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摘 要：油田开发进入后期，为了提高油田的开发效率，采取必要的挖潜增效技术措施，才能保持油田的长期高产稳产，达到油田开发的经济效益指标。为了提高剩余油开发的效率，实施水力压裂、酸化、堵水等技术措施，提高油井的产量，降低油田的综合含水，才能达到提高油田最终采收率的目标。
关键词：挖潜;措施;增效;创效
1.前言
分析油田开发后期影响产量的因素，往往由于储层的渗透性下降导致的。油层的渗透性差，油层的压力不足，油流入井的能量不够，地层流体的黏度高，流动的阻力大，也是引起油井低产的原因之一。油井增产的途径需要从提高油层的渗透性出发，保证地层的能量供给，降低井底的回压，降低油流的黏度，提高流动特性，保证油田达到高产稳产。通过对剩余油分布规律的研究，采取必要的增产挖潜技术措施，开采出更多的剩余油，提高油田的开发效率。控制油田注水，达到稳油控水的技术标准。并结合更多的增产增注的技术措施，优化水力压裂及酸化施工的程序，应用较少的投入，获得更多的收益。
2.主要挖潜增效措施
开展生产参数调查，查找“砂、蜡、水、稠、低”等常规问题，从油藏基本特征、开发历程及开发现状入手，进行潜力分析，实施“一块一策、一层一措、一井一法”闭环管理。第一阶段：加强地面动态调整与地层静态参数有机结合。优化抽油管杆组合，降低悬点载荷，扩大井口无功补偿装置覆盖率，降低电机功率，制定单井指标目标，考核单井实现率。第二阶段：引进推广新技术、新工艺，给老油田带来生机与活力。应用注塑杆防偏磨、密闭连续出砂冲砂等治理措施技术。强化二元驱、泡沫驱、蒸汽驱等三次采油技术机理分析与扩大区的实施建设项目。第三阶段：建立一套经济评价体系。完善效益产量和成本模型，为效益配产提供依据。完善单井措施投入与产出模型，优化措施投资。完善产量与优化投入模型，控制高成本油井投入。
2.1、寻求注采平衡发展，减缓老区综合递减
精细管理挖潛。推广“一块一策、一层一措、一井一法”举措打开降本增效空间，寻找经济产量增长点。进行“三老”资料复查，加强非目的层等遗漏层的研究对比，合理编排计划实现复产间开增油;采取补层、压裂防砂、助排、微生物降粘等措施改善油层纵向和平面开发效果，提高单井产液量;通过掺油（水）、井口集中加热、日常维护等管理降低集输阻力挖潜增油。
降低生产回压，管理挖潜创效。分析、查找开采区块集输回压与采出液的函数关系，利用现场实测结果，分析总结出稠油井生产宏观回压合理区小于0.5MPa。稀油井生产宏观回压合理区小于0.3MPa。
在研究实测结果解释下，普及实施化学药剂清蜡技术、高温洗井技术、集输阀组改造技术等。
提高管输温度，管理挖潜创效。从生产温度管理挖潜增油潜力，开展全程监控研究，现场实测总结出，单井的平均进站温度提高约4℃，产液量平均提高约0.13吨/天。
油井双向间开，管理挖潜创效。对油井高成本原因进行细致分析，着重分析后10%产量投入，减少后2%高成本产量投入。开展油井“双向间开”技术研究，综合分析生产动液面、产液量、能耗与间开生产时间的关系，总结出间开井生产周期“一井一策”数据库。
通过加大间开井实施规模，缩短间开井生产时间，致使后10%产量高成本油井的井次明显下降。后10%产量油井为532口，同期对比下降了12.3%。
细化洗井控制，管理挖潜创效。将洗井与井史资料紧密结合，不断完善洗井管理制度，统一发放洗井反馈单，执行“2143”洗井管理制度。控制洗入排量与洗入温度，防止洗井造成地层的破坏与污染，发生隐性降产。试数据与宏观控制图解释，指导现场参数调整。使油井正抽率上升15.3%，合理区上升8.6%，断脱落实区下降10.3%，待落实区下降2.3%，参数偏小区下降8.5%。平均机采效率提高了0.3%，油井平均吨液单耗下降了0.2kw.h/t。
