腰英台油田停躺井潜力分析及利用综合研究

腰英台油田停躺井潜力分析及利用综合研究

仇小爽

（中国石油化工股份有限公司东北油气分公司勘探开发研究院 吉林 长春 130062）

摘要：通过对停躺井的地质调查和工程调查，找出停躺的原因和恢复利用的潜力。其中地质调查包括停躺井产层及产状等，工程调查包括停躺井的工程状况。按照简便可行，经济有效的原则，优化躺井恢复利用方案。包括躺井恢复利用的选井选层方案制定、扶躺原则选择和现场实施计划安排。

关键词：停躺井； 潜力分析；恢复利用 

1 腰英台油田停躺井调查及原因分析

1.1  停躺井调查

1.1.1停躺井分布

腰英台油田总井数541口，其中油井383口，停躺井数141口，占37%。躺井最多的井区是腰301、腰北1、DB34、DB16井区。

1.1.2停躺时间调查

停躺井停抽时间一般均较长，统计141口躺井平均停产时间为496天，最长的1口井停产时间长达6年之久。各年均有油井停产，随着油田开发时间的延长，停产井逐渐增多。

1.1.3 停躺前生产层位

停躺井生产层位以K2qn1Ⅱ为主，井数82口，占停躺总数的63.6%；其次是K2qn2Ⅳ，井数24口，占停躺总数的18.6%，均为油田目前的主产层。

停躺井生产指标以K2qn2Ⅲ液量最高，主力产层K2qn1Ⅱ、K2qn2Ⅳ液量中等，其他层位K2qn2Ⅴ、K2qn1Ⅰ、K2qn1Ⅳ、K2qn1Ⅴ，因为生产井数少、井网不完善等原因，液量相对较低。

1.1.4 停躺前产状

通过对停躺井按日产液、日产油、含水率分级统计，可以看出停躺井主要特征是低液、低产、高含水（图1-2）。

图1-2躺井按日产液/日产油/含水率分级图

1.2 停躺原因分析

1.2.1 地质原因分析

1、储层含油性较差，产量低效益差

分析停产井目前层位的初期产量，初期日产油均小于2t的井63口，占停躺井总数的45%，这些井初期平均含水率为92%。反映储层含油性较差、投产初期就高含水的特征，也是造成躺井数较多的一个主要原因。

2、储层非均质严重

根据对腰英台油田各井各砂组的岩芯物性分析，渗透率的变化范围在（0.01—144.75）×10-3μm2之间，渗透率级差变化范围在1.44—2294.9，变异系数0.17～3.26，储层具有较强的层内、层间非均质性，并且油井及转注水井进行了压裂改造，进一步加剧了非均质性。

3、断层附近储层岩性致密、微裂缝发育

  断层附近的躺井有44口，占躺井总数的31.2%，其中84%的井停产前日产油小于0.4t（图3-5）。由于储层特有的特点，断层附近的油井大致分为两种类型：一类是靠近断层储层岩性致密，注水难见效，停抽前低液低产，停产前日产液小于10m3的井占59%，这类井占多数；一类是压裂改造沟通断层或裂缝，停抽前高液高含水，停产前日产液大于于15m3的井占30%。

4、油水界面（或过渡带）油井投产就高含水或者边水突进水淹

腰英台属于构造岩性双重控制的油藏，停产井中DB34井区、腰北1井区、DB22井区、腰301井区构造低部位处于油水界面（或过渡带）油井投产就高含水或者边水突进水淹。

5、边远井天然能量衰竭后停产

腰英台油田有边远躺井19口，在油田零散分布。边远井停抽时间较长，平均停躺3.6年，其中有25%的井是油田正式投入开发以前停抽。

1.2.2 工程原因分析

通过对141口停躺井作业原因分类统计显示，由偏磨、腐蚀及结垢等原因导致管柱失效的合计105口井，是造成作业的直接原因。

通过对停躺井生产数据整理分析，结合现场作业情况，发现以下几个特点：

（1）油井综合含水较高，更易发生腐蚀、结垢和偏磨，含水率达到90%以上的井伴生腐蚀、结垢现象更加突出；

（2）抽汲速度越大、沉没度越小、泵径较大的井更易发生偏磨；

（3）管、杆的偏磨，大部分发生在泵上300～700m处，主要为φ19mm和φ22mm两种规格抽油杆发生偏磨情况居多，其中抽油杆接箍与油管本体内壁的偏磨占偏磨井数的70%左右。

