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摘 要：锦16块于1979年元月全面投入开发，到目前断块经历了四次重大综合调整。2017年发生检泵71井次，影响锦16兴检泵周期的主要因素有4个方面原因：一是油藏管理因素；二是井筒管理因素；三是现场管理因素；四是注水管理因素。
关键词：延长；检泵周期；现场管理；效益
1、地质概况
锦16块是被两条近东西向三级断层所夹持的一东西长8.0km，南北宽1.2km的断鼻构造。开发的目的层为兴隆台油层，含油面积3.92km2，石油地质储量2523×104t。
2、油藏基本特征
2.1构造特征
断块是由两条近东西向三级断层所夹持的一个南倾断鼻构造，东西长8.0 km，南北宽1.2 km，地层倾角5°～7°，圈闭面积8.4 km2，闭合高度200m。
2.2储层特性
油层埋深1255～1460m，具有两套油水组合，共分3个油层组，17个砂岩组，33个小层。油层有效厚度36.2 m，单层最大厚度20.8 m，一般为5.0 m左右。
有效孔隙度29.1%，空气渗透率2201×10-3μm2，有效渗透率为750×10-3μm2，泥质含量12.4%，碳酸盐含量4.5%，粒度中值0.218，分选系数1.76，层间非均质系数1.31，渗透率级差1.87，变异系数0.31。岩石胶结类型以孔隙式胶结为主，接触式次之，胶结物以泥岩为主，固结程度差，比较疏松。
2.3流体性质
2.3.1原油性质
地面原油密度（20°C）0.9317 g/cm3，粘度（50°C）72.78 mPa.s，凝固点-21 ℃，含蜡量3.48 %，胶质加沥青质18 %～21 %；地层原油密度0.8425～0.8785 g/cm3，粘度14.3 mPa·s，油水粘度比24.6，体积系数1.1037，原始气油比42m3/t。
2.3.2地层水性质
原油性质：地面原油密度（20°C）0.9311g/cm3，粘度（50°C）67.7mPa·s，胶质+沥青18.90%，凝固點低，平均为-18℃。地层原油密度0.8425～0.8785 g/cm3，粘度14.3 mPa·s，油水粘度比24.6，原始气油比42 m3/t。
地层水性质：地层水阳离子以Na++K+为主，阴离子以HCO3-为主，总矿化度5230.79mg/L，水型为NaHCO3型。
2.3.3天然气性质
原始地层压力13.98MPa，饱和压力12.71MPa，地饱压差1.27MPa。断块边底水分布范围小，据5口井试水资料分析，压力系数1.0，水层不能自溢，地层水属NaHCO3，总矿化度2467mg/l。
2.4地层压力与温度
原始地层压力13.98MPa，饱和压力12.71MPa，地饱压差1.27MPa。断块边底水分布范围小，据5口井试水资料分析，压力系数1.0，水层不能自溢，地层水属NaHCO3，总矿化度2467mg/l。
2.5油藏类型
锦16块兴隆台油层分布受构造和岩性双重控制，全区有两套油水组合。兴Ⅰ油组有一套油水组合，油水界面在-1330m左右，兴Ⅱ～Ⅲ油组油水界面在-1460m左右，在欢气5附近的微构造高点附近在-1460m以下有零星油层发育。油藏类型按圈闭类型划分为岩性构造油气藏，按驱动类型划分为层状边底水油气藏。
3.目前存在问题
3.1.检泵周期及维护作业近5年统计情况
2017年发生检泵71井次，影响锦16兴检泵周期的主要因素有4个方面原因：一是油藏管理因素；二是井筒管理因素；三是现场管理因素；四是注水管理因素。
4.油藏管理因素
4.1出砂严重
目前有出砂井47口，开井43口，日产液2145t/d，日产油97t/d；2012年出砂检泵29井次，检泵周期为227天。
4.2出蜡严重
出蜡井主要集中在锦2-17-211侧井区，总井数3口，占区块油井总数的2.1%，日产液89t/d，日产油14.3 t/d，含蜡量平均4.85%；2017年因出蜡问题导致检泵1井次检泵周期为238天。
