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[摘要] 大古67块油藏类型为一个受断层控制的断块岩性油藏，具有典型低渗透油藏特点。其开采特征具有产能低；天然能量不足，产量递减大，平均泵效32.6%。运用采用三位一体管理模式，即地面管理、井筒管理、井下管理，三位一体相结合，综合分析、综合评价，形成一个系统，其优点是能准确把握油井工况真实动态，对单井工况能实施定量和科学的分析，有力保障了油田高效开发。
[关键字] 低渗透 工况分析 三位一体 油田开发
[中图分类号] TE33 [文献码] B [文章编号] 1000-405X（2013）-2-8-1
1 概况
1.1 基本情况
大王庄油田大古67块位于山东省东营市河口区新户乡境内，构造上属于车镇凹陷大王庄鼻状构造带大一断层上升盘中段。北以断层为界与大王北油田相接，南以大古2断层与大古82井区相连，是一个四面被断层封闭的断块油藏 。油藏埋深2880-3160m，区块含油面积3.3km2，地质储量396x104t。标定采收率：17%，可采储量：67.4x104t。，可采储量67x104t。
1.2 开发现状
截止2012年6月底，大古67块共有油井29口，开井27口，日液201吨，日油108吨，综合含水为40.4%；水井10口，开井9口，日注305方。采油速度：1.0%，采出程度：10.8%，累积注采比1.0，年自然递减：25.05%，年综合递减：11.32%。油藏总压降4.48MPa，平均动液面1614m。
1.3 工况现状
截止2012年6月份，大古67块油井检泵周期为378天，油井最长免修期1479天（大8-12-6）。
2 依据工况宏观控制图，进行工况分析
2.1 "工况宏观控制图"的编制
根据影响泵效的4大因素：游离气体、充不满影响；冲程损失影响；溶解气影响；泵筒、凡尔影响，计算出不同泵吸入口压力下的三个泵效值（理论泵效上限、理论泵效下限和平均理论泵效），以泵效为横坐标、泵吸入口压力为纵坐标绘制成曲线，得到三条标准曲线；并以实测示功图为基础，确定了合理区、待落实区、参数偏大区、参数偏小区和断脱漏失区，最终绘制出大古67块工况宏观控制图。
2.2 利用宏观控制图进行工况分析
根据宏观控制图模板，结合油井的实际泵效和泵吸入口压力，得到6月份该块工况控制图如下：
从大古67工况分析图上可以看出，位于参数偏大区的油井占所有油井的63%，造成这种情况的主要原因是该区块为低渗透油田，产能低，地层能量不足，注水难以见效，导致区块单井产量低，动液面深，泵效低。
3 应用三位一体管理、优化工况管理
3.1参数偏大区三位一体管理
大古67块参数偏大区共有油井17口，占油井总数的63%。造成该区油井供液不足的主要原因是注采对应率低、地层能量不足、参数不合理。针对于此，我们采取了三位一体工况管理模式，有效地改善了该区油井生产状况。
3.1.1 油水井对应补孔，提高注采对应率，补充地层能量
大8-7-3 于2011.12月补孔P214小层， 作业后日液由3.4t提高到10.2t，由参数偏大区转为合理区。但由于地层能量不足，导致该井产量下降较快，目前日液4.7t，由合理区转为参数偏大区。建议提高大8-8-4配注（30提高到50），补充大8-7-3的地层能量。
3.1.2 改造油层，提高供液能力
通过精细油藏分析，对低渗油藏大古67块3口油井实施压裂措施，效果明显。
3.1.3优化注水，做好水井调配工作
通过2012年上半年对油井的调配工作，油井见效4井次，累增油105吨。
3.1.4实施掺注分离，提高注水压力
