油田长停井综合治理方案研究

1、油田长停井油田长停井综合治理方案研究综合治理方案研究地质研究所地质研究所 2012年底，油田共有油井1286口，开井783口，开井率开井率61%61%；其中长停长停井井436436口口，占总井数的34%34%；水井总井数316316口，开井136136口，水井开井率仅43%43%。 长停井数多，使油田的油水井利用率逐年降低，注采对应状况变差，储量控制程度降低，直接影响油田整体开发效果。 2013年，通过深入油藏分析，油水井对应开展研究，采取边研究、边实施、边调整的方式，按照措施由易到难、增油效果由好到差、费用由少到多的原则，加快实施力度，长停井综合治理工作取得了较好的效果。二、研究的主要内容及

2、成果二、研究的主要内容及成果三、经济效益分析三、经济效益分析四、结论及认识四、结论及认识研究目标：研究目标： 研究长停井的恢复潜力，形成配套地质研究方法与工艺技术，提高油井利用率及油藏采收率，夯实稳产基础。研究内容：研究内容：1、长停井分布规律及治理思路；2、长停井常规措施恢复潜力研究；3、长停井边际效益评估模型研究。 油井利用率提高5个百分点(61%-66%)。全年恢复长停井120口，年增油1.0万吨，投入产出比达到1:1.2。其中： 措施恢复70口，年增油0.7万吨，累计增油1.1万吨；措施有效率70%以上； 检泵恢复25口，年增油0.2万吨； 直接开井25口，年增油0.1万吨。考核指标：

3、考核指标：一、项目简介一、项目简介三、经济效益分析三、经济效益分析四、结论及认识四、结论及认识（一）长停井分布规律及治理思路（一）长停井分布规律及治理思路 1 1、油田长停井的分布情况、油田长停井的分布情况2012年12月共有长停井436口，占油田油井总数的33.9%。20122012年年1212月油田长停井统计表月油田长停井统计表 油田油田堡堡柳柳唐唐油田油田油井总数油井总数（口）（口）69169131231228328312861286长停井数长停井数（口）（口）2092099292135135436436比例比例（% %）30.230.229.529.547.747.733.933.92

4、 2、长停井停产原因分析、长停井停产原因分析油田长停井停产原因分类油田长停井停产原因分类依据停产原因，分类制定恢复措施，可分为四个方面：高含水关井、低压低产关井、井下技术问题、其它等。其中高含水关井232口，占53%，是停产井的主体。高含水高含水层间有潜力的，制定卡堵水措施；层间有潜力的，制定卡堵水措施；因多层合采部分层采油不彻底的，制定重射、回采等措施；因多层合采部分层采油不彻底的，制定重射、回采等措施；潜力不确定的，进行剩余油饱和度监测潜力不确定的，进行剩余油饱和度监测水淹过快的水平井（普通稠油井），二氧化碳吞吐水淹过快的水平井（普通稠油井），二氧化碳吞吐因储层污染的，制定酸化解堵措施；因

5、储层污染的，制定酸化解堵措施；因地层能量不足的，进行完善局部注采完善、层系完善和相邻因地层能量不足的，进行完善局部注采完善、层系完善和相邻注水井调整配注量，补充井区地层能量；注水井调整配注量，补充井区地层能量；储层物性较差的油井，实施压裂改造措施；储层物性较差的油井，实施压裂改造措施；因出砂原因关井的，防砂、固砂恢复生产。因出砂原因关井的，防砂、固砂恢复生产。对于井下工程技术问题（有落物、套变等）关井的，对潜力较对于井下工程技术问题（有落物、套变等）关井的，对潜力较大的井，实施大修措施，恢复生产。大的井，实施大修措施，恢复生产。3 3、长停井治理思路、长停井治理思路针对长停井的停产原因，制定针

