SZ36—1油田H21井长寿原因分析

张学敏

摘 要：通过分析SZ36-1油田H21井生产情况和开发特征，找出H21井保持连续生产12年无修井作业的长寿秘诀，为SZ36-1油田或其它油田油井保持长寿开发提供必要的指导和借鉴意义。

关键词：SZ36-1油田 油井 长寿 原因

中图分类号：TE832 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2014）03（a）-0064-01

H21井是SZ36-1油田Ed1油组构造底部位的一口油井，该井自2001年11月9日投产至2014年2月28日已经连续累积生产了12年的时间，12年时间里从未进行过修井作业，该井成为名副其实的长寿井。通过分析该井保持长寿的原因，为其它油井开发提高借鉴和启发。

1 生产情况（见图1）

H21井于2001年11月9日投产，电泵生产，初期排采钻完井液，产液、产油量较低，含水较高，日产液37～57 m3/d，最高日产液78.3 m3/d，含水86.3～95.1%，日产油仅为2.9～7.9 m3/d。生产10天后，含水突降至20.9%，日产液29.6 m3/d，日产油23.4 m3/d；随后含水逐步降低，最低至1.54%，因日产液下降到20 m3/d左右，致使日产油下降到17-19 m3/d左右。2001年12月29日至2002年3月2日计划关停。2002年3月3日开井后，油嘴9.53 mm，泵频率50 Hz，油压1.3 Mpa，流压10.4 Mpa，日产液48.9 m3/d，日产油23.7 m3/d，含水51.5%；随后含水逐步下降，含水最低降至2.24%，日产液逐步升高到100 m3/d左右，日产油最高达88.3 m3/d；仅历经20 d左右的低含水期后，含水快速升高到高含水状态（最高达96.7%），日产液升高到150 m3/d左右，日产油下降到5 m3/d左右；后续含水在80～95%之间频繁波动，日产液基本稳定在120 m3/d左右，日产油在10 m3/d左右。

2 单井开发特征

从单井生产历程分析来看，该井主要的开发特征为：

（1）地层能量不够充足。

开发初期井底流压在7 Mpa左右，中后期井底流压下降到1.2 Mpa左右，而产液量基本保持稳定，2003年5月—2006年3月油井放大油嘴生产，而产液量没有增加，由此可见该井地层能量不够充足。

（2）产液量保持低水平稳定。

该井开采初期产液量波动较大、不够稳定，中后期产液量基本保持在120 m3/d左右的水平；由油压基本保持在1 Mpa左右的稳定水平来看，说明该井电泵的运行状况非常稳定，工况良好，产液情况稳定。

（3）油井含水较高。

该井低含水期较短，大部分生产时间处于高含水期，从构造位置来看，该井处于构造的低部位，靠近油藏的油水边界，油层已遭边水水淹，导致油井含水高。目前油井含水基本处于90%左右。

（4）地层原油中溶解气少。

除投产初期气油比稍高（最高为277 m3/m3）外，绝大部分生产时间内气油比都较低（低于2 m3/m3），说明地下原油中溶解气较少，地层脱气量少，气体对泵效的影响甚微。

（5）储层物性相对较好。

测井解释该井油层为高孔中高渗，储层物性较好，渗透率存在层间差异，会产生一定的层间干扰，油井生产时的含水频繁波动应该是层间干扰的结果；储层泥质含量略高，从油井正常生产12年的情况来看，该井产层不存在严重出砂的情况，说明储层的胶结情况较好。

（6）采油速度低，仍有较多剩余可采储量。

由水驱曲线预测单井可采储量为12.4万方，目前累产油5.7万方，剩余可采储量为6.7万方，年均产油4864方，可采储量年均采油速度为3.9%，可采储量采油速度相对较低。

（7）原油含蜡量低、凝固点低，地层水矿化度低。

原油属于高粘稠油，但因含蜡量低、凝固点低，故生产过程中不易结蜡和管柱堵塞，地层水矿化度低，钙、镁离子含量低，水型为NaHCO3，成垢离子含量低，油井结垢情况不严重。

