降低老油田开发自然递减率的措施探讨

降低老油田开发自然递减率的措施探讨

作者：饶跃新

来源：《中国科技博览》2018年第19期

[摘 要]自然递减率油田开发中一项重要指标，反映的是油田在未采取增产措施情况下的产量递减速度，自然递减率越大，说明产量下降越快，稳产难度越大。本文就影响自然递减率的因素进行了分析，根据影响因素制定了针对性的措施.并取得了较好的效果。 [关键词]自然递减率；油水井；因素；控制措施

中图分类号：TE347 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）19-0030-01 1 油田开发自然递减率的基本概念

要有效地控制自然递减，就得努力减缓老井产量的递减，使老井产量波动控制在一定的目标范围内，自然递减率是检查油田是否能够稳产及安排措施工作量的重要依据，它是衡量油田开发管理水平高低的一个重要指标，它涉及到油水井管理的方方面面。东胜公司牛庄采油管理区所管油藏具有油藏埋藏浅、储层物性差别大、压实程度低、出砂严重、液体性质复杂、开发方式多、管理难度大等特点，特别是注水开发单元注采对应较差、井网不完善，非注水开发单元含水上升较快等不利因素，致使我队自然递减控制难度较大。 2 影响自然递减率的因素分析 2.1 地面管理

地面设备管理不善出现故障，造成油井躺井、停产和水井停注，这些都将会影响到老井的产量。

2.1.1 油井方面

①抽油机故障；②抽油机“五率一线”不合格；③电机故障；④自控箱故障；⑤电缆故障；⑥流程方面问题；⑦计量站分离器故障。 2.1.2 水井方面

①注水流程问题；②干压低造成欠注；③水表计量故障；④执行配注不合格。 2.1.3 其它方面

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①管线维修处理不及时；②电网故障或压电；③保钻、保作业关油水井，开井不及时；④管理制度执行不严，保养不及时；⑤有问题不能及时组织处理；⑥对于躺井、停注，不能及时组织扶井；⑦日常管理工作计划性不强，无系统性和前瞻性。 2.2 井筒管理 2.2.1 油井方面

①出方案时没有考虑杆、管、泵最佳组合；②工作参数未能很好的进行优化，造成泵效低；③作业时监督不利，不能严把作业质量关，造成下井工具不合格，出现泵漏、杆断、杆脱、油管漏等造成躺井，缩短了油井寿命；④不能根据油井生产情况提出挖潜措施，同时挖潜工作量力度不够；⑤不能根据有关资料及时了解抽油泵的工作状况，不能及时采取措施使抽油泵正常工作；⑥部分油井米能根据生产特点制定科学合理的单井管理措施，且部分有措施的井也没有严格执行。 2.2.2 水井方面

①注水管柱不合理，出方案时未能考虑；②洗井制度执行不严格，洗井不及时；③水嘴堵塞；④水嘴刺大；⑤封隔器失效；⑥配注不合理或完不成配注。 2.3 注采管理

①技术人员对地下注采现状和剩余油分布情况掌握的不清楚；②注采失调矛盾突出，调配不及时③调配措施考虑不周，针对性较差；④调配后监控不利，不能及时修正不当的调配，致使注采矛盾更加突出；⑤水井欠注、停注和油井停产，不能及时采取措施扶井，造成注采井网不完善和注采对应率下降。 2.4 资料管理

油井正常管理工作中，录取的第一性资料有：量油、取样化验（含水、含砂）、套压、回压、液面、功图、电流、憋压等。但采油队在资料管理中存在着许多问题，给作业上产、群扶挖潜、注采调配等措施的制定带来了困难，影响措施增油效果。主要问题有：①资料录取不及时、不全不准；②不能认真及时地对资料进行整理；③不能及时对录取的资料进行分析和提出一定的增产措施。

3 降低自然递减率的措施及做法

控制自然递减率是一项系统工程，是一个循序渐进的过程，必须发动每一名干部职工的积极性、全方位的加强油水井的精细管理，才能得到有效控制。

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针对以上影响自然递减率的因素，我们根据实际情况制定了“426”自然递减控制法：即“抓好四项管理、进行两个加强、考核六项指标”。四项管理就是抓好地面管理、井筒管理、注采管理、资料管理。两个加强是：加强墓层干部职工的业务素质、加强基层干部职工的责任心。考核六项指标是：设各完好率、油井躺井率、采油时率、抽油井泵效、含水上升率、资料全准率。达到控制自然递减率的目的。具体措施： 3.1 地面管理考核：设备完好率、采油时率

