上半年油田开发工作总结及下步开发工作安排

上半年油田 开发工作总结及下步开发工作安排 1 一、油田开发概况 （一）开发现状 1、储量探明、动用状况 我厂所管辖的文明寨、卫城、马寨和古云集四个油田，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。文卫马地区总资源量为 108t，明石油地质储量 8071 104t，探明程度 动用含油面积 用石油地质储量 7261 104t，探明储量动用程度 标定可采储量 2601 104t，采收率 试采难动用储量 1023 104t，其中由于构造极复杂、认识不清、无法注采完善而产能低的有 339 104t，储层物性差、产能低的有 569 104t，储层单一、储量丰度低的有 42 104t，油藏规模小、单井单块、无法完善的有 115 104t。 采油三厂储量探明、动用状况表 油田 面积 储量 面积 储量( k ( 1 04t) ( k ( 1 04t) ( % ) 区块 储量 区块 储量 区块 储量 区块 储量文 476 456 0 明 364 20卫 798 560 34卫 34、 3181卫 371、 370297卫 133、 30 、5556古 26 69 57云 9 、卫 46、 53182 云 3 西 53明 10、云 242卫 77 、云 1122马 371 076 12 卫 313 56卫 334、 319219卫 14 、9037合计 071 261 023 7 339 5 569 2 42 7 115试采难动用储量（ 104t ）合计构造极复杂 1 04t)探明 动用 探明储量动用程度储量丰度低 规模小2、开发现状 截止到 2005年 6月，全厂共建成油水井总数 897口，开井 773 2 口，开井率 其中油井 564口，开井 513口，开井率 日产液 13900t，日产油 1833t，平均单井日产油 合 采油速度 剩余可采储量采油速度 采出程度 工业采出程度 储采比 水井 333口，开井 260口，开井率 日注水量 14861注采比 积注采比 采井数比 1:藏水驱控制程度 水驱动用程度 动用含油面积 用石油地质储量7261 104t，现井网标定可采储量 2601 104t，采收率 比全局平均值高 采油三厂井网控制状况表 储量 程度 储量 程度文明 456 95 560 186 69 2 076 78 261 601 )井网密度口/(井控制储量(104t)动用面积(104用储量(104t)水驱控制 水驱动用 可采储量(104t)采油三 厂储量控制、动用情况表 注采 受控小 油 水 井数 小 小 率计 井 井 比 计 计（ %）文明寨 297 185 112 60 71 61 20 8 25 4 21 8 6 . 5卫城 437 272 165 41 107 104 28 2 31 10 21 8 8 . 6古云 20 15 5 2 7 0 0 6 0 6 6 0 . 0马寨 143 92 51 5 26 26 30 3 7 2 5 9 2 . 4三厂 897 564 333 95 206 198 78 13 69 16 53 8 7 . 8双向 多向总井数 非受控井可完善无法完善油田受 控 井见效差单向 3 采油三厂开发现状表 采油三厂分类油藏综合含水分级表 万吨 比例 万吨 比例文明寨 明一西、卫 7卫城 卫 18 、 37 、 56 、 58 、 63 、 20古云 云 2 块马寨 卫 95 块文明寨明一东、明六块、明 14 块、明 16 块、明 237 块卫城 卫 229马寨 卫 946 0 - 8 0 文明寨 明 1 5 块 . 卫 3 4 . 卫 城 其 它 . 马 寨 其 它 247 981 10 、 22 、 2 北、 2 南、 81 、 11马寨 卫 305卫城 明 9 块 、 卫 4 9古云 云 3 . 云 其 它卫城 卫 3 6 0 . 