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一种油田报废井改造为地热井或卤水井的方法

阅读：994发布：2020-05-27

专利汇可以提供一种油田报废井改造为地热井或卤水井的方法专利检索，专利查询，专利分析的服务。并且本发明公开了一种油田报废井改造为地热井或卤水井的方法，在油田开采区，选择卤水层在采油层之下的油田报废井或热储层底界在采油层位之上200m的油田报废井，下钻杆钻具在油层套管内进行通井，当通井顺利及确定井内无异常情况后，打人工井底进而封闭下部采油层位；对泵室段进行改造，在开采层增加漏水管；对位于开采利用的热储层或卤水层的技术套管施工射孔；在开采层中下滤水管，对改造后的地热井或卤水井直接进行冲砂洗井或入下部带有沉淀管的滤水管；洗井后进行开采试验和取样分析并验收。本发明达到油田报废井资源再利用，实现油田报废井资源再利用的节能环保和经济效益的双丰收。，下面是一种油田报废井改造为地热井或卤水井的方法专利的具体信息内容。

权利要求

1.一种油田报废井改造为地热井或卤水井的方法，其特征在于，包括以下步骤：
1)选择：在油田开采区，选择卤水层在采油层之下的油田报废井或热储层底界在采油层位之上200m的油田报废井，且对油田报废井进行改造和开采地热、岩盐、卤水及地热水回灌时不会对采油生产及周边环境产生任何不利影响；
2)选择使用的技术套管完整无损且外径大于139.7mm；下钻杆钻具在油层套管内进行通井，通井深度至设计的开采层位置下200m处，以便确定井下情况是否正常，再确定开采利用的热储层或卤水层的层位；
3)当通井顺利及确定井内无异常情况后，在设计的开采层底界之下100-200m以下打入高标号水泥作为人工井底进而封闭下部采油层位；
4)泵室段改造：如果选择的油田报废井的顶部设置泵室段，且泵室段长度≥300m，则不进行泵室段改造，如果选择的油田报废井的顶部没有设置泵室段或者泵室段长度＜300m，则进行泵室段改造，设置改造泵室段长度为300m；
5)在开采层增加漏水管；对位于开采利用的热储层或卤水层的技术套管施工射孔；
6)在开采层中下滤水管，对改造后的地热井或卤水井直接进行冲砂洗井或入下部带有沉淀管的滤水管；
7)洗井后进行开采试验和取样分析并验收。
2.根据权利要求1所述的油田报废井改造为地热井或卤水井的方法，其特征在于，技术套管的外径为139.7mm或177.8mm。
3.根据权利要求1所述的油田报废井改造为地热井或卤水井的方法，其特征在于，步骤
3)中，还包括对人工井底以上井筒在油气开发时曾射过孔的层位进行挤水泥封堵或封隔器进行封堵。
4.根据权利要求1所述的油田报废井改造为地热井或卤水井的方法，其特征在于，步骤
3)中，高标号水泥采用G级油井水泥。
5.根据权利要求1所述的油田报废井改造为地热井或卤水井的方法，其特征在于，步骤
5)中，设计射孔数为32-64孔/m。
6.根据权利要求1所述的油田报废井改造为地热井或卤水井的方法，其特征在于，步骤
6)中，还能采用化学洗井。
7.根据权利要求1所述的油田报废井改造为地热井或卤水井的方法，其特征在于，步骤
6)中，滤水管孔隙率＞20％，滤水管上端外壁用封固材料进行缠绕，用来封砂和固定滤水管。

说明书全文

一种油田报废井改造为地热井或卤水井的方法

技术领域

[0001] 本发明涉及油田技术领域，具体是一种油田报废井改造为地热井或卤水井的方法。

背景技术

[0002] 在油田领域，由于石油开采量与日俱增，众多油井出油量逐年下降，每年报废的油井数量逐年增大，以胜利油田为例，累计油田报废井一万多眼。为了防止地质环境破坏及地下水污染，油田耗费大量人力、物力、财力进行封井，废弃在荒野。另一方面，油田为了寻找新的油气资源，每年报废的勘探井亦数量众多，目前，大都弃之不用，作为废井处理。

