注水井专项治理方案

采油三厂 注水井专项治理方案 汇 报 提 纲 一、地质概况 三、油藏开发中存在的主要问题 二、油藏开发现状 四、全厂注水井现状分析 五、治理思路及对策 六、治理措施及进度安排 七、效果预测及效益评价 马寨油田 卫城油田 古云集 文明寨油田 区域构造位于东濮凹陷北端，横跨中央隆起带和西部斜坡带两大构造单元，油藏类型多样、地质条件复杂。 探明含油面积： 明石油地质储量： 8071 104t 动用含油面积： 用石油地质储量： 7048 104t 探明储量动用程度： 标定可采储量： 2525 104t 采收率： 储量丰度低储量： 42 104t 汇 报 提 纲 一、地质概况 三、油藏开发中存在的主要问题 二、油藏开发现状 四、全厂注水井现状分析 五、治理思路及对策 六、治理措施及进度安排 七、效果预测及效益评价 2005年 11月油藏开发现状表 油水井总数油水井开井数综合开井率油井数开井数油井开井率日产液平均单井日产液日产油平均单井日产油综合含水采油速度剩余可采储量采油速度累计产油量采出程度可采储量采出程度储采比口 口 % 口 口 % t t t t % % % 104t % %909 779 8 5 69 508 8 9 3 4 5 5 6 832 3 6 9 3 9 6 4 % 口 口 % %909 779 8 5 40 271 7 9 5 0 3 7 5 0 2 报 提 纲 一、地质概况 三、油藏开发中存在的主要问题 二、油藏开发现状 四、全厂注水井现状分析 五、治理思路及对策 六、治理措施及进度安排 七、效果预测及效益评价 1、长期未检管、未换封井较多，隐患大， 严重威胁区块的稳产基础。 合计分注井( 口)笼注井( 口)52 28 180 74 106三年以上未换管井三年以上未检管井( 口)两年以上未换封井( 口)2005年正常分注出现问题井 132井次，主要原因： 2、封隔器有效期短，分注井作业频繁、作业周期长， 严重影响分层注水效果。 管柱漏失井次1 5 井次油管本体漏失1 0 井次丝扣漏失5 井次油管使用年限过长，老化所致。分注工具出现问题4 7 井次封隔器失效4 3 井次封隔器卡在层上3 井次一是封隔器本身质量问题二是井筒脏，封隔器反洗活塞关闭不严三是管柱结构问题，没有合理锚定测试问题7 0 井次测试迂阻2 9 井次工具落井2 3 井次其他原因1 8 井次长期未检管、未换封井，井筒脏（死油多、井筒结垢）2、封隔器有效期短，分注井作业频繁、作业周期长， 严重影响分层注水效果。 分注井作业后不正常井 69井次，主要原因： 管柱问题7 井次油管本体漏5 井次管柱丝扣漏2 井次油管使用年限过长，老化所致封隔器不座封1 4 井次一是套管腐蚀结垢不光滑二是封隔器质量问题三是注水井压差过大偏心配水器漏6 井次 工具质量问题水咀漏1 井次封隔器内径小1 井次测试问题4 0 井次测试遇阻2 6 井次水咀捞不出7 井次工具落井4 井次水咀投不进3 井次一是死油影响2 4 井次二是井筒结垢影响1 1 井次三是砂和调剖剂影响5 井次工具问题2 2 井次不正常分注井影响指标分析 分注有效时率分析 分注水量有效率分析 划停注影响时率9 . 7 个百分点非计划停注影响时率1 0 . 3 注失效影响有效时率1 7 . 3 注井停注影响水量3 7 . 1 7 8 8 1 04使配注完成率下降2 1 . 2 个百分点配注水量有效率为5 7 . 9 %无效水量3 6 . 8 3 0 3 1 04使配注水量有效率下降了2 0 . 9 效水量使实注水量有效率下降了2 6 . 6 个百分点3、生产注水井段长、层间差异较大， 厚度为总射开厚度的 相对吸水量大于 30%强吸水层，层数占 厚度占 吸水量占 吸水层数占射开层数的 吸水层厚度占射开厚度 统计近几年以来的吸水剖面 3、生产注水井段长、层间差异较大， 类层数的 78% 8% 统计近几年以来的剩余油监测资料（中子寿命、示 3、生产注水井段长、层间差异较大， 从储量分层动用状况资料看 影响着油田的 总体开发效果 间矛盾比较突出 相对较充分、水淹程度 较高 上述资料表明 4、通过今年的作业施工，发现水井井筒管柱结垢趋势加剧，长期未检管、未换封井较多，因结垢造成地层污染严重，注水压力上升 马 寨 油田 平均注水压力 由 14上升到 19 马寨 13口水井管柱因结垢更换油管 26500米。 