从抽油机井系统效率基本公式出发，结合稠油区块地质条件推导出稠油系统效率控制图基本模型、边界条件，利用计算机绘制出该区块抽油机井系统效率控制图，利用该图因井而异的采取措施，提高区块抽油机井系统效率。
①系统效率基本公式如下：
影响泵效的因素有冲程损失、充满程度、泵漏失量等。
②程损失对泵效的理论表达式：
③充满程度对泵效的理论表达式：
④此处R为泵内气液比：
合理区：分布在这一区域的抽油机井泵吸入口压力为0.2～ 5.5MPa，其系统效率反映了合理工作状态下的水平。维护提液区：分布在这一区域的抽油机井系统效率小于10%，沉没压力大于1.5MPa，泵漏失造成吸入口压力高，井下效率低，采取以检泵为主的维护措施，可使油井进入合理区。参数偏小区：分布在这一区域的抽油机井系统效率一般为10% ～ 35%，泵吸入口压力大于5.5MPa，位于该区域的抽油机井，虽然泵效高，但沉没压力高，举升高度小，系统效率仍然不高，采取调大参数、小泵换大泵等工艺措施，可使油井进入合理区。参数偏大区：分布在这一区域的抽油机井系统效率在10%以下，沉没压力在1.5MPa以下，这部分抽油机井虽然举升高度大，但泵效低，系统效率低。采取调小参数、大泵换小泵可使油井进入合理区。资料核实区：分布在这一区域的抽油机井资料有误，须进一步落实。
集输优化整合，管理挖潜创效。生产管理系统针对液量低、存在设备隐患的计转站实施集输优化整合，停泵、停炉直输降低能耗。
延长注汽周期，管理挖潜创效。开展稠油井注汽开采经济评价，减少提前注汽井次，并论证实施分层注汽技术、投球选注技术、调剖注汽技术、集团注汽技术等提高注汽效果
3、实施效果
管理挖潜创效技术研究，运用统筹兼顾、突出重点的基本方法，从确保企业战略发展、科学发展的高度，强化生产系统管理的核心地位，合理调整企业能源、业务、组织、投资、队伍等各种结构，整合优化各种资源配置，形成和强化支持管理系统发展的合力。
参考文献
[1] 赵利萍 . 探讨开发后期剩余油分布规律与挖潜措施 [J]. 中国科技博览，2013，（8）：257.
关键词：挖潜;措施;增效;创效
1.前言
分析油田开发后期影响产量的因素，往往由于储层的渗透性下降导致的。油层的渗透性差，油层的压力不足，油流入井的能量不够，地层流体的黏度高，流动的阻力大，也是引起油井低产的原因之一。油井增产的途径需要从提高油层的渗透性出发，保证地层的能量供给，降低井底的回压，降低油流的黏度，提高流动特性，保证油田达到高产稳产。通过对剩余油分布规律的研究，采取必要的增产挖潜技术措施，开采出更多的剩余油，提高油田的开发效率。控制油田注水，达到稳油控水的技术标准。并结合更多的增产增注的技术措施，优化水力压裂及酸化施工的程序，应用较少的投入，获得更多的收益。
2.主要挖潜增效措施
开展生产参数调查，查找“砂、蜡、水、稠、低”等常规问题，从油藏基本特征、开发历程及开发现状入手，进行潜力分析，实施“一块一策、一层一措、一井一法”闭环管理。第一阶段：加强地面动态调整与地层静态参数有机结合。优化抽油管杆组合，降低悬点载荷，扩大井口无功补偿装置覆盖率，降低电机功率，制定单井指标目标，考核单井实现率。第二阶段：引进推广新技术、新工艺，给老油田带来生机与活力。应用注塑杆防偏磨、密闭连续出砂冲砂等治理措施技术。强化二元驱、泡沫驱、蒸汽驱等三次采油技术机理分析与扩大区的实施建设项目。第三阶段：建立一套经济评价体系。完善效益产量和成本模型，为效益配产提供依据。完善单井措施投入与产出模型，优化措施投资。完善产量与优化投入模型，控制高成本油井投入。
2.1、寻求注采平衡发展，减缓老区综合递减
