沈陽油田長停井復產技術研究

摘要：受地質條件復雜影響，SY油田長停井井數多，影響油田開發效果，為此開展長停井復產技術研究，通過與重大開發試驗、注水專項治理、產能建設、滾動勘探以及與天然氣開發等工作相結合，優選潛力大井恢復生產，取得較好效果，階段累增油4.64萬噸，低油價下實現油藏高質量開發，對于同類油藏的開發具有一定指導意義。

主題詞：沈陽油田? ?長停井復產? ?技術研究

1.概況

SY油田油田是一個多物源、多巖性、多斷裂、多層系地質條件復雜的油氣田，油田地質條件的復雜性決定了長停井長停原因的多樣性。

一是SY油田長停井數多，時間跨度大，停產原因多。截至2020年底，SY采油廠共有各類長停井527口，占總井數20.4%。其中油氣井450口，占油氣井總數22.2% ;注水井77口，占注入井總數14.0%。

二是SY油田長停井類型多，恢復潛力大，恢復意義大。長停產井主要集中在注水開發油藏，稀油油藏長停井數多于高凝油油藏，從油藏類型上來看，中高滲油藏長停井占多數，井型以直井為主，其次為側鉆井，長停水平井較少。

2.難點

SY油田多年來持續開展“地質大調查”工作，盡管長停井治理恢復取得了一定的成效，但仍難滿足油田高效開發的需要，如何將“瓶頸”變為“突破口”，需要攻克儲層接替潛力貧乏、主力油層水淹嚴重、優勢滲流通道發育、復雜斷塊斷裂發育等難題，為長停井恢復實現效益增產提高保障。

3.主要研究內容

3.1應用測井二次解釋技術恢復長停井，老井試油帶動勘探增儲

加強三老資料復查，以測井資料二次解釋為手段，開展老資料精細評價，重新研究儲層“四性”關系，針對不同區塊不同層位建立新的相應解釋模型和油氣識別圖版。圍繞新增儲量區擴邊研究，加強老井再評價，實施老井試油，推進老資料再評價工作，老井試油井獲得工業油流，為下步深入評價提供依據。Q32為358-268區塊南部的一口老探井，2016年投產后，于2013年低產關井，2018年對該井重新試油試采，2019年1月老井試采投產，初期日產油4.3t，目前日產油3.4t，累產油1110t。

3.2通過油藏精細描述技術恢復長停井，帶動區塊建產能

J59塊于1988年建產，投產油井6口，2014年底區塊開井2口，日產油由最高83噸下降到1.8噸，己近廢棄。通過油藏精細描述，采用側鉆挖潛構造高部位剩余油，J73171于2015年2月側鉆恢復后，初期日產油6.9t，累增油1615t，帶動區塊新建產能井4口，實施后均收到較好的效果。近年來，先后在S24塊、S95塊等區塊，通過7口長停井的恢復帶動落實產能井49口，帶動新建產能5.5萬噸。

3.3利用儲層評價二次解釋技術恢復長停井，實現低滲砂巖[4]儲層接替

結合核磁新方法對儲層進行二次評價，分析認為S257砂巖S4下底部低油和部分干層、水層為潛力層，認識到該塊S4下底部存在一套儲層接替潛力層。針對S257砂巖S4下底部多解釋為干層未動用，應用核磁新方法進行儲層評價二次解釋，對新識別潛力層實施儲層接替，共實施5口井，階段累增油1100噸。

3.4加強井組分析，利用長停井恢復完善注采對應關系

一是通過側鉆加深技術恢復長停井，完善縱向上注采對應關系。針對S84-AN12塊部分上層系井長停，局部注采井網不完善的問題，2014年以來，利用側鉆加深恢復6口井，完善完善縱向注采對應關系，提高水驅動用程度0.4%，新增水驅動用儲量33萬噸，累增油6142噸。

二是恢復長停注水井，完善平面注采井網，提高對應油井產量。B37-K24井2017年6月轉注后注不進停注，井區處于有采無注的狀態，2018年6月大修鉆砂面后復注，初期日注水30方，完善了注采井網，對應油井BT-H21液量已回升，對應BT-H5Z產油量也有所上升。

三是通過油水井同步恢復，完善注采井網，進一步保證長停復產效果。2016年2月S233井區油井撈油長停，2018年選取地層壓力恢復好、注水受效明顯的S628-6-10復產，初期日產油9.6噸，目前日產油3.8噸，累增油341噸，同時復注S233井穩定井區地層壓力，保持了復產效果。

四是通過停產井堵水恢復長停井，完善注采對應關系。以J67-255為例，該井位于J67-155井組，日注121m3、日產液91.2t、含水97.1%、注采比1.33，遠高于合理注采比，水驅單方向受效，井組水淹加劇。為完善平面注采關系，2018年1月進行堵水恢復，階段增油340。

3.5 現場實施效果

一是助力了老區穩產。近五年，通過與重大開發試驗、注水專項治理、產能建設、滾動勘探等工作相結合，累計恢復各類長停油氣井257口，累計年增油4.64萬噸，平均年增油0.9萬噸，為油田穩產上產做出了貢獻。

二是提升了油田開發指標。近五年，累計恢復各類長停油氣井257口，累計恢復長停注水井60口，平均每年恢復油氣水井50口井左右，在提高油水井開井率的同時，進一步提高了水驅動用儲量。

三是實現了效益增產。2015年以來，長停井恢復大修、壓裂、側鉆等高投入措施，由年實施34口下降到10口;高效措施由年實施29口上升到45口，平均單井投入由92萬元下降到46萬元，平均單井投資回收期由2.3年下降到1.2年。

4.結論和建議

（1）通過與注水專項治理結合，由研究單井恢復轉向研究井組潛力，通過多種方法恢復、完善井組注采井網，可進一步提高長停井恢復效果，實現由單井恢復向井組恢復的轉變。

（2）采取長停井側鉆完善井區注采井網的思路，通過長停井側鉆恢復油井產能，改善區塊注采關系，完善注采井網，可進一步提高油藏開發水平。

（3）通過合理注采參數研究，在合理注采參數指導下，找準出水層段，對部分高含水井實施堵水恢復，可取得顯著效果。

參考文獻：

[1]孫魯平.非均質儲層測井二次解釋以遼河GS油田為例[J].石油天然氣學報，2009（04）.

[2]王勝利等. 論精細油藏描述[J]. 特種油氣藏，2010（04）.

[3]白鳳坤等. 低油價下特高含水后期油藏動態管理方法[J].山東化工，2018（19）.

作者簡介：任鐵映，男，1985年03月出生，遼寧省沈陽市，漢族，工程師，2008年畢業于大慶石油學院資源勘查工程，現于遼河油田沈陽采油廠從事地質開發工作。

遼河油田沈陽采油廠 遼寧 沈陽 110316