5口分注井因作业解封困难进行大修，其中一级两段 2口井（ 9594两级三段 2口（ 95305三级四段 1口（ 2005年 1措施内容1 9500596 73 检 测 平 *150 米 ( 油 管 爆 不结 算 )+ 73 检 测 加 大 管 *200 米+50米 结垢严重2 3050054273新加大*2600米,73新平管*200米 结垢严重3 950058673检测加大*1600米,60新平管*300米 结垢严重4 00400570 73检测加大*250米 结垢严重5 9500508 73二级加大*1900米 结垢严重6 9500568 73 新 加 大 *200 米 + 检 测 平 管*130米+检测加大*1700米 结垢严重7 9500574检 测 加 大 管 *1780 米 + 73 平 新*垢严重8 30500300505检 测 加 大 管 2480 米 , 检 测 平 管440米 结垢严重9 30560检 测 加 大 管 800 米 , 检 测 平 管2000 米 ， 反 扣 油 管 2800 米 、 反扣钻杆300米 结垢严重10 60扣油管2100米 结垢严重11 00检 测 加 大 管 1800 米 , 检 测 平 管200米， 结垢严重12 80检 测 加 大 管 70 米 , 检 测 平 管 300米， 结垢严重13 9580 严重结垢两次作业间隔时间（天）本次作业换管情况本次作业起出油管结垢情况序号井号上次作业完工时间本次作业完工时间马寨油田注水曲线9 4 1 2 1 3 1 4 1 3 1 4 1 3 1 3 1 5 1 5 1 7 1 7 1 6 1 7 1 8 1 8 1 9 1 9 1206814961666175616802549261328492672297326842582267631743278299232222489y = 98912 199012 199101 199112 199212 199312 199412 199512 199612 199712 199812 199912 200012 200112 200212 200312 200412 20051001000200030004000日注水平油压马寨油田油田注水曲线 从以上曲线可以看出，整个马寨油田注水压力呈现逐年上升的趋势，目前（ 均注水压力已高达 5、井况损坏加剧，影响油田正常开发 累积降产 104t 水驱控制储量减少 104t 水驱动用储量减少 104t 新增事故油井 49口，其中油井因套损严重被迫关井 9口，另外 40口井明显减产。 影响产量 d 14口水井因事故造成对应 21口油井能量下降或含水上升。 降产 d 文明寨油田 合计 油井 水井12 7 5 687事故 日减产 累减产受事故井影响，部分井区注采井网遭破坏 马寨油田 井况损坏，水驱控制程度降低 2005年以来新增事故水井 12口 造成对应 21口油井因能量下降或含水上升降产 d 1累积降产 6204t 损失水驱控制储量 35 104t 水驱动用储量 27 104t 可采储量 104t 卫95块 累积影响开发事故水井共计减少水驱控制储量共计减少水驱动用储量共计损失可采储量口 1 0 4 t 1 0 4 t 1 0 4 5 86 报 提 纲 一、地质概况 三、油藏开发中存在的主要问题 二、油藏开发现状 四、全厂注水井现状分析 五、治理思路及对策 六、治理措施及进度安排 七、效果预测及效益评价 全厂共有水井 346口 ， 其中分注井 199口 文明寨油藏 目前共有水井 143口（分注井 91口，一级二段 46口，二级三段 41口，三级四段 4口）。一年以上未换封井有 33口，一年以上未检管的 36口。 全厂共有水井 346口 ， 其中分注井 199口 卫城油田 为非均质油藏，水井注水层系多，井段长，大多数井是多层系合采合注，地层层间差异大 ,油藏水驱效果较差。而在实际生产中，由于多种因素的影响 ,使水井的检管、换封不能按期实施，存在严重的事故隐患。卫城油田水井开井 135口，其中分注井 78口，分注率为 一年至两年未检管、换封井有 38口，两年至三年未检管、换封井有 14口，三年以上未检管、换封的有 15口，目前封隔器失效井有 11口，需要大修 2口。 