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（胜利油田现河采油厂草东采油管理区 山东东营 257000）
一、草东管理区目前现状及产量结构影响因素
（一）区块油井生产现状及油藏地质现状
草东管理区所辖区域含油面积47.519Km2，地质储量5935万吨，目前管理总井492口，其中正常生产井261口，停产井231口，分为6个单元，生产单元地质特征差异较大：
（二）产量结构影响因素
各稠油开发单元差异性强，矛盾突出，治理难度大。草东管理区每个单元面临的开发形势与矛盾各不相同，根据油藏特点和开发难点，我们将其分为三类：
Ⅰ类热采单元， 潜力较大，方向明确，常规强化；Ⅱ类热采单元， 问题单一，调整优化，集成配套； Ⅲ类热采单元，矛盾突出，技术攻关，适度安排。
二、面对新形势，实施“三线四区”优化产量结构
面对国际低油价，油田发展全面进入“寒冬期”，为适应新常态，紧紧围绕提升发展质量和效益，优化措施结构，优化注汽量和优化井筒管柱配套，调整产液结构，实现效益优先最大化。结合局开发处下发的“三线四区模式”，制定了适合稠油油藏运行模式的“三线四区模板”，根据油井生产情况和效益测算模板，实施油井分类管理：
（一） 根据生产成本设定正常生产及转周极限
（二）分单元实施产量结构优化调整
1、草33单元结构优化：开井46口，日液869.3t/d，日油105.9t/d。其中：
（1）有效区开井17口，日液315.0t/d，日油90.6t/d，维持生产；
（2）边际效益区开井15口，日液117.6t/d，日油14.6t/d，维持生产；
（3）间接无效益区开井1口，日液4.8t/d，日油0.3t/d；
（4）直接无效益区开井13口，日液431.9t/d，日油0.4t/d。
通过日油极限和极限油汽比测算，两者结合，初步排出以下措施：调剖转周2口，验套转周1口，整体评价转周4口，转周期6口。
1：实施关键井封堵，切断汽窜通道，缩小同转同注井数
针对馆一层全部汽窜的现状，在中心位置实施刚性封堵，切断汽窜通道，減少井组间向外扩展的趋势。同时减少同注井数，有利于方案实施。
2：全面优化单井注汽量，提高油汽比
根据不同周期间变化规律和原油粘度的平面变化规律，对注汽量进行逐井优化。在馆一南区粘度小于5000mpa.s的井组注汽量不超过1500方，馆二小于15000mpa.s的井组注汽量不超过2000方，这样既能控制汽窜发生，又能提高单井油汽比。
3：全程保干，均匀注汽，提高注汽质量
全面推广“提、保、抓、控”注汽方式，以提高注汽质量保障油井效益的明显改善。坚持注汽井口与注汽锅炉距离最短，注汽全程保温，实施高干度注汽，保证井口注汽干度在85%以上；根据储层物性及测试资料，调整分配注汽的位置，最大程度实现均匀注汽；通过实施同注同采，合理优化汽量分配，有效抑制汽窜影响，提高井组注汽效果。
2、草20单元结构优化：开井101口，日液3488.9t/d，日油175.9t/d。其中：
（1）有效区开井19口，日液490.5t/d，日油93.5t/d，维持生产；
（2）边际效益区开井60口，日液2228.4t/d，日油78.4t/d，維持生产；
（3）间接无效益区开井4口，日液168.3t/d，日油1.6t/d；
（4）直接无效益区开井18口，日液601.7t/d，日油2.4t/d。
通过日油极限和极限油汽比测算，两者结合，初步排出以下措施：供液不足后转周1口，维持生产择机转周4口，调剖转周1口，封堵油层1口，上调参排水1口。
1：强化氮气泡沫调剖配套，提高措施有效率
受边水突进的影响，水平井动用差异大，常规注汽无法调整水平井段的吸气剖面，通过配套氮气泡沫调剖，有效动用低渗段的剩余油，通过评价，将调剖技术进一步向东部区域推广。
2：低含水油井实施高干度注汽，提升储层温度场，有效动用剩余储量
实施纯水高干度注汽，建立起储层高温度场，提高水平井动用半径，扩大单井控制储量，有效提高单井油气比，降低周期间递减。
3、草27单元结构优化：
根据极限日油效益区可以得出：草27单元目前开井16口，其中处于有效益区的井有10口，继续维持生产；处于边际效益区的井有2口，下步可以进行措施转周，进行产量接替；处于直接无效益区的井有4口，C27-2可以考虑暂关， C27-NP13、-NP6 -NP20可以择机进行措施转周。
