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运用现代化管理方法有效控制自然递减
沈俭芬
【期刊名称】《科技与生活》
【年(卷),期】2010(000)005
【摘要】油藏开发后期,注采结构矛盾突出,产量递减快,老井稳产难度大,控制老井递减已成为实现油田稳产的重要工作,自然递减率的高低是衡量一个油出开发管理水平的主要指标,也是完成全年生产任务的关键.从注水、油藏、采油工程、现场四大管理环节入手,对自然递减进行全过程全方位的有效控制是本单位控制自然递减确保老井稳产的成功经验.
【总页数】1页(P167)
【作者】沈俭芬
【作者单位】中国石化胜利石油管理局孤东采油厂,山东东营257237
【正文语种】中文
【中图分类】F4
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自然递减分析及下步对策探讨X洪 斌,谢彩虹,孙荣保,李 龙,李顺凯,许振岭(中原油田分公司采油五厂,河南濮阳 457001) 摘 要:自然递减率的高低是衡量一个油田开发管理水平的主要指标,油田进入特高含水开发阶段,由于后备储量接替不足,产量递减加快,自然递减居高不下,控制管理难度加大,成为制约产量完成的主要因素。
通过对胡七块2010年自然递减分因素进行分析,提出复杂断块油藏控制自然递减的对策。
关键词:自然递减;主要因素;对策 中图分类号:T E 32+7 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)11—0037—031 地质概况及开发现状胡七块构造上位于西斜坡第二断阶带,为石家集断层和胡7-7、7-3断层夹持的断块,含油层位沙三中及沙三下亚段。
包括四个开发单元即胡七南、胡七北、7-94块、胡39块,含油面积7.9km 2,地质储量1553.48×104t ,标定采收率22.6%,可采储量351×104t ,属于正常压力系统严重非均质极复杂断块油藏。
截至2010年12月底,该区块共有油水井316口,其中油井总井163口,开井125口,核实日产液2858t ,日产油177t ,综合含水93.27%,平均动液面1439m,采油速度0.48%,剩余可采储量采油速度7.23%,累产油255.087÷104t ,采出程度16.42%,可采储量采出程度72.73%,综合递减20.34%,自然递减21.61%。
水井总数154口,开井97口,注采井数比为1:1.29,油田日注水平3201m 3,年累注水130.1118×104m 3,累计注水2425.8723×104m 3,月注采比1.11,累计注采比1.23。
2 胡七块近几年产量及自然递减状况胡七块近几年自然递减变化曲线从图1看出:2008年以前通过细分治理,自然递减得到有效控制,近两年由于层间、平面矛盾加剧,新区递减加大,造成该块递减居高不下,2010年更高达21.61%,严重制约着该区块的有效开发。
老油田控制自然递减方法探讨作者：王彩娟来源：《中国科技博览》2016年第29期[摘要]王徐庄油田已到开发后期，随着断块的长期注水开发，井况的日益恶化，区块呈现出注采不完善，层间矛盾问题突出，主力砂体水淹加剧的问题，导致断块的整体产量不断下滑，产量递减加快，老井稳产难度大。
控制老井递减已成为实现油田稳产的重要工作，自然递减率的高低是衡量一个油田开发管理水平的主要指标，也是完成全年生产任务的关键。
2014年自然递减为10.58%，得到一定控制，主要通过开展注水专项治理，缓解主要矛盾，解决当前问题，夯实稳产基础，控制自然递减。
[关键词]王徐庄油田自然递减控制缓解中图分类号：N192 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）29-0140-01王徐庄油田位于黄骅市南大港农场王徐庄北，构造位置位于南大港断裂构造带西，为拱升作用形成的穹窿构造。
于1966年正式投入开发，1978年全面实施注水开发至今。
历经37年注水开发，油田在经过井网初期完善、损坏、调整、打更新井重组井网后，目前王徐庄油田井网基本得到了完善。
王徐庄油田已到开发后期，随着断块的长期注水开发，井况的日益恶化，层间矛盾问题突出，主力砂体水淹加剧的问题，导致断块的整体产量不断下滑，产量递减加快，老井稳产难度大。
从各单元开发情况来看，平均采油速度在1%以下，整体为低速开发阶段；综合含水为92.79%，处于中高含水阶段。
2011年至2015年自然递减分别为9.19%、10.47%、17.65%、10.58%、13.47%，从数据可以看出，2014年自然递减控制较好。
一、自然递减的构成因素递减因素划分为规律性递减和非规律性递减两大类。
规律性递减是指与人为因素较小的递减因素，包括非注水区液量降，含水升，注水区的含水升和注水不见效导致的液量降等。
