油藏分类分级管理努力提升油田管理水平

油藏分类分级管理努力提升油田管理水平第一部分2008年油藏分类分级管理执行效果第二部分2009年油藏分类分级管理工作部署第三部分2009年油田开发重点工作安排第四部分2009年运行保障主要内容第一部分2008年油藏分类分级管理执行效果2008年，在油田公司的指导下，严格落实“2342”开发管理思路，突出“技术引领、科学发展”主题，围绕“原油生产任务”和“降低自然递减”两个目标，不断深化“油藏分类分级”管理和“一井一法一工艺”管理，以注水为中心，以三叠系油藏技术优化和重点油藏综合治理为重点，抓实技术管理、分类治理、工艺试验三项重点工作，实现了陇东油田自然递减逐年减缓，进一步推进了油田开发的良性循环。一、2008年油藏分类分级管理思路—油藏分类：根据不同开发层位、开发阶段、开发特征分为八类油藏。第一部分2008年油藏分类分级管理执行效果一、2008年油藏分类分级管理思路—职责分级：一是细化三级工作职责，建立系统、规范、有序和可控的油藏管理体系。厂级（两所）

作业区井区生产资料录取技术措施落实开发技术政策制定阶段地质、工程方案编制重点区块动态管理（降递减区块）开发技术政策落实油水井小型措施及单项方案编制日常生产分析、技术措施制定油田开发动态管理（qo≤30t）第一部分2008年油藏分类分级管理执行效果—职责分级：二是优化运行模式，确保各类措施及时到位，实现开发工作平稳有序。油田开发室转变职能地质所油田开发室负责油田开发与生产管理过程控制油田开发过程管理编发《月度开发管理通报》，督促基层技术管理深入基层生产调研，及时解决生产问题召开旬度分析例会，剖析生产中各环节问题生产管理室油田开发规律研究开发技术政策制定开发方案编制生产分析与监管督促落实技术政策重点区块动态管理加强研究加强管理一、2008年油藏分类分级管理思路第一部分2008年油藏分类分级管理执行效果侏罗系油藏：以“提高开发中后期水驱效果”为主题，抓好综合挖潜。一是优化注采参数，缓解开发矛盾二是优化局部注采井网，提高水驱效率三是开展重点油藏治理，降低油藏递减四是开展套破井治理，提高产能恢复率区块（油藏）数量多、面积小储层物性好采出程度高油藏特点两项优化两项治理二、油藏分类分级管理执行情况——侏罗系油藏第一部分2008年油藏分类分级管理执行效果二、油藏分类分级管理执行情况——侏罗系油藏—Ⅱ类：注水开发中期油藏第一部分2008年油藏分类分级管理执行效果二、油藏分类分级管理执行情况——侏罗系油藏—Ⅲ类：注水开发后期油藏第一部分2008年油藏分类分级管理执行效果—Ⅴ类：边底水开发后期油藏二、油藏分类分级管理执行情况——侏罗系油藏第一部分2008年油藏分类分级管理执行效果以“提高单井产能、提高水驱效率”为主题，抓好技术优化。二、油藏分类分级管理执行情况——三叠系油藏一是优化动态监测方案，深化油藏认识六是开展重点油藏治理，降低油藏递减二是优化注水技术政策，夯实油藏稳产基础三是优化注采井网，提高水驱效率四是优化压力场分布，发挥油井潜力五是优化二次改造措施，提高单井产能油藏规模大微裂缝发育储量产量集中储层物性差采出程度低油藏特点五项优化一项治理第一部分2008年油藏分类分级管理执行效果—Ⅴ、Ⅵ类：长1、长3、长4+5开发中期油藏二、油藏分类分级管理执行情况——三叠系油藏第一部分2008年油藏分类分级管理执行效果二、油藏分类分级管理执行情况——三叠系油藏—Ⅶ类：长8开发初期油藏第一部分2008年油藏分类分级管理执行效果二、油藏分类分级管理执行情况——三叠系油藏—Ⅷ类：长8开发中期油藏第一部分2008年油藏分类分级管理执行效果1、地层压力稳定，能量基础良好三、取得的效果第一部分2008年油藏分类分级管理执行效果三、取得的效果2、水驱效率保持稳定采油二厂水驱特征曲线存水率：0.59→0.60水驱指数：1.426↗1.49水驱控制程度：87.7→87.8%水驱动用程度：71.3→71.5%含水上升率：1.4%第一部分2008年油藏分类分级管理执行效果三、取得的效果3、自然递减得到进一步控制第一部分2008年油藏分类分级管理执行效果三、取得的效果4、主力油田（产能比例87.2%）开发形势稳定第一部分2008年油藏分类分级管理执行效果全厂开发的11个油田，保持一类开发水平4个（占全厂储量比例63.3%，产量比例72.7%），二类开发水平7个，全厂保持一类开发水平。