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摘要：本文以某采油厂蒸汽驱区块为例，对汽驱开发中后期的低效停产井治理进行分析。
关键词：蒸汽驱;低效井;停产井
随着该区块蒸汽驱开发进入中后期，开发矛盾突出、产能接替匮乏、区块递减不断加快等问题日益凸显，稳产难度越来越大。因此，我们不能只将开发重点放在新储量的动用上，而是应该着眼在深挖老井的潜力上。低效停产井作为闲置资产，很容易被技术人员忽视。目前该区块块蒸汽驱共有停产井约200口，约占总井数的30%。这些停产井，不但不能对油气生产有所贡献，甚至会存在安全环保方面的隐患乃至对周边环境有所影响，给区块发展带来巨大的经济损失。
针对目前生产现状，为提高该区块块蒸汽驱的开发管理水平，创新低效停产井复产思路，精细单井研究，配套应用现代化管理方法，采取了以点到面的复产模式，充分挖掘停产井潜力，完善注采井网，实现该区块块蒸汽驱中后期的高效开发。而通过本项目研究，应用多种技术手段进行停产井修复，将在相当长一段时间内成为该区块蒸汽驱管理工作的主要方向。
1.原因分析
经反复论证，把该区块块蒸汽驱停产井的主要关井原因进行了重点分析，并总结出以下具体原因：
（1）地层能量不足，统计共有100口，主要位于区块的边部或者长注井长期停注区域，原油粘度高，地层压力低，油井普遍产能低，经济效益差，负效停关井数多;
（2）高含水停产井，统计共有30口，主要位于边低水区块，目前主力油层平面、纵向水淹范围大，部分油井含水在90%以上，导致低产关井;
（3）井下问题严重，主要位于该区块块的主体部位，统计共有60口，其中套管错断、变形40口，井下落物20口，主要原因是主体部位长期汽驱、频繁作业，导致套管损坏严重，无法正常生产;
（4）地层出砂，统计共有10口，主要位于A井组和C井组，因储层胶结疏松出砂或频繁作业所致。
2.技术研究
以科技为先导，深入分析，精细研究，完善注采井网，实现效益开发。
2.1针对地层能量不足的停产井的技术研究
由于地层能量不足导致关井的停产井共有108口，主要位于区块的边部或者长注井长期停注区域，原油粘度高，地层压力低，油井普遍产能低，经济效益差，负效停关井数多。
针对该区域的停产井，主要采取优化注汽设计、补层、转向注汽措施，补充地层能量，增加油层动用程度。经过分析，在该区域优选33口停产井实施引效注汽措施，累计增油1.5万吨;优选5口停产井实施补层措施，累计增油0.5万吨。优选2口停产井实施转向注汽措施，累计增油0.4万吨。
2.1.1采取一井一炉注汽方式
针对地层压力差异大井，必须采取一炉一井方式，进行注汽，以避免压力高井注不进或注汽量严重不足。
2.1.2实施分层注汽和选层注汽
针对纵向动用差异，根据地层温度采取合理的注汽方式。主力层已突破或邻近突破井，采取选层注汽方式，针对动用差层进行引效注汽。主力层未突破，但目前因注汽量下调（或间歇）导致主力层受效减弱，采取分层注汽方式，对受效差层加强引效注汽，对主力层适当补充能量。2017年对停产井共实施分注、选注4井次，累计增油0.25万吨。
2.1.3非烃类气体辅助吞吐
通过调研，C02辅助蒸汽吞吐具有以下四方面增油机理：一是补充地层能量;二是占据地层亏空区域，提高油层动用程度;三是减少热量损失;四是提高原油流动性。2017年停产井实施非烃类气体辅助吞吐措施共5井次，累计增油0.17万吨。
2.1.4补层措施
为了提高储量动用程度，我们对注采对应关系进行了充分的调查和对比，对注采不对应的停产井，采取补层补孔措施，提高了驱替油层的厚度，提高蒸汽波及体积，从而提高井组采注比，进一步提高了汽驱阶段的采收率。2017年对停产井实施补层措施5井次，累计增油0.5万吨。
2.1.5转向注汽
位于低渗透砂岩油藏、储层低孔低渗，且无注汽井或注汽井长期停注等注采井网不完善的井组，地层能量长期得不到补充，根据地层对比和井温资料，优选停产井实施转向注汽。2017年对停产井实施转向注汽措施2井次，累计增油0.4万吨。试注两个月后，地层能量得到补充，构造高部位油井产量、压力均有增长，温度场发生改变，受效明显。
2.2针对高含水的停产井的技术研究
由于高含水而关井的停产井共有36口，主要位于边低水区块，目前主力油层平面、纵向水淹范围大，部分油井含水在90%以上，导致低产关井。经过分析，在该区域优选2口停产井实施封窜措施，累计增油0.1万吨;优选4口停产井实施大修、侧钻措施，累计增油0.3万吨。
2.2.1封窜措施
