深入分析油井躺井原因 进一步降低躺井率

李大伟

摘 要：为了保证抽油机井的运行效率，必须采取针对性的技术措施降低抽油井的躺井率，满足管理区效益采油的需要。通过总结已经开展的控躺井、培养长寿井主要做法和经验并分因素深入分析造成躺井的主要原因，进而针对性编制区块配套方案进行降低躺井率控制，有效达到了提高抽油机系统运行效率的目标。

关键词：躺井率;躺井原因;控制躺井措施

1.已经开展的控躺井、培养长寿井主要做法—总结经验，拉长板

1.1从油藏、工艺、工况、作业、井况五方面系统总结近年来在控制躺井、延长检泵周期、打造长寿井方面的经验做法

从油藏躺井原因分类来看，结蜡、结垢富林公司躺井的主要因素;

结蜡造成的躺井，主要是因为低液量、地层漏失的井，热洗效果差，洗后油井不出或蜡返不出井筒，针对这种情况，我们采取了下洗井保护器，提高热洗质量，避免躺井。

结垢腐蚀造成的躺井主要是由于地层水矿化度高，根据富林公司油井垢的化验情况，采油井主要是是以碳酸盐垢为主体的复合垢（碳酸盐垢占95.1%，硫酸盐垢0.5%），结垢井主要表现在富11斜1井上，该井属于富11块，生产层位沙三下，从上次作业施工情况分析，油管结垢部位在500米---2000米之间，抽油杆在1100米—2000米之间结垢严重，凡尔内被垢末堵塞，泵下部被垢末堵满。目前正在加阻垢剂实验，采用套管每天加3公斤，效果待观察分析。管杆泵结垢腐蚀严重、泵漏，造成躺井。目前采取的主要措施为水井下防腐阻垢管，油井加防腐阻垢剂，效果尚可。

由于井网不完善，只采不注，导致油井供液不足，地层压力低漏失严重的区块，主要是完善井网，强化注水开发。

1.2井筒因素造成躺井主要是由于偏磨造成的杆断、管漏等原因

目前，油井产液含水大幅度上升，抽吸参数偏大、杆管之间的润滑环境逐渐恶化，侧钻井、斜井的增多等多种因素的综合作用，使得偏磨现象越来越严重，且偏磨井数呈逐年上升趋势，管杆偏磨造成油井生产周期缩短。富林公司现生产管柱中使用内衬管加+抽油杆减磨接箍组合的井共计5口，从生产情况看，防偏磨效果较好，均未因偏磨进行过检泵。内衬管主要是在￠89mm油管内壁热覆一层厚约3毫米的塑料内层通过改变磨损介质而达到减轻偏磨的防偏磨目的。其主要优点一是改变摩擦介质而减轻磨损，二是内衬管有防腐作用，可有效减轻因油管腐蚀而加速偏磨的问题。该技术在油井产量高、偏磨极其严重、伴有高含水、高腐蚀的油井使用具有明显优势。但内衬管现价格较高，修复难度大，检泵周期由半年左右延长至一年半左右，取得了良好效果。

近年来加大偏磨腐蚀井治理力度，取得不错效果。对于偏磨严重井采取下内衬油管，调整生产参数减轻偏磨程度;下一步准备采用连续杆、加重杆、旋转井口、无杆采油工艺等技术治理偏磨。

1.3协调供排关系，提升工况管理水平，延长免修期

由于部分单元供液能力低，泵效低，工况较差，影响了免修期的延长，针对这种情况，对部分低液井时实行间开制度，同时调配注水量提高供液能力，同时采取小泵深抽，对供液能力强的井采取大泵、慢抽的做法，优化供排关系，提高工况合格率。

