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[摘 要]目前纯梁采油厂所辖区块已到了开发后期，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]油田 自然递减 影响因素 减缓递减
中图分类号：P618.13 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）11-0027-01
目前油田已进入开发后期阶段，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 减缓自然递减措施
2.1 油藏分类管理
（1）实施以完善井网为主的分类分区治理，扩大注水波及体积，提高水驱效果经过长期的高速开发，地下油水关系复杂，开发矛盾更加突出，表现为压力分布严重不均衡，平面、层间水淹状况不均衡，单元水驱油效果、采出程度差异较大。根据区块特点实施分类治理，划分高压区和低压区，对于高压区采取间歇注水、脉冲注水、细分注水挖潜等多种方式扩大注入水波及体积，提高水驱油效果，兼顾注采调配、动态跟踪、多次调配等工作。对低压区，由于停产、停注、水井欠注等原因，井网完善程度相对较低，通过扶长期停产停注井、井别转换等措施完善井网，提高储量动用程度，以夯实稳产基础。另外，优化单井方案设计，提高措施有效率；加大动态监测资料的录取、分析、应用力度，指导注采调配、稳产措施的制定。
（2）深化油藏分析研究，提高对剩余油分布规律的再认识
油田開发进入开发后期，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。根据ABC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，对单井、分层剩余油分布有了深入的认识。同时利用油藏描述软件，定量描述油水井间大孔道存在状况，提高了对剩余油矛盾的认识。
（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。强化注水井的洗井工作，提高注水井的免修期和测试合格率，水井洗井成功率达到72.5%，测试成功率达到74.2%。对于特殊井必须定专人负责，严格水井防躺井制度；加强测试资料的录取工作.为动态分析提供可靠的依据；加强注水井地面设备的保养、管理工作，提高水井免修期，为录取各项资料打基础；加强地面管线结垢的处理。坚持有效注水，强化注水运行。通过整体改造与局部增注相结合，地质工艺与层间调整相结合，增加有效注水井点，改善差吸水层，提高水驱效果。加强指标控制，强化措施研究，挖潜空间不断扩展，为原油稳产奠定了基础。对区块进行了以恢复地层能量为目的的整体提水工作。根据区块液量上升幅度、液面、含水的变化情况，对周围水井进行调配，并对位于同一井组的提液井分阶段进行作业，从而使单元油井动液面平均回升43.1米。
（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。日增加水量2196立方米。水井层段合格率由59.3%上升到67.3%。
（5）加强对高含水剩余油富集区实施有针对性挖潜改造
在单元进入开发后期后，水淹状况日益严重。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。对水井实施周期降水、提水措施，每10天一个周期。实施后，井组综合含水下降14.9%，日产油量由8吨上升至17吨，累计增油683吨。
（6）加强油藏监测，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，只有精确把握每一个油层的特性，对症施治，才能保证开发效果。为此，综合运用SNP、c/o等动静态监测资料仔细分析各单元井区剩余油分布和变化规律，精确锁定挖潜进攻点。积极做好低含水、低液量、低液面井的治理对策研究与论证，加强高含水、高液面井剩余油富集区的挖潜改造力度。利用地质、工艺、作业、采油“四位一体”的改造调整机制，综合利用调剖、优化参数、间开等措施，理顺产液结构，减小层间、层内和平面间干扰，使低产能油层发挥作用。自然递减率、含水上升率分别控制在14.5%、0.47%。
2.2 工程工况管理
（1）因井制宜选择合适的防砂措施，提高油井免修期。 油井的能量、出砂情况各不相同，因此只有在开发层物性充分认识的基础上，才有可能确定配套的防砂工艺措施、因井因层的选择防砂工艺方法。可以通过加强含砂化验，确定油井采出液中的含砂比例.结合地层发育状况、能量状况，选择合理的防砂方法，提高作业成功率。（2）确定抽油井合理工作制度，提高油井免修期。根据系统试井资料、邻近同油层的的资料，确定合理的生产压差；根据选定的生产压差决定合理的泵挂深度；确定泵径、冲程、冲次的匹配，坚持长冲程、慢冲次、小泵径的原则。（3）用工况图管理技术.提高油井管理水平。为了提高油井管理水平，根据泵效和吸入日压力关系曲线，编制抽油机工况控制图，针对不同区域油井的特点.制订了相应的对策措施。（4）从影响采油时率的“计划、工序、标准、工具、时间”五个要素优化的角度来加强管理，促进管理水平的提高。
通过实施自然递减控制办法，与去年同期对比单元自然递减下降了3.4%，开发趋势变好，运用现代管理方法和自然递减率控制相结合的方法，提高了开发水平，取得明显的经济效益和社会效益。
3 结论
减缓自然递减措施是在对油藏基础地质研究的基础上发展起来的，因此，加强动态监测，结合不同油藏、不同区块的地质特征进行深人研究和分析，是确保油藏稳定的基础；不断推广和发展成熟适用配套技术，针对不同油藏、不同开发阶段的开发特征及存在问题采取相应的技术手段，是油藏稳定并控制自然递减的有力保证；减缓自然递减是一项系统工程，必须遵循“完善推广一批成熟技术，攻关突破一批瓶颈技术，研究储备一批前瞻性技术”的思路，不断完善和扩大适用配套技术，为实现原油产量和采收率提高提供有力的技术支撑。
