渤南油田停產(chǎn)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(tài)，作為油藏經(jīng)營管理責(zé)任主體，管理區(qū)在油藏開發(fā)中突出“價值引領(lǐng)、效益導(dǎo)向”，堅持油藏經(jīng)營價值最大化，算清效益賬、多干效益活、多產(chǎn)效益油。近年來，渤南油田面臨的開發(fā)問題主要有以下幾個方面：一是新區(qū)陣地少，資源接替難度大；二是老區(qū)剩余油分布零散，挖潛難度大；三是低產(chǎn)井增多，管理難度大。面對艱難的開發(fā)形勢，管理五區(qū)把目光放在了老區(qū)上。由于渤南油田已處于開發(fā)后期，開發(fā)成本極高，產(chǎn)出比低。為了進(jìn)一步提升老區(qū)油藏效益，在搞好老井穩(wěn)產(chǎn)、增產(chǎn)的同時，管理區(qū)結(jié)合生產(chǎn)實際，將停產(chǎn)井的恢復(fù)治理作為開源節(jié)流、降本增效的重要措施，并將其作為油藏開發(fā)的重點工作之一。

1 停產(chǎn)井現(xiàn)狀

渤南油田作為以低滲透油藏為主的大型油田，經(jīng)過40余年的開發(fā)，由于地質(zhì)條件、開發(fā)、井況等諸多因素影響，停產(chǎn)井逐年增多。采油管理五區(qū)335口油井中，生產(chǎn)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(chǎn)井有119口，占總油井的35.5%，停產(chǎn)井比例相當(dāng)大。停產(chǎn)井的大量存在，造成了自然遞減居高不下，注采對應(yīng)關(guān)系遭到嚴(yán)重破壞，致使平面上注采井網(wǎng)二次不完善，地層壓降逐年加大，儲量控制程度變差，水驅(qū)儲量、可采儲量損失較大，削弱了老油田的穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)，同時也造成了大量閑置資產(chǎn)和資源的浪費，給油田穩(wěn)產(chǎn)帶來很大的困難[1]。

對停產(chǎn)井分油藏單元進(jìn)行統(tǒng)計，結(jié)果見表1。從表1可知，高滲透區(qū)塊的停產(chǎn)井占比相對較?。坏蜐B透單元停產(chǎn)井占據(jù)了較大比例。有78口停產(chǎn)井集中在渤南五區(qū)、義99井區(qū)和渤南六區(qū)等低滲透單元。其中，渤南五區(qū)有停產(chǎn)井51口，占渤南五區(qū)總油井的56.04%；義99井區(qū)有停產(chǎn)井16口，占義99井區(qū)總油井的61.54%；渤南六區(qū)有停產(chǎn)井11口，占渤南六區(qū)總油井的39.29%。

表1 停產(chǎn)井分單元統(tǒng)計表

2 停產(chǎn)原因分析

對停產(chǎn)井主要停產(chǎn)原因進(jìn)行統(tǒng)計分析，見表2。

表2 停產(chǎn)原因統(tǒng)計表

從表2中可以看出，造成油井長期停產(chǎn)的主要原因可以歸納為3個方面：

2.1 低產(chǎn)低效關(guān)停

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

1)儲層物性差，水井注不進(jìn)，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(chǎn)躺井后，無檢泵恢復(fù)價值。

2.2 高含水無效關(guān)停

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

2.3 作業(yè)污染不出關(guān)停

對于低滲透地層，在作業(yè)過程中，由于外來液體與地層流體在油層中發(fā)生各種化學(xué)反應(yīng)引起結(jié)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(diào)查顯示，有18口井由于地層污染導(dǎo)致作業(yè)后不出關(guān)停。

3 潛力評價

新常態(tài)下，經(jīng)濟(jì)可采儲量保值必須以保證層系、井網(wǎng)完整性為基礎(chǔ)，重新認(rèn)識長停井潛力實現(xiàn)油田可持續(xù)發(fā)展勢在必行。開展停產(chǎn)井治理，不僅能盤活資源、資產(chǎn)兩個存量，而且能為油田培育新的產(chǎn)量效益增長點[3]。為確保停產(chǎn)井的治理效果，通過將停產(chǎn)井治理和經(jīng)營管理相結(jié)合，開展經(jīng)濟(jì)效益評價，優(yōu)化治理方案。按效益排隊治理長停井，實現(xiàn)閑置資產(chǎn)盤活創(chuàng)效的同時，提升油藏生產(chǎn)能力，提高老井穩(wěn)產(chǎn)水平，夯實穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)。

3.1 圈定治理目標(biāo)

