高、孔喉半径有限，此类油井的自然产能几乎为0[1]。通过压裂工艺处理，可赋予油井一定的工业产能，但因先天不足，生产过程需要消耗大量能量，产量降幅大、地层压力快速削减，导致超低渗油藏油井的采收率长时间得不到有效提升。

1.2.4各向异性高

长庆油田所辖超低渗油藏裂缝发育程度较高，注水井的吸水能力强，表现出明显的各向异性。注水后，储层内水流易从裂缝进入，导致该方向的油井在短时间内被淹，注水效果要明显低于裂缝两侧的油井。因此现场生产过程，需充分利用天然裂缝或人造裂缝，以提高油井生产效率。

2超低渗油藏油井现场精细化管理

基于超低渗油藏油井特点及开发技术难点，引入精细化的管理理念和模式，通过生产现场管理方式升级，提高超低渗油藏油井开发效率，实现石油企业提质增效目标。

2.1油井管理精细化

油井管理是现场管理的重中之重，总结长庆油田超低渗油藏油井精细化管理经验，油井现场管理可从以下几个方面入手：

（1）憋压。憋压即在井口出油阀门闭合的状态下开展抽油操作，以准确预估井下抽油泵实际运行状况，进行油井故障预防。故障诊断过程，观察井口憋压压力值的时间变动曲线，即可准确找出油井存在的故障，无需借助其他方式，生产管理人员可独立完成生产管理工作。

（2）碰泵。碰泵指的是调节抽油机井防冲距，促使固定阀与游动阀之间相互碰撞，通過震动消除阀座上轻微的砂卡和蜡卡，使球阀开闭更灵活，减少泵筒的漏失和卡组异常。若抽油泵卡阻问题较严重，该技术则无法有效发挥作用，此时需要开展深入的维修工作，确保抽油泵稳定运行。

（3）校防。校防即校正防冲距。防冲距指的是抽油泵活塞运行至最下端时，固定阀与游动阀的间距，当该间距为0时，则发生碰泵。油井生产过程，适当选择防冲距可有效提高抽油泵的运行效率，以稳定油井原油产品输出。

（4）调参。对抽油机井运行参数进行调整，以合理确定生产压差，提高油井生产稳定性。抽油泵直径、冲数及冲程之间应相互协调，多设计为小直径、慢冲数、长冲程的形式，以有效降低抽油机运行能耗，节约生产成本，给石油企业创造更高的经济效益。

（5）热洗。热洗主要用于清除距井口500米左右，井筒內油管内壁和抽油杆的结蜡。热洗过程需依照实际工况，科学选择热洗周期及工艺流程，安塞油田利用锅炉车将水加热，使水温达到90摄氏度以上，从套管注入，利用热量加热油管，使油管内壁结蜡遇热熔化，随油流排出地面。通过热洗清蜡，降低抽油机运行时的电流，节能降耗，提高泵效。

（6）加药。加药即向油井内投放清防蜡剂、增压缩管线投放破乳剂、缓蚀剂等物质，以达到辅助生产效率提高的目的[2]。其中，清防蜡剂可预防油井结蜡，避免油流截面积降低而导致油井产油量下降。破乳剂主要用于油井管道的热化学脱水，以确保之后油气输送的顺畅性，帮助控制原油破乳脱水难度，优化油气水分离效果。长庆油田第一采油厂超低渗油藏油井开发中，使用的化学药剂主要是cx-1清防蜡剂、zg_108阻垢剂和抗硫缓释剂，作用效果较优。

2.2管理模式一体化

超低渗油藏开发项目具备投资额度大、周期长、技术难度高等特点，在现场精细化管理体系中，还需引入一体化的组织管理模式，以充分发挥各部门的管理职能。

构建战略经营单元，将超低渗油藏开发小组作为该单元的指挥中心，负责项目经理的聘任和考核工作，并直接接受上级油田公司的领导。通过该管理模式，为超低渗油藏开发项目提供更有利的生产环境和资源条件，实现各项目组间的资源共享，相互借鉴技术创新成果，提高超低渗油藏开发项目核心竞争优势。在职能分配上，赋予超低渗油藏开发部门直接调遣设计、研究及油气部门的权利，以便更高效的开展技术科研工作。

经调整后，超低渗油藏油井现场管理组织结构趋于扁平化，并形成纵向职能管理和横向直线管理两个维度，通过责任清晰划分，充分发挥油田现场管理合力，控制管理成本。

2.3生产现场智能化

生产现场管理智能化是油田管理必然的发展趋势。目前长庆油田已建立起区域中心站，借助信息化、数字化技术，实现对超低渗油藏油井的远程监控与自动化管理，同时实现油井定时巡检及联动应急功能。

以注水站点为例，介绍站点智能化改造方案。智能化注水系统可分为源供智能和注配智能两个模块。在源供智能模块，实时观测注水环网上水泵实时排量情况及注水站水罐液位情况，对供水站水泵排量做针对性调整，以实现恒流供水，同时对上游水源井的开闭状态进行控制[3]。水源井启停状态依照井下水位自动排序情况进行调整，高启低停，以始终保证采水的科学性，避免损伤水下设备，同时发挥节能降耗的作用。

在注配智能模块，基于注水环网模型编写注水动态平衡补偿程度，通过水压预设，对整个环网内的注水压力水平做自动化调控。配水端安装智能补调模块，定时对比实注量和配注量，以二者差值确定下一阶段的配注量，以便对实注量做精确控制。在注水站引入变频PID调节技术及恒压注水技术，以根据油井生产工具工况，实时调整供水排量、压力、单井注水量等参数，实现注水站的智能化管理，以节约人力资源成本。

结论：近年来长庆油田积极开展提质增效工作，重点关注工艺技术升级及管理方式优化，通过超低渗透油藏油井现场精细化管理，有效降低油田开采难度及经济成本，提高原油开采效率。2019年，整个油田成本降幅达到32亿元，油井现场管理水平及成效显著提升。

参考文献：

[1]陈晨，胥中义，王文刚，等.超低渗透油藏优势流场识别及应用[J].石油化工应用，2020，39（03）：92-95.

[2]吴忠宝，李莉，阎逸群.超低渗油藏体积压裂与渗吸采油开发新模式[J].断块油气田，2019，26（04）：491-494.

[3]王博.超低渗油藏水平井开发规律及技术政策优化研究[D].中国石油大学（北京），2018.