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摘要：辽河油田是世界第一大稠油产区，在稠油开采开发方面具有领先世界的理论和应用水平，本文通过对辽河油田某采油厂的某稠油区块进行介绍分析，分享了该区块技术人员的地质开发思路与做法。
关键词：辽河油田;稠油;地质;开发
1 加快产能建设步伐，抢投新井见实效
2019年部署新井24口，产量指标2.2×104t。作业区坚持抓新井投产重点环节。其一、动态调整钻井区域运行7个区域22个井次，为钻井创造有利时机。其二、参与射孔方案论证，针对泥质含量偏高的油井，新井投产一轮实施预处理措施13井次，防止粘土膨胀。在新井后续生产中，针对采注比低的油井，二轮辅助实施化学助排类措施7井次。针对油井注汽压力高，实施解堵1井次，均收到显著的增油效果。其三、加强投产后“注、焖、放、下、采”各环节的管理，提高新井生产效果。去年年内新井平均生产时率40.9%，同比提高5.2%，生产时间提前19天，新井实现超产4958t。
2 发挥地质龙头作用，措施增产收效显著
该作业区成立了地质措施挖潜项目组，开展十项措施技术攻关，制定工作目标，确立承包责任人，建立了考核奖惩规定，激发了地质技术人员工作能动性。全年8个区块实现超产，措施增产效果显著。
2.1 修复停产井
作业区牢牢抓住“保证开井数才有产量”的理念，年初按照潜力大小及复产难易程度修复停产井，超前调整大修井周边邻井的注汽运行，共调整8个区域31井次。全年修复油井23口，日增油45t，累增油1.65×104t;开井数由年初的339口上升至12月份的366口。
2.2 治理出水井
超稠油区块出现油井出水现象，严重制约区块的开发效果。主要表现为出水井多（28口），占比例大（占总井数的9%），开井时率低（正常生产时率的60%）。2019年系统分析出水原因后，将其划分为无漏出水、有漏出水、夹层水，邻井水窜四类，根据出水原因及水性，实施“有漏堵漏、无漏封层、邻井防窜”措施，从根源上解决出水问题。2019年共实施挤灰、机械、大修内衬修套类堵水措施33井次，有效27井次，有效率由去年的80.6%上升到今年的81.8%，阶段增油10366t。
2.3 出砂区域治理
超稠油区块出砂程度均较严重，出砂井占总井数的比例高达45.6%，导致油井管理难度加大。2019年通过开展立体综合防砂、治砂，对“地下防砂、控制压差、油井防窜、优化设计”四个环节的控制，有效抑制油井出砂，见到明显效果。2019年出砂检泵井次与前年、去年同期对比分别减少24井次、3井次，呈阶梯式递减。杜绝了因出砂造成油井大修事故的发生。2010年的8口新井出砂倒井，大修后管理工作到位，未出现问题。
2.4 汽窜井治理
针对区块汽窜油井周期低、距离远、方向多、规模大等特点，加大动态监测力度，加强区域小层对比，通过开展水平井区域组合注汽、直井平面优化井点组合、直井纵向优化层位注汽三方面工作，使超稠油汽窜影响产量为9294t，与去年同期对比汽窜产量下降5754t，收到了预期效果。
2.5 水平井综合治理
全区共有37口水平井。针对水平井区域内汽窜严重、水平段动用不均、出水、地层能量不足等问题，其一开展对水平井区域油藏发育、油层剖面分析对比，辅助水平井温压剖面、含油饱和度等测试资料，解决水平井动用不均问题，实施选段注汽措施4井次，日增油7t;其二分析水平井及周边邻井油层生产发育情况，判断出水层位，解决水平井区域出水问题，实施选采堵水措施12井次，日增油19t。目前，全区水平井日产量稳产在160吨左右。
2.6 实施稀油区块综合治理
对齐2411块实现了5个注采井组的精细注水，完善注采层位，并辅助实施补孔、解堵措施14井次，改善了井组水驱效果，日增油12.3t，区块产量同比增加2266t，实现综合负递减。
对曙1612块中部注水区域实施周期注水，3月至12月停注9口注水井，调参5口油井，恢复3口长停井，配套实施提液强采。实施后中部区开发效果大有改善，对比停注前日产油增加10t，综合含水下降3%。
3 抓牢六大系统，夯实生产管理基础
3.1 井筒系統管理
重点抓单井分析，坚持“逢八”工程例会，增加“逢三”站级分析。实施“六字法”，细化日常管理，即“优、调、洗、降、控、强”，实现井筒管理精益化，效果明显。去年共发生检泵井93井次，检泵、返工井次同比都有明显下降。
3.2 温度系统管理
通过加强相变加热炉投运管理等一系列措施，提升全区的温度系统管理，确保进曙四联温度达到了作业区温度平均线60℃的要求。
3.3 集气系统管理
