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【摘要】沈阳油田注水开发二十多年，已经进入高含水开发阶段，油藏注水系统完善，油藏压力稳定。针对注水效果好的区块，挖掘剩余油潜力，提高单井产量，是现开发阶段的首要任务。
【关键词】注水；举升工艺；提液；产量
1、概况
通过2010年、2011年两年对沈84-安12块进行整体举升工艺优化，2010年全年累增油2.87×104t，2011年累增油4.92×104t，合计7.8×104t。区块开发状况的明显改善，为其他区块举升工艺优化提供了技术保障。
沈67块为注水开发砂岩油藏，属于中等孔隙度，中渗透率储层。剩余可采储量114×104t，注采比1.32，较好的油藏条件是举升工艺优化，实现增油的物质基础。区块开井120口，油层厚度大、层多、层薄，多数油井存在气大、出砂现象，限制了举升工艺优化的井数。
通过分析沈67块油水井对应关系，增加水井注水量，驱动剩余油。提高油井产液量，放大生产压差，实现油井增油。目前举升设备以10型、12型抽油机，泵型以Φ44mm、Φ57mm为主，结合管杆泵配套工艺技术，充分发挥井筒潜力，来提高单井产量，根据油井动态变化，对油井原有封堵层位重新认识，进行优化生产层位，同时加强注水，进而提高水驱效率，达到供举匹配，实现了单井增产，区块稳产。2011年实施35井次，增油6137t。2012年目前实施12井次，增油200t，计划全年实施35井次，增油5000t。
2、项目原理
2.1地层压力
通过多年的治理，注采保持平衡，通过测试压力，发现从2005年开始压力逐步回升，目前已达到12.51MPa。充足的地层压力，保障了油井的供液能力，为提液后液面及时上升提供了保障。
2.2注采平衡
通过油藏的细分注水，及调驱、调剖工作，增强了水井的水驱效率，2011年注采比为1.32，相比2010年高出0.317，与合理注采比相比高出0.214，注水量较去年有较大的提升。为实现供采平衡，可以进行提液。
2.3产液指数
通过绘制沈67块提液油井产液指数散点图，发现主要集中在2—5t/MPa·d，所以区块油井产液量增加3t，液面下降100米，为油井提液潜力预测，提供了分析依据。在举升优化工作中，选择合理的泵型及泵挂，及时调整生产参数，发挥井筒的最大潜力。
2.4特种抽油泵
针对沈67块出砂，由于产液量增加，柱塞式抽油泵泵筒和柱塞的磨损、腐蚀、划伤等现象，导致泵效下降过快，后期提液效果逐渐变差。针对这个现象，研制开发了旋转防砂抽油泵，提液油井泵效，延长油井检泵周期，保障油井的长期高效运行。
旋转防砂抽油泵具有：旋转装置，沉砂通道、无磁硬质合金游动阀、固定阀结构，通过现场使用延长了油井泵效和检泵周期。
2.5杆柱设计
针对负荷增加，抽油杆柱的挠曲偏磨和冲程损失加剧现象，应用井眼曲线三维立体再现分析技术、抽油杆近似等强度组合设计、杆柱受力中和点及扶正间距分析等技术进行防偏磨分析，有针对性的采取注塑杆、接箍扶正器和防脱器等防偏磨措施，提高抽油杆的抗拉强度，延缓杆柱的疲劳断脱，延长作业检泵周期，减缓抽油杆柱的偏磨现象，减少冲程损失，提高泵效。
3、现场实施情况
3.1泵型分布
针对沈67块液面相对较深，不同井组的供液能力不同，对原有的Φ38和Φ44抽油泵，使用Φ44泵与Φ57泵进行举升工艺优化，适当的增加单井液量，放大了生产压差，实现了单井的增油，取得成功及规模实施后，我们在以后的工作中逐步进行Φ70泵的尝试，取得新的突破。
3.2举升工艺优化效果
2011年采油三区完成年产量5.6457×104t，相比2010年的5.4835×104t，增加了0.1592×104t，采油三区的产量得到了提高，与主力区块沈67块通过一系列措施增油工作量有着密切关系，举升工艺优化工作，取得了一定的增油效果，提高了单井产量，稳定了区块产量，使得区块的开发趋于合理。
3.3更换机型
Φ57抽油泵，使用12型抽油机冲程可以达到5米，冲次3.8次，理论排量为70t；使用10型抽油机，冲程3米，冲次6.5次，理论排量为70t。高冲次增加抽油杆偏磨及疲劳，不利于泵筒充满，同时缩短检泵周期。
3.4典型井例