3 7 7马寨 卫 334 块小计 3280 261 年产油油田661 - 8 08 0 - 9 0f w 9 0分类（二） 上半年主要指标完成情况 1、上半年指标完成情况 上半年计划生产原油 104t，实际完成原油产量 104t，液量( t )油量( t )文明寨 167 94 6 51 68 37 3 5 2 27 3 13 13900 1834 60 14861 口 )水井开井 ( 口 )平均单井日注水平( m 3 )采出程度 ( % )核实日产综合含水 ( % )采油速度 ( % )采液速度 ( % )月注采比累计注采比剩余可采储量采油速度(%)储采比日注水平( m 3 ) 4 完成运行计划 较计划超 104t。从产量构成上看：新井产量 104t，较计划超 104t。措施产量 104t，较计划欠 104t；自然产量 104t，较计划超 104t；上半年计划注水量 104际完 成 104 104 上半年完成原油统销量 104t，与均衡计划相比超 104t。 从产量构成可以看出，上半年我厂能够超产主要是由于自然产量超产幅度大，比计划超 104t。上半年我厂通过加大注采管理力度，夯实了稳产基础，有效控制住了自然递减和综合含水上升速度，使油田整体开发指标得到很大改善，上半年自然递减 比计划减缓 比去年同期减缓 综合含水比去年 12月份降低 剩余可采储量采油速度 高于去年同期和去年 12月份采油速度。 2005年上半年主要开发指标对比表 小计 新井 措施 自然 理论 实际 综合 自然 控制 动用2 0 0 5 . 1 0 4 . 1 0 5 . 1 24 半年主要工作量完成情况及效果 （一）滚动勘探 上半年，通过对重点区块的滚动部署，落实了部分储量。重点对文 5 明寨北部和马寨断层上升盘进行了评价，部署了滚动井 4口：明 427、明429、明 437和卫 305前全部完钻。 1 明 427井 该井是部署在文明寨油田北部的一口滚动评价井，目的是钻探该区沙二下 落实构造，完钻后电解油层 层，油水同层 层， 2005年 4月投产沙三上 1、 层，日产液 产油 算该区新增含油面积 油地质储量 30 104t。 2、明 429、明 437井 明 429、 437井是部署在文明寨油田北部的 2口滚动开发井，目的是钻探该区沙二下 钻后明 429井电解油层 层，油水同层 层，水淹层 层，目前该井准备试油，储量有待评价；明 437井未钻遇油层，下步措施待定。 3 卫 305该井是部署在马寨断层上升盘夹缝带的一口滚动评价井，目的是钻探该夹缝带沙三段含油气情况，结果在沙三下 钻遇油层 层，油水同层 层， 2005年 5月投产沙三下 9、 层，因投产层较薄，且没有进行压裂改造，故产能较低，日产液 产油 2005年6月 25日补开沙三下 6、 层与沙三下 9、 层合压，日产液 产油 算该区新增含油面积 油地质储量 20 104t。 （二）新区产能建设方面 1、方案设计情况 局配产计划 5口，因效果不理想优化调整为 2口。 2、方案实施情况 6 卫 377块为卫城地垒构造向南延伸部分，是 2004年滚动发现 的区块，含油面积 油地质储量 108 104t， 2005年作为新区产能建设区块投入开发。上半年，卫 377块实施了新区新井 1口（卫 2完钻后构造与设计有一定差距，钻到了老区卫 2块的低部位，处于油水边界；全井电测解释油层 层，油水同层 层，水层 层，层； 3月 1日对卫 2层压裂投产，日产液 6t，日产油 水 92%，动液面 1980m，实施酸化后效果也不明显。 采油三厂 2005上半年新区产能建设实施情况表 卫 3 6 0 1 112 11 8 3 9 10 7 594卫 3 6 0 - 5 0 准备投注沙三中 1 、 卫 3 6 0 转 注单井产能单井设计油层厚度单井钻遇油层区块方案设计 实施情况备注总井 油井 单井平均t 累计产油井年产油 1 0 4 钻井 完钻 投产（三）老区产能建设 1、方案部署 2005年年初计划调整井 29口，开窗侧钻井 5口 ,合计 34口井。预计投资 18530万元，实际下达投资 15185万元，投资缺口预计 3345万元，预计少打新井 7口。 