秦家屯油田复产实施方案及相关问题分析

秦家屯油田复产实施方案及相关问题分析

王文哲

中国石油化工股份有限公司东北油气分公司 吉林 长春 130062

摘要：秦家屯油田2021年初按照“减井数、调井网、提单产、降成本”制定复产对策分批开井复产，通过调整提高采收率、降低平衡油价，提升开发效益，同时为其他油田效益复产提供经验。本文就结合秦家屯油田复产情况及复产过程中出现的问题进行了详细分析。

关键词：秦家屯油田；复产实施；复产问题

1秦家屯油田关前开发现状

秦家屯油田1999年投入开发，2009年以来进入注采调整阶段。共投入开发6个区块，动用储量466.32万吨，标定采收率9.6%。秦家屯油田关前油井81口、开井71口，日产液475吨，日产油38吨，含水92%，累产油55.7万吨，采出程度11.7%，水井总井数46口，开井35口，日注水972.8方，累注水326.9万方，累注采比1.54。SN106、SN142、SN121三个主产断块储量占66%，关前开油井40口，日产油33吨。

2关停期所做工作及认识

   针对关停前存在的纵向上小层多、层间动用差异大、受断层及套损井影响平面动用不均、井网适应性差等问题，优选了纵向上小层最多、层间矛盾突出，中心区井距小、水淹严重、且物性较好的SN106块开展细分层系、边外注水工作，取得了提单产、降含水的效果。

油藏概况：断背斜油藏，两翼倾角7.8-8.2度。动用储量139.82万吨，关前油井19口、开井19口，日产油14.1吨，含水92%，采出程度18.9%。注水井11口、开井10口，日注296方。主力层为中渗（304.5mD)储层，非主力层为低渗(35.2mD)储层，存在层间矛盾突出、主力层水淹严重等问题。

调整思路：分主力层、非主力层两套层系井网，主力层拉大井距，边外注水开发，扩大波及体积；非主力层根据剩余油分布采用不规则井网开采。

方案设计：利用油井13口、水井8口（分注5口、合采3口），其中主力层井网5注8采，平均井距250米，非主力层井网8注8采，平均井距200米，方案预计提高采收率2.7个百分点。

试验效果：2017年开始开展边外注水试验，注水井开井4口，目前阶段累注水8.67万方。油井开井4口，平均单井日产油增加1.9吨，含水下降15.7个百分点。

充分挖掘主产断块潜力，SN106、SN142、SN121三个区块分层系调整，考虑到分层系当年措施费用较高，2021年先复产主力层，非主力层根据复产效果2022年逐步安排实施。依据地面系统状况，SN106块2021年3月复产，SN142和SN121块3月份开始先实施井组试开，依据4号站改造进度初步定在6月份全面复产。

2.1SN106块细分层系，主力层继续实施边外注水开发

（1）工作量

方案工作量共7井次（油井5井次，水井2井次），QK7-5欠注停注，2021年只实施QK7-5井酸化。

（2）开井计划

水井开5口，配注140方/日，QK7-5井3月底实施酸化注水，其余4口井不停注，油井预计3月份复产，安排开主力层油井7口，配液110吨/天，初期日产油14吨。

（3）产量安排

按方案数模预测递减，预计年产油3500吨。

2.2SN121块细分层系，主力层实施边外注水开发

（1）油藏概况

动用储量51.6万吨，关前油井7口、开井7口，日产油8.9吨，含水84%，采出程度9.1%。注水井5口，开井3口，日注水109方。层间矛盾突出，各小层采出程度差异大、套损井占比多。

（2）调整思路

分两套层系开发，主力层农Ⅴ3、4一套层系，拉大井距；非主力层通过分注、卡堵等完善注采关系。

（3）方案设计

设计4注6采（合采油井2口，分注水井2口），主力层4注4采；非主力层3注4采，预计提高采收率1.9个百分点。

（4）工作量

方案工作量共5井次，油井2井次，水井3井次，2021年以恢复生产为主，先不安排工作量。

（5）开井安排

3月份开始井组试开，预计6月份复产，主力层开油井4口，配液48方，初期日产油6.0吨，水井3口，配注70方，QK7污水回注井不停注，QK13井需检管3月底注水，QK121-3井同步注水。

