沈阳油田长停井复产技术研究

摘要：受地质条件复杂影响，SY油田长停井井数多，影响油田开发效果，为此开展长停井复产技术研究，通过与重大开发试验、注水专项治理、产能建设、滚动勘探以及与天然气开发等工作相结合，优选潜力大井恢复生产，取得较好效果，阶段累增油4.64万吨，低油价下实现油藏高质量开发，对于同类油藏的开发具有一定指导意义。

主题词：沈阳油田   长停井复产   技术研究

1.概况

SY油田油田是一个多物源、多岩性、多断裂、多层系地质条件复杂的油气田，油田地质条件的复杂性决定了长停井长停原因的多样性。

一是SY油田长停井数多，时间跨度大，停产原因多。截至2020年底，SY采油厂共有各类长停井527口，占总井数20.4%。其中油气井450口，占油气井总数22.2% ;注水井77口，占注入井总数14.0%。

二是SY油田长停井类型多，恢复潜力大，恢复意义大。长停产井主要集中在注水开发油藏，稀油油藏长停井数多于高凝油油藏，从油藏类型上来看，中高渗油藏长停井占多数，井型以直井为主，其次为侧钻井，长停水平井较少。

2.难点

SY油田多年来持续开展“地质大调查”工作，尽管长停井治理恢复取得了一定的成效，但仍难满足油田高效开发的需要，如何将“瓶颈”变为“突破口”，需要攻克储层接替潜力贫乏、主力油层水淹严重、优势渗流通道发育、复杂断块断裂发育等难题，为长停井恢复实现效益增产提高保障。

3.主要研究內容

3.1应用测井二次解释技术恢复长停井，老井试油带动勘探增储

加强三老资料复查，以测井资料二次解释为手段，开展老资料精细评价，重新研究储层“四性”关系，针对不同区块不同层位建立新的相应解释模型和油气识别图版。围绕新增储量区扩边研究，加强老井再评价，实施老井试油，推进老资料再评价工作，老井试油井获得工业油流，为下步深入评价提供依据。Q32为358-268区块南部的一口老探井，2016年投产后，于2013年低产关井，2018年对该井重新试油试采，2019年1月老井试采投产，初期日产油4.3t，目前日产油3.4t，累产油1110t。

3.2通过油藏精细描述技术恢复长停井，带动区块建产能

J59块于1988年建产，投产油井6口，2014年底区块开井2口，日产油由最高83吨下降到1.8吨，己近废弃。通过油藏精细描述，采用侧钻挖潜构造高部位剩余油，J73171于2015年2月侧钻恢复后，初期日产油6.9t，累增油1615t，带动区块新建产能井4口，实施后均收到较好的效果。近年来，先后在S24块、S95块等区块，通过7口长停井的恢复带动落实产能井49口，带动新建产能5.5万吨。

3.3利用储层评价二次解释技术恢复长停井，实现低渗砂岩[4]储层接替

结合核磁新方法对储层进行二次评价，分析认为S257砂岩S4下底部低油和部分干层、水层为潜力层，认识到该块S4下底部存在一套储层接替潜力层。针对S257砂岩S4下底部多解释为干层未动用，应用核磁新方法进行储层评价二次解释，对新识别潜力层实施储层接替，共实施5口井，阶段累增油1100吨。

3.4加强井组分析，利用长停井恢复完善注采对应关系

一是通过侧钻加深技术恢复长停井，完善纵向上注采对应关系。针对S84-AN12块部分上层系井长停，局部注采井网不完善的问题，2014年以来，利用侧钻加深恢复6口井，完善完善纵向注采对应关系，提高水驱动用程度0.4%，新增水驱动用储量33万吨，累增油6142吨。

二是恢复长停注水井，完善平面注采井网，提高对应油井产量。B37-K24井2017年6月转注后注不进停注，井区处于有采无注的状态，2018年6月大修钻砂面后复注，初期日注水30方，完善了注采井网，对应油井BT-H21液量已回升，对应BT-H5Z产油量也有所上升。

三是通过油水井同步恢复，完善注采井网，进一步保证长停复产效果。2016年2月S233井区油井捞油长停，2018年选取地层压力恢复好、注水受效明显的S628-6-10复产，初期日产油9.6吨，目前日产油3.8吨，累增油341吨，同时复注S233井稳定井区地层压力，保持了复产效果。

四是通过停产井堵水恢复长停井，完善注采对应关系。以J67-255为例，该井位于J67-155井组，日注121m3、日产液91.2t、含水97.1%、注采比1.33，远高于合理注采比，水驱单方向受效，井组水淹加剧。为完善平面注采关系，2018年1月进行堵水恢复，阶段增油340。

3.5 现场实施效果

一是助力了老区稳产。近五年，通过与重大开发试验、注水专项治理、产能建设、滚动勘探等工作相结合，累计恢复各类长停油气井257口，累计年增油4.64万吨，平均年增油0.9万吨，为油田稳产上产做出了贡献。

二是提升了油田开发指标。近五年，累计恢复各类长停油气井257口，累计恢复长停注水井60口，平均每年恢复油气水井50口井左右，在提高油水井开井率的同时，进一步提高了水驱动用储量。

三是实现了效益增产。2015年以来，长停井恢复大修、压裂、侧钻等高投入措施，由年实施34口下降到10口;高效措施由年实施29口上升到45口，平均单井投入由92万元下降到46万元，平均单井投资回收期由2.3年下降到1.2年。

4.结论和建议

（1）通过与注水专项治理结合，由研究单井恢复转向研究井组潜力，通过多种方法恢复、完善井组注采井网，可进一步提高长停井恢复效果，实现由单井恢复向井组恢复的转变。

（2）采取长停井侧钻完善井区注采井网的思路，通过长停井侧钻恢复油井产能，改善区块注采关系，完善注采井网，可进一步提高油藏开发水平。

（3）通过合理注采参数研究，在合理注采参数指导下，找准出水层段，对部分高含水井实施堵水恢复，可取得显著效果。

参考文献：

[1]孙鲁平.非均质储层测井二次解释以辽河GS油田为例[J].石油天然气学报，2009（04）.

[2]王胜利等. 论精细油藏描述[J]. 特种油气藏，2010（04）.

[3]白凤坤等. 低油价下特高含水后期油藏动态管理方法[J].山东化工，2018（19）.

作者简介：任铁映，男，1985年03月出生，辽宁省沈阳市，汉族，工程师，2008年毕业于大庆石油学院资源勘查工程，现于辽河油田沈阳采油厂从事地质开发工作。

辽河油田沈阳采油厂 辽宁 沈阳 110316