油田長停井綜合治理方案研究

油田長停井綜合治理方案研討地質(zhì)研討所前言2021年底，油田共有油井1286口，開井783口，開井率61%；其中長停井436口，占總井?dāng)?shù)的34%；水井總井?dāng)?shù)316口，開井口，水井開井率僅43%。長停井?dāng)?shù)多，使油田的油水井利用率逐年降低，注采對應(yīng)情況變差，儲量控制程度降低，直接影響油田整體開發(fā)效果。2021年，經(jīng)過深化油藏分析，油水井對應(yīng)開展研討，采取邊研討、邊實施、邊調(diào)整的方式，按照措施由易到難、增油效果由好到差、費用由少到多的原那么，加快實施力度，長停井綜合治理任務(wù)獲得了較好的效果。匯報提綱一、工程簡介二、研討的主要內(nèi)容及成果三、經(jīng)濟效益分析四、結(jié)論及認識研討目的：研討長停井的恢復(fù)潛力，構(gòu)成配套地質(zhì)研討方法與工藝技術(shù)，提高油井利用率及油藏采收率，夯實穩(wěn)產(chǎn)根底。研討內(nèi)容：1、長停井分布規(guī)律及治理思緒；2、長停井常規(guī)措施恢復(fù)潛力研討；3、長停井邊沿效益評價模型研討。一、工程簡介油井利用率提高5個百分點(61%-66%)。全年恢復(fù)長停井120口，年增油1.0萬噸，投入產(chǎn)出比到達1:1.2。其中：措施恢復(fù)70口，年增油0.7萬噸，累計增油1.1萬噸；措施有效率70%以上；檢泵恢復(fù)25口，年增油0.2萬噸；直接開井25口，年增油0.1萬噸?？己四康模簠R報提綱一、工程簡介二、研討的主要內(nèi)容及成果三、經(jīng)濟效益分析四、結(jié)論及認識二、研討的主要內(nèi)容及成果〔一〕長停井分布規(guī)律及治理思緒〔二〕長停井恢復(fù)措施綜合研討〔三〕長停井綜合治理獲得的成果1、油田長停井的分布情況2021年12月共有長停井436口，占油田油井總數(shù)的33.9%。2021年12月油田長停井統(tǒng)計表油田堡柳唐油田油井總數(shù)

（口）6913122831286長停井?dāng)?shù)

（口）20992135436比例

（%）30.229.547.733.92、長停井停產(chǎn)緣由分析油田長停井停產(chǎn)緣由分類根據(jù)停產(chǎn)緣由，分類制定恢復(fù)措施，可分為四個方面：高含水關(guān)井、低壓低產(chǎn)關(guān)井、井下技術(shù)問題、其它等。其中高含水關(guān)井232口，占53%，是停產(chǎn)井的主體。高含水層間有潛力的，制定卡堵水措施；因多層合采部分層采油不徹底的，制定重射、回采等措施；潛力不確定的，進展剩余油飽和度監(jiān)測水淹過快的程度井〔普通稠油井〕，二氧化碳吞吐因儲層污染的，制定酸化解堵措施；因地層能量缺乏的，進展完善部分注采完善、層系完善和相鄰注水井調(diào)整配注量，補充井區(qū)地層能量；儲層物性較差的油井，實施壓裂改造措施；因出砂緣由關(guān)井的，防砂、固砂恢復(fù)消費。對于井下工程技術(shù)問題〔有落物、套變等〕關(guān)井的，對潛力較大的井，實施大修措施，恢復(fù)消費。3、長停井治理思緒針對長停井的停產(chǎn)緣由，制定針對性的挖潛措施油井恢復(fù)后，水井回歸井網(wǎng)，確定周期注水方案針對高壓注水困難水井，加大增注工藝技術(shù)攻關(guān)針對注入水突進水淹層，實施調(diào)剖措施，提高涉及體積低壓低產(chǎn)井下技術(shù)停產(chǎn)水井二、研討的主要內(nèi)容及成果〔一〕長停井分布規(guī)律及治理思緒〔二〕長停井恢復(fù)措施綜合研討〔三〕長停井綜合治理獲得的成果1、深化地質(zhì)認識，采取進攻性措施恢復(fù)長停井2、加強工藝技術(shù)合理整合，構(gòu)成配套技術(shù)3、加強經(jīng)濟論證，經(jīng)過精細化管理恢復(fù)長停井〔二〕長停井恢復(fù)措施綜合研討做法之一：開展油藏整體研討，進展長停井對應(yīng)恢復(fù)運用鉆井、錄井、巖芯等資料，采取“橫向追蹤、縱向?qū)Ρ权暤姆椒?，開展精細小層對比，并充分利用飽和度監(jiān)測手段深挖低阻層、差油層、薄油層潛力。在高深、廟淺、廟中深為主實施補孔措施20井次，2021年階段累計增油1.86萬噸，補孔效果較好。1、深化地質(zhì)認識，采取進攻性措施恢復(fù)長停井做法之二：精細小層對比尋覓接力層2021年以來，長停井綜合治理由原來的“點狀〞零星恢復(fù)逐漸過渡到“油藏整理研討，油水井對應(yīng)恢復(fù)〞方式，在重點注水開發(fā)區(qū)塊，從油藏整體分析入手，深化分析油水井連通關(guān)系，對應(yīng)恢復(fù)。做法之三：深化停產(chǎn)層潛力再認識①對高含水層進展?jié)摿υ俜治鯝：多層合采井高含水后，低壓層具有回采潛力；B：正韻律的厚油層，含水非正常上升后，頂部具有封層重射的潛力；C：接近斷層高部位剩余油富集區(qū)，可利用二氧化碳吞吐發(fā)掘剩余油。②對低壓低產(chǎn)層進展?jié)摿υ俜治鯝：注水開發(fā)油藏，經(jīng)過加強注水補充地層能量；B：已注上水油藏，油井及時解堵引效；C：淺層出砂堵塞，采取防砂措施；D：射孔不完善的，重新射孔。1、深化地質(zhì)認識，采取進攻性措施恢復(fù)長停井2、加強工藝技術(shù)合理整合，構(gòu)成配套技術(shù)3、加強經(jīng)濟論證，經(jīng)過精細化管理恢復(fù)長停井〔二〕長停井恢復(fù)措施綜合研討根據(jù)長停井類型，從工藝角度出發(fā)，提出了封層、二氧化碳吞吐、防砂、壓裂、大修等8項對應(yīng)工藝技術(shù)治理措施，進展技術(shù)攻關(guān)，以到達恢復(fù)消費的目的。序號長停井類型主要工藝技術(shù)1高含水1、二氧化碳吞吐技術(shù)22、機械卡層技術(shù)33、化學(xué)封層技術(shù)4低壓低產(chǎn)1、解堵技術(shù)52、防砂技術(shù)63、壓裂技術(shù)7停注水井增注技術(shù)8井下故障