（6）试开井安排

该块关停至今未试开，优选主力层农Ⅴ3-4吸水较好的QK13井组于3月份进行试生产，落实油藏、井筒及地面状态，为全面复产打好基础。

（7）产量安排

按方案递减规律预测，年产油1200吨。

2.3SN142块细分层系调整井网，2021年复产主力层。

（1）油藏概况

动用储量103.87万吨，关前油井20口、开井14口，日产油10吨，含水85%，采出程度11.5%，注水井13口、开井8口，日注水288方。层间矛盾突出、主力层水淹严重、套损井占比多。

（2）调整思路

分主力层农Ⅴ3小层和非主力层两套层系开发，井网适当抽稀；根据可利用井情况，通过大修、转注实现井网重组；通过补孔、层内堵水，挖掘主力层农Ⅴ3层内潜力。

（3）方案设计

利用油井12口、水井9口（合采油井8口，分注水井5口）。主力层油井9口、水井6口、平均井距300米；非主力层油井12口、水井8口、井距230米。预计提高采收率2.0个百分点。

（4）工作量

方案工作量共11井次(油井4井次，注水井7井次) ，2021年以恢复生产为主，不安排措施工作量，部分需要措施的复产井暂用临井代替，2022年逐步安排实施。

（5）开井安排

3月份开始井组试开，预计6月份主力层井全开，油井开井9口，配液76吨/天，初期日产油10.5吨，水井5口，配注170方/天，其中4口为边水区注水井（QK142-25、-14、-6、SN142），注采比适当加大。

（6）井组试开

先开低部位2口水井（SN142、QK142-25）实施边外注水，同时增加注水能力，解决产出水回注问题；油井选择不同构造部位、关停前不同产状3口井（高部位不见效QK142-29，产量最高的QK142-27，及东部高含水QK142-18）3月份开始试生产，落实油藏、井筒、地面状况。

（7）产量安排：按方案数模预测，年产油2300吨。

秦家屯油田关停期只对SN106块进行了试开，其它区块因地面及安全环保问题无法正常开井。

3复产存在的问题

3.1部分井离村镇和文物保护单位近、存在管道占压、H2S泄露、油水泄露的安全环保和政策风险

    SN121有2口井（共12口）、SN142块有31口井（共33口）距离居民区和文物保护单位近（30米-180米），4号计量站、SN121块2口井、SN142块10口井管道占压。

3.2四平采油厂产出水及气井产水与油藏需求注水之间存在较大差距

    秦家屯四个油田产出液均由秦家屯联合站处理，秦家屯联合站处理能力足够，但产出水和气井产水均要注入秦家屯油田，部分产出水无法通过常规油藏注水消化。3月份四个油田陆续复产后。每日有200-350方水无法正常注入。

解决产水回注问题首先需实施地面配套改造工作量，目前秦家屯油田4号注水间改造未完成，只有加快改造施工进度，实现秦家屯全面复产，才能完全梳通集输处理流程，实现四平采油厂生产良性循环，计划4号站注水间5月份改造完成，可增加注水能力140方。

秦家屯油田目前有2口污水回注井（QK3-4、QK3-6)，注入能力300方/天，QK3-6井目前井口漏失，计划3月份修好恢复注水。由于1-6月份部分井未复产，2口回注井能满足回注需求。6月份全面复产后，2口污水回注井和4号注水站改造也无法满足回注需求，缺口约50方/天，下步备选污水回注井河山2井。

4开井费用测算

  按照采油、地面两部分测算运行费用，其中采油系统运行费用（列支成本）168万元，地面系统运行费用（列支投资）560万元。

4.1地面系统

秦家屯油田地面集输系统自2000-2006年陆续投产，运行年限长，设备流程存在腐蚀老化、穿孔现象，集输、注水管线存在穿孔、堵塞等现象，预计复产投资560万元。

 （1）SN106块油井掺水回油管线不通，根据实际运行进行漏点补漏，预计投资70万元。

（2）SN121块、SN142块由4号站配套，4号站注水间及站外管线改造，预计投资240万元。

 （3）SN142和SN121块开井计划中管线占压4口井(QK142-7/8/121-5/6)，需新建管线长度约4公里，穿越河道、公路2处，预计投资250万元。

4.2采油系统

预计油水井复产费用168万元，其中油井费用93万元、水井费用75万元，包括井下作业、油水井井口管线补漏、流程配件维修保养、抽油机和电机维修等。