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摘要：为应对低油价，转变观念，全面优化精细化各种措施及管理成本投入，井组从算好经济账、挖掘汽驱热场潜力，优化参数几个方面开展降本增效工作。
关键词：低油价 井组 降本增效
一、背景
11-248井组莲花油层于2007年3月转蒸汽驱开发，注入PV0.94，采注比1.33，油汽比0.24。井组有生产井12口，2007年注汽受效，2011年 日产液达到峰值，已突破，目前井组日产液200.8吨，日产油30.2吨，瞬时采注比2.51，油汽比0.76。
二、井组针对降本增效的具体做法及效果分析
2.1算好经济账，轮注降成本
通过井组连通状况、热场分布、干度等数据论证，提出井组长注注汽方式调控为组合轮换注汽（，将注汽量由50t/d调整为80t/d，周期日注汽40 t/d，实际日注汽量减少10 t。
2.2改善油井泵况，挖掘汽驱热场潜力
2.2.1以检代注，小成本撬动大效益。
19-0231井， 2017年7下泵，2019年9月份产液量下降，日产由17吨液量1吨油下降至4.4吨液量0.6吨油，示功图显示泵游动凡尔漏失，同时液面未测出，油井也从工况合理区进入断脱漏失区。
2.2.2调剖控制热损失，提高井组产油量
12-247井调剖：从观察井齐10-012井井温测试数据以及温度压力随深度变化曲线图可以看出，井下热连通通道早已打开，受热效果明显，长期积累生产后出现蒸汽超覆现象，井下高温。该井属于高温高液高含水井（日产30吨液量1吨油，井口温度95度）。今年4月份提出化学调剖，目的是抑制井下高温封堵汽窜层，调剖后日产液量下降至10吨液量1吨油，井口温度55度，有效避免了汽窜高温高风险的发生，同时降液不降油，合理控制生产能力也能避免地下亏空严重。让井组其它未受效井获得更多的能力供给减少热损失，使井组产量效益达到最大化。
2.2.3 打破热场边界，引导井组均衡开采
11-22井因补充非有效受效层增加热量，受供液影响长期低产，采取引效措施来补充地层能量来提高该井泵效。措施后日产21吨液量7吨油，改善泵况效果显著，截至目前已增油842吨。
2.3 强化管理、优化参数，延长油井免修期。
以减少检泵井次、提高泵效、延长油井生产周期为目的，通过分析单井井下技术状况、井史数据以及地层等多方面因素，对地面维护挖潜措施、生产参数优化调整进行动态管理。做到一井一策、一井多策，甚至扩展到同类井一策或多策的管理手段。
2.3.1 对高温井采取降、控、洗三步法管理
降是降低油井冲次，控是控制油井套压，洗是动态自洗与定期自洗相结合。如：齐11-2433井是汽驱受效井，井下蒸汽通道畅通，汽腔已经形成，易出现高温汽窜导致油井关井，影响油井生产时率。因此将油井冲次由前期的3次降至2.5次，控制油井产液量和温度。温度出现异常上升则控制套压，井口温度超过90℃时进行动态洗井。为防止井下死油堵塞泵工作筒及活塞，造成泵效下降，為油井确定了8天制自洗周期。通过上述措施，减少汽窜停井2次，延长时间生产时间14天，目前该井日产20.5吨液量7.8吨油，井口温度73℃。
2.3.2 对出砂井采取少停井、稳套压、降参数、控掺液、慎洗井，延长检泵周期
如齐11-0232井出砂严重，在2017年-2019年间，平均每年检泵2次，多数原因为卡井，造成检泵成本上升，周期产量下降。通过检泵探砂，该井砂面高，出砂严重且周期短。在日常生产管理中，我们减少停抽时间，避免井筒沉砂。平稳控制套压，降低油井抽吸参数，避免油层出砂。采取控掺液、慎洗井，避免降低井液降低井液携砂能力，打破井下平衡，降低卡井的风险，确保油井平稳运行，截至目前该井检泵周期较上次增加了124天。
2.3.3对低产井采取两调一洗，延长油井生产周期
两调是调小生产参数，调小防冲距，一洗是通过定期洗井，使保持油井泵况稳定。如齐40-12-25C井因能量供给不足，造成油井供液能力下降，目前处于工况图中的供液不足区，油井产量低，井口温度低。通过调整防冲距，将冲次由4.6次降为3.5次控制了该井产量持续下降趋势，通过6天一洗井使泵况长期稳定，该井日产液由4t上升至7t，并平稳生产至今。