[0003] 近年来，节能减排和资源再利用已经成为社会共识，如何利用已有的废弃资源达到再利用，甚至达到节能环保和经济效益的双赢，已经越来越受到政府和国家的倡导。如果能够对油田报废井进行改造利用，为油田报废井附近城市的各类建筑进行地热供暖或者进行卤水开采利用，则将具有巨大的经济效益、社会效益和环境效益。利用油田报废井改造成地热井或者卤水井，改造成本低，满足供热或者提卤需求，是一种经济适用的新方法技术。废井的再生利用不仅为国家节约了大量钻井设备费用，其社会效益还表现在实现老油田产业替代过渡，符合国家综合开发、综合利用、勤俭建国、减少重复投资的经济建设方针。现有改造技术单一不规范，主要集中为改造地热井，而且技术说明的粗糙不细致，多为实用新型专利，比较简单，本发明可进行综合改造，在进行调研的基础上，可选择目的层进行地热开采或者卤水开采，技术细节明确、详尽，易于操作且费用较低，达到循环经济、节约成本、综合利用和多种用途。

[0004] 目前相关领域研究状况是：

[0005] 1、专利申请号：201320645199.4油田报废井改造成地源热泵热源井的供热装置是将油田报废井改造成热源井，利用管路及热泵机组连接成的供暖系统。其油田报废井改造方法是采用在油田报废井内下置木塞、水泥塞及取水隔离装置、衬塑套管和导正装置等组成采热系统。采集热能方法是通过三个循环装置，利用热泵技术进行热能的提取来实现供热目的.

[0006] 2、专利申请号201310390996.7油井堵、调、洗工艺。该工艺是对采油生产中对高含水油井实施提高采收率措施时采用的油水井堵、调、洗工艺.其封堵方法采用表活剂率先进入高渗透部位清洗其中的剩余油，然后注入反向调剖聚合物，由于反向调剖聚合物的粘度高于表活剂，会驱动表活剂向储层深部运移，油井恢复生产后，聚合物在注入水驱替作用下，沿表活剂的回流通道运移，形成封堵；再注入复合堵水剂对上述的高渗透部位后进行高强度封堵，降低层段出液能力，随之应用水泥对近井地带进行封口，防止注入的药剂返吐回井筒；最后应用聚合物溶液顶替，起到冲洗井筒的目的。其封堵介质不同：该专利根据不同砂岩厚度调整表活剂和反向调剖聚合物的用量比例，一般表活剂水溶液浓度为1.0％、反向调剖聚合物的水溶液比例为8000mg/L。

[0007] 3、专利申请号：201410840354.7油田报废井井群改造综合利用方法。本方法通过对油田报废井的封井、射孔或射孔压裂、冲砂洗井、上部套管改造和抽水试验完成对单井的封井作业，尔后对封井后的单井进行热网联通、效果测试，完成油田报废井井群改造的结合利用。

发明内容

[0008] 本发明的目的在于提供一种油田报废井改造为地热井或卤水井的方法，解决大量油田报废的油气井不能科学合理再利用的问题，达到油田报废井资源再利用，实现油田报废井资源再利用的节能环保和经济效益的双丰收。同时，利用已有油田报废井进行改造为地热井或卤水井其处理和改造费用较新打一口井的费用要大大降低，利用改造的油田报废井提供地下热能为居民或工业供热服务或提取卤水创造价值能够减轻环境污染、降低不可再生能源消耗。

[0009] 为实现上述目的，本发明提供如下技术方案：

[0010] 一种油田报废井改造为地热井或卤水井的方法，包括以下步骤：

[0011] 1)选择：在油田开采区，选择卤水层在采油层之下的油田报废井或热储层底界在采油层位之上200m的油田报废井，且对油田报废井进行改造和开采地热、岩盐、卤水及地热水回灌时不会对采油生产及周边环境产生任何不利影响；

[0012] 2)选择使用的技术套管完整无损且外径大于139.7mm；下钻杆钻具在油层套管内进行通井，通井深度至设计的开采层位置下200m处，以便确定井下情况是否正常，再确定开采利用的热储层或卤水层的层位；

[0013] 3)当通井顺利及确定井内无异常情况后，在设计的开采层底界之下100-200m以下打入高标号水泥作为人工井底进而封闭下部采油层位；

[0014] 4)泵室段改造：如果选择的油田报废井的顶部设置泵室段，且泵室段长度≥300m，则不进行泵室段改造，如果选择的油田报废井的顶部没有设置泵室段或者泵室段长度＜300m，则进行泵室段改造，设置改造泵室段长度为300m；

