渤南油田停產井治理對策研究

蔣紅梅

(勝利油田 河口采油廠，山東 東營 257200)

針對低油價、新常態，作為油藏經營管理責任主體，管理區在油藏開發中突出“價值引領、效益導向”，堅持油藏經營價值最大化，算清效益賬、多干效益活、多產效益油。近年來，渤南油田面臨的開發問題主要有以下幾個方面：一是新區陣地少，資源接替難度大；二是老區剩余油分布零散，挖潛難度大；三是低產井增多，管理難度大。面對艱難的開發形勢，管理五區把目光放在了老區上。由于渤南油田已處于開發后期，開發成本極高，產出比低。為了進一步提升老區油藏效益，在搞好老井穩產、增產的同時，管理區結合生產實際，將停產井的恢復治理作為開源節流、降本增效的重要措施，并將其作為油藏開發的重點工作之一。

1 停產井現狀

渤南油田作為以低滲透油藏為主的大型油田，經過40余年的開發，由于地質條件、開發、井況等諸多因素影響，停產井逐年增多。采油管理五區335口油井中，生產井有148口，占總油井的44.2%；廢棄井有68口，占總油井的20.3%；停產井有119口，占總油井的35.5%，停產井比例相當大。停產井的大量存在，造成了自然遞減居高不下，注采對應關系遭到嚴重破壞，致使平面上注采井網二次不完善，地層壓降逐年加大，儲量控制程度變差，水驅儲量、可采儲量損失較大，削弱了老油田的穩產基礎，同時也造成了大量閑置資產和資源的浪費，給油田穩產帶來很大的困難[1]。

對停產井分油藏單元進行統計，結果見表1。從表1可知，高滲透區塊的停產井占比相對較??；低滲透單元停產井占據了較大比例。有78口停產井集中在渤南五區、義99井區和渤南六區等低滲透單元。其中，渤南五區有停產井51口，占渤南五區總油井的56.04%；義99井區有停產井16口，占義99井區總油井的61.54%；渤南六區有停產井11口，占渤南六區總油井的39.29%。

表1 停產井分單元統計表

2 停產原因分析

對停產井主要停產原因進行統計分析，見表2。

表2 停產原因統計表

從表2中可以看出，造成油井長期停產的主要原因可以歸納為3個方面：

2.1 低產低效關停

管理區所轄油藏地質條件復雜。平面上、縱向上油層物性、原油性質等差異較大，非均質性強，尤其是低滲透單元的大面積存在，是導致低產低效關井多的一大客觀因素。造成油井低產低效關井的原因主要有以下幾個方面：

1)儲層物性差，水井注不進，油井采不出；

2)油水井連通性差，難以注水受效，油井長期能量不足；

3)低產躺井后，無檢泵恢復價值。

2.2 高含水無效關停

管理五區油井綜合含水高達93%。對于可采儲量采出程度較高的注水開發油田，綜合含水上升是不可避免的。目前管理區生產井中高含水油井比例大，其中含水大于90%的油井占開油井數的50%；含水大于95%的特高含水油井占開油井數的35.1%。在119口長停井中，有17口是因為高含水關井的，占停產總井數的14.3%。由此可見，高含水水淹是造成油井停產的又一個主要原因。

2.3 作業污染不出關停

對于低滲透地層，在作業過程中，由于外來液體與地層流體在油層中發生各種化學反應引起結垢或沉淀，容易造成油層堵塞，從而引起油層有效滲透率的下降[2]。調查顯示，有18口井由于地層污染導致作業后不出關停。

3 潛力評價

新常態下，經濟可采儲量保值必須以保證層系、井網完整性為基礎，重新認識長停井潛力實現油田可持續發展勢在必行。開展停產井治理，不僅能盤活資源、資產兩個存量，而且能為油田培育新的產量效益增長點[3]。為確保停產井的治理效果，通過將停產井治理和經營管理相結合，開展經濟效益評價，優化治理方案。按效益排隊治理長停井，實現閑置資產盤活創效的同時，提升油藏生產能力，提高老井穩產水平，夯實穩產基礎。

