深入分析油井躺井原因 進一步降低躺井率

李大偉

摘 要：為了保證抽油機井的運行效率，必須采取針對性的技術措施降低抽油井的躺井率，滿足管理區效益采油的需要。通過總結已經開展的控躺井、培養長壽井主要做法和經驗并分因素深入分析造成躺井的主要原因，進而針對性編制區塊配套方案進行降低躺井率控制，有效達到了提高抽油機系統運行效率的目標。

關鍵詞：躺井率;躺井原因;控制躺井措施

1.已經開展的控躺井、培養長壽井主要做法—總結經驗，拉長板

1.1從油藏、工藝、工況、作業、井況五方面系統總結近年來在控制躺井、延長檢泵周期、打造長壽井方面的經驗做法

從油藏躺井原因分類來看，結蠟、結垢富林公司躺井的主要因素;

結蠟造成的躺井，主要是因為低液量、地層漏失的井，熱洗效果差，洗后油井不出或蠟返不出井筒，針對這種情況，我們采取了下洗井保護器，提高熱洗質量，避免躺井。

結垢腐蝕造成的躺井主要是由于地層水礦化度高，根據富林公司油井垢的化驗情況，采油井主要是是以碳酸鹽垢為主體的復合垢（碳酸鹽垢占95.1%，硫酸鹽垢0.5%），結垢井主要表現在富11斜1井上，該井屬于富11塊，生產層位沙三下，從上次作業施工情況分析，油管結垢部位在500米---2000米之間，抽油桿在1100米—2000米之間結垢嚴重，凡爾內被垢末堵塞，泵下部被垢末堵滿。目前正在加阻垢劑實驗，采用套管每天加3公斤，效果待觀察分析。管桿泵結垢腐蝕嚴重、泵漏，造成躺井。目前采取的主要措施為水井下防腐阻垢管，油井加防腐阻垢劑，效果尚可。

由于井網不完善，只采不注，導致油井供液不足，地層壓力低漏失嚴重的區塊，主要是完善井網，強化注水開發。

1.2井筒因素造成躺井主要是由于偏磨造成的桿斷、管漏等原因

目前，油井產液含水大幅度上升，抽吸參數偏大、桿管之間的潤滑環境逐漸惡化，側鉆井、斜井的增多等多種因素的綜合作用，使得偏磨現象越來越嚴重，且偏磨井數呈逐年上升趨勢，管桿偏磨造成油井生產周期縮短。富林公司現生產管柱中使用內襯管加+抽油桿減磨接箍組合的井共計5口，從生產情況看，防偏磨效果較好，均未因偏磨進行過檢泵。內襯管主要是在￠89mm油管內壁熱覆一層厚約3毫米的塑料內層通過改變磨損介質而達到減輕偏磨的防偏磨目的。其主要優點一是改變摩擦介質而減輕磨損，二是內襯管有防腐作用，可有效減輕因油管腐蝕而加速偏磨的問題。該技術在油井產量高、偏磨極其嚴重、伴有高含水、高腐蝕的油井使用具有明顯優勢。但內襯管現價格較高，修復難度大，檢泵周期由半年左右延長至一年半左右，取得了良好效果。

近年來加大偏磨腐蝕井治理力度，取得不錯效果。對于偏磨嚴重井采取下內襯油管，調整生產參數減輕偏磨程度;下一步準備采用連續桿、加重桿、旋轉井口、無桿采油工藝等技術治理偏磨。

1.3協調供排關系，提升工況管理水平，延長免修期

由于部分單元供液能力低，泵效低，工況較差，影響了免修期的延長，針對這種情況，對部分低液井時實行間開制度，同時調配注水量提高供液能力，同時采取小泵深抽，對供液能力強的井采取大泵、慢抽的做法，優化供排關系，提高工況合格率。

2.躺井原因分析—分因素、查短板

依據2011-2013年躺井調查統計表，從地層、井筒、地面、管理等方面進行分析，找出制約各區塊躺井的主要因素

富斜11～111塊：目前有三套開發層系：東營組、沙三中、沙三下。

沙三下油藏類型為巖性-構造復合油氣藏，含油面積1.49km2 ，地質儲量189×104t，油藏埋深在2600m-3000m左右。平均孔隙度12.5%，平均滲透率9.41×10-3μm2，地層壓力為常壓，壓力系數為1.1左 右，油層中部壓力為29.27MPa，飽和壓力為2.65MPa。地層溫度梯度為3.2度/100米，中部溫度為114.7度。原油粘度14-44 mpa.s，凝固點、礦化度5576 mg/l，水型NaHC03 。