精细管理挖潛。推广“一块一策、一层一措、一井一法”举措打开降本增效空间，寻找经济产量增长点。进行“三老”资料复查，加强非目的层等遗漏层的研究对比，合理编排计划实现复产间开增油;采取补层、压裂防砂、助排、微生物降粘等措施改善油层纵向和平面开发效果，提高单井产液量;通过掺油（水）、井口集中加热、日常维护等管理降低集输阻力挖潜增油。
降低生产回压，管理挖潜创效。分析、查找开采区块集输回压与采出液的函数关系，利用现场实测结果，分析总结出稠油井生产宏观回压合理区小于0.5MPa。稀油井生产宏观回压合理区小于0.3MPa。
在研究实测结果解释下，普及实施化学药剂清蜡技术、高温洗井技术、集输阀组改造技术等。
提高管输温度，管理挖潜创效。从生产温度管理挖潜增油潜力，开展全程监控研究，现场实测总结出，单井的平均进站温度提高约4℃，产液量平均提高约0.13吨/天。
油井双向间开，管理挖潜创效。对油井高成本原因进行细致分析，着重分析后10%产量投入，减少后2%高成本产量投入。开展油井“双向间开”技术研究，综合分析生产动液面、产液量、能耗与间开生产时间的关系，总结出间开井生产周期“一井一策”数据库。
通过加大间开井实施规模，缩短间开井生产时间，致使后10%产量高成本油井的井次明显下降。后10%产量油井为532口，同期对比下降了12.3%。
细化洗井控制，管理挖潜创效。将洗井与井史资料紧密结合，不断完善洗井管理制度，统一发放洗井反馈单，执行“2143”洗井管理制度。控制洗入排量与洗入温度，防止洗井造成地层的破坏与污染，发生隐性降产。试数据与宏观控制图解释，指导现场参数调整。使油井正抽率上升15.3%，合理区上升8.6%，断脱落实区下降10.3%，待落实区下降2.3%，参数偏小区下降8.5%。平均机采效率提高了0.3%，油井平均吨液单耗下降了0.2kw.h/t。
从抽油机井系统效率基本公式出发，结合稠油区块地质条件推导出稠油系统效率控制图基本模型、边界条件，利用计算机绘制出该区块抽油机井系统效率控制图，利用该图因井而异的采取措施，提高区块抽油机井系统效率。
①系统效率基本公式如下：
影响泵效的因素有冲程损失、充满程度、泵漏失量等。
②程损失对泵效的理论表达式：
③充满程度对泵效的理论表达式：
④此处R为泵内气液比：
合理区：分布在这一区域的抽油机井泵吸入口压力为0.2～ 5.5MPa，其系统效率反映了合理工作状态下的水平。维护提液区：分布在这一区域的抽油机井系统效率小于10%，沉没压力大于1.5MPa，泵漏失造成吸入口压力高，井下效率低，采取以检泵为主的维护措施，可使油井进入合理区。参数偏小区：分布在这一区域的抽油机井系统效率一般为10% ～ 35%，泵吸入口压力大于5.5MPa，位于该区域的抽油机井，虽然泵效高，但沉没压力高，举升高度小，系统效率仍然不高，采取调大参数、小泵换大泵等工艺措施，可使油井进入合理区。参数偏大区：分布在这一区域的抽油机井系统效率在10%以下，沉没压力在1.5MPa以下，这部分抽油机井虽然举升高度大，但泵效低，系统效率低。采取调小参数、大泵换小泵可使油井进入合理区。资料核实区：分布在这一区域的抽油机井资料有误，须进一步落实。
集输优化整合，管理挖潜创效。生产管理系统针对液量低、存在设备隐患的计转站实施集输优化整合，停泵、停炉直输降低能耗。
延长注汽周期，管理挖潜创效。开展稠油井注汽开采经济评价，减少提前注汽井次，并论证实施分层注汽技术、投球选注技术、调剖注汽技术、集团注汽技术等提高注汽效果
3、实施效果
管理挖潜创效技术研究，运用统筹兼顾、突出重点的基本方法，从确保企业战略发展、科学发展的高度，强化生产系统管理的核心地位，合理调整企业能源、业务、组织、投资、队伍等各种结构，整合优化各种资源配置，形成和强化支持管理系统发展的合力。
参考文献
[1] 赵利萍 . 探讨开发后期剩余油分布规律与挖潜措施 [J]. 中国科技博览，2013，（8）：257.