【摘要】黄沙坨油田火山岩裂缝性油气藏，实施基层基础管理建设工程，管理提升，寻找油井合理套压控制的范围和最佳产量的对应关系，实现技术创新和配套措施，提高深井泵效和单井产油量，实施油井ABC分类管理，分类控制套压，回收套管气，获得油层的最佳供液能力和采液速度，实施油井的对标管理，最大限度地获得井筒中油水重力分异的产油量“油帽”，实现稳油控水和节能降耗，不断降低抽油机等设备的电量消耗和天然气资源消耗，降低后续的集输生产脱水和污水处理操作成本，成龙配套行之有效的操作规程和内部挖潜措施，提高油田的整体开发水平和最佳经济效益。
　　
【关键词】黄沙坨油田 合理套压控制 液面恢复 间开生产 稳油控水降耗
　　
1 前言
　　
黄沙坨油田位于辽河断陷盆地中央凸起南部构造倾没带，主要含油层系是S3火山粗面岩厚度145～500m，平均孔隙度8.8%，渗透率0.8×10-3um2，油井初期通过大型压裂（双千型：油层深入超过千m，破裂压力超过千psi）或酸化措施产能自喷高达100t/d以上，自喷生产周期长达2年；但是指数递减大，含水上升快，裂缝和孔隙连通极不规则，存在高产井速淹、中产井缓淹和低产不淹等三种类型，储层也存在裂缝型、裂缝～孔隙型和微缝细孔型三种；目前全油田共有油井58口，开井42口，日产液460t/d，日产气5.1×104m3，综合含水90%以上，合理控制油井的套压，是基层班站提高产量和效益的最佳契入点。
　　
2 存在问题分析
　　
自2000年开始，随着开采时间的延续，地层开采能量逐渐下降，地层压力由原始的31.5MPa降至目前的18.6MPa，注水开发的波及系数和驱油效率非常不均匀，油层非均质性强，剩余油储层构造复杂，三大矛盾比较突出，油井常常出现供液不足等现象，并且随着油井套压的高低变化，动液面和产量等指标也出现较大的波动，所以，制定合理的控套制度，是提高油井产量和泵效的首要问题。
　　
3 合理套压的确定
　　
以小平1井为例，措施前控套1 . 5 -2.1MPa，平均日产液仅32.8t/d，泵效为59.9%；措施后控套2.1-3.1MPa，平均日产液上升为41.5t/d，泵效提高到75.7%；平均日增产液8.5t/d，日增产油0.8t/d，泵效提高了15.8%，折算全年增产油288t，按照科技增油3700元/t计算，单井年创效折合人民币106.56万元。
　　
根据液面恢复幅度和井底流压确定的井筒内油水重力分异作用情况，对不同类型的油井实施间开生产管理措施，不仅最大限度地获取了“油帽”，实现了稳油控水，还降低了抽油机电量和加热炉对天然气的无功消耗，给后续的集输脱水生产和污水处理等也减轻了成本方面的压力，提高了油田的整体开发水平和经济效益。
　　
5 结论与认识
　　
（1）对高产高含水油井，适当提高控制油井的套压，有利于提高抽油泵充满系数，从而提高油井的产液量和增产油量。
　　
（2）对于低产供液不足的油井，应降低油井的控制套压，有利于提高液面，增加抽油泵的沉没度，从而提高油井的产液量和产气量。
　　
（3）不同类型油井的合理套压具有阶段性，随着油井生产动态的变化，产量、油气比、含水、泵深、流压、静压等参数的变化，合理套压的控制值亦会发生变化。
　　
参考文献
　　
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