2.3.4对负效井改间开，减少吨液耗电，让每度电都有收益。
如齐40-11-24C井，该井于2019年11月4日下泵开井，因出砂影响始终低产，分析认为部分油层已被砂埋。今年1月对该井实施间开，通过摸索制定出每月间开一次，每次间开五天，实施后效果明显，达到了省电及节约材料费的目的，同时也减轻了工人的管理强度，每月可实现增油3吨。
2.3.5扎实开展维护挖潜，提高措施有效率
井组今年1—7月份共实施维护挖潜工作量79井次，见效46井次，增油664.3吨，措施有效率58.2%。相比于其它井组或单井，措施有效率明显突出。
以上措施实施后，有效减轻了井组注汽量下调对产液量造成的直接影响，除以上措施之外，现场还应用、实践并总结出管理手段，有效针对高含水井、易结晶井、易积炭等特殊井管理，实现节省工作时间、节约材料、节水节电、提高工作效率以及提高安全系数的目的，也是降本增效的有效途径。
三、井组经济效益分析
E=E1+E2=（1-30%）× F× Q×（P-T-C）-I+PQ
节气创效：井组注汽调控后日节注汽量10吨;
E2=0.029301*10*30*7=61.5321万元
节余创效：齐40-11-0231井采取检泵措施恢复泵效较采取热采措施节约作业注汽成本
E2=注汽成本0.029301*1000+热采5+下泵4-检泵5=33.3010万元
四、井组存在问题及调整措施
4.1 井组主要存在问题：
4.1.1井况变差影响油井生产效果;
4.1.2现场管理，维护挖潜工作不够细致化。
4.2 下步建议
4.2.1 继续坚持油井维护挖潜工作，确保泵工作状态;
4.2.2 换小泵，建议检泵同时换成57泵，提高泵效;
4.2.3 对出砂严重井，综合分析油层已被砂埋，建二次侧钻，完善井网;
4.2.4 示功图显示固定凡尔漏失液面未测出，由于该井位于井组下倾方向，且井温始终保持在70-90℃范围内，建议对该井实施检泵措施提高泵效。
辽河油田公司欢喜岭采油厂 辽宁 盘锦 124114
关键词：低油价 井组 降本增效
一、背景
11-248井组莲花油层于2007年3月转蒸汽驱开发，注入PV0.94，采注比1.33，油汽比0.24。井组有生产井12口，2007年注汽受效，2011年 日产液达到峰值，已突破，目前井组日产液200.8吨，日产油30.2吨，瞬时采注比2.51，油汽比0.76。
二、井组针对降本增效的具体做法及效果分析
2.1算好经济账，轮注降成本
通过井组连通状况、热场分布、干度等数据论证，提出井组长注注汽方式调控为组合轮换注汽（，将注汽量由50t/d调整为80t/d，周期日注汽40 t/d，实际日注汽量减少10 t。
2.2改善油井泵况，挖掘汽驱热场潜力
2.2.1以检代注，小成本撬动大效益。
19-0231井， 2017年7下泵，2019年9月份产液量下降，日产由17吨液量1吨油下降至4.4吨液量0.6吨油，示功图显示泵游动凡尔漏失，同时液面未测出，油井也从工况合理区进入断脱漏失区。
2.2.2调剖控制热损失，提高井组产油量
12-247井调剖：从观察井齐10-012井井温测试数据以及温度压力随深度变化曲线图可以看出，井下热连通通道早已打开，受热效果明显，长期积累生产后出现蒸汽超覆现象，井下高温。该井属于高温高液高含水井（日产30吨液量1吨油，井口温度95度）。今年4月份提出化学调剖，目的是抑制井下高温封堵汽窜层，调剖后日产液量下降至10吨液量1吨油，井口温度55度，有效避免了汽窜高温高风险的发生，同时降液不降油，合理控制生产能力也能避免地下亏空严重。让井组其它未受效井获得更多的能力供给减少热损失，使井组产量效益达到最大化。
2.2.3 打破热场边界，引导井组均衡开采
11-22井因补充非有效受效层增加热量，受供液影响长期低产，采取引效措施来补充地层能量来提高该井泵效。措施后日产21吨液量7吨油，改善泵况效果显著，截至目前已增油842吨。