5、油田开发水平继续保持一类三、取得的效果第一部分2008年油藏分类分级管理执行效果第一部分2008年油藏分类分级管理执行效果第二部分2009年油藏分类分级管理工作部署第三部分2009年油田开发重点工作安排第四部分2009年运行保障主要内容2009年，继续贯彻“2342”开发管理思路，以注水为中心，以三叠系油藏技术优化和重点油藏综合治理为重点，抓住“油藏辨识、重点突出、过程控制”三个环节，进一步提升“油藏分类分级管理”内涵，坚持“推广成熟技术、完善在用技术、探索创新技术”三个做法，强化油藏科学有效管理，不断提高油田开发管理水平。目前我厂共有开发区块61个，油组15个，油砂体443个，具有区块多、层位多、开发特征差异大等特点。一、进一步细化“油藏分类分级”管理，提高油藏管理水平第二部分2009年油藏分类分级管理工作部署——根据油藏产量比重、递减状况，将侏罗系和三叠系开发区块各分为3类：第二部分2009年油藏分类分级管理工作部署一、进一步细化“油藏分类分级”管理，提高油藏管理水平——按照油藏分类情况，确定责任部门和责任人：第二部分2009年油藏分类分级管理工作部署一、进一步细化“油藏分类分级”管理，提高油藏管理水平——不同类别区块根据开发阶段、开发矛盾实施油藏分类治理A类（55.8%）优化注水政策，提高水驱效率，开展井网优化、油井分类治理，综合递减控制在8.0%以下。B类（8.5%）精细注采调控，通过油水井堵水调剖等措施，改善水驱效果C类（2.1%）优化注水参数，建立有效压力驱替系统三叠系侏罗系A类（7.0%）优化注采参数、开展油层挖潜及套破井治理等工作，降低油藏递减。B类（12.1%）不断完善注采层系，加强套破井治理，减缓油田递减C类（8.6%）加强日常注采管理及井筒治理，确保油藏稳产；关闭日产油小于5t区块。油藏分类治理第二部分2009年油藏分类分级管理工作部署一、进一步细化“油藏分类分级”管理，提高油藏管理水平2009年油藏分类分级管理安排——三叠系A类油藏

2008年白马中(22.5%)通过优化注水技术政策，调整平面产液结构，开展油水井分类治理和扩边建产等工作，区块整体开发形势保持平稳。开发形势2009年油藏分类分级管理安排——三叠系A类油藏（白马中）局部区域含水上升依然较快，产能损失大目前白马中共有见水井256口，占油井总井数的49.6%。其中，2008年含水上升井23口，日影响油量20t/d。主要矛盾西17西13西167西187白马中200811含水分布图2009年油藏分类分级管理安排——三叠系A类油藏（白马中）井网调整区及扩边区能量基础薄弱，递减较大白马中井网调整区域物性较好，但受钻井停注影响，压力保持水平下降（99.4↓96.7%），老井递减大（54t）；扩边区受注采井网不完善影响，部分井能量不足，产能下降，日影响油量28t。主要矛盾2009年油藏分类分级管理安排——三叠系A类油藏（白马中）局部吸水状况较差，影响区块稳产。部分区域地层物性差，水井长期达不到配注，多次措施增注效果不理想，导致区域地层能量下降。2009年油藏分类分级管理安排——三叠系A类油藏（白马中）治理目标自然递减：≤9.7%综合递减：≤8.7%含水上升率：≤1.8%水驱控制程度：≥98.5%水驱动用程度：≥70%地层压力：18.1～19.0MPa压力保持水平：100～105%2009年油藏分类分级管理安排——三叠系A类油藏（白马中）注水技术政策优化2009年白马中以均衡注水为主，注水强度保持在1.9m3/m.d左右；在扩边区域加强注水，注水强度2.0-2.1m3/m.d左右。油水井分类治理治理措施2009年油藏分类分级管理安排——三叠系A类油藏（白马中）水井维护措施措施增注7口：西39-22、西38-22、西37-18、西41-26等；选择性增注2口：西35-16、西35-12。开发形势2008年董志区（5.7%）重点开展了精细注水技术政策、油井分类治理等工作，但由于裂缝发育、井排距小含水上升快，见水后油井堵塞增多，区块递减加大。2009年油藏分类分级管理安排——三叠系A类油藏（董志）主要矛盾由于储层微裂缝发育、部分区域生产压差过大等问题造成董志区含水上升速度较快。2008年董志区含水上升29口，损失产能58t。