油气开发工作汇报

油气开发工作汇报 1 第一部分油藏开发 一、 油藏开发概况 我厂油区位于山东、河南两省三县交界处，管辖着文明寨、卫城、马寨和古云集四个油田，包括 33 个油藏开发单元。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。目前全厂共探明石油地质储量 8548 104t，动用储量 7815 104t，。 采油三厂油藏储量探明、动用状况表 1、地质特点 油藏类型包括低渗复杂断块油藏、中 渗复杂断块油藏、中渗极复杂断块油藏三种类型。 中渗极复杂油藏 主要指文明寨油田，包括明一东、明一西、明六、卫七、明 15、明 14、明 16、明 237块 8个区块，地质储量 2658 104t， 可采储量 1054 104t， 采收率 极复杂中渗透油藏地质特征：一是断层多、断块小、构造极复杂。平均断块密度 28 个 /是油藏埋深浅，含油层多，重叠性好，储量丰度高；三是储层物性好、非均质严重，层间渗透率级差可达 15 30 倍；四是储层结构成熟度低，胶结疏松；五是流体性质中等，属常温常压低饱和油藏。 面 积 ( k 量(104t)面积(量(104t)文 703 658 5卫 836 746 0古 64 59 05马 545 6 1152 93三厂 548 815 33未动用储量(104t)资源(108t)用 探明储量动用程度(%) 2 常压复杂低渗透 油藏 主要是卫城深层油藏，包括卫 10 块、卫 11、卫 20、卫 22、卫 2 南、卫 2 北、卫 81、卫 49、卫 360、卫 377、明 9，以及马寨的卫 305、卫 334 和古云集云 3 块共 16个开发单元，地质储量 3719 104t，占总量的 常压低渗透油藏地质特征：一是储层整装较富集，区带内储层连续展布、油层多，油层有效厚度 是储层物性较差，非均质严重且次生裂缝发育，属低孔特低渗油层。三是具有上气、中油、下水的分布特点，开发中油气水关系复杂，两个界面难以合理控制。四是原油性质好，地层水矿化度高，地 层温度相对较高。 中渗复杂油藏主要是 马寨卫 95 块、 卫 94、 此外还有卫城浅层沙一下 9 个开发单元，地质储量 1438 104t，占总量的 产量 233t，产量占 地质特征一是含油面积小、层系单一、油层厚度小。 有效厚度 二是油层物性好但非均质性较强。孔隙度 油层渗透率 70 10 3透率级差大于 15倍。三是原油物性差，地层水矿化度低，油层温度较低。 采油三厂油藏分类表 低渗复杂油藏16卫 2 0 、 卫 1 0 、 卫 1 1 、 卫 2 2 、 卫 2 南 、 卫 2 北 、卫 8 1 、 卫 4 9 、 卫 城 其 它 、 明 9 块 、 卫 3 6 0 、 卫3 0 5 、 卫 9 4 、 卫 3 3 4 、 卫 3 7 0 、 古 云 集3719 8 、 卫 5 8 、 卫 3 7 、 卫 5 6 、 卫 6 3 、 卫 2 2 9 、卫 9 5 、 卫 3 4 、 卫 41438 东 、 明 1 西 、 明 6 、 明 1 4 、 明 1 5 、 明 1 6 、 明2 3 7 、 卫 72658 3 7815占总储量%油藏类型开发单元个数油藏名称 储量 3 2、开发现状 截止到 2006 年 9 月，动用含油面积 用石油地质储量 7815 104t，现井网标定可采储量 2696 104t，全厂共建成油水井总数 1153 口，开井 1006 口，其中油井 697 口、开井 637 口、开井率 日产液13112t，日产油 1915t，综合含水 采油速度 剩余可采储量采油速度 采出程度 储采比 水井 456 口，开井 369 口，开井率 日注水量 15580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 采油三厂 油藏开发现状表 二、重点工作进展及效果 1份，在油藏开发上按照年初“一个立足、三个优化、两个提高”的开发思路，坚持以经济效益为中心，牢固树立油藏经营管理理念，全面贯彻实践“四三三”开发工作思路，在深化油藏认识的基础上，立足现有资源，优化注采结构调整稳定成熟开发储量、优化注采井网效益动用低速开发储量、优化产能建设启动未动用储量，全面实施分类调整治理方案，集成应用配套工艺技术，不断提高储量水驱控制和水驱动用程度，进一 步提高油藏开发经营管理水平。 (一 )滚动勘探和新、老区 产能建设进展情况 主要是卫城沙三下、卫 95 南、明六块、三个整体调整治理，总井( 口)开井( 口)总井( 口)开井( 口)总井( 口)开井( 口)液量(t)油量(t)文明寨 658 054 379 318 223 197 156 121 757 746 229 549 491 337 317 212 174 648 59 4 37 34 25 22 12 12 1152 78 188 163 112 101 76 62 192 815 696 1153 1006 697 637 456 369 3112 1915 5580 )储采比日注水平(m 3 )采出程度(%)采油速度(%)注采井数比井口日产 综合含水(%)动用面积( )动用储量(10 4 t)采收率(%)可采储量(10 4 t)合计 油井 水井 4 以及由古云沙一中低品位储量评价等构成的滚动勘探及新区产能建设，部署新井 35 口，实际投产新井 41 口，建成产能 104t， 产能建设部署实施表 1、滚动勘探和新区产能建设进展情况 包括古云沙一中、云 9 块和卫 75 块，、文明寨边部。 产能建设实施进展 滚动勘探和新区产能建设 累计审批新井 15 口，投产 13 口，完钻待投 2 口；目前日产液 产油 用老井已转注 4 口、分注 1 口。 (1）古云沙一中 ： 包括 明 10 块、云 2 块明 10、云 1西块、云 11 块、云 1 6 个含油断块。 储层平面上由北向南逐渐减薄，直至尖灭，储层厚度小，一般小于 1藏埋藏浅（ 物性好，平均孔隙度 平均渗透率油井 水井 小计 油井 水井 小计 油井 水井 小计 油井 水井 小计明 6 块 7 3 4 7 8 5 1 6 1 1 2卫 9 5 南 8 4 2 6 2 2 9 5 2 7 1 1 2卫城沙三下 16 7 9 16 4 3 3 1 14 4 4 20 14 2 16 4 435 14 15 29 4 2 6 41 27 5 32 7 2 9整体零 散合计油 藏实 施合计调整 侧钻合计调整 侧钻部 署油井 水井 合计 油井 水井 合计新区 古云沙一中 3 2 5 3 2 5低品位储量云 9 块 3 1 4 3 3卫 7 5 2 2 2 2明 1 6 北 2 2 2 2明 1 6 沙 三 下 1 1 1 111 3 14 11 2 13实施油藏评价合 计类型 区块部署 5 10今年方案主要是动用 明 10 块和云 2 块，动用含油面积 油地质储量 101 104t。 方案部署表 目前已全部实施完成，并做到了先注后采， 3口水平井日产液 产油 含水 动液面 1060m， 4口水井日注 90 (2)云 9块： 储层为沙三上， 审批新井 4口， 投产 3口，正投 1口，转注老井 1口（云 9），云 9 (3)卫 75块 ：投产新井 2口， 日产液 产油 水 动液面 1503米 ,随着新井完钻、认识的深化，将逐步完善注采关系。 (4)文明寨 ：审批投产新井 3口其中明 16北、明 16沙三下、明6块边部各 1口。 2、卫 95块南部整体调整方案实施进展 2005 年通过卫 95 块南构造储层研究、和新井 955钻井证实，增 加含油面积 质储量 54 104t，2006 年整体调整治理方案，随方案实施和油藏认识的深化，方案调整井由 6 口增加到 10 口。 目前已投产 9 口新井，同时配套实施转注 3 口井（卫 9595 利用老井油井 水井 水井云2 3 1 2 云 2- 平 2 云 2 - 1 云 2 （转注）明 10 4 2 2 明 10- 平 1 . - 平 2 明 1 0 - 2 卫 101 （转注）合计 7 3 4 3 2 2部署新井区块 总井 油井 水井 6 采油合计油井水井日产液 ( t )日产油 ( t )含水( % )日注水(计 新井 措施 自然速度( % )自然 综合2005 年 48 24 24 777 62 9 2 . 0 854 2 . 2 1 0 . 2 2 0 . 0 6 1 . 9 4 0 . 8 8 2 1 . 6 1 1 9 . 