为完成产能，按照三个转移，即深层向浅层转移、由新区不落实区块向滚动落实区块转移、新井向侧钻和补换套转移思路对投资进行优化。优化调整后，老区调整井 19口，比局计划少 5口，开窗侧钻井调整为 7口，比计划多 2口。 7 井数 井数 井数 井数原计划 5 24 5 34调整计划 2 19 7 28与配产比 5 2 0 5 年 投 资 调 整 情 况 表计划新区 调整井 开窗侧钻 合计2、实施情况及效果 2005年上半年新井实施情况统计表 日产液量 日产油量 含水 日产液量 日产油量 含水( t ) ( t ) ( % ) ( t ) ( t ) ( % ) ( t )M 1 2 8 C 油 3 2 0 0 5 . 0 4 . 1 4 1 8 . 5 5 . 3 7 1 . 4 9 . 8 253M Z W C 3 0 5 - 3 2 水 投注M 2 3 6 C 油 3 2 0 0 5 . 0 5 . 1 0 3 0 . 2 0 . 1 9 9 . 8 9 . 3 4W C C 2 1 4 油 5 2 0 0 5 . 0 6 . 1 6 3 0 . 2 3 . 8 8 7 . 5 1 5 . 2 8 . 4 4 4 . 7 297M Z W C 9 5 - 1 2 3 油 5 2 0 0 5 . 0 4 . 1 2 2 0 . 6 3 . 4 8 3 . 6 1 3 . 6 1 2 . 0 1 1 . 8 4645 口 9 9 . 5 1 2 . 6 8 1 . 0 3 5 . 4 1018平均单井 2 4 . 9 3 . 2 2 0 . 3 8 . 9 255M 3 7 7 油 5 2 0 0 5 . 0 1 . 0 5 1 3 . 2 4 . 8 6 3 . 6 4 . 6 415M 3 7 8 水 5 2 0 0 5 . 0 2 . 1 4 2 7 . 6 2 3 . 1 1 6 . 3 . 5 935M 4 3 1 油 6 2 0 0 5 . 0 2 . 1 0 1 2 . 6 1 2 . 5 0 . 8 . 0 813M 4 3 2 油 6 2 0 0 5 . 0 3 . 2 5 3 6 . 7 1 4 . 3 6 1 . 0 4 . 6 1437M 4 3 4 油 5 2 0 0 5 . 0 5 . 0 4 2 7 . 6 1 . 8 9 3 . 4 . 6 107M 4 3 6 油 5 2 0 0 5 . 0 5 . 0 4 1 . 8 1 . 4 2 1 . 1 转注 7M 4 3 3 油 5 2 0 0 5 . 0 5 . 1 5 1 6 . 5 1 6 . 3 1 . 4 . 0 386W 2 2 - 8 5 水 6 2 0 0 5 . 0 3 . 0 1 1 5 . 0 1 2 . 9 1 4 . 0 . 0 1 6 . 7 793W 3 0 5 - 4 3 油 5 2 0 0 5 . 0 1 . 2 1 9 . 0 6 . 1 3 2 . 0 4 . 5 3 . 4 2 4 . 4 739W N 3 6 0 - 6 水 5 2 0 0 5 . 0 2 . 1 4 1 4 . 5 1 1 . 6 2 0 . 0 转注 555W 3 6 0 - 5 8 水 5 2 0 0 5 . 2 . 2 1 2 1 . 2 8 . 7 5 9 . 0 转注 693W 3 6 0 - 6 2 油 5 2 0 0 5 . 0 4 . 1 6 3 1 . 6 2 0 . 9 3 4 . 0 8 . 1 8 . 1 0 . 0 623M 3 7 5 油 5 2 0 0 5 . 0 6 . 2 4 2 0 . 0 2 0 . 0 0 . 0 2 0 . 0 2 0 . 0 0 . 0 17813 口 2 4 7 . 3 1 5 4 . 4 8 0 . 3 7 4 . 7 7682平均单井 1 9 . 0 1 1 . 9 8 . 0 7 . 5 591合计 18 口 3 4 6 . 8 1 6 7 . 0 1 6 1 . 3 1 1 0 . 