不同工艺技术挖潜潜力分析

不同工艺技术挖潜潜力分析 1 目录 第一部分 目前工艺现状及存在问题 一、目前工艺现状及效果分析 （一）井网恢复工艺及效果 （二）分注工艺及效果分析 （三）调剖（驱）工艺及效果分析 （四）增注工艺及效果分析 二、目前工艺存在的主要问题 （一）开窗侧钻和 4 寸套存在的主要问题 （二）分注工艺中存在的主要问题 （三）调剖（驱）工艺存在的主要问题 第二部分 工艺技术挖潜潜力分析 一、井网恢复挖潜潜力分析 （一）目前事故现状 （二）下步井网恢复工作量及效果预测 二、 剖面改善潜力 （一）目前油田吸水剖面现状 （二）分注现状 （三）不同级段分注井吸水剖面现状 （四）下步分注工作量及效果预测 （五）下步调剖工作量及效果预测 （六）下步增注工作量及效果预测 第三部分 工艺技术集成 一、油、水井措施配套 二、单井复合工艺 第四部分 2005 年我厂主导工艺技术建议 一、井网完善方面 二、剖面改善方面 2 第一部分 目前工艺现状及存在问题 一、目前工艺现状及效果分析 近年来，针对我厂事故井发生较多、对储量和注采井网影响较大；因储层在纵向、平面以至同层内的不同相带发育差异大导 致分层动用不均等实际情况，不断引进、大胆实验各种与之配套的工艺技术，取得了较显著成效，有力地改善了这一不利开发现状： （一）井网恢复工艺及效果 目前，我厂形成了以拔套侧钻、开窗侧钻、下 4 寸套管、套管补贴、套管整形、换井底等为主的一系列较成熟的大修工艺，对可采储量、控制储量、水驱储量恢复及注采井网的恢复完善起到了巨大作用。 2003，我厂共实施了井网恢复工作量 102 口，恢复水驱控制储量 104吨，恢复水驱动用储量 104吨，增加可采储量 104吨：所实施的 68 口 油井，恢复水驱控制储量 104吨，水驱动用储量 104吨，增加可采储量 104吨吨，平均单井日产（日增）能力 ，平均单井当年产油（大修井增油） 348 吨；所实施的 34 口水井，恢复水驱控制储量 104吨，水驱动用储量 104吨，增加可采储量 104吨，井组初期见效增油能力 /天，当年井组平均见效增油 61 吨。 1、开窗侧钻 共实施了工作量 28 口，恢复水驱控制储量 104吨，水驱动用储量 104吨，增加可采储量 104吨。其中油井 26 口，平均单井增加产能 /天，平均单井当年产油 597 吨。该项大修技术因成本低、施工周期相对较短等诸多优点，近 2、 3 年来在我厂得到了普遍推广，成为井网恢复中最主要手段。从效果来看，该项技术主要适用于浅层、目的层系较单一的油藏，因而在文明寨油田、马寨油田得到了较大推广： 03，文明寨油田共实施开窗侧钻 20 口，其中的 18 口油井投产初期日产能力 ，高于全厂平均水平 /天，全年油井平均单井产油 696 吨，高于全厂平均水平 99 吨；马寨油田共实施了 7 口（全为油井），平均单井初期日 产能力 ，平均单井年产油 422 吨；卫城油田仅实施了 1 口（ ），投产初期日产油 ，当年产油 52 吨，效果明显差于文、马油田。 主要好的做法有： （ 1）在储量恢复的同时，精细边界断层描述，追求储量增加 在精细边界断层描述和构造研究基础上，在明一西块优选出了 区沙三上、明 58井沙二下，明 57 井沙二下，卫 305 块 305沙四段为目的层系布井，通过钻遇情况分析， 3 进一步落实了这些井区构造，投产后效果也十分显著。 如新明 173 侧井：依据该区断层倾角相对较小，夹缝面积受限制的特点，借 用事故关井的新明 173 井，利用开窗侧钻技术，部署大位移双靶井新明 173 侧井进一步落实构造、恢复产能，恢复和增加动用储量和可采储量。该井 2003 年 9 完钻，钻遇目的层沙三上 4，油层 25m/8层，增加含油面积 加地质储量 5 104吨，该井投产时在无 考资料的情况下，通过精细测井解释、动态历史与现状分析及后期配套措施研究，投产后高产、高效。 2003 年9 月 21 日投产三上 4，油层 层，初期日产液 ，日产油 ，含水 4%，至2003 年底，累计产油 1365 吨 ，平均日产油 ，后实施注采配套分注明 1，保持了该井的高产稳产：目前仍有 /天的产能。 