前17-29位于沈67块中部，周边油井产量高，剩余油丰富，水井对应关系好，且注水量增加，2010年Φ44抽油泵生产，生产数据15.1/0.4/97%，折算液面1200米。经分析该井油层被水层抑制，生产压力不足，未能为油井产油做贡献，进行举升工艺优化，使用Φ57抽油泵提液生产，提液后生产数据：25/4.8/81%，实现日增油4.4t/d，累增油627.4t/d。液面1542米，液面下降342米，产液量增加10t，每下降100米液面产液量增加2.9t，负荷产液指数散点图分析所得的产液指数2—5t/MPa·d。
4、经济效益分析
2011年沈67块举升工艺优化增油6136.7t，2012年目前增油200.7t，共计6337.4t。
原油按3726元/吨，操作成本651.02元/吨。
取得总的经济效益为：
（3726-651.02）×0.63374×104t =1948.74（万元）
总计创效：1948.74万元。
5、取得的成果或突破
摸索了一套成型的举升工艺优化方案，以此为基础，推广应用举升工艺优化，实施于注水效果好的沈67块，实现了单井增产，2011年实施35井次，增油6137t。2012年目前实施12井次，增油200t。
举升工艺优化为区块的稳产及合理开发作出了贡献，使我们认识到了，高含水开发区块注水量增加，剩余储量丰富的情况下，降低油井液面，放大生产压差，动用低压油层做贡献，是高含水开发阶段，油藏合理开发的一种手段，为以后其他区块的应用，提供了技术指导。
6、存在问题
1、出砂油井，泵效下降快；
2、油层位置影响下泵深度，导致沉没度小；
4、选井难度加大，沈67块油井163口，开井120口，可选井范围变小；
5、井况复杂，抽油杆管容易断脱，检泵周期短；
6、井下工具打捞成功率低，捞获后受套变影响，存在上提困难的问题。
7、结论及下步建议
1、Φ57抽油泵全部使用12型抽油机，进一步优化调参，发挥举升设备及杆泵组合潜力；
2、泵效低、供液不足、提液效果不明显井，更换小泵型，恢复地层能量；
3、对调剖、调驱井组对应油井适时跟踪，把握提液时机；
4、Φ70抽油泵试验推广。
参考文献
[1]刘海浪，李宪文.长庆气田提高单井产量工艺技术探讨[J].低渗透油气田，1997.2
[2]冯胜利，饶鹏.涩北气田提高气井单井产量工艺技术探讨[J].青海石油，2002.2
【关键词】注水；举升工艺；提液；产量
1、概况
通过2010年、2011年两年对沈84-安12块进行整体举升工艺优化，2010年全年累增油2.87×104t，2011年累增油4.92×104t，合计7.8×104t。区块开发状况的明显改善，为其他区块举升工艺优化提供了技术保障。
沈67块为注水开发砂岩油藏，属于中等孔隙度，中渗透率储层。剩余可采储量114×104t，注采比1.32，较好的油藏条件是举升工艺优化，实现增油的物质基础。区块开井120口，油层厚度大、层多、层薄，多数油井存在气大、出砂现象，限制了举升工艺优化的井数。
通过分析沈67块油水井对应关系，增加水井注水量，驱动剩余油。提高油井产液量，放大生产压差，实现油井增油。目前举升设备以10型、12型抽油机，泵型以Φ44mm、Φ57mm为主，结合管杆泵配套工艺技术，充分发挥井筒潜力，来提高单井产量，根据油井动态变化，对油井原有封堵层位重新认识，进行优化生产层位，同时加强注水，进而提高水驱效率，达到供举匹配，实现了单井增产，区块稳产。2011年实施35井次，增油6137t。2012年目前实施12井次，增油200t，计划全年实施35井次，增油5000t。
2、项目原理
2.1地层压力
通过多年的治理，注采保持平衡，通过测试压力，发现从2005年开始压力逐步回升，目前已达到12.51MPa。充足的地层压力，保障了油井的供液能力，为提液后液面及时上升提供了保障。
2.2注采平衡
通过油藏的细分注水，及调驱、调剖工作，增强了水井的水驱效率，2011年注采比为1.32，相比2010年高出0.317，与合理注采比相比高出0.214，注水量较去年有较大的提升。为实现供采平衡，可以进行提液。
2.3产液指数
通过绘制沈67块提液油井产液指数散点图，发现主要集中在2—5t/MPa·d，所以区块油井产液量增加3t，液面下降100米，为油井提液潜力预测，提供了分析依据。在举升优化工作中，选择合理的泵型及泵挂，及时调整生产参数，发挥井筒的最大潜力。