董志区200811/200712含水级差分布图压力高（18.4）生产压差大见水微裂缝发育油井见水2009年油藏分类分级管理安排——三叠系A类油藏（董志）随着开发时间的增长，粘土颗粒运移、地层结垢等因素造成董志区地层堵塞井逐步增多，影响油井产能发挥。主要矛盾2009年油藏分类分级管理安排——三叠系A类油藏（董志）治理目标自然递减：≤18.2%综合递减：≤15.6%含水上升率：≤5.5%水驱控制程度：≥96%水驱动用程度：≥70%地层压力：15.0～15.8MPa压力保持水平：95～100%2009年油藏分类分级管理安排——三叠系A类油藏（董志）一是优化注水技术政策，提高水驱效率。继续实施“温和注水”技术政策，整体注水强度保持在2.0m3/m左右；在储层微裂缝发育、高含水区实施周期注水8个井组。治理措施2009年油藏分类分级管理安排——三叠系A类油藏（董志）二是油水井分类治理2009年油藏分类分级管理安排——三叠系A类油藏（董志）治理措施三是水井剖面调整开发形势2008年白马南(7.3%)通过开展精细注水调控、平面压力场调整、排状注水等工作，开发形势逐渐变好。2009年油藏分类分级管理安排——三叠系A类油藏（白马南）因物性差、井排距偏大，开发过程中未建立有效压力驱替系统，单井产能低。侧向井压力保持水平仅为79.8%，平均单井日产油1.8t。4.0MPa主要矛盾白马南油水井压力统计表2009年油藏分类分级管理安排——三叠系A类油藏（白马南）2009年油藏分类分级管理安排——三叠系A类油藏（白马南）治理目标自然递减：≤7.1%综合递减：≤6.5%含水上升率：≤0.8%水驱控制程度：≥70%水驱动用程度：≥96%地层压力：4.8～16.5MPa压力保持水平：90-100%优化注水政策均衡注水为主，注水强度保持在2.4-2.5

m3/m.d左右。油水井分类治理治理措施2009年油藏分类分级管理安排——三叠系A类油藏（白马南）水井日常管理2009年油藏分类分级管理安排——三叠系A类油藏（华152）2008年华152区（5.3%）通过优化注水参数、加强堵塞井治理，区块开发形势平稳。开发形势2009年油藏分类分级管理安排——三叠系A类油藏（华152）主要矛盾长3油藏地层堵塞频繁，措施有效期短。油层非均质性强、饱和压力高（8.91MPa）、区块平均流压较低（3.2MPa）、地层结垢严重等影响，堵塞频繁，且措施有效期较短，年平均影响油量50-70t/d，治理工作量大。局部高压区含水上升。2008年在局部高压区实施解堵措施后含水上升幅度较大，35口井含水上升影响油量16t/d。华152区08年11月含水分布图华152区2008年压力分布图2009年油藏分类分级管理安排——三叠系A类油藏（华152）治理目标自然递减：≤20.6%综合递减：≤11.5%含水上升率：≤3%水驱控制程度：≥96%水驱动用程度：≥69.5%地层压力：12.8～14.0MPa压力保持水平：105-115%精细注采调整，确保油藏稳产治理措施2009年油藏分类分级管理安排——三叠系A类油藏（华152）长效清防垢前置酸压裂缝内转向压裂前置酸压裂10口转向压裂10口（华152区低产井治理60口）长效清防垢20口继续推广三项工艺，分类治理堵塞井开展合理流压调整，防止油井堵塞，实施20口华152区2008年流压分布图低流压脱气区常规措施20口2009年油藏分类分级管理安排——三叠系A类油藏（华152）2009年油藏分类分级管理安排——三叠系A类油藏（南梁西）开发形势2008年南梁西区（5.9%）通过开展精细注采调控，转排状注水，措施引效等工作，开发形势变好。2009年油藏分类分级管理安排——三叠系A类油藏（南梁西）主要矛盾高压区边部低压区边部低压区南梁西区2008年11月压力分布等值图由于平面压力分布不均，高压区油井含水上升较快；采出水回注区日均超注60m3，目前3口油井（山15-13、山17-14、山19-11）含水上升，日均影响产能2.2t/d。采出水回注井2009年油藏分类分级管理安排——三叠系A类油藏（南梁西）主要矛盾隔层发育，剖面动用程度低。南梁西区纵向小层叠加，隔层发育，油水井对应关系差，剖面连通程度差，水驱动用程度低（56.4％）；由于注水压力高，检串、措施等工作卸压放水量大（2000-3000m3），措施难度大。