1 8700平均单井 2 0 . 4 9 . 8 1 1 . 5 7 . 9 512设计产能累计产量井号目前投产时间井别初期上半年老区产能建设实施 18口，其中调整井更新 13口、开窗侧钻 5口。 投产 17口井（投注 1口），初期日产油 167吨，平均单井日产油 目前 14口生产井日产油 平均单井日产油 积产油8700吨，平均单井 512吨。 17口投产井除 余达到了设计要 8 求。 是固井质量差，分析存在管外窜；二是该井的低部位 析该井水淹级别较高 。 3、整体调整方案实施情况 2005年在 3个区块实施整体调整方案，计划部署新井 20口，上半年实施 12口 ，其中明六块新钻井 8口，卫 22块 1口，卫 360块 3口。 明六块： （一）方案部署工作量实施情况 2005年明六块方案部署调整井 7口（油井 5口，水井 2口），油水井配套措施工作量 36井次。其中油井措施 19井次，预计增油 104t；水井措施 17井次，预计增注 104 2005年上半年事实新井 9口 （油井 8口，水井 1口），油水井配套措施工作量 13井次。 其中上半年新钻油井井 7口，投产 8口（明 430明 2004年 12月完钻，2005年 1月投产）， 预计新井年增油 104t，上半年实际增油 04t，完成年计划的 88%。 油井措施 5井次：补孔 2井次（ 24C、 394），堵水 1井次（ 380），钻塞 1井次（ 204），恢复 1井次（ 211）。增加水驱控制储量 104t，增加可采储量 104t， 措施增油 104t；上半年新钻水井 1口（ 436），水井措施 7井次，增加水驱控制储量 104t，水驱动用储量 104t，日增注水量 207半年累计增注 04 上半年油水井措施计划 36井次，上半年实施 13井次，完成年计划措施工作量的 措施增油 量完成年计划的 增注水量完成年计划的 36%。 9 2005年上半年油井措施工作量实施表 2005年方案工作量部署表 2005年上半年实施工作量表 项目 措施 内容 井次 井号 日增油水平(t) 年累增油（ *104t） 井次 井号 日增油水平 (t) 年累增油（ *104t） 油井 新井 7 1 钻 1 27C 3 补孔 4 液 6 0 堵水 5 380 寸套 1 大修 2 其他 2 计 26 54 3 005年上半年水井措施工作量实施表 2005年方案工作量部署表 2005年上半年实施工作量表 项目 措施 内容 井次 井号 日增注(年累增注（ *104 井次 井号 日增注 (年累增注（ *104 水井 侧钻 1 50C 80 转注 2 0 75 注 4 1 217 20 修 2 0 212 60 寸套 2 0 调剖 4 2 2 塞 2 0 增注 1 206 40 计 17 360 207 二）上半年指标分析 （ 1）新井效果比较好。 2005年计划新钻油水井 7口，上半年实际钻井 8口。预计新井年增油 104t，上半年实 际增油 104t，完成年计划的 88%。增加水驱控制储量 104t，水驱动用储量 104t， 10 可采储量 104t。 新发现明 96断层、明 398断层形成一个断块区明 398断块。目前圈定含油面积 算该块地质储量 40 104t。经研究认为该块属于有一定含油面积、储量和较高产能的断块，可进行整体部署。加密调整井进一步落实了复杂带的构造，为下一步的调整和井网完善提供了方向。 （ 2） 细挖潜，效果显著。在 2004年和 2005年上半年水井工作的基础上，油井见效 9井次，上半年累计增油 104t，减缓自然递减 明 206井 2005年 1月进行调剖重分，对应油井明 390井当月见效，见效前日产油 水 见效后日产油 含水 日增油 水下降了 半年累计增油503t。 日产油051004555005005005）目前存在问题 构 造的极复杂难认识性影响区块整体开发效果：区块内部低序级断层认识不清导致注采井网完善程度低，水驱控制程度不均衡： a、落实程度高的 小断块完善程度高，开发效果好，采出程度高； b、落实程度 11 低的小断块注采井网完善程度低，开发效果差，采出程度较低，属潜力区域。