[0015] 5)在开采层增加漏水管；对位于开采利用的热储层或卤水层的技术套管施工射孔；

[0016] 6)在开采层中下滤水管，对改造后的地热井或卤水井直接进行冲砂洗井或入下部带有沉淀管的滤水管；

[0017] 7)洗井后进行开采试验和取样分析并验收。

[0018] 作为本发明进一步的方案：技术套管的外径为139.7mm或177.8mm。

[0019] 作为本发明进一步的方案：步骤3)中，还包括对人工井底以上井筒在油气开发时曾射过孔的层位进行挤水泥封堵或封隔器进行封堵。

[0020] 作为本发明进一步的方案：步骤3)中，高标号水泥采用G级油井水泥。

[0021] 作为本发明进一步的方案：步骤5)中，设计射孔数为32-64孔/m。

[0022] 作为本发明进一步的方案：步骤6)中，还能采用化学洗井。

[0023] 作为本发明进一步的方案：步骤6)中，滤水管孔隙率＞20％，滤水管上端外壁用封固材料进行缠绕，用来封砂和固定滤水管。

[0024] 与现有技术相比，本发明的有益效果是：

[0025] 对油田报废井进行认真调查分析选择合适的油田报废井和可利用层位进行再利用改造，是本项发明的首要关键点，因为油田报废井的情况复杂多样，有一部分是因达不到工业油流的低产井而地质报废，而有些井则是因井下故障无法处理而工程报废，还有一些井的卤水层与油气层连通，为油底水。由于各种原因，部分废井不能进行提卤试验及地热开采试验。如何从报废油并中选出可供利用的试验井，工作量比较大，采取积极慎重的态度，对油田报废井进行认真分析，对所选油田报废井从井身结构、井内状况、卤水和热储层位、报废原因、试油期间的水性分析，卤水层热水层孔隙度、砂体面积、地质储量、与周围生产井的连通情况及井口地面状况进行全面分析。应用地球物理测井资料划分卤水层和热储层，确定射孔位置，一般情况下，高度为1m的环形井壁内不少于20个射孔。其次，就是泵室的改造和已有油层的封堵，油田报废井在成井过程中多下入全井段的 139.7mm或 177.8mm技术套管，顶部没有设置泵室段，为增加卤水及地热资源的开采量和改造效益，依据前人经验及实际情况条件本次可进行泵室段改造，设置改造泵室段长度为300m，并利用封隔器或水泥灌浆封堵两管之间的环形空间。同时对设计开采层底界之下100-200m以下打入耐高温的高标号水泥(G级)作为人工井底封闭下部采油层位，防止井内残余油气及污水上窜，并对人工井底以上井筒在油气开发时曾射过孔的层位进行挤水泥或封隔器封堵。附图说明

[0026] 图1是改造试验方法措施简易流程示意图；

[0027] 图2是设计改造油井的剖面示意图

[0028] 图3是采用改造泵射孔法改造的油井剖面；

[0029] 图4是采用直接射孔法改造的油井剖面；

[0030] 图5是实施例中河57-Xb井处理示意图；

[0031] 图6是实施例中改为地热井的剖面示意图；

[0032] 图7是实施例中改为卤水井的剖面示意图。

具体实施方式

[0033] 下面将结合本发明实施例，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

[0034] 本发明的目的就是针对大量油田报废的油气井不能科学合理再利用的问题，研究设计一种油田报废井改造为地热井或卤水井的方法，达到油田报废井资源再利用，实现油田报废井资源再利用的节能环保和经济效益的双丰收。

[0035] 首先选择的报废井在进行改造和开采地热、卤水及地热水回灌时不会对采油生产及周边环境产生任何不利影响。另外尽量选择井身结构简单的井作为改造井。

[0036] (一)改造试验点

[0037] 通过现阶段概略调查，按照经济、安全、环保、易操作推广等原则，形成以下几点改造试验：

[0038] 1、为了增加开采量，选择带有≥300m深泵室的油田报废井或进行泵室改造，使用大排量潜水泵进行开采试验。

[0039] 2、为了减少改造费用，选择技术套管的外径较大并且完整无损能够再利用的报废井进行改造，避免重新下新的技术套管。

[0040] 3、为延长改造井的使用年限，防止泥砂堵塞射孔眼或影响水泵寿命，设计在开采层增加漏水管。

[0041] (二)改造试验方法

[0042] 通过前期对油田报废井及其改造技术方法的概略调查了解，本次改造试验方法措施如下(图1)：

[0043] 1、选择最佳的适合本区的油田报废井实际情况的较经济适宜的改造工艺技术。调查掌握和综合研究省内外油田报废井的再利用情况和改造技术，结合实际情况本着省时、省力、安全、环保及经济可行的原则，选择最佳的改造工艺技术。