对于高含水水淹井应借助产液剖面测试、找窜找漏等手段，结合动态分析挖掘层间、层内潜力，通过封窜达到降水增油恢复生产的目的。同时还应进行井组注采关系发生变化或井组及邻井进行过重大调整，通过润湿反转等手段促使井下流体动力及油水关系发生改变，帮助单井复产。2017年对停产井实施封窜措施2井次，累计增油0.1万吨。
2.2.2大修、侧钻
对于井下问题较严重无法实施封窜的高含水停产井，通过重新落实构造，开展地层对比，对有复产潜力的实施大修、侧钻等进攻型措施。2017年对停产井实施大修、侧钻措施4井次，累计增油0.3万吨。
2.2.3针对井下问题严重的停产井的技术研究
由于井下问题严重而关井的停产井，主要位于该区块块的主体部位，统计共有87口，其中套管错断、变形64口，井下落物23口，主要原因是主体部位长期汽驱、频繁作业，导致套管损坏严重，无法正常生产。经过分析，在该区域优选5口停产井实施大修措施，累计增油0.4万吨;优选5口停产井实施侧钻措施，累计增油0.6万吨。优选20口停产井实施间开措施，累计增油0.1万吨。
2.2.4针对地层出砂的停产井的技术研究
由于地层出砂而关井的停产井共有25口，主要位于74井组和11井组因储层胶结疏松出砂或频繁作业所致。
根据地层出砂模擬室内实验研究结果及结合出砂区块的具体情况，归纳出该区块块蒸汽驱油藏出砂主要原因是油藏储层为疏松胶结砂岩。同时，该区块块蒸汽驱由于长期注入高温蒸汽极大的破坏储层骨架，造成油井出砂。油井出砂的危害主要表现在三个方面：一、砂埋产层，造成油井减产或停产;二、高速的砂粒，造成地面及井下设备加剧磨蚀;三、出砂导致地层亏空并坍塌，造成套管损坏使油井报废等。为解决停产井的出砂问题，开展了树脂防砂、机械防砂、高温人工井壁防砂、捞砂等排砂技术研究，制定了不同的治砂方案。
3.特殊井措施
经过分析，在该区域优选2停产井实施防砂措施预计增油0.2万吨;优选2口停产井实施检泵捞砂措施，累计增油0.2万吨。
3.1防砂措施
针对出砂严重，且井下问题不严重的停产井实施防砂措施。通过研究出砂原因，精细地层对比，对有复产潜力的停产井实施防砂措施。2017年在该区域对停产井实施防砂措施2口，累计增油0.2万吨。
3.2检泵、捞砂措施
针对那些出砂严重而不能实施防砂措施的停产井，实施检泵、捞砂措施。2017年在该区域对停产井实施检泵、捞砂措施2口，累计增油0.2万吨。
关键词：蒸汽驱;低效井;停产井
随着该区块蒸汽驱开发进入中后期，开发矛盾突出、产能接替匮乏、区块递减不断加快等问题日益凸显，稳产难度越来越大。因此，我们不能只将开发重点放在新储量的动用上，而是应该着眼在深挖老井的潜力上。低效停产井作为闲置资产，很容易被技术人员忽视。目前该区块块蒸汽驱共有停产井约200口，约占总井数的30%。这些停产井，不但不能对油气生产有所贡献，甚至会存在安全环保方面的隐患乃至对周边环境有所影响，给区块发展带来巨大的经济损失。
针对目前生产现状，为提高该区块块蒸汽驱的开发管理水平，创新低效停产井复产思路，精细单井研究，配套应用现代化管理方法，采取了以点到面的复产模式，充分挖掘停产井潜力，完善注采井网，实现该区块块蒸汽驱中后期的高效开发。而通过本项目研究，应用多种技术手段进行停产井修复，将在相当长一段时间内成为该区块蒸汽驱管理工作的主要方向。
1.原因分析
经反复论证，把该区块块蒸汽驱停产井的主要关井原因进行了重点分析，并总结出以下具体原因：
（1）地层能量不足，统计共有100口，主要位于区块的边部或者长注井长期停注区域，原油粘度高，地层压力低，油井普遍产能低，经济效益差，负效停关井数多;
（2）高含水停产井，统计共有30口，主要位于边低水区块，目前主力油层平面、纵向水淹范围大，部分油井含水在90%以上，导致低产关井;
（3）井下问题严重，主要位于该区块块的主体部位，统计共有60口，其中套管错断、变形40口，井下落物20口，主要原因是主体部位长期汽驱、频繁作业，导致套管损坏严重，无法正常生产;
（4）地层出砂，统计共有10口，主要位于A井组和C井组，因储层胶结疏松出砂或频繁作业所致。
2.技术研究
以科技为先导，深入分析，精细研究，完善注采井网，实现效益开发。
2.1针对地层能量不足的停产井的技术研究
由于地层能量不足导致关井的停产井共有108口，主要位于区块的边部或者长注井长期停注区域，原油粘度高，地层压力低，油井普遍产能低，经济效益差，负效停关井数多。
