油田长停井综合治理方案研究

油田长停井综合治理方案研究地质研究所前言2012年底，油田共有油井1286口，开井783口，开井率61%；其中长停井436口，占总井数的34%；水井总井数316口，开井136口，水井开井率仅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。开井,783,61%长停井,436,34%其它原因67,5%汇报提纲一、项目简介二、研究的主要内容及成果三、经济效益分析四、结论及认识研究目标：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：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。一、项目简介油井利用率提高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：汇报提纲一、项目简介二、研究的主要内容及成果三、经济效益分析四、结论及认识二、研究的主要内容及成果（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（三）长停井综合治理取得的成果1、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%。2012年12月油田长停井统计表油田堡柳唐油田油井总数（口）6913122831286长停井数（口）20992135436比例（%）30.229.547.733.92、长停井停产原因分析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；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），二氧化碳吞吐因储层污染的，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；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，对潜力较大的井，实施大修措施，恢复生产。3、长停井治理思路针对长停井的停产原因，制定针对性的挖潜措施油井恢复后，水井回归井网，确定周期注水方案针对高压注水困难水井，加大增注工艺技术攻关针对注入水突进水淹层，实施调剖措施，提高波及体积低压低产井下技术停产水井二、研究的主要内容及成果（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（三）长停井综合治理取得的成果1、深化地质认识，采取进攻性措施恢复长停井2、加强工艺技术合理整合，形成配套技术3、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20井次，2013年阶段累计增油1.86万吨，补孔效果较好。1、深化地质认识，采取进攻性措施恢复长停井做法之二：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：深化停产层潜力再认识①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。②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：射孔不完善的，重新射孔。1、深化地质认识，采取进攻性措施恢复长停井2、加强工艺技术合理整合，形成配套技术3、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。序号长停井类型主要工艺技术1高含水1、二氧化碳吞吐技术22、机械卡层技术33、化学封层技术4低压低产1、解堵技术52、防砂技术63、压裂技术7停注水井增注技术8井下故障（套变、落物等）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1、深化地质认识，采取进攻性措施恢复长停井2、加强工艺技术合理整合，形成配套技术3、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（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。检泵周期（天）平均单井费用（万元）平均单井日费用（元）平均单井年费（元）平均单井日费（元）平均单井年费（万元）平均单井日费（元）平均单井年费（万元）平均单井日费（元）抽油机33762313.221211027306.81860.8214490.09电泵57102736.8359120953346.312681.43816980.35螺杆泵8470013.9198130823610.02730.5145210.11加权平均6110.12中深层抽油机9634414.542214032387.72120.4126840.14抽油机25148315.231511557328.52320.7195980.12电泵2547031.7673144043929.98201.54115740.32加权平均6870.14经济产量下限（t/天）统计井数（口）检泵措施清防蜡措施采油、输油动力费浅层深层层位机采方式维护费用平均单井日费用合计（元）（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%、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99.195.996.499.899.199.2油田原油价格与含水上限关系曲线二、研究的主要内容及成果（一）陆上油田长停井分布规律及治理思路（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。恢复类型恢复井次初期叠加日产量累积增油(吨)实施费用(万元)投入产出比日产液(吨)日产油(吨)综合含水(%)措施恢复1002189.0191.5395.818584.46557.21.4检泵恢复611309.0738.3497.17142.551924.41.8直接开井34688.0522.8996.75104.25597.74.1合计1954186.13152.7696.430831.29079.31.6(1)油井恢复整体实施进展及效果措施恢复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措施类型恢复井次有效井次初期叠加日产量累积增油(吨)实施费用(万元)投入产出比日产液(吨)日产油(吨)综合含水(%)补孔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合计100742189.191.595.81858465581.4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2013年措施2013年长停井对比措施井次有效井次措施增油（t）单井增油（t）有效率（%）措施井次有效井次措施增油（t）单井增油（t）有效率（%）单井增油（t）有效率（%）补孔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转抽139326325169.2-251-69.2其它159282618860.07575010771.4-8111.4合计4573789918521782.7100741858418674.0-31-8.7重点指标年初指标年度计划全年预计完成对比油井开井率（%）616669+8水井开井率（%）4363+20恢复井次（口）100195+95恢复增油（万吨）1.13.08+1.98投入产出比1:1.21:1.6+0.4水驱控制储量（万吨）+211.5水驱动用储量（万吨）+151.9水驱控制程度（%）+3.52水驱动用程度（%）+2.53油田2013年