6、对性的挖潜措施 油井恢复后，水井回归井网，确定油井恢复后，水井回归井网，确定周期注水周期注水方案方案针对高压注水困难水井，加大针对高压注水困难水井，加大增注增注工艺技术攻关工艺技术攻关针对注入水突进水淹层，实施针对注入水突进水淹层，实施调剖调剖措施，提高波及体积措施，提高波及体积低压低产低压低产井下技术井下技术停产水井停产水井（一）长停井分布规律及治理思路（一）长停井分布规律及治理思路 （二）长停井恢复措施综合研究（二）长停井恢复措施综合研究（三）长停井综合治理取得的成果（三）长停井综合治理取得的成果1 1、深化地质认识，采取进攻性措施恢复长停井、深化地质认识，采取进攻性措施恢复长停井2 2、

7、加强工艺技术合理整合，形成配套技术、加强工艺技术合理整合，形成配套技术3 3、加强经济论证，通过精细化管理恢复长停井、加强经济论证，通过精细化管理恢复长停井（二）长停井恢复措施综合研究（二）长停井恢复措施综合研究做法之一：做法之一：开展油藏整体研究，进行长停井对应恢复 应用钻井、录井、岩芯等资料，采取“横向追踪、纵向对比”的方法，开展精细小层对比，并充分利用饱和度监测手段深挖低阻层、差油层、薄油层潜力。在高深、庙浅、庙中深为主实施补孔措施2020井次，2013年阶段累计增油1.861.86万吨，补孔效果较好。 1 1、深化地质认识，采取进攻性措施恢复长停井、深化地质认识，采取进攻性措施恢复长停

8、井做法之二：做法之二：精细小层对比寻找接力层 2013年以来，长停井综合治理由原来的“点状”零星恢复逐步过渡到“油藏整理研究，油水井对应恢复”方式，在重点注水开发区块，从油藏整体分析入手，深入剖析油水井连通关系，对应恢复。做法之三：做法之三：深化停产层潜力再认识 对高含水层进行潜力再分析A：多层合采井高含水后，低压层具有回采潜力；B：正韵律的厚油层，含水非正常上升后，顶部具有封层重射的潜力； C：靠近断层高部位剩余油富集区，可利用二氧化碳吞吐挖掘剩余油。 对低压低产层进行潜力再分析A：注水开发油藏，通过加强注水补充地层能量；B：已注上水油藏，油井及时解堵引效；C：浅层出砂堵塞，采取防砂措施；D

9、：射孔不完善的，重新射孔。1 1、深化地质认识，采取进攻性措施恢复长停井、深化地质认识，采取进攻性措施恢复长停井2 2、加强工艺技术合理整合，形成配套技术、加强工艺技术合理整合，形成配套技术3 3、加强经济论证，通过精细化管理恢复长停井、加强经济论证，通过精细化管理恢复长停井（二）长停井恢复措施综合研究（二）长停井恢复措施综合研究 根据长停井类型，从工艺角度出发，提出了封层、二氧化碳吞吐、防砂、压裂、大修等8项对应工艺技术治理措施，进行技术攻关，以达到恢复生产的目的。序号序号长停井类型长停井类型主要工艺技术主要工艺技术1 1高含水高含水1 1、二氧化碳吞吐技术、二氧化碳吞吐技术2 22 2、机

10、械卡层技术、机械卡层技术3 33 3、化学封层技术、化学封层技术4 4低压低产低压低产 1 1、解堵技术、解堵技术5 52 2、防砂技术、防砂技术6 63 3、压裂技术、压裂技术7 7停注水井停注水井增注技术增注技术8 8井下故障井下故障（套变、落物等）（套变、落物等）打捞、取换套和套管补贴等大修技术打捞、取换套和套管补贴等大修技术 长停井恢复配套工艺技术长停井恢复配套工艺技术1 1、深化地质认识，采取进攻性措施恢复长停井、深化地质认识，采取进攻性措施恢复长停井2 2、加强工艺技术合理整合，形成配套技术、加强工艺技术合理整合，形成配套技术3 3、加强经济论证，通过精细化管理恢复长停井、加强经济