1 82005 年 9月47 26 21 870 70 9 2 . 0 840 1 . 5 2 0 . 0 8 0 . 0 4 1 . 4 0 0 . 8 0 1 5 . 5 2 1 3 . 2 32006 年 9月53 29 25 746 74 9 0 . 1 752 1 . 9 3 0 . 4 3 0 . 0 5 1 . 4 5 1 . 0 3 1 2 . 1 4 8 . 9同期对比6 3 4 - 1 2 4 4 - 4 . 1 - 8 8 0 . 4 2 0 . 3 5 0 . 0 2 0 . 0 6 0 . 2 2 - 3 . 3 9 - 4 . 2 9与 05 年底对比5 5 1 - 3 1 12 - 1 . 9 - 1 0 2 - 0 . 2 8 0 . 2 1 - 0 . 0 1 - 0 . 4 8 0 . 1 5 - 9 . 4 7 - 1 0 . 2递减 ( % )项目井数 ( 口 ) 生产状况 年产油 ( 1 04t)卫 95 块南 1新井效果统计表 与去年同期对比，日产油上升 4t,含水下降 百分点，采油速度由 至 自然递减降低 百分点。增加水驱控制储量 56 104t，增加水驱动用储量 40 104t。 卫 95 块南调整治理区块开发指标对比表 下一步在平面调整上实 施事故油水井大修换井底（卫 95 95完善局部井网；在层间上以水井分注（卫 95油井挤堵为主要手段，配合水井调剖控制井组含水上升。 3、明六块扩边区（明 398、明 378 断块区）注采完善调整方案 方案设计调整井 7口（油井 3口，水井 4口），部署配套工作量日产液量(t)日产油量(t)含水(%)日产液量(t)日产油量(t)含水(%)注 1835 176130注 302 8 1490 8021 73注 63469口 20平均单井目前合计卫95块年累产油(t)区块井号 投产日期初期日产 7 11井次。 12井次。其中 新井 8口（其中转注 1口），老井油井措施实施 17井次，水井措施实施 15井次，全面完成了方案设计工作量。 明 398断块区： 1口，转注 2口。形成了5注 10采注采井网，沙三上形成了 较完善的注采井网（ 4注 7采），注采井数比 1： 驱控制储量达到 104t，水驱控制程度 水驱动用储量达到 39 104 t，水驱动用程度 受控区 4个井组能量、产量上升。其中明 431井组（对应油井明 434、明 438），明 431井先期注注水五个月后，油井对应补孔，井组日产液由 产油由 5.0 明 378断块区： 1口（油井 3口，水井 1口）、转注 1口。目前油井 8口、水井 3口， 增加动用地质储量 30 104t，水驱控制 储量达到 104 t，水驱控制程度 水驱动用储量达到 104 t， 水驱动用程度 受控区明 61井组（油井明 375）、明新 142井组（油井明 389、373、 377）产量、能量上升， 4口受控未见效井，下步可通过明70的大修和新钻井完善注采井网。 明 70侧和明 39侧分别对沙二上和 到较高产能，为该区增储研究指明了方向，其中明 70侧射孔沙二上 1层 产油 水 明 39侧压裂 层 产油 水 22%。 整体 上看： 通过深化构造认识、及时转注， 井网受控率提高，地层能量和产量得到恢复和保持， 动液面 1562524m，地层压力由 可动用储量增加，水驱控制和动用程度、采收率提高 :增加动用地质储量 104t，增加水驱控制储量 11 104t，增加水驱动用储量 8 104t，增加可采储量 104t，采收率提高 8 开发指标对比表 4、卫城沙三下整体调整方案实施进展 卫城沙三下整体调整 以现有井网为基础，重点完善区卫 360块、卫 22块差层、卫 2块等块局部 井区，形成适合剩余油分布特点的注采井网，提高水驱控制和动用程度。 卫城沙三下调整井部署工作量 配套工作量安排 110 井次。 1份调整井仅实施 4 口（其中卫 360 块 2 口、卫 22 块1 口、卫 2 块 1 口），初期平均日产 d，d，累计产油 6906t，平均单井累计产油 1727t。 