山10-26吸水剖面测试成果图治理目标自然递减：≤8.1%综合递减：≤6.6%含水上升率：≤1.5%水驱控制程度：≥95%水驱动用程度：≥70.5%地层压力：11.4～12.1MPa压力保持水平：90～95%2009年油藏分类分级管理安排——三叠系A类油藏（南梁西）2009年油藏分类分级管理安排——三叠系A类油藏（南梁西）优化注水技术政策以“温和注水”为主，根据压力分布局部调整，提高油藏水驱效率，改善开发效果。油水井措施油井层间补孔4口：山7-26、山25-17、山27-16、山29-15；水井层间补孔3口：山26-16、山24-18、山28-16；开展储层解堵2口：山7-21、山7-19。治理措施2008年镇28区（51.9%）通过优化注水政策、平面调差、滚动扩边、井网调整等工作，区块生产能力上升；由于油藏北部部分水井达不到配注（08年增注6口）、井网调整区钻井停注影响，区域能量下降，区块开发形势变差。开发形势2009年油藏分类分级管理安排——三叠系A类油藏（镇28）北部7口注水井累计欠注7185m3，区域地层压力10.4MPa（保持水平61.4%），对应12口油井产能下降。产量下降井欠注水井镇28区2008年11月开采现状图局部区域注水井欠注，地层能量下降主要矛盾2009年油藏分类分级管理安排——三叠系A类油藏（镇28）受裂缝影响，主向井含水上升速度快。2008年见水5口（主向4口，侧向1口），日影响油量9.5t，累计影响油量2253t。主要矛盾2009年油藏分类分级管理安排——三叠系A类油藏（镇28）治理目标自然递减：≤16.9%综合递减：≤14.8%含水上升率：≤3.7%水驱控制程度：≥95%水驱动用程度：≥73.5%地层压力：11.5～13.1MPa压力保持水平：70～80%2009年油藏分类分级管理安排——三叠系A类油藏（镇28）优化注水技术政策油水井分类治理治理措施2009年油藏分类分级管理安排——三叠系A类油藏（镇28）水井日常管理2009年油藏分类分级管理安排——三叠系A类油藏2009年油藏分类分级管理安排——三叠系A类油藏2009年油藏分类分级管理安排——三叠系B类油藏2008年开展优化注水技术政策、水淹井转注和流压调整等工作，但由于区块微裂缝发育，主向井含水上升快，侧向井见效程度低，区块开发形势变差。2009年油藏分类分级管理安排——三叠系B类油藏（镇53）开发形势长8微裂缝发育，主向井见水快，侧向见效程度低。主向井23口（比例34.8%），侧向井60口，见效比例18.3%。主要矛盾镇53区长8油藏2008年压力分布图镇53区长8油藏含水分布图(200811)2009年油藏分类分级管理安排——三叠系B类油藏（镇53）治理目标自然递减：≤13.1%综合递减：≤10.4%含水上升率：≤2.2%水驱控制程度：≥95%水驱动用程度：≥75%地层压力：14.1～15.9MPa压力保持水平：80～90%2009年油藏分类分级管理安排——三叠系B类油藏（镇53）油水井分类治理注水技术政策优化治理措施2009年油藏分类分级管理安排——三叠系B类油藏（镇53）2009年油藏分类分级管理安排——三叠系B类油藏2009年油藏分类分级管理安排——三叠系C类油藏2009年油藏分类分级管理安排——三叠系C类油藏2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系A类油藏2008年加强平面注采调整，开展了聚合物驱油，但因储层非均质性强，平面矛盾突出，含水上升，区块整体开发形势变差。开发形势2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系A类油藏（华201）主要矛盾华201区2007年含水分布图华201区2008年含水分布图华201区油藏综合图储层非均质较强，且长期保持高速开发（采油速度长期在1%以上）导致注入水沿高渗带推进较快，驱油效率低。2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系A类油藏（华201）治理目标自然递减：≤16.6%综合递减：≤15.6%含水上升率：≤3.8%水驱控制程度：≥95%水驱动用程度：≥66%地层压力：6.4～6.7MPa压力保持水平：60～65%。2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系A类油藏（华201）治理措施继续开展聚合物驱油试验。