2006年开发总结及2007年开发工作安排

2006 年开发总结 及 2007 年开发工作安排 目 录 第一部分 2006 年油田开发工作总结 . 1 一、油藏开发概况 . 1 二、重点工作进展及效果 . 4 (一 )滚动勘探和新、老区 产能建设进展情况 . 4 (二 )深化油藏认识，提高油藏开发水平 . 12 （ 三）细化注采结构调整 . 14 （四） 重点单元综合治理 . 18 (五 )实施油藏项目组管理，进一步深化 油藏目标化管理 . 20 三、开发形势分析 . 20 （一）油藏总体开发形势 . 20 （二）分类型油藏动态分析 . 25 四、四季度产量及重点工作安排 . 29 （一）产量目标 . 29 （二）措施工作量安排 . 29 （三）重点工作安排 . 29 （四）四季度工作实施情况 . 32 第二部分 2007 年油田开发工作部署 . 35 一、指导思想 . 35 二、工作目标 . 36 三、重点工作安排 . 36 （一）油藏综合评价 . 36 （二）油藏分类部署 . 36 （三）油藏评价 . 37 （四）新老区产能建设 . 40 （五）老区综合治理 . 61 1 第一部分 2006 年油田开发工作总结 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，探明储量动用程度 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。 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、面积(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 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 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 104t，现井网标定可采储量 2696 104t，采收率 全厂共建成油水 井总数 1153 口，开井 1006 口，开井率 其中油井 697 口、开井 637 口、开井率 日产液 13112t，日产油 1915t，采油速度 剩余可采储量采油速度 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 3、指标完成情况 产量指标 按分公司计划，我厂全年系统油计划 104t， 1份实际完成 104t；与全年均衡计划相比超产 104t；与运行计划相比欠 104t；其中新井产量 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； 四季度预计完成产量 104t，全年累计完成 104t，产量超产 8000t。 储量指标 2006 年计划增加水驱控制储量 160 104t，增加水驱动 用储量 120 104t，增加可采储量 70 104t；实际增加水驱控制储量 349 104t，增总井( 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 加水驱动用储量 249 104t，与计划比分别增加 229 104t、 159 104t。 开发指标 2006年计划自然递减控制在 1缓 含水上升率全年计划控制在 内， 1份 制在了计划范围内。 2006年主要开发指标对比表 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 年初部署以卫城沙三下、卫 95 南、明六块、三个整体调整为主的新井 35 口，后期又增加古云沙一中、云 9 难采储量动用以及卫 95 块南新区产能建设工作量，实际投产新 井 41 口，建成产能 104t， 日产( 吨 )年产( 万 吨 )综合 自然200512 1646 36 158 0 6 年 计划1668 60 120 9 月 份计划1682 20 90 9 月 份完成1678 49 249 4 29 159 间产 油 量综合含水(%)含水上升率水驱控制储量( 万 吨 )水驱动用储量( 万 吨 )递 减 ( % )合 计新 井( 万 吨 )措施( 万 吨 )自然( 万 吨 ) 5 产能建设部署实施表 1、滚动勘探和油藏评价情况 滚动勘探 2006 年部署探井 3 口（卫 346、卫 347、卫 380），目的是为了落实马寨断层上升盘、卫 370 西块的含油气情况以及储量规模， 3 口井的钻遇油层 ， 7 层，达到了设计要求，对马寨上升盘以及卫 370 西块的精确评价提供了依据。 