1：分南北区域，分别实施不同工艺配套，提高单井产能
根据草27单元储层分布特点、油井生产周期数的区别，北部井区储层物性好、油井投产早生产周期达到10个以上；而南部井区厚度薄，物性差，出砂严重，油井投产晚，生产周期小于5个，因此对北部的油井配套氮气泡沫调剖技术，调整水平段吸气剖面；南部油井配套HDNS降粘增能，发挥油藏潜力。
2：加大汽量优化，控制无效汽量，提高周期油汽比
草27单元部分井进行汽量优化，草20-平18、-平19、-平21三口井平均减少汽量488吨，平均周期油量增加131吨，平均油汽比提高了0.11t/t，见到了良好的经济效益。
4、草古1单元结构优化：
草古1单元目前开井25口，处于边际效益区的井有22口，继续维持生产；处于间接无效益区的井有1口，维持生产；处于直接无效益区的井有2口，其中100平16目前套管掺水，下步逐步关停掺水，观察生产情况，草古1-平4下调参，观察生产情况。
三、上半年产量构成情况分析及三季度产量规划
（一）、上半年产量构成情况分析
受国际油价低迷影响，从2月份开始减少措施工作量，一季度共转抽开井30井次，较2014年同期减少22井次，但措施增油水平同期增加了18t/d，这得益于一季度对措施结构进行了调整，一季度全矿共实施泡沫调剖、HDCS、HDNS三类工艺10井次，措施有效率100%，工艺措施增油989吨；二季度继续调整措施结构，措施有效率100%，工艺措施增油591吨。合计上半年共转抽开井53井次，超计划2217吨，措施有效率100%，较去年升高2.2%。
（二）、三季度产量规划
对油井作业工作量逐步释放的前提下，三季度加大作业工作量，加大工艺配套力度，同时加快老井扶停的进程，确保老井产量稳中有升。运行过程中，做实油井分类管理工作，对高效井和有潜力的油井优化措施工艺配套和优化注汽量，提升油汽比；对低效高液高含水、低液低含水油井实施间开方案；对无效井进行充分论证后实施暂关措施；对维持生产井加大油井管理和参数调整尽量延长周期生产天数，提高周期效益。
（1）扎实做好资料录取基础管理工作，积极开展单元动态分析活动，进一步提高资料全准率和分析能力。
（2）优化注汽，加大工艺配套力度，提升稠油油汽比
（3）继续油井效益测算，实施分类管理，减少无效开井
（4）加快潜力井扶停进程，提高老区稳产基础
一、草东管理区目前现状及产量结构影响因素
（一）区块油井生产现状及油藏地质现状
草东管理区所辖区域含油面积47.519Km2，地质储量5935万吨，目前管理总井492口，其中正常生产井261口，停产井231口，分为6个单元，生产单元地质特征差异较大：
（二）产量结构影响因素
各稠油开发单元差异性强，矛盾突出，治理难度大。草东管理区每个单元面临的开发形势与矛盾各不相同，根据油藏特点和开发难点，我们将其分为三类：
Ⅰ类热采单元， 潜力较大，方向明确，常规强化；Ⅱ类热采单元， 问题单一，调整优化，集成配套； Ⅲ类热采单元，矛盾突出，技术攻关，适度安排。
二、面对新形势，实施“三线四区”优化产量结构
面对国际低油价，油田发展全面进入“寒冬期”，为适应新常态，紧紧围绕提升发展质量和效益，优化措施结构，优化注汽量和优化井筒管柱配套，调整产液结构，实现效益优先最大化。结合局开发处下发的“三线四区模式”，制定了适合稠油油藏运行模式的“三线四区模板”，根据油井生产情况和效益测算模板，实施油井分类管理：
（一） 根据生产成本设定正常生产及转周极限
（二）分单元实施产量结构优化调整
1、草33单元结构优化：开井46口，日液869.3t/d，日油105.9t/d。其中：
（1）有效区开井17口，日液315.0t/d，日油90.6t/d，维持生产；
（2）边际效益区开井15口，日液117.6t/d，日油14.6t/d，维持生产；
（3）间接无效益区开井1口，日液4.8t/d，日油0.3t/d；
（4）直接无效益区开井13口，日液431.9t/d，日油0.4t/d。
通过日油极限和极限油汽比测算，两者结合，初步排出以下措施：调剖转周2口，验套转周1口，整体评价转周4口，转周期6口。
1：实施关键井封堵，切断汽窜通道，缩小同转同注井数
针对馆一层全部汽窜的现状，在中心位置实施刚性封堵，切断汽窜通道，減少井组间向外扩展的趋势。同时减少同注井数，有利于方案实施。
2：全面优化单井注汽量，提高油汽比