2.3 强化管理、优化参数，延长油井免修期。
以减少检泵井次、提高泵效、延长油井生产周期为目的，通过分析单井井下技术状况、井史数据以及地层等多方面因素，对地面维护挖潜措施、生产参数优化调整进行动态管理。做到一井一策、一井多策，甚至扩展到同类井一策或多策的管理手段。
2.3.1 对高温井采取降、控、洗三步法管理
降是降低油井冲次，控是控制油井套压，洗是动态自洗与定期自洗相结合。如：齐11-2433井是汽驱受效井，井下蒸汽通道畅通，汽腔已经形成，易出现高温汽窜导致油井关井，影响油井生产时率。因此将油井冲次由前期的3次降至2.5次，控制油井产液量和温度。温度出现异常上升则控制套压，井口温度超过90℃时进行动态洗井。为防止井下死油堵塞泵工作筒及活塞，造成泵效下降，為油井确定了8天制自洗周期。通过上述措施，减少汽窜停井2次，延长时间生产时间14天，目前该井日产20.5吨液量7.8吨油，井口温度73℃。
2.3.2 对出砂井采取少停井、稳套压、降参数、控掺液、慎洗井，延长检泵周期
如齐11-0232井出砂严重，在2017年-2019年间，平均每年检泵2次，多数原因为卡井，造成检泵成本上升，周期产量下降。通过检泵探砂，该井砂面高，出砂严重且周期短。在日常生产管理中，我们减少停抽时间，避免井筒沉砂。平稳控制套压，降低油井抽吸参数，避免油层出砂。采取控掺液、慎洗井，避免降低井液降低井液携砂能力，打破井下平衡，降低卡井的风险，确保油井平稳运行，截至目前该井检泵周期较上次增加了124天。
2.3.3对低产井采取两调一洗，延长油井生产周期
两调是调小生产参数，调小防冲距，一洗是通过定期洗井，使保持油井泵况稳定。如齐40-12-25C井因能量供给不足，造成油井供液能力下降，目前处于工况图中的供液不足区，油井产量低，井口温度低。通过调整防冲距，将冲次由4.6次降为3.5次控制了该井产量持续下降趋势，通过6天一洗井使泵况长期稳定，该井日产液由4t上升至7t，并平稳生产至今。
2.3.4对负效井改间开，减少吨液耗电，让每度电都有收益。
如齐40-11-24C井，该井于2019年11月4日下泵开井，因出砂影响始终低产，分析认为部分油层已被砂埋。今年1月对该井实施间开，通过摸索制定出每月间开一次，每次间开五天，实施后效果明显，达到了省电及节约材料费的目的，同时也减轻了工人的管理强度，每月可实现增油3吨。
2.3.5扎实开展维护挖潜，提高措施有效率
井组今年1—7月份共实施维护挖潜工作量79井次，见效46井次，增油664.3吨，措施有效率58.2%。相比于其它井组或单井，措施有效率明显突出。
以上措施实施后，有效减轻了井组注汽量下调对产液量造成的直接影响，除以上措施之外，现场还应用、实践并总结出管理手段，有效针对高含水井、易结晶井、易积炭等特殊井管理，实现节省工作时间、节约材料、节水节电、提高工作效率以及提高安全系数的目的，也是降本增效的有效途径。
三、井组经济效益分析
E=E1+E2=（1-30%）× F× Q×（P-T-C）-I+PQ
节气创效：井组注汽调控后日节注汽量10吨;
E2=0.029301*10*30*7=61.5321万元
节余创效：齐40-11-0231井采取检泵措施恢复泵效较采取热采措施节约作业注汽成本
E2=注汽成本0.029301*1000+热采5+下泵4-检泵5=33.3010万元
四、井组存在问题及调整措施
4.1 井组主要存在问题：
4.1.1井况变差影响油井生产效果;
4.1.2现场管理，维护挖潜工作不够细致化。
4.2 下步建议
4.2.1 继续坚持油井维护挖潜工作，确保泵工作状态;
4.2.2 换小泵，建议检泵同时换成57泵，提高泵效;
4.2.3 对出砂严重井，综合分析油层已被砂埋，建二次侧钻，完善井网;
4.2.4 示功图显示固定凡尔漏失液面未测出，由于该井位于井组下倾方向，且井温始终保持在70-90℃范围内，建议对该井实施检泵措施提高泵效。
辽河油田公司欢喜岭采油厂 辽宁 盘锦 124114