[摘 要]目前现河水驱油藏已进入高含水开发后期，由于长期依靠块间、井间、层间的高速接替，目前油田开发存在“高耗能、高投入、低产出”等弊端，单井综合效益越来越差，对此，我们在精细分析的基础上，利用合理间开、周期采油、注采耦合等技术，通过降低采液量优化产液结构，进一步优化成本，提高成本效益，提升采油厂的效益开发水平。
　　[关键词]周期采油 ； 产液结构 ； 成本效益
　　中图分类号：TE324 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）14-0169-01
　　1、 开发现状
　　现河油藏从1976年投入开发以来，先后经历了稀井高产初期注水、滚动增储高速开发、以稀补稠强化挖潜和精细开发控水稳油四个开发阶段。截止到目前，现河断块油藏油井总井1545口，油井开井865口，日液水平50923吨，日油水平1595吨，单井日液61.3吨，单井日油1.9吨，综合含水96.9%，采油速度0.46%，采出程度39.9%，可采程度93.2%，剩余速度11.3%；水井总井554口，水井开井402口，日注水平47207方，单井日注117.4方，月注采比0.90，累积注采比0.53，平均动液面810米。
　　断块油藏储量占比42.0%，产量占比45.0%，是采油厂可持续发展的主阵地。近年来，现河采油厂断块油藏动用储量接替不足，产量持续下滑，综合含水持续增加。至2013年，断块油藏年均含水达96.6%，已进入极高含水开发阶段。经过多个阶段的调整挖潜，水驱提高采收率难度也越来越大。
　　2、存在问题
　　2.1油藏类型复杂，开发矛盾突出
　　采油厂水驱油藏包括断块油藏和低渗油藏两大类，由于油藏类型复杂多样，开发矛盾突出：现河油区断块油藏具有断裂系统复杂，纵向含油层系多，含油条带窄，油水关系复杂，油藏类型多样等特点；低渗油藏以多薄层透镜砂体为主，埋藏深、储层非均质性强，主要为一般低渗透油藏；
　　由于油藏类型的不同，开发矛盾不一，断块油藏主要问题是：由于高采出程度、高含水、高动用，油藏注采敏感，多数注采井组存在水淹水窜的问题，油井高液高含水问题突出；低渗油藏目前整体井网适应性较差，产注能力较低等问题，油藏潜力未得到充分发挥，油井低液低含水问题突出。
　　2.2传统产量接替模式挖潜难度大，油藏潜力发挥差
　　采油厂传统产量接替模式是以滚动勘探为主的“块间”接替，以打新井為主的“井间”接替，以补孔改层下电泵为主的“层间”接替等资源消耗型模式，传统产量接替模式已难以支撑采油厂持续稳定发展需要。
　　2.3成本消耗越来越大，油井综合效益难以提高
　　采油厂低效井目前无其他接替潜力，每年因高液高含水污水处理所产生的费用，因低产低能，供液变差导致活塞干磨造成的设备损耗以及因泵效降低导致的电能浪费越来越高，吨油成本逐年攀升，在目前低油价形势下，油井综合效益越来越差。如何采取有效措施增加油井产量，降低操作成本，已成为油田生产经营面临的首要问题。
　　为保持采油厂可持续、长远发展，充分挖掘低效井潜力，要求我们必须从大局出发，积极转变观念，以低效井节支保效为目标，转变思路，优化产业结构，建立一套有效的“间歇采油”管理模式。
　　3、 间歇采油主要做法
　　3.1 理论研究与矿场试验结合，制定合理间歇采油模式
　　针对目前开发中存在的问题，地质所与院校结合，积极公关，选取典型代表区块，利用数值模拟等手段建立地质模型及流体流动模型，并动静态生产资料综合分析，定性描述间歇采油过程中剩余油的运移及饱和度变化情况，建立技术政策界限，为矿场试验提供理论依据。
　　在进行理论研究的基础上，选取代表性区块进行间歇采油实验，并在实践探索研究，制定出适合现河采油厂的间歇采油模式。
　　3.2建立监测控制系统，保证措施时效
　　一是建立实时功图在线监测系统，及时掌握油井供液情况
　　二是建立远程操控系统，根据需要实时开井
　　通过远程操控系统通知各油井管理站，根据间开方案开井，通过郝现管理区生产指挥系统可以实现20口间开井抽油机的远程启动。
　　3.3优化间开制度，提高管理效益
　　在矿场实验证实机理研究正确性的基础上进一步优化间开方案，并进行产出效益分析。
　　一是根据液面、产量变化情况优化间歇采油周期
　　以梁60-斜30注采耦合井组为例：
　　（1）、关停油井梁60-6井，水井梁60-斜30正常注水，在此期间跟踪油井液面恢复情况。因梁60-6是自喷井，重点观察油压，当油压升至8MPa后开油井停水井，跟踪油井的液量，含水。
　　（2）、耦合四次后，发现单独套管放喷或单独油管放喷时，放喷四天后含水基本升至90%，油井无压力停，采用油管套管交替放喷可以延长放喷时间，由4天左右升至7天左右。同时可以控制油井含水上升速度，放喷末期含水可低至80%。
　　二是根据在线功图优化间开周期，提高泵效
　　利用在线功图及时跟踪液面恢复情况，寻找油井成本与收入的最大结合点，做到间开时间最优化，保证油井供液充足，实现效益最大化。
　　当沉没度达到300米以上时开井，开井过程中指挥中心密切监控功图变化及罐位上涨情况，当功图供液不足、罐位不再上涨，停机。
　　三是根据分时段电费不同，合理优化关停井时间
　　间开低效油井摸排依托功图计量、和动液面恢复测试为手段，以不影响产量为主，合理优化开停井时间，同时兼顾考虑“避峰填谷”的影响。
　　4、主要工作成效
　　4.1综合经济效益提升
　　现河采油厂通过实施低效井间歇采油后，产液结构进一步优化，水淹水窜得到明显抑制，油井产水率下降明显，低液低效井检泵周期明显延长，油井吨油成本明显降低，综合效益大幅提升。
　　一是产液结构进一步优化。通过强化低产低效井合理间开、周期采油、注采耦合等措施，优化产液结构调整，全年产液量同比下降63万吨，含水上升率控制在0.3。高液高含水井比例大幅下降。
　　二是油井综合效益大幅度提升。周期采油实施油井6口，增油1256t；注采耦合实施井组7个，实施后日产油量由7.2t/d上升到13.1t/d，到2015年10月份累积增油1727t；郝现管理区共优化间开方案30井次，统计22口井油量也从间开初期的7.9t上升到10.9t，累积增油542t。通过实施间歇采油管理，每天创经济效益6434元，折合年效益193.02万元。
　　4.2基础管理水平有效提升
　　通过示范井区成功的经验，使得开发技术人员认识到因循守旧的危害，树立了变中谋发展的理念，积极创新理论认识，开阔思路，拓宽领域，为老油田找寻夯实稳产基础、发展强劲后劲寻找突破点。通时加强了各系统间的协作，强化了地质基础研究，通过更扎实、更细致的工作，强化了精细方案、精细设计、精细管理等基础性工作，提高了油藏开发质量、增强了发展后劲。