（4）部分井具有明显的多轮次特征，如腰301-3-7井共进行维护作业4次。

2 结合措施扶躺方案

结合措施扶躺是从地质和工程的两个方面研究扶躺方案：

地质方面：对非均质严重引起的层间、层内和平面矛盾突出的躺井，采取堵水和调剖措施；对有潜力的封堵层返采；同时结合后备层进行调补层动用。

工程方面：优化低效井的井筒举升工艺；对不具备机抽条件的井进行捞油；同时开展防偏磨防腐阻垢配套工艺技术研究。

2.1地质方案

2.1.1选井选层思路

对于多层合采井层间非均质差异造成的出力不均而导致的高含水停抽井，采取封堵出水层；对有潜力的封堵层返采；对注入水沿高渗透条带突进造成的油井高含水问题采取调剖技术；对于躺井较多的井区中扶躺潜力小的井开展后备层潜力调查，采取补改层生产。

2.1.2选井选层原则

1、封堵高水淹层，解放低产层潜力

停躺井中合采井有14口，其中以DB18井区的青一Ⅱ和青二Ⅲ合采层间干扰最大，青二Ⅲ物性好，注水见效快，容易形成高含水，导致注水无循环，而青一

Ⅱ的潜力难以发挥。躺井DB18-3-6、DB18-2-6于2007年测产出剖面，这两口井均为青二Ⅲ与青一Ⅱ合采，测试结果表明青二Ⅲ已经水淹，而青一Ⅱ分别还有16.1%、15.7%的厚度未动用。因此，对这类井实施封堵青二Ⅲ，单采青一Ⅱ，充分发挥青一Ⅱ的潜力。

2、对注入水沿高渗透条带突进造成的油井高含水问题采取调剖技术

前面通过吸水剖面资料，反映了层内非均质严重的问题，加上微裂缝发育，造成注入水沿高渗透条带突进造成油井高含水，降低了采油效率，加剧了注入水的无效低效循环。运用调剖技术，横向上起到深部液流转向作用，可以较大幅度提高水驱波及面积和洗油效率。

3、对有潜力的封堵层返采

通过细化生产历史研究，发现有些躺井投产时生产青一Ⅱ，后期为了增加产量而换层生产，因为低产低效而停抽，部分井青一Ⅱ仍有潜力可挖，因此对这些井封堵当前层，返采青一Ⅱ（表4-5）。

4、结合后备层进行补层动用

躺井最多的井区是依次是腰301、腰北1、DB34、DB16井区（表4-6）。在躺井较多的井区开展后备层潜力调查，在地层对比及井组动态分析的基础上对部分具有后备潜力层的井采取调补层压裂的扶躺方式，完善层系注采对应。

2.2工艺方案

2.2.1选井选层思路

在抽汲过程中速度过大或沉没度过小，或者泵径不合理等因素造成杆管故障频发，影响生产效率和油井产量，优化躺井井筒工艺，对“三高”井采取大泵提液；对“三低”井采取小泵深抽；对部分边远井低效井通过捞油来较低成本获得产量；同时开展系列防偏磨防腐阻垢配套工艺技术研究。

2.2.2选井选层原则

1、优化低效井的井筒举升工艺

通过优化井筒举升工艺，降低井底流压，增加油层中的压力梯度，使一些位于相对低渗透小层中启动压力较高的原油克服毛管力的作用开始流动，同时可以削弱重力的不利影响，从而改善开发效果，提高油藏采收率。

（1）对能量充足的“三高”（高液面、高液量、高含水）井采取大泵提液

（2）对长期注水不见效的“三低”（低液面、低液量、低含水）油井采取小泵深抽

2、对不具备机抽条件的井进行捞油

部分边远井低效井如果采取机抽生产，成本高、经济效益差。因此，引进捞油车组对低效油井进行捞油生产，可以增加产量的同时，节省抽油机操作成本。

3、开展防偏磨防腐阻垢配套工艺技术研究

通过对生产数据统计表明，停躺井停躺前平均免修期为182d，低于腰英台油田平均水平，根据停躺井工程原因分析表明，油井伴生的平偏磨、腐蚀、结垢等原因导致的杆断脱、管漏失、泵漏失是其频繁作业免修期低的主要原因，为经济有效利用停躺井，需完善相应的配套工艺技术。

（1）应用管、杆旋转技术

（2）应用HDPE内衬油管及防偏磨接箍技术

（3）优化杆柱组合

（4）优选防腐阻垢药剂

（5）优化加药工艺技术

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