不同工艺技术挖潜潜力分析

不同工艺技术挖潜潜力分析 采油三厂地质研究所 2005年 3月 第一部分 目前工艺现状及存在问题 一、目前工艺现状及效果分析 二、目前工艺存在的主要问题 第二部分 工艺技术挖潜潜力分析 一、井网恢复挖潜潜力分析 二、剖面改善潜力 第三部分 工艺技术集成 一、油、水井措施配套 二、单井复合工艺 第四部分 2005年我厂主导工艺技术建议 一、井网完善方面 二、剖面改善方面 一、目前工艺现状及效果分析目录 近年来，针对我厂事故井发生较多、对储量和注采井网影响较大；因储层在纵向、平面以至同层内的不同相带发育差异大导致分层动用不均等实际情况，不断引进、大胆实验各种与之配套的工艺技术，取得了较显著成效，有力地改善了这一不利开发现状。 （一）井网恢复工艺及效果 1、开窗侧钻 2、 4寸套 3、大修 （一）井网恢复工艺及效果（四）增注工艺及效果分析 （三）调剖（驱）工艺及效果分析 （二）分注工艺及效果分析 剖面改善 采油三厂 03寸套 大修 合计井数(口) 恢复水驱控制储量(10 4 t)恢复水驱动用储量(10 4 t)恢复可采 储量(10 4 t)平均单井日产能力 当年平均单井产油（增油） 寸套 大修 合计平均单井恢复水驱控制储量 平均单井恢复水驱动用储量 平均单井恢复可采储量 近年来，针对我厂事故井发生较多、对储量和注采井网影响较大；因储层在纵向、平面以至同层内的不同相带发育差异大导致分层动用不均等实际情况，不断引进、大胆实验各种与之配套的工艺技术，取得了较显著成效，有力地改善了这一不利开发现状。 （一）井网恢复工艺及效果 1、开窗侧钻 2、 4寸套 3、大修 （一）井网恢复工艺及效果（四）增注工艺及效果分析 （三）调剖（驱）工艺及效果分析 （二）分注工艺及效果分析 剖面改善 、开窗侧钻 从效果来看，该项技术主要适用于浅层、目的层系较单一油藏，因而在文明寨、马寨油田得到较大推广： 2003明寨油田实施开窗侧钻20口，马寨油田实施 7口（全为油井），卫城油田仅实施 1口（ 马寨、卫城效果明显差于文明寨油田。 开窗侧钻整体效果分析 井数( 口 )恢复水驱控制储量(104t)恢复水驱动用储量(104t)恢复可采储量(104t)平均单井日产能力当年平均单井产油（增油）文明寨 20 96卫城 1 2马寨 7 22全厂 28 97合计油田开窗侧钻整体效果评价 文明寨油田效果较好、而马寨油田较差的主要原因： 1、从 固井质量 上看，文明寨油田整体明显优于马寨油田； 2、因 技术原因 ，马寨油田的开窗井不能实施压裂改造，导致低产，而文明寨油田渗透率高不需要压裂； 3、文明寨油田构造复杂、 剩余油 分布较零散，但油层多，潜力蕴藏在复杂中，给挖潜提供了较大空间； 4、马寨油田低渗、隔层小， 动用潜力层 的难度大。 主要好的做法有： （ 1） 掏边： 在储量恢复的同时 ， 精细边界断层描述 ， 追求储量增加 ， 在明一西块优选出 明 58井沙二下 、 明 57井沙二下 ， 卫 305块 305 通过钻遇分析 ， 进一步落实了这些井区构造 ， 投产后效果显著 。 m 5 8m 1 7 3 n m 1 7 3 m 1 8 0n m 1 7 3 0 01 8 0 01 5 0 01 6 0 086322496816二上下119799794552426631二上下43二上16537421425315三中3三上1三中2二下423三上234三中23二下904二下4三上三上343三中211 38- 1850891 - 2 41 161 7156N 1 - 3 11- 381 - 3 11 511 341 72571 468822 2N 1 - 2 11 - 1 91 601 - 2 01 171 4 51 591 - 4 31 481 - 2 51 471 803581 - 1 691C 10 71 972 242 23N 1 7 3 73三上 4 依据明一西块 新明 173井区 沙三上断层倾角相对较小 ， 夹缝面积受限制的特点 ， 借用事故关井的新明 173井 ， 利用开窗侧钻技术 ， 部署大位移双靶井 新明 173侧 井进一步落实构造 、 恢复产能 。