又如明 57 井：该井为明一东块一口事故井，处于明一东与卫七块交界处，该区域断层发育，易形成多类型小断块。根据这一特点，通过加密油藏剖面、对断层进行精细描述，卡准了断层及断面，认为明一东近卫七断层沙二下下降盘卫七块明 248 井断块区高部位有掏边余地。若部署直井控制面积、储量小，无挖潜余地，故设计双靶定向井进行掏边，挖潜二下 4断层边角含油富集区，该井 2003 年 3 月完钻，钻遇目的层沙二下 4，油层 15m/6 层，增加含油面积 加地质储量 5 104吨，该井于 2003 年 5采用螺旋式射孔分两次投产二下 4， 13m/6 层，初期日产油达 12 吨。 （ 2）以井网恢复、完善为原则，在注采反应明显、剩余油富集、能量较充足区实施开窗侧钻效果较好 如明 75 井，原 明 75 井为明十六块的一口高产井 ， 该井由于落物无法修复停产。该区北部历史上油井高产 ， 南部有井控制，转注后能量可得到有效补充。布井时有意识向东北部断层靠近。该井 2004 年 4 月 21 日完钻，钻遇油层 4 层，恢复水驱控制储量 510 4吨 。2004 年 4 月 21 日投产二下油层 2m/1 层，初期日产液 ，日产油 ，含水 60%，动液面 998m，由于无注采对应，能量持续下降，下降至最低为日产液量 ，日产油量 合含水 动液面 1273m。 2004 年 6 月 3 日实施配套措施，及时将明 365 井转注，单注二下 2 层，对应明 75C 注水，日配注 30注后明 75C 井明显见效，日增油 4 吨，年产油 1706 吨 ，目前有 /天的产能 。 （ 3）高效利用报废井，离开老井一定距离落实构造和剩余油 我厂油藏普通存在断块破碎、平面上 剩余油分布不但受构造和沉积相的影响，同时细微的高差和井况等其它因素也影响剩余油的分布。如 03 年 6 月份在明一东块东部明 1区 4 所实施的明 18C 井就是这样一个较典型的例子。该井区地层倾向为南，高部位位于明 1以北，通过在该区部署调整井明 1分析，沙二下层系并不是预想的那样水淹较高，在高部位剩余油仍较富集，于是利用报废井明 18 井向北侧出近 80m，钻遇沙二下油层 层，水淹层 层，于 03 年 7 月份补孔二下 21 层后日增油 6 月 份投产非目的层系三上 1），从而在该井区形成了一注三采的规则井网。 （ 4）以恢复产能为目的，恢复可采储量， 实施开窗侧钻 2 口井（卫 3052、卫 9507），恢复可采储量 0 4吨 ,年产油 0 4吨 如 卫 3052 井 ：该井为卫 305 块一口事故井，老井卫 305于压裂管柱落井及套破，沙三中 7的一套 10m 厚 油 层未能开采，为恢复注采井网 ， 利用该事故井开窗，恢复动用储量和可采储量，该井 2004 年 6 月完钻，钻遇目的层沙三中 7，油层 层，水淹层 3.2 m /1 层，恢复含油面 积 复地质储量 410 4吨 ，于 2004 年 7 月采用超正压射孔投产三中 7， 层，初期日产油只有 ， 8 月份补孔且对该层进行了压裂改造，目前生产沙三中 7, 层，日产油 。 2、 4 寸套 共实施了 5 口，恢复水驱控制储量 18 104吨，水驱动用储量 104吨，104吨，其中油井 3 口，初期平均单井日产油 ，当年单井平均产油 140 吨，效果较差，主要原因：一是下 4 寸套的主要目的是恢复完善井网；二是 3 口油井中有 2 口（ 215 井）固井质 量差，影响生产效果。 3、大修 03共实施各类大修工作量 69 口，恢复水驱控制储量 104吨，水驱动用储量 104吨，恢复可采储量 104吨。其中油井实施了 39 口，104吨，水驱动用储量 104吨，可采储量 104吨，实施后初期平均单井增产 /天，全年平均单井累计增产 198 吨；水井实施了 30 口，恢复水驱控制储量 104 吨，水驱动用储量 104 吨，可采储量 104 吨，当年平均井组累计见效增油 59 吨。 如卫城油田卫 81 块德油井卫 257 井，生产层位沙四 10，正常生产时日产液 ，日产油 ，含水 60%，液面在井口。该井 98 年 10 月落物后打捞， 116井规在 阻变形， 116模打印在此变形。