一是有 20个单井单块区近 80 104 是内部可疑断层不确定导致注采井网适应差，连通厚度小，水驱控制程度不均衡。从平面上看，明 6断块区总井 70口，其中油井 47口，注水井 23口，注采井数比 1： 计 47口油井只有 25口见效，仅占开井数的 53%，并且大部分都是单向受效，连通厚度小，见效油井产量增长不明显，非见效井产量更低；统计 28口受控井连通厚度只占射开厚 （四）老区技术改造 2005年全厂计划调整后部署 开窗侧钻井 7口 ，上半年 投产 4口，投注 1口，初期平均单井日产液 产油 合含水 目前日产液 产油 合含水 上半年累计产油 1018t。 2005年上半年开窗侧钻井投产情况表 日产液量 日产油量 含水 日产液量 日产油量 含水( t ) ( t ) ( % ) ( t ) ( t ) ( % ) ( t )M 1 2 8 C 油 3 2 0 0 5 . 0 4 . 1 4 1 8 . 5 5 . 3 7 1 . 4 9 . 8 253M Z W C 3 0 5 - 3 2 水 投注M 2 3 6 C 油 3 2 0 0 5 . 0 5 . 1 0 3 0 . 2 0 . 1 9 9 . 8 9 . 3 4W C C 2 1 4 油 5 2 0 0 5 . 0 6 . 1 6 3 0 . 2 3 . 8 8 7 . 5 1 5 . 2 8 . 4 4 4 . 7 297M Z W C 9 5 - 1 2 3 油 5 2 0 0 5 . 0 4 . 1 2 2 0 . 6 3 . 4 8 3 . 6 1 3 . 6 1 2 . 0 1 1 . 8 4645 口 9 9 . 5 1 2 . 6 8 1 . 0 3 5 . 4 1018平均单井 2 4 . 9 3 . 2 2 0 . 3 8 . 9 255设计产能累计产量井号目前投产时间井别初期（五）注水结构调整 2005年在老区注水结构调整方面，针对不同类型油藏特点和开发现状，采用不同的挖潜对策： 文明寨和马寨浅层油藏在油藏描述、剩余油研究基础上，通过事故井大修、侧钻、层系间调整归位 等手段重组注采井网，通过大剂量调剖、分注和挤堵等手段，封堵、限制高渗透层，在细分注水层段的基础上努 12 力改善注采剖面和压力剖面，提高差层的水驱动用程度。 卫城深层低渗油藏继续开展油水井对应分层压裂改造、高压分注、近解远调和增压增注措施，努力提高吸水厚度，提高水驱动用程度。卫18、卫 37、卫 58等浅层油藏通过大修、侧钻和停关井恢复等手段完善注采系统，通过技术攻关和开展先导试验，努力提高采油速度。卫 360块通过注采配套、完善，提高水驱控制、动用程度，恢复提高地层能量，降低老井递减。 马寨油田重点通过老区卫 95块调剖 、分注，卫 305块局部井网完善恢复，提高水驱控制、动用储量，进一步改善开发效果。 古云集油田通过云 3块调剖、酸化增注、高压分注等手段，提高云 3块主力油藏水驱动用程度，控制含水上升，改善开发效果。 2005年初步安排水井措施工作量 275井次。通过实施预计增加水驱控制储量 160万吨，增加水驱动用储量 120万吨。油井见效增油 3万吨以上，油田老井自然递减控制在 21%以内。 上半年，老区注水继续坚持 “注上水、注够水、注好水 ”的工作主题，工作思路以工艺技术集成配套实施为支撑，平面注采系统完善与纵向剖面状况改善同时兼顾， 重点单元实施井网重组细分或部署局部差层井网，实现增加储量动用，控制递减的目的。方案实施以井组为单元，采取油水配套、水井先行、点面结合的部署原则。 上半年阶段实施工作量 126井次，完成年度计划的 增加有效注水能力 1408m3/d，阶段增加有效注水量 104104加水驱控制储量 124 104t，增加水驱动用储量 13 104t，阶段见效增油 104t。 与去年同期对比工作量增加 9口，投资减少 134万元， 油井见效增油同比增加 1132t,其中转注、大修 、分注、增注、换封等措施工作量均有所增加，调剖、补孔等工作量有所下降。