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[摘 要]改善A队开发形势，主要受北一区断东高台子钻井影响，并提出了加强匹配调整、合理调整热洗周期、加强热洗质量监督，優化产液结构方法，采取综合调整挖潜措施，稳步推进七项工程。通过综合调整挖潜，减缓含水上升速度，
[关键词]开发形势；七项工程；综合调整
中图分类号：TE34 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）33-0361-01
一、改善开发形势
（1）及时钻降跟踪，确保产量恢复。2017年受北一区断东高台子钻井影响，A队水井自2017年1月开始陆续钻降关井，至2017年5月全面恢复注水。期间水井关井36口，影响连通油井80口，占全队总井数的64.8%，累计影响产油量6144t。钻降前：落实生产数据及设备情况，为核实钻降区产量影响及后续恢复工作做好准备，水井扫线关井两批次36口，处理设备问题2井次。钻降中：严格执行钻关要求，加密监测生产状况，优化落实保压措施，下调参23井次，间抽1井次；利用关井时机，积极结合水井作业8井次。钻降后：按不同井网、配注分步恢复注水量，及时跟踪调整参数，A队钻降区产量恢复到92.3%。
（2）加强匹配调整，巩固新井产能。2017年6月，A队接收调拨的投产新井6口，为确保投产效果，以保液量控含水为目的，进行参数匹配调整，实施纯换大1口，上调参5井次，同时为控制低效无效循环，高含水关井1口，取得产液量稳定、产油量上升、含水下降的良好效果。
（3）加强热洗质量，严抓作业管理。根据连续多月的产量、电流、沉没度以及载荷变化情况，制定合理的热洗周期，2017年共重新调整热洗周期13井次，在热洗过程中，严抓热洗温度和压力，执行热洗井全程跟踪，2017年A队热洗完成率100%，热洗合格率100%。加强作业监督、提高重点工序施工质量。由小队技术员与作业监督员进行作业井全程跟踪，加强油井油管打压、扶正环安装及更换管杆，水井定位释放等重点工序的监督，提高施工质量，在监督过程中共发现作业问题11处，均已现场整改。
二、七项工程挖潜方法
2.1注水质量提升工程
分析影响因素，针对性提高分层注水合格时率。
（1）分层注水合格时率影响因素构成：正测试占井：对影响分层测试的设备问题及时协调解决，保证测试进度，减少正测试占井时间，紧密结合动态方案，及时与动态和测试队沟通，避免重复测试。钻降开井初期不分水；测试后待资料：密切跟踪测试进程，了解测试前后压力、水量变化情况，每日关注测试资料上传情况，及时审核并第一时间录入系统，合理压缩待资料时间。超差待测试：每日核实超差井情况，对新出现的超差井逐口落实清楚超差原因，通过微信平台的方式，将超差井及时上报工艺队和测试队，加快测试处理进度。
（2）加强注水井资料全准管理。加大资料管理检查力度。2017年共检查水井现场资料516井次，资料全准率为98.05%。及时治理设备仪表问题。2017年共处理水井设备问题50个，其中更换水井闸门20个，更换取压装置4个，更换注入站闸门4个，更换注入站压力表17个，更换水表1个，维修水表4井次。
（3）加强监督洗井质量及效果情况。2017年A队共洗井89井次，其中可对比井62口，有效井60口，有效率为96.77%，其中针对短期欠注井洗井15口，洗井后均能完成配注，目前A队无欠注井。优化洗井周期，加强洗井现场监督管理确保洗井质量。跟踪洗井后注水井压力水量变化情况，做好效果评价。加大欠注井治理力度，对于短期欠注井及时洗井处理。
2.2水驱控水提效工程。优化产液结构，控制无效循环，通过综合调整挖潜，减缓含水上升速度。2017年共实施纯换大1口，堵水1口，上调参3口，下调参1口。钻降恢复后含水上升速度较快，通过综合调整，含水上升情况明显好转，2017年含水上升速度与去年相比，上升趋势减缓。见图1。
2.3三采提质增效工程
（1）及时跟踪封堵情况，优化新层系注水调整。为配合2018年北一区断东西块改注三元，按方案要求，油水井对原层系进行封堵，2017年A队已上油井封堵23口（包括补孔封堵），水井封堵10口，同时为下调注入速度，对15口水井进行水量下调，共下调日配注820方。