（套變、落物等）打撈、取換套和套管補貼等大修技術(shù)長停井恢復(fù)配套工藝技術(shù)1、深化地質(zhì)認識，采取進攻性措施恢復(fù)長停井2、加強工藝技術(shù)合理整合，構(gòu)成配套技術(shù)3、加強經(jīng)濟論證，經(jīng)過精細化管理恢復(fù)長停井〔二〕長停井恢復(fù)措施綜合研討〔1〕單井經(jīng)濟產(chǎn)量下限確實定〔最低日產(chǎn)油量〕油井四項根本運轉(zhuǎn)費：油井開井后，根本運轉(zhuǎn)費用包括：管桿磨損費〔檢泵〕，清防蠟費，采、輸油動力費和日常維護費。單井日均費用的計算：檢泵費按平均檢泵周期歸一化成單井日費，清防蠟費按區(qū)塊年度發(fā)生總費用歸一化成單井日費，采油、輸油和日產(chǎn)維護費用按平均單井液量用歸一化成單井日費。油田油井根本運轉(zhuǎn)本錢統(tǒng)計表統(tǒng)計結(jié)果闡明，油井每天發(fā)生費用加權(quán)平均為643元，其中：淺層611元，中深層684元，深層687元。淺層油井平均單井日費較低，主要是檢泵費、清防蠟費略低一些。按2021年原油銷售價錢5000元/t計算，淺層、中深層、深層油藏平均單井日產(chǎn)油下限分別為0.12t、0.14t、0.14t，平均為0.13t?！?〕油井含水上限確實定〔最高含水〕對于某一層位油藏，平均單井液量、平均單井根本運轉(zhuǎn)費用相對穩(wěn)定，也就是說平均噸液本錢相對穩(wěn)定。效益平衡點滿足如下關(guān)系：C=(1-fw)*P，即：fw=1-C/P，(C-噸液本錢；fw-含水上限；P-原油銷售價錢〕淺層、中深層、深層油藏，2021年平均噸液根本費用分別為9.6元、45.1元、39.8元。假設(shè)按噸油操作本錢〔1100元/t〕計算，含水經(jīng)濟上限值分別為99.1%、95.9%、96.4%，平均為97.1%。按2021年原油銷售價錢〔5000元/t〕計算，含水經(jīng)濟上限值分別為99.8%、99.1%、99.2%，平均為99.4%。油田原油價錢與含水上限關(guān)系曲線二、研討的主要內(nèi)容及成果〔一〕陸上油田長停井分布規(guī)律及治理思緒〔二〕長停井恢復(fù)措施綜合研討〔三〕長停井綜合治理獲得的成果油田2021年油井長停井恢復(fù)情況匯總表2021年恢復(fù)長停井195口，階段累增油3.08萬噸〔實產(chǎn)〕。油水井開井率從去年年底61%提高到68.5%〔2021年底開井890口〕，提高7.5個百分點，長停井措施階段投入產(chǎn)出比1：1.6?；謴?fù)類型恢復(fù)

