摘要：南海西部涠洲油田群油田多，分布散，产量影响因素多，如何克服各种潜在的产量影响因素，实现挖潜增效，确保新老油田在其开发规律和开发阶段下实现稳产增产，是涠洲油田群实现可持续发展的根本。通过寻找增产挖潜方向课题研究，使涠洲的发展明确了方向，也为其它油田的开发提供了良好借鉴。
关键词：稳产增产、开发规律、开发阶段、采油速度
1、概述
2016年是涠洲作业公司建成年产400万方油当量后的第一年，是关键的一年，产量任务重，影响因素多，如何克服各种潜在的影响因素，如何挖潜增效，确保新老油田在其开发规律和开发阶段下实现稳产增产，寻找增产潜力方向，是一项重要的研究课题。
涠洲油田群点多面广，不同油田不同时期开发的油井所处的开发阶段不同，需针对不同的开发阶段和不同的工况采取不同的稳油控水等挖潜手段。涠洲作业公司通过不断总结前一阶段措施成果，摸索当前开发阶段应采取的稳产、增产措施，取得了一定的成果，油田生产稳定，采出程度高，近年涠洲作业公司产量在稳步上升，己成功建成400万方油当量/年的规模，说明我们根据不同含水阶段所采取不同的措施的思路是正确的，各阶段采取的稳油控水技术及措施是合理的，可将其运用于现阶段油田群滚动开发。
下文将围绕井下、地面以及管理三方面挖掘增产的潜力。
2、不同的开发阶段采取不同的稳油控水的技术
采油速度是衡量一个油田开发快慢的指标，合适的采油速度，可使油田能量有规律的释放，从而获得尽可能高的采收率；采油速度过快会使油田能量过早枯竭或水淹，降低采收率；采油速度过慢又无法获得好的经济效益。
二十多年来，我们在年产量和采油速度之间的平衡做了大量研究工作，为了更清楚地认识油藏，将油田开发划分为4个开发阶段，针对不同的开发阶段采取不同的稳油控水的技术应用，不断总结前一阶段措施成果，摸索当前开发阶段应采取的稳产、增产措施，取得了一定的成果。
2.1无水采油期、低含水期稳产、增产措施
对于投产年限在一年以内，含水率在10%以的下油田，例如涠洲12-2油田、涠洲12-1W油田、涠洲11-2B油田和涠洲11-4NB油田，这些油田处于无水采油期、低含水期，稳产、增产措施主要为控制生产压差，延长无水采油期，同时增加新井提高油田储量动用程度。
2.1.1投产初期小生产压差生产，延长无水采油期
为了更好地控制采油速度，在未投产之前对电潜泵的排量就进行了合理的选择，根据油藏特性和井况并结合开发要求，泵排量选定为100m3/d、150m3/d、200m3/d，其中以100m3/d为主；投产开始便尽量采取自喷生产的方式，在符合开发要求的情况下减小生产压差，抑制含水的上升，尽可能延长单井无水采油期，使得全油田无水采油期延长。
2.1.2 增加新井提高油田储量动用程度
提高采油速度总是伴随着含水率的上升，对于油田来说经过无水采油期后综合含水率开始上升，单靠提高采油速度来稳产增产的效果逐步变小，平均单井增加的产能己降到12.4m3/d，因此必须在适当提高采油速度的同时增加新井来提高油田储量的动用程度。
2.1.3低效井解堵
老井换大泵、卡气堵水、酸化、解堵等常规措施，从单井控制的平面、纵向上增大波及系数，提高驱油效率，这是油井稳油控水的第二大法宝。油田及时对低效井治理为稳产、增产提供了保障。涠洲11-4NB平台B21\B22井在完井阶段存在污染的可能，可尽快实现解堵作业，恢复油井应有产能。
2.2中高含水期稳产、增产措施
2.2.1全面提液
主力层Ⅱ油组油层与底水界面处发育一套“致密层”，该“致密层”对油田的高效开发起到了重要作用。致密层“隔而不死”，一方面，它对底水锥进有抑制作用，另一方面，它不妨碍水体能量的补充，底水侵入速度可满足油田的高产需求。根据油藏对提液的认识，认为提液效果好与否受“致密层”影响，提液对开发无不利影响，对于提液时机，根据无因次采液、采油指数分析认为含水大于40%后采液指数升高，均可进行提液增油。受“致密层”影响，不同含水时期提液对采收率影响不大，随着油井含水率的升高，提液幅度增大，增油量逐渐变小，含水率变化变小。因此，对涠洲11-1A\涠洲11-1N油等油田实施全面提液是必须趋势，也是该油田增产潜力主要方向。
2.2.2换层补孔
老井上下返，补孔，从垂向上增加次要开发层、增大动用储量，增油效果好,这是老井稳油控水的首选。利用新技术进行油藏精细挖潜研究，通过剩余油分布预测技术，对部分油田可实施换层补孔。
换层补孔措施低投入，高回报，让非主力油层接替生产不失为降水增油的有力手段。
2.3高含水、超高含水期稳产、增产措施