3 油井长寿的原因

经过综合分析研究，认为该井能够长寿的主要原因有以下几种。

（1）供采均衡。

虽然地层能量欠足，但因泵采产液量低（120 m3/d左右），从而使地层供液速度和采液速度达到平衡，实现供采均衡，由井底流压保持稳定可以得到很好的说明。

（2）无砂、蜡、垢、气等影响因素。

由储层和油气水性质来看，地层不出砂或出砂不严重，没有造成砂埋油层及管柱、泵砂卡等躺井事故；原油含蜡量低、地层水中成垢离子含量低，油井结蜡、结垢情况不严重，没有造成油井管柱堵塞的现象；油井气油比低，产气量少，对泵效的影响较小。

（3）采油速度低，物质基础相对充足。

因采油速度相对较低（可采储量年均采油速度为3.9%），虽然油井正常生产了12年，但累产油仅为5.7万方，仍有6.7万方的剩余可采储量，足以支撑后续的长时间开发。该井为低水平长期稳产的典型代表。

（4）井下管柱及电泵质量可靠。

经过12年连续的生产，电泵没有出现任何故障，管柱没有出现破损，说明井下机组和管柱质量可靠，性能优良。

4 结论及认识

（1）合理优化泵采工艺参数，确保供采均衡是油井保持稳产的基础。（2）良好的储层条件、充足的原油储量和利于开发的油气水性质是油井长期稳产的先决条件。（3）质量优良的井下机组和管柱是油井长寿的保证。endprint

摘 要：通过分析SZ36-1油田H21井生产情况和开发特征，找出H21井保持连续生产12年无修井作业的长寿秘诀，为SZ36-1油田或其它油田油井保持长寿开发提供必要的指导和借鉴意义。

关键词：SZ36-1油田 油井 长寿 原因

中图分类号：TE832 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2014）03（a）-0064-01

H21井是SZ36-1油田Ed1油组构造底部位的一口油井，该井自2001年11月9日投产至2014年2月28日已经连续累积生产了12年的时间，12年时间里从未进行过修井作业，该井成为名副其实的长寿井。通过分析该井保持长寿的原因，为其它油井开发提高借鉴和启发。

1 生产情况（见图1）

H21井于2001年11月9日投产，电泵生产，初期排采钻完井液，产液、产油量较低，含水较高，日产液37～57 m3/d，最高日产液78.3 m3/d，含水86.3～95.1%，日产油仅为2.9～7.9 m3/d。生产10天后，含水突降至20.9%，日产液29.6 m3/d，日产油23.4 m3/d；随后含水逐步降低，最低至1.54%，因日产液下降到20 m3/d左右，致使日产油下降到17-19 m3/d左右。2001年12月29日至2002年3月2日计划关停。2002年3月3日开井后，油嘴9.53 mm，泵频率50 Hz，油压1.3 Mpa，流压10.4 Mpa，日产液48.9 m3/d，日产油23.7 m3/d，含水51.5%；随后含水逐步下降，含水最低降至2.24%，日产液逐步升高到100 m3/d左右，日产油最高达88.3 m3/d；仅历经20 d左右的低含水期后，含水快速升高到高含水状态（最高达96.7%），日产液升高到150 m3/d左右，日产油下降到5 m3/d左右；后续含水在80～95%之间频繁波动，日产液基本稳定在120 m3/d左右，日产油在10 m3/d左右。

2 单井开发特征

从单井生产历程分析来看，该井主要的开发特征为：

（1）地层能量不够充足。

开发初期井底流压在7 Mpa左右，中后期井底流压下降到1.2 Mpa左右，而产液量基本保持稳定，2003年5月—2006年3月油井放大油嘴生产，而产液量没有增加，由此可见该井地层能量不够充足。

（2）产液量保持低水平稳定。

该井开采初期产液量波动较大、不够稳定，中后期产液量基本保持在120 m3/d左右的水平；由油压基本保持在1 Mpa左右的稳定水平来看，说明该井电泵的运行状况非常稳定，工况良好，产液情况稳定。

（3）油井含水较高。

该井低含水期较短，大部分生产时间处于高含水期，从构造位置来看，该井处于构造的低部位，靠近油藏的油水边界，油层已遭边水水淹，导致油井含水高。目前油井含水基本处于90%左右。