（2）提高供液能力，改善注采关系，控制低效无效循环。为匹配调整注采能力，A队聚驱2017年进行水井上调14口，共上调日配注625方，油井换大泵2口，换小泵4口，电转抽1口、上调参26口、下调参14口，油井沉没度和流压始终保持在合理水平。
2.4措施增油创效工程
A队处于注聚后续水驱高含水阶段，目前含水大于98%的油井占开井数的65%，措施挖潜难度较大，面对不利局面，A队积极开展个性化调整，以挖掘剩余油潜力为核心，主动结合上产措施，及时监测生产情况调整参数，保持合理沉没度。2017年A队实施上产措施为补孔封堵3口，平均单井日增油1.04t，换大泵2口，平均单井日增油1.66t，上调参29口，平均单井日增油0.2t。
2.5套损综合防治工程
（1）加强宣贯套损知识，及时上报异常井。组织套损培训，提升全队员工的套损防控技能和意识，监测油水井生产变化，及时发现异常情况核实处理。
（2）对标准层套损井周围注水井关井配合监控井况，并进行查套作业。2017年查套水井3口（1口拔不动待大修，2口无异常）。
（3）治理高套压注水井。针对套压>6MPa的19口水井进行放套压治理，共放套压25井次（包括二次释放6井次），处理后套压落零16口
（4）修复套损井，完善注采关系，恢复生产能力。2017年新增大修井：已修复-油井7口（套损井2口，拔不动井4口，井底落物1口）。待修复-水井 2口（拔不动2口）。2017年长期套损井治理：水井2口。
2.6地质研究强化工程
通过学习地质专业基础技术知识，加强对沉积相带图中沉积单元沉积环境、砂体发育特征的理解和认识，结合动静态数据，综合分析油水井注采关系、连通质量、动用状况、剩余油分布等情况，制定合理的调整挖潜措施。
2.7信息支撑提档工程
（1）井组员工【平板+APP】。通过采取平板上传数据录入方式，推行办公无纸化，免去了井组员工手书报表与地质组资料员逐条录入的工作量，提高了工作效率。井口、计量间、注入站（井）数据录取，井组班报一次审核，上传数据中心。
（2）地质组【PC+WEB】。综合日报二次审核，措施、关井事件转码形成综合记录，提交A2系统。
三、结束语
改善开发形势，稳步推进七项工程，积极开展个性化调整，挖掘剩余油潜力，主动结合上产措施，及时监测生产情况调整参数，保持合理沉没度。优化产液结构，改善注采关系，控制低效无效循环。
[关键词]开发形势；七项工程；综合调整
中图分类号：TE34 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）33-0361-01
一、改善开发形势
（1）及时钻降跟踪，确保产量恢复。2017年受北一区断东高台子钻井影响，A队水井自2017年1月开始陆续钻降关井，至2017年5月全面恢复注水。期间水井关井36口，影响连通油井80口，占全队总井数的64.8%，累计影响产油量6144t。钻降前：落实生产数据及设备情况，为核实钻降区产量影响及后续恢复工作做好准备，水井扫线关井两批次36口，处理设备问题2井次。钻降中：严格执行钻关要求，加密监测生产状况，优化落实保压措施，下调参23井次，间抽1井次；利用关井时机，积极结合水井作业8井次。钻降后：按不同井网、配注分步恢复注水量，及时跟踪调整参数，A队钻降区产量恢复到92.3%。
（2）加强匹配调整，巩固新井产能。2017年6月，A队接收调拨的投产新井6口，为确保投产效果，以保液量控含水为目的，进行参数匹配调整，实施纯换大1口，上调参5井次，同时为控制低效无效循环，高含水关井1口，取得产液量稳定、产油量上升、含水下降的良好效果。
（3）加强热洗质量，严抓作业管理。根据连续多月的产量、电流、沉没度以及载荷变化情况，制定合理的热洗周期，2017年共重新调整热洗周期13井次，在热洗过程中，严抓热洗温度和压力，执行热洗井全程跟踪，2017年A队热洗完成率100%，热洗合格率100%。加强作业监督、提高重点工序施工质量。由小队技术员与作业监督员进行作业井全程跟踪，加强油井油管打压、扶正环安装及更换管杆，水井定位释放等重点工序的监督，提高施工质量，在监督过程中共发现作业问题11处，均已现场整改。
二、七项工程挖潜方法
2.1注水质量提升工程
分析影响因素，针对性提高分层注水合格时率。
