采油三厂长停井治理阶段效果突出 2018/6/5 6:50 页面内容 2018年,采油三厂紧紧围绕“121工程”的工作总要求，
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以油藏注水开发过程中的“五个不等于”和“三个精细”的技术理念精髓为抓手，坚持新发现、新探索与新工艺、新技术相结合，着力于破解长停井成本占比高的难题，
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逐步提升油井有效利用率，截止5月底，全厂共实施长停油水井治理93口，累计增油0.49×104t，较去年同期相比，治理井数上升102%，累计增油上升182%，阶段治理效果突出。
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深入潜力评价，强化组织管理。该厂油藏分布范围广，油田开发具有生产层系多，差异性明显的特点，随着油藏开采时间的延长，层间、层内水驱规律和剩余油分布日趋复杂，
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油井因高含水或注水不受效影响停井，水井因无效注水或低效注水等原因导致停井的现象日益增多，严重影响油藏开发的质量和效益，面对长停油水井逐年增多的实际情况，
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油田开发管理技术人员以深化油藏认识为基础，坚持资源为本，综合考虑长停井剩余可采储量、关井前日产油和井组注采比以及所在区块新勘探评价成果认识等主要因素，
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对油水井长停原因和挖潜增油潜力进行深入分析，明确具备措施挖潜的长停井范围，计算静态投资回收期后，进行经济效益评价。根据投资回收期长短，
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将长停井治理方案进行分批审核，按照“先好后差、先易后难”的原则制定实施顺序，确保治理效果，实现长停井治理效益最大化。
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践行一体化治理，实现规模治理效益。严格按照2018年“评价治理潜力、开展油水井综合治理、保持长效开井、控制新生关井”的长停井一体化治理思路稳步推进，1月生产启动伊始，
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结合2016-2017年长停井治理效果和2018年稳产方案中长停井治理计划，开展逐井次的单井综合分析，优选6口油井开展潜力层评价，措施有效率100%，平均单井日增油1.4t，起到了很好的引领示范效应，
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3月水井措施全面启动后，优先组织实施长停油井转注，通过井别转换，实现换向驱替，改变注采方向，1-5月共实施长停油井转注9井次，对应5口油井见效，降低井组月度递减率0.4%，井组稳油增效成果逐步显现。
供 稿：地质所 范鹏
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