当时因大修技术所限未修复成功，于是被迫打塞上返沙二上 ，结果该层系含水较高：日产液 吨，日产油 ，含水 液面 434m，后被迫关井。 2003 年 3 月份，通过对套管的重新处理，捞出落物，恢复了该井区沙四 1复水驱控制储量 104吨，水驱动用储量 104吨，可采储量 104吨，生产沙四 10 后日产液 ，日产油 ，含水 50%，液面 668m。 （二）分注工艺及效果分析 目前，我厂分注主要是通过封隔器、挤堵、打塞、填砂等手段实现，尤其是对于多层系的文、马油田，通过重分层、细分层，有力地缓解了层间矛盾的进一步加剧。 2004 年，全厂共实施分注、层系重分细分 27 口，共计增加吸水厚度 93m/49 层，平均单井增加吸水厚度 。平均单井增加有效注水量 33m3/d，增加水驱动用储量 104吨，其中有 18 个井组的对应油井见效，见效初期平均井组增油能力 /天，平均井组年累计增油 200 吨。 从实施工作量分布看，文明寨油田实施了 18 口，占全厂的 是分注实施的主要对象，这也是和多层系油藏开发特点相适应的；从实施效果看，初期见效效果较好的是文明寨油田，初期平均单井组见效增油能力为 /天，高于全厂 /天，但有效期短，平均单井组年增油 149 吨，低于全厂平均水平 51 吨，主要原因是分注有效期较短，如明 1于 04 年 2 月份初测分层启动压力后分注（三段四段， 于 2 月 24 日调配正常注水，但 过测剖发现封 1 失效。 典型井组分析： 组：该井是卫七块沙二上二下三上层系的一个主力井组，该井于 03 年转注后笼统吸水剖面反应主力层系二上 1#层强吸水（相对吸水 ； 2004 年元月调剖后，细分为二级三段，以加强二上 1水，通过分注后的测剖面发现，二上 1#层吸水得到了控制（相对吸水 ， 6、 8、 17#层得到了启动。措施之后该井组对应的油井明 145、明 180 井相继，初期日增油 ，当年累计见效增油 1059 吨，其中明 180 井初期见效日增油 ，年累计见效增油 886 吨。 卫 22组：该井组位于卫 22 块西北部、注水层位三中 6分注为一级二段（三中 6为偏 1，三下 2），吸水剖面显示偏 1 层段中三中 6下 1欠注，是导致对应油井卫 22供液不足、卫 22含水上升的主要原因。为解决该井组的这一矛盾， 2004 年年初制定并实施了二级三段 的细分方案：原偏 1 细分为二段（三中 6，三下 1为偏 2），原偏 2 不动为偏 3。措施后对应油井卫 22 22相继见效，其中卫 6 22最为明显，见效初期含水由 83%下降到 日产油由 上升到 ，日增油 ，年累计见效增油 925 吨，目前仍保持见效增油势头，效果十分显著。 （三）调剖（驱）工艺及效果分析 近年来，我厂调剖（驱）工艺从起初的低浆调剖、钠土等常规调剖发展到 粒、缔合物，微生物等有机调剖，改善剖面的调剖（驱）工艺得到了较快发展，效果也逐渐改善 。 2004 年，我厂共实施各类调剖（驱）工作量 111 井次，在注水量弱有下降（由 6481m3/373m3/d，减少了 108m3/d）情况下注水压力由 升了 选取其中措施前后可对比剖面 11 口，增加吸水厚度 层， 层，增加水驱动用储量 104吨，平均单井增加 104吨。104吨，平均单井组见效增油 209 吨，油井初期见效增油能力 /天，平均单井组增油能力 /天。 1、常规无机调剖 共实施了 77 口，占全年调剖（驱）工作量的 调剖类型主要以盐酸 土 主。其中盐酸 5 井次，钠土 施了 23 井次， 施了 14 井次，共计 62 井次，占常规调剖工作量的 其余工艺（包括 等）共实施了 15 井次。 所实施的 77 口调剖井平均注入剂量为 606次，平均单井施工半径为 均单井注水压力在总注水量基本不变（由 4521m3/d 增加到 4643m3/d，增加 122m3/d）对应的 186 口油井有 141 口见效，见效率 平均单井组见效增油 190 吨，降水 974 吨，平均有效期为 141 天，平均单井材料费 4 万元，总费用 8 万元。 