全厂共有水井 346口 ， 其中分注井 199口 马寨油田 共有水井 68口 ， 分注井 30口 ， 分注率 一级两段分注井 14口 ， 日注水 576级三段分注井 12口 ， 开井 12口 ， 日注水 444 马寨油田 96年以来受井况损坏和滚动投产区块局部区域构造复杂影响 ， 井网控制状况变差 ， 水驱效果变差 ， 注水井因套变等因素的存在 ， 导致分注井简化管柱 ，多数转为笼统注水 ， 只能依靠调剖 、 调驱等单一手段实施层间调控 ， 致使注水压力逐年上升 ， 检管 、 换封难度增大 。 三年以上未检管井 5口 ， 二年至三年 4口 ， 一年至二年 11口 ， 合计未检管井 19口 ， 占笼统井的 二年至三年未换封 2口 ，一年至二年未换封 4口 ， 合计未换封井 6口 ， 汇 报 提 纲 一、地质概况 三、油藏开发中存在的主要问题 二、油藏开发现状 四、全厂注水井现状分析 五、治理思路及对策 六、治理措施及进度安排 七、效果预测及效益评价 以经济效益为中心 以油藏描述、剩余油研究为基础 以提高水驱动用为目标 以配套集成工艺技术为支撑 对油水井进行分类治理 主要通过加强水井的检管、换封，确保注水井有效注水时率，提高分注率。在检管、换封时，通过配套实施水井的分调、分酸、细分、重分、调剖、刮套等工作，改善注采剖面，提高分层动用，提高注水井专项治理效果，确保油藏长期高效开发。 1、 加强对水井检管 、 换封重要性的认识 ， 把水井正常维护工作量当成水井措施来干以减少事故隐患 ， 对三年以上未动管柱的光管井检管 、 对二年以上未换封的分注井换封 ， 结合检管 、 换封对注水压力偏低井找漏； 2、 对吸水差的层通过重炮 、 分酸 、 分调 、 重分 、 细分 、 层间调配等措施继续调整注水结构； 3、 对井况损坏的重点水井实施大修恢复完善平面注采井网或专注差层； 4、 加强分注水井注水管理 、 坚持注水到层的原则 ， 对有问题及长期未换封井进行换封工作； 5、 加大转注 ， 分注 ， 大修力度 ， 完善注采井网； 6、 加大调剖力度 ， 改善层间矛盾 。 汇 报 提 纲 一、地质概况 三、油藏开发中存在的主要问题 二、油藏开发现状 四、全厂注水井现状分析 五、治理思路及对策 六、治理措施及进度安排 七、效果预测及效益评价 全厂共安排工作量 86井次 换封 42井次 检管 42井次 大修 2井次 文明寨油田共安排工作量 34井次 换封、分注 14井次 检管 9井次 大修 1井次 第一批工作量集中在明六块 ， 安排 14口井 第二批工作量以明一块为主 ， 安排 20口井 文明寨油田明六块注水井专项治理第一批工作量 措施内容 井次 井号大修 1 0 4文明寨油田注水井专项治理第二批工作量 措施内容 井次 井号分注 1 0卫城油田共安排工作量 42井次 换封、分注 22井次 检管 18井次 大修 2井次 第一批工作量集中在卫 22块，安排 12口井 第二批工作量以卫 81块为主，安排 30口井 卫城油田注水井专项治理第一批工作量 措施内容 井次 井 号检管 5 卫 卫 22新卫 222卫城油田注水井专项治理第二批工作量 检管井数（口）换封井数（口）待作业井马寨油田第二批共安排工作量 10井次 换封 5井次 检管 5井次 工作量以卫 95块为主 马寨油田注水井专项治理第二批工作量 措施内容 井次 井号换封 5 95159、135、305 94 95 3050专项治理 进度安排 1、 2005年 12月： 完成油藏开发状况分析并编制治理方案 。 2、 2005年 12月 （ 整治工作量实施阶段 ） 油水井措施工作量在 6月份实施完毕；并进行完措施效果分析 。 3、 2006年 6月 （ 评价总结阶段 ） 收集完全部有关资料及数据；编写出综合治理方案实施效果报告以及验收报告 。 汇 报 提 纲 一、地质概况 三、油藏开发中存在的主要问题 二、油藏开发现状 四、全厂注水井现状分析 五、治理思路及对策 六、治理措施及进度安排 七、效果预测及效益评价 目前三个治理单元注水井 383 口 1、效果预测 开井数 309 口 开井率 水驱动用储量 4302 104吨 水驱动用程度 月自然递减 分注率 层段合格率 经过对长期对未检管和未换封井进行治理 1、效果预测 预计注水井开井率为 ，上升 注井增加46口，分注率上升 12个百分点。 水驱动用储量 10