[0044] 2、本次设计在适宜改造开采区选择一眼开采利用的热储层或卤水层底界在采油层位之上200m的油田报废井(技术套管完整且外径大于177.8mm)进行改造试验(图2)，改造试验工艺流程如下：

[0045] ①下钻杆钻具在油层套管内进行通井，通井深度至设计开采层位置下200m，以便确定井下情况是否正常，再确定开采利用的热储层或卤水层的层位。

[0046] ②依据胜利油田有关管理部门及相关人员的介绍，油田报废井在成井过程中多下入全井段的 139.7mm或 177.8mm技术套管，顶部没有设置泵室段，为增加岩盐卤水及地热资源的开采量和改造效益，依据前人经验及实际情况条件本次可进行泵室段改造，设置改造泵室段长度为300m。

[0047] ③如通井顺利及确定井内无异常情况后，在设计开采层底界之下100-200m以下打入耐高温的高标号水泥(G级)作为人工井底封闭下部采油层位，防止井内残余油气及污水上窜.如若有必要(如卤水层位在油气层下部等)可对人工井底以上井筒在油气开发时曾射过孔的层位进行挤水泥封堵或封隔器进行封堵。

[0048] ④对位于设计开采利用的热储层或卤水层的层位的技术套管施工射孔；设计射孔数为32-64孔/m；

[0049] ⑤直接进行冲砂洗井或依据实际情况下入下部带有沉淀管(100-200m)的滤水管(API标准的石油套管)，滤水管孔隙率应＞20％，其上端外壁用海带或其它封固材料进行缠绕，用来封砂和固定滤水管；

[0050] ⑥对施工后的改造井进行冲砂洗井，必要时可进行化学洗井；

[0051] ⑦完洗后进行开采试验和取样分析并验收，其中设计地热井的开采抽水试验方法如下：

[0052] 洗井达到水清砂净，进行单孔抽水试验，采用稳定流抽水法进行抽水，设计三个降深，最大降深值尽抽水设备最大能力确定，其余两次下降值为最大降深值的2/3和1/3。抽水试验三次降深的稳定时间从大到小分别为24h、16h、8h；在稳定延续时间内，涌水量和动水位与时间关系曲线在一定范围内波动，而且不得持续上升或下降；水位波动值不得超过平均水位降深值的1％，涌水量波动值不得超过平均涌水量的3％。若自流时，进行放水试验，实测水头、水温与自流量，稳定8h。抽水试验改为两次降深，稳定延续时间分别为16h、24h。

[0053] 水位与涌水量观测时间在抽水开始后第1、3、5、10、20、30各一次，以后每隔30min测一次，水位读数准确到“cm”，三角堰读数准确到“mm”。水温、气温同步观测，每隔1h一次，读数准确到0.5℃，观测时间应与水位观测相对应。恢复水位观测，在抽水停止时立即开始，观测频率同抽水观测，同时要观测井中水温(1h一次).若自流时，接管观测水头高度，同时观测水温。若3h连续观测水位变化不超过1cm，可以停止观测。概略取得含水层渗透系数(K)、给水度或弹性释水系数(μe)，压力传导系数(a)。试验期间应尽量采用井下压力计测量水位的变化。直接从孔口测量水位时，应同时测量孔内水温，以换算为相同密度的水位。

[0054] ⑧通过开采试验，计算可开采资源量和经济效益评价分析，建井报政府相关部门审查批准，投入生产。

[0055] 实施例1

[0056] 1、改为地热井的技术方法

[0057] 目前，油田各居民区冬季以锅炉供热为主，地热水直接供热为辅的供热方式，成本较高，供热效果不理想。依据经验，打一口上第三系地热井的成本(不包括地面工程)为(150-200)*104元，造价较高.为降低造价，可以将油田内现有的大量油田报废井改造成地热井使用，这样不仅节约成本，还可使报废资产得到再次利用。利用部分井身结构完好的油田报废井，可改造成地热井再次利用，取得的效果与新开凿的地热井没有区别。

