關(guān)于移井、暗井、悶井處理方案一、移井處理方案1.現(xiàn)場(chǎng)復(fù)核與數(shù)據(jù)重建移井前，先對(duì)原井位進(jìn)行三維坐標(biāo)復(fù)測(cè)，采用全站儀+GNSS-RTK雙系統(tǒng)交叉校驗(yàn)，平面誤差控制在±1cm，高程誤差±0.5cm。同步采集原井口高程、井斜、套管程序、固井聲幅、井溫梯度、流體組分、壓力系數(shù)七類核心數(shù)據(jù)，建立“原井?dāng)?shù)字孿生體”。若發(fā)現(xiàn)原始錄井缺失，則利用剩余泥漿濾液離子色譜反演地層水礦化度，再用阿爾奇公式回算含水飽和度，補(bǔ)全儲(chǔ)層評(píng)價(jià)參數(shù)。2.軌跡可移性評(píng)估將原井眼軌跡導(dǎo)入DrillBench2023，加載最新地震反演體，沿井筒每0.5m提取巖石力學(xué)參數(shù)，計(jì)算崩落指數(shù)與拉伸破裂因子。若崩落指數(shù)>0.6、拉伸破裂因子<0.3，則判定井壁完整，具備整體平移條件；否則需先進(jìn)行段銑擴(kuò)眼或套管補(bǔ)貼。對(duì)含油砂層段，額外做顆粒級(jí)配實(shí)驗(yàn)，若D50<80μm且不均勻系數(shù)<3，則預(yù)判后期出砂風(fēng)險(xiǎn)高，需在移井方案中預(yù)留礫石充填口袋。3.新井位篩選與碰撞掃描在油田開發(fā)網(wǎng)格內(nèi)，以原井口為圓心，半徑50m畫圓，按10°扇形間隔布設(shè)12個(gè)候選井口；再用Petrel做井眼防碰掃描，設(shè)置最小分離因子1.5m，若某方向存在老井眼，則剔除該扇區(qū)。對(duì)剩余候選點(diǎn)，用蒙特卡洛法模擬2000次鉆井不確定度，統(tǒng)計(jì)軌跡與油藏頂面交點(diǎn)處的靶心距，優(yōu)選靶心距<3m且入窗角<3°的點(diǎn)位作為新井口。4.移井作業(yè)流程(1)原井口切割：采用水力割刀在地面以下1.2m處切斷表層套管，切口磨平后焊接盲板，盲板厚度≥16mm，焊縫做100%UT檢測(cè)，合格級(jí)別Ⅱ級(jí)。(2)套管回拖：在盲板中心開φ128mm孔，穿入回拖頭，與φ114mm鉆桿連接，用450kN鉆機(jī)以0.2m/min勻速回拖，拖前在套管外壁均勻涂0.5mm環(huán)氧鋅基防腐層，防止土壤側(cè)向腐蝕。(3)新井口反向開鉆：先下φ311mm鉆頭開表層，鉆至30m后下入J55鋼級(jí)φ244.5mm×9.19mm表層套管，固井水泥返高至地面，候凝24h。二次開鉆用φ215.9mmPDC鉆頭，造斜點(diǎn)設(shè)在120m，采用“1.5°單彎螺桿+MWD”組合，造斜率控制在5°/30m，確保中靶。(4)老井眼封固：回拖完成后，向原井眼內(nèi)注入密度1.85g/cm3微膨脹水泥漿，排量800L/min，替漿量按井筒容積1.3倍計(jì)算，候凝48h后做聲幅測(cè)井，封隔段聲幅≤15%為合格。5.經(jīng)濟(jì)測(cè)算移井單井直接成本＝套管回拖費(fèi)6.8萬元＋新井口鉆井費(fèi)38.4萬元＋水泥封固費(fèi)2.1萬元＋占地補(bǔ)償1.2萬元＝48.5萬元；對(duì)比棄井后新鉆一口定向井（85萬元）節(jié)約36.5萬元，周期縮短12天。二、暗井處理方案1.暗井識(shí)別技術(shù)暗井指無完整井口裝置、地下套管頭被掩埋且地面無標(biāo)識(shí)的井。