（1）分层注水合格时率影响因素构成：正测试占井：对影响分层测试的设备问题及时协调解决，保证测试进度，减少正测试占井时间，紧密结合动态方案，及时与动态和测试队沟通，避免重复测试。钻降开井初期不分水；测试后待资料：密切跟踪测试进程，了解测试前后压力、水量变化情况，每日关注测试资料上传情况，及时审核并第一时间录入系统，合理压缩待资料时间。超差待测试：每日核实超差井情况，对新出现的超差井逐口落实清楚超差原因，通过微信平台的方式，将超差井及时上报工艺队和测试队，加快测试处理进度。
（2）加强注水井资料全准管理。加大资料管理检查力度。2017年共检查水井现场资料516井次，资料全准率为98.05%。及时治理设备仪表问题。2017年共处理水井设备问题50个，其中更换水井闸门20个，更换取压装置4个，更换注入站闸门4个，更换注入站压力表17个，更换水表1个，维修水表4井次。
（3）加强监督洗井质量及效果情况。2017年A队共洗井89井次，其中可对比井62口，有效井60口，有效率为96.77%，其中针对短期欠注井洗井15口，洗井后均能完成配注，目前A队无欠注井。优化洗井周期，加强洗井现场监督管理确保洗井质量。跟踪洗井后注水井压力水量变化情况，做好效果评价。加大欠注井治理力度，对于短期欠注井及时洗井处理。
2.2水驱控水提效工程。优化产液结构，控制无效循环，通过综合调整挖潜，减缓含水上升速度。2017年共实施纯换大1口，堵水1口，上调参3口，下调参1口。钻降恢复后含水上升速度较快，通过综合调整，含水上升情况明显好转，2017年含水上升速度与去年相比，上升趋势减缓。见图1。
2.3三采提质增效工程
（1）及时跟踪封堵情况，优化新层系注水调整。为配合2018年北一区断东西块改注三元，按方案要求，油水井对原层系进行封堵，2017年A队已上油井封堵23口（包括补孔封堵），水井封堵10口，同时为下调注入速度，对15口水井进行水量下调，共下调日配注820方。
（2）提高供液能力，改善注采关系，控制低效无效循环。为匹配调整注采能力，A队聚驱2017年进行水井上调14口，共上调日配注625方，油井换大泵2口，换小泵4口，电转抽1口、上调参26口、下调参14口，油井沉没度和流压始终保持在合理水平。
2.4措施增油创效工程
A队处于注聚后续水驱高含水阶段，目前含水大于98%的油井占开井数的65%，措施挖潜难度较大，面对不利局面，A队积极开展个性化调整，以挖掘剩余油潜力为核心，主动结合上产措施，及时监测生产情况调整参数，保持合理沉没度。2017年A队实施上产措施为补孔封堵3口，平均单井日增油1.04t，换大泵2口，平均单井日增油1.66t，上调参29口，平均单井日增油0.2t。
2.5套损综合防治工程
（1）加强宣贯套损知识，及时上报异常井。组织套损培训，提升全队员工的套损防控技能和意识，监测油水井生产变化，及时发现异常情况核实处理。
（2）对标准层套损井周围注水井关井配合监控井况，并进行查套作业。2017年查套水井3口（1口拔不动待大修，2口无异常）。
（3）治理高套压注水井。针对套压>6MPa的19口水井进行放套压治理，共放套压25井次（包括二次释放6井次），处理后套压落零16口
（4）修复套损井，完善注采关系，恢复生产能力。2017年新增大修井：已修复-油井7口（套损井2口，拔不动井4口，井底落物1口）。待修复-水井 2口（拔不动2口）。2017年长期套损井治理：水井2口。
2.6地质研究强化工程
通过学习地质专业基础技术知识，加强对沉积相带图中沉积单元沉积环境、砂体发育特征的理解和认识，结合动静态数据，综合分析油水井注采关系、连通质量、动用状况、剩余油分布等情况，制定合理的调整挖潜措施。
2.7信息支撑提档工程
（1）井组员工【平板+APP】。通过采取平板上传数据录入方式，推行办公无纸化，免去了井组员工手书报表与地质组资料员逐条录入的工作量，提高了工作效率。井口、计量间、注入站（井）数据录取，井组班报一次审核，上传数据中心。
（2）地质组【PC+WEB】。综合日报二次审核，措施、关井事件转码形成综合记录，提交A2系统。
三、结束语
改善开发形势，稳步推进七项工程，积极开展个性化调整，挖掘剩余油潜力，主动结合上产措施，及时监测生产情况调整参数，保持合理沉没度。优化产液结构，改善注采关系，控制低效无效循环。