[0058] 试验井主要改造步骤如下：

[0059] (1)收集油井测井、修井、射孔及各类有关资料，分析后选好废弃井位及取水层段。选择油井改造为地热井应遵循以下几点基本原则：①选择交通条件相对较好，离供热用户距离尽可能近的废弃井，避免因供热路径长而产生过多的热量损耗。②在改造之前，一定要对井(孔)的水文地质条件-特别是地层、岩性、赋水性、渗透率等进行详细的分析、论证，有条件的井(孔)还要对砂层厚度、分布等情况进行分析。选择热储层埋深适宜、厚度较大、含水性较好、岩石孔隙率、渗透率相对较大的区块，以满足大排量供暖的要求。③尽量选择那些下了技术套管的弃用井，由于这些技术套管大，采取措施后能采出的水量也大，更适宜开发利用。④按技术套管程度，如果要用技术套管做出水，技术套管就必须将其内部的油层套管拔出，这就要求必须取得该井的固井质量图，察看其技术套管外水泥固井情况。

[0060] 选择位于东营市西城区油气集输公司院内一口编号为河57-Xb报废生产井，该井1989年10月12日完井，在2156.9m见油层1层5m，1990年2月16日投产，1994年9月批准报废，累计生产原油4792t。该井深2310m。在沙河街组三段内终孔。经过分析确定对该井所在的沙一段上部1825-1840m计15m；东三段1756-1764m计8m；东一段1530-1546m计16m三层进行试水。

[0061] (2)下钻杆在油层套管内通井，通井深度至设计水层位置下100m后进行声波测井，以确定井下情况是否正常。

[0062] (3)如通井深度范围内没有异常，对河57-Xb井进行处理。设置人工井底2286m，井壁水泥返高1370m(图5)。防止井内残余油气及污水上窜。

[0063] (4)割断井内人工井底以上部分油层套管并提出，再次通井至人工井底。对人工井底以上井筒在油气开发时曾射过孔的层位进行挤水泥封堵，在油井原采油层段先注射油井膨胀水泥浆，后注入加促凝剂和水玻璃的油井水泥砂浆封堵，当油井专用水泥浆高压注入采空油层后，在油层与井壁外迅速膨胀、凝固达到封井效果；尔后对原采油层井内封堵，灌注水玻璃混凝土砂浆，至遴选最下部地热取水层段的底板，完成封井工艺.

[0064] (5)对设计取水层段进行射孔，一般情况下，高度为1m的环形井壁内不少于20个射孔。根据砂层的富水状况，射孔层厚不等。然后分别对三层开采利用热储层进行射孔处理，射孔数为32-64孔/m(图6).(目前，射孔技术在石油行业的应用及侧钻技术在水文地质方面的应用，都属于比较成熟的技术，但引用到弃用油气井中的地热资源及卤水开发还仅仅是开始。应用射孔技术为地热资源及卤水开发提供了一种新的方法。由于华北拗陷区的新近纪馆陶组、古近纪东营组、沙河街组热储层普遍发育，且赋水性好，渗透性高，水量较大(单井一般＞60m3/h)，水温较高(一般＞60℃)，可以用于采暖、种植、养殖、洗浴等多种用途，具有较高的利用价值，如果能够充分利用废弃油气井进行射孔、侧钻改造，开发地热资源和卤水资源，可以加快地热资源和卤水资源的开发利用。射孔技术是石油行业的关键技术，其在地热开发中的成功应用，是一种行业技术的横向突破。热水井射孔是指利用射孔器，射穿技术套管及套管水泥环直至地层，沟通井筒与含水层间的流体通道的整个过程。射孔技术在石油行业领域是比较成熟的技术，但引用到油田报废井中的地热开发还仅仅是开始，为地热资源的开发，特别在废油井地热改造及处理目的层无水情况下，提供了一种新方法，节约了大笔投资。热水井射孔技术的成功应用，提供了一些水井射孔经验。)

[0065] (6)对不符合下泵要求的技术套管进行泵室改造，从深度为300m处割断原技术套管并提出，套入符合下泵要求的新技术套管，高度为320m，并封堵两管之间的环形空间。

