冀东油田陆上作业四区高5-78井技术管理员王志永，一上班就来到井场巡视，如同看护自己的“宝贝”。他告诉记者，一年多前，这口井还是“死井”，因供液不足、低压低产而长期关停。去年5月，这口井经补孔作业后“复活”，变成一口重点生产井，初期日产油10吨，目前日产油6吨，累计增油2300多吨。

　　截至2013年2月底，冀东油田共有长停井503口，占总油井数的1/4。去年年初开始，冀东油田启动长停井综合治理攻关活动，通过把脉问诊、对症下药，让一批长停井重新迸发活力，成为稳产上产的“助力器”。

　　变“单打独斗”为“整体布阵”

　　冀东油田南堡作业区地质研究所副所长张杰介绍，以前，长停井恢复都是各作业区针对单井零星展开，没有上升到油藏层面进行系统分析研究和综合治理，措施有效率低、有效期短。现在的做法是，由油田层面统一组织，集中多部门、多专业技术人员，在深化地质认识的基础上，联合开展油藏整体研究，全面查找长停井分布规律和停井原因，站在更高层次“排兵布阵”，极大地提高了措施有效率和增油效果。

　　冀东油田将长停井综合治理列为科技攻关重点课题，成立长停井恢复项目组，专项督导长停井恢复工作，同时下设多个攻关课题，力争用2年时间，在长停井恢复方面突破瓶颈。

　　各课题组对每口长停井的井史、井况进行系统研究分析，摸清长停井的分布规律和停井原因，充分结合动态与静态数据、地下与地上情况，针对不同原因导致的长停井，分类制定长停井复产的关键技术和技术研究路线。2013年，冀东油田共完成长停井恢复219口，是2012年恢复数量的8倍多；措施有效率达77.2%，累计增油4.22万吨。

变“油井恢复”为“油水井对应恢复”

　　冀东油田长停井恢复项目组组长韩明认为，长停井恢复是一项系统工程，必须以提高井网对储量的控制程度和动用程度为重点，立足油藏综合治理与单井措施挖潜相结合，着力改善油藏开发效果，夯实稳产基础，并促进工艺技术发展。

　　油水井之间存在着密切联系，在注采井网中分别肩负着采出和注入任务。仅采出，不注入，能量亏空，油井极易体虚乏力，快速递减。注入无序，水体锥进，又容易造成油井含水飙升甚至“水淹”。通过对长停井在油藏中的分布区域和停产原因分析，高含水和低压低产是主要因素，两类井合计占长停油井总数的82%。

　　在长停井综合治理中，冀东油田改变以往“就油井治油井”的做法，通过对油藏整体分析，实施“油水井对应恢复”新举措。一方面对高含水井和低压低产井有针对性地实施找水、堵水、回采、吞吐、解堵、压裂、防砂等综合性措施，使其恢复生产；另一方面对注水开发油藏，依据油水井连通关系和水驱方向，给对应水井增压增注，补充地层能量，培育油井产能。

　　高76断块在实施综合治理前共有47口油井，开井30口。通过开展小层对比，实施周期注水、细分注水措施，完成水井恢复10口、油井恢复6口，油井开井率提高到84%，水驱储量控制程度和动用程度分别提高1.1个百分点和0.5个百分点，日增油35吨。

变“事后效益分析”为“事前经济评价”

　　长停井恢复难度大、花费多，虽然有利于提高产量，但需要确保经济可行。对此，冀东油田坚持生产管理与经营管理相结合，对预实施的井进行经济论证，变“事后效益分析”为“事前经济评价”，力争实现效益最大化。

　　冀东油田陆上作业区地质研究所生产管理室主任祝志敏告诉记者，冀东南堡油田已整体进入特高含水期，油层打开程度高，层间接替潜力小，措施难度越来越大。为确保长停井恢复工作既增油又增效，做到效益优先，陆上作业区创新思路，积极开展边际效益评价研究，建立经济效益评估模型。

　　陆上作业区对油井开井后的四项基本运行费用，即管杆磨损费、清防蜡费、采输动力费、日常维护费，进行翔实统计，依据单井边际利润，针对浅层、中深层、深层不同油藏，分别确立每个油藏、每口井的经济产量下限。同时，结合经济效益平衡点，进一步确立油井生产的最高含水上限。

　　截至目前，冀东油田共恢复长停油井329口，增油8.18万吨；恢复长停水井59口，增注48.3万立方米，增加水驱动用储量329万吨；投入产出比达1：2.18，较计划效益提高81.7%。

　　善用现有资源即效益之道

　　企业不能一味依靠扩大规模来谋求发展，必须改变原有过分依赖规模扩张和增加资源投入的粗放式经营方式，转向更加注重质量、效益的集约发展和内涵发展。

　　对于油气田企业来讲，历经几十年勘探开发，普遍步入开发中后期，在资源劣质化趋势愈发明显、整装油气资源发现越来越难的形势下，如何摆脱过分依赖新建产能，善用现有资源和老井、老区，做到少井高产、高效，用最少的投入创造最大的价值，是摆在企业管理人员面前的重大课题。

　　发现新储量固然可贵，但提升老井和老区的开发水平，也是油田基业长青的重要支撑。在重视新井产量的同时，老井的能力同样不能忽视。长停井意味着地下资源和地面设施等资产闲置，是油田现实的可利用资源。能否盘活这些闲置资产，成为油田可持续发展能力的重要考量。

　　长停井修复是一项系统工程，要整体着眼、高处立足。零敲碎打、单兵作战式的修复工作，往往措施有效率低、有效期短，很难有大的突破。而上升到油田和采油厂层面，统一排兵布阵、整体谋划，多部门、多专业联合作战，展开系统分析研究和综合治理，摸清长停井分布规律和停井原因，才能发挥更大效能，使长停井形成规模产量。

　　长停井修复不是简单的修修补补，要有科学思维、系统观念。不能只把眼光盯在油上，而是要更加看重长停井修复对于井网完善和储量激活的整体功用，以此提高井网对储量的控制程度和动用程度，立足于将油藏综合治理与单井措施挖潜相结合，着力改善油藏开发效果。

　　老井利用绝非逢停必修，不能盲目投入，要超前预算、算好效益。要坚持生产管理与经营管理相结合，对长停井修复开展经济论证，变“事后效益分析”为“事前经济评价”，力争实现效益最大化。只有确保经济有效，才能使老井恢复再利用的工作步入正轨。（记者 李建）

　　延伸阅读

　　什么是长停井

　　长停井是指生产、注水或者修井作业已经结束，但没有采取永久废弃处置的井。长停井分为关停井和暂闭井。若一口长停井的完井井段与油管或套管连通，则这口井被归为关停井。关停井状态从停产或完成修井作业3个月后开始算起。当一口长停井的完井井段与生产油管或套管已被隔离时，这口井被归为暂闭井。

　　产生长停井的主要原因

　　一是由于地层能量不足、高含水、地层出砂等原因造成的低产低效关停井；二是因为套管变形、井内有落物等造成的恢复难度较大的井；三是因为地域环境受限、工农关系影响等造成的关停井。