加强过程监控与分析，改善油藏水驱效率。实施6口：华201、华201-8、华201-10、华201-20、华201-37、华201-41；均衡平面产液结构，低效井解堵引效2口：华201-11、华201-40。华201区开采现状图（0811-0712）低产井治理注聚合物2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系A类油藏（华201）元中区长期保持高效开发（平均采油速度1.45%），目前采出程度34.6%。06、07年侧钻调整后，采油速度由0.76%提高到1.3%。受底水锥进、井筒状况变差等因素影响，区块递减依然较大。开发形势2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系A类油藏（元中区）主要矛盾套破井井筒状况复杂，治理效果差目前元中区套破生产井11口，占总开井数的16.4%，2008年新增套破井2口，年损失产能1051t，产能恢复率63.4%。

底水锥进，剩余油厚度减薄，含水上升快由于长期高速开发，剩余油厚度较薄（油水界面抬升7-9m左右），边水推进和底水抬升，造成19口油井含水上升，损失产能66.9t/d。2008年通过产液结构调整（3口），堵底水措施（2口），一定程度减缓含水上升速度，但递减依然较大。2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系A类油藏（元中区）治理目标自然递减：≤21.4%综合递减：≤18.5%含水上升率：≤3.6%地层压力：7.1～7.7MPa压力保持水平：55～60%。2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系A类油藏（元中区）治理措施2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系A类油藏（元中区）酸化解堵1口：庆侧43重复压裂4口：新元7-9等

实施套破井综合治理，提高产能恢复率。套破井井筒状况复杂，治理后产能恢复率低大修隔采2口：元9-21等采液强度控制到2.0m3/m.d左右产液结构调整4口：庆16-1、元侧10-3等底水抬升，含水上升速度快堵底水3口：元10-92、元8-102、元9-2堵底水试验开展两项治理：套破井综合治理、底水锥进井治理。元东区保持高速、高产开发（平均采油速度2.26%），目前采出程度高（33.7%）。2008年元东区开展产液结构调整、套破井治理等各项工作，但受底水锥进、井筒状况变差等因素影响，区块递减依然较大。开发形势2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系A类油藏（元东区）主要矛盾套破井井筒状况复杂，治理效果差。目前套破生产井24口，占总开井数的40.0%。产量递减快的主要原因：一是新增套破井，隔采时间长，且效果不理想。2008年新增套破井4口，年损失产能2638t。二是前期套破生产井（24口）因频繁隔采，导致油层污染，地层堵塞，产能损失大，年损失油5531t。产能恢复率71.0%2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系A类油藏（元东区）底水锥进，油井含水上升速度加快。一是06、07年加密调整后，采液速度提高，油水界面抬升速度加快，剩余厚度减薄。二是油水界面呈波形分布。水平井在同一构造高度上电阻变化较大。

主要矛盾2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系A类油藏（元东区）治理目标2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系A类油藏（元东区）自然递减：≤15.7%综合递减：≤13.2%含水上升率：≤4.1%地层压力：6.4～6.9MPa压力保持水平：55～60%治理措施开展两项治理：套破井综合治理、平面产液结构调整。2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系A类油藏（元东区）酸化解堵2口：庆102-1等重复压裂6口：庆103-2等实施套破井措施解堵，提高产能恢复率。