[0066] (7)对施工后的井进行冲砂洗井，必要时可进行化学洗井。在洗井效果不理想时，可使用压裂技术或定向压裂技术。

[0067] (8)抽水试验：计算地热地质参数，计算地热可采资源量，同时采取地热流体样做化学分析鉴定；

[0068] ①试验方法

[0069] 试验采用120深井泵抽水，泵深600m。每组试验时间为8-16h，试验时对涌水量、水温和气温进行观测，其中涌水量的观测频率为：试验开始60分钟内，10分钟观测1次；60～120分钟，30分钟观测1次；120分钟以后，60分钟观测1次。水温和气温的观测频率为：4小时。
试验中，绘制涌水量曲线，当涌水量基本稳定，涌水量的波动值不超过正常流量的5％时结束试验。

[0070] ②试验结果

[0071] 本次试验对沙一段、东三段、东一段分别进行，抽水试验结果见表1。其中沙一段取水段埋深1825-1840m，静水位标高-237m，抽水降深92m，涌水量457.1m3/d，井口水温67.8℃。本层段主要受石油开采的影响，静液面较低，不适宜长期开采。

[0072] 表1 抽水试验结果表

[0073]

[0074] 东三段取水段埋深1756-1764m，静水位标高-4.3m，涌水量540.6m3/d，井口水温65.6℃；东一段取水段埋深1530-1546m，涌水量610.6m3/d，井口水温63.5℃。东营组热储层，埋藏深度较浅，地热流体静液面埋深小，适合长期开采。

[0075] ③效益分析

[0076] 只要油田报废井的地面设施配套，井下技术套管完整，只需简单的改造作业即可利用，据估算每利用一口废油井可节约钻井、设备投资100-150万元。如果能够利用40口废油井开发地热资源，将节省投资4000-6000万元。若每口井产液60m3/h计算，则年产热水2102.4×104m3，可排放热量4.445×1012J，应用于医疗疗养、供暖等方面，可产生较高的经济效益。

[0077] (9)对经过废弃井改造地热开采试验评价有开采意义的井直接建成地热井，办理有关地热资源开采手续投入生产。

[0078] 2、改为卤水井的技术方法

[0079] 胜利油田在长期的勘探开采过程中，在东营地区发现了大型的盐岩、深层卤水矿床。东营凹陷断层发育，构造复杂，断层多，断块小。东营中央隆起带又是东营凹陷断层最发育地区，每个断块往往是一个独立单元，不同断块的井之间连通较差，互相影响不大，采卤与采油矛盾不大。为充分利用油田废井，发挥沿海滩涂资源优势，尽快将资源优势转化为经济优势.要将可利用的部分油田报废井改造为深层卤水井。主要改造步骤如下：

[0080] (1)选择合适的油田报废井。油田报废井数量众多，报废原因复杂多样，由于各种原因，部分废井不能进行提卤试验。首先要从报废油中选出可供利用的试验井，要对众多油田报废井进行认真分析，对所选油田报废井从井身结构、井内状况、卤水层位、报废原因、试油期间的水性分析，卤水层孔隙度、砂体面积、地质储量、与周围生产井的连通情况及井口地面状况进行全面分析。应用地球物理测井资料划分卤水层位，确定射孔位置，对所选试验井绘出卤水层位图、卤水平面分布图，从油田报废井中选出可供利用的试验井。在地质调查的基础上，通过收集资料，对区内油田报废井进行了了解，对重点井进行了分析研究，根据区内卤水分布埋藏条件，确定了东营市西城胜华地区的营65井、东城地区的莱52井作为深层卤水开采试验孔.

[0081] (2)选定合适的卤水层改造试验层位。认真分析原试验井成井资料，全面落实钻井结构和地层结构。经过对试验井附近的地层、构造资料的分析研究，了解了试验井卤水层的分布情况，参考地层孔隙度和渗透率，确定试验井的试验层位。

[0082] 营65井位于西城内，属东辛采油厂，井深2943.42m。本井卤水层埋深较浅，单层砂体厚度大。在2472-2523m范围内分布着三层，共计27.8m厚的卤水层。(见表2)。

[0083] 营65深层卤水具有无色、无嗅、极咸的特点，总矿化度在200g/l以上。

[0084] 表2 营65井卤水层厚度表

[0085]