2006 年探井钻遇情况表 卫 346 井： 该井是部署在马寨断层上升盘北部卫 324 东断块群上的一口评价井。该区卫 312 井、卫 324 井、卫 14 井录井在沙三下、沙四段见良好油 气显示，卫 14 井在沙三段电测解释油层 层、油水同层 层，沙四段解释可疑层 层。为了钻探马寨断层上升盘北部沙三 4 上 沙四段含油气情况，并落实卫 324 东断块群储量规模，为油藏评价和储量计算提供参数，部署了评价井卫 346。该井录井在沙三下见荧光显示 9m/6 层，在 2755段井壁取芯，见荧光显示 2 颗，油迹显示 3 颗，电测解释无油气层。 由于相当于邻井 324 井的主力显示段和油层段断缺，该井侧钻东部顺向断块，在侧钻井段油井 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 署层数 厚度卫 346 3 眼完钻卫 347 裸眼完钻卫 380 4 眼完钻合计 7 2835段沙三段见荧光显示 18m/7 层，在 段井壁取芯，见荧光显示 3 颗，电解油层 层，含油水层 层。由于解释油层厚度小，该井最终 裸眼完钻。 通过卫 346 井的钻探，卫 346 井钻遇地层层序与设计基本吻合，但该断块油源条件可能不充足，且该区处于西倾的文西断层和东倾的卫西断层的交汇处，断层多、构造复杂、破碎，不同倾向的断层相互切割，给构造的正确解释带来很大的难度，这也是该井钻探效果不理想的重要原因。 卫 347 井： 卫 347 井是部署在马寨断层上升盘卫 95 西块断垒构造上的一口评价井。钻探目的是探马寨断层上升盘卫 95 西块断垒 构造沙三下含油气情况并落实其储量规模，为油藏评价和储量计算提供参数。 钻探基本情况： 2006 年 8 月 14 日开钻， 8 月 21 日完钻，完钻井深1881。 95m。全井录井无 显示，电测解释无油气层。于 8 月 25 日裸眼完钻。 与设计吻合情况：卫 347 井钻遇地层层序与设计基本吻合。 钻探认识：该断块区储层发育。该井钻遇到良好的砂岩储层，沙三下地层厚度 230m，砂岩厚度 37m，砂岩百分比约 17%；单砂层最大厚度为6m。该断块油源条件可能不充足。位于该区东部的卫 95 块、卫 94 块紧临东濮凹陷西部生油洼陷 柳屯洼陷，油源充足，卫 95 块沙三下探明石油地质储量 612 104t，卫 94 块探明石油地质储量 113 104t；而卫 347 井无显示，就说明油气源条件较差，因为卫 95 块为断垒构造含油层系多，紧邻生油洼陷，利于油气聚集，该块西面的反向断层对油气的封堵作用强，阻止油气继续向西运移，使马寨生油洼陷生成的油气无法运移到卫 347 块。（ 3）该地区地震资料品质较好，构造解释准确，钻井证实圈闭落实程度高。 卫 380 井 ：构造上位于卫城构造东翼卫东断层夹缝带卫 370 西块。该区 2001 年完钻的卫 370 井录井在沙三上见良好油气显示，其中 7 段见油浸 层、油迹 层、荧光 层，电测解释油层 层、油水同层 层，对沙三上、 层油层试油，日产油 示了该区良好的勘探前景。为了钻探卫370 西块沙三上油层分布情况，并进一步认识卫东断层夹缝带沙三上成藏条件， 2007 年在卫 370 西块高部位部署了 1 口滚动井卫 380，该井录井在沙三上、三中见荧光 16m/8 层，电测解释沙三上油层断失，沙三中油层 层、差油层 层，为了钻探沙三上油层，决定向西块侧钻，结果侧钻后未钻遇 油层，裸眼完钻。 卫 380 井钻探结果表明，卫 370 西块油源条件较差，该区滚动勘探要想有所突破，还需寻找更有利的油气圈闭。 油藏评价区块 2006 年部署油藏评价区 3 个（明 449、卫 75、卫 53 块），目的是为了进一步落实三个区块探明未动用储量的规模、含油气情况，部署投产5 口井（明 449、明 450、卫 7575 53日产液 产油 水 累计产油 1671t。都见到了一定的产能，下一步在进一步落实构造、注采完善的基础上，建成新的产能。 油藏评价井投产情况表 明 16 块北： 位于文明寨构造西北部，含油层位沙二下 沙三中。2006 年，该块共部署 2 口油藏评价井：明 449、明 450，目的是钻探明16 块北沙二下 沙三中含油气情况，为下一步投入开发作准备。明 449井在沙三上电测解释油层 层， 2006 年 7 月投产沙三上、 区块 井号日产液( t )日产油( t )含水( % )动液面( m )累计产油( t )明 449 647 477明 450 392 273卫 7 5 - 2 179 671卫 7 5 - 3 052 171卫 53 块 卫 5 3 - 3 13 251 79小计 5口 671卫 75 块明 16 块 8 层，日产液 产油 9t；明 450 井在沙二下电测解释油层 层、油水同层 层， 2006 年 8 月投产沙二下、 层，产油 明 449、明 450 钻探结果和投产情况表明，明 16 块北 具有一定的产能，但明 450 井含水较高，该块含油范围还需进一步评价。 