4.3部分单井单层供液差
该区块为注水开发，区块整体供液能力充足，单井产液量高，但部分单井实施堵水单采措施后，存在严重供液差问题，平均动液面由措施前的152米降到1070米，下降了918米；2012年由于单井单层单采存在供液差问题导致油井不出检泵4井次，检泵周期为167天。
5、实施措施
5.1方案实施的原则
一是提高锦16块单井产量，加强开发方式转变，保持区块持续开发。深入分析单井产量变化的基本情况和规律，推进二元驱、氮气泡沫驱开发方式转换，完善注采井网结构，在工艺措施、注水、采油、修井作业过程中尽量减少地层伤害，持续推进区块高效开发。
二是提高油井生产效果，加强新技术应用，保证油井连续运行。以前期在该区块应用的新工艺、新技术为基础，充分利用现有技术和设备资源，积极推广机械防砂、注塑抽油杆、电机调节装置等成熟工艺技术，合理选择油井生产参数，延长油井生产时间。
三是提高管理直线途径，加强全程系统控制，保证油井管理效果。实施地面与地下相结合，把基础管理建设工作作为精细化管理的重要抓手，以基础数据资料为依据，全方位推进采油精细化管理进程，创造出特色的管理模式，实现老区块新管理的有序突破。
5.2方案实施的目标
延长检泵周期示范区块油井检泵周期达到435天，预计延长7天。
5.3实施方案
① 出砂井治理
实施下防砂泵井、机械防砂、措施防砂、洗井、调整参数措施107井次。
② 出蜡井治理
实施点滴加药清蜡、定期高温洗井清防蜡措施142井次。
③ 单井单层供液差治理
实施冲击解堵、酸化治理3井次。
5.4方案实施的效果预测
检泵周期由428天提高到435天，延长7天以上；躺井率控制在4.1%以内；泵效由62.3%提高到63%，提高0.7%以上。
参考文献
[1] 高飞，曹少保，郝明辉. 延长油井检泵周期的新技术及其应用 [J]. 中国石油和化工标准与质量. 2013 （04）
[2] 昂灵徽，李静，刘爱红，李季保，孙金忠，王长青. 浅谈影响油井检泵周期的原因及对策 [J]. 内蒙古石油化工. 2013 （14）
关键词：延长；检泵周期；现场管理；效益
1、地质概况
锦16块是被两条近东西向三级断层所夹持的一东西长8.0km，南北宽1.2km的断鼻构造。开发的目的层为兴隆台油层，含油面积3.92km2，石油地质储量2523×104t。
2、油藏基本特征
2.1构造特征
断块是由两条近东西向三级断层所夹持的一个南倾断鼻构造，东西长8.0 km，南北宽1.2 km，地层倾角5°～7°，圈闭面积8.4 km2，闭合高度200m。
2.2储层特性
油层埋深1255～1460m，具有两套油水组合，共分3个油层组，17个砂岩组，33个小层。油层有效厚度36.2 m，单层最大厚度20.8 m，一般为5.0 m左右。
有效孔隙度29.1%，空气渗透率2201×10-3μm2，有效渗透率为750×10-3μm2，泥质含量12.4%，碳酸盐含量4.5%，粒度中值0.218，分选系数1.76，层间非均质系数1.31，渗透率级差1.87，变异系数0.31。岩石胶结类型以孔隙式胶结为主，接触式次之，胶结物以泥岩为主，固结程度差，比较疏松。
2.3流体性质
2.3.1原油性质
地面原油密度（20°C）0.9317 g/cm3，粘度（50°C）72.78 mPa.s，凝固点-21 ℃，含蜡量3.48 %，胶质加沥青质18 %～21 %；地层原油密度0.8425～0.8785 g/cm3，粘度14.3 mPa·s，油水粘度比24.6，体积系数1.1037，原始气油比42m3/t。
2.3.2地层水性质
原油性质：地面原油密度（20°C）0.9311g/cm3，粘度（50°C）67.7mPa·s，胶质+沥青18.90%，凝固點低，平均为-18℃。地层原油密度0.8425～0.8785 g/cm3，粘度14.3 mPa·s，油水粘度比24.6，原始气油比42 m3/t。