卫城 沙三下 投产新井情况统计表 配套工作量完成 101 井次，完成率 其中油井 48 井次累计增油 104t，水井措施 53 井次，见效增油 质 综合 采油 日注 月注总井 开井 日产液 日产油 含水 速度 总井 开井 水平 综合 自然月 储量 ( 口 ) ( 口 ) (t) (t) (%) (%) ( 口 ) ( 口 ) (m 3 ) 采比 (%) (%)200512 503 58 52 962 236 5 29 1129 34 62 56 927 271 7 31 1006 1 31 4 4 5 2 减油井 井口类型 井数 油井 水井 平均井 深 新建产 能 年产油 总投资 备注整体 11 6 5 3255 279技改 5 1 4 3070 876合计 16 7 9 2813 1155更新水井3 口, 开窗侧钻井2 口( 油井1 口、水井1口)时间 层位 厚度 层数 日产液日产油含水 动液面日产液日产油含水 动液面W 2 K W 2 - 9 2 2 0 0 5 . 1 2 . 2 8 沙四 55 4 2055 1254W 2 2 K W 2 2 - 8 3 2 0 0 5 . 0 2 . 0 7 三 下 5 - 6 1 7 . 2 1 2 . 9 2 5 . 0 491 3 1607 3452W 3 6 0 W C 3 6 0 - 5 9 2 0 0 6 . 0 3 . 7 三 下 3 - 4 . 0 258 2294 1403W 3 6 0 W C 3 6 0 - 6 0 2 0 0 6 . 0 3 . 7 三 下 1 - 3 1 . 5 2172 6 1922 797合计 4口 7 1 . 6 5 0 . 5 2 9 . 5 4 0 . 5 2 0 . 7 4 8 . 9 6906平均 1 7 . 9 1 2 . 6 1 0 . 1 5 . 2 1727投产情况 初期日产 目前区块单元井号累计产量 9 104t，动态调配 15 井次见效增油 104t。 通过 1份的调整治理，卫城沙三下井网进一步完善，储量控制和动用程度进一步提高。 注采井数比由 1:升至1:效方向增加 18 个 ,见效油井增加 17 口。增加水驱控制储量 91 104t，水驱控制程度增加 增加水驱动用储量78 104t，水驱动用程度增加 卫城沙三下开发指标对比表 卫城沙三下油藏下步重点治理卫 11、卫 22 块以及卫 360 块局部的注采完善，安排工作量 47 井次，卫 22 块以边部注采完善、挤堵高含水层为重点，卫 11 块以大 修恢复注水井点、抽稀强水淹层为重点，卫 360 块以增加注水井点，提高水驱储量为重点。 (二 )强化油藏 监测 1、总体工作量完成率高 1份共完成监测工作量 634 井次，完成年计划的 80。 2、加强了层间监测工作量，其中吸水剖面完成 188 井次，完成年计划的 产液剖面完成 9 井次，剩余油（气）监测完成 30 口井； 3、加大井斜、固井监测力度，井斜复测完成 45 井次；固井质量复测完成 45 井次； 4、 重点区块监测工作量完成较好 明 6 块、卫 95 块 1份监测工作量完成 135 井次，完成年 计划的 其中油井测压 35 井次，水井测压 14 井次，项目储量(104t)程度(%)储量(104t)程度(%)合计 油井 水井 合计 新井 措施 自然 自然 综合2005年 1541 079 98 182 116 0 5 年 9 月 1517 065 95 183 112 0 6 年 9 月 1632 157 96 182 114 1 8 驱动用 井 数 ( 口 )年产液年 产 油 ( 1 04t)采油速度 ( % )年注水(104 减 ( % ) 10 吸水剖面 31 井次，产液剖面完成 4 口，剩余油监测 8 口井，裂缝监测及压后井温 14 井次，工程测井 2 口井，固井质量 18 井次 , 井斜复测 2 井次。 （三）细化注采结构调整 1、加快注采完善节奏、保持地层能量 通过转注、补孔等措施，实行先期注水，提高油藏压力，保持油井产能，培养高效油井措施。 一是在近年滚动扩边区，明六（明 378、明 398） 、 卫 95块南部等，这些区块随着认识的深化、不断的调整治理，通过转注 15口，增加注水见效方向 23个，注采井数比由 1： ： 采井网得到不断完善。 二是古云沙一中、云 9块、明 389井区实施同步注水，转注 8口，达到动用储量的水驱控制。 