论文部分内容阅读
摘要：海南3断块进入中后期开发阶段后， 油水井因各种原因关停45口，占总井数39%，严重制约了区块的开发效果。地质人员通过对区块长停井关井原因进行分类分析和研究，有针对性地制定了不同的复产方案，共恢复长停井16口，累增油1.43万吨，有效确保了区块稳产。
关键词：长停井 开发中后期 复产
中图分类号：TE357
1、概况
海南3断块[1]构造上位于辽河盆地中央低凸起南端，海南—月东披覆构造带海南构造的北部。探明控制含油面积 14.0 km2，石油地质储量 2927×104t，动用含油面积10.5 km2，动用石油地质储量1797×104t，可采地质储量354.6×104t。天然气地质储量28.44×108 m3。区块油水井总数为141口，其中油井开井63口，关井40口，关井率为38.8%；注水井开井23口，关井15 口，关井率达到39.5 % 。油水井的关井不仅造成大量资产闲置，而且使油田注采对应状况变差，储量动用不均衡，直接影响油田的生产和采收率的提高。
2、长停井停产原因及挖潜研究
2.1、长停井停产原因分析
海南3断块长停井按停产类型大致分为3 类： （1）低压、低产关井，部分井区渗透率低、水驱效果不明显、地层压力不足，造成油井产能低、经济效益差、负效停产关井。（2） 高含水关井。区块主力油层进入中高含水期采油阶段， 主力油层平面、纵向水淹范围大， 部分油井含水在98%以上， 导致低产长关。（3）套损、井下事故、油层砂堵停产井。主要原因是长期生产过程中因井斜大、作业频繁等原因造成套管损坏严重，无法正常生产。
2.2、长停井挖潜研究
2.2.1、低产井复产研究
1、完善井网、加强注水恢复低产井
海南3断块低渗透油藏多，由于注采不完善，地层能量低，许多井因低产而关井。要扶起这些长停井必须补充地层能量，加强油田注水。也就是说扶停井不仅要考虑单井挖潜，还要注重平面注采系统的研究和分析。2011年以来区块新增注水井9口，恢复长停井2口，完善了注采井网。
2、复查老井资料，潜力层补层复产
在充分利用现有各项资料的基础上，对过去一些“薄、差”等低效油层进行重新评价认识，以达到重新利用的目的，实现了老井复查评价由过去单井纵向评价向区块整体分析转移，由粗略分析向精细描述转移的目标。如海南12-15井，通过精细论证分析，结合“电性、物性、岩性、含油性”资料分析对比，认为该井四级断层发育且遮挡条件较好，局部地层能量较高，原来解释较差的d3Ⅱ12-d3Ⅲ13非主力层位仍具有较好的潜力。该层补开后初期日产油15.5t，日产气6000m3，取得较好的挖潜效果。
2.2.2高含水井复产研究
1、精细有效注水，改变液流方向[2]
油藏地质构造复杂，储层非均质性严重。油水粘度比的差异使注入水前缘形成不同程度的指进，致使部分油被水绕流而残留地下成为水驱型剩余油。长期稳定的注水造成地下油水井间形成固定的注水通道，注入水利用率低、水驱油效果差。分析认为通过实施精细有效注水使油水关系重新分布富集，打破原先水淹状况及剩余油分布规律。如海南21-19井和23-更25井分注后，海南21-更21井复产，日产液16.2t、日产油9.2t、含水43%，生产效果较好。
2、非主力层挖潜技术研究[3]
通过油田监测资料及动态论证分析对各断块的水淹分布图进行了重新认识， 发现位于水淹区的部分停产井纵向上水淹程度不均， 非主力油层的水淹程度较低， 仍有较大的复产潜力， 在此基础上，进一步精细油层对比及开展剩余油分布研究， 确定采用堵水、调补层等措施对此类长停井进行复产。如海南19-13C井封堵水淹层后日产液13t、日产油2.6吨，含水80%，挖潜效果明显。
3、利用重力分异作用驱油
低渗透层的毛管半径小，毛管压力大；高渗透层大孔道毛管半径大，毛管压力小。长期注水开发油藏岩石的亲水性加强（即使是亲油油藏，其润湿性也发生了偏转） ，因此在毛管压力的作用下，高渗透层的注入水会渗入低渗透层，造成流体置换，结果低渗透层中的剩余油被驱至高渗层，并被进一步驱向生产井。油井经过长期的开采，剩余油主要集中在小孔隙、物性差的低渗透层中。在长期的停产停注过程中，由于原油的相对密度小于水的相对密度，在重力作用下，注入水或侵入边水总是流向下方，将原油向上方驱替。如果在高含水井油层底部存在小孔隙物性差的低渗层，这些剩余油将被重力分异作用驱替出来，此时重新开井其含水率下降、产量上升。