主要分类：天然水驱含水升，油层能量降液量降，注水区含水规律性上升等，统称为油藏因素。
非规律性递减是指与人为干预因素关系较大递减因素，包括停产井、措施无效、泵效下降、采油速度过快导致的大幅递减，油层污染，转注、转抽，注水区水窜等等。
强化工况管理降低自然递减率摘要：通过深入开展分单元油井工况评价和分析、创新开展水井工况分析和治理，按照先地下、次井筒、后地面的程序，做好非合理区的治理转化和合理区的维护管理再优化，以工况管理为切入点，针对性开展油藏研究，有效地控制了自然递减。
关键词：工况管理自然递减率治理中图分类号：tq172.751 强化油水井工况管理，分类治理1.1 实施分单元工况评价，强化油井治理油井工况管理，是以泵效和泵入口压力为主坐标生成工况评价图版，划分为供液不足区、合理区、断脱漏失区、潜力区和待落实区进行油井生产情况的评价。
由于不同单元在发育特征、生产特点、配产配注方案及开发要求方面存在差异，建立了水驱、断块、聚驱三个单元的工况图版，进行针对性工况评价分析和治理，增加产能。
针对供液不足区井，从油水两方面入手，提高地层供液能力和油井产能。
在水井注水上加大新投、侧钻、补孔、转注、扶长停等措施力度，提高注采对应率；工艺上实施调剖、卡丢封、偏调、细分、间注等措施，强化欠注层注入，缓解层间矛盾，改善供液状况；管理上强化水井洗井、管线除垢、管网优化、调配提水和增压注水等措施，提高地层供液能力。
对断脱漏失区的井做到防治结合，减少产量损失实现有效增产。
对泵管漏失井，采取洗井、碰泵、研磨等措施，不见效的适度上调参数，减少漏失量，有效增产。
对杆断脱和悬挂器密封漏失等可治理的井实施自扶，并实行奖励制度，通过总结分析形成了杆断脱深度现场简易计算法（先算出每千米杆柱在井筒中重量的经验值，如?22mm杆为28.7kn，现场只需用最大、最小载荷的平均值算出比例即可），提高了扶躺井的及时性、积极性和成功率。
通过强化躺井分析和躺井预警，建立短命井和偏磨腐蚀井数据库，推广应用内衬油管、连续杆、防偏磨接箍、减磨副、缓蚀剂等工艺措施，并按照“大泵径、浅泵挂、长冲程、慢冲次”的原则，控制生产参数，减少因断脱漏失造成的躺井。
对处于潜力区的井，泵效大于70%、冲次超过7.0 次、沉没度300米以上的井，实施泵径升级；泵挂过深的井上提泵挂，减少冲程损失，提高泵效；另外是根据开发需求，采取调参、匹配地面设备等措施，提高潜力井生产能力。
胡五块自然递减影响因素分析及对策关键词:自然递减地面管理井筒管理地下管理1.胡五块地质概况胡五块位于东濮凹陷西部斜坡带第二台阶胡状集油田北部,是受长垣断层和石家集断层的分枝断层-胡2断层所夹持的断块油藏,含油面积4.5平方公里,地质储量802.82×104吨,可采储量239.87×104吨,标定采收率29.9%。
2.胡五块近几年自然递减状况胡五块递减变化曲线自1995-2004年,胡五块的自然递减在20%以上,近几年通过区块的综合治理,自然递减有所下降,特别是2007年自然递减仅为6.4%,在平时的工作中通过强化管理,自然递减是能控制在较低水平的。
3.影响自然递减因素分析3.1 地面管理因素地面管理中造成油井产量下降的主要因素是油井时率降低。
开发资料和现场实践证明,维护作业和日常生产管理不到位,是造成时率降低的主要原因。
3.1.1维护作业造成时率降低而引起的产量损失油水井时率的高低与产量的高低是成正比的,在现场中维护作业停井是影响油井时率下降的主要原因。
由于维护作业造成油井停井,直接影响了油井的正常生产,同时由于作业过程中的压井、试压等作业程序,造成油井在作业后2-3天内含水无法恢复正常生产,这也是造成产量递减的原因。
3.1.2日常生产管理不到位造成产量损失日常生产管理不到位主要指在生产过程中,由于生产组织不及时、电力等管理存在的问题影响的产量。
虽然停电时间较短,但油井开井后,并没有很快恢复到正常生产。
3.2 井筒管理因素通过分析认为,井筒管理因素中造成产量下降的主要原因为油水井井况恶化引起的水驱动用储量的损失、可采储量的减少和油井生产不正常而导致产量下降两个方面。
3.2.1油水井井况恶化造成储量损失油水井井况恶化是井筒管理因素中造成自然递减加大的主要原因,胡五块已开发近25年,随着油田开发时间的延长,井况恶化问题越来越凸显,给油田的稳产带来了很大的影响。
3.2.2油井生产不正常导致产量下降油井生产不正常主要指“砂、蜡、磨、腐、稠”治理不到位,导致油井不能在最佳状态下生产而影响的产量。
老油田控制自然递减率的方法分析刘汉成【摘要】提供了一种以获得稳定的单井井口产油量为目标来有效控制自然递减率的途径和实现方法。
以流体的连续流动过程为主线，提出三区两类六因素集分析方法。
初步分析了每个流动区域的目标参数及其影响因素的构成。
并推荐用灰度关联理论来分析各流动区域中的影响因素与区域目标的关联度。
可以根据该关联度排序来选择治理与调整措施的优先顺序。