同时实施调配措施 224井次，增油 3435t,虽然调配井次比去年少 6口，但效果好于去年，同比多增油 1014t。 2005年注水结构调整措施工作量同期对比表 措施内容 ( 1 04t) (t) ( 1 04t) (t) ( 1 04t) (t)转注13 169 946 16 208 50 1536 3 39 1410增注8 64 0 13 104 207 5 40 137大修 4 120 75 10 94 6 4 6 182 798 30 210 28 9 354 246 41 246 355 108 109补孔 13 130 74 6 60 92 70 18其它 12 60 77 9 45 97 15 20小计 135 1235 286 126 1101 9 30 0 2421 224 0 3435 0 1014合计 365 1235 0707 350 1101 2854 134 1 - 6 月 2005 年 1 - 6 月 差值累计增油措施井次增加见效情况水 驱 储 量动用费用( 万元 )费用( 万元 ) 动用累计增油费用( 万元 )水 驱 储 量动用 累计增油措施井次增加见效情况水 驱 储 量1、完善新老区平面注采系统，进一步提高水驱控制、水驱动用程度 通过老井转注、部署调整水井、大修恢复等手段，完善新老区平面注采井网，保持地层能量。全厂阶段实施老井 转注 16口，新 井投转注 3口，大修恢复 10口，增加有效注能力 1237m3/d，增加水驱控制储量 117 104t，增加水驱动用储 量 104t，阶段累增注水量 104前有 13口油井明显见效增油，增油能力 38t/d。 14 2、实施增注措施，提高欠注井层注水量 开展欠注井、层调查，充分发挥注水井点的注水功能，对 13口欠注井实施增注措施，增加有效注水能力 355m3/d，阶段增加有效注水量 104加水驱动用储量 104t。目前已有 8口油井明显见效，增油能力 d。 3、在平面注采完善的基础上，发挥工艺技术集成配套优势，改善分层动用状况 以剩余油研究为基础，在开展注采状况调查、分注状况调查及分析吸水剖面变化等工作基础上，以扩大水驱波及体积，提高水驱动用程度，增加可采储量为目的， 发挥工艺技术集成配套优势， 利用钻井停注或动态停注，合理安排措施运行，提高注水时率，及时调整改善剖面状况。 4、强化注采管理，树立 “动态调配是少投入高回报的措施 ”思想意识，充分发挥水量调配杠杆功能，保持井组合理注采比，控制油井含水上升。主要工作： 一是开展季度油藏大调查，及时编制下发油田季度注采完善及配注调整方案。 二是严格执行日观察、旬分析、月总结工作制度，时刻把握单井液量、含水变化动向，变被动调配为主动调水，通过及时调整配 注，保持井组注采平衡，防止出现供液不足或含水上升等降产现象。上半年动态调水 224井次，有效地控制了油田自然递减。 三是对动态反应明显的井组或单元，实施周期注水或转向注水，改变储层驱替方向或驱替能量，从而达到改善剖面动用的目的。 （六）老井措施挖潜 15 针对分层动用状况不均，层间动用差异较大等因素，在油藏调查、井况调查及注采状况等调查的基础上，结合剩余油研究及油藏精细描述最新成果，不断完善和优化分单元 “一块一策一目标 ”综合治理方案。方案以工艺技术集成配套实施为支撑，以提高采油速度、增加可采储量为目的，通过优化单井 方案设计，优化施工程序，提高作业时率，创立措施精品工程，确保措施挖潜效果。 采油三厂 2005年 1措 2 0 0 4 年 1 - - 6 月 2 0 0 5 年 1 - - 6 月施 总井 有 年增 单井年 总井 有 有 年增 总井 有 有 年增项 数 效率 油 增油 数 效井 效率 油 数 效井 效率 油目 ( 口 ) % ( 1 04t) ( 1 04t)( 口 ) ( 口 ) % ( 1 04t) ( 口 ) ( 口 ) (%) ( 1 04t)压裂 0 0 0压裂 22 1100 300 16 6 460 5 250 21 5 38 5 13 56 56 18 18 7 119 2 84 5 315 0 8 180 7 170 1 38 2286 1 809 67 万元 )费用( 万元 )费用 ( 万元 )差值上半年，阶段实施措施工作量 71井次，有效 54井次，有效率 ，措施增油能力 114t/d，平均单井增油能力 d，阶段措施增油 04t。 