该井 2003年 9月 完钻 ， 钻遇目的层沙三上 4， 油层 25米 /8层 ， 增加含油面积 增加地质储量5 104t， 该井投产时在无 通过精细测井解释 、 动态历史与现状分析及后期配套措施研究 ， 投产后高产 、 高效 。 2003年 9月 21日 投产三上 4， 油层 1层 ， 初期日产液 产油 含水 4%， 至 2003年底 ， 累计产油 1365t， 平均日产油 后实施注采配套分注明1 保持了该井的高产稳产：目前仍有 天 的产能 。 典型井 明 1 03060 日产液02550 日产油0501009121201020 油压080160 日注水投产 重分 大修 调剖， 分注时发现套变 1 3 534862 2 172 41 - 12 4 8851 7 2M 5 7 51 5 11 7 11 3 41 - 3 1N 1 - 3 11 3 81 - 2 41 - 4 31 1 6N 1 1 62 2 21 - 3 8明 5 7 侧 部署 图二下 4 - 10 500油井 水井生产井开窗井明 57侧井区构造井位图 二上4二下641 6 551 5 0742177下537二上231中上34三上1 1 21二下45641上中13234下明 221明 172256二上1234下中612341明 57 侧明 57314三上二下 3二上4598312二下三上13 0 0明 1- 2114 0 015 0 0 017 0 018 0 019 0 0明 57侧井剖面图 明 57井 处于明一东与卫七块交界处 ， 该区域断层发育 ， 易形成多类型小断块 。 根据这一特点 ， 通过加密油藏剖面 、 对断层进行精细描述 ， 卡准了断层及断面 ， 认为明一东近卫七断层沙二下下降盘卫七块明 248井断块区高部位有掏边余地 。 若部署直井控制面积 、 储量小 ， 无挖潜余地 ， 故设计双靶定向侧钻井 明 57侧 进行掏边 ， 挖潜二下 4断层边角含油富集区 003年 3月完钻 ， 钻遇目的层沙二下 4， 油层 15/6层 ， 增加地质储量 5 104t， 该井于 2003年 5，13m/6层 ， 初期日产油达 12t。 典型井 03060日产液01530日产油0501005212明 57侧生产曲线 恢复液面 大修 75C 明十六块沙二下构造井位图 405123461451二上1 7 2413322三上二下121 2 02726321632118下中5 侧二上69112二上41170018002二下4三上319001600150014001300如明 75侧井 ， 原明 75井为明十六块的一口高产井 ， 由于落物无法修复停产 。 该区北部历史上油井高产 ， 南部有井控制 ， 转注后能量可得到有效补充 。 布井时有意识向东北部断层靠近 。该井 2004年 4月 21日投产二下油层 2m/1层 ， 初期日产液 日产油 2004年 6月 3日实施配套措施 （ 转注明 365井二下 ） 后 ， 明 75侧井明显见效 ， 日增油 4吨 ， 年产油 1706吨 ，目前有 天的产能 。 （ 2） 注采完善： 在注采反应明显 、 剩余油富集 、 能量较充足区实施开窗侧钻效果较好 明 365井组注采反应曲线 02040 日产液01020 日产油0501006011201530 油压04080 日注水见效 （ 3） 高部位剩余油挖潜： 对报废井高效利用 ， 离开老井一定距离落实构造和剩余油 。 