与陆地开发相比，海上设施寿命有限、生产安全环保要求、单井作业费用、建设投资费用等更高，因此海上的油水井管理更加注重油水井长寿命、提高单井产能、提高采油速度。受油藏非均质性、井网不规则影响，压力不均衡、水淹严重、注采不完善、层间吸水不均等注采矛盾突出，躺井、低产低效井多，严重影响了油藏开发效果。围绕长寿井的培养目标，一是牢固树立“预防为主，防治结合”的理念，严格预警跟踪，制定措施合理可行，确保措施效果落到实处。二是推行“防、治、严、实”四字法，优化工艺措施，强化注采结构调整，提高整体动液面。开展适应性工艺技术研究，根据单元、砂体和单井的实际情况，强化驱替差层段和井区的注水量，弱化高能量井区、层段的注入，同时加强基础井网完善工作，利用转注、细分注水、扶长停等措施提高注采对应率，恢复地层能量。

1、 把握“三点一面”，实施长寿井的监督与培养

长寿工作主要是把控稳升点，培育增长点，强化主攻点，通过由点及面，夯实长寿井的基础，稳升点主要是目前长寿井面临上产过程中措施调整，导致长寿井数量直接减少，因此应加强措施增油潜力的论证，在日常管理中加强动态分析，工况调整优化常态化；增长点主要在于临界井的巩固，巩固对策主要为三个方面：①作业增油潜力小，实施参数优化、间开等工作治理；②加强动态调配，保持合理的沉没度，延长免修期；③强化源头管控，严格作业监督工作，加强油管的检测分级更换更换，实施完井试压全过程监督，避免低效开井；对于泵漏失井，细分漏失原因，实施分类治理（腐蚀或气蚀）；严把质量关。对于生产周期长的井加强检测与更换力度，加强工艺配套，寻找工况运行配套与产量的效益点。

2、优化措施方案，实现降本增效

依托措施作业项目组的专业优势，建立了一体化效益评价决策机制，实现单井作业设计各节点表单化。地质部门负责油藏地质方案优化，对海上油井措施进行全面梳理，一井一措施，对措施地质方案进行反复论证，挖掘措施潜力，降低措施风险。工艺部门负责工艺方案优化，打破以往相同油藏区块工艺设计相同模式，从“区块优化”到“单井优化、工序优化”的精细化设计,根据单井地层条件、井筒状况、产出液性质，有针对性的优化配套相关工艺技术。经营部门根据地质、工艺部门提供的增产量、工序及材料等，测算作业费用，实现不同方案的单井效益评价，优选最佳实施方案。最后，由措施作业项目组专家进行决策，实现了作业安排的单线式向互动一体化模式转变，更加突出效益论证，提高决策水平，使措施作业效益最大、风险最低、寿命最长。

3、改进工艺措施，为海上长寿命注采提供技术支撑

（1）创新液控封隔器座封过电缆封隔器的新工艺。海上电泵管柱采用单流阀座封过电缆封隔器完井工艺，管柱向下节流，后期不动管柱无法实施油管内挤注对电泵流道、井筒及地层解堵。取消管柱单流阀，采用油管内液控封隔器座封过电缆封隔器的工艺，主要有三点优势：一是优化了电泵井完井管柱，减少了单流阀、井下液控滑套两个工具，节省了作业材料及作业工序；二是未采用堵塞器座封过电缆封隔器的做法，创新了油管内液控封隔器座封过电缆封隔器的工艺；三是实现电泵井后期不动管柱正循环洗井和解堵施工。

（2）优化作业施工工序。对施工工序进行优化，减少工序，既节约了作业费用，又提高了施工质量。例如：CACB12D-8井拔滤过程中需要磨铣永久封，经分析发现该井油层下界在1825.0米，永久封鱼顶在1827.57米，原设计的防砂管下界在1828.8米，如果将防砂管下界上提1.5米，就可以利用永久封的鱼顶作为砂面鱼顶，完全可以满足防砂要求。因此，取消作业施工设计中磨铣永久封和探冲砂工序。

（3）优化水井长效注水工艺。采用压缩式液控封隔器和环空封隔器，增加平衡封隔器和底部支撑。该封隔器采用地面液控方式控制封隔器的工作状态，通过活塞坐封距和坐封剪钉的设计，避免了胶筒过分挤压破坏和胶筒下井过程中自动坐封，提高了封隔器的安全性和可靠性。通过对封隔器的工艺改进，有效解决过去液控分注工艺可靠性低的问题，为海上油田高效注水提供了技术保障。

4、开展“长寿井培育”工程，打造无短板长寿井

（1）实施油井分因素管理，打造无短板长寿井。通过对所有油井进行躺井风险评估，按照低绝缘、油井出砂、油压波动、低泵效、供液不足等因素进行分类，实施油井分因素管理，降低躺井风险。低绝缘油井精细管理，在平时施工过程中精心策划，认真摸排施工顺序，能不关井就不关井，尽量减少开关次数，最大可能的降低躺井风险。泵效过低井和供液不足井，通过精细注采调配，调控其供液能力，使动液面保持稳定趋势，减少供液不足导致的油回持平次数。围绕“不躺井就是最大效益”的管理理念，打造无短板长寿井。长寿井占开井数的74.5%，其中超过4年的长寿井达到180口。CACB22A-1井检泵周期达到11.4年，泵效达到172.8%，做到了长寿命，实现了长效益。

（2）精细平台设备管理，实现注采系统的长寿命。海上生产环境恶劣，设备的腐蚀程度及损坏率比陆地要高很多。加强平台流程设施及电器设备等方面存在问题的隐患排查治理，按照平台和类别进行划分，突出重点，进行集中维修、治理。重点对平台地面流程隐蔽薄弱点进行仔细检查，检查地面流程保温层557m，海管立管检测19端，整改隐患点22处。加大流量计的检定力度，做到了精确计量每口井的注水流量，保证水井的实时监控，自主维修电磁流量计18台。结合多年来的管理经验，对注水撬块、流量计、压力表等关键设备采取帆布罩包裹的方法，大大降低了设备故障率，延长了设备使用寿命。

通知优化措施，油水井注采工艺技术不断改进，油井完井质量、防砂工艺、注水工具稳定性不断提高，为提高海上长寿命注采管理提供了工艺技术支持。长寿井超过4年的长寿井达到180口。检泵周期由年初的1655天增加到了目前的1748天，年躺井率0.64%，做到了长寿命，有效地控制了自然递减。

参考文献：

[1] 才汝成，李阳，孙焕泉．油气藏工程方法与应用[M]．东营：石油大学出版社，2000.