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[摘 要]新木采油厂建厂40年，探明49个区块，已开发42个区块；开发扶余、杨大城子油层，储层非质性均强，孔隙度10.4～23%，渗透率0.8～202×10-3um2；油井开井1472口，平均日产液8.6吨、日产油0.6吨、综合含水93.05%，水井开井651口，平均日注39方，注采比1.62，采出程度17.01%（可采储量采出程度72.44%），采油速度0.48%（剩余可采储量采油速度7.38%），标定采收率23.6%。
[关键词]注水、油田稳产、新技术
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）48-0073-01
目前全油田开发面临最主要的问题是稳产难度大，新木采油厂也不例外，个人认为主要体现在以下几个方面。
1、注水工作制约油田稳产
一是欠注井多，有效驱替关系没有建立起来。全厂欠注井79口，控制可采地质储量478万吨，日影响原因产量17.7吨，影响有效注水合格率3.7%。
二是部分区块井网不完善，稳产难度大。从井网格局、水驱储量控制程度、注采关系、采出程度等各项开发指标以及井网与砂体的配置等情况来看，分析各区块井网的适应性，已开发的区块中比较适应的15个、不适应的11个、局部不适应的13个、其余的无法评价。
三是真正的分层注水状况不好。目前正常注水的套变井170口，层数255层，比例为13%；小直径分注井数62口，层数180层，比例为9.2%；验证套外串井2口，层段5层，实际套管外串井数为2口，占验证井比例为100%。
2、低采出程度高含水开发，控水稳油难度大制约油田稳产
28个区块（64.3%）含水大于90%， 52.6%的产量由含水大于90%的井产出。（如图1）
3、主力区块剩余油高度分散，无效水循环严重制约油田稳产
木146、木147和木152区块综合含水96.7%，采出程度31%，进入高含水高采出开发阶段后期，单井日产液26.4吨，日产油0.9吨。
围绕上述问题，新木采油厂采油工程系统要做好以下3个方面的工作：
1、深刻理解注好水、注够水、有效注水、精细注水是提升稳产能力的重点
（1）提水质。关键是老区水质，老区日注能力16000方（包括油气处理站、四站、八站），辖区共有511口注水井，控制可采储量4121万吨；按照6类油藏条件水质指标为，由于水质超标使得地面及井筒附近管线腐蚀、结垢，容易造成地面管线缩径，井下配水器水嘴堵塞，地层孔隙堵塞，导致地面管线压损增大，测试遇阻、投不进和捞不出井增多，待作业异常井增加，地层压力上升欠注井增加。
一是结合老油田调改及自主资金，合理安排系统维护改造，确保流程上满足需求。
二是刚性落实污水系统收油、反洗、排污制度以及滤料更换、充填制度。确保设备运行上满足需求。
三是刚性落实系统加药及评价制度，确保投入上满足需求。
四是刚性落实注水井洗井制度及定需的站外管网冲洗制度，确保站外水质满足需求。在注水井井井筒脏影响测调试、水嘴堵、地层堵、球座不严等情况下需要洗井，2014年计划洗井 412井次，强注、返吐68井次。采油队反应大面积表芯子堵、测试异常井增多、水质监测化验含油、含杂质指标上升的情况下冲干线，2014年计划管线冲洗两遍262km。
（2）降欠注。以提压为基础，开展降压新工艺新技术摸索，同时与科研院所结合，开展分析评价并形成预防、治理配套技术对策，解决区块开发效果日益变差的问题。
一是快速提压增注，争取快速建立注采驱替关系。
二是积极开展降压试验，争取形成规模效益。
三是深入与科研院所结合，深层次研究问题产生的原因，尽快形成预防、治理配套技术对策。
（3）保有效促精细。以剩余可采储量和油藏分类为依据，把工作重点投入到与地质的结合上来，尤其是新木已进入高含水开发后期，剩余油仍然在历史的主力油层即目前的高含水层上，这要求我们在水井细分要做过细的工作，着眼点应该放在开发认识的潜力层及剩余可采储量多的层。