3.1 圈定治理目標

停產井治理的首要任務是開展油井地下產能潛力分析，按照“先好后差，先易后難”的原則圈定治理目標[4]。從4個方面開展了潛力分析：

1)油藏地質再認識，借助工藝技術進步治理長停井，恢復難動用儲量；

2)精細單砂體刻畫和剩余油分布研究，有效指導老油田長停井治理；

3)轉變開發思路，重組開發層系，有效動用薄、差層等非主力層；

4)老井復查，重新認識油水關系，突破后帶動停產井恢復與增儲建產。

3.2 評價治理潛力

根據2014年至2018年油井措施效果，按照油井措施產出投入比(即：實際增油量所創效益/總投入)的關系，將油井的產出投入比分為四類，見表3。

根據產出投入比分類，在對所有長停井開展恢復投入與增油效果預測的基礎上，開展經濟評價。根據評價結果，一類油井(11口)可直接恢復生產；二類油井(12口)在進一步開展評價的基礎上部分恢復；三類油井(5口)恢復的風險較大，要在開展大量研究的基礎上謹慎恢復；四類油井(91口)在目前經濟形勢下還不宜恢復[5]。

表3 油井措施投入產出比分類表

4 治理對策及效果

4.1 治理對策

結合潛力評價結果，對四類停產井實施分類治理。按照油藏開發整體考慮、協同驅油的方式，從縱向、平面兩個方向盤活老區資源。

1)停產井恢復與井網完善相結合。按照“單井-井組-油藏”的思路，分步治理。主要優選一類、二類井通過直接開井或檢泵恢復的方式恢復生產。為保障停產井恢復后的生產能力，分步完善井網。一是以水帶油。通過轉注，建立注水井點，為后續油井恢復奠定能量基礎；同時，在注水井附件恢復同層系潛力油井，建立注采井網。二是以點帶面。停產井恢復后，根據砂體井網情況，建立注水井點，實現砂體內油井的長效穩產。

2)單井措施挖潛與油藏綜合治理相結合。一是在油藏精細描述研究的基礎上，對一類、二類井中有潛力層的井實施補孔等低成本措施。二是以油藏開發為需求，以經濟效益為導向，重建注水管網，實現地面恢復驅動地下恢復。以渤南五區為例，以N18#、40#注水站為支點，通過效益分析，確定注水井點。在地面恢復的情況下，恢復地下井網。

3)生產管理與經營管理相結合。針對三類、四類產出投入比低的停產井，將生產管理和經營管理相結合，從兩個方向實施挖潛治理：一是以間開方式恢復生產。對于前期因能量問題關停的部分井，通過日常停產井壓力、靜液面等資料的跟蹤，1～7月優選了8口井以間開的形式恢復生產，累增油量491 t。二是停產井替油。通過與生產歷史和生產現場相結合，摸排無恢復潛力井的出液周期和替油規律，將替油工作精細化。1～7月，管理區共實施停產井替油50井次，累替油量326 t，平均單井次替油量3.4 t。

4.2 治理效果

通過實施以上對策，2019年1～7月共實現利潤402.37萬元。其中，恢復停產油井15口(見表4)，階段累增油2 613 t，實現階段利潤340.43萬元；同時，1～7月實施停產井替油50井次，累替油量326 t，實現利潤61.94萬元。

表4 2019年停產井治理效果統計表

5 結論

1)停產井停產原因和恢復潛力的分析是對停產井和油藏再認識的過程；

2)通過將停產井治理和油藏經營管理相結合，開展經濟效益評價，優化治理方案，保障了停產井治理效果，實現了閑置資產盤活創效；

3)通過油藏精細研究，積極開展老區停產井治理，從而進一步提高老區剩余經濟可采儲量。