三是在卫 360 等构造再认识井区，实施转注 5 口，对应 6 口油井见效，日增油能力 22t，年累增油 800t,增加水驱控制储量29 104t，增加水驱动用储量 16 104t。如卫 360为一低能关井，转注对应井卫 360，坚持对该井定期测压，于 8月初及时（压力系数 行压裂恢复，日产油达 2、进一步加强转注、大修和恢复，完善、优化注采井网 1施转注 48井次 ， 长关井恢复 25口， 占注水井总工作量的 油田注采井数比由 1： ： 井受控率由 增加注水见效方向 101个，注采井网逐步完善。 对应油井见效日增油能力 加水驱控制储量 272104t,增加水驱动用储量 104t。 一是在井况损坏严重、注采井网遭到破坏的明一西块、明十四块、卫 95块、卫四块等，转注 15口，增加注水见效方向 23个，注采井数比由 1： ： 采井网得到不断完善。 11 二是对低速、低效单元卫 58、卫 94 块和变差单元卫 81 块实施转向注水，提高波及体积和采收率。实施转向注水 10 口，增加受控油井 22 口，见效日增油能力 42t，含水下降 百分点， 三是建立差层井网，挖掘层间潜力 在卫 81块、卫 95、明一西的二上二下、卫 11块，通过挤堵转注、水井封堵强吸水层等手段形成差层井网，启动二、三类层。2006年以来差层转注 11口井，增加注水见效方向 19个， 增加水驱控制储量 36 104t,增加水驱动用储量 25 104t。对应油井 5口井明显见效，日增油能力 12t，含水下降 3、深化剩余油分布认识， 强化差层注水 实施对应补孔 、分注、酸化等措施 73 井次，对应油井见效增油 4088t，有效地动用了层间潜力。 其中 优选重点井组实施细分层注水，实施 18井次，对应日增油能力 22t,。 如：新明 208井 2006年元月实施分层酸化，酸三上 4、三中 2，启动新层 层，对应油井明 392、 195于 2月底见效，井组日增油 计增油 760t。 1控制( 万吨 )动用( 万吨 )见效井数日增油(t)累增油(t)控制( 万吨 )动用( 万吨 )见效井数日增油(t)累增油(t)控制( 万吨 )动用( 万吨 )见效井数日增油(t)累增油(t)转注 19 9 9 . 0 6 0 . 9 19 5 8 . 7 4144 48 2 7 2 . 0 1 6 4 . 7 29 7 0 . 5 10447 29 173 1 0 3 . 8 10 1 1 . 8 6303高压 1 4 3 8 . 6 1252 3 3 8 . 6 1252酸化 19 2 . 1 15 3 9 . 7 2627 7 1 . 4 2 4 . 4 161 7 . 3 6 6大修 13 4 7 . 0 2 9 . 6 1 6 . 0 461 22 7 4 . 0 4 6 . 7 10 2 1 . 1 1920 9 2 7 . 0 1 7 . 1 9 1 5 . 1 1459分注 40 5 . 5 24 5 4 . 7 4228 46 5 . 5 21 6 2 . 8 2696 6 . 1 3 2调剖 66 8 . 5 42 1 0 6 . 8 6596 58 6 . 1 57 1 1 0 . 5 10345 2 . 4 15 3 . 7 3749补孔 9 7 . 8 3 . 5 3 1 3 . 2 788 20 1 9 . 8 1 1 . 9 7 2 3 . 4 1231 11 1 2 . 0 8 . 4 4 1 0 . 2 443其它 14 1 . 0 2 . 5 6 1 6 . 6 1383 14 1 . 7 6 2 7 . 2 1662 0 8 1 0 . 6 279小计 181 1 5 4 . 8 1 1 2 . 6 110 2 9 5 . 7 20227 219 3 6 5 . 8 2 3 8 . 0 135 3 2 8 . 5 29714 38 211 1 2 5 . 4 25 3 2 . 8 9488调配 353 49 9 7 . 4 5700 466 54 1 7 8 . 0 10619 113 0 . 0 5 8 0 . 6 4919合计 534 1 5 4 . 8 1 1 2 . 6 159 3 9 3 . 1 25927 685 3 6 5 . 