2.2.3、故障井复产研究
完好畅通的油水井井筒是确保地质工艺方案顺利到位，进行正常生产和实施各种增产增注措施的关键，也是决定注水开发油田井网完善程度，提高可采储量的基本保证。受地应力、介质腐蚀、固井质量、斜度、地层出砂等因素的影响，海南3断块因套损、井下落物、封隔器卡等停产井较多，影响了油水井的正常生产。这类停产井只有通过大修或侧钻才能恢复。通过精细地质研究，优选海南01-3、Q5、3-5等3口井侧钻，海南21-9、8-4、19-23等8口井大修，复产后增油效果明显。其中海南8-4于2012年3月8日投产，初期日产液16.8t、日产油5.9t，阶段累计增油1820吨。通过侧钻、大修措施完善了注采井网，同时也完善了注采对应关系，为海南剩余油挖潜提供了有力保障。
3、实施效果分析及经济效益评价
在充分考虑长停井的复产潜力、投入产出比的前提下，利用前期研究确定的复产技术对不同类型的长停井实施对应技术复产。2011年以来海南3断块通过侧钻、大修、调层、堵水、检泵等措施共恢复油井长停井16口，水驱控制程度提高了0.6%，完善了10个井组的注采对应关系，累计增油1.43万吨。长停井的恢复生产减少了资源闲置，缓解了局部井网矛盾，为原油生产注入了新的活力，并且为今后的措施挖潜提供了新思路。
按照油价3000元/吨、吨油成本800元/吨计算，共创效2710万元。
4、结论
1.完善注采井网、加强注水和运用老井复查技术挖掘潜力层是恢复低产长停井的重要手段。
2.精细注水改变液流方向、强化油层对比及剩余油分布研究是解决高含水井复产问题的有效途径。
3.面对井下技术状况变差、故障停井逐年增多的情况，大修和侧钻技术为故障井剩余油挖潜提供了有力保障。
参考文献
[1] 张崇刚. 模糊层次评价法在海南3断块的应用[J]. 特种油气藏，2009， 16（6）：52 -53.
[2] 熊敏. 采用配套技术挖掘油田长关井潜力[J]. 油气地质与采油率，2002， 9（1）：57 -59.
[3] 熊敏. 高升油田开发中后期长停井挖潜技术研究[J]. 内蒙古石油化工，2011， 14：111-112.
关键词：长停井 开发中后期 复产
中图分类号：TE357
1、概况
海南3断块[1]构造上位于辽河盆地中央低凸起南端，海南—月东披覆构造带海南构造的北部。探明控制含油面积 14.0 km2，石油地质储量 2927×104t，动用含油面积10.5 km2，动用石油地质储量1797×104t，可采地质储量354.6×104t。天然气地质储量28.44×108 m3。区块油水井总数为141口，其中油井开井63口，关井40口，关井率为38.8%；注水井开井23口，关井15 口，关井率达到39.5 % 。油水井的关井不仅造成大量资产闲置，而且使油田注采对应状况变差，储量动用不均衡，直接影响油田的生产和采收率的提高。
2、长停井停产原因及挖潜研究
2.1、长停井停产原因分析
海南3断块长停井按停产类型大致分为3 类： （1）低压、低产关井，部分井区渗透率低、水驱效果不明显、地层压力不足，造成油井产能低、经济效益差、负效停产关井。（2） 高含水关井。区块主力油层进入中高含水期采油阶段， 主力油层平面、纵向水淹范围大， 部分油井含水在98%以上， 导致低产长关。（3）套损、井下事故、油层砂堵停产井。主要原因是长期生产过程中因井斜大、作业频繁等原因造成套管损坏严重，无法正常生产。
2.2、长停井挖潜研究
2.2.1、低产井复产研究
1、完善井网、加强注水恢复低产井
海南3断块低渗透油藏多，由于注采不完善，地层能量低，许多井因低产而关井。要扶起这些长停井必须补充地层能量，加强油田注水。也就是说扶停井不仅要考虑单井挖潜，还要注重平面注采系统的研究和分析。2011年以来区块新增注水井9口，恢复长停井2口，完善了注采井网。
2、复查老井资料，潜力层补层复产