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

1)油藏地質(zhì)再認(rèn)識，借助工藝技術(shù)進(jìn)步治理長停井，恢復(fù)難動用儲量；

2)精細(xì)單砂體刻畫和剩余油分布研究，有效指導(dǎo)老油田長停井治理；

3)轉(zhuǎn)變開發(fā)思路，重組開發(fā)層系，有效動用薄、差層等非主力層；

4)老井復(fù)查，重新認(rèn)識油水關(guān)系，突破后帶動停產(chǎn)井恢復(fù)與增儲建產(chǎn)。

3.2 評價治理潛力

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

根據(jù)產(chǎn)出投入比分類，在對所有長停井開展恢復(fù)投入與增油效果預(yù)測的基礎(chǔ)上，開展經(jīng)濟(jì)評價。根據(jù)評價結(jié)果，一類油井(11口)可直接恢復(fù)生產(chǎn)；二類油井(12口)在進(jìn)一步開展評價的基礎(chǔ)上部分恢復(fù)；三類油井(5口)恢復(fù)的風(fēng)險較大，要在開展大量研究的基礎(chǔ)上謹(jǐn)慎恢復(fù)；四類油井(91口)在目前經(jīng)濟(jì)形勢下還不宜恢復(fù)[5]。

表3 油井措施投入產(chǎn)出比分類表

4 治理對策及效果

4.1 治理對策

結(jié)合潛力評價結(jié)果，對四類停產(chǎn)井實施分類治理。按照油藏開發(fā)整體考慮、協(xié)同驅(qū)油的方式，從縱向、平面兩個方向盤活老區(qū)資源。

1)停產(chǎn)井恢復(fù)與井網(wǎng)完善相結(jié)合。按照“單井-井組-油藏”的思路，分步治理。主要優(yōu)選一類、二類井通過直接開井或檢泵恢復(fù)的方式恢復(fù)生產(chǎn)。為保障停產(chǎn)井恢復(fù)后的生產(chǎn)能力，分步完善井網(wǎng)。一是以水帶油。通過轉(zhuǎn)注，建立注水井點，為后續(xù)油井恢復(fù)奠定能量基礎(chǔ)；同時，在注水井附件恢復(fù)同層系潛力油井，建立注采井網(wǎng)。二是以點帶面。停產(chǎn)井恢復(fù)后，根據(jù)砂體井網(wǎng)情況，建立注水井點，實現(xiàn)砂體內(nèi)油井的長效穩(wěn)產(chǎn)。

2)單井措施挖潛與油藏綜合治理相結(jié)合。一是在油藏精細(xì)描述研究的基礎(chǔ)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(fā)為需求，以經(jīng)濟(jì)效益為導(dǎo)向，重建注水管網(wǎng)，實現(xiàn)地面恢復(fù)驅(qū)動地下恢復(fù)。以渤南五區(qū)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(fù)的情況下，恢復(fù)地下井網(wǎng)。

3)生產(chǎn)管理與經(jīng)營管理相結(jié)合。針對三類、四類產(chǎn)出投入比低的停產(chǎn)井，將生產(chǎn)管理和經(jīng)營管理相結(jié)合，從兩個方向?qū)嵤┩跐撝卫恚阂皇且蚤g開方式恢復(fù)生產(chǎn)。對于前期因能量問題關(guān)停的部分井，通過日常停產(chǎn)井壓力、靜液面等資料的跟蹤，1～7月優(yōu)選了8口井以間開的形式恢復(fù)生產(chǎn)，累增油量491 t。二是停產(chǎn)井替油。通過與生產(chǎn)歷史和生產(chǎn)現(xiàn)場相結(jié)合，摸排無恢復(fù)潛力井的出液周期和替油規(guī)律，將替油工作精細(xì)化。1～7月，管理區(qū)共實施停產(chǎn)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(xiàn)利潤402.37萬元。其中，恢復(fù)停產(chǎn)油井15口(見表4)，階段累增油2 613 t，實現(xiàn)階段利潤340.43萬元；同時，1～7月實施停產(chǎn)井替油50井次，累替油量326 t，實現(xiàn)利潤61.94萬元。

表4 2019年停產(chǎn)井治理效果統(tǒng)計表

5 結(jié)論

1)停產(chǎn)井停產(chǎn)原因和恢復(fù)潛力的分析是對停產(chǎn)井和油藏再認(rèn)識的過程；

2)通過將停產(chǎn)井治理和油藏經(jīng)營管理相結(jié)合，開展經(jīng)濟(jì)效益評價，優(yōu)化治理方案，保障了停產(chǎn)井治理效果，實現(xiàn)了閑置資產(chǎn)盤活創(chuàng)效；

3)通過油藏精細(xì)研究，積極開展老區(qū)停產(chǎn)井治理，從而進(jìn)一步提高老區(qū)剩余經(jīng)濟(jì)可采儲量。