卫 75 块： 位于卫城构造西北部，含油层位沙三中 沙四段。 2006年部署了 2 口油藏评价井：卫 7575的是钻探卫 75 块沙三中 沙四段含油气情况，为下一步开发作准备。卫 75钻遇油层 层、油水同层 层， 2006 年 7 月压裂投产沙四、 0 层，日产液 产油 75钻遇差油层 层， 2006 年8 月压裂投产沙四、 层，日产液 产油 从卫 75生产情况来看，该块有较高的产能；但卫 75由于油层少、物性差，产能较低，说明该块储层变化比较大。从目前认识看，卫 75 块构造复杂、破碎，还需进一步落实。 卫 53 块： 位于古云集油田，含油层位沙二下 沙三中。 2006 年部署 1 口油藏评价井：卫 53的是落实卫 53 块沙三上 沙三中油藏，该井电测解释油层 层、油水同层 层， 2006 年 10 月投产沙三中、 层，日产液 13t，日产油 卫 53投产进一步说明该块具有一定产能，是下一步的产能建设潜力区块。 2、未动用储量 及新区产能建设 未动用储量 我厂已动未上报储量 632 104t,可采储量 131 104t，包括 12 个开发单元。 2006 年重点对已动未上报储量中的明 10 块、云 2 块、云 9 块进行了评价和部署， 部署新井 9 口，投产 9 口，利用老井已转注 3 口。 采油三厂动用未上报储量区块 地质 可采 地质 可采1 卫城 卫 3 0 26 6 云集 卫 4 6 43 3 云集 云2 45 5 云集 明 1 0 56 6 寨 卫 9 0 20 0 寨 卫 3 1 3 56 6 城 濮 1 4 7 23 3 明寨 明 2 3 7 60 0 城 卫 4 北 19 9 城 云9 46 6 城 卫 3 5 0 66 6 城 濮 9 5 块 172 72 32 131 632 131序号 油 田 区块探 明 储 量 （ 1 04t) 已动未上报储量（1 04t) 9 未动用储量方案实施情况 1、古云沙一中 ： 包括 明 10 块、明 10、云 1 西块、云 11 块、云 1、云 2 块 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 102006 年方案主要是开发动用 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 水 动液面 1060m， 4口水井日注 90 云 9 块： 云 9 块位于东濮凹陷中央隆起带卫城构造北部， 储层为沙利用老井油井 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 水井油井 水井 合计 油井 水井 合计古云沙一中 3 2 5 3 2 5云 9 块 3 1 4 4 4合计 6 3 9 7 2 9区块部署 实施 10 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)三上， 含油面积 油地质储量 46 104t。 投产 4 口， 转注老井1 口（云 9），云 9注采完善。 新区（卫 95块南） 2005 年通过卫 95 块南构造储层研究、和新井 9595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 955 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 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 11 下一步在平面调整上实施事故油水井大修换井底（卫 9595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、老区整体调整治理 年初部署安排卫 95 块南、卫城沙三下、明六块扩边区三个区块作为 2006 年整体调整治理单元，卫 95 块随着方案的实施及认识的深化，划为 2006 年新区；卫城沙三下由于投资的压缩，治理方案进行了优化，深层的工作量没有实施，浅层只实 施调整井 4 口， 2006 年重点对明六块扩边区进行了治理，取得了较好的效果。 