分类调剖效果如下： （ 1）盐酸 实施 25 口，平均单井注水压力下降 水量增加 52m3/d），平均单井见效增油 170 吨，降水 1380 吨，平均有效期 135 天，平均总费用为 元。与总调剖效果相比，平均单井费用高出 元，井组见效增油减少 20 吨 /井次。 2）钠土 实施了 23 口，平均单井注水压力上升 水量增加 49m3/d），平均单井见效增油 178 吨，降水 814 吨，平均有效期 165 天，平均单井总费用 元。与平均效果比，平均单井费用低 元，井组见效增油减少 12 吨 /井次。 7 3） 实施 14 口，平均单井注水压力上升 均单井见效增油 210 吨，降水934 吨，平均有效期 143 天，平均单井总费用 元。与平均效果比，平均单井费用高 组见效增油多 20 吨 /井次。 4）其它 实施 15 口，平均单井注水压力上升 均单井见效增油 223 吨，降水 582 吨，平均有效期 111 天，平均单井总费用 元。与平均效果比，元，井组见效增油多 33 吨 /井次。 从以上分析可看出，常规调剖中盐酸 水玻璃、钠土 体效果要稍逊于 它调剖，其中盐酸 水玻璃从成本、增油效果来看是最差的，钠土 本低但效果稍差；剖整体效果较好；其它调剖井中因新明 1组油井明 86 井下电泵提液及该井组2002实施了聚合物驱综合影响效果较好（井组见效增油 2179 吨）外，其余 14 个井组平均见效增油 83 吨 /井次。 2、有机调 剖 共实施 27 口，占全年调剖（驱）工作量的 调剖后注水压力上升 水量基本稳定：由 1522m3/d 稳定到 1381m3/d），油井见效增油 104吨，平均单井 203 吨，初期见效日增油能力 ，平均单井 /天。调驱类型为颗粒、缔合聚合物两类：颗粒实施了 21 口，缔合聚合物实施了 6 口。 （ 1）颗粒调剖 实施 21 口，平均单井注水压力上升 水量由 1117m3/d 减少到 1007m3/d，减少了 110m3/d），平均单井见效增油 198 吨，降水 558 吨，平均 有效期 105 天，平均费用 元，明显优于有机调驱总效果。 （ 2）缔合聚合物驱 实施 6 口（全在马寨油田实施），平均单井注水压力下降 注水量由 405m3/d 减少到 374m3/d，减少了 31m3/d），平均单井见效增油 200 吨，降水 1642吨，平均有效期 168 天，平均单井总费用 元；从增油效果、见效期、改善剖面的程度看，要稍优于颗粒调剖，但从成本看是较昂贵的。 （ 3）微生物驱 实施 7 口，其中文明寨油田实施 5 口，马寨油田实施 2 口。平均单井注水压力下降 注水量由 349m3/d 减少到 226m3/d，减少了 83m3/d），平均单井见效增油 433 吨，降水 417 吨，平均单井有效期 119 天，平均单井费用 元，综合效果要优于缔合聚合物。 （ 4）分层调剖 全年共实施 13 口，其中有机分层调剖 4 井（ 2）、 ），无机分层调剖 9 口。 8 （四）增注工艺及效果分析 2004 年，我厂主要是针对文明寨油田部分井因各种原因污染、物性差造成欠注实施有效增注：全厂共实施增注 20 口，其中文明寨油田 16 口，马寨、卫城油田各 1 口，古云集 2 口。实施后新增吸水厚度 1 层，平均单井 层，平均单井增加有效注水量 24m3/d（增加总有效注水量 494m3/d），增加水驱动用储量 104吨，平均单井 104吨；对应油井初期见效增油能力 /天 累计见效增油 136 吨 /井组。 其中增压增注 10 口，实施后新增吸水厚度 9 层，增加有效注水量 349m3/d，增加水驱动用储量 104吨，有 7 个井组的 12 口油井明显见效增油：，全年平均单井组累计增油 144 吨。如明侧 19 井，该井是明十四块沙四 1层系的一个重要 井组，吸水剖面较均匀（共射开 层，有 层吸水），但因物性差（平均渗透率只有 10 几个毫达西）导致地层欠注，对应油井 能量低，于 10 月 11 日上增注泵增注后，对应的 2 口油井先后见效： 于 12 月 1 日见效，日产液由 上升到 ，日产油由 上升到 ，日增油 ； 于 12 月 6 日见效，日产液由 上升到 ，日产油由 上升到 ，日增油 。