中国石化胜利油田桩西采油厂 山东东营 257237
摘要：2015年以来，石油行业进入低油价的“寒冬期”，后期油价略有回升，但持续波动，2020年受疫情影响，油价再次大幅下跌，油田生产形势不容乐观，在新的经济形势影响下，长堤油田为应对油田和采油厂生产经营要求，也在潜移默化地改变着原油产量结构，本文以胜利油田桩西采油厂长堤油田为例，从年度投入类型构成入手，通过低油价下影响原油产量结构的各类因素的分析，为老区稳产提供优化方向。
关键词：低油价；产液结构调整；老区稳产；优化方向
长堤油田是一个以“边底水断块油藏”为主的油田，包括桩1块、桩1-60块、桩8块等19个开发单元，油藏埋深1500-3000米，探明地质储量3103万吨，可采储量907万吨，采收率29.2%。经过30多年的勘探开发，目前采出程度27.51%，可采储量采出程度93.52%，已进入高采出程度、特高含水开发阶段。油田剩余油分布较为零散，边底水单元产量贡献占到长堤油田的65.6%，为主要产量贡献单元。根据“三线四区”经济评价系统分析，部分高液量高含水井效益差，结合产液结构调整方案，对大量油井实施计关，老井产量下降，且受低油价影响，油田压缩投资、控制成本，导致原油产量稳产难度逐步加大。
一、产量构成影响因素
按照年度投入类型分类可分为老井自然产量、老井措施产量和新井产量，下面重点、深入分析该分类影响因素。
（一）老井自然产量的影响因素
首先，地质因素。地质因素主要包括油井转注、电泵井转抽油机井、地质因素造成的措施减产、动态监测、高含水关井等因素造成的老井自然产量下降。随着 “三线四区”经济运行模型的推广，以及回注压力的增加而控液，部分高含水无效、低效注采井区摸索开发新思路，实施产液结构调整，计关无效及低效油井，造成老井自然产量损失。
其次，工程因素。一是由于含水上升、油井泵挂较深等因素加剧了管杆偏磨、腐蚀造成抽油杆断脱，二是下井工具质量差、作业监督工作不到位，个别油井施工时管杆不清洁，下井后造成泵、管漏，影响老井自然产量。
再次，作业因素。由于断脱、漏失造成油井产量下降，为了恢复油井产能，需要实施维护作业，部分油井具有增产潜力，还需进行措施作业，由于作业占产影响老井自然产量。另外部分措施井工序多、作业周期时间长，影响老井自然产量偏多。
最后，生产运行因素，即在油井正常的生产运行过程中，为了保证油井高效生产所采取的必要的日常维护和不固定的电路、设备等因素故障造成的停井。
各类因素之间相互独立，但是相互作用共同影响老井自然产量，从调查结过看，对老井自然产量影响最大的地质因素，占总影响产量的49%，主要受到低油价的影响，部分高液量高含水低效油井实施控液计关。其次是作业，占总影响产量26%，再次是工程因素占总影响产量16%，最后是生产运行因素，仅占9%。
另外，老井自然产量还受到油井自身能量下降造成的液量下降以及含水上升等因素的自然递减的影响，如何立足老井自然产量，最大限度缓解自然递减，这就是保证单元稳产最大的潜力空间。
（二）老井措施产量的影响因素
首先，措施摸排难度大，措施投入量逐年递减。近几年受产量压力的影响，油田持续强化生产，频繁投入措施工作量，随着开发时间的延长，截止到目前，采出程度27.51%，可采储量采出程度93.52%，已进入高采出程度、特高含水开发阶段，油藏水淹严重，剩余油分布较为零散，措施挖潜难度不断增大。其次，措施类型受限。边底水油藏，单元主要的高效措施类型是提液和补孔。随着油田持续强化开采，剩余油分布较为零散，高效措施的摸排难度越来越大，单井优质接替潜力层不断减少，加大了可疑层的试采实施力度，措施有效率下降较大，而且对增油贡献最大的提液措施，在油井进入高含水开发阶段后，符合选井条件含水在95%左右的油井越来越少，这也是影响措施增产的一个原因。
二、新经济形势下稳产优化方向
长堤油田自然递减大，为完成产量，措施和新井的投入基本呈现逐年上升的趋势，措施、新井增产对全年产量的贡献也在逐年呈上升趋势，2015-2020年措施产量贡献率分别为4.8%、3.5%、7.0%、4.0%、8.9%和3.2%，2015-2020年新井产量贡献率分别为4%、4.1%、4.6%、3.9%、7.34%和2.1%，目前长堤油田可采储量的采出程度已达到93.52%，高效措施工作量的摸排难度大，措施、新井有很大的不确定性。
老井自然产量所占比例大，要想油田稳产，重点还需控制老井自然产量递减来完成，最根本的要从思想上转变以往粗犷开发观念，根据不同油藏的地质、开发特征，不同的开发阶段，化整为零，实施“区别对待、分类治理”，对各井区制定针对应的稳产计策、技术措施和管理方式，突破开发瓶颈，确保最大限度减低油藏的自然递减，保证老区效益稳产。
首先，加强产液结构调整。针对以长堤油田强边底水油藏，树立“稳液、控水、调结构”的理念，大打调整产液结构进攻战。一是制定运行计划，实现有序管理，确保“关井有效益、开井有保障”；二是优化方案、技术攻关，促进提质增效。开展平面合理产液结构优化研究，指导周期采油和单井和平面液量优化。
其次，强化注采。在“三位一体”动态分析的基础上，立足低成本开发战略，以地质、注水、采油技术人员为主，定工作量、指标、时限、效果，逐步提升老区开发管理水平。依托油、水井旬度、月度、阶段对比，及时发现异常波动油水井，强化动态分析，加密水井调配频率，保证油井液量、控制含水上升，确保单井稳产。
再次，强化均衡生产运行。加大对油井停井管理、故障处理、运行节点等过程的有效监控，最大限度地减少因停井造成的产量损失。同时加快作业运行，加强躺井分析，缩短占井周期，加大作业过程监督力度，确保油井作业有效率。
鉴于近期国际油价震荡，油田开发效益不稳定，分公司要求各加采油厂优化产量结构、优化产量运行，开展高液量单元控液方案编制，进一步提升油田开发效益。对此，我们应高度重视，编制与优化了周期采油关井、不稳定注水等方案，来适应新的经济形势，从而提高全厂开发效益。
参考文献：
[1]沈琛，李安夏等.采油工程基础.石油大学出版社，2000，8
[2]侯景儒等编注.实用地质统计学.地质出版社，1998，8