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【摘要】近几年随着胜坨油田开发工作的不断深入，特别是坨128、123断块的发现，开启了对高压低渗区块开发的新篇章。但是这些区块低产、低液面、低含水以及这类油井普遍存在注采对应关系差，生产压差小，供液能力差的生产特性，为日常的生产管理工作带来了难度，特别是进入冬季后更加影响该类油井的正常生产管理。为此，我们针对“三低井”的特点。形成完善的“三低井”冬季管理模式，保证“三低井”高效生產。
【关键词】三低井 管理探索
1 地质概况
坨128块位于东营市垦利县胜坨镇境内，构造上位于济阳坳陷东营凹陷坨-胜-永断裂带胜北断层上升盘。主要含油层位沙四5-8砂组，是一个受岩性控制的构造-岩性砂砾岩扇体油藏。坨128断块储层属于无速敏和酸敏，为中等弱水敏、弱盐敏、弱碱敏储层。坨123断块位于胜坨油田三区北部，胜北大断层以北的上升盘。主要含油层系是沙三下2、3砂层组和沙四段1-5沙层组。
构造比较简单，高点在坨123-15井附近，地层倾角顶部较缓约3.0度，翼部较陡约7.0度。
1.1 “三低井”流体物性及渗流特点
“三低井”是低液、低能、低含水状态的油井的统称。“三低井”在日常生产中，液体流速低、井简易结蜡、地面温度低，冬季生产管线回压高，易堵管线，冬季生产管理难度增大。三低井泵挂深，井斜变化大，井筒状况复杂，为了减少杆管摩擦带来的影响，最好采取长冲程，慢冲次，生产。“三低井”原油中溶解蜡析出蜡粘附于管杆表面，将会引起油井杆柱载荷逐渐增加，严重时带来蜡卡井停产。
2 坨128、123区块“三低井”现状
以采油8队为例。根据统计，采油8队坨128、123区块目前正在生产的“三低”油井70口，占到了开井数的54.6%，日产液410.9吨，占采油8队油井日产液量的8.8%；而日产油188.6吨，占采油8队油井日产油量的56.3%，综合含水仅为37.9%。可以看出，“三低”油井的生产状况是制约采油8队原油产量稳定的一个重要因素，所以在冬季生产中，如何保证“三低井”的正常生产，将是一个重要课题。
3 应用科技精细管理“三低井”
针对“三低井”生产特点。结合矿组室提出的冬季生产中“不躺一口井、不堵一条管线”的生产目的，利用远程在线功图为手段，实时跟踪油井井筒内载荷变化，以“功图载荷变化、井筒清蜡降粘、地面掺水降压”，多措施的管理模式，推动实施“三低井”循环管理流程，实现“三低井”冬季稳定生产。
3.1 摸排治理措施
通过建立三低井台帐，明确采油队三低井总量，总掺水量，每口井对应水嘴大小，每口井的回压大小。班组每天上报“三低井”掺水量，回压，对台帐数据做到及时更新。由地质人员通过注采对应分析，提出各类增注解堵措施，提升“三低井”地层能量；由地质管理人员针对“三低井”原油物性、井筒特点，制定井筒各类清蜡降粘措施；由采油管理人员针对冬季生产特点，对每口“三低井”进行调查，制定地面掺水降压措施。
3.2 优化措施方案
3.2.1调整注采井网，补充地层能量
采油8队坨128、123断块70口“三低井”中。目前有54口井有水井对应，平面注采井网比较完善。在注采完善的三低井中，已经有27口井注水见效.由于与水井连通层数较少，且层间矛盾较为突出，对层间矛盾较为突出的水井采取调剖措施，控制油井的含水上升[1]。其余27口油井，虽然有水井对应，但没有见到注水效果。主要原因在于砂砾岩扇体沉积具有随机性，在地震上反射情况复杂，对于这一区域内构造解释仍然存在疑点[2]。对其余16口无对应水井的“三低井”，采取优化生产参数，保证油井正常生产。
3.2.2应用新工艺，热洗药剂交替实施
目前井筒清蜡最有效的措施是高压锅炉车热洗清蜡，但是热洗对油层有水敏伤害，尤其是在坨128、123断块的“三低井”中，所以常规热洗不能够得到广泛的应用[3]。对此我们应用新工艺，在易结蜡部位下空心杆，实现在油管内热洗[4]，避开了水敏的难题。同时积极开展了周期性药剂投加与热洗[5]清蜡。采油8队坨128、123断块“三低井”目前实施降粘药剂投加2口井，为了连续达到降粘目的，持续体现药剂保护效果，我们在“三低井”中应用了井口点滴加药泵装置，通过连续点滴投加，保障了“三低井”井筒负荷稳定。