%In order to gain stable single well production rate, this paper provides a method to effectively control the natural decline rate and proposes the way to realize it. Taking continuous flow process of fluid as main line, three zones, two types and six factors ana-lyzing methods were mentioned in detail. Preliminary analyses were made to the target parameters of each flow zone and the component part of each factor affecting the target. It is suggested that gray correlation theory was used to investigate the correlation degree between the influence factors in every flow zone and zone target. Priorities of control and adjustment measures could be chose according to the sequence of correlation degree for influence factors.【期刊名称】《石油钻采工艺》【年(卷),期】2013(000)001【总页数】4页(P72-74,78)【关键词】自然递减率;影响因素;分析;控制;推荐方法【作者】刘汉成【作者单位】华北油田公司采油工程研究院，河北任丘 062552【正文语种】中文【中图分类】TE327老油田的自然递减率是衡量油田开发水平的重要综合性指标之一。
浅谈如何控制自然递减
我采油30队管理着具有38年开发历史的老油田，由于我队所处地理位置的特殊性，制约着滚动勘探开发的投入，依靠新井提高储量动用困难重重，面对综合含水为95.0%的高含水开发单元，以“3371”工作思路为指导思想，以降低自然递减率为主线、控水稳油、控制自然递减率、减缓老井产量递减速度，是2012年工作的重中之重。
一、2012年自然递减率的控制方法
我队从技术控制和管理控制两方面入手，全体动员，上下一条心，齐心合力，由于调控措施得当，执行力度坚决，经过一年的努力，我队自然递减率控制较好，2012年12月为-1.12%。
具体做法如下：
1.管理控制主要体现
1.1传达当今形势、以单元目标化管理为载体树立以产量为中心、围绕自然递减率将相关因素指标层层分解。
每月组织一次由队长、指导员牵头，副队长、技术员、班长参与的资料、设备大检查，对各班组包括资料优秀率、设备完好率、油水井时率、倒井率、工况合格率、功率平衡率在内的排名，起初大家觉得这些指标与自己无关，在尝到奖罚的甜头与苦头后，大大激励了职工主动解决问题的积极性，真正落实了岗位责任制，由原先的粗放式管理转化为精细化管理。
1.2建立单元分层次管理模式，明确每一个岗位的责权定位，干部抓分析，班长抓反馈，职工抓执行。
强化了分级控制，井区管理专业化。
1.3加强精细管理为载体，以提高油水井时率为引线，对地面影响产量的一切不利因素及时检查及时发现及时排除及时预警。
主要有以下做法
1.3.1以控制倒井率为切入点，提高油井运转时率，减缓自然递减率。
1.3.1.1对于不正常的抽油机井，原先都是技术员单纯看功图报原因，目前我们采取现场办公，由矿承包干部、技术员、作业监督、班长、资料员，共同对功图、液面、电流资料、憋压情况仔细综合分析，通过对比功图的做功面积、载荷变化确定引起油井异常的原因，进而采取下步整改措施。
1.3.1.2在提高电泵井时率方面，做到以下几点：
1.3.1.
2.1每天对电泵卡片认真分析，对每一口井的过载及欠载电流值都调整到合理范围内。
1.3.1.
2.2管线更换维护及时，电路及设备完好率高，使得电泵井时率大幅度上升。
1.3.1.
2.3由于电泵井液量高，停井时间过长易导致井底激动出砂，针对此情，穿孔时采取不停井管线串联或罐车拉油方式减少停机频率，遏制了泵卡倒井的现象。
今年1-12月份我队电泵井倒井率为零。
1.3.1.3在特殊井方面，采用一井一策精细管理制度提高其运转时率。
据调查，我队油稠结蜡井占了26.3%，众所周知，特殊井管理难度较高，由于油稠结蜡井负荷重，生产管理中经常会烧皮带、断毛辫子及杆断倒井现象。
我队采取了一井一策精细管理制度，采用加清防蜡剂、降粘剂、热油循环、配套锅炉车热洗及上调抽剂参数等方法改善井筒微环境，使油流从井底到达地面处于畅通无阻的状态。
1.3.2以降低原油输差为引线，全面提升管理水平。
1.3.