識(shí)別分三步：(1)航磁異常：采用無人機(jī)載銫光泵磁力儀，飛行高度30m，測(cè)線間距10m，對(duì)鐵質(zhì)套管產(chǎn)生±2nT異常進(jìn)行圈定；(2)探地雷達(dá)：中心頻率200MHz，時(shí)窗80ns，若地下1.5m處出現(xiàn)雙曲線反射，且反射系數(shù)>0.3，則判定金屬套管存在；(3)土壤烴檢測(cè)：用PID光離子化檢測(cè)儀，在磁異常中心點(diǎn)按0.5m間距采表層土，若總烴>50ppm，則進(jìn)一步確認(rèn)。2.井口暴露與評(píng)估用真空抽吸挖溝機(jī)以0.5m×0.5m網(wǎng)格逐層剝離，直至露出套管頭。記錄套管規(guī)格、鋼級(jí)、壁厚、腐蝕坑深，坑深>壁厚30%則判定為高風(fēng)險(xiǎn)。對(duì)套管壁取樣做光譜分析，若C含量<0.18%、Mn<0.45%，可推斷為早期APlJ55舊標(biāo)，強(qiáng)度已下降15%，需做剩余強(qiáng)度校核。3.暗井分類處置(1)Ⅰ類（井口完整、壓力零）：直接焊接盲板，盲板材質(zhì)與套管一致，厚度≥12mm，焊后做0.1MPa氣密，穩(wěn)壓30min壓降<5%為合格；(2)Ⅱ類（井口破損、無壓力但含油）：先下φ114mm可撈式橋塞至井深100m，橋塞坐封壓力8MPa，再注密度1.6g/cm3復(fù)合凝膠堵劑20m3，候凝36h后鉆塞試壓；(3)Ⅲ類（高壓暗井）：采用“雙封隔器+壓回”工藝，先下φ114mm×9MPa封隔器至產(chǎn)層頂界以上50m，環(huán)空注入密度2.0g/cm3重漿，壓回地層，排量300L/min，泵壓升至地層破裂壓力80%后停泵關(guān)井，穩(wěn)壓2h無溢流，完成壓回封井。4.暗井信息化管理建立暗井GIS數(shù)據(jù)庫，字段含井號(hào)、坐標(biāo)、識(shí)別日期、處置方式、盲板編號(hào)、試壓結(jié)果、責(zé)任人、現(xiàn)場(chǎng)照片八項(xiàng)，坐標(biāo)采用CGCS2000，照片分辨率≥1920×1080。數(shù)據(jù)庫與油田應(yīng)急指揮系統(tǒng)實(shí)時(shí)對(duì)接，一旦周邊500m內(nèi)有新施工，自動(dòng)彈出暗井風(fēng)險(xiǎn)提示。5.費(fèi)用與時(shí)效Ⅰ類單井0.8萬元，工期1天；Ⅱ類3.2萬元，工期3天；Ⅲ類9.5萬元，工期5天。近三年某油田共處置暗井127口，其中Ⅲ類僅9口，無一次井下復(fù)雜，累計(jì)回收原油42t，節(jié)約環(huán)保罰款120萬元。三、悶井處理方案1.悶井機(jī)理與判定悶井指長期關(guān)井后，井筒內(nèi)油氣水三相達(dá)到壓力平衡，井口無可見溢流，但儲(chǔ)層仍具產(chǎn)能。判定需同時(shí)滿足：(1)關(guān)井時(shí)間>180d；(2)井口壓力恢復(fù)曲線出現(xiàn)“平臺(tái)段”，即連續(xù)30d壓力波動(dòng)<0.05MPa；(3)壓力恢復(fù)斜率<0.001MPa/d；(4)井下流體高壓物性分析氣油比<50m3/t，含水<20%。2.復(fù)產(chǎn)前儲(chǔ)層再評(píng)價(jià)用光纖DTS+DAS聯(lián)合測(cè)試，沿井筒每米獲取溫度與聲波數(shù)據(jù)，若溫度梯度異常點(diǎn)與射孔段重合，且聲波能量衰減<3dB/km，則判斷近井地帶無污染。