，井组已累计增油 96 吨（因增注实施时间较晚，故累计增 油量较少），目前井组仍有效。 降压增注共实施 10 口，实施后新增吸水厚度 41m/22 层，增加有效注水量 145m3/d，增加水驱动用储量 104吨，有 6 个井组对应的 10 口油井见效增油：，平均单井组累计增油 132 吨。如 ，该井于 04 年 3 月份直接投注三下 720/7，当时未实施压裂酸化改造，完不成地质配注（地质配注 80m3/d，实注40m3/d，欠注 40m3/d）；我们于 10 月 29 日实施降压增注后，注水压力由 降到 降 5 个 应油井卫 22于 12 月 4 日见效，日产液由 ，日产油由 上升到 ，日增油 ，年累计增油 210 吨。 二、目前工艺存在的主要问题 （一）开窗侧钻和 4 寸套存在的主要问题 1、就技术适应性角度看，该技术更适合于浅层、中高渗透油藏；另外，因该技术的井筒特点决定了目前其完井和后期作业改造难度大的固有缺陷。 2、钻井工艺相对比较成熟，但固井质量的优良与否仍是决定着该技术效果（特别是有效期）的重要因素，尤其是 4 寸套悬挂处。 9 如卫城油田卫 22，该井事故后于 98 年 8 月份实施 4 寸套悬挂，悬挂点 寸套深度 井水泥返高 2100m，目的层系三下 ，恢复注水一年多后，于 99 年 11 月 1 日注水压力突然下降失效：在注水量保持 80m3/d 的情况下注水压力由 25降到 19降了 6 3、目前 4 寸套井不能测 压力资料，给地质认识带来了一定的难度。 4、开窗侧钻井后期机采配套、分注、堵水、压裂难度大，目前无法有效实施分层控制和机械找堵水。 5、后期加强井况防 治，采取配套的工艺技术，以延长该类井的生产寿命。 （二）分注工艺中存在的主要问题 1、多级封隔器分注井有效期仍是目前首先需解决的问题。 2、套损轻微井和 4 寸套井分注需要及时解决。 （三）调剖（驱）工艺存在的主要问题 调剖过程中防止地层近井地带污染的工艺、分层调剖技术还需进一步攻关。 第二部分 工艺技术挖潜潜力分析 一、井网恢复挖潜潜力分析 （一）目前事故现状 截止 2004 年 12 月份，全厂共有开发单元（按油藏目标化管理划分） 21 个，地质储量 7048 104吨。其中存在事故井的开发单元有 18 个，占开发单元总 数的 18 个事故单元地质储量为 6452 104吨，占总地质储量的 其中油井事故 150 口，事故率为 套损井 106 口，落物 31 口，套损落物 13 口。油井事故后共减少产量 /天，减少控制储量 104吨，水驱控制储量损失 157104吨，水驱动用储量减少 104吨，可采储量减少 104吨；水井事故 139 口，事故率 套损 109口，落物 13口，套损落物 17口，水井事故后减少有效注水量 5417m3/d，减少水驱控制储量 194 104 吨 ，水驱动用储量减少 163 104 吨，可采储量减少 104吨。 如明一块，区块总井数 176 口，累积出现事故井 112 口，其中油井 64 口，水井 48 口，事故率 ，共损失水驱控制储量 224 104 吨、水驱动用储量 104 吨、104 吨。“九五”以来，通过实施以恢复完善井网为主要目的的综合治理和技术改造，已恢复或替代 71 口，恢复水驱控制储量 104吨、水驱动用储量 104吨、可采储 10 量 104吨，局部注采井网得到恢复完善。 表 1 明一块累积出现事 故井分类表 井别 区块总井数 比例 合计 套损 套变 +落物 落物 油井 101 4 38 11 15 水井 75 8 23 20 5 合计 176 12 57 17 5 尽管恢复了 71 口井，但仍然有 41 口事故井存在，减少水驱控制储量 104吨，水驱动用储量 104吨，可采储量 104吨，其中油井 23 口（事故直接关井 2 口），减少产能 30 吨 /天；水井 18 口，减少有效日注水量 360少水驱控制储量 58 104吨，水驱动用储量 104吨，可采储量 104吨，其中 4 口井停注，井网完善程度降低， 16 口井由多向受效变为双向受效， 9 口井由双向受效变为单向受效； 10 口井因套损无法分注，目前区块分注率只有 53%,比正常时低 10%以上 , 9 口井因套管缩径，无法按开发要求细分，致使分层改造、分层动用工作受到制约 ,对应 15 口油井含水上升，减少产能 22 吨 /天。