我厂油藏普遍存在断块破碎 、 平面上剩余油分布不但受构造和沉积相的影响 ， 同时细微的高差和井况等其它因素也影响剩余油的分布 。 明 18侧井补孔生产曲线 04080日产液01020日产油0501006201补孔 补孔 补孔 生产井图 例水井油井开窗井500 1 2 883831 - 3 7N 1 2 81 - 3 618212 1 7C 2 13 6 71 - 4 62 1 81 8 3 6C 1 9 01 1 3 1551 9 01 - 2 92 1 5861 - 3 369C 1 - 21 - 21 0 41 - 3 5871 9 1C 8 71 3 6381 8 6382 1 61 - 4C 9 0901 8 52 1 41 - 3 41 - 3 21 3 7明 18井区地层倾向为南 ， 高部位位于明 1 通过在该区部署调整井明 1沙二下层系并不是预想的那样水淹较高 ， 在高部位剩余油仍较富集 ， 于是利用报废井明 18井向北侧出近 80m， 钻遇沙二下油层 层 ， 水淹层 层 ， 于 2003年 7月份补孔二下 21层后日增油 6月份投产非目的层系三上 1） ， 从而在该井区形成了一注三采的规则井网 。 108 明 18侧 1400 1500 1600 1700 1800 1900 87 18 83 15 70 12 1 1 24 50 15 2 3 3 6 2 （ 4） 井网恢复： 以恢复产能为目的 ， 恢复可采储量 ， 实施开窗侧钻 2口井（ 卫 3052、 卫 9507） ， 恢复可采储量 104吨 ,年产油 104吨 。 如卫 3052井：该井为卫 305块一口事故井 ， 老井卫 305 沙三中 7的一套 10 为恢复注采井网 ， 利用该事故井开窗 ， 钻遇目的层沙三中 7， 油层 层 ， 水淹层 3.2 m /1层 ， 恢复含油面积 恢复地质储量 4 104吨 ， 投产三中 7， 层 ， 初期日产油只有 8月份补孔压裂 ， 生产沙三中 7, 层 ， 日产油 3 0 5 - 3 29图 例油井水井305 5 - 63 0 5 - 83 0 53 0 5 - 1 13 0 5 - 23 0 5 - 1 430 5230 523 0 5 - 1 23 0 5 - 1 5上3 0 5 - 4 23 0 5 - C 4 2下三中 765280484中290634576713542032三中 1262三二3 0 5 - 6三中 1234上807三518003 0 5 - 3 2190沙3 0 5 - 1三中 761056沙224沙 三12932204沙三下 1075436220020002600240028003000沙 上 二 沙 沙 沙 上 三 三 三 中 下 三中 三中 近年来，针对我厂事故井发生较多、对储量和注采井网影响较大；因储层在纵向、平面以至同层内的不同相带发育差异大导致分层动用不均等实际情况，不断引进、大胆实验各种与之配套的工艺技术，取得了较显著成效，有力地改善了这一不利开发现状。 （一）井网恢复工艺及效果 1、开窗侧钻 2、 4寸套 3、大修 （一）井网恢复工艺及效果（四）增注工艺及效果分析 （三）调剖（驱）工艺及效果分析 （二）分注工艺及效果分析 剖面改善 、 共实施 5口 ，恢复水驱控制储量 18 104吨，水驱动用储量 104吨，可采储量 104吨，其中油井 3口，初期平均单井日产油 年单井平均产油 140吨，效果稍差，主要原因：一是下 4寸套的主要目的是恢复完善井网；二是 3口油井中有 2口（ 井质量差，影响生产效果。 近年来，针对我厂事故井发生较多、对储量和注采井网影响较大；因储层在纵向、平面以至同层内的不同相带发育差异大导致分层动用不均等实际情况，不断引进、大胆实验各种与之配套的工艺技术，取得了较显著成效，有力地改善了这一不利开发现状。 （一）井网恢复工艺及效果 1、开窗侧钻 2、 4寸套 3、大修 （一）井网恢复工艺及效果（四）增注工艺及效果分析 （三）调剖（驱）工艺及效果分析 （二）分注工艺及效果分析 剖面改善 、大修 如卫城油田卫 81块油井卫 257井，生产层位沙四 120，正常生产时日产液 日产油 含水 60%，液面在井口。该井 98年 10月落物事故，当时因大修技术所限未修复成功，于是被迫打塞上返沙二上 ，结果该层系 含水较高 ：日产液 产油 水 液面 434m， 后被迫关井。 2003年 3月份，通过对套管的重新处理，捞出落物，恢复了该井区沙四 1复水驱控制储量 104吨，水驱动用储量 104吨，可采储量 104吨，生产沙四 10后日产液 日产油 含水 50%，液面 668m。 采油三厂 03井数( 口 )恢复水驱控制储量(104t)恢复水驱动用储量(104t)恢复可采储量(104t)平均单井日产能力当年平均单井产油（增油）全厂 69 98油井 39 98井数( 口 )恢复水驱控制储量(104t)恢复水驱动用储量(104t)恢复可采储量(104t)平均单井见效日增能力当年平均单井组见效增油30 9水井项目合计 近年来，针对我厂事故井发生较多、对储量和注采井网影响较大；因储层在纵向、平面以至同层内的不同相带发育差异大导致分层动用不均等实际情况，不断引进、大胆实验各种与之配套的工艺技术，取得了较显著成效，有力地改善了这一不利开发现状。 （一）井网恢复工艺及效果 1、开窗侧钻 2、 4寸套 3、大修 （四）增注工艺及效果分析 （三）调剖（驱）工艺及效果分析 （二）分注工艺及效果分析 剖面改善 （二）分注工艺及效果分析 从实施工作量分布看 ， 文明寨油田实施 18口， 占全厂 是分注实施的 主要对象 ；从实施效果看 ， 初期见效效果较好的是文明寨油田 ， 但有效期短 ， 主要原因是分注 有效期较短 ， 如明 1月份初测分层启动压力后分注 （ 三段四段 ， ， 于 2月 24日调配正常注水 ， 但 失效 。 采油三厂 04年水井分注效果表 厚度层数文明寨 18 38 25 24 49 14 9 90 70 27 13 44 02 15 2 20 50 7 93 49 33 00 04t）平均井组日增能力平均单井增水能力平均井组年增油文明寨油田卫 7井组分注见效图 1 3 24 8 17 二上 电解序号深度 厚度层位测试日期: 2 0 0 3 . 7 . 1 6油压( M p a ) : 0 日注( 100吸水百分数测试日期: 2 0 0 4 . 3 . 1 0油压( M p a ) : 1 1 . 7 日注( 80措施之后该井组对应的油井明 145、明 180井相继见效，初期日增油 年累计见效增油 1059吨，其中明 180井初期见效日增油 累计见效增油 886吨。 3075120 日产液01020 日产油60801001012201020 油压0100200 日注水见效 作业 钻停 钻停 吸水剖面柱状图 井组平面图 井组见效曲线 卫 22块 三下 2 卫 22 3中 6制注水层段 加强注水层段 3下1 沙 3下 2分前 细分后 措施后对应油井卫 22卫 22 其中卫 22 见效初期含水由 83%下降到 日产油由 日增油 年累计见效增油 925吨 ，目前仍保持见效增油势头 ， 效果十分显著 。 04080 日产液0816 日产油70809010010112152535 油压0100200 日注水卫 22 近年来，针对我厂事故井发生较多、对储量和注采井网影响较大；因储层在纵向、平面以至同层内的不同相带发育差异大导致分层动用不均等实际情况，不断引进、大胆实验各种与之配套的工艺技术，取得了较显著成效，有力地改善了这一不利开发现状。 （一）井网恢复工艺及效果 1、开窗侧钻 2、 4寸套 3、大修 （四）增注工艺及效果分析 （三）调剖（驱）工艺及效果分析 （二）分注工艺及效果分析 剖面改善 （三）调剖（驱）工艺及效果分析 采油三厂 2004年调剖（驱）工艺效果表 注水压力注水量选取前后可对比剖面井数厚度 / 层数平均单井厚度 / 层数合计 平均单井合计（ 104t ）平均单井组年增日增能力平均单井组日增能力文明寨 40 344 6 7 97 58 9 150 1 50 2 86 4 4 1 73 11 108 11 09 加吸水 增加水驱动用采油三厂 2004年不同调剖（驱）工艺效果表 注水压力注水量选取前后可对比剖面井数厚度 / 层数平均单井厚度 / 层数合计 平均单井合计（ 104t ）平均单井组年增日增能力平均单井组日增能力常规无机调剖 77 14 6 2 89 79 7 141 4 03 81 1 1 1 64 11 108 11 09 ）工艺类型实施井次差值 增加吸水 增加水驱动用2004年常规调剖分类效果柱状图 170135178 1652101432231111901412513809 . 7 9238146 . 0 214934 9 . 4155826 . 5 6779747 . 9 6井次 增油 降水 平均油井有效期 平均单井总费用盐酸- 水玻璃 钠土- H A P M 它 合计共实施了 77口 ， 占全年调剖 （ 驱 ） 工作量的 所对应的 186口油井有 141口见效 ， 见效率 从以上分析可看出 ， 常规调剖中盐酸 水玻璃 、 钠土 逊于 其它调剖 ， 其中盐酸 水玻璃从成本 、 增油效果来看是最 差 的 ， 钠土 ；其它调剖井中因新明 16井下电泵提液及该井组 2002 井组见效增油 2179吨 ） 外 ， 其余 14个井组平均见效增油 83吨 /井次 。 1、常规无机调剖分析 2004年有机调剖分类效果柱状图 200168198105199119616422 6 . 2 2215588 . 9 5277991 2 . 7 9井次 增油 降水 平均油井有效期 平均单井总费用缔合聚合物 颗粒 合计2、有机调剖 共实施 27口 ， 占全年调剖 （ 驱 ） 工作量的 调剖后注水压力上升 注水量基本稳定：由 1522m3/381m3/d） ， 油井见效增油 104吨 ， 平均单井 199吨 ， 初期见效日增油能力 平均单井 天 。 调驱类型为颗粒 、 缔合聚合物两类：颗粒实施了 21口 （ 文 15口 ， 卫 1口 ， 马 5口 ） ， 缔合聚合物实施了 6口 （ 全在马寨实施 ） 。 近年来，针对我厂事故井发生较多、对储量和注采井网影响较大；因储层在纵向、平面以至同层内的不同相带发育差异大导致分层动用不均等实际情况，不断引进、大胆实验各种与之配套的工艺技术，取得了较显著成效，有力地改善了这一不利开发现状。 （一）井网恢复工艺及效果 1、开窗侧钻 2、 4寸套 3、大修 （四）增注工艺及效果分析 （三）调剖（驱）工艺及效果分析 （二）分注工艺及效果分析 剖面改善 （四）增注工艺及效果分析采油三厂 2004年 增注效果 表 厚度 层数文明寨 16 9 372 41 60 10 30 0 32 8 1 1 494 36 m3/d ）增加水驱动用（104t） 其中 增压增注 10口 ，实施后新增吸水厚度 9层，增加有效注水量349m3/d， 增加水驱动用储量 104吨，有 7个井组的 12口油井 明显见效增油：初期平均单井组日增油 全年平均单井组累计增油 144吨。 明侧 19井组增注见效曲线 02550 日产液01020 日产油406080101202040 油压04080 日注水作业 见效 井组日增油 增油 96吨（因增注实施时间较晚，故累计增油量较少），目前井组仍有效。 