同步做壓力瞬變測(cè)試，關(guān)井48h后開井，記錄壓力導(dǎo)數(shù)曲線，若出現(xiàn)“徑向流”段且斜率為零，則滲透率保持原始值80%以上，具備復(fù)產(chǎn)條件。3.悶井復(fù)產(chǎn)工藝(1)井筒凈化：先替入生物酶清洗劑5m3，浸泡8h，降解死油；再注入氮?dú)馀菽?5m3，泡沫質(zhì)量0.75，返排至含砂<0.1%為止；(2)負(fù)壓抽吸：用φ73mm連續(xù)油管下至射孔段中部，液氮?dú)饣乓海刂凭琢鲏旱陀陲柡蛪毫?.5MPa，誘導(dǎo)氣泡流，排出近井地帶析蠟；(3)脈沖波解堵：在連續(xù)油管內(nèi)下入脈沖波發(fā)生器，頻率10Hz，振幅5MPa，作用2h，解除膠質(zhì)堵塞；(4)適度抽油：下泵徑28mm管式泵，沖次3min?1，沖程2.1m，初期日產(chǎn)液控制在5m3，防止速敏；(5)產(chǎn)能跟蹤：前30d每24h記錄液面、產(chǎn)量、含水，繪制IPR曲線，若采油指數(shù)下降>15%，則立即轉(zhuǎn)注1%KCl防膨劑。4.悶井轉(zhuǎn)注方案若復(fù)產(chǎn)30d后產(chǎn)量<經(jīng)濟(jì)極限（油價(jià)60美元/桶時(shí)按3t/d），則轉(zhuǎn)為注水。先擠注0.3%締合型聚合物溶液200m3，建立殘余阻力系數(shù)3.5，再正常注水，日注量按1.2倍采液量配注，注入壓力控制在破裂壓力80%。每季度做一次壓降試井，若表皮系數(shù)>5，則實(shí)施酸化，用12%HCl+3%HF體系，用量按每米射孔段0.8m3，酸化后注水壓力下降1.2MPa，增注幅度35%。5.悶井安全環(huán)保復(fù)產(chǎn)前井口換裝雙閘板防噴器，試壓至額定壓力1.5倍；儲(chǔ)罐區(qū)設(shè)圍堰，容積≥1.5倍罐容；排氣口加裝回收裝置，烴類回收率>95%。對(duì)含硫井，在脈沖波解堵階段同步注入H?S吸收液，確保井口H?S濃度<10ppm。6.經(jīng)濟(jì)效益某區(qū)塊悶井43口，復(fù)產(chǎn)成功率81%，平均單井復(fù)產(chǎn)費(fèi)用7.6萬元，復(fù)產(chǎn)初期平均日產(chǎn)油5.8t，按年遞減率20%計(jì)算，單井累計(jì)增油430t，折合凈現(xiàn)值26萬元，投入產(chǎn)出比1∶3.4。轉(zhuǎn)注井18口，累計(jì)增注水量12×10?m3，對(duì)應(yīng)增油2400t，創(chuàng)造效益960萬元。四、綜合案例A井2012年完鉆，2020年因低產(chǎn)關(guān)井，關(guān)井前日產(chǎn)液2.1t，含水78%。2023年納入“移井+悶井”聯(lián)合治理：1.先按暗井識(shí)別流程發(fā)現(xiàn)該井口被掩埋1.3m，暴露后確認(rèn)套管頭完好，壓力為零，屬Ⅰ類暗井，直接焊接盲板，費(fèi)用0.8萬元；2.因該井位于新規(guī)劃井場(chǎng)道路中心，需移井，按前述移井流程將原井口向北移22m，新井眼重新側(cè)鉆，中靶垂深誤差0.8m，移井費(fèi)用49萬元；3.新井眼完井后未立即投產(chǎn)，關(guān)井觀察180d，井口壓力穩(wěn)定在4.2MPa，判定為悶井；4.