同比工作量减少 67井次，投资减少 1477万元，措施增油减少 104t，去年措施成本为 吨，今年措施成本为 吨，吨 ，同比措施成本降低 吨，其中压裂措施同比减少16口。 上半年措施挖潜主要做法： 1、 减少投入高、风险大的技术项目，增加投入少、见效快的成熟 16 配套工艺技术投入，寻求规模效益。 2、发挥工艺技术集成配套实施优势。为了减少层间干扰，压裂或补孔措施实施中，实施挤堵或卡封、打塞等配套措施，封堵高压、强水淹层，充分发挥二三类层潜力。对于带病的低产井或停产的事故井，为提高储量动用，增加可采储量，通过开窗侧钻、补换套等大修手段，优化射孔层位，充分发挥井层生产潜力。对于低渗油藏水淹较严重的目的层措施井，在不能实施压 裂改造的情况下，通过优化射孔方案，采取超正压、袖套式等深穿透复合射孔技术，提高增产效果。 3、坚持先水后油，注采配套，增加可采储量，提高储量有效动用的原则。在水井措施未能实施的情况下，对应油井措施坚持缓实施或不实施的原则。 4、加强动态监测资料的录取及应用。对部分目的层剩余油把握不准的措施井，加强剩余油、产液剖面等资料的录取工作，降低措施风险。特别是压裂井，坚持压前测地层压力，压后测井温。 5、地质、工程、作业等部门密切协作，贯彻地质意图，共同会审措施施工方案，优化施工程序，减少作业污染。对措施运行中的突发 事件，及时有效地制定变更方案，提高作业时率及作业质量。 （七） 油藏目标化管理 根据油藏特点，将全厂 33个开发单元组合为 21个油藏目标化管理单元，并将年度油水井措施工作量、产量、递减等开发指标细化、分解到 17 21个开发管理单元，由地质、工程、采油区的技术骨干组成项目组，每个管理单元由一位项目经理负责，签定承包合同，负责每个开发管理单元的整体方案编制、年度指标运行和组织落实，确保全厂总体目标的完成。在组织结构上，成立了以厂长为组长的油藏管理活动领导小组，修订了油藏目标化管理考核办法和高效油井措施、高效水井措施 、高效新井、优质方案考核办法，每旬进行油藏分析，每月进行检查预警，季度进行评价考核，确保油藏经营管理指标落实到位。 全厂 21个油藏开发管理单元完成指标好的单元 9个，覆盖地质储量2599万吨，储量占 产量占 45%；指标保持稳定的开发单元 8个，覆盖地质储量 3447万吨，储量占 产量占 完成指标较差的开发单元 4个，覆盖地质储量 1215万吨，储量占 产量占 油藏目标化管理单元开发状况表 类型单元个数油藏名称 储量储量占%产量占%指标变好 9明 6 、 明 1 4 、 明 1 5 、 卫 2 、 卫 4 9 、 卫 5 8 、 卫 2 2、 卫 3 0 5 、 古 云 集2599 明一东、明一西、文明其它、卫1 8 、卫3 6 0、卫城其它、卫9 5 、卫3 3 43447 卫 1 0 、 卫 8 1 、 卫 1 1 、 卫 9 4 1215 ）油藏动态监测 1、动态监测工作量完成情况 上半年 油藏动态监测计划 257井次， 18 209井次，完成计划的 与去年同期相比，总的监测工作量下降，油井测压完成率下降 40，水井测压、吸水剖面工作量与去年同期持平，剩余油监测工作量比去年同期增加 10井次。 2005年上半年监测工作量完成情况 2、动态监测与油田开发密切结合 上半年，我厂在录取监测资料的同时，也充分对资料加以应用，资料应用率达到 65，取得了较好的效果。 吸水剖面： 利用吸水剖面资料分析分层动用状况，指导剖面改善措施的实施。1份吸水剖面测试 95 井次，其中有 63 井次用于分注、调剖和分层酸化及动态调水工作中，目前已有 51 井次见效，年累增油 9500t。另外，通过测吸水剖面，了解部分分注井管柱未下到位，影响了正常注水，通过换封，使注水井正常注水。 