井次初期疊加日產(chǎn)量累積

增油(噸)實施費用(萬元)投入

產(chǎn)出比日產(chǎn)液(噸)日產(chǎn)油(噸)綜合含水

(%)措施恢復(fù)1002189.0191.5395.818584.46557.21.4檢泵恢復(fù)611309.0738.3497.17142.551924.41.8直接開井34688.0522.8996.75104.25597.74.1合計1954186.13152.7696.430831.29079.31.6(1)油井恢復(fù)整體實施進展及效果措施恢復(fù)2021年措施恢復(fù)長停井100口，措施類型以認識性補孔、吞吐、提液、回采等為主；初期日增油161噸，有效率74%，累計增油18584噸；目前仍有95.8噸產(chǎn)量。長停井措施恢復(fù)效果表措施類型恢復(fù)

井次有效井次初期疊加日產(chǎn)量累積

增油(噸)實施費用(萬元)投入

產(chǎn)出比日產(chǎn)液(噸)日產(chǎn)油(噸)綜合含水

(%)補孔2116150.518.487.849761427.11.7大修5552.24.292.01603479.71.6防砂43443.6499.11123289.51.8回采127145.45.896.01046542.00.9解堵867.50.198.71167511.71.1卡堵水10652.25.789.1723.3533.70.6提液75927.411.998.71933.1621.31.5吞吐1714130.935.872.74560.51350.61.6重射9729.13.588.0701.5480.60.7其它75250.32.199.2750.2321.51.1合計100742189.191.595.81858465581.4長停井措施與常規(guī)增油措施效果對比情況表與2021年總的增油措施相比，長停井措施效果稍差，有效率低8.7個百分點，平均單井增油量減少31噸，其中吞吐、卡堵水有效率和單井增油量相差較大。措施類別2013年措施2013年長停井對比措施井次有效井次措施增油（t）單井增油（t）有效率

（%）措施井次有效井次措施

增油（t）單井增油（t）有效率

（%）單井增油（t）有效率

（%）補孔119943508929579.03023567818976.7-106-2.3解堵4734777716572.386116714675.0-202.7提液3833810321386.875193327671.463-15.4卡堵水4033422910682.51067237260.0-33-22.5防砂2515339913660.043112328175.014515.0CO2吞吐1191153014925396.61714456126882.415-14.3大修551734347100.0551603321100.0-260.0回采363126167386.112710468758.315-27.8轉(zhuǎn)抽139326325169.2

-251-69.2其它159282618860.07575010771.4-8111.4合計4573789918521782.7100741858418674.0-31-8.7重點指標(biāo)年初指標(biāo)年度計劃全年預(yù)計完成對比油井開井率（%）616669+8水井開井率（%）43

63+20恢復(fù)井次（口）

100195+95恢復(fù)增油（萬噸）

1.13.08+1.98投入產(chǎn)出比

1:1.21:1.6+0.4水驅(qū)控制儲量（萬噸）

+211.5水驅(qū)動用儲量（萬噸）

+151.9水驅(qū)控制程度（%）

+3.52水驅(qū)動用程度（%）

+2.53油田2021年長停井綜合治理全年重點目的對比表〔3〕2021年全年效果匯報提綱一、工程簡介二、研討的主要內(nèi)容及成果三、經(jīng)濟效益分析四、結(jié)論及認識油田2021年油井長停井恢復(fù)經(jīng)濟效益評價表2021年恢復(fù)長停井195口，階段累增油3.08萬噸〔實產(chǎn)〕。油水井開井率從去年年底61%提高到68.5%〔2021年底開井890口〕，提高7.5個百分點，長停井措施階段投入產(chǎn)出比1：1.6?；謴?fù)類型恢復(fù)

井次初期疊加日產(chǎn)量累積

增油(噸)實施費用(萬元)投入

產(chǎn)出比日產(chǎn)液(噸)日產(chǎn)油(噸)綜合含水

(%)措施恢復(fù)1002189.0191.5395.818584.46557.21.4檢泵恢復(fù)611309.0738.3497.17142.551924.41.8直接開井34688.0522.8996.75104.25597.74.