一是目前成熟的逐级解封、可洗井分注工艺是实现有效精细的根本。二是研究满足多层细分、更可靠的分注工艺是实现有效精细的必然。目前虽然有7段分注井，但只有1口，以试验为主；5、6段分注49口，分布在146、128、152等区块，主力146、141、118、128区块仍然以3、4段分注为主。随着地质对剩余油及单砂体研究的逐步深入，目前的分注工艺将无法满足需求。
三是验封验串是实现有效精细的关键。验封合格说明了油套环空内方案的有效落实；验串合格说明套外方案的有效落实。
四是提高测试效率是实现有效精细的瓶颈。新木采油厂近几年平均增加注水井30口97层段，而测试力量并未增加，且测调试设备老化、故障率高，注水井增多与测试力量不匹配的矛盾逐步体现出来。提高测试效率要从转变测试管理模式即实现定额对标管理，推行测试设计执行单即实现关联单位职责明确、齐抓共管，加大新技术引进即流量验封一体化、测调联动电缆防冻、同心测调等三个方面来实现。
2、深刻理解区块整体治理、调堵结合，减少无效水循环是提升稳产能力的关键
（1）调剖调驱。不以增产为评价依据，要以区块整体水驱效果改善增加的可采储量作为评价，立足自主研发、自主实施、低成本注入，从长远上解决开发效果差的问题。
（2）堵水。摸索高产液、低产油井关、堵后油水运移规律，推广高含水层层内深部堵水技术，扩大水驱波及体积、提高存水率；堵剂上要实现低成本、高强度、长有效期、堵而不死。
一是开展高产液、低产油井关井试验，摸索周围井油水运移規律。
二是区块整体深部堵水试验。
3、深刻理解加强科技攻关、形成规模效益，向实用技术要产量是提升稳产能力的方向
（1）开展七项基础研究—欠注井机理研究、提升有效注水预警机制研究、亏空井冲砂体系研究、高凝油防蜡技术研究、低温集油技术研究、不合理沉没度治理技术研究、老化油处理技术研究、降低泵报废率技术研究。
（2）开展九项推广应用—提高测试效率技术、欠注井治理技术、控制外输含水技术、木南区机采井防腐防垢技术、油井偏磨治理技术、高频井治理技术、提高污水水质技术、理化法增油技术、已开发井高含水层层内堵水技术。
（3）开展四项新工艺试验—二氧化碳吞吐试验、氮气泡沫驱试验、前南降粘试验、环保型降压调剖试验。
（4）开展一项科研攻关--井况检测、保护、治理技术攻关，经历多年开发的油田，很多因素使井况变差，出现套变、套损、错断、落物无法打捞、套外窜槽等。技术的关键在于预防，坚持预防为主、防修结合，在此基础上总结经验、摸索规律，力争形成一套从钻井完井、开发调整、生产管理、作业管理到报废更新等全过程的井况防护措施。
[关键词]注水、油田稳产、新技术
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）48-0073-01
目前全油田开发面临最主要的问题是稳产难度大，新木采油厂也不例外，个人认为主要体现在以下几个方面。
1、注水工作制约油田稳产
一是欠注井多，有效驱替关系没有建立起来。全厂欠注井79口，控制可采地质储量478万吨，日影响原因产量17.7吨，影响有效注水合格率3.7%。
二是部分区块井网不完善，稳产难度大。从井网格局、水驱储量控制程度、注采关系、采出程度等各项开发指标以及井网与砂体的配置等情况来看，分析各区块井网的适应性，已开发的区块中比较适应的15个、不适应的11个、局部不适应的13个、其余的无法评价。
三是真正的分层注水状况不好。目前正常注水的套变井170口，层数255层，比例为13%；小直径分注井数62口，层数180层，比例为9.2%；验证套外串井2口，层段5层，实际套管外串井数为2口，占验证井比例为100%。
2、低采出程度高含水开发，控水稳油难度大制约油田稳产
28个区块（64.3%）含水大于90%， 52.6%的产量由含水大于90%的井产出。（如图1）
3、主力区块剩余油高度分散，无效水循环严重制约油田稳产
木146、木147和木152区块综合含水96.7%，采出程度31%，进入高含水高采出开发阶段后期，单井日产液26.4吨，日产油0.9吨。
围绕上述问题，新木采油厂采油工程系统要做好以下3个方面的工作：
1、深刻理解注好水、注够水、有效注水、精细注水是提升稳产能力的重点