如：明 242 井，通过吸水剖面资料了解到该井沙二下 214 号层以下相对吸水达到 70，致使上部层吸水差，根据这一情况，采取了打塞封堵下部吸水较好的层的措施，以启动上部吸水较差的层，措施实施后，文明寨 79 60 3 8 10 8 29 35 4 1 3 4 4卫 城 106 94 5 18 15 8 34 35 5 4 7 11 18马 寨 46 34 9 3 6 6 17 16 2 3 2 2 4古 云 6 1 1 1 2卫 东 20 20 100 11 9 3 1 6 8 2 合 计 257 209 11 38 35 24 88 94 11 8 12 19 26单 位 计划 完 成 %油井测压 水井测压 吸水剖面 产液剖面 剩余油其它计划( 口 )完成计划( 口 )完成计划( 口 )完成 完 成计划( 口 )完成计划( 口 ) 19 提高注水压力，上部原吸水较差的层得以启动，对应油井明 240 井见了明显的增油降水效果，日产油由 d 上升到 d，含水由 降到 48，效果明显。 剩余油监测： 利用剩余油监测资料指导剩余油挖潜。今年我厂共开展剩余油监测18 井次，其中钆 口，脉冲中子测井 13 口，所测资料与动态反应基本一致，大部分井得到有效应用，取得了较好的增油效果。 如：明 434 井， 是文明寨油田的一口新投井，投产后日产油 ,含水 一直居高不下，该井电测资料显示射开的 8 号、 12 号、 15油层。水分析资料显示矿化度 100256 毫克 /升，为地层水。综合分析后，认为可能是其它层发生水窜。决定用中子寿命监测技术，找准出水层 。测钆 现由于该井固井质量不好，未射开的 17 号油水同层的水，管外窜到 层导致该井高含水。 5月 25 日明 434 井打塞、补孔沙三中 5，目前该井日产液 ，含水 生产稳定。 卫 222块一口油井，结合检泵测脉冲中子测井（ ，为了了解该井钻遇的卫 18块沙二下油层的情况，在该井沙二下与沙三下分两段进行了测试，通过对测试资料分析，所测的卫 18块沙二下 2的解释含水级别低，为三级水淹，对其邻近的卫 18块油井卫 112井的沙二下 2采取了补孔措施，措施实施 后效果较好，日产油由原来的 d，含水由 降到 75，目前仍有 20 （九）基础研究及管理 针对老区局部构造 ，尤其是区块边部、结合部构造认识程度低和 剩余油分布认识不清的状况， 为提高储量动用、改善油藏开发效果， 开展构造和油藏精细描述研究，搞清剩余油分布，提高油田开发效益。 2005年重点开展好 “八项研究 ”， 重点 落实边部构造进行有利目标区评价、沉积相研究、剩余油分布认识。 2005年地质基础研究项目表 序号 项目名称 主要研究内容 1 文明寨油田极复杂断块小井距 加密调整研究 一、在极复杂构造条件下，构造和储层的逐步认识方法 ： 1、地层精细对比研究； 2、构造再认识研究； 3、储层展布研究。 二、 极复杂断块小井距加密调整研究 ： 1、方案思路研讨； 2、井网密度研究 ； 3、 4、配套工艺研究。 2 卫城油田沙河街组沉积相研究 各砂组砂层等厚图 沉积相分布图 3 卫北地区构造储层研究 1、地层精细对比研究：利用层序地层学的方法，将大量测井资料进行精细地层对比，搞清地层特征； 2、构造研究：（ 1）断裂系统研究，建立骨干断裂格架，搞清构造剖面、平面特征；（ 2）目的层段构造图编制。应用 三上、沙三中、沙三下和沙四段三维地震油顶构造图、构造圈闭及构造控油气研究。 3、沉积储层研究：（ 1）主要含油目的层砂体展布研究；（ 2）沉积储层与油气关系研究；（ 3）主要含油目的层砂体储层预测； 4、在弄清断块构造特征和储层发育的基础上，开展复杂区带的潜力调查，并对复杂区带进行分类评价； 5、确定具有增储的复杂区带，部署有利井位。 4 卫城油田低渗油藏卫 10、卫 11块稳产方案研究 1、开展因井况问题对区块中高含水开发期的影响研究； 2、开展深层低渗油藏两个剖面改善研究； 3、开展区块裂缝对注水开发中综合含水的影响研究；