统计 15口井吸水剖面，减少吸水厚度 少 表 2 明一块油田事故井影响程度调查表 井别 井数 已恢复 替代 影响开发 小计 潜力小 需更新 需修复 影响储量 控制 动用 可采 油井 64 41 23 18 2 3 井 48 30 18 9 5 4 58 计 112 71 41 27 7 7 如卫 95 块，共有油水井 147 口，累积出现套损事故井 98 口，事故率 其中油井 45 口，水井 53 口。至目前已侧钻、 4 寸套、大修恢复 34 口，但 2004 年又新增事故井 19口。目前影响开发事故油水井有 42 口，其中， 17 口急需侧钻、大修恢复。 表 3 卫 95 块事故井统计表 项目 合计 油井 水井 分类合计 落物 套损 套损 +落物 落物 套损 套损 +落物 落物 套损 套损 +落物 累积事故 98 13 27 5 4 33 16 17 60 21 大修侧钻恢复 34 7 8 1 3 7 8 10 15 9 影响开发 42 12 4 1 20 5 1 32 9 急需恢复 17 4 4 1 4 4 1 8 8 11 一是局部井网失控，处于瘫痪状态：事故关井 12 口井，油井 3 口，水井 9 口。开井率下降 局部区域不受控，受控井减少 3 口，受控率下降 减少受 控方向 26 个，其中单向受控井减少 3 口，双向受控井减少 10 口，多向受控井减少 13 口。损失水驱控制储量76 104吨 ，损失水驱动用储量 41 104吨 ，可采储量 104吨 ，日减水量 350注水减少 104降产能 14 吨，年累降产 3400 吨。如卫 95 南块西部井网： 19 口井中， 9 口井事故关井，关井率 6 口井带病生产，事故率 通过侧钻、大修、转注井网初步恢复，但又新增 2 口油井、 1 口水井事故关井，且由于井况复杂， 3 口水井无法修复待报废，目前井况仍是影响该区正常生产的重要因素。 卫 95 南块西部井网现状图 二是分层调控能力减弱，层间矛盾加剧：带病生产井 13 口，带病注水井 17 口，导致如卡堵水、分注、细分等措施无法实施。 16 口分注井被迫改为笼统注水， 5 口井简化注水管柱，分注率下降 分层调控能力减弱，层间矛盾进一步加剧，统计 12 口因套损改分注为笼统注水井前后吸水剖面，吸水厚度下降 弱吸水层吸水厚度下降 8%，吸水量减少 16%，强吸水层吸水厚度下降 但吸水量增加 有效注水量减少 104致对应油井 7口能量下降，平均日产液下 降 12 吨，日产油下降 ，动液面下降 54m； 13 口井平均含水上升 百分点，日减油 。水驱控制储量减少 19 104吨 ，水驱动用储量减少 45 104吨 ，可采储量损失 104吨 ，影响产能 19 吨 /天，年累降产 5300 吨。如 95事故前二级三段分层注水，吸水相对均匀，但 2003 年 4 月套变后，因层间物性差异大，吸水厚度下降14m/6 层，层间矛盾加剧，强吸水层吸水厚度增加 水量增加 井组日产液增加45 吨，含水上升 2%，日产油下降 。 图 例9 5 - 5 0正常生产带病生产事故关井侧 钻转 注大修关井9 5 - 8 39 5 - 9 1c 9 5 - 9 6c 9 5 - 9 2c 9 5 - 4 69 5 - 9 49 5 - 6 9- 5 4C 95 - 989 5 - 39 5 - 1 0 49 5 - 6 29 5 - 1 5 89 5 - 1 0 8- 58 - 9 99 5 - 1 1 3969 5 - 7水 井带病生产事故关井图 例油 井带病生产事故关井9 5 - 5 09 5 - 9 195- 58c 9 5 - 9 29 5 - 4 69 5 - 9 49 5 - 6 9 - 39 5 - 9 6955 - 989 5 - 8 3c 9 5 - 4 69 5 - 1 0 49 5 - 6 29 5 - 1 5 8 - 9 9969 5 - 1 1 39 5 - 7改造前 