（1）提水质。关键是老区水质，老区日注能力16000方（包括油气处理站、四站、八站），辖区共有511口注水井，控制可采储量4121万吨；按照6类油藏条件水质指标为，由于水质超标使得地面及井筒附近管线腐蚀、结垢，容易造成地面管线缩径，井下配水器水嘴堵塞，地层孔隙堵塞，导致地面管线压损增大，测试遇阻、投不进和捞不出井增多，待作业异常井增加，地层压力上升欠注井增加。
一是结合老油田调改及自主资金，合理安排系统维护改造，确保流程上满足需求。
二是刚性落实污水系统收油、反洗、排污制度以及滤料更换、充填制度。确保设备运行上满足需求。
三是刚性落实系统加药及评价制度，确保投入上满足需求。
四是刚性落实注水井洗井制度及定需的站外管网冲洗制度，确保站外水质满足需求。在注水井井井筒脏影响测调试、水嘴堵、地层堵、球座不严等情况下需要洗井，2014年计划洗井 412井次，强注、返吐68井次。采油队反应大面积表芯子堵、测试异常井增多、水质监测化验含油、含杂质指标上升的情况下冲干线，2014年计划管线冲洗两遍262km。
（2）降欠注。以提压为基础，开展降压新工艺新技术摸索，同时与科研院所结合，开展分析评价并形成预防、治理配套技术对策，解决区块开发效果日益变差的问题。
一是快速提压增注，争取快速建立注采驱替关系。
二是积极开展降压试验，争取形成规模效益。
三是深入与科研院所结合，深层次研究问题产生的原因，尽快形成预防、治理配套技术对策。
（3）保有效促精细。以剩余可采储量和油藏分类为依据，把工作重点投入到与地质的结合上来，尤其是新木已进入高含水开发后期，剩余油仍然在历史的主力油层即目前的高含水层上，这要求我们在水井细分要做过细的工作，着眼点应该放在开发认识的潜力层及剩余可采储量多的层。
一是目前成熟的逐级解封、可洗井分注工艺是实现有效精细的根本。二是研究满足多层细分、更可靠的分注工艺是实现有效精细的必然。目前虽然有7段分注井，但只有1口，以试验为主；5、6段分注49口，分布在146、128、152等区块，主力146、141、118、128区块仍然以3、4段分注为主。随着地质对剩余油及单砂体研究的逐步深入，目前的分注工艺将无法满足需求。
三是验封验串是实现有效精细的关键。验封合格说明了油套环空内方案的有效落实；验串合格说明套外方案的有效落实。
四是提高测试效率是实现有效精细的瓶颈。新木采油厂近几年平均增加注水井30口97层段，而测试力量并未增加，且测调试设备老化、故障率高，注水井增多与测试力量不匹配的矛盾逐步体现出来。提高测试效率要从转变测试管理模式即实现定额对标管理，推行测试设计执行单即实现关联单位职责明确、齐抓共管，加大新技术引进即流量验封一体化、测调联动电缆防冻、同心测调等三个方面来实现。
2、深刻理解区块整体治理、调堵结合，减少无效水循环是提升稳产能力的关键
（1）调剖调驱。不以增产为评价依据，要以区块整体水驱效果改善增加的可采储量作为评价，立足自主研发、自主实施、低成本注入，从长远上解决开发效果差的问题。
（2）堵水。摸索高产液、低产油井关、堵后油水运移规律，推广高含水层层内深部堵水技术，扩大水驱波及体积、提高存水率；堵剂上要实现低成本、高强度、长有效期、堵而不死。
一是开展高产液、低产油井关井试验，摸索周围井油水运移規律。
二是区块整体深部堵水试验。
3、深刻理解加强科技攻关、形成规模效益，向实用技术要产量是提升稳产能力的方向
（1）开展七项基础研究—欠注井机理研究、提升有效注水预警机制研究、亏空井冲砂体系研究、高凝油防蜡技术研究、低温集油技术研究、不合理沉没度治理技术研究、老化油处理技术研究、降低泵报废率技术研究。
（2）开展九项推广应用—提高测试效率技术、欠注井治理技术、控制外输含水技术、木南区机采井防腐防垢技术、油井偏磨治理技术、高频井治理技术、提高污水水质技术、理化法增油技术、已开发井高含水层层内堵水技术。
（3）开展四项新工艺试验—二氧化碳吞吐试验、氮气泡沫驱试验、前南降粘试验、环保型降压调剖试验。
（4）开展一项科研攻关--井况检测、保护、治理技术攻关，经历多年开发的油田，很多因素使井况变差，出现套变、套损、错断、落物无法打捞、套外窜槽等。技术的关键在于预防，坚持预防为主、防修结合，在此基础上总结经验、摸索规律，力争形成一套从钻井完井、开发调整、生产管理、作业管理到报废更新等全过程的井况防护措施。