6#注负责4个配水间的注水任务，还担负着大古67块9口低液井的掺水任务。利用高压注水井给油井掺水，大大降低了注水压力，严重影响了注水任务的完成。2011年7月6日掺水流程投入改造，在6#注专门新设两台离心泵，把以前的掺水管线全部甩开，同时在6#、7#站上两台掺水加热炉。
3.2 断脱漏失区三位一体管理
对于处于漏失区的井，结合地面、井下情况，精细分析生产状况及监测结果的变化，判断漏失原因，及时采取措施恢复正常生产 。
3.3合理区三位一体管理
电流监测是分析油井负荷状况的眼睛，电流增大或异常是判断热洗时机的重要依据，因此加强电流监测是延长免修期的重要手段。我队从热洗选井到热洗过程监督，再到热洗效果跟踪，全方位一体化开展热洗工作。
3.3.1 队部建立油井热洗分析制度，每周上报热洗计划前，由队长、主管热洗的副队长、技术员、站长召开热洗计划制定会，分析每口油井生产状况，认真确定出需要热洗油井，避免无效洗井。
4 效果评价
通过对大古67块应用三位一体管理，我们按照上面措施逐一进行实施，在6、7月份时已经见到明显的效果。抽油机的工况、生产参数更加合理，油井产量、泵效得到了提高，油井检泵周期延长。
5 几点认识
依托“三位一体管理模式”，在油井工况管理措施的制定上，逐步做到了三个转变：
（1）由“单项”分析向“系统”转变。将单井放大到井组或区块进行综合考虑，提高措施的针对性和有效性。 通过以上措施，大古67块5个井组中，有3个井组实现了稳升，井组稳升率达到了60%。
（2）由“被动治理”向“提前预防”转变。我队将躺井前的工况管理和躺井分析因素评价报告相结合，突出事前预防和循环改进，优化预案，减少了躺井和“二次”施工现象的发生。
（3）由“重生产环节”向“重技术环节”转变。强化调整井的跟踪、分析的技术管理工作，结合单井生产历史和生产现状，制定了单井管理明细卡，每周跟踪单井液量、油量、含水、压力、电流等几个方面的动态情况，提高了油井工况的动态管理。
总之油井工况是一个是随时间变化的指标，在今后的工作中，我们要遵循“地面入手、立足井筒、著眼油层”原则，应用“三位一体”的管理模式，在实际生产中要不断监测，取全取准各项原始资料，经常分析，才能提高油井的合理比率，使油井保持高效生产，从而提高油田开发水平。
[关键字] 低渗透 工况分析 三位一体 油田开发
[中图分类号] TE33 [文献码] B [文章编号] 1000-405X（2013）-2-8-1
1 概况
1.1 基本情况
大王庄油田大古67块位于山东省东营市河口区新户乡境内，构造上属于车镇凹陷大王庄鼻状构造带大一断层上升盘中段。北以断层为界与大王北油田相接，南以大古2断层与大古82井区相连，是一个四面被断层封闭的断块油藏 。油藏埋深2880-3160m，区块含油面积3.3km2，地质储量396x104t。标定采收率：17%，可采储量：67.4x104t。，可采储量67x104t。
1.2 开发现状
截止2012年6月底，大古67块共有油井29口，开井27口，日液201吨，日油108吨，综合含水为40.4%；水井10口，开井9口，日注305方。采油速度：1.0%，采出程度：10.8%，累积注采比1.0，年自然递减：25.05%，年综合递减：11.32%。油藏总压降4.48MPa，平均动液面1614m。
1.3 工况现状
截止2012年6月份，大古67块油井检泵周期为378天，油井最长免修期1479天（大8-12-6）。
2 依据工况宏观控制图，进行工况分析
2.1 "工况宏观控制图"的编制
根据影响泵效的4大因素：游离气体、充不满影响；冲程损失影响；溶解气影响；泵筒、凡尔影响，计算出不同泵吸入口压力下的三个泵效值（理论泵效上限、理论泵效下限和平均理论泵效），以泵效为横坐标、泵吸入口压力为纵坐标绘制成曲线，得到三条标准曲线；并以实测示功图为基础，确定了合理区、待落实区、参数偏大区、参数偏小区和断脱漏失区，最终绘制出大古67块工况宏观控制图。