11、论证，通过精细化管理恢复长停井（二）长停井恢复措施综合研究（二）长停井恢复措施综合研究（1）单井经济产量下限的确定（最低日产油量） 油井四项基本运行费： 油井开井后，基本运行费用包括：管杆磨损费（检泵），清防蜡费，采、输油动力费和日常维护费。 单井日均费用的计算： 检泵费按平均检泵周期归一化成单井日费，清防蜡费按区块年度发生总费用归一化成单井日费，采油、输油和日产维护费用按平均单井液量用归一化成单井日费。 油田油井基本运行成本统计表油田油井基本运行成本统计表 统计结果表明，油井每天发生费用加权平均为643元，其中：浅层611元，中深层684元，深层687元。浅层油井平均单井日费较低，主要是检泵

12、费、清防蜡费略低一些。 按2012年原油销售价格5000元/t计算，浅层、中深层、深层油藏平均单井日产油下限分别为0.12t、0.14t、0.14t，平均为0.13t。（2）油井含水上限的确定（最高含水） 对于某一层位油藏，平均单井液量、平均单井基本运行费用相对稳定，也就是说平均吨液成本相对稳定。 效益平衡点满足如下关系： C=(1- fw)*P，即：fw=1-C/P， (C-吨液成本；fw-含水上限；P-原油销售价格） 浅层、中深层、深层油藏，2012年平均吨液基本费用分别为9.6元、45.1元、39.8元。如果按吨油操作成本（1100元/t）计算，含水经济上限值分别为99.1%、95.9%

13、、96.4%，平均为97.1%。按2012年原油销售价格（5000元/t）计算，含水经济上限值分别为99.8%、99.1%、99.2%，平均为99.4%。90919293949596979899100020040060080010001200140016001800200022002400260028003000320034003600380040004200440046004800500052005400原油价格（元/吨）含水上限（%）浅层含水上限中深层含水上限深层含水上限99.199.195.995.996.496.499.899.899.199.199.299.2油田原油价格与含水上限关

14、系曲线油田原油价格与含水上限关系曲线 （三）长停井综合治理取得的成果（三）长停井综合治理取得的成果油田2013年油井长停井恢复情况汇总表2013年恢复长停井195口，阶段累增油3.08万吨（实产）。油水井开井率从去年年底61%提高到68.5%（2013年底开井890口），提高7.5个百分点，长停井措施阶段投入产出比1：1.6。恢复类型恢复类型恢复恢复井次井次 初期叠加日产量初期叠加日产量累积累积增油增油( (吨吨) )实施费用实施费用( (万元万元) )投入投入产出比产出比日产液日产液( (吨吨) )日产油日产油( (吨吨) )综合含水综合含水(%)(%)措施恢复措施恢复1001002189.

15、012189.0191.5391.5395.895.818584.418584.46557.2 6557.2 1.41.4检泵恢复检泵恢复61611309.071309.0738.3438.3497.197.17142.557142.551924.4 1924.4 1.81.8直接开井直接开井3434688.05688.0522.8922.8996.796.75104.255104.25597.7 597.7 4.14.1合计合计1951954186.134186.13152.76152.7696.496.430831.230831.29079.3 9079.3 1.61.6(1)(1)油井恢

16、复油井恢复整体实施进展及效果整体实施进展及效果措施恢复措施恢复 2013年措施恢复长停井100口，措施类型以认识性补孔、吞吐、提液、回采等为主；初期日增油161吨，有效率74%，累计增油18584吨；目前仍有95.8吨产量。长停井措施恢复效果表长停井措施恢复效果表措施类型措施类型恢复恢复井次井次 有效井次有效井次初期叠加日产量初期叠加日产量累积累积增油增油( (吨吨) )实施费用实施费用( (万万元元) )投入投入产出比产出比日产液日产液( (吨吨) )日产油日产油( (吨吨) )综合含水综合含水(%)(%)补孔补孔21211616150.5150.518.418.487.8 87.8 497

