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2024年6月4日胜利日报二版头条
“解除”封印
特约记者：于茂华
尚店油田3斜171井2023年1月因套管漏失停注，2024年2月通过“套内开窗+酸化返排射孔”转为油井生产，目前日产油8吨，累计产油650吨。
扶一口长停井相当于低投入一口新井。滨南采油厂树立“所有停产井均可扶停、所有套损井均可修复、所有报废井均可利用”的理念，立足现有资源精查细找，把目光聚集到长停井身上，多措并举让“封印”多年的长停井实现再利用。今年年初至今，已扶停油井32口，累计增油1.0万吨。
摸清家底查潜力
“唤醒”长停井，精细油藏描述是基础。滨南采油厂现有长停油井690口、水井243口，技术人员通过六项潜力分析，明确具有扶停潜力的油井460口、水井152口。
“尽管长停井在关井前开发效果较差，但仍有潜力可挖。”滨南采油厂地质所开发主任师孙洪卫说。
王庄油田是强水敏出砂稠油油藏，采用蒸汽吞吐热采开发，目前已进入高轮次吞吐开发阶段。随着热采轮次增加，井筒故障、套管损坏、出砂低效等问题日益增多，长期关停的油井逐年增加。
为保障老区稳产，该厂在长停井挖潜上下功夫，利用“作业运行管理系统”和油田一体化价值管理平台，按照开发需求、工艺可行，做好长停井治理效益优化排序。
2023年，停产10年的郑36-1斜5井通过大修重新防砂，配套二氧化碳、氮气和蒸汽复合吞吐，峰值日产油15吨。2024年，地质人员复制其成功经验，将周边同类型的2口井逐一“唤醒”。
合作扶停解难题
治理长停井，转变观念才能见实效。技术人员以不同油藏开发矛盾为抓手，将长停井治理与目标同向紧密结合。
2011年，林中14侧平20井因套管损坏需要“治疗”，管理区开展效益评价后，得出“治疗”成本高、经济效益低的一致意见，遂将井关停。停井前，日产油量仅为0.6吨。
今年，科研人员将目光重新转移到林中14侧平20井。通过储层展布重新认识，对施工工艺、射孔方案、防砂工艺等进行逐一优化，将该井纳入油田内部扶停项目，采取风险共担、效益分成的方式，突破套破小井眼油井治理费用高，治理周期长难度大的固有认识。合作扶停复产后，该井目前日增油5吨，阶段增油120吨。2023年以来，已合作扶停8口井。
摸清家底查潜力
“唤醒”长停井，精细油藏描述是基础。滨南采油厂现有长停油井690口、水井243口，技术人员通过六项潜力分析，明确具有扶停潜力的油井460口、水井152口。
“尽管长停井在关井前开发效果较差，但仍有潜力可挖。”滨南采油厂地质所开发主任师孙洪卫说。
王庄油田是强水敏出砂稠油油藏，采用蒸汽吞吐热采开发，目前已进入高轮次吞吐开发阶段。随着热采轮次增加，井筒故障、套管损坏、出砂低效等问题日益增多，长期关停的油井逐年增加。
为保障老区稳产，该厂在长停井挖潜上下功夫，利用“作业运行管理系统”和油田一体化价值管理平台，按照开发需求、工艺可行，做好长停井治理效益优化排序。
2023年，停产10年的郑36-1斜5井通过大修重新防砂，配套二氧化碳、氮气和蒸汽复合吞吐，峰值日产油15吨。2024年，地质人员复制其成功经验，将周边同类型的2口井逐一“唤醒”。
分类治井提产能
长停井治理不是“头痛医头、脚痛医脚”，而是要“标本兼治”。根据不同类型的长停井，地质人员一一梳理出分类治井思路。他们纵向上分析油层动用潜力，寻找低动用层，力争“单井采单层”，充分发挥油层潜力；横向上分析蒸汽流场分布，寻找剩余油富集区，采取“热—剂—气”协同挖潜剩余油。他们还从工艺技术适用性角度评价潜力，剖析能否应用新技术手段解放油层、提高产能。
在单家寺油田单10块，有6口井基本处于热采无效益，冷采无产量的“封印”状态，背后的原因也大致相同——原油黏度高，油水流度比大，热采生产投入高效益低，冷采生产产量贡献低。
滨南采油厂地质研究所技术人员针对这一情况，在单10-斜30开窗换井底后，配套开展二氧化碳辅助吞吐提质增效，利用二氧化碳萃取的特质，将二氧化碳溶于稠油，有效改善稠油井低产低效的生产现状。措施开井后，目前该井日增油11吨，阶段增油480吨，其余5口井累计增油2078吨。
“稠油如同‘血栓’，二氧化碳就像溶栓药，利用它降黏的特性，我们改善了稠油的流动性，不仅提升了产量，还减少了注汽量，降低了开发成本。”地质研究所开发三室技术人员张广福说。此举在将稠油油藏的难动用储量变为优质储量的同时，实现了二氧化碳的地质封存，将废气变成了宝贝，“一箭双雕”。
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