套破井井筒状况复杂，治理后产能恢复率低。大修隔采3口:元东6-17等采液强度控制到2.0m3/m.d左右产液结构调整6口:元2-17、元东1-15等底水抬升，含水上升速度快堵底水3口：元东5-51、元东6-7、元东侧7-15堵底水试验2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系A类油藏2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系B类油藏2008年通过注采调控、低产井治理等工作，部分区域生产平稳，但因平面矛盾突出、油水井套破加剧及长2地层能量下降，区块整体开发形势变差。开发形势2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系B类油藏（华78）主要矛盾井筒状况较差，导致区块递减大。2008年油水井套破7口。长2油藏水井处于水源保护区，无法正常开展措施增注，导致地层能量下降（8.44.0MPa）。华78区开采现状图（200811-200712）能量不足水源保护区套破2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系B类油藏（华78）治理目标2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系B类油藏（华78）自然递减：≤22.36%综合递减：≤19.8%含水上升率：≤3.1%水驱控制程度：≥97.9%水驱动用程度：≥63%地层压力：7.6～8.2MPa压力保持水平：75～80%治理措施油水井双向堵水调剖9口：改善水驱效果，计划水井5口，油井4口；水井大修1口：华78，恢复长2层注水，补充地层能量；低产井治理2口：华79-2、华78-8，均衡平面产液结构；套破井治理1口：华77-7（长寿命），恢复单井产能。华78区开采现状图（0811-0712）低产井治理油水井调剖2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系B类油藏（华78）2008年通过开展平面注采调控调整、措施挖潜工作，区块开发形势变好，但储层非均质性强，水驱效率低，递减依然较大。开发形势2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系B类油藏（悦29）主要矛盾层间非均质性强，注入水方向性强，油藏水驱效率低因储层平面非均质性强、井距小(245m)，油藏平面矛盾突出，注入水单方向推进，部分井含水上升速度加快，影响区块稳产。2008年12口井含水上升，影响产能36t/d。悦29区2007年12月含水分布图悦29区2008年11月含水分布图2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系B类油藏（悦29）治理目标2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系B类油藏（悦29）自然递减：≤27.7%综合递减：≤25.2%含水上升率：≤2.5%水驱控制程度：≥99%水驱动用程度：≥63%地层压力：7.7～8.1MPa压力保持水平：70～75%。2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系B类油藏（悦29）治理措施开展堵水调剖，提高水驱效率油水井双向堵水调剖11口：改善水驱效果，水井5口，油井6口；措施引效，提高单井产能压裂2口：城90-9、城96-8。油水井调剖油井压裂悦29区200712-200811开采现状图2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系B类油藏（中一）

