在实际生产中，在满足产量要求的前提下，抽油机井应尽可能采取“长冲程短冲次”的生产参数，保持合理的生产压差，减少因供液不足产生的冲击载荷，使杆柱发生弯曲，导致抽油杆的弹性疲劳，以及抽油杆与油管内壁的摩擦，造成管漏或抽油杆断脱，缩短抽油杆的使用寿命，减少油井的检泵周期。动载荷与冲程成正比、与冲次的平方成正比，由于冲次增加之后，动载荷将按平方的规律增加。这会引起杆柱和地面设备的强烈震动，容易造成抽油杆损坏。

一、强化油井生产管理措施的灵活性

1.灵活应对油井生产中出现的问题。

生产管理模式并非一成不变，特别是石油开采，其生产工程复杂且专业化程度高，油井生产管理的各种参数随时都会有所变化，会出现这样那样的问题，而这些问题的出现，有时是单独的，有时却是伴有多种问题同时出现，因此，在生产管理过程中必须根据不同问题采取套压控制、憋泵、碰泵、洗泵、油管试压、洗管线、调整冲次、调整清蜡周期、调整泵深等解决问题的手段，灵活应对。

例如，A井泵深2000米，采取电加热杆清蜡（后由于杆漏停止电加热设备），正常生产时冲次3次，沉没度100米，套压0.5M pa,日产油4t，生产一段时间后发生泵漏、不出，安排洗泵、碰泵等措施后，泵漏未改善，井口仍不出；由于某种原因无法及时安排检泵，为此技术人员根据该井泵深、液面，杆偏磨情况、功图及井口设备生产状况，决定套压不变，将冲次提高至4.5次（惯性载荷略微产生）,结果发现该井仍不出，最后决定冲次维持4.5次，将套压控制2.5M pa （接近供液不足状态），该井出油,日产油1.5t。总结该井管理经验，该油井未盲目管理按照一般管理方式，一味调高冲次或者关井方式处理，而是通过分析灵活采取必要措施，维持该井生产，提高了效益。再比如：某些进地罐井，套压控制一直是个难题。为了连续回收套管气、改变供液状态，提高动液面，某站长采取创新方式，根据现场实际情况，灵活的将套管气接到自耗气管线上或者油井进站管线上，节约改造成本的同时，回收天然气，提高产油量。

2.根据单井不同采取灵活管理措施。

每口单井都相对有差异，地上地下情况不尽相同，一口油井采取什么办法才能取得产量与效益最大化的统一，进而保障每口单井都处于最佳的运行状态，这就需要地面管理措施、工艺措施、地质措施紧密结合，采取灵活的单井生产管理措施。灵活，不仅仅是技术、工艺等生产管理措施的灵活，也包括单井措施的有针对性和灵活性。比如不同的井才用不同的冲次及套压控制等等。

二、强化油井生产管理措施的及时性

1.油井日常生产管理措施要及时。

油井生产管理措施的及时性要求日常管理要及时。例如，油井在生产过程中会结蜡堵

塞，为了强化清蜡管理，每次作业后就需要及时做油井蜡的熔点实验，建立相关油井结蜡档案，总结经验调整清蜡方式或周期。

2.故障处理要及时。

当油井出现故障时，生产管理人员对故障的处置要果断而迅速，措施妥当而及时。例如，生产过程中,发现抽油机、电机异常震动或者驴头开焊等问题时，要及时解决，防止问题扩大，导致油井长时间停产。

3.维护措施要及时。

比如，对于由于管柱、泵工作不正常造成单井产能未充分发挥的不正常井，其管理是采油厂开发管理中的一项重要工作，是油田产能发挥的有力保障。对于不正常井应本着当天发现、当天诊断、当天处理的原则，需要技术与管理的有机结合，采取维护性措施预防不正常井的出现，强化不正常井管理，突出高效开发管理理念，提高不正常井处理成功率。

三、强化油井生产管理措施的动态性

油井生产是动态的，因而生产管理措施也必然是动态的，那么合理优化油井生产参数，根据变化采取必要手段提高油井泵效或者采油量成为必然。

1.合理优化油井生产参数。

合理优化油井生产参数是油井动态变化的必然要求。随着油井开发生产的不断深入和油井生产状况的变化，低产低效井比例呈逐年上升趋势，年抽油机井泵况动态控制图中的参数偏大区的井数越来越多。居高不下的参数偏大区井数成为制约泵况指标提高的主要原因。地面参数过大，会使生产压差增大，导致井底压力较低而使泵效降低，从而严重影响原油产量。要改变这一生产现状，在注水状况短期内无法得到改善的情况下，采取调小参数可以降低生产能耗和设备损耗以及调整开发状况，调小参数是缓解供排矛盾、优化机采运行的有效途径。抽油机井调小参数后产量和含水都会相应的发生变化，当调参后经一定生产时间内，由于生产参数的突然变化，将会导致井下生产状况同样会发生比较大的变化，当生产持续一段时间以后，井底压力变化逐渐趋于平稳，特别是高含水层的压力恢复到一定值时，使油井的井底压力不再回升，注入水在地层中的流动速度降低，含水趋于稳定。

