[摘 要]孤东注采304站位于孤东七区中北部，目前综合含水高达97.9%，采出程度40.48%，新井、措施井挖潜难度逐年增大，稳产基础薄弱，同时特高含水驱开发导致作业维护上修难、动态调配效果差、杆管偏磨加剧等开发现状。今年以来，我们围绕如何做好油藏的稳产开发工作，通过精细注采管理，推行班组注采分析与操作管理，实现了产量的稳定开发，对特高含水驱油藏稳产开发具有较好的借鉴意义。
　　[关键词]特高含水驱；稳产开发；注采管理；班组注采分析
　　中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）29-0012-01
　　一、概况
　　孤东注采304站组建于1986年9月，管理着孤东油田七区中北部的8座计量站、6座配水间，五个开发单元177口油水井，含油面积2.5平方公里，地質储量1149.57万吨，可采储量708.1万吨。该区块处于油水过渡带，具有开发后期高含水、易出砂、油层物性差、大孔道严重、剩余油分布零散等地质特征。
　　二、精细特高含水驱油藏注采管理，提升老油田开发稳产基础
　　2016年以来，针对注采304站开发特点，我们把注采管理的重心延伸到地下，注重地质基础开发，协调注采关系，全员过程分析与控制，提升了特高含水驱油藏的稳产工作。
　　1、成立注采管理开发分析体系。
　　成立了由地质、工程、注水技术员注采管理项目小组，制定了注采系统管理的目标、责任、运行和考核机制，采取日分析、旬对比、月考核方式落实注采管理工作；通过指标预警“三位一体”开展注采分析，地质技术员预警“含水”、工程技术员预警“电量”、注水技术员预警“套压”指标来开展注采分析工作，通过每日的细微指标变化，技术员们互相督促，开展地面、井筒、油层的动态联动分析诊断，摸清油藏动态变化趋势，制定恢复稳产措施。
　　2、精细地质基础管理。
　　一是完善了电子地宫建设，规范了油藏剖面图、地质构造图、产能构成图、平面图、开发数据曲线等基础资料，同时资料上墙规范，地宫、办公室、小站都完善了基础图表和开发数据资料，浓厚了地质开发氛围，为动态分析和上产提供了良好的平台。二是精细资料录取标准，强化资料录取的及时性、准确性、全面性、同步性。在资料录取过程中加大录取频次、录取质量，突出资料的可靠性和真实性，为地质动态分析提供有力保障。三是制定了适合采油七队特高含水驱的资料录取新规范，在生产过程中，为了细化动态分析，创新和制定了单井动态分析流程、单井液量管理规范、单井化验管理规范、高含水换大样桶取样、低含水延长蒸样时间、掺水井归真资料录取、油井分级分类资料录取管理等新规范，为动态分析提供了准确性资料。
　　3、精细油藏注采管理。
　　高含水开发中，我们制定了“产量稳定，注水先行”的开发思路，探索制定了“141”管理模式，通过严抓地面管理、优化注水管柱、完善注采井网、强化职工技能操作開展注水工作，将注水井分成1-4类27个节点，5类预警点和24条处理措施，明确各个节点的负责人，形成“点点有人管，人人有指标，事事有考核”的局面。平均日注水量保持在7500方以上，确保了注水效果，提高了注采对应率，实现了“注好水，促上产”的目标。
　　在单元开发中，以“井网完善为主、边角挖潜为辅”提升油水井注采对应率，以单元目标稳升开发为方向，七区中单元实施井网归位、补孔、大修、扶长停、复扩射等措施7井次，通过复扩射、下大泵等措施提液引效，油量由36吨上升至62吨，其它单元进行了局部完善，提升了单元注水开发效果。在动态调配中，以井组注采平衡为方向，以井组稳升为目标，实施不稳定注水改善水驱效果，精细分析分层注水井质量，加密跟踪调配效果。在注采管理中，以解决好井组供排关系和单井供采关系为目标，以井组躺井、低效、欠注、提液等生产参数改变为切入点，油水联动调整注采关系，稳定井组注采比，控制井组单井含水上升。在措施挖潜中，向水平井、侧钻井、测井解释资料不确定重新认识要产量，增加新的地质储量。2016年共挖潜措施井13井次，累增原油1547吨。
　　4、开展班组注采分析、注采操作管理。
　　为了把岗位责任落实的更精细，把产量责任分解到每个岗位，把采油工工作重心从地面延伸到地下，实现全员分析促上产的开发氛围，以采油厂油水井分析制度为载体，我们推行了班组注采分析手册、班组注采操作手册。
　　班组注采分析手册促上产。注采分析手册包含了本班组油水井平面图、构造图、油水井连通图、单井管柱图，开发数据和开发曲线，采取旬度对比分析的方式开展班组注采分析。做到资料变化班组先落实，产量变化班组先分析，上产措施班组先提出的方式开展岗位工作。改变了岗位职工的工作思路，实现了责任转换，由原来粗放性的看井，转变为精细化的管井、管产量，责任落实到单井和个人，主动性的去开展日常工作，推动了注采开发的精细化、微细化管理。2015年班组共提出洗井、调配、调参、作业等上产性措施159条，累增原油1721吨。
　　班组注采操作手册抓时率。以单井技术管理为方向，向岗位操作要时率。在注采操作手册中我们细化了每台设备、电网电路、管网流程的基础参数，常用消耗材料的型号和规格，应急故障的处理预案，确保每名职工在最短的时间内处理故障和恢复生产。根据班组工艺生产现状，制定油水井工况管理、油井分级分类管理、躺井控制管理操作标准和细则。完善了注水井节点管理细则和责任划分，生产预警管理和应急处理，生产现场资料录取操作要求，资料分析对照表，判断资料准确性，分析原因并制定下步措施恢复水量。通过班组注采操作手册的实施，油井采油时率保持在96%以上，工况合格率保持在75%以上，水井注水时率保持在98%以上，油井自扶躺井成功15井次，每天挽回产量损失16.1吨。
　　三、效果评价
　　1、实现了特高含水驱油藏开发稳产目标。
　　2016年以来，通过注采开发管理，各项开发指标得到了良好的控制，注聚区初步见效趋势，自然递减率控制在-4.6%，含水上升率控制在-0.44%，特高含水驱油藏的到了稳定开发。
　　2、实现了全员注采分析促上产的目的。
　　班组注采分析手册、注采操作手册的推行，把产量压力和责任划分到每个班组、每个岗位。职工岗位职责得到转变，开发观念实现了转变，把岗位工作从地面延伸到了地下，实现了全员分析、全员管理促上产的开发氛围。
　　3、实现了注采开发精细化管理的新提升。
　　通过精细注采开发，精细挖潜、强化过程控制管理，使我们的技术管理更全面，岗位职责落实的更具体，工作标准更严格，管理水平更精细化，实现了特高含水驱老油田的稳定、经济、良性开发。