3.2.3优化油井管柱、参数，提高采油效率
结合作业积极优化井筒管柱，增大上部油管过油面积，以减轻稠油高负荷对井筒的伤害，降低日常稠油井管理难度。优先长冲程、慢冲次参数生产，提高泵充满程度[6]。“三低井”具有低液、低能、低含水的生产特点，日常生产中表现为供液不足。我们采用多种参数调整手段，从而实现了“三低井”小泵径、长冲程、慢冲次生产，满足了油井产能需求。目前8队间开井2井次，“三低井”平均泵深2184m（采油8队平均泵深1911m），平均泵径44.1mm（采油8队平均泵径46.8mm），平均冲程5.8m（采油8队平均冲程5.5m），平均冲次1.5n/min（采油8队平均冲次1.8n/min），基本实现了长冲程，慢冲次的生产参数。
3.2.4实施地面掺水措施，确保油井低压输送
针对“三低井”在冬季回压高，输送难的问题，我们及时采取上掺水措施，增加油井的生产压差，提高泵效。在冬季，“三低”油井是制约原油产量的一个主要因素，但“三低”井区采出程度低，又是剩余油富集区，所以“三低”井又是上产的主阵地，如何提高“三低”井的产量，降低制约因素，一直是我们主攻的方向。当前采油8队“三低井”中均有地面掺水管线，冬季掺水井数控制在49口，平均掺水水嘴1.4mm，平均日掺水水量15方，通过多种地面降压措施的实施，实现了我队“三低井”冬季生产正常，平均单井回压控制在0.57MPa。达到了“三低井”低压输送，平稳过冬的目的。
冬季生产中，配套各种地面、井筒、地下新工艺技术治理三低井，能有效挖掘剩余油潜力，通过实施冬季“三低井”精细管理模式，努力实现“三低井”管理高效运作、隐患彻底根治、技术集成全面，保障了采油8队坨128、123断块冬季管理难点-“三低井”的稳定生产。
参考文献
[1] 李道品 .中国低渗透油田高效开发决策论.石油工业出版社，2003.1.1
[2] 熊育坤.油井清蜡防蜡的新方法. 石油机械，1991，（03）
[3] 范家伟.油井热洗温度场计算及应用研究.大庆石油学院，2010
[4] 包钟，刁燕.稠油油井热洗存在问题分析及对策.内江科技，2011，（06）
[5] 陈玉祥，魏红燕，马道祥.提高河南油田稠油示范区地面系统效率.油气田地面工程，2002
作者简介
朱罗剑，（1984，5，24-），男，籍贯（精确到市）浙江省江山市，助理工程师，研究方向：采油工程。
【关键词】三低井 管理探索
1 地质概况
坨128块位于东营市垦利县胜坨镇境内，构造上位于济阳坳陷东营凹陷坨-胜-永断裂带胜北断层上升盘。主要含油层位沙四5-8砂组，是一个受岩性控制的构造-岩性砂砾岩扇体油藏。坨128断块储层属于无速敏和酸敏，为中等弱水敏、弱盐敏、弱碱敏储层。坨123断块位于胜坨油田三区北部，胜北大断层以北的上升盘。主要含油层系是沙三下2、3砂层组和沙四段1-5沙层组。
构造比较简单，高点在坨123-15井附近，地层倾角顶部较缓约3.0度，翼部较陡约7.0度。
1.1 “三低井”流体物性及渗流特点
“三低井”是低液、低能、低含水状态的油井的统称。“三低井”在日常生产中，液体流速低、井简易结蜡、地面温度低，冬季生产管线回压高，易堵管线，冬季生产管理难度增大。三低井泵挂深，井斜变化大，井筒状况复杂，为了减少杆管摩擦带来的影响，最好采取长冲程，慢冲次，生产。“三低井”原油中溶解蜡析出蜡粘附于管杆表面，将会引起油井杆柱载荷逐渐增加，严重时带来蜡卡井停产。
2 坨128、123区块“三低井”现状
以采油8队为例。根据统计，采油8队坨128、123区块目前正在生产的“三低”油井70口，占到了开井数的54.6%，日产液410.9吨，占采油8队油井日产液量的8.8%；而日产油188.6吨，占采油8队油井日产油量的56.3%，综合含水仅为37.9%。可以看出，“三低”油井的生产状况是制约采油8队原油产量稳定的一个重要因素，所以在冬季生产中，如何保证“三低井”的正常生产，将是一个重要课题。
3 应用科技精细管理“三低井”
针对“三低井”生产特点。结合矿组室提出的冬季生产中“不躺一口井、不堵一条管线”的生产目的，利用远程在线功图为手段，实时跟踪油井井筒内载荷变化，以“功图载荷变化、井筒清蜡降粘、地面掺水降压”，多措施的管理模式，推动实施“三低井”循环管理流程，实现“三低井”冬季稳定生产。