8 2 3 8 . 0 189 5 0 6 . 5 40333 151 211 1 2 5 . 4 30 1 1 3 . 4 14407措施井次增加水驱储量 见效情况措施井次增加水驱储量 见效情况措施内容2005 年 1 2006 年 1 差值措施井次增加水驱储量 见效情况 12 4、加强产液结构调整 在注水结构调整的基础上，通过油井的压裂引效、高含水层的堵水抽稀井网、对应补孔，大修关停井的效益恢复，提升油井产能。措施有效率 与去年同期相比增加 百分点。 一是在先期注水的基础上，对 见效油井及时压裂引效。 14 井次， 措施前后日增油 74t,年累增油 04t。 二是加强剩余油监测、继续强化堵水工作。通过油井挤堵、打塞、重炮等手段，降低无效液量，调整产液结构，实现产层转移。实际实施油井堵水 25 井次，措施前后日降液 380t, 二是依靠酸化和对应补孔等成熟配套技术，强化层间动用。实施酸化 31井次，对应补孔 58井次，措施前后日增液 220t,日增油 130t,年累增油 104t. 四是结合经济效益评价， 开展长停井挖潜治理。 1份实施 20 口井，日产液 产 27t。 采油三厂 1油井措施效果对比表 （四） 重点单元综合治理 针对卫 81、明一西、卫 11、明一东等单元开发形势变差的状况，在油藏研究的基础上，编制了不同特点的治理方案，集中总井次( 口 )有效率( % )日增油能力(t)年增油( 1 04t)占措施总增( % )总井次( 口 )有效率( % )日增油能力(t)年增油( 1 04t)占措施总增( % )总井次( 口 )有效率( % )日增油能力(t)年增油( 1 04t)占措施总增( % )压裂 11 100 40 0 . 2 6 9 . 4 14 9 2 . 9 74 0 . 5 2 1 9 . 0 3 - 7 . 1 3 4 . 2 0 . 2 6 9 . 6补孔 42 7 6 . 2 122 0 . 9 4 3 4 . 0 58 7 9 . 3 83 0 . 7 0 2 5 . 3 16 3 . 1 - 3 9 . 0 - 0 . 2 4 - 8 . 7泵升级 19 9 4 . 7 27 0 . 3 4 1 2 . 3 10 7 0 . 0 9 0 . 0 6 2 . 1 2 4 . 7 - 1 8 . 2 - 0 . 2 8 - 1 0 . 2泵加深 3 6 6 . 7 0 . 0 1 0 . 4 3 6 6 . 7 0 . 0 0 . 0 1 0 . 4回采 10 9 0 . 0 0 . 1 4 5 . 2 10 90 0 . 0 0 . 1 4 5 . 2下电泵 1 1 0 0 . 0 0 . 0 3 1 . 0 1 100 0 . 0 0 . 0 3 1 . 0卡堵水 27 6 3 . 0 4 0 . 1 3 4 . 5 25 5 6 . 0 38 0 . 1 9 6 . 9 7 . 0 3 3 . 1 0 . 0 7 2 . 4大修 11 100 39 0 . 3 5 1 2 . 5 21 8 5 . 7 27 0 . 1 4 5 . 1 10 - 1 4 . 3 - 1 2 . 7 - 0 . 2 1 - 7 . 5酸化 19 7 3 . 7 16 0 . 2 3 8 . 2 31 9 0 . 3 51 0 . 4 6 1 6 . 6 12 1 6 . 6 3 4 . 7 0 . 2 3 8 . 4长关井利用 4 1 0 0 . 0 10 0 . 0 5 2 . 0 20 1 0 0 . 0 27 0 . 2 4 8 . 5 16 0 . 0 1 6 . 6 0 . 1 8 6 . 6其它 25 8 4 . 0 25 0 . 4 7 1 7 . 1 24 7 9 . 2 9 0 . 2 7 9 . 8 4 . 8 - 1 5 . 7 - 0 . 2 0 - 7 . 3合计 158 8 1 . 0 273 2 . 7 8 100 217 8 1 . 6 295 2 . 7 6 100 59 0 . 6 2 2 . 4 - 0 . 0 2 0 . 0措施内容2005 年 1 - 9 月 2006 年 1 - 9 月 差值 13 实施，卫 81、明一西、明一东、双低单元已初见成效。 