2.根据动态变化采取必要管理措施。

油井生产是动态的，为此生产管理过程中要掌握这些动态变化资料、变化规律，从而方

能采取必要管理措施。例如，油井防砂是生产管理的重要内容，油井防砂过程中首先就要掌握油井测井资料、岩芯资料、测试资料等变化资料，通过对这些资料的科学分析，找到油田临界流速、极限生产压差、累积出砂量的出砂规律，为高含水油田防砂工艺优化提供可靠的动态资料，最大程度提高油井采出程度，提高油井的防砂免修期，降低油田的防砂作业成本。

四、砂岩油藏优化方法的应用

基本思路是：1把油藏作为一个整体加以研究，对同一油藏的不同生产井在同一含水阶段进行比较；2针对单井实际控制储量的差别，利用单井含水上升进行井间比较。数据采集的过程，是研究成败的重要环节。数据来源为沙二段所有油井的井史资料以及现开72口井29个月的综合月度数据。                         

研究油藏是一个具有统一的油水界面的中、低孔(平均孔隙度23.1％)，中低渗(平均渗透率124.2×10-3um2)的砂岩油藏。投入开发以来，综合含水上升较快。针对不同层厚、不同隔层条件，采取不同射孔方式和射孔厚度。生产实际表明，射孔制度科学合理。在满足采油速度的前提下，优化生产压差，有效控制综合含水上升。

1、单井含水率阶段的划分

理论上油井含水率的上升规律是中间快、两头慢，其理论曲线应呈“A”型。但是，由于受到储层非均质性等诸多因素的影响，油藏的单井含水率上升都明显出现2个峰值，趋势线呈“M”型。第一个峰值出现在综合含水率30%～40%，第二个峰值出现在60%～70%左右。       

2、形成“M”型的原因

由于油藏的地质条件是极其复杂的，水趋特征也受诸多因素的影响，影响水趋特征的地质因素包括地层非均质性（层间非均质性、层内非均质性）、生产过程中形成的压降漏斗以及边底水条件。从微观驱油机理上讲，上述曲线中呈“M”型的两个峰值反映了水驱突破的两个主要阶段。第一个峰值反映的是水驱前沿首先在局部突破后，突破面积的扩大过程对这时在该区的前沿由稳定带变为非稳定带，水驱油排替变为拖拽，而临近的区域内仍存在稳定带；第二个峰值实际上是由一系列小的波峰组成，反映的是水驱前沿在中低渗区的突破过程，峰值过后，中高渗区全部进入非稳定状态，油井也相应进入中高含水期。由于第一次突破对最终水驱波及体积影响较大，因此在此阶段须控制生产压差，以防止过早形成窜流；而后阶段则须建立适当的生产压差，以促使更多的中低渗透率层储量的动用，扩大水驱波及体积。

3、不同含水率阶段生产压差的优化

 (1) 含水率0-30%  此阶段含水上升率与生产压差成幂乘关系，关系式为：

                        (1)

该式表明，油藏单井含水上升率随生产压差的幂级数增加，生产压差越小越有利于控制含水上升率。此阶段是控制综合含水上升的最重要时期，产量应尽可能控制在临界产量之下。(2)含水率30-60%  此阶段油井含水上升率与生产压差无明显相关性。其趋势线表明，过大和过小的生产压差都不利于控制综合含水的上升。考虑到产能的需要，压差在4Mpa左右为最佳。(3)含水率60%以上  此阶段单井含水上升率与生产压差相关式为

         (2)

生产压差过小或过大都不利于控制含水上升率。此阶段应在一定范围内（4Mpa-8Mpa）适当放大压差。

图1  生产压差合含水上升率的关系

五、现场应用

生产数据显示合理生产压差的现场应用取得了良好的效果，实施后绝大部分油井出现了产量上升、含水率下降的良好开发态势，应用效果最为明显。此方法的应用能大幅度改善油藏水驱效果，扩大水驱波及体积。预计通过该研究成果的应用，将使区块采收率提高3%以上，稳产期延长2-3年，由于生产压差的调整只须通过简单的调参或检泵就能完成，因此具有低投入、高产出的特点。

四、结束语

油井生产管理因单井的地上地下情况不尽相同，可能出现的问题或者故障也不尽相同，故此，在生产管理过程中就需要灵活、及时、动态的采取相应的管理措施，针对不同油井的不同问题，利用地面管理措施、工艺措施、地质措施的有效结合，组合应用，提高油井泵效或者采油量，进而达到提高生产效益的目的。

参考文献

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