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油田自然递减影响因素研究和控制对策 　　摘 要：胜坨油田已到开发后期，注采结构矛质突出，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油田开发管理水平的主要指标，也是完成全年原油生产任务的关键。本文从注水、油藏、采油工程、矿场管理环节入手，对自然递减进行全过程全方位的有效控制。 关键词：胜坨油田；自然递减；影响因素；控制措施 中图分类号：TE345 前 言 胜坨油田发育有一套完整的河流一三角洲沉积储层，为含油层系多、储层非均质严重的多层砂岩油藏。油田经过40多年的开采，已进入特高含水开发后期，自然递减率高、控制管理难度大一直是制约产量的一个重要因素，自然递减率控制技术是油藏开发和管理水平高低的重要标志之一。近年来.根据影响老井稳产工作的主要因素，利用系统工程原理，采取控制各项影响因素的措施，从注水管理入手，实行精细管理，控制自然递减，实现单元稳产。 1自然递减影响因素 根据影响老井稳产工作的主要因素，通过分系统分析发现，由于油井不同的开发特点，影响老井自然产油的主要因素各不相同，为了全面、系统、科学、合理的制定控制自然递减的影响因素，从注水管理、油藏管理、采油工程管理、现场管理四大环节入手，对29项管理内容78个控制点进行了因素分析.并针对某一项具体的因素，制定了分因素控制措施，对具体因素进行分解、剖析，找出具体的控制办法。 2自然递减控制措施 2.1油藏分类管理 （1）深化油藏分析研究，提高对剩余油分布规律的再认识 油田开发进入特高含水期，剩余油分布越来越零散，提高对剩余油分布规律的认识，是提高油藏开发管理水平的基础随着开发的不断深入，剩余油二次运移，分布规律更加复杂通过动态分析研究、数值模拟、测井精细解释、动态监测资料、检查井资料解释、生产资料和大孔道描述软件等手段，来认识特高含水期剩余油分布规律。根据单元的开发现状、潜力大小及油藏特点，作为井区分类的主导因素，运用ABC分类法进行分类，为油藏分类挖潜提供依据。分类指导地质开发挖潜，实行分类治理、挖潜。近年，利用单井储量计算软件.定量计算单井剩余油的潜力大小，利用油藏描述软件，定量描述油水井间大孔道存在状况，提高剩余油认识。 （2）实施以完善井网为主的调整治理，扩大注水波及体积，提高水驱效果 井网重组调整。对层系内部韵律层潜力规模相对较小，不具备细分调整物质基础的单元，实施跨层系井网重组，提高储量控制程度。跨层系井网重组的新模式是把纵向上相邻几套层系内储层物性相近、开采状况相近的韵律层跨层系组合，实现中低渗透层和高渗透层的分采，最大限度地降低开发层系内的储层非均质性，充分发挥各类油层潜力，有效提高储量动用率和采收率。运用层次分析法和模糊综合评判法，建立韵律层评价体系，制定了同一套井网的渗透率级差小于3，原油粘度级差小于2，油层厚度不超过15米的井网重组界限。根据政策界限研究结果，实施井网重组区块3个，设计产能19.83万吨，实际增加产能21.04万吨，增加可采储量162万吨，提高采收率1.8%。 （3）坚持“注有效水、产效益油”为目的日常管理与提水挖潜 精细挖潜节点，拓展增产空间。坚持“注有效水、产效益油”的原则，成立精细注水项目组，对历年来动管柱、措施井进行分类建档，有步骤、有层次、有计划地部署改造措施。坚持平稳注水的原则。对历史注采流线比较固定，含水级别较高，水驱效果变差的韵律层，改变注采流线，实施流场调整再造。过去四十多年，胜坨油田一直采用行列切割方式注水开发，注采流线相对固定，井间滞留区的剩余油得不到有效动用。针对这种情况，实施了流场调整再造，将原来平行于构造线的注采井网，调整为垂直于构造线的注采井网，使长期动用程度较低的井排之间、井与井之间的储量得到了有效动用。 （4）加强以协调层间注采关系为目的的整体调水 在单元整体提水的同时，对各主力层液面、采液量、注水量、注采比等数据进行分析对比，结合各井组产液、含水、压力、分层吸水等资料进行综合评价，充分考虑井区储层发育、产液量与最大注入能力的匹配、与相邻井组的压力平衡等情况，采取偏调、酸化、洗井等措施，协调各井组、井层的注采对应关系，水井层段合格率由上升7.3%。 （5）加强对高含水剩余油富集区实施有针对性挖潜改造。 在单元进入特高含水期开发后，水淹状况日益严重。对水井实施周期降水、提水措施，优选储层发育好、韵律性强、注采对应好的**井组实施脉冲注水试验。该井组实施脉冲注水后综合含水由98.1%下降至95.2%，日产油量由8吨上升至17吨，累计增油683吨。 （6）精细动态研究，优化产液结构 经过多年的连续开发，地下油层非均质严重、流体变化复杂，只有精确把握