[关键词]油田 自然递减 影响因素 减缓递减
中图分类号：P618.13 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）11-0027-01
目前油田已进入开发后期阶段，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 减缓自然递减措施
2.1 油藏分类管理
（1）实施以完善井网为主的分类分区治理，扩大注水波及体积，提高水驱效果经过长期的高速开发，地下油水关系复杂，开发矛盾更加突出，表现为压力分布严重不均衡，平面、层间水淹状况不均衡，单元水驱油效果、采出程度差异较大。根据区块特点实施分类治理，划分高压区和低压区，对于高压区采取间歇注水、脉冲注水、细分注水挖潜等多种方式扩大注入水波及体积，提高水驱油效果，兼顾注采调配、动态跟踪、多次调配等工作。对低压区，由于停产、停注、水井欠注等原因，井网完善程度相对较低，通过扶长期停产停注井、井别转换等措施完善井网，提高储量动用程度，以夯实稳产基础。另外，优化单井方案设计，提高措施有效率；加大动态监测资料的录取、分析、应用力度，指导注采调配、稳产措施的制定。
（2）深化油藏分析研究，提高对剩余油分布规律的再认识
油田開发进入开发后期，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。根据ABC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，对单井、分层剩余油分布有了深入的认识。同时利用油藏描述软件，定量描述油水井间大孔道存在状况，提高了对剩余油矛盾的认识。
（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。强化注水井的洗井工作，提高注水井的免修期和测试合格率，水井洗井成功率达到72.5%，测试成功率达到74.2%。对于特殊井必须定专人负责，严格水井防躺井制度；加强测试资料的录取工作.为动态分析提供可靠的依据；加强注水井地面设备的保养、管理工作，提高水井免修期，为录取各项资料打基础；加强地面管线结垢的处理。坚持有效注水，强化注水运行。通过整体改造与局部增注相结合，地质工艺与层间调整相结合，增加有效注水井点，改善差吸水层，提高水驱效果。加强指标控制，强化措施研究，挖潜空间不断扩展，为原油稳产奠定了基础。对区块进行了以恢复地层能量为目的的整体提水工作。根据区块液量上升幅度、液面、含水的变化情况，对周围水井进行调配，并对位于同一井组的提液井分阶段进行作业，从而使单元油井动液面平均回升43.1米。
（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。日增加水量2196立方米。水井层段合格率由59.3%上升到67.3%。
（5）加强对高含水剩余油富集区实施有针对性挖潜改造
在单元进入开发后期后，水淹状况日益严重。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。对水井实施周期降水、提水措施，每10天一个周期。实施后，井组综合含水下降14.9%，日产油量由8吨上升至17吨，累计增油683吨。
（6）加强油藏监测，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，只有精确把握每一个油层的特性，对症施治，才能保证开发效果。为此，综合运用SNP、c/o等动静态监测资料仔细分析各单元井区剩余油分布和变化规律，精确锁定挖潜进攻点。积极做好低含水、低液量、低液面井的治理对策研究与论证，加强高含水、高液面井剩余油富集区的挖潜改造力度。利用地质、工艺、作业、采油“四位一体”的改造调整机制，综合利用调剖、优化参数、间开等措施，理顺产液结构，减小层间、层内和平面间干扰，使低产能油层发挥作用。自然递减率、含水上升率分别控制在14.5%、0.47%。
2.2 工程工况管理
（1）因井制宜选择合适的防砂措施，提高油井免修期。 油井的能量、出砂情况各不相同，因此只有在开发层物性充分认识的基础上，才有可能确定配套的防砂工艺措施、因井因层的选择防砂工艺方法。可以通过加强含砂化验，确定油井采出液中的含砂比例.结合地层发育状况、能量状况，选择合理的防砂方法，提高作业成功率。（2）确定抽油井合理工作制度，提高油井免修期。根据系统试井资料、邻近同油层的的资料，确定合理的生产压差；根据选定的生产压差决定合理的泵挂深度；确定泵径、冲程、冲次的匹配，坚持长冲程、慢冲次、小泵径的原则。（3）用工况图管理技术.提高油井管理水平。为了提高油井管理水平，根据泵效和吸入日压力关系曲线，编制抽油机工况控制图，针对不同区域油井的特点.制订了相应的对策措施。（4）从影响采油时率的“计划、工序、标准、工具、时间”五个要素优化的角度来加强管理，促进管理水平的提高。
通过实施自然递减控制办法，与去年同期对比单元自然递减下降了3.4%，开发趋势变好，运用现代管理方法和自然递减率控制相结合的方法，提高了开发水平，取得明显的经济效益和社会效益。
3 结论
减缓自然递减措施是在对油藏基础地质研究的基础上发展起来的，因此，加强动态监测，结合不同油藏、不同区块的地质特征进行深人研究和分析，是确保油藏稳定的基础；不断推广和发展成熟适用配套技术，针对不同油藏、不同开发阶段的开发特征及存在问题采取相应的技术手段，是油藏稳定并控制自然递减的有力保证；减缓自然递减是一项系统工程，必须遵循“完善推广一批成熟技术，攻关突破一批瓶颈技术，研究储备一批前瞻性技术”的思路，不断完善和扩大适用配套技术，为实现原油产量和采收率提高提供有力的技术支撑。