2.1增加职工产量意识和主人翁责任感，提升其使命感，将每月矿下达的配产任务通过召开大会形式告知；通过网络短信平台方式将每天原油产量完成情况及原油输差发送至全队职工的手机。
使命感提升了，现在重点井不需要技术员现场盯，照样能得到真实可靠的数据。
1.3.
2.2充分利用网络动态预警系统，提高发现问题的及时性及事故处理的彻底性，做到信息技术为原油上产服务，最大限度降低原油输差。
1-12月份原油输差低于5%运行。
1.3.
2.3精细资料管理降低原油输差。
严格执行“计量挖潜、计量助开发、计量督降耗、计量提质量、计量保安全”的“25”字工作方针。
为上产措施号准脉，开好处方养护，确保油藏、单井健康长效。
针对含水在98%以上的油井化验含水不准确的问题，由以前的0.75L小样桶改为1.8L大样桶，由取单样改为每次取三个平行样。
对间歇出油含水波动幅度较大的油井，加密为每次取四个平行样，由使用机械天平改为高精度的电子天平。
高液量含水资料的可靠性有了大幅度提高，大大降低了计量输差。
2.除了以上所提到的现场管理监控外，从技术管理层面上严加监控自然递减率的变化动向，是地质技术员的首要任务。
为此必须认真维护注采井组的保护措施，努力提升注采井组稳升率。
对于辛109单元这种窄屋脊油藏，能够把自然递减率控制好，主要得益于注采井网特别是沙二1-6层系的完善。
究其原因主要是今年控水稳油效果显著。
积极开展优化配产配注工作挖掘剩余油潜力效果立竿见影控水稳油效果显著。
稳产的基础必须要完善井网，有压力才有动力，关键水井的恢复补充了注采井组的能量，注水推油效果显著，为优化配产配注及潜力措施的实施提供了有力保障，可圈可点的优质效果很多，同时能量的回升也提升了油井免修期，大大
节约了作业中管材的成本费用。
我们以油水井健康查体为手段，从分析诊断、日常维护、作业监控三个环节入手，狠抓管柱可靠性分析、注水有效性分析。
尽我所能倾我所力，把非自然含水上升控制在萌芽状态。
辛109单元属于窄屋脊油藏，对配产配注要求极高，如果监控力度不及时不到位的话，就会导致含水直线上升能量直线下降。
由于地下油水运动变化复杂，谁也不能说某口井原先不能调参，现在就不能调，调整后我加密了录取各项动态资料的频率，确保能量的回升与含水控制协调性，注与采的关系平衡的稳定性，一旦发现苗头不对，立即分析立即调整再立即监控。
具体做法：打破条条框框，实际问题实际操作。
通过以上技术措施，2012年优质指标完成情况如下：注采比由0.76上升到1.14，动液面由970米回升920米，含水上升率由1.11控制到0.14，自然递减率由7.34%下降到-1.12%，由此可见取得的效果非常显著。
二、目前现状
油水井井况恶化，井网完善程度遭到破坏，是单元稳产的最不利因素，为此也增加了控制自然递减率的难度。
由于我队地理位置特殊，随着东营市城市化进程的不断加快，井网一旦破坏，旧井点修复难度大，新井点不好确定，则完善的困难性就比较大，这就给稳产带来很大困难。
三、下步具体做法
1.继续执行“油水并重以水为先”的战略方针。
完善井网注水推油仍是明年稳产的先决条件。
目前继续完善的井组有3个（辛109-143及109-26、109-1井组）。
2.加强水井日常维护，做好井筒及油层保护措施。
2.1针对不同特点的水井制定不同的洗井规范，保证洗井水质合格，洗井有效率达到100%。
2.2补焊水井开注前必须冲洗地面管线，避免焊渣杂质进入井筒堵塞水嘴或地层。
3.杜绝作业返修率保护地层，避免渗透率降低。
四、认识与体会
自然递减率是一个由来已久的课题，随着精细型油藏管理理念的深入，自然递减率分因素控制的作用日益明显。
控制自然递减率是油田开发过程中的一项长期的重要工作，是油田稳产、增产的基础工作。
自然递减率不单单只是一个数字的问题，它的高低能够充分反映采油队的综合协调管理水平，不单单是某个技术员独立就能够完成的指标任务，而是人人有责、协同合作、共同承担、全体上下围绕这一指标共同努力的结果。