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 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，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 12 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 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，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 开发指标对比表 (二 )深化油藏认识，提高油藏开发水平 1、继续确定研究方向，钻研复杂区带构造 针对 2006 年生产开发中 存在的 新增储量不足等 突出问题 ， 结合油田实际 ， 开展“文明寨明六块沙四段储量运用及产能重建、 卫 360 块与云 3 块结合部 等几个研究项目，为油藏开发提供技术支撑与保障。 一是文明寨翼部扩边 针对明 6 块南部的沙四层位，自 82 年投入开发以来，部署钻遇沙四层位的油水井仅 6 口，明 68 井 1983 年投产沙四，初期日产油 水 1%，产能较高，由于构造认识程度低，未能形成注采井网， 2006年在精细地层对比的基础上，依据新钻井 试资料及周边三维地震分析，进一步落实了构造。部署实施新井 4 口（明 70 侧、 39 侧、461、 462），沙二下初步落实含油面积 质储量 15 104t。沙三下 四落实含油面积 质储量 30 104t。 年 地质 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 13 明 461 井于 10 月 12 日完钻电测，钻遇明 6 块南部沙二下油层 7 层、水淹层 3 层、干层 /17 层。 10 月 26 日投产沙二下差层， 11 层 ，日产油 ，含水 18%。 明 39 侧井于 6 月 19 日完钻电测，钻遇明 6 块沙三下 四油层 4. 2 米 /2 层、油水同层 /9 层、干层 /24 层。 7 月 18日投产沙四 1，油水同层 4 层 ，日产油 ， 5 天后不出， 8月 16 日投产层经压裂改造后，日产油 16 吨，含水 20%。显示良好的产能。 明 462 井于 10 月 19 日完钻电测，钻遇明 6 块沙三下 四油层 /15 层，目前正在作业投产。 在文明寨东北部的沙三上、沙三中层位，明 364 井区，由西北倾的断层和倾角较小的同向地层组成的宽 350 米，南北长 1100 米，南部地层倾向西北，北部地层倾向东北的构造 单斜圈闭。明 364 井于 1999年 3 月完钻，完钻井深 1950 米，钻至沙三下 1，其中沙三中钻遇油层 3层 ， 1999 年 5 月投产沙三中 5， 4 层 ，初期日产油 水 显示良好的产能；由于地层、构造认识程度低，未能形成注采。 2006 年通过对 30 口井的地层精细对比，修改分层 15 井次，其中明 364 井原沙三中地层修正为沙三上地层，依据新的构造认识，在明364 井区部署了 3 口调整井。经过明 449、 450 井的实施，构造进一步落实，新增含油面积 增石油地质储量 52 104t。 明 449 井， 6 月份完钻，电测解释油层 5 层 、干层 26 层 7 月 15 日投产沙三上，油、 干层 8 层 ，初期日产油 18t，含水 5%。明 450 井， 7 月份完钻，电测解释油层 1 层 、干层 17层 ， 8 月 10 日投产沙三上，油层 1 层 ，初期日产油 7t，含水 60%。 二是卫 360 块与云 3 块结合部 卫 360块沙三中 6块深层结合部处在沙三中盐岩与砂岩 14 的相变带，构造复杂，认识程度较低。 2006 年以来，加大了该区域的储层及构造研究工作，进一步落实构造认识，研究盐岩与砂岩相变规律，结合动态生产情况，对该区域沙三中 6构造及储量有了进一步的认识。 研究认为 卫 360 块沙三中 6系与云 3 块深层为连片发育，受盐岩相变变薄影响，结合部砂岩发育较厚，新增含油面积 算储量 35 104t。其中云 3 块 云 3于 3 月转注，卫 360于 5 月明显见效，日增油能力 析认为沙三中 6 连通较好，见到注水效果。 目前该区域储量控制程度低，云 3以北区域沙三中 6部署调整井 1 口，待上钻，下步计划 进一步部署调整井，提高储量控制及动用程度，完善注采井网。 2、强化资料录取 通过建立完善 采油三厂资料录取规定、采油三厂监测管理规定、采油三厂关于分注井的管理办法等几个制度及管理办法， 强化地质基础资料录取工作，尤其是油水井监测工作。 2006 年 1份完成油水井监测工作量 634 井次，完成年计划的80。