存在的主要問題為供液不足，工況差。

沙三中為中孔、中高滲、常溫常壓型復雜斷塊油藏，含油面積0.94km2，地質儲量128.91萬噸。油藏深度2350-2550米，平均孔隙度23.9%，平均滲透率375×10-3μm2，原始地層壓力23MPa，壓力系數為0.955，原油粘度68.1mpa.s，凝固點30℃，礦化度6680.9 mg/l，水型NaHC03 。存在的主要問題為封閉斷塊小，邊水推進快，部分斷塊邊水不活躍，產液下降快，部分高含水高液量井片偏磨嚴重。

東營組為中淺層常溫高壓、高孔高滲稀油巖性-構造油藏 。探明含油面積2.1km2，石油地質儲量72萬噸，油藏埋深1656～1745m，平均孔隙度34.5%，平均滲透率為800-1600×10-3μm2，原始地層壓力13.69MPa，原油密度0.8887～0.9004g/cm3，地面原油粘度一般為6.8mPa·s，凝固點26℃，地層水總礦化度4986～5778mg/L，氯離子為1772～2293mg/L，水型為碳酸氫鈉型。主要存在的問題是結蠟嚴重，地層漏失嚴重洗井效果差，斜井高含水井偏磨嚴重。

墾38塊含油面積0.94km2，地質儲量139萬噸，為中滲復雜斷塊油藏，主力含油層系為沙一段、沙二段。

沙一段油藏埋深2100-2200m，平均孔隙度為23.5%，平均滲透率為126.2×10-3μm2，沙一段原油密度0.877g/cm3 ，原油粘度24mPas，原油凝固點29～350C，地層水礦化度11875mg/L，地層水水型為NaHCO3 型。

沙二段油藏埋深2173～2408m，孔隙度平均24.4%，滲透率平均294.4×10-3μm2，地層水總礦化度在11875mg/L左右，氯離子含量為6421mg/L，碳酸氫根離子含量為995mg/L，水型為NaHCO3。

存在的主要問題是井網不完善層間差異大、結蠟、地層壓力低漏失嚴重。

墾20區塊油藏類型為受斷層控制的稀油、高孔、高滲層狀油藏，主要含油層系為東營組和沙二段，油藏埋深1800～2500m，平均孔隙度為27.6%，平均滲透率為1012.4×10-3μm2，東營組原油密度0.912g/cm3 ，沙二段原油密度0.916g/cm3，地面原油粘度163mPas，原油凝固點27～390C，地層水礦化度5283～5825mg/l，地層水水型為NaHCO3 型。地層壓力為常壓，壓力系數為1.0左右，油層中部壓力為21.7MPa，飽和壓力為2.65MPa。地層溫度梯度為3.8度/100米，中部溫度為81度。存在的主要問題是含有條帶窄，邊水推進快，油井含水上升快。東營組出砂，生產壓差不宜過大。

3.編制區塊配套方案——制定對策，改進提升

東營組供液能力強，主要是含水高，偏磨嚴重，主要對策是下防偏磨接箍和內襯管和內流扶正器，同時根據斜井的造斜點，優化泵深，避開造斜位置。同時調整參數，優化泵經，實現大泵深抽，同時多措并舉防治偏磨。

沙三中部分斷塊供液不足，應考慮注水補充能量。

墾38塊：針對墾 38塊結蠟嚴重，供液不足、地層漏失、結垢嚴重的現象，應綜合治理。首先完善注采井網，針對小層吸水能力的差異性實施分層注水，同時對注入水進行防垢處理，對地層漏失嚴重的結蠟井下洗井保護器，提高洗井質量。

墾20區塊應控制采液強度，延緩含水上升速度，該區塊出砂井應合理控制生產壓差，避免壓差過大砂埋油層（側鉆水平井無法防砂）。