17、649761427.1 1427.1 1.71.7大修大修5 55 552.252.24.24.292.0 92.0 16031603479.7 479.7 1.61.6防砂防砂4 43 3443.6443.64 499.1 99.1 11231123289.5 289.5 1.81.8回采回采12127 7145.4145.45.85.896.0 96.0 10461046542.0 542.0 0.90.9解堵解堵8 86 67.57.50.10.198.7 98.7 11671167511.7 511.7 1.11.1卡堵水卡堵水10106 652.252.25.75.789.1 89.

18、1 723.3723.3533.7 533.7 0.60.6提液提液7 75 5927.4927.411.911.998.7 98.7 1933.11933.1621.3 621.3 1.51.5吞吐吞9130.935.835.872.7 72.7 4560.54560.51350.6 1350.6 1.61.6重射重射9 97 729.129.13.53.588.0 88.0 701.5701.5480.6 480.6 0.70.7其它其它7 75 5250.3250.32.12.199.2 99.2 750.2750.2321.5 321.5 1.11.1合计合计

19、10010074742189.12189.191.591.595.8 95.8 18584 18584 6558 6558 1.41.4长停井措施与常规增油措施效果对比情况表长停井措施与常规增油措施效果对比情况表 与2013年总的增油措施相比，长停井措施效果稍差，有效率低8.7个百分点，平均单井增油量减少31吨，其中吞吐、卡堵水有效率和单井增油量相差较大。措施类别措施类别20132013年措施年措施20132013年长停井年长停井对比对比措施措施 井次井次有效有效 井次井次措施措施 增油增油（t t）单井单井 增油增油（t t）有效率有效率（% %）措施措施 井次井次有效有效 井次井次措施措施

20、增油增油（t t）单井单井 增油增油（t t）有效率有效率（% %）单井单井 增油增油（t t）有效率有效率（% %）补孔补孔1199435089 29579.030235678 18976.7-106 -2.3 解堵解堵47347777 16572.3861167 14675.0-20 2.7 提液提液38338103 21386.8751933 27671.463 -15.4 卡堵水卡堵水40334229 10682.5106723 7260.0-33 -22.5 防砂防砂25153399 13660.0431123 28175.0145 15.0 COCO2 2吞吐吞吐119115301

21、49 25396.617144561 26882.415 -14.3 大修大修551734 347100.0551603 321100.0-26 0.0 回采回采36312616 7386.11271046 8758.315 -27.8 转抽转抽1393263 25169.2-251 -69.2 其它其它1592826 18860.075750 10771.4-81 11.4 合计合计4573789918521782.71007418584 18674.0-31 -8.7 重点指标重点指标年初指标年初指标年度计划年度计划全年预计完成全年预计完成对比对比油井开井率（油井开井率（% %）61616

22、6666969+8+8水井开井率（水井开井率（% %）43436363+20+20恢复井次（口）恢复井次（口）100100195195+95+95恢复增油（万吨）恢复增油（万吨）1.11.13.083.08+1.98+1.98投入产出比投入产出比1:1.21:1.21:1.61:1.6+0.4+0.4水驱控制储量（万吨）水驱控制储量（万吨）+211.5+211.5水驱动用储量（万吨）水驱动用储量（万吨）+151.9+151.9水驱控制程度（水驱控制程度（% %）+3.52+3.52水驱动用程度（水驱动用程度（% %）+2.53+2.53油田油田20132013年长停井综合治理全年重点指标对比表年长停井综合治理全年重点指标对比表（3 3）20132013年全年效果年全年效果一、项目简介一、项目简介二、研究的主要内容及成果二、研究的主要内容及成果四、结论及认识四、结论及认识油田2013年油井长停井恢复经济效益评价表2013年恢复长停井195口，阶段累增油