降压增注实施 10口 ，新增吸水厚度 41m/22层，增加有效注水量 145m3/d，增加水驱动用储量 104吨，有 6个井组对应的 10口油井 见效增油：平均单井组见效日增油 平均单井组累计增油 132吨 。 卫 22 1024 日产液515 日产油3050701001202550 油压075150 日注水酸化 见效 004年 9月 11日酸化后 ， 注水压力在注水量 60m3/下降了 井组日增油 累计增油 239吨 。 酸化前后吸水剖面对比：由措施前后吸水剖面对比表明 ， 发现吸水剖面得到明显改善 ， 酸前（ 2004年 3月 8日 ） 测得吸水剖面 1534 1542 酸化后 （ 2004年 9月 18日 ） 测得1534 1542层 （ 1542m 以下遇阻未测出 ， 综合分析遇阻层可能吸水 ） 。 0 10 20 30 40 50 m)相对吸水量（% ） 后) 前)油压051015日注水量050100液量050100油量0510 004年9月9 2004年9月 2004年9月 2004年9月 2004年10月 2004年10月 2004年10月 2004年10月 2004年11月 2004年11月 2004年11月 2004年11月 2004年12月 2004年12月明 159井组注采反应曲线 明 159井组酸化前后吸剖变化图 第一部分 目前工艺现状及存在问题 一、目前工艺现状及效果分析 二、目前工艺存在的主要问题 第二部分 工艺技术挖潜潜力分析 一、井网恢复挖潜潜力分析 二、剖面改善潜力 第三部分 工艺技术集成 一、油、水井措施配套 二、单井复合工艺 第四部分 2005年我厂主导工艺技术建议 一、井网完善方面 二、剖面改善方面 二、目前工艺存在的主要问题 目录 1、 该技术更适合于浅层 、 中高渗透油藏；另外 ， 因该技术的井筒特点决定了目前其完井和后期作业改造难度大的固有缺陷 。 2、 钻井工艺相对比较成熟 ， 但固井质量的优良与否仍是决定着该技术效果 （ 特别是有效期 ） 的重要因素；尤其是 4寸套 ， 因其固井的环行空间较小 ， 固井质量得不到保证 ， 特别在悬挂处 ， 往往易发生漏失 。 3、 目前 4寸套井不能测 给地质认识带来了一定的难度 。 4、 开窗侧钻井后期机采配套 、 分注 、 堵水 、 压裂难度大 ， 目前无法有效实施分层控制和机械找堵水 。 5、 后期加强井况防治 ， 采取配套的工艺技术 ， 以延长该类井的生产寿命 。 （一）开窗侧钻和 4寸套存在的主要问题 01530 油压050100812121 失效 （ 二 ） 分注工艺中存在的主要问题 1、 多级封隔器分注井有效期仍是目前首先需解决的问题 。 2、 套损轻微井和 4寸套井分注需要及时解决 。 （ 三 ） 调剖 （ 驱 ） 工艺存在的主要问题 调剖效果逐年变差；调剖过程中防止地层近井地带污染的工艺 、 分层调剖技术还需进一步攻关 。 第一部分 目前工艺现状及存在问题 一、目前工艺现状及效果分析 二、目前工艺存在的主要问题 第二部分 工艺技术挖潜潜力分析 一、井网恢复挖潜潜力分析 二、剖面改善潜力 第三部分 工艺技术集成 一、油、水井措施配套 二、单井复合工艺 第四部分 2005年我厂主导工艺技术建议 一、井网完善方面 二、剖面改善方面 一、井网恢复挖潜潜力分析 目录 截止 2004年 12月份 ， 全厂共有开发单元 （ 按油藏目标化管理划分 ） 21个 ， 地质储量7048 104吨 。 其中存在事故井的开发单元有 18个 ， 占开发单元总数的 18个事故单元地质储量为 6452 104吨 ， 占总地质储量的 事故合计 289口 ， 减少水驱控制储量 351 104吨 ， 减少水驱动用储量 104吨 ， 减少可采储量 104吨 。 （一）目前事故现状 口) 减少产量减少控制储量（ 10 4 t ）减少水驱控制储量（ 10 4 t ）减少水驱动用储量（ 10 4 t ）减少可采储量（ 10 4 t ） 减少水量减少水驱控制储量（1 0 4 t）减少水驱动用储量（1 0 4 t）减少可采储量（1 0 4 t） 区块总井数 176口 ， 累积 出现事故井 112口 ， 其中油井 64口 ， 水井 48口 ， 事故率 ， 共损失水驱控制储量 224 104吨 、 水驱动用储量 104吨 、 可采储量 104吨 。 “ 九五 ” 以来 ， 通过实施以恢复完善井网为主要目的的综合治理和技术改造 ， 已恢复或替代 71口 ， 104吨 、 水驱动用储量 104吨 、 可采储量 104吨 ， 局部注采井网得到恢复完善 。 典型区块（一）：明一块 明一块累积出现事故井分类表 井别 区块总井数 比例 合计 套损 套变 + 落物 落物油井 101 6 3 4 38 11 15水井 75 6 4 8 23 20 5合计 176 6 3 12 57 17 5 尽管恢复了 71口井，但仍然有 41口事故井存在 ，减少水驱控制储量 104吨，水驱动用储量 104吨，可采储量 104吨，其中 油井 23口 （事故直接关井 2口），减少产能 30吨/天；水井 18口 ，减少有效日注水量 360减少水驱控制储量 58 104吨，水驱动用储量 104吨，可采储量 104吨，其中 4口井停注，井网完善程度降低， 16口井由多向受效变为双向受效， 9口井由双向受效变为单向受效； 10口井因套损无法分注，目前区块分注率只有 53%,比正常时低 10%以上 , 9口井因套管缩径，无法按开发要求细分，致使分层改造、分层动用工作受到制约 ,对应 15口油井含水上升，减少产能 22吨 /天。统计 15口井吸水剖面，减少吸水厚度 少 典型区块（一）：明一块 明一块油田事故井影响程度调查表 控制 动用 可采油井 64 41 23 18 2 3 8 30 18 9 5 4 58 12 71 41 27 7 7 数 已恢复替代影响开发小计 潜力小 需更新 需修复影响储量 共有油水井 147口 ， 累积 出现套损事故井 98口 ， 事故率 其中油井 45口 ， 水井53口 。 至目前已侧钻 、 4寸套 、 大修恢复 34口 ， 但 2004年又新增事故井 19口 。 目前影响开发事故油水井有 42口 ， 其中 ， 17口 急需侧钻 、 大修恢复 。 典型区块（二）：卫 95块 卫 95块事故井统计表 落物 套损 套损+ 落物 落物 套损 套损+ 落物 落物 套损 套损+ 落物累积事故 98 13 27 5 4 33 16 17 60 21大修侧钻恢复 34 7 8 1 3 7 8 10 15 9影响开发 42 12 4 1 20 5 1 32 9急需恢复 17 4 4 1 4 4 1 8 8分类合计项目 合计油井 水井 一是局部井网失控 ：事故关井 12口 井，油井 3口 ，水井 9口 。开井率下降 局部区域不受控， 受控井减少 3口 ，受控率下降 减少受控方向 26个 ，其中单向受控井减少 3口，双向受控井减少 10口，多向受控井减少 13口。损失水驱控制储量76 104吨，损失水驱动用储量 41 104吨，可采储量 104吨，日减水量 350降产能 14吨，年累降产 3400吨。 典型区块（二）：卫 95块 如卫 95南块西部井网： 19口井中， 9口 井事故关井，关井率 6口 井带病生产，事故率 通过侧钻、大修、转注井网初步恢复，但又新增 2口 油井、 1口 水井事故关井，且由于井况复杂， 3口 水井无法修复待报废，目前井况仍是影响该区正常生产的重要因素。 典型区块（二 ) ：卫 95块 二是分层调控能力减弱 ：带病生产 13口 ， 带病注水 17口 ， 导致如卡堵水 、 分注 、 细分等措施无法实施 。 