2008年通过开展注采调控、措施挖潜等工作，区块开发形势稳定。开发形势主要矛盾一是井网残缺，储量失控。目前井网密度为2.0口/km2；二是套破井井筒状况差，治理难度大。目前套破油井开井12口，占开井数的18.8%，日产油9t，产能恢复率35.5%；三是注水井分注状况差，水驱动用状况差。分注不合格井5口。中一区2008年11月份开采现状图2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系B类油藏（中一）中一区含油面积33.0km2，基础井网密度5.76口/km2，目前开井67口，井网密度仅为2.0口/km2。治理目标2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系B类油藏（中一）自然递减：≤20.6%综合递减：≤17.5%含水上升率：≤3.2%水驱控制程度：≥82%水驱动用程度：≥73%地层压力：11.5～12.3MPa压力保持水平：80～85%治理措施一是加强注水井管理，确保正常注水水井措施增注2口：中29-3、岭211-2

；水井检串6口：岭检207、岭侧242、中203-3、新中240、岭211-2、新岭204；水井补孔1口：岭204-1。二是开展措施挖潜，提高单井产能油井补孔3口：中239-1、中1-1井、中侧27；压裂、酸化井3口：中208-2、中203-1、中22-3。2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系B类油藏（中一）2008年南一区通过完善注采井网、注水政策优化、平面产液结构调整等工作，区块自然递减下降，开发形势稳定。开发形势2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系B类油藏（南一）主要矛盾层间物性差异大、剖面矛盾突出。南一区目前开发层系较多（6个），不同储层之间物性差异大，部分注水井井况复杂，分注难度大，剖面矛盾突出，2008年吸水剖面测试10井次，其中吸水不均5井次。Y64Y62吸水少吸水过多2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系B类油藏（南一）治理目标2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系B类油藏（南一）自然递减：≤27.7%综合递减：≤25.2%含水上升率：≤2.5%水驱控制程度：≥80%水驱动用程度：≥75%地层压力：9.5～8.1MPa压力保持水平：70～75%治理措施简化注采层系、缓解剖面矛盾，对井况复杂、分注难度大注水井，实施3口：南9-12、南9-157、南174-1。加强注水井治理，改善注水状况，水井增注1口：南11-141，大修解卡1口：南174-1。加强潜力层研究，提高剩余储量动用程度。油井补孔2口：岭侧5、南11-13，爆压1口：南8-143。2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系B类油藏（南一）2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系B类油藏2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系B类油藏2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系C类油藏2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系C类油藏2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系C类油藏2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系C类油藏2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系C类油藏2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系C类油藏2009年油藏分类分级管理安排——侏罗系C类油藏侏罗系C类低产区块（Qo＜5t）实施整体关闭。计划对生产能力持续下降、系统运行成本高、无潜力的6个低产区块实施整体关闭。目前油井开井10口，平均单井日产油0.36t。