（4）地层原油中溶解气少。

除投产初期气油比稍高（最高为277 m3/m3）外，绝大部分生产时间内气油比都较低（低于2 m3/m3），说明地下原油中溶解气较少，地层脱气量少，气体对泵效的影响甚微。

（5）储层物性相对较好。

测井解释该井油层为高孔中高渗，储层物性较好，渗透率存在层间差异，会产生一定的层间干扰，油井生产时的含水频繁波动应该是层间干扰的结果；储层泥质含量略高，从油井正常生产12年的情况来看，该井产层不存在严重出砂的情况，说明储层的胶结情况较好。

（6）采油速度低，仍有较多剩余可采储量。

由水驱曲线预测单井可采储量为12.4万方，目前累产油5.7万方，剩余可采储量为6.7万方，年均产油4864方，可采储量年均采油速度为3.9%，可采储量采油速度相对较低。

（7）原油含蜡量低、凝固点低，地层水矿化度低。

原油属于高粘稠油，但因含蜡量低、凝固点低，故生产过程中不易结蜡和管柱堵塞，地层水矿化度低，钙、镁离子含量低，水型为NaHCO3，成垢离子含量低，油井结垢情况不严重。

3 油井长寿的原因

经过综合分析研究，认为该井能够长寿的主要原因有以下几种。

（1）供采均衡。

虽然地层能量欠足，但因泵采产液量低（120 m3/d左右），从而使地层供液速度和采液速度达到平衡，实现供采均衡，由井底流压保持稳定可以得到很好的说明。

（2）无砂、蜡、垢、气等影响因素。

由储层和油气水性质来看，地层不出砂或出砂不严重，没有造成砂埋油层及管柱、泵砂卡等躺井事故；原油含蜡量低、地层水中成垢离子含量低，油井结蜡、结垢情况不严重，没有造成油井管柱堵塞的现象；油井气油比低，产气量少，对泵效的影响较小。

（3）采油速度低，物质基础相对充足。

因采油速度相对较低（可采储量年均采油速度为3.9%），虽然油井正常生产了12年，但累产油仅为5.7万方，仍有6.7万方的剩余可采储量，足以支撑后续的长时间开发。该井为低水平长期稳产的典型代表。

（4）井下管柱及电泵质量可靠。

经过12年连续的生产，电泵没有出现任何故障，管柱没有出现破损，说明井下机组和管柱质量可靠，性能优良。

4 结论及认识

（1）合理优化泵采工艺参数，确保供采均衡是油井保持稳产的基础。（2）良好的储层条件、充足的原油储量和利于开发的油气水性质是油井长期稳产的先决条件。（3）质量优良的井下机组和管柱是油井长寿的保证。endprint

摘 要：通过分析SZ36-1油田H21井生产情况和开发特征，找出H21井保持连续生产12年无修井作业的长寿秘诀，为SZ36-1油田或其它油田油井保持长寿开发提供必要的指导和借鉴意义。

关键词：SZ36-1油田 油井 长寿 原因

中图分类号：TE832 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2014）03（a）-0064-01

H21井是SZ36-1油田Ed1油组构造底部位的一口油井，该井自2001年11月9日投产至2014年2月28日已经连续累积生产了12年的时间，12年时间里从未进行过修井作业，该井成为名副其实的长寿井。通过分析该井保持长寿的原因，为其它油井开发提高借鉴和启发。

1 生产情况（见图1）

H21井于2001年11月9日投产，电泵生产，初期排采钻完井液，产液、产油量较低，含水较高，日产液37～57 m3/d，最高日产液78.3 m3/d，含水86.3～95.1%，日产油仅为2.9～7.9 m3/d。生产10天后，含水突降至20.9%，日产液29.6 m3/d，日产油23.4 m3/d；随后含水逐步降低，最低至1.54%，因日产液下降到20 m3/d左右，致使日产油下降到17-19 m3/d左右。2001年12月29日至2002年3月2日计划关停。2002年3月3日开井后，油嘴9.53 mm，泵频率50 Hz，油压1.3 Mpa，流压10.4 Mpa，日产液48.9 m3/d，日产油23.7 m3/d，含水51.5%；随后含水逐步下降，含水最低降至2.24%，日产液逐步升高到100 m3/d左右，日产油最高达88.3 m3/d；仅历经20 d左右的低含水期后，含水快速升高到高含水状态（最高达96.7%），日产液升高到150 m3/d左右，日产油下降到5 m3/d左右；后续含水在80～95%之间频繁波动，日产液基本稳定在120 m3/d左右，日产油在10 m3/d左右。