随着油井含水率的升高，提液幅度增大，增油量逐渐变小，含水率变化变小，特别在超高含水阶段，小幅提液增油不明显，大幅提液受平台液处理能力限制。涠洲11-4油田液处理能力为15000m3/d，油田日产液水平为14000m3/d，剩余液量空间小。因此油田整体处于产液量、油量稳定，含水平稳阶段（综合月递减率仅0.0019）；部分井产能下降，液量下降，含水上升速度快，产量递减快，产能释放难度大。
本阶段油田稳产、增产的措施主要靠实施底水压锥、换层补孔、产液结构优化以及低效井解堵。
2.3.1底水压锥
原始状态下，底水块状油藏的油水按重力关系分布，当油井投产后，油层内部由于油、水重力差的影响，使原为水平状态的油水界面变形成丘状锥起，形成水锥。随着采油速度增大，水锥不断上升，突破进入井底，造成油水同产，使油产量减少，底水随采油呈锥形纵向推进的过程形成底水锥进。
经过研究试验，对涠洲11-4油田部分井实施关井后，利用油水重力分异对流体重新分布，具有减少底水锥进的效果。随后对油田实施关井压锥的措施，含水率均有不同程度下降，产油量增加。为此，该技术可适当地用于涠洲11-4NA、涠洲11-2A等油田。
3、地面增产措施研究
涠洲油田群点多面广，各油田工艺差别较大，在如何挖潜各油田地面工艺的增油潜力，解决部分油田存在的电力和输送能力瓶颈问题方面，需要做进一步的工作：
3.1降压生产
降压生产工艺思路就是全面降低生产回压，从而获得较大的生产压差，使得由于背压过高无法自喷的油井实现自喷，电泵油井和气举油井增加排量，实现油井产量的提升。
降压工艺的原理基于压力梯度差值来实现，油井在生产过程中需要克服不同的外力作用才能实现可开采价值的生产。
根据油井可开采的压力条件公式：
P流＝P井口＋P液＋P摩
ΔP＝P流－（P井口＋P液＋P摩）
P流（井底流动压力）、P井口（井口压力）、P液（井筒液柱压力）、P摩（损耗压力）
当P流> P井口＋P液＋P摩 的时候油井内部的流体才能到达井口并实现可以开采的生产，因此地面工艺的降压原理就是降低P井口，让压差ΔP变大，井底流压不变的情况下加速井底液体进入井筒的速度和流量，从而达到增加产量的目的。
2010年2月涠洲12-1油田至涠洲终端的16寸海底原油外输管道投产运行，约束涠洲油田群产量的瓶颈得以释放，外输能力的峰值可以达到400万方/年，涠洲油田群已经具备在线降压生产工艺的条件。2010年至2015年，涠洲油田群分别实施了涠洲12-1油田高低压生产管汇并联改造、涠洲11-1油田降压、涠洲12-1油田井口降压、涠洲12-1PUQB降压四步，成功实现了降压生产工艺技术在油田现场的应用，通过后续的油井测试验证，部分油井在降压生产过程中获得了相对余量的生产压差，因而产量得到了提升。
2016年又实施了涠洲6-1生产降压和涠洲11-1N外输管线改造，涠洲11-1N外输管线改造完成后，将所有生产井导入低压分离器经过增加泵外输，各口生产井的背压由原来的3.3MPa降至0.9Mpa，随后根据先前制定的提液方案对生产井进行了工况调整。将A1、A2、A3、A7S1、A8S2、A15这6口井进行井口压力调整，恢复油嘴到切换流程前的开度，待工控平稳后进行测试，生产稳定后进行产量测试显示增加原油产量86方/天。
为此，涠洲油田群降压生产仍有挖潜的空间，尤其是井口平台，目前涠洲11-4NB混输泵仍有提转速的能力，如有必要，可对涠洲11-4NA进一步降压生产。
3.2提高注气、注水量
利用注水井把水注入油层,以补充和保持油层压力的措施称为注水.油田投入开发后,随着开采时间的增长,油层本身能量将不断地被消耗,致使油层压力不断地下降,地下原油大量脱气,粘度增加,油井产量大大减少,甚至会停喷停产,造成地下残留大量死油采不出来.为了弥补原油采出后所造成的地下亏空,保持或提高油层压力,实现油田高产稳产,并获得较高的采收率,必须对油田进行注水，同时注水量影响着地层能量的补充和受效井的产量，因此必须注足水，注好水。
2016年初油藏经核算，涠洲11-1N油藏共需求注水量为1900-2200m3/d，而平台能力仅为1400m3/d，必须进行相应的改造，油田通过对注水泵改造成“两用一备”，同时将细过滤器进出口管线扩径，恢复处理能力至单台90方，最终达到了满足油藏需求。
涠洲11-2油田2016.11.16对A1和A2井进行提高注水量同时提液操作，两口井共增油86m3/d，确保了的注采平衡。
天然气驱开发在涠洲12-1油田应用效果较好，保障了注气受效井（A8、A12b）多年来原油产量稳定在400方/天。
为提高涠洲12-1油田注采速度，涠四段注气需求量要达到32.5×104m3/d～58.6×104m3/d。另外，涠洲6-1油田气举需用气量6×104m3/d，因此注气压缩机需要满足38.5×104m3/d～64.6×104m3/d的注气能力。