根据不同周期间变化规律和原油粘度的平面变化规律，对注汽量进行逐井优化。在馆一南区粘度小于5000mpa.s的井组注汽量不超过1500方，馆二小于15000mpa.s的井组注汽量不超过2000方，这样既能控制汽窜发生，又能提高单井油汽比。
3：全程保干，均匀注汽，提高注汽质量
全面推广“提、保、抓、控”注汽方式，以提高注汽质量保障油井效益的明显改善。坚持注汽井口与注汽锅炉距离最短，注汽全程保温，实施高干度注汽，保证井口注汽干度在85%以上；根据储层物性及测试资料，调整分配注汽的位置，最大程度实现均匀注汽；通过实施同注同采，合理优化汽量分配，有效抑制汽窜影响，提高井组注汽效果。
2、草20单元结构优化：开井101口，日液3488.9t/d，日油175.9t/d。其中：
（1）有效区开井19口，日液490.5t/d，日油93.5t/d，维持生产；
（2）边际效益区开井60口，日液2228.4t/d，日油78.4t/d，維持生产；
（3）间接无效益区开井4口，日液168.3t/d，日油1.6t/d；
（4）直接无效益区开井18口，日液601.7t/d，日油2.4t/d。
通过日油极限和极限油汽比测算，两者结合，初步排出以下措施：供液不足后转周1口，维持生产择机转周4口，调剖转周1口，封堵油层1口，上调参排水1口。
1：强化氮气泡沫调剖配套，提高措施有效率
受边水突进的影响，水平井动用差异大，常规注汽无法调整水平井段的吸气剖面，通过配套氮气泡沫调剖，有效动用低渗段的剩余油，通过评价，将调剖技术进一步向东部区域推广。
2：低含水油井实施高干度注汽，提升储层温度场，有效动用剩余储量
实施纯水高干度注汽，建立起储层高温度场，提高水平井动用半径，扩大单井控制储量，有效提高单井油气比，降低周期间递减。
3、草27单元结构优化：
根据极限日油效益区可以得出：草27单元目前开井16口，其中处于有效益区的井有10口，继续维持生产；处于边际效益区的井有2口，下步可以进行措施转周，进行产量接替；处于直接无效益区的井有4口，C27-2可以考虑暂关， C27-NP13、-NP6 -NP20可以择机进行措施转周。
1：分南北区域，分别实施不同工艺配套，提高单井产能
根据草27单元储层分布特点、油井生产周期数的区别，北部井区储层物性好、油井投产早生产周期达到10个以上；而南部井区厚度薄，物性差，出砂严重，油井投产晚，生产周期小于5个，因此对北部的油井配套氮气泡沫调剖技术，调整水平段吸气剖面；南部油井配套HDNS降粘增能，发挥油藏潜力。
2：加大汽量优化，控制无效汽量，提高周期油汽比
草27单元部分井进行汽量优化，草20-平18、-平19、-平21三口井平均减少汽量488吨，平均周期油量增加131吨，平均油汽比提高了0.11t/t，见到了良好的经济效益。
4、草古1单元结构优化：
草古1单元目前开井25口，处于边际效益区的井有22口，继续维持生产；处于间接无效益区的井有1口，维持生产；处于直接无效益区的井有2口，其中100平16目前套管掺水，下步逐步关停掺水，观察生产情况，草古1-平4下调参，观察生产情况。
三、上半年产量构成情况分析及三季度产量规划
（一）、上半年产量构成情况分析
受国际油价低迷影响，从2月份开始减少措施工作量，一季度共转抽开井30井次，较2014年同期减少22井次，但措施增油水平同期增加了18t/d，这得益于一季度对措施结构进行了调整，一季度全矿共实施泡沫调剖、HDCS、HDNS三类工艺10井次，措施有效率100%，工艺措施增油989吨；二季度继续调整措施结构，措施有效率100%，工艺措施增油591吨。合计上半年共转抽开井53井次，超计划2217吨，措施有效率100%，较去年升高2.2%。
（二）、三季度产量规划
对油井作业工作量逐步释放的前提下，三季度加大作业工作量，加大工艺配套力度，同时加快老井扶停的进程，确保老井产量稳中有升。运行过程中，做实油井分类管理工作，对高效井和有潜力的油井优化措施工艺配套和优化注汽量，提升油汽比；对低效高液高含水、低液低含水油井实施间开方案；对无效井进行充分论证后实施暂关措施；对维持生产井加大油井管理和参数调整尽量延长周期生产天数，提高周期效益。
（1）扎实做好资料录取基础管理工作，积极开展单元动态分析活动，进一步提高资料全准率和分析能力。
（2）优化注汽，加大工艺配套力度，提升稠油油汽比
（3）继续油井效益测算，实施分类管理，减少无效开井
（4）加快潜力井扶停进程，提高老区稳产基础