一是 低渗透油藏 卫 81 块， 针对区块近两年受裂缝影响大、含水上升与能量下降难以协调的问题，通过 避开裂缝方向优选井点转注，在裂缝方向上尽可能形成排状注水井，通过 增加注水井点，改变驱油方向，提高驱油效率， 改善区块开发效果 方案部署油水井措施 31 井次，累计完成 16 井次，其中转注 6 井次、回采 3 口、挤堵 4 口。增加注水方向11 个，增加有效注水量 220m3/d，增加水驱控制储量 35 104t，增加水驱动用储量 24 104t。区块日注水量由 1527800产油量由 122t 上升到 150t,增加 28t， 10 月份将持续好转。 二是 中渗极复杂油藏明一西块， 目前 事故井及局部井网不完善为区块变差的主要原因。 明一西块共建成油水井 75 口，累积出现事故 井 48 口，事故率 2006 年新增事故关井 16 口（水13 口；油 3 口），损失水驱控制储量 104t,损失水驱动用储量 104t。 治理重点是 通过侧钻、大修、恢复优化沙二下、沙三上注采井网；通过挤堵、套管补贴抽稀 S 一下二上，减少低效注水量和产液量。 方案部署油水井措施 40 井次，完成油水井措施 22 口，完成率是 其中堵水 3 井次、大修 5 井次，增油能力 d；转注 2 井次，增加受效方向 5 个，增加有效注水量 152加水驱控制储量 25 104t，增加水驱动用储量 17 104t。区块 日产油由 118t 上升到 132t，上升 14t，含水由 降到 下降 百分点，日注水水量由 1159 306 加147 三是 双低单元治理 包括卫 18、卫 37、卫 58、卫 334 四个区 14 块，地质储量 636 104t， 2005 年采油速度 针对井况损坏严重、水驱开发效果差等问题。年度部署油水井工作量 48 井次，阶段实施 31 井次，完成工作量的 主要以卫 37 块、卫 18块、卫 58 块注采完善及井网恢复为主。其中水井措施完成 12 井次（转注 7 口，分注 3 口，大修 1 口，调剖 1 口），增加注水能力 240m3/d。 经过以卫 37、卫 18 块转注、油水井恢复为主的注采井网恢复优化，开发效果有所改善，增加受控井 8 口，增加受效方向15 个，采油速度由 升到 (五 )实施油藏项目组管理，进一步深化 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 22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 22个开发管理单元， 厂成立了 10个油藏经营管理项目组，负责全厂 22个油藏开发单元的管理， 使油藏经营日常工作处于监控状态。对项目组进行月度检查 、季度考核挂牌警示、年底总兑现的办法进行考核。 通过加强油藏目标化管理， 12个油藏开发管理单元开发形势变好的单元 8个，地质储量 3276 104t，产量占 开发指标保持稳定的开发单元 9个，地质储量 2653 104t，储量占 产量占 开发指标变差的开发单元 5个，地质储量 1886 104t，储量占 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 8明 六 、 卫 4 、 1 0 、 1 1 、 8 1 、 3 6 0、 古 云 集 、 卫 9 53276 明 1 5 、 文 明 其 它 、 卫 1 8 、 5 8 、4 9 、 2 、 卫 城 其 它 、 卫 9 4 、 3 0 52653 明一东、明一西、明1 4 、卫 2 2 、 3 3 41886 5 明一块开发趋势变差的主要原因是事故井影响， 2006 年明一西新增事故井 20 口，其中油井 关井 8 口、 带病生产 2 口， 水井关井的 6 口、，带病注水 4 口。日降产 ，阶段影响产量6630t，相当于自然递减加大 百分点。 二季度以来通过对明一西、明一东块的整体治理，开发效果正在好转。 三、开发形势分析 （一）油藏总体开发形势 2006 年 9 月与 2005 年 12 月开发指标对比 1份，全厂开发形势呈现“两升两降两减缓”：两升即日产油量由 1776915t，上升了 139t，日注水量由149105580升了 670降即日产液量由 13430 13112t，综合含水由 降到 下降 百分点；两减缓：自然递减由 缓到 减缓 合递减由 缓到 减缓 百分点。 