中国石油辽河油田曙采厂：“三个聚焦”夯基老区稳产增效益

杜813兴隆台东块隶属于中国石油辽河油田曙光采油厂采油作业一区管辖，部署新井逐年减少，区块面临油井递减率上升，生产效果逐年变差，高含水、套坏、汽窜等现象日益严重，剩余油挖潜难度大，区块开发成本高，效益变差等诸多困难。如何寻找剩余油挖潜与效益开发的平衡点成为动态技术人员思考的问题。

“我们要从稠油热采费、措施费等源头控制着手，调整注汽结构、优化措施过程，有效控制无效开发成本的投入，才能构筑产量与效益的平衡点。”该区地质副主任在措施论证会上强调道。

该区地质室秉承效益与产量并重的理念，从“强化基础研究、优化油井措施、分析成本构成”三方面入手，积极与工艺地质沟通协调，通过大修全面恢复井网产能，激活上产新动力，让老区焕发活动。近两年来，实施大修、调补层、堵水及补充能量类等重点措施30井次，累计增油1.26万吨。

聚焦油藏基础研究 打牢油井挖潜根基

“针对老区原油的生产模式，要打破原有思维模式，通过重新梳理区块油井动、静态数据，对出砂、出水、低产等区域重新划分与认识。”该区地质技术人员韩笑说。

油藏基础研究工作是油井挖潜的基础，该区地质室最终形成了20余条井组曲线，10余幅图件，对自己所管区块的基础数据、图件进行再分析、再认识。

重点开展了两项研究。一是开展油井周期生产规律研究，针对开发后期周期产量递减大的问题，通过对注汽强度、注汽参数、焖井时间、放喷时机等数据分析，深入开展周期规律影响因素分析。为下步上产措施的制定提供了认识基础。二是开展高含水识别治理研究，针对油井高含水的问题，通过对油井建立数据库，认真统计每口井的生产周期、水性资料等基础数据，分析研究并制定高含水井识别标准，同时制定出相应治理对策，为高含水的治理提供了理论依据。

聚焦油井措施优化 打牢油井上产根基

在开展油藏基础图件的研究、周期生产规律研究、高含水井识别治理研究等工作的基础上，该区加强油藏剩余油分析研究，制定出油井上产挖潜措施，提出了“大修恢复井网产能、低产低效区补孔挖潜、汽窜井治理”三项治理上产对策，区块产量上了20余吨。

动态技术人员根据对油藏平面剩余油研究成果，对区块井进行整体性研究，结合油井潜力大小、修井难易程度、邻井注汽运行等因素制定出大修计划，截止目前大修复产14口井，完善生产井网6个，日增油36吨，整体效果较好。低产低效区域实施补孔6口井，日增油8吨。

“通过对油井的汽窜规律的研究分析，发现直井从之前的单一汽窜方向，随着采出程度的提高，油层连通性越来越好，逐渐扩散为多个方向汽窜，单一防汽窜措施难以有效的抑制汽窜。”该区针对地质技术人员在生产会上提出来的问题，根据汽窜情况，对单井实施“1井1策”，利用选注选采、配注、投球、暂堵调剖、小集团注汽、循环注汽、降低注汽强度等措施，在汽窜区域内，实施多措并举，降低汽窜影响产量。其中实施选配注、投球措施减少汽窜影响产量480吨；实施暂堵调剖措施减少汽窜影响产量340吨；优化注汽强度，平均单井注汽量下降360方，汽窜影响产量减少300吨。截止目前直井汽窜影响产量，同比去年在同等生产规模下降1250吨，有效保证了措施井的生产效果。

聚焦区块成本研究 筑牢效益上产根基

“对区块成本构成进行详细分解，明确成本构成，如何实现效益开发，是我们技术人员所要思考的问题。”该区地质技术人员提出了针对主要成本“稠油热采费、措施费”，细算“单井效益、周期收益状况及措施经济有效率”，并对应提出“优选注汽井点、优选注汽参数、优选措施投入”三项成本优化，从而达到降低注汽成本、提高措施有效率的效果。

优选注汽井点。结合超稠油效益评价模板，结合极限油汽比计算，得出超稠油常规吞吐措施极限油汽比为0.12，当油井油汽比小于0.12时即进入高成本区域，被评价为高成本井。同时将区块油井效益进行分类管理，通过加强措施前论证，严控低效无效注汽规模，截至目前，阶段否决高成本井注汽5井次，减少无效投入186万元，同时把注汽量向高效井投入，高效井实施占比上升至26%，同比提高2%。

优选注汽参数。利用油井周期收益公式对近几年措施井注汽强度进行统计分析，得出各类措施井最佳注汽强度。通过对发现以往油井注汽强度设计较分散，缺乏针对性，因此近年来相应调整各类井的注汽强度。阶段优化单井注汽强度62井次，累计节约注汽费用151万元。

优选措施投入。为了保证工艺措施效果，在工艺措施费用在效益比例最大的措施上，在以往油井措施选定流程的基础上，该区地质室加入效益评价环节，即在措施初排后，由效益评价人员对油井措施效益进行预算，若判定无效，则返回地质技术人员，配合降本增效措施后再次提交到效益评价环节，直至评价为经济有效，进入后续环节实施。从而实现效益最大化。阶段单井措施增油上升76吨，措施成本节余141万元。