2.躺井原因分析—分因素、查短板

依据2011-2013年躺井调查统计表，从地层、井筒、地面、管理等方面进行分析，找出制约各区块躺井的主要因素

富斜11～111块：目前有三套开发层系：东营组、沙三中、沙三下。

沙三下油藏类型为岩性-构造复合油气藏，含油面积1.49km2 ，地质储量189×104t，油藏埋深在2600m-3000m左右。平均孔隙度12.5%，平均渗透率9.41×10-3μm2，地层压力为常压，压力系数为1.1左 右，油层中部压力为29.27MPa，饱和压力为2.65MPa。地层温度梯度为3.2度/100米，中部温度为114.7度。原油粘度14-44 mpa.s，凝固点、矿化度5576 mg/l，水型NaHC03 。

存在的主要问题为供液不足，工况差。

沙三中为中孔、中高渗、常温常压型复杂断块油藏，含油面积0.94km2，地质储量128.91万吨。油藏深度2350-2550米，平均孔隙度23.9%，平均渗透率375×10-3μm2，原始地层压力23MPa，压力系数为0.955，原油粘度68.1mpa.s，凝固点30℃，矿化度6680.9 mg/l，水型NaHC03 。存在的主要问题为封闭断块小，边水推进快，部分断块边水不活跃，产液下降快，部分高含水高液量井片偏磨严重。

东营组为中浅层常温高压、高孔高渗稀油岩性-构造油藏 。探明含油面积2.1km2，石油地质储量72万吨，油藏埋深1656～1745m，平均孔隙度34.5%，平均渗透率为800-1600×10-3μm2，原始地层压力13.69MPa，原油密度0.8887～0.9004g/cm3，地面原油粘度一般为6.8mPa·s，凝固点26℃，地层水总矿化度4986～5778mg/L，氯离子为1772～2293mg/L，水型为碳酸氢钠型。主要存在的问题是结蜡严重，地层漏失严重洗井效果差，斜井高含水井偏磨严重。

垦38块含油面积0.94km2，地质储量139万吨，为中渗复杂断块油藏，主力含油层系为沙一段、沙二段。

沙一段油藏埋深2100-2200m，平均孔隙度为23.5%，平均渗透率为126.2×10-3μm2，沙一段原油密度0.877g/cm3 ，原油粘度24mPas，原油凝固点29～350C，地层水矿化度11875mg/L，地层水水型为NaHCO3 型。

沙二段油藏埋深2173～2408m，孔隙度平均24.4%，渗透率平均294.4×10-3μm2，地层水总矿化度在11875mg/L左右，氯离子含量为6421mg/L，碳酸氢根离子含量为995mg/L，水型为NaHCO3。

存在的主要问题是井网不完善层间差异大、结蜡、地层压力低漏失严重。

垦20区块油藏类型为受断层控制的稀油、高孔、高渗层状油藏，主要含油层系为东营组和沙二段，油藏埋深1800～2500m，平均孔隙度为27.6%，平均渗透率为1012.4×10-3μm2，东营组原油密度0.912g/cm3 ，沙二段原油密度0.916g/cm3，地面原油粘度163mPas，原油凝固点27～390C，地层水矿化度5283～5825mg/l，地层水水型为NaHCO3 型。地层压力为常压，压力系数为1.0左右，油层中部压力为21.7MPa，饱和压力为2.65MPa。地层温度梯度为3.8度/100米，中部温度为81度。存在的主要问题是含有条带窄，边水推进快，油井含水上升快。东营组出砂，生产压差不宜过大。

3.编制区块配套方案——制定对策，改进提升

东营组供液能力强，主要是含水高，偏磨严重，主要对策是下防偏磨接箍和内衬管和内流扶正器，同时根据斜井的造斜点，优化泵深，避开造斜位置。同时调整参数，优化泵经，实现大泵深抽，同时多措并举防治偏磨。

沙三中部分断块供液不足，应考虑注水补充能量。

墾38块：针对垦 38块结蜡严重，供液不足、地层漏失、结垢严重的现象，应综合治理。首先完善注采井网，针对小层吸水能力的差异性实施分层注水，同时对注入水进行防垢处理，对地层漏失严重的结蜡井下洗井保护器，提高洗井质量。

垦20区块应控制采液强度，延缓含水上升速度，该区块出砂井应合理控制生产压差，避免压差过大砂埋油层（侧钻水平井无法防砂）。