2.4特种抽油泵
针对沈67块出砂，由于产液量增加，柱塞式抽油泵泵筒和柱塞的磨损、腐蚀、划伤等现象，导致泵效下降过快，后期提液效果逐渐变差。针对这个现象，研制开发了旋转防砂抽油泵，提液油井泵效，延长油井检泵周期，保障油井的长期高效运行。
旋转防砂抽油泵具有：旋转装置，沉砂通道、无磁硬质合金游动阀、固定阀结构，通过现场使用延长了油井泵效和检泵周期。
2.5杆柱设计
针对负荷增加，抽油杆柱的挠曲偏磨和冲程损失加剧现象，应用井眼曲线三维立体再现分析技术、抽油杆近似等强度组合设计、杆柱受力中和点及扶正间距分析等技术进行防偏磨分析，有针对性的采取注塑杆、接箍扶正器和防脱器等防偏磨措施，提高抽油杆的抗拉强度，延缓杆柱的疲劳断脱，延长作业检泵周期，减缓抽油杆柱的偏磨现象，减少冲程损失，提高泵效。
3、现场实施情况
3.1泵型分布
针对沈67块液面相对较深，不同井组的供液能力不同，对原有的Φ38和Φ44抽油泵，使用Φ44泵与Φ57泵进行举升工艺优化，适当的增加单井液量，放大了生产压差，实现了单井的增油，取得成功及规模实施后，我们在以后的工作中逐步进行Φ70泵的尝试，取得新的突破。
3.2举升工艺优化效果
2011年采油三区完成年产量5.6457×104t，相比2010年的5.4835×104t，增加了0.1592×104t，采油三区的产量得到了提高，与主力区块沈67块通过一系列措施增油工作量有着密切关系，举升工艺优化工作，取得了一定的增油效果，提高了单井产量，稳定了区块产量，使得区块的开发趋于合理。
3.3更换机型
Φ57抽油泵，使用12型抽油机冲程可以达到5米，冲次3.8次，理论排量为70t；使用10型抽油机，冲程3米，冲次6.5次，理论排量为70t。高冲次增加抽油杆偏磨及疲劳，不利于泵筒充满，同时缩短检泵周期。
3.4典型井例
前17-29位于沈67块中部，周边油井产量高，剩余油丰富，水井对应关系好，且注水量增加，2010年Φ44抽油泵生产，生产数据15.1/0.4/97%，折算液面1200米。经分析该井油层被水层抑制，生产压力不足，未能为油井产油做贡献，进行举升工艺优化，使用Φ57抽油泵提液生产，提液后生产数据：25/4.8/81%，实现日增油4.4t/d，累增油627.4t/d。液面1542米，液面下降342米，产液量增加10t，每下降100米液面产液量增加2.9t，负荷产液指数散点图分析所得的产液指数2—5t/MPa·d。
4、经济效益分析
2011年沈67块举升工艺优化增油6136.7t，2012年目前增油200.7t，共计6337.4t。
原油按3726元/吨，操作成本651.02元/吨。
取得总的经济效益为：
（3726-651.02）×0.63374×104t =1948.74（万元）
总计创效：1948.74万元。
5、取得的成果或突破
摸索了一套成型的举升工艺优化方案，以此为基础，推广应用举升工艺优化，实施于注水效果好的沈67块，实现了单井增产，2011年实施35井次，增油6137t。2012年目前实施12井次，增油200t。
举升工艺优化为区块的稳产及合理开发作出了贡献，使我们认识到了，高含水开发区块注水量增加，剩余储量丰富的情况下，降低油井液面，放大生产压差，动用低压油层做贡献，是高含水开发阶段，油藏合理开发的一种手段，为以后其他区块的应用，提供了技术指导。
6、存在问题
1、出砂油井，泵效下降快；
2、油层位置影响下泵深度，导致沉没度小；
4、选井难度加大，沈67块油井163口，开井120口，可选井范围变小；
5、井况复杂，抽油杆管容易断脱，检泵周期短；
6、井下工具打捞成功率低，捞获后受套变影响，存在上提困难的问题。
7、结论及下步建议
1、Φ57抽油泵全部使用12型抽油机，进一步优化调参，发挥举升设备及杆泵组合潜力；
2、泵效低、供液不足、提液效果不明显井，更换小泵型，恢复地层能量；
3、对调剖、调驱井组对应油井适时跟踪，把握提液时机；
4、Φ70抽油泵试验推广。
参考文献
[1]刘海浪，李宪文.长庆气田提高单井产量工艺技术探讨[J].低渗透油气田，1997.2
[2]冯胜利，饶鹏.涩北气田提高气井单井产量工艺技术探讨[J].青海石油，2002.2