3.1 摸排治理措施
通过建立三低井台帐，明确采油队三低井总量，总掺水量，每口井对应水嘴大小，每口井的回压大小。班组每天上报“三低井”掺水量，回压，对台帐数据做到及时更新。由地质人员通过注采对应分析，提出各类增注解堵措施，提升“三低井”地层能量；由地质管理人员针对“三低井”原油物性、井筒特点，制定井筒各类清蜡降粘措施；由采油管理人员针对冬季生产特点，对每口“三低井”进行调查，制定地面掺水降压措施。
3.2 优化措施方案
3.2.1调整注采井网，补充地层能量
采油8队坨128、123断块70口“三低井”中。目前有54口井有水井对应，平面注采井网比较完善。在注采完善的三低井中，已经有27口井注水见效.由于与水井连通层数较少，且层间矛盾较为突出，对层间矛盾较为突出的水井采取调剖措施，控制油井的含水上升[1]。其余27口油井，虽然有水井对应，但没有见到注水效果。主要原因在于砂砾岩扇体沉积具有随机性，在地震上反射情况复杂，对于这一区域内构造解释仍然存在疑点[2]。对其余16口无对应水井的“三低井”，采取优化生产参数，保证油井正常生产。
3.2.2应用新工艺，热洗药剂交替实施
目前井筒清蜡最有效的措施是高压锅炉车热洗清蜡，但是热洗对油层有水敏伤害，尤其是在坨128、123断块的“三低井”中，所以常规热洗不能够得到广泛的应用[3]。对此我们应用新工艺，在易结蜡部位下空心杆，实现在油管内热洗[4]，避开了水敏的难题。同时积极开展了周期性药剂投加与热洗[5]清蜡。采油8队坨128、123断块“三低井”目前实施降粘药剂投加2口井，为了连续达到降粘目的，持续体现药剂保护效果，我们在“三低井”中应用了井口点滴加药泵装置，通过连续点滴投加，保障了“三低井”井筒负荷稳定。
3.2.3优化油井管柱、参数，提高采油效率
结合作业积极优化井筒管柱，增大上部油管过油面积，以减轻稠油高负荷对井筒的伤害，降低日常稠油井管理难度。优先长冲程、慢冲次参数生产，提高泵充满程度[6]。“三低井”具有低液、低能、低含水的生产特点，日常生产中表现为供液不足。我们采用多种参数调整手段，从而实现了“三低井”小泵径、长冲程、慢冲次生产，满足了油井产能需求。目前8队间开井2井次，“三低井”平均泵深2184m（采油8队平均泵深1911m），平均泵径44.1mm（采油8队平均泵径46.8mm），平均冲程5.8m（采油8队平均冲程5.5m），平均冲次1.5n/min（采油8队平均冲次1.8n/min），基本实现了长冲程，慢冲次的生产参数。
3.2.4实施地面掺水措施，确保油井低压输送
针对“三低井”在冬季回压高，输送难的问题，我们及时采取上掺水措施，增加油井的生产压差，提高泵效。在冬季，“三低”油井是制约原油产量的一个主要因素，但“三低”井区采出程度低，又是剩余油富集区，所以“三低”井又是上产的主阵地，如何提高“三低”井的产量，降低制约因素，一直是我们主攻的方向。当前采油8队“三低井”中均有地面掺水管线，冬季掺水井数控制在49口，平均掺水水嘴1.4mm，平均日掺水水量15方，通过多种地面降压措施的实施，实现了我队“三低井”冬季生产正常，平均单井回压控制在0.57MPa。达到了“三低井”低压输送，平稳过冬的目的。
冬季生产中，配套各种地面、井筒、地下新工艺技术治理三低井，能有效挖掘剩余油潜力，通过实施冬季“三低井”精细管理模式，努力实现“三低井”管理高效运作、隐患彻底根治、技术集成全面，保障了采油8队坨128、123断块冬季管理难点-“三低井”的稳定生产。
参考文献
[1] 李道品 .中国低渗透油田高效开发决策论.石油工业出版社，2003.1.1
[2] 熊育坤.油井清蜡防蜡的新方法. 石油机械，1991，（03）
[3] 范家伟.油井热洗温度场计算及应用研究.大庆石油学院，2010
[4] 包钟，刁燕.稠油油井热洗存在问题分析及对策.内江科技，2011，（06）
[5] 陈玉祥，魏红燕，马道祥.提高河南油田稠油示范区地面系统效率.油气田地面工程，2002
作者简介
朱罗剑，（1984，5，24-），男，籍贯（精确到市）浙江省江山市，助理工程师，研究方向：采油工程。