低产井数多，效益化开发难度大全厂低产井（Qo﹤0.5t）开井数745口（占全厂20.9%）日产液2593m3（占全厂11.7%）日产油160t（占全厂1.9%）综合含水92.7%单井日产油0.21t二、实施“油井分类分级”管理，提升单井管理水平第二部分2009年油藏分类分级管理工作部署——根据日产油高低，将油井分为4类，实施分类分级管理：第二部分2009年油藏分类分级管理工作部署二、实施“油井分类分级”管理，提升单井管理水平——A类井强化管理确保稳定生产——抓实资料管理：重点监控含水、液面、液量等资料，及时采取有效调控；——抓实技术管理：油井工作制度由地质研究所制定，作业区落实；日常措施由作业区工程地质室制定，井区负责落实；——抓实小修管理：强化过程管理，减少停井时间，最大限度提高采油时率。第二部分2009年油藏分类分级管理工作部署二、实施“油井分类分级”管理，提升单井管理水平完善井网措施引效间开停观完善D类（低产井）老油田新油田边探井间开高含水低液量油水井堵水措施改造转注建产前景引效为主间开、暂关、封井为主补孔封井封井有潜力层无潜力层完善不完善不完善工艺现状不满足驱替系统满足后期建产完成试采任务注采井网——D类井分类治理实现效益化开发第二部分2009年油藏分类分级管理工作部署二、实施“油井分类分级”管理，提升单井管理水平第二部分2009年油藏分类分级管理工作部署二、实施“油井分类分级”管理，提升单井管理水平第一部分2008年油藏分类分级管理执行效果第二部分2009年油藏分类分级管理工作部署第三部分2009年油田开发重点工作安排第四部分2009年运行保障主要内容一、持续抓好精细注水，降低油藏自然递减二、重点油藏重点治理，确保油田稳产基础三、优化油藏挖潜技术，充分发挥油藏潜力以完成全年业绩指标为目的，全厂重点抓实以下三方面工作：第三部分2009年油田开发重点工作安排一、持续抓好精细注水，降低油藏自然递减2009年注水管理以“注够水、注好水”、“持续降低自然递减”为目标，以三叠系油藏为重点，精细注水技术政策优化、强化注水过程管理，建立有效驱替系统。1、进一步优化注水技术政策，建立有效驱替。第三部分2009年油田开发重点工作安排一、持续抓好精细注水，降低油藏自然递减持续加强三叠系裂缝油藏转排状注水，提高侧向见效率，计划20口。完善油藏边部井网，提高水驱控制程度。计划在华152、镇53实施5口。3、水井分类治理开展以酸化、提高射孔程度为主的增注工作44口，确保正常注水。开展以补孔、层内剖面调整、分注等21口，提高纵向吸水状况。4、注水日常管理2、三叠系油藏注采井网调整以“注水基础年”示范区建设为契机，实施检串90口，计划洗井2860井次，推广新工艺试验40口。第三部分2009年油田开发重点工作安排二、重点油藏重点治理，确保油田稳产基础2008年1-11月全厂递减油量21.6×104t。影响递减主要有10个区块，日产油3832t（48.9%），递减油量15.6×104t（占71.9%）。其中元城底水油藏元东、元中区由于套破、底水上抬，油藏递减大，递减油量3.4×104t。09年重点开展套破井治理、油井参数优化等降递减工作。三叠系侏罗系微裂缝发育含水上升快、地层堵塞频繁，产量比例大(41.4%)，递减油量大9.4×104t。储层非均质性较强，且前期高速开采，导致平面矛盾加剧，水驱效率低，油藏自然递减大（25.1%），递减油量2.8×104t。白马中、董志、华152、镇28、镇53区。日产油3181t华201、华78、悦29区日产油260t。09年重点治理区块第三部分2009年油田开发重点工作安排二、重点油藏重点治理，确保油田稳产基础三叠系油藏以注水为主保持有效驱替系统，按照油藏分类分级管理思路，抓好“注水”和“控水”两个环节，开展“平面调差、纵向调剖”，突出“三类井”治理，持续减缓油田自然递减。重点开展三项工作：一是优化注水政策，均衡平面压力场分布；二是精细剖面调整，改善剖面动用状况；三是深化油井分类治理；提高单井产能。侏罗系开发区块以提高最终采收率为目的，开展聚合物驱油和区块整体堵水工作，缓解平面、剖面矛盾。第三部分2009年油田开发重点工作安排三、优化油藏挖潜技术，提高单井产能长效清防垢技术暂堵压裂技术前置酸压裂技术套破井治理技术推广成熟技术华152共安排20口。白马中、董志、华152、南梁西，共安排21口。白马中、董志、华152、南梁西、元54，共安排20口。中一、上里塬、华152、元中等区侧钻15口；马岭、元城套破井治理28口。优化三项试验工艺参数