2.2 利用宏观控制图进行工况分析
根据宏观控制图模板，结合油井的实际泵效和泵吸入口压力，得到6月份该块工况控制图如下：
从大古67工况分析图上可以看出，位于参数偏大区的油井占所有油井的63%，造成这种情况的主要原因是该区块为低渗透油田，产能低，地层能量不足，注水难以见效，导致区块单井产量低，动液面深，泵效低。
3 应用三位一体管理、优化工况管理
3.1参数偏大区三位一体管理
大古67块参数偏大区共有油井17口，占油井总数的63%。造成该区油井供液不足的主要原因是注采对应率低、地层能量不足、参数不合理。针对于此，我们采取了三位一体工况管理模式，有效地改善了该区油井生产状况。
3.1.1 油水井对应补孔，提高注采对应率，补充地层能量
大8-7-3 于2011.12月补孔P214小层， 作业后日液由3.4t提高到10.2t，由参数偏大区转为合理区。但由于地层能量不足，导致该井产量下降较快，目前日液4.7t，由合理区转为参数偏大区。建议提高大8-8-4配注（30提高到50），补充大8-7-3的地层能量。
3.1.2 改造油层，提高供液能力
通过精细油藏分析，对低渗油藏大古67块3口油井实施压裂措施，效果明显。
3.1.3优化注水，做好水井调配工作
通过2012年上半年对油井的调配工作，油井见效4井次，累增油105吨。
3.1.4实施掺注分离，提高注水压力
6#注负责4个配水间的注水任务，还担负着大古67块9口低液井的掺水任务。利用高压注水井给油井掺水，大大降低了注水压力，严重影响了注水任务的完成。2011年7月6日掺水流程投入改造，在6#注专门新设两台离心泵，把以前的掺水管线全部甩开，同时在6#、7#站上两台掺水加热炉。
3.2 断脱漏失区三位一体管理
对于处于漏失区的井，结合地面、井下情况，精细分析生产状况及监测结果的变化，判断漏失原因，及时采取措施恢复正常生产 。
3.3合理区三位一体管理
电流监测是分析油井负荷状况的眼睛，电流增大或异常是判断热洗时机的重要依据，因此加强电流监测是延长免修期的重要手段。我队从热洗选井到热洗过程监督，再到热洗效果跟踪，全方位一体化开展热洗工作。
3.3.1 队部建立油井热洗分析制度，每周上报热洗计划前，由队长、主管热洗的副队长、技术员、站长召开热洗计划制定会，分析每口油井生产状况，认真确定出需要热洗油井，避免无效洗井。
4 效果评价
通过对大古67块应用三位一体管理，我们按照上面措施逐一进行实施，在6、7月份时已经见到明显的效果。抽油机的工况、生产参数更加合理，油井产量、泵效得到了提高，油井检泵周期延长。
5 几点认识
依托“三位一体管理模式”，在油井工况管理措施的制定上，逐步做到了三个转变：
（1）由“单项”分析向“系统”转变。将单井放大到井组或区块进行综合考虑，提高措施的针对性和有效性。 通过以上措施，大古67块5个井组中，有3个井组实现了稳升，井组稳升率达到了60%。
（2）由“被动治理”向“提前预防”转变。我队将躺井前的工况管理和躺井分析因素评价报告相结合，突出事前预防和循环改进，优化预案，减少了躺井和“二次”施工现象的发生。
（3）由“重生产环节”向“重技术环节”转变。强化调整井的跟踪、分析的技术管理工作，结合单井生产历史和生产现状，制定了单井管理明细卡，每周跟踪单井液量、油量、含水、压力、电流等几个方面的动态情况，提高了油井工况的动态管理。
总之油井工况是一个是随时间变化的指标，在今后的工作中，我们要遵循“地面入手、立足井筒、著眼油层”原则，应用“三位一体”的管理模式，在实际生产中要不断监测，取全取准各项原始资料，经常分析，才能提高油井的合理比率，使油井保持高效生产，从而提高油田开发水平。