按悶井復(fù)產(chǎn)方案實(shí)施，第7天見油，日產(chǎn)油6.5t，含水21%，截至統(tǒng)計(jì)日已穩(wěn)產(chǎn)90d，累計(jì)增油585t，直接經(jīng)濟(jì)效益234萬元，扣除全部治理費(fèi)用49.8萬元，凈收益184萬元，回收期2.1個(gè)月。五、部分一、單項(xiàng)選擇題（每題2分，共20分）1.移井作業(yè)中，套管回拖前在切口處焊接盲板的最小厚度要求是（）。A.10mmB.12mmC.16mmD.20mm2.暗井識(shí)別時(shí)，無人機(jī)航磁測(cè)線間距一般設(shè)置為（）。A.5mB.10mC.15mD.20m3.判定悶井的壓力恢復(fù)斜率閾值應(yīng)小于（）。A.0.0005MPa/dB.0.001MPa/dC.0.005MPa/dD.0.01MPa/d4.Ⅲ類暗井壓回封井時(shí)，重漿密度通常選擇（）。A.1.6g/cm3B.1.8g/cm3C.2.0g/cm3D.2.2g/cm35.移井后老井眼封固水泥漿的聲幅測(cè)井合格標(biāo)準(zhǔn)為聲幅≤（）。A.5%B.10%C.15%D.20%6.悶井復(fù)產(chǎn)脈沖波解堵的頻率一般設(shè)置為（）。A.5HzB.10HzC.15HzD.20Hz7.暗井GIS數(shù)據(jù)庫中坐標(biāo)系采用（）。A.WGS84B.CGCS2000C.Xian80D.Beijing548.移井防碰掃描最小分離因子設(shè)定為（）。A.1.0mB.1.2mC.1.5mD.2.0m9.悶井轉(zhuǎn)注時(shí)，締合型聚合物溶液殘余阻力系數(shù)目標(biāo)值為（）。A.2.0B.2.5C.3.5D.4.510.移井經(jīng)濟(jì)測(cè)算中，單井節(jié)約的最大成本項(xiàng)是（）。A.占地補(bǔ)償B.水泥封固C.新井口鉆井D.套管回拖二、多項(xiàng)選擇題（每題3分，共15分）11.以下哪些屬于移井前必須采集的核心數(shù)據(jù)（）。A.井斜B.井溫梯度C.壓力系數(shù)D.固井聲幅E.鉆井液密度12.暗井Ⅱ類處置步驟包括（）。A.下橋塞B.注復(fù)合凝膠C.鉆塞試壓D.焊接盲板E.壓回地層13.悶井復(fù)產(chǎn)負(fù)壓抽吸階段需控制的參數(shù)有（）。A.井底流壓B.氮?dú)馀帕緾.泡沫質(zhì)量D.抽油機(jī)沖次E.含砂量14.移井軌跡可移性評(píng)估中，巖石力學(xué)參數(shù)包括（）。A.崩落指數(shù)B.拉伸破裂因子C.泊松比D.內(nèi)摩擦角E.滲透率15.以下措施可用于悶井轉(zhuǎn)注后增注的有（）。A.酸化B.脈沖波C.聚合物驅(qū)D.防膨劑E.負(fù)壓抽吸三、判斷題（每題2分，共10分）16.移井后老井眼封固水泥漿候凝時(shí)間只需24h即可。（）17.暗井識(shí)別時(shí)，探地雷達(dá)中心頻率越高，探測(cè)深度越大。（）18.悶井復(fù)產(chǎn)時(shí)，若IPR曲線右移，說明產(chǎn)能改善。（）19.Ⅲ類暗井壓回重漿排量越大越好，無需考慮破裂壓力。（）20.移井作業(yè)中，回拖頭與鉆桿連接處需做100%UT檢測(cè)。（）四、簡答題（每題10分，共30分）21.簡述移井作業(yè)中如何保證新井眼軌跡中靶精度。22.說明暗井GIS數(shù)據(jù)庫在油田后