在充分利用现有各项资料的基础上，对过去一些“薄、差”等低效油层进行重新评价认识，以达到重新利用的目的，实现了老井复查评价由过去单井纵向评价向区块整体分析转移，由粗略分析向精细描述转移的目标。如海南12-15井，通过精细论证分析，结合“电性、物性、岩性、含油性”资料分析对比，认为该井四级断层发育且遮挡条件较好，局部地层能量较高，原来解释较差的d3Ⅱ12-d3Ⅲ13非主力层位仍具有较好的潜力。该层补开后初期日产油15.5t，日产气6000m3，取得较好的挖潜效果。
2.2.2高含水井复产研究
1、精细有效注水，改变液流方向[2]
油藏地质构造复杂，储层非均质性严重。油水粘度比的差异使注入水前缘形成不同程度的指进，致使部分油被水绕流而残留地下成为水驱型剩余油。长期稳定的注水造成地下油水井间形成固定的注水通道，注入水利用率低、水驱油效果差。分析认为通过实施精细有效注水使油水关系重新分布富集，打破原先水淹状况及剩余油分布规律。如海南21-19井和23-更25井分注后，海南21-更21井复产，日产液16.2t、日产油9.2t、含水43%，生产效果较好。
2、非主力层挖潜技术研究[3]
通过油田监测资料及动态论证分析对各断块的水淹分布图进行了重新认识， 发现位于水淹区的部分停产井纵向上水淹程度不均， 非主力油层的水淹程度较低， 仍有较大的复产潜力， 在此基础上，进一步精细油层对比及开展剩余油分布研究， 确定采用堵水、调补层等措施对此类长停井进行复产。如海南19-13C井封堵水淹层后日产液13t、日产油2.6吨，含水80%，挖潜效果明显。
3、利用重力分异作用驱油
低渗透层的毛管半径小，毛管压力大；高渗透层大孔道毛管半径大，毛管压力小。长期注水开发油藏岩石的亲水性加强（即使是亲油油藏，其润湿性也发生了偏转） ，因此在毛管压力的作用下，高渗透层的注入水会渗入低渗透层，造成流体置换，结果低渗透层中的剩余油被驱至高渗层，并被进一步驱向生产井。油井经过长期的开采，剩余油主要集中在小孔隙、物性差的低渗透层中。在长期的停产停注过程中，由于原油的相对密度小于水的相对密度，在重力作用下，注入水或侵入边水总是流向下方，将原油向上方驱替。如果在高含水井油层底部存在小孔隙物性差的低渗层，这些剩余油将被重力分异作用驱替出来，此时重新开井其含水率下降、产量上升。
2.2.3、故障井复产研究
完好畅通的油水井井筒是确保地质工艺方案顺利到位，进行正常生产和实施各种增产增注措施的关键，也是决定注水开发油田井网完善程度，提高可采储量的基本保证。受地应力、介质腐蚀、固井质量、斜度、地层出砂等因素的影响，海南3断块因套损、井下落物、封隔器卡等停产井较多，影响了油水井的正常生产。这类停产井只有通过大修或侧钻才能恢复。通过精细地质研究，优选海南01-3、Q5、3-5等3口井侧钻，海南21-9、8-4、19-23等8口井大修，复产后增油效果明显。其中海南8-4于2012年3月8日投产，初期日产液16.8t、日产油5.9t，阶段累计增油1820吨。通过侧钻、大修措施完善了注采井网，同时也完善了注采对应关系，为海南剩余油挖潜提供了有力保障。
3、实施效果分析及经济效益评价
在充分考虑长停井的复产潜力、投入产出比的前提下，利用前期研究确定的复产技术对不同类型的长停井实施对应技术复产。2011年以来海南3断块通过侧钻、大修、调层、堵水、检泵等措施共恢复油井长停井16口，水驱控制程度提高了0.6%，完善了10个井组的注采对应关系，累计增油1.43万吨。长停井的恢复生产减少了资源闲置，缓解了局部井网矛盾，为原油生产注入了新的活力，并且为今后的措施挖潜提供了新思路。
按照油价3000元/吨、吨油成本800元/吨计算，共创效2710万元。
4、结论
1.完善注采井网、加强注水和运用老井复查技术挖掘潜力层是恢复低产长停井的重要手段。
2.精细注水改变液流方向、强化油层对比及剩余油分布研究是解决高含水井复产问题的有效途径。
3.面对井下技术状况变差、故障停井逐年增多的情况，大修和侧钻技术为故障井剩余油挖潜提供了有力保障。
参考文献
[1] 张崇刚. 模糊层次评价法在海南3断块的应用[J]. 特种油气藏，2009， 16（6）：52 -53.
[2] 熊敏. 采用配套技术挖掘油田长关井潜力[J]. 油气地质与采油率，2002， 9（1）：57 -59.
[3] 熊敏. 高升油田开发中后期长停井挖潜技术研究[J]. 内蒙古石油化工，2011， 14：111-112.