渤南油田停产井治理对策研究

时间：2024-07-28

蒋红梅

(胜利油田河口采油厂，山东东营 257200)

针对低油价、新常态，作为油藏经营管理责任主体，管理区在油藏开发中突出“价值引领、效益导向”，坚持油藏经营价值最大化，算清效益账、多干效益活、多产效益油。近年来，渤南油田面临的开发问题主要有以下几个方面：一是新区阵地少，资源接替难度大；二是老区剩余油分布零散，挖潜难度大；三是低产井增多，管理难度大。面对艰难的开发形势，管理五区把目光放在了老区上。由于渤南油田已处于开发后期，开发成本极高，产出比低。为了进一步提升老区油藏效益，在搞好老井稳产、增产的同时，管理区结合生产实际，将停产井的恢复治理作为开源节流、降本增效的重要措施，并将其作为油藏开发的重点工作之一。

1 停产井现状

渤南油田作为以低渗透油藏为主的大型油田，经过40余年的开发，由于地质条件、开发、井况等诸多因素影响，停产井逐年增多。采油管理五区335口油井中，生产井有148口，占总油井的44.2%；废弃井有68口，占总油井的20.3%；停产井有119口，占总油井的35.5%，停产井比例相当大。停产井的大量存在，造成了自然递减居高不下，注采对应关系遭到严重破坏，致使平面上注采井网二次不完善，地层压降逐年加大，储量控制程度变差，水驱储量、可采储量损失较大，削弱了老油田的稳产基础，同时也造成了大量闲置资产和资源的浪费，给油田稳产带来很大的困难[1]。

对停产井分油藏单元进行统计，结果见表1。从表1可知，高渗透区块的停产井占比相对较小；低渗透单元停产井占据了较大比例。有78口停产井集中在渤南五区、义99井区和渤南六区等低渗透单元。其中，渤南五区有停产井51口，占渤南五区总油井的56.04%；义99井区有停产井16口，占义99井区总油井的61.54%；渤南六区有停产井11口，占渤南六区总油井的39.29%。

表1 停产井分单元统计表

2 停产原因分析

对停产井主要停产原因进行统计分析，见表2。

表2 停产原因统计表

从表2中可以看出，造成油井长期停产的主要原因可以归纳为3个方面：

2.1 低产低效关停

管理区所辖油藏地质条件复杂。平面上、纵向上油层物性、原油性质等差异较大，非均质性强，尤其是低渗透单元的大面积存在，是导致低产低效关井多的一大客观因素。造成油井低产低效关井的原因主要有以下几个方面：

1)储层物性差，水井注不进，油井采不出；

2)油水井连通性差，难以注水受效，油井长期能量不足；

3)低产躺井后，无检泵恢复价值。

2.2 高含水无效关停

管理五区油井综合含水高达93%。对于可采储量采出程度较高的注水开发油田，综合含水上升是不可避免的。目前管理区生产井中高含水油井比例大，其中含水大于90%的油井占开油井数的50%；含水大于95%的特高含水油井占开油井数的35.1%。在119口长停井中，有17口是因为高含水关井的，占停产总井数的14.3%。由此可见，高含水水淹是造成油井停产的又一个主要原因。

2.3 作业污染不出关停

对于低渗透地层，在作业过程中，由于外来液体与地层流体在油层中发生各种化学反应引起结垢或沉淀，容易造成油层堵塞，从而引起油层有效渗透率的下降[2]。调查显示，有18口井由于地层污染导致作业后不出关停。

3 潜力评价

新常态下，经济可采储量保值必须以保证层系、井网完整性为基础，重新认识长停井潜力实现油田可持续发展势在必行。开展停产井治理，不仅能盘活资源、资产两个存量，而且能为油田培育新的产量效益增长点[3]。为确保停产井的治理效果，通过将停产井治理和经营管理相结合，开展经济效益评价，优化治理方案。按效益排队治理长停井，实现闲置资产盘活创效的同时，提升油藏生产能力，提高老井稳产水平，夯实稳产基础。

3.1 圈定治理目标

停产井治理的首要任务是开展油井地下产能潜力分析，按照“先好后差，先易后难”的原则圈定治理目标[4]。从4个方面开展了潜力分析：

1)油藏地质再认识，借助工艺技术进步治理长停井，恢复难动用储量；

2)精细单砂体刻画和剩余油分布研究，有效指导老油田长停井治理；

3)转变开发思路，重组开发层系，有效动用薄、差层等非主力层；

4)老井复查，重新认识油水关系，突破后带动停产井恢复与增储建产。

3.2 评价治理潜力

根据2014年至2018年油井措施效果，按照油井措施产出投入比(即：实际增油量所创效益/总投入)的关系，将油井的产出投入比分为四类，见表3。

根据产出投入比分类，在对所有长停井开展恢复投入与增油效果预测的基础上，开展经济评价。根据评价结果，一类油井(11口)可直接恢复生产；二类油井(12口)在进一步开展评价的基础上部分恢复；三类油井(5口)恢复的风险较大，要在开展大量研究的基础上谨慎恢复；四类油井(91口)在目前经济形势下还不宜恢复[5]。

表3 油井措施投入产出比分类表

4 治理对策及效果

4.1 治理对策

结合潜力评价结果，对四类停产井实施分类治理。按照油藏开发整体考虑、协同驱油的方式，从纵向、平面两个方向盘活老区资源。

1)停产井恢复与井网完善相结合。按照“单井-井组-油藏”的思路，分步治理。主要优选一类、二类井通过直接开井或检泵恢复的方式恢复生产。为保障停产井恢复后的生产能力，分步完善井网。一是以水带油。通过转注，建立注水井点，为后续油井恢复奠定能量基础；同时，在注水井附件恢复同层系潜力油井，建立注采井网。二是以点带面。停产井恢复后，根据砂体井网情况，建立注水井点，实现砂体内油井的长效稳产。

2)单井措施挖潜与油藏综合治理相结合。一是在油藏精细描述研究的基础上，对一类、二类井中有潜力层的井实施补孔等低成本措施。二是以油藏开发为需求，以经济效益为导向，重建注水管网，实现地面恢复驱动地下恢复。以渤南五区为例，以N18#、40#注水站为支点，通过效益分析，确定注水井点。在地面恢复的情况下，恢复地下井网。

3)生产管理与经营管理相结合。针对三类、四类产出投入比低的停产井，将生产管理和经营管理相结合，从两个方向实施挖潜治理：一是以间开方式恢复生产。对于前期因能量问题关停的部分井，通过日常停产井压力、静液面等资料的跟踪，1～7月优选了8口井以间开的形式恢复生产，累增油量491 t。二是停产井替油。通过与生产历史和生产现场相结合，摸排无恢复潜力井的出液周期和替油规律，将替油工作精细化。1～7月，管理区共实施停产井替油50井次，累替油量326 t，平均单井次替油量3.4 t。