针对该区域的停产井，主要采取优化注汽设计、补层、转向注汽措施，补充地层能量，增加油层动用程度。经过分析，在该区域优选33口停产井实施引效注汽措施，累计增油1.5万吨;优选5口停产井实施补层措施，累计增油0.5万吨。优选2口停产井实施转向注汽措施，累计增油0.4万吨。
2.1.1采取一井一炉注汽方式
针对地层压力差异大井，必须采取一炉一井方式，进行注汽，以避免压力高井注不进或注汽量严重不足。
2.1.2实施分层注汽和选层注汽
针对纵向动用差异，根据地层温度采取合理的注汽方式。主力层已突破或邻近突破井，采取选层注汽方式，针对动用差层进行引效注汽。主力层未突破，但目前因注汽量下调（或间歇）导致主力层受效减弱，采取分层注汽方式，对受效差层加强引效注汽，对主力层适当补充能量。2017年对停产井共实施分注、选注4井次，累计增油0.25万吨。
2.1.3非烃类气体辅助吞吐
通过调研，C02辅助蒸汽吞吐具有以下四方面增油机理：一是补充地层能量;二是占据地层亏空区域，提高油层动用程度;三是减少热量损失;四是提高原油流动性。2017年停产井实施非烃类气体辅助吞吐措施共5井次，累计增油0.17万吨。
2.1.4补层措施
为了提高储量动用程度，我们对注采对应关系进行了充分的调查和对比，对注采不对应的停产井，采取补层补孔措施，提高了驱替油层的厚度，提高蒸汽波及体积，从而提高井组采注比，进一步提高了汽驱阶段的采收率。2017年对停产井实施补层措施5井次，累计增油0.5万吨。
2.1.5转向注汽
位于低渗透砂岩油藏、储层低孔低渗，且无注汽井或注汽井长期停注等注采井网不完善的井组，地层能量长期得不到补充，根据地层对比和井温资料，优选停产井实施转向注汽。2017年对停产井实施转向注汽措施2井次，累计增油0.4万吨。试注两个月后，地层能量得到补充，构造高部位油井产量、压力均有增长，温度场发生改变，受效明显。
2.2针对高含水的停产井的技术研究
由于高含水而关井的停产井共有36口，主要位于边低水区块，目前主力油层平面、纵向水淹范围大，部分油井含水在90%以上，导致低产关井。经过分析，在该区域优选2口停产井实施封窜措施，累计增油0.1万吨;优选4口停产井实施大修、侧钻措施，累计增油0.3万吨。
2.2.1封窜措施
对于高含水水淹井应借助产液剖面测试、找窜找漏等手段，结合动态分析挖掘层间、层内潜力，通过封窜达到降水增油恢复生产的目的。同时还应进行井组注采关系发生变化或井组及邻井进行过重大调整，通过润湿反转等手段促使井下流体动力及油水关系发生改变，帮助单井复产。2017年对停产井实施封窜措施2井次，累计增油0.1万吨。
2.2.2大修、侧钻
对于井下问题较严重无法实施封窜的高含水停产井，通过重新落实构造，开展地层对比，对有复产潜力的实施大修、侧钻等进攻型措施。2017年对停产井实施大修、侧钻措施4井次，累计增油0.3万吨。
2.2.3针对井下问题严重的停产井的技术研究
由于井下问题严重而关井的停产井，主要位于该区块块的主体部位，统计共有87口，其中套管错断、变形64口，井下落物23口，主要原因是主体部位长期汽驱、频繁作业，导致套管损坏严重，无法正常生产。经过分析，在该区域优选5口停产井实施大修措施，累计增油0.4万吨;优选5口停产井实施侧钻措施，累计增油0.6万吨。优选20口停产井实施间开措施，累计增油0.1万吨。
2.2.4针对地层出砂的停产井的技术研究
由于地层出砂而关井的停产井共有25口，主要位于74井组和11井组因储层胶结疏松出砂或频繁作业所致。
根据地层出砂模擬室内实验研究结果及结合出砂区块的具体情况，归纳出该区块块蒸汽驱油藏出砂主要原因是油藏储层为疏松胶结砂岩。同时，该区块块蒸汽驱由于长期注入高温蒸汽极大的破坏储层骨架，造成油井出砂。油井出砂的危害主要表现在三个方面：一、砂埋产层，造成油井减产或停产;二、高速的砂粒，造成地面及井下设备加剧磨蚀;三、出砂导致地层亏空并坍塌，造成套管损坏使油井报废等。为解决停产井的出砂问题，开展了树脂防砂、机械防砂、高温人工井壁防砂、捞砂等排砂技术研究，制定了不同的治砂方案。
3.特殊井措施
经过分析，在该区域优选2停产井实施防砂措施预计增油0.2万吨;优选2口停产井实施检泵捞砂措施，累计增油0.2万吨。
3.1防砂措施
针对出砂严重，且井下问题不严重的停产井实施防砂措施。通过研究出砂原因，精细地层对比，对有复产潜力的停产井实施防砂措施。2017年在该区域对停产井实施防砂措施2口，累计增油0.2万吨。
3.2检泵、捞砂措施
针对那些出砂严重而不能实施防砂措施的停产井，实施检泵、捞砂措施。2017年在该区域对停产井实施检泵、捞砂措施2口，累计增油0.2万吨。