海洋能源网获悉，近日，在渤中28-2南油田A49井计量现场，井口数据显示，该井日产原油43立方米，日产液量93立方米。这口关停达15个月之久的长停井重新焕发生机，为老油田的效益开发带来了新的希望。
长停井：老油田开发的“陈疴顽疾”
“长停井”是指因各类故障或生产状况不佳而长期停产的油井。这类油井的存在，不仅直接导致原油产量损失，更造成巨大的资源闲置和资产浪费，成为制约老油田效益开发的瓶颈。
渤中28-2南油田于2009年投产，历经近20年开发，累计生产原油超千万吨，目前进入高含水、高采出程度的“双高”开发阶段。油田剩余油分布日益零散，老井增产潜力小、含水率上升、开采成本增加，其中长停井即是老井治理过程中的“陈疴顽疾”。
A49井：典型长停井的“病理”解剖
A49井是该油田一口典型的长停井。自渤海油田大力推动“老井复查”专项以来，科研人员聚焦“长停井”和“低产低效井”开展地毯式复查工作。以“老井复查”为抓手，渤南作业公司油藏工程师对A49井进行全面深入的“病理”解剖。
通过整合地质、测井、生产动态和测试资料，技术人员分析出该井关停的根本原因在于井区井网不完善与储层物性差导致供液先天不足，直接原因为电泵系统与供液能力严重不匹配导致的举升困难。“在供液能力本就有限的情况下，原有的电潜泵系统无法适应变化后的油藏条件。”科研人员找准了长停井的症结所在。
综合“施治”：先治标稳生产，再治本补能量
“基于精准诊断，我们对症下药，制定出一套‘先治标稳住生产，再治本补充能量’的综合性治理策略。”渤南作业公司主任工程师(油藏)王传军介绍说。
会诊结束，针对A49井的“手术”迅即开展。通过生产动态历史数据拟合与节点分析，海陆工作人员联动，先精细计算出当前油藏压力下的实际供液能力，又进一步优化调整地面控制系统的工作参数，寻找电泵运行最佳协调点。一举实现电泵排量需求恰好等于或略小于地层的供液能力，同时泵产生的扬程又完全能满足举升要求，成功解决了举升工艺与油藏供液不匹配的矛盾。
A49井再次喷涌油流，产油量达到10立方米/天，迈出了复产的第一步，治标初见成效。为根治供液不足问题，渤南作业公司油藏专业经过会商，决定将该井附近一口低效井进行转注，完善注采井网，补充地层能量。生产水注入后，有效提升了A49井的井底压力，从根本上改善了其供液能力，该井日产油量进一步跃升至超过40立方米。
老井治理：为老油田提质增效提供借鉴
该口长停井的成功复产是渤南作业公司老井治理良好实践的缩影。近一年来，依托老井复查，该作业公司仅在渤中28-2南油田就已成功实施“远稳近固”复合化学控砂、机械控水、一体化解堵防砂、油井开关层优化、泵型更换等低效井治理措施近20井次，累计增油近3万吨，为老油田的提质增效和可持续高质量发展提供了宝贵的案例借鉴。
通过综合“施治”，渤中28-2南油田的长停井重新焕发生机，不仅提升了原油产量，更优化了油田的开发效益，为老油田的可持续发展注入了新的活力。