[0086] 莱52井位于东城东，东辛采油厂三矿轻烃站西侧，井深2676.66m。本井卤水层埋深较深，单层砂体厚度较大。在2610-2674m范围内分布着五层，共计25m厚的卤水层(见表3)。

[0087] 莱52井深层卤水具有无色、无嗅、极咸的特点，总矿化度在100g/l以上。

[0088] 表3 莱52井卤水层厚度表

[0089]

[0090] (3)进行封井。由于卤水层位埋深于油气层下部，对原射开油气层采用封隔器进行封闭，一般使用钻杆把封隔器下入到原射开的油气层固定好，使胶皮筒膨胀密封油、技术套管环形空间，使油层和卤水层完全隔绝，达到完全封闭处理效果。

[0091] (4)对卤水层位进行射孔。设置人工井底(图7)。选择已经选定的卤水层位进行射孔处理。卤水层射孔采用油田采油作业用的89型射孔枪，一般射孔数为32-64孔/m。

[0092] (5)根据具体情况选择适合的电泵对卤水层试验段进行提卤试验。

[0093] 1)试验方法

[0094] ①提油机提卤试验

[0095] 对营65试验井，采用D56泵进行试验，泵冲程2.4m，冲次：9次。试验泵深1398m，提卤量72m3/d。对莱52试验井，采用D56泵进行试验，泵冲程3m，冲次：9次。试验泵深1400m，提卤量70m3/d。

[0096] ②电潜泵提卤试验

[0097] 对莱52试验井，采用了D250电潜泵进行试验，试验泵深1800m，提卤量200m3/d。

[0098] 2)试验结果

[0099] 在试验中采用电潜泵、提油机进行了提卤试验，对沙二段、沙四段不同层位进行了开采.在采卤过程中，每口井都伴有少量天然气采出。在试验中每口井都是采用多层卤水合采，单井矿化度为几层卤水的综合矿化度。因各层渗透率不同，试验井在开采过程中矿化度有较大变化。一般是从射孔后开采一段时间，有小的下降，以后浓度稳定，有些井虽长期开采矿化度并无变化。

[0100] 根据试验资料，卤水静液面一般在300-500m，最低900m，利用提油机提取动液面一般在500-700m之间，利用电潜泵提取动液面一般在700-900m之间。井与井之间的渗透率相差很大，产液量变化较大。营65井卤水层孔隙度24％，在提取过程中渗透比较好，动液面与静液面相差100m左右，出水稳定。

[0101] 3)效益分析

[0102] 只要油田报废井的地面设施配套，井下技术套管完整，只需简单作业即可利用，据估算每利用一口废油井可节约钻井、设备投资200-250万元。如建一大型卤水盐场，利用废油井40口，则可节省投资8000-10000万元。

[0103] 4)另外，由于在提取高浓度卤水过程中，由于提取设备、输卤管线被锈蚀的情况比较严重，特别是井口部分如有渗漏锈蚀更为严重，为发挥废井再利用的综合经济效益，减少在采卤过程中设备的锈蚀，在条件许可情况下可对达不到工业油流的低产油田报废井，进行报废油层、卤水层合采及井口分离设备防腐试验，在采出大量卤水的同时，可采出少量原油，充分发挥油田报废井再利用的综合经济效益，同时又使设备内壁形成油膜保护层，减少了提取设备与输卤管线的锈蚀，为保证卤水质量，油卤分离可采用四级油水自然分离、滩晒浓缩净化等方法。

[0104] (6)对经提卤试验评价有开采意义的井直接建成提卤井，办理有关取卤水手续投入生产。

[0105] 对于本领域技术人员而言，显然本发明不限于上述示范性实施例的细节，而且在不背离本发明的精神或基本特征的情况下，能够以其他的具体形式实现本发明。因此，无论从哪一点来看，均应将实施例看作是示范性的，而且是非限制性的，本发明的范围由所附权利要求而不是上述说明限定，因此旨在将落在权利要求的等同要件的含义和范围内的所有变化囊括在本发明内。

[0106] 此外，应当理解，虽然本说明书按照实施方式加以描述，但并非每个实施方式仅包含一个独立的技术方案，说明书的这种叙述方式仅仅是为清楚起见，本领域技术人员应当将说明书作为一个整体，各实施例中的技术方案也可以经适当组合，形成本领域技术人员可以理解的其他实施方式。

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