改造后图 例9 5 - 5 0正常生产带病生产事故关井侧 钻转 注大修关井9 5 - 8 39 5 - 1 0 0c 9 5 - 9 6c 9 5 - 9 2c 9 5 - 4 69 5 - 9 49 5 - 6 9 C 95 - 989 5 - 39 5 - 1 0 49 5 - 6 29 5 - 1 5 89 5 - 1 0 8 - 9 99 5 - 1 1 3969 5 - 7改造后 12 卫 95水剖面图 卫 95组注采曲线 目前因事故井影响共计减少水驱控制储量 95 104吨 ，水驱动用储量 79 104吨 ，损失可采储量 104吨 ，其中油井减少可采储量 104吨 ，水井减少水驱可采储量 104吨 ；采收率 下降 百分点；日产油量减少 33 吨，含水上升 年产油量减少 8700 吨。 表 4 井况影响开发指标统计表 项目 水驱控制 水驱动用 可采储量 采收率 % 分注率 % 日产油 t 储量 104t 程度 % 储量 104t 程度 % 合计 104t 油井 104t 水井 104t 指标下降 3 （二）下步井网恢复工作量及效果预测 下步我厂事故治理区块共 11 个开发单元，地质储量 4429 104吨，占事故储量（ 6452104吨） 油水井事故治理合计 47 口，占事故井总数（ 289 口） 其中重点事故治理单元 5 个：明一东、 卫 11、卫 22、卫 95、卫 305 块，合计地质储量为 2081 104吨，占事故储量 占治理事故储量 治理井数 37 口，占总治理井数 其中油井实施 18 口，预计可恢复水驱控制储量 104吨，水驱动用储量 104吨，可采储量 104吨，增加产能 /天，全年累计产油 104吨：更新实施 1口，开窗侧钻 9 口，下 4 寸套 2 口，套管补贴 1 口，常规大修 4 口。水进实施 29 口，预计可恢复水驱控制储量 104吨，水驱动用储量 104吨，可采储 量 104吨，增加有效注水能力 1900m3/d，预计全年对应油井见效增油能力 1740 吨 /天，井组见效增油 104吨：更新实施 8 口，开窗侧钻 7 口，下 4 寸套 3 口，换井底 3 口，大修 8 口。 306090日注60110160液量36912油量909498 含水1350150016502003事故后 13 如卫 95 块，一是利用事故井开窗侧钻，挖掘井况损坏区、断层边角的剩余油：开窗侧钻1 口（ 95）；利用成熟配套的 4 寸套、换井底、大修工艺对储量损失较大的事故井进行修复：大修 2 口（ ）。二是在剩余油富集的事故区，恢复区域注采井网，提高储量动用程度：下 4寸套 1口（ 95换 井底 1口（ 95大修恢复 3口（ 95 二、剖面改善潜力 （一）目前油田吸水剖面现状 统计近期吸水剖面 146 口，其注水量为 d（按原始吸水剖面），324 层，总连通厚度为 753 层，小层连通率为 95 层，吸水厚度、层数分别占射开厚度及层数的 占连通厚度及层数的 即是说目前全油田仍有 连通厚度和 连通层未被水驱动用。 从吸水强度看，吸水强度大于 15m3/2m/49层，分别占吸水厚度及层数的 而吸水量占总吸水量 尤其是古云集油田，大孔道吸水量占 而其层数只占吸水层数的 其次是文明寨油田，大孔道层数只占吸水层数的 而相应吸水量占总吸水量 但是，目前吸水剖面现状还是比较好的：吸水强度小于 5m3/17 层，分别占吸水厚度及层数的 其吸水量占总吸水量的 中等吸水强度（指吸水强度介于 5m3/ 10m3/间的层）的层有 29 层，分别占吸水厚度及层数的 其吸水量占总吸水量的 从吸水剖面现状分析可看出：以文明寨油田、马寨油田卫 95 块为主的浅层油藏改善吸水剖面的主要工艺应以调剖、细分与增注相结合为主；以卫城深层、马寨油田卫 305 块为主的深层油藏应以高压分注、增注和近解远调工艺为主。 （二）分注现状 截止 2004 年 12 月份，我厂共有水井 420 口，总注水量为 16097m3/d，其中分注井（包括注单层井） 209 口，分注率为 分注水量为 9881m3/d，占总水量的 文明寨油田分注率较高，达到了 分注水量百分比达到了 马寨油田受井况影响，目前分注率仅 低于全厂平均水平 9 个百分点，其分注水量只有 低于全厂平均水平 14 从分注级段看，目前我厂仍以一级二段、二级三段为主，二级三段以上的分注井仍较少：其中一级二段井数（包括油套分注，其相当于一级二段分注）为 122 口，水量为 4826m3/d，占分注水量 二级三段 52 口，占分注井总数 水量为 3468m3/d,占分注水量 二级三段以上只有 10口，占分注井数 其水量为 699m3/d，占分注水量 注单层井 25 口，占分注井数 12%，水量为 888m3/d，占分注水量 从分油田看，文明寨油田二级三段及以上分注井所占百分比稍高，而卫城、马寨、古云集油田十分低：三个油田二级三段分注井只有 9 口，二级三段以上只有 1 口。 （三）不同级段分注井吸水剖面现状 目前，全厂共有一级二段分注井（包括油套分注井） 122 口，统计其中 37 口 2004 年有吸水剖面的井，共射开地层厚度 47 层 ，吸水厚度为 05 层，分别占射开厚度及层数的 二级三段分注井 52 口， 2004 年有吸水剖面的 27 65 层，其吸水厚度为 90 层，占射开厚度及层数的 三级四段分注井 10 口，其射开厚度为 98 层，吸水厚度为 8 层，分别占射开厚度及层数的 与其它级段相比，其吸水厚度及层数百分比各高出 10 个百分点。 从分油田看，文明寨油田具有分注级段越多，吸水层数百分比越大的特点；而卫城 、马寨油田不明显。因而，下步适合在文明寨油田加大层系重组细分力度。统计全厂 10 口三级四段分注井，在细分前，吸水层只有 2 层，而细分后吸水厚度为 8 层，增加吸水厚度 6 层，平均单井增加 。 （四）下步分注工作量及效果预测 下步我厂需分注（重分细分） 39 口，预计启动新层 80 层，104吨，对应油井 118 口，见效增油能力 /天，年累计见效增油 6846 吨；其中常规分注 8 口，套损小直径分注 8 口， 4 寸套小直径分注 12 口，层系重分细分 11 口。分油田情况如下： 文明寨油田因 2004 年部分重点水井套损后对目的层系实施悬挂 4 寸套，因而以 4 寸套小直径分注为主：共实施 4 寸套小直径分注 8 口，预计可启动新层 9 层，增加水驱动用储量 104吨，对应油井见效增油 32 吨 /天，年增油 1600 吨。如明 113 井，该井组主力层系为三下 层系于 2003 年 7 月份事故后被迫实施 4 寸套悬挂，但其相对于上层系三上 2而笼统注水后吸水强度减弱，无法有效实施分层调控，对应油井明84、明 350 井含水有上升趋势 ，而明 210 井能量下降，井组日降油 。 15 卫城油田以层系重分细分为主：共实施 19 口，其中常规分注 6 口，套损小直径分注 2 口、4 寸套小直径分注 1 口，层系重分细分 10 口，预计可启动新层 23 层，增加水驱动作储量 104吨，油井见效增油能力 42 吨 /天，年累见效增油 3021 吨。 马寨油田以套损小直径分注为主：共实施 11 口，其中常规分注 2 口，套损小直径分注 5口， 4 寸套小直径分注 3 口，层系重分细分 1 口，预计可启动新层 5 层，增加水驱动用 104吨，油井见效增油能力 /天 ，年累见效增油 1975 吨。 （五）下步调剖工作量及效果预测 2005 年，我厂调剖重点以文明寨油田、马寨油田卫 95 块浅层油藏为主，全厂安排调剖工作量 118 口，预计可启动新层 58 层，增加水驱动用储量 104吨，油井见效增油能力 259 吨 /天，年累见效增油 104 吨，其中浅层调剖 57 口，要求分层调剖 56 口，占调剖井总数的 预计可启动新层 28 层，增加水驱动用储量 104吨，油井见效增油能力 118 吨 /天，年累见效增油 104吨。 如明一东块沙三上层系， 2002对 6 个井组实施了整体聚合物驱，实现了该层系连续 2 年的产量稳升，但到 2004 年下半年，部分井组含水有上升趋势（如 ），日降油 ，为了减缓层间矛盾的进一步加剧，有必要对该层系进行新一轮的整体调剖：预安排调剖 7 口（ ），对应油井 12 口，预计可启动新层 2 层，增加水驱动用储量