三万吨产能建设部分 12 口井，日产液 129t，日产油 88t，老区井口产量由 1776827t/d，增加 51t/d,综合含水由区 年 综合 采油 日注总井 开井 日产液 日产油 含水 速度 总井 开井 水平 综合 自然块 月 ( 口 ) ( 口 ) (t) (t) (%) (%) ( 口 ) ( 口 ) (%) (%)200512 680 620 13430 1776 26 351 14910 97 637 13112 1915 56 369 15580 7 17 39 0 18 670 3 12 129 88 3 56差值 13 12 129 88 3 56200512 680 620 13430 1776 26 351 14910 84 625 12983 1827 53 366 15524 5 1 7 15 614 吨产能建设三厂老区油井 井口 水井 递减 16 制到 综合、自然递减分别为 生产形势趋于稳定。 1、含水分级对比 采油三厂含水分级表 与 2005 年同期相比， 年产液量下降 吨，年产油下降 吨。其中特高含水（ 95%）液量减少 吨，年产油减少 吨；中高含水（ 75%50% 5030% 302级 级自然递减率 23% 级 级类 类项目评价标准 2005年 2006年 21 复杂中渗油藏分单元开发指标状况表 开发形势 9 月份与 2005 年 12 月份相比， 开发形势呈现“一稳两升一降两减缓”：一稳即日产液量由 3099t 到 3095t，保持稳定；两升即日产油由 207t 上升至 223t，上升 16t/d，日注水量由 2818升至 3173升 355m3/d。降到 下降 百分点。综合、自然递减分别减缓 百分点。 从目前水驱特征曲线、含水与采出程度关系曲线上看，水驱开发趋势正常，尤其油藏含水上升率呈负增长，开发形势变好。 中渗复杂断块油藏开发效果综合评价表 一级 二级 三级 指标 标准对比 综合评价 指标 标准对比 综合评价水驱储量动用程度61% 6036% 362类 类自然递减率 23% 类 类类 类项目评价标准 2005年 2006年年 综合 日注总井 开井 日产液 日产油 含水 总井 开井 水平 综合 自然月 ( 口 ) ( 口 ) (t) (t) (%) ( 口 ) ( 口 ) (m 3 ) (%) (%)200512 123 113 3099 207 4 67 2818 30 120 3095 223 7 78 3173 7 6 3 11 355 口 水井 递减 22 3、中渗极复杂油藏 中渗极复杂油藏共动用含油面积 用石油地质储量 2658 104t，标定采收率 可采储量 971 104t。包括八个开发单元，其中明六块、卫七块构造极复杂，明一东、明一西、明十四、明十五、明 16、明 237 块相对较整状。 截止 2006 年 9 月份，共建成油水井 379 口，其中油井 223口，水井 156 口，注采井数比 1： 井开井 197 口，水井开井 121 口，日产液 4757 吨，日产油 712 吨，综合含水 日注水平 4555注采比 积注采比 2006 年 9 月与 2005 年 12 月开发指标对比 与 2005 年 12 月相比中渗极复杂油藏开发形势呈现“三降一升两加大”：三降即日产液量由 5322757t，下降 565t；综合含水由 降到 下降 百分点；日注水量由 5078555降了 523产油量由 682升 30t；两加大即自然递减由 大到 加大 合递减由 大到 加大 区开发形势有所变差 。 年 综合 日注总井 开井 日产液 日产油 含水 总井 开井 水平 综合 自然月 ( 口 ) ( 口 ) (t) (t) (%) ( 口 ) ( 口 ) (m 3 ) (%) (%)200512 216 195 5322 682 51 123 5078 23 197 4757 712 56 121 4555 2 0 523 口 水井 递减 23 中渗极复杂断块油藏开发效果综合评价表 四、四季度产量及重点工作安排 （一）产