2 单井开发特征

从单井生产历程分析来看，该井主要的开发特征为：

（1）地层能量不够充足。

开发初期井底流压在7 Mpa左右，中后期井底流压下降到1.2 Mpa左右，而产液量基本保持稳定，2003年5月—2006年3月油井放大油嘴生产，而产液量没有增加，由此可见该井地层能量不够充足。

（2）产液量保持低水平稳定。

该井开采初期产液量波动较大、不够稳定，中后期产液量基本保持在120 m3/d左右的水平；由油压基本保持在1 Mpa左右的稳定水平来看，说明该井电泵的运行状况非常稳定，工况良好，产液情况稳定。

（3）油井含水较高。

该井低含水期较短，大部分生产时间处于高含水期，从构造位置来看，该井处于构造的低部位，靠近油藏的油水边界，油层已遭边水水淹，导致油井含水高。目前油井含水基本处于90%左右。

（4）地层原油中溶解气少。

除投产初期气油比稍高（最高为277 m3/m3）外，绝大部分生产时间内气油比都较低（低于2 m3/m3），说明地下原油中溶解气较少，地层脱气量少，气体对泵效的影响甚微。

（5）储层物性相对较好。

测井解释该井油层为高孔中高渗，储层物性较好，渗透率存在层间差异，会产生一定的层间干扰，油井生产时的含水频繁波动应该是层间干扰的结果；储层泥质含量略高，从油井正常生产12年的情况来看，该井产层不存在严重出砂的情况，说明储层的胶结情况较好。

（6）采油速度低，仍有较多剩余可采储量。

由水驱曲线预测单井可采储量为12.4万方，目前累产油5.7万方，剩余可采储量为6.7万方，年均产油4864方，可采储量年均采油速度为3.9%，可采储量采油速度相对较低。

（7）原油含蜡量低、凝固点低，地层水矿化度低。

原油属于高粘稠油，但因含蜡量低、凝固点低，故生产过程中不易结蜡和管柱堵塞，地层水矿化度低，钙、镁离子含量低，水型为NaHCO3，成垢离子含量低，油井结垢情况不严重。

3 油井长寿的原因

经过综合分析研究，认为该井能够长寿的主要原因有以下几种。

（1）供采均衡。

虽然地层能量欠足，但因泵采产液量低（120 m3/d左右），从而使地层供液速度和采液速度达到平衡，实现供采均衡，由井底流压保持稳定可以得到很好的说明。

（2）无砂、蜡、垢、气等影响因素。

由储层和油气水性质来看，地层不出砂或出砂不严重，没有造成砂埋油层及管柱、泵砂卡等躺井事故；原油含蜡量低、地层水中成垢离子含量低，油井结蜡、结垢情况不严重，没有造成油井管柱堵塞的现象；油井气油比低，产气量少，对泵效的影响较小。

（3）采油速度低，物质基础相对充足。

因采油速度相对较低（可采储量年均采油速度为3.9%），虽然油井正常生产了12年，但累产油仅为5.7万方，仍有6.7万方的剩余可采储量，足以支撑后续的长时间开发。该井为低水平长期稳产的典型代表。

（4）井下管柱及电泵质量可靠。

经过12年连续的生产，电泵没有出现任何故障，管柱没有出现破损，说明井下机组和管柱质量可靠，性能优良。

4 结论及认识

（1）合理优化泵采工艺参数，确保供采均衡是油井保持稳产的基础。（2）良好的储层条件、充足的原油储量和利于开发的油气水性质是油井长期稳产的先决条件。（3）质量优良的井下机组和管柱是油井长寿的保证。endprint