地层水性质：地层水阳离子以Na++K+为主，阴离子以HCO3-为主，总矿化度5230.79mg/L，水型为NaHCO3型。
2.3.3天然气性质
原始地层压力13.98MPa，饱和压力12.71MPa，地饱压差1.27MPa。断块边底水分布范围小，据5口井试水资料分析，压力系数1.0，水层不能自溢，地层水属NaHCO3，总矿化度2467mg/l。
2.4地层压力与温度
原始地层压力13.98MPa，饱和压力12.71MPa，地饱压差1.27MPa。断块边底水分布范围小，据5口井试水资料分析，压力系数1.0，水层不能自溢，地层水属NaHCO3，总矿化度2467mg/l。
2.5油藏类型
锦16块兴隆台油层分布受构造和岩性双重控制，全区有两套油水组合。兴Ⅰ油组有一套油水组合，油水界面在-1330m左右，兴Ⅱ～Ⅲ油组油水界面在-1460m左右，在欢气5附近的微构造高点附近在-1460m以下有零星油层发育。油藏类型按圈闭类型划分为岩性构造油气藏，按驱动类型划分为层状边底水油气藏。
3.目前存在问题
3.1.检泵周期及维护作业近5年统计情况
2017年发生检泵71井次，影响锦16兴检泵周期的主要因素有4个方面原因：一是油藏管理因素；二是井筒管理因素；三是现场管理因素；四是注水管理因素。
4.油藏管理因素
4.1出砂严重
目前有出砂井47口，开井43口，日产液2145t/d，日产油97t/d；2012年出砂检泵29井次，检泵周期为227天。
4.2出蜡严重
出蜡井主要集中在锦2-17-211侧井区，总井数3口，占区块油井总数的2.1%，日产液89t/d，日产油14.3 t/d，含蜡量平均4.85%；2017年因出蜡问题导致检泵1井次检泵周期为238天。
4.3部分单井单层供液差
该区块为注水开发，区块整体供液能力充足，单井产液量高，但部分单井实施堵水单采措施后，存在严重供液差问题，平均动液面由措施前的152米降到1070米，下降了918米；2012年由于单井单层单采存在供液差问题导致油井不出检泵4井次，检泵周期为167天。
5、实施措施
5.1方案实施的原则
一是提高锦16块单井产量，加强开发方式转变，保持区块持续开发。深入分析单井产量变化的基本情况和规律，推进二元驱、氮气泡沫驱开发方式转换，完善注采井网结构，在工艺措施、注水、采油、修井作业过程中尽量减少地层伤害，持续推进区块高效开发。
二是提高油井生产效果，加强新技术应用，保证油井连续运行。以前期在该区块应用的新工艺、新技术为基础，充分利用现有技术和设备资源，积极推广机械防砂、注塑抽油杆、电机调节装置等成熟工艺技术，合理选择油井生产参数，延长油井生产时间。
三是提高管理直线途径，加强全程系统控制，保证油井管理效果。实施地面与地下相结合，把基础管理建设工作作为精细化管理的重要抓手，以基础数据资料为依据，全方位推进采油精细化管理进程，创造出特色的管理模式，实现老区块新管理的有序突破。
5.2方案实施的目标
延长检泵周期示范区块油井检泵周期达到435天，预计延长7天。
5.3实施方案
① 出砂井治理
实施下防砂泵井、机械防砂、措施防砂、洗井、调整参数措施107井次。
② 出蜡井治理
实施点滴加药清蜡、定期高温洗井清防蜡措施142井次。
③ 单井单层供液差治理
实施冲击解堵、酸化治理3井次。
5.4方案实施的效果预测
检泵周期由428天提高到435天，延长7天以上；躺井率控制在4.1%以内；泵效由62.3%提高到63%，提高0.7%以上。
参考文献
[1] 高飞，曹少保，郝明辉. 延长油井检泵周期的新技术及其应用 [J]. 中国石油和化工标准与质量. 2013 （04）
[2] 昂灵徽，李静，刘爱红，李季保，孙金忠，王长青. 浅谈影响油井检泵周期的原因及对策 [J]. 内蒙古石油化工. 2013 （14）