目前涠洲12-1油田注气压缩机（布置在PAP平台）设计处理能力为40×104m3/d，实际最大运行能力仅为25×104m3/d无法满足注气要求，需对注气设施升级改造达到65×104m3/d的注气能力。
3.3增加副产品
涠洲油田群的主要产品为原油，日产8500m3/d，其副产品有天然气、液化气和轻油，折合油当量2000m3/d，占总产量的20%，副产品的比例较大，增加副产品对增产挖潜意义重大。
目前天然气销售受下游用户影响，销售渠道不畅，导致放空量增加，通过技术手段无法解决，但液化气和轻油产品不受影响，因此提高LPG和轻烃回收率是增产的潜力方向之一，从下图可以看出，LPG回收率峰值较谷值高78%，波动值达200 m3/d。
3.4 解决电力瓶颈
涠洲油田群7个油田之间己形成电力组网，总体上并不存在电力瓶颈，但因涠洲11-4油田为孤岛电站，未实现联网，而同时该油田投产较早，电力容量较小，长期处于超负载运行，无法为换大泵换液提供充足的电力，在平台目前液处理和电力饱和情况下，大幅度提液己不可行，因此需对油田产液结构优化，原则上是对特高含水井采取降低液量，同对有潜力井进行提液，例如近期采取降低B5产液量，提高A17、A11BC产液量的措施，实现增油50m3/d，累增油1.8万方，产液结构优化是油田后期主要挖潜的策略。
3.5 解决外输瓶颈
随着老油田产能递减、部分油田产液量大幅调整及新油田的开发，部分油田的外输泵排量不能满足产液量大幅提升的要求，还有部分油田的外输泵排量远超实际需要，甚至有的平台外输泵出现闲置；WZ11-1A平台和WZ11-1N平台外输泵排量小，导致油田提液潜能无法完全释放；WZ11-4A平台外输排量是实际产量的两倍，耗能大还不利于外输泵的长期运行；WZ12-1A平台产量小，多台外输泵闲置。
对此，涠洲作业公司根据各油田产量预测，分析各平台需求，结合油田技术实力，采用“移植手术”，分别将WZ12-1A平台的4台外输泵整体迁移安装到WZ11-1N平台和WZ11-4A平台，将WZ11-4A平台的2台外输泵迁移安装到WZ11-1A平台使用，6台外输泵都发挥出最大的能力；同时，通过“微创技术”改造外输泵叶轮，提高外输排量，使WZ11-1N平台和WZ11-1A平台的3台外输泵焕发出新的活力，既满足生产提液的需要，还节省下购买新外输泵的大笔费用。经过多次方案调整优化，涠洲作业公司最终制定出这一套“动手术”次数最少、风险最小、受益面最广的方案。截至目前，涠洲作业公司凭借自身技术力量，已顺利完成6台外输泵的拆移或改造工作，拆移和改造后的外输泵工况稳定、运行良好，有效地保障了油田的正常生产；接下来，涠洲作业公司将继续完成其余3台外输泵的拆移和改造工作。
2016年初，涠洲11-1A平台外输泵频繁出现故障，影响生产时率，经过分析发现，含水率上升，流体密度增加造成外输泵机封和轴套等损坏加剧，为保障生产时率，更换其它类型的外输泵或直接更换大扬程油井电潜泵是增产潜力方向之一。
4、管理措施研究
增产潜力不单单存在于技术层面，在管理层面也存在挖潜空间。
4.1 加快开发井、调整井项目进度
油田增产最快速的方法就是新增油井，影响产量完成的最大因素就是开发井项目的投产时间，为此前期积极参与设计、后期跟踪安装、组织投产准备，WZ12-2 A油田和WZ12-1W油田分别于今年10月22日和11月13日成功试生产，所有油井实现钻完井、生产无缝衔接。
4.2 常规措施作业协调
油井出现故障，第一时间反馈至生产部油藏和作业人员，与工艺室进行故障分析、确认，并委派专人跟踪修井材料准备情况，及时协调运力、床位资源，保障故障井尽快修复。
2015年共修复27口故障井，恢复产能将近1740方/天。
4.3 采油井转注时机
受新油田注水项目推迟影响，涠洲12-2A平台和涠洲11-4NB平台注水井转注时机需进一步研究分析，精准把握转注时机，将油井产油量最大化。
5、结论及建议
综上所述，涠洲油田群在井下、地面和管理方面做了大量卓有成效的工作，取得了一些成绩和经验，这些经验将长期指导着我们挖潜增产。各油田应因地制宜地开展各类增产措施，向产量最大化方向努力。
参考文献
1.彭远志.《稳油控水技术在涠洲11-4油田的应用》.基层建设.2018年4期2月（上）。
2、李君宝 韩耀图 林家昱 赵成龙 张登.《稳油控水技术在渤海油田的研究与应用》. 非常规油气. 2017年01期。
论文作者:彭远志
论文发表刊物:《基层建设》2018年第31期
论文发表时间:2018/12/17
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