新建4#站与主干网的气管网流程改造，并将新9#站到4号站的原掺油管网改成天然气干网管线工作，实现了双管网供气，解决了长年以来困扰101中心站的干线管网长、供气压力偏差的管理难题。
组织完成单井及气干线吹扫工作，保证冬季气管网畅通。对X9站空气催化氧化试验区域站内流程改造，建立了区域内、外油井分收流程，日增收气量4800方。
3.4 掺油（水）系统管理
在掺油水管理上，摸索掺油水新规律，探索季节性掺油水管理。年掺油量在比上年减少9.9万方的基础上又下降1.8万方。
3.5 放喷系统管理
放喷系统管理是产量接替的重要环节。生产一路始终以缩减单井放喷时间、保证一次下泵成功率作为核心管理内容，对放喷井采取一系列有效的管理措施，进步较大。
3.6 外输与“措施”拉液系统
外输系统的稳定、连续是油井正常生产的保障。从以前的“平面”管理具体到“节点”管理，从细节上解决外输系统中出现的问题。
此外，作业区根据实际又绘制了天然气管网图、电路走向图，完善了一整套生产图件，为生产组织提供了便利。
4 增强效益观念，确保成本有效控制
（1）坚持四项制度。坚持执行《内部承包经营责任制》、《月度预算执行制度》、《月度经营活动分析例会制度》和《主要业绩指标完成情况的季度网上公示制度》，确保成本有效控制。
（2）根据厂开展“八大系统”工程要求，作业区实施了《生产组织经济运行工程》、《 超稠油出水治理 》等九项管理挖潜创效工程。全年实现降本增效1181.2万元，增油4.17万吨，有力控制了各项可控费用的支出。
5.突出曙13832块重力火驱项目，努力保证实验效果
为了保证曙13832块重力火驱项目取得较好实验效果，作业区全力做好以下三方面工作，一是加强火驱井组资料录取工作;依据火驱方案要求，建立相应的资料录取台账，包括注气井、生产井、观察井、排气井。每天录取的数据由专人负责校验，以“精、细、准”录取好每一口井信息，为下步分析及调控提供可靠的一手资料。二是加强火驱井组动态调控工作;依据上级部门的要求对火驱井组进行调控。对于日常生产过程中临时出现的问题，做到及时发现，及时与上级部门沟通，及时解决。在大的调控原则下，做到对火驱井组的动态调控。三是加强火驱井组安全管理工作;从地质方案实施、气体（H2S、O2）监测、作业现场安全监督、日常管理、套管气外排五个环节入手，进一步完善《火驱井组安全管理流程》，明确环节负责人、涉及部门、环节目标及执行细则。同时，加强与安全科、厂工艺等部门的密切结合，保证重力火驱试验的平稳安全进行。
关键词：辽河油田;稠油;地质;开发
1 加快产能建设步伐，抢投新井见实效
2019年部署新井24口，产量指标2.2×104t。作业区坚持抓新井投产重点环节。其一、动态调整钻井区域运行7个区域22个井次，为钻井创造有利时机。其二、参与射孔方案论证，针对泥质含量偏高的油井，新井投产一轮实施预处理措施13井次，防止粘土膨胀。在新井后续生产中，针对采注比低的油井，二轮辅助实施化学助排类措施7井次。针对油井注汽压力高，实施解堵1井次，均收到显著的增油效果。其三、加强投产后“注、焖、放、下、采”各环节的管理，提高新井生产效果。去年年内新井平均生产时率40.9%，同比提高5.2%，生产时间提前19天，新井实现超产4958t。
2 发挥地质龙头作用，措施增产收效显著
该作业区成立了地质措施挖潜项目组，开展十项措施技术攻关，制定工作目标，确立承包责任人，建立了考核奖惩规定，激发了地质技术人员工作能动性。全年8个区块实现超产，措施增产效果显著。
2.1 修复停产井
作业区牢牢抓住“保证开井数才有产量”的理念，年初按照潜力大小及复产难易程度修复停产井，超前调整大修井周边邻井的注汽运行，共调整8个区域31井次。全年修复油井23口，日增油45t，累增油1.65×104t;开井数由年初的339口上升至12月份的366口。
2.2 治理出水井
超稠油区块出现油井出水现象，严重制约区块的开发效果。主要表现为出水井多（28口），占比例大（占总井数的9%），开井时率低（正常生产时率的60%）。2019年系统分析出水原因后，将其划分为无漏出水、有漏出水、夹层水，邻井水窜四类，根据出水原因及水性，实施“有漏堵漏、无漏封层、邻井防窜”措施，从根源上解决出水问题。2019年共实施挤灰、机械、大修内衬修套类堵水措施33井次，有效27井次，有效率由去年的80.6%上升到今年的81.8%，阶段增油10366t。
2.3 出砂区域治理