重点 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，完成计划的 剩余油（气）监测完成 30 口井； 其次加大了井斜、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； 明 6 块、卫 95 块两个重点监测区块 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，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 15 1、加快新区及难采储量区注采完善步伐、保持地层能量 通过转注、补孔等措施，实行先（早）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 389、明 398） 、 卫 95块南部等实施早期注水。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： ： 采井网不断得到完善。 二是古云沙一中、云 9块难采储量区实施先期注水，转注 8口，实现难动用储量的水驱控制。如云 9井为云 9块一口老井，无产能长期关井，云 9井，云 9产油 25吨， 10月11日转抽后日产油 30吨以上。 三是在明 398、明 378、卫 360 等构造再认识井区，实施转注 8 口，对应 13 口油井见效，日增油能力 52t，增加水驱控制储量 69 104t，增加水驱动用储量 56 104t。 明 438 井是在明 398 块构造研究基础上部署的扩边井，在细化、完善明 398 块断层认识和注采井网的基础上，研究认为明 431 井与明 434、明 438 井位于同一构造区域 ,于是先期转注 431 井，明 438 井于 06 年 5月底对应补孔三上 2（原始压力系数 右），油井自喷生产，产油由 16.6 t，含水 2、进一步加强老区水井转注、大修和恢复力度，完善、优化注采井网 1施转注 48井次， 长关井恢复 25口， 油田注采井数比由 1： ： 井受控率由 升到 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 272 104t,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 、 16 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。 二是对低速、低效单元卫 58 块（稠油）、卫 94 块（层系单一）和变差单元卫 81 块（裂缝发育注水效率）实施转向注水，提高注水波及体积和采收率。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、卫 95、明 1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 通过实施水井对应补孔、分注、酸化等措施 73 井次，强化差层注水，加强二、三类层动用，对应油井见效增油 4088t，有效地动用了层间潜力。 新明 208井 2006年元月实施分层酸化，酸三上 4、三中 2，层，对应油井明 392、 195于 2月底见效，井组日增油 计增油 760t。 1 17 4、加强产液结构调整 1份实施油井措施 217 井次，与去年同期对比增加工作量 59井次，措施日增油能力 295t，年累增油 104t， 措施有效率 与去年同期相比增加 百分点。 在产液结构调整上，一方面不断加强油井的压裂引效、高含水层的堵水抽稀井网、对应补孔、解堵等层间挖潜工作量，另一方面重点加强了大修、关停井的注采完善后恢复等平面调整工作量，油井大修、关停井恢复 工作量由去年同期的的 15 井次增加到了 41 井次，增加了 26 井次。 其中在剩余油监测资料的基础上实施油井堵水措施 25 井次， 措施后日降液 380t,日增油 38t，年累增油 1900t， 与去年同期相比措施工作量持平，日增油能力增加 34t，有效的实现了层间转移。 如卫 22 块 137 井区：卫 137 井注水层位三中 6 三下 2吸水层三中 6，对应油井卫 22日产液 产油 二线油井卫 22，日产液 4t，综合含水 18。通过卫 22胀管补贴三中 6，扩大了注水波及体积。卫 22三下 2系 减少了层间干扰，三中 6 层 系二线油井卫 22又见效，井组日增油 水下降 26。 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 - 1 2 - 0 . 7 - 1 3 - 3 5 . 3 - 2 4 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 - 1 5 3 2调剖 66 8 . 5 42