2016年以来，我们围绕设各完好率和采油时率做了大量工作：①完善了设备管理制度，将设备完好率作为一项指标分解到班组，强化抽油机五率一线的管理，使五率一线合格率由92.5%上升到94.5%。②严禁随意停井，除每月6--13日的设备例保需停井外，其它时间原则上不允许停井。一方面提高了采油时率，另一方面减少了油井躺井。③及时组织处理地面出现的一些影响油井和水井生产的问题。2016年以来我们本着超前运筹，提前动手的原则，共配合更换干线流程1条，更换单井管线48条409米，同时完善了事故处理应急预案，使突发性事故的影响降到最低。通过上述工作，设备完好率由92.5%上升95.4%，采油时率由95.9%上升到96.7%。 3.2 井筒管理

①优化工作参数，确定合理的的生产压差，使油井处于最佳工作状态。2014年共优化参数28口井，使平均检泵周期由245天上升到324天，有效的延长了油井的生产时间。②针对油井生产特点，制定科学合理的单井管理措施，超前控制预防躺井。根据油井生产情况，制定了大头井管理方案，由专人承包负责。使大头井数由年初的15口上升到目前的18口，大头井的免修期由378天上升至402天。③油井躺井时，及时分析油井躺井原因，编制最佳作业方案，尽快使油井恢复产量。每个方案都由基层队队长、工程、地质技术员共同把关，使方案符合率达到了94.5%以上。④油井作业时要求对每口井都要进行杆、管、泵的优化，使其达到最佳组合。⑤管理区严格作业全过程的监督，真正把好作业质量关，确保道道作业工序合格；根据实际情况及时修改作业方案，提高了油井作业成功率。2014年共开作业井178口，开井一次成功率达100%。⑥油井作业完开井后，按照要求取全取准各项资料，加强管理，确保作业开井一次成功：在油井正常资料录取的情况下，我们利用含砂粒径分析仪对35口油井含砂进行跟踪分析，为防砂方式的选择提供了科学的依据。⑦定期有计划地制定群扶挖潜、注采调配措施，及时组织实施，跟踪好效果并且做好分析和总结。2016年共实施群扶挖潜125口、累增油2133吨，注采调配127口，累增油3560吨。通过以上工作，抽油井泵效由71.2%上升74.3%，躺井率控制在管理区下达的指标以内。 3.3 加强注采管理考核，降低含水上升率

①认真分折注采现状，找准矛盾，制定针对性强的调配措施。②对水井制定合理的配注方案并严格执行，达到注足水、注好水的目的。③随时监控每个井组的动态变化情况，做到超前调配，同时对不见效的调配措施及时进行调整。④努力采取扶停产、停注井措施，增加井网的

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完善程度，改善井组的注采对应关系。⑤要严格执行有关的注采管理制度，坚持“日跟踪、旬分析、月总结”，做到勤分沂、勤调配，使井组调配工作程序化、标准化，最终使注采管理工作走向科学化、系统化。

3.4 资料管理—考核：资料全准率

①严格执行有关的资料录取制度。②对检查中出现的假、错资料进行严肃处理和考核。③对不正常生产油井的有关资料（动液面、功图、电流、憋压）要及时录取和分析，并采取针对性的群扶挖潜或调配措施，使油井尽快恢复正常生产。④重点抓好油、水井的计量和化验工作，每月进行一次计量调查，及时掌握产量变化井的情况。⑤资料的分析形成科学的模式，按照PDCA循环。通过以上工作，使油水井资料全准率由98%上升到99.6%。 4 结束语

控制自然递减率是一项复杂的系统工程，我们日常工作中的每一个具体工作都与其息息相关，它需要大家共同参与，只有各负其责、人尽其才、大家都意识到这一点，在日常工作中不断学习、不断总结、不断积累，才能做好控制自然递减率这项工作，确保管理区全年生产任务的顺利完成。 参考文献

[1] 王鸿勋.张琪.采油工艺原理，石油工业出版社.1992.