超稠油区块出砂程度均较严重，出砂井占总井数的比例高达45.6%，导致油井管理难度加大。2019年通过开展立体综合防砂、治砂，对“地下防砂、控制压差、油井防窜、优化设计”四个环节的控制，有效抑制油井出砂，见到明显效果。2019年出砂检泵井次与前年、去年同期对比分别减少24井次、3井次，呈阶梯式递减。杜绝了因出砂造成油井大修事故的发生。2010年的8口新井出砂倒井，大修后管理工作到位，未出现问题。
2.4 汽窜井治理
针对区块汽窜油井周期低、距离远、方向多、规模大等特点，加大动态监测力度，加强区域小层对比，通过开展水平井区域组合注汽、直井平面优化井点组合、直井纵向优化层位注汽三方面工作，使超稠油汽窜影响产量为9294t，与去年同期对比汽窜产量下降5754t，收到了预期效果。
2.5 水平井综合治理
全区共有37口水平井。针对水平井区域内汽窜严重、水平段动用不均、出水、地层能量不足等问题，其一开展对水平井区域油藏发育、油层剖面分析对比，辅助水平井温压剖面、含油饱和度等测试资料，解决水平井动用不均问题，实施选段注汽措施4井次，日增油7t;其二分析水平井及周边邻井油层生产发育情况，判断出水层位，解决水平井区域出水问题，实施选采堵水措施12井次，日增油19t。目前，全区水平井日产量稳产在160吨左右。
2.6 实施稀油区块综合治理
对齐2411块实现了5个注采井组的精细注水，完善注采层位，并辅助实施补孔、解堵措施14井次，改善了井组水驱效果，日增油12.3t，区块产量同比增加2266t，实现综合负递减。
对曙1612块中部注水区域实施周期注水，3月至12月停注9口注水井，调参5口油井，恢复3口长停井，配套实施提液强采。实施后中部区开发效果大有改善，对比停注前日产油增加10t，综合含水下降3%。
3 抓牢六大系统，夯实生产管理基础
3.1 井筒系統管理
重点抓单井分析，坚持“逢八”工程例会，增加“逢三”站级分析。实施“六字法”，细化日常管理，即“优、调、洗、降、控、强”，实现井筒管理精益化，效果明显。去年共发生检泵井93井次，检泵、返工井次同比都有明显下降。
3.2 温度系统管理
通过加强相变加热炉投运管理等一系列措施，提升全区的温度系统管理，确保进曙四联温度达到了作业区温度平均线60℃的要求。
3.3 集气系统管理
新建4#站与主干网的气管网流程改造，并将新9#站到4号站的原掺油管网改成天然气干网管线工作，实现了双管网供气，解决了长年以来困扰101中心站的干线管网长、供气压力偏差的管理难题。
组织完成单井及气干线吹扫工作，保证冬季气管网畅通。对X9站空气催化氧化试验区域站内流程改造，建立了区域内、外油井分收流程，日增收气量4800方。
3.4 掺油（水）系统管理
在掺油水管理上，摸索掺油水新规律，探索季节性掺油水管理。年掺油量在比上年减少9.9万方的基础上又下降1.8万方。
3.5 放喷系统管理
放喷系统管理是产量接替的重要环节。生产一路始终以缩减单井放喷时间、保证一次下泵成功率作为核心管理内容，对放喷井采取一系列有效的管理措施，进步较大。
3.6 外输与“措施”拉液系统
外输系统的稳定、连续是油井正常生产的保障。从以前的“平面”管理具体到“节点”管理，从细节上解决外输系统中出现的问题。
此外，作业区根据实际又绘制了天然气管网图、电路走向图，完善了一整套生产图件，为生产组织提供了便利。
4 增强效益观念，确保成本有效控制
（1）坚持四项制度。坚持执行《内部承包经营责任制》、《月度预算执行制度》、《月度经营活动分析例会制度》和《主要业绩指标完成情况的季度网上公示制度》，确保成本有效控制。
（2）根据厂开展“八大系统”工程要求，作业区实施了《生产组织经济运行工程》、《 超稠油出水治理 》等九项管理挖潜创效工程。全年实现降本增效1181.2万元，增油4.17万吨，有力控制了各项可控费用的支出。
5.突出曙13832块重力火驱项目，努力保证实验效果
为了保证曙13832块重力火驱项目取得较好实验效果，作业区全力做好以下三方面工作，一是加强火驱井组资料录取工作;依据火驱方案要求，建立相应的资料录取台账，包括注气井、生产井、观察井、排气井。每天录取的数据由专人负责校验，以“精、细、准”录取好每一口井信息，为下步分析及调控提供可靠的一手资料。二是加强火驱井组动态调控工作;依据上级部门的要求对火驱井组进行调控。对于日常生产过程中临时出现的问题，做到及时发现，及时与上级部门沟通，及时解决。在大的调控原则下，做到对火驱井组的动态调控。三是加强火驱井组安全管理工作;从地质方案实施、气体（H2S、O2）监测、作业现场安全监督、日常管理、套管气外排五个环节入手，进一步完善《火驱井组安全管理流程》，明确环节负责人、涉及部门、环节目标及执行细则。同时，加强与安全科、厂工艺等部门的密切结合，保证重力火驱试验的平稳安全进行。