16口分注井被迫改为笼统注水 ， 5口井简化注水管柱 ， 层间矛盾进一步加剧 ， 统计 12口因套损改分注为笼统注水井前后吸水剖面 ， 吸水厚度下降 弱吸水层吸水厚度下降 8%， 吸水量减少 16%， 但吸水量增加 有效注水量减少 104导致对应油井 7口 能量下降 ， 平均日产液下降 12吨 ， 日产油下降 动液面下降 54m； 13口 井平均含水上升 日减油 水驱控制储量减少 19 104吨 ， 水驱动用储量减少 45 104吨 ， 可采储量损失 104吨 ， 影响产能 19吨 /天 ， 年累降产 5300吨 。 典型区块（二 ) ：卫 95块 如 95水相对均匀，但 2003年 4月套变后，因层间物性差异大，吸水厚度下降 14m/6层，层间矛盾加剧，强吸水层吸水厚度增加 吸水量增加 井组日产液增加 45吨，含水上升 2%，日产油下降 306090日注60110160 液量36912油量909498 含水1350150016502003003004004004004004004004004004004004004004004004004004004004004004004004004事故后 典型区块（二）：卫 95块 卫 95 卫 95 目前因事故井影响共计减少水驱控制储量 95 104吨 ， 水驱动用储量 79 104吨 ， 损失可采储量 104吨 ， 其中油井减少可采储量 104吨 ， 104吨；采收率 下降 产油量减少 33吨 ， 含水上升 年产油量减少 8700吨 。 典型区块（二）：卫 95块 井况影响开发指标统计表 储量 10 4 t 程度 % 储量 10 4 t 程度 % 合计 10 4 t 油井 10 4 t 水井 10 4 3采收率 % 分注率 % 日产油 驱动用 可采储量 下步我厂事故治理区块共 11个 开发单元 ， 地质储量 4429 104吨 ， 占事故储量 （ 6452 104吨 ） 油水井事故治理 合计 47口 ， 占事故井总数 （ 289口 ） 其中重点事故治理单元 5个 ：明一东 、 卫 11、 卫 22、 卫 95、 卫 305块 ， 合计地质储量为 2081 104吨 ， 占事故储量 占治理事故储量 治理井数 37口 ， 占总治理井数 （二）下步井网恢复工作量及效果预测 采油三厂下步井网恢复工作量及效果预测 井数 井号恢复水驱控制储量( 1 04t)恢复水驱动用储量( 1 04t)恢复可采储量 ( 1 04t)单井产油能力单井年产井数 井号恢复水驱控制储量( 1 04t)恢复水驱动用储量( 1 04t)恢复可采储量 ( 1 04t)单井注水能力井组见效增油能力更新 1 W 1 1 - 1 4 10 8 1 . 2 8 1200 81 1 - 1 3 . 1 0 - 4 . 1 1 - 3 0 . W 2 1 8W 1 8 . W 1 4 6 . W - 1 5 . W 1 1 988 64 40 46开窗侧钻 9W 1 1 - 2 2 . W 1 1 0 . 9 5 - 1 2 3 . 3 0 5 - 53 0 5 - 3 6 . M 2 7 . M 1 2 8 . M 1 1 6 . M 1 4 4 7300 7W 3 . W 1 2 0 . M 5 0 . M 1 - 4 4M 1 6 2 . 1 6 . M 1 8 922 40 274 寸套 2 3 0 5 - 9 . W 3 1 3 7 . 5 4 . 9 1 . 2 4 800 3 W 2 2 - 1 . 9 5 - 1 0 3 . 3 0 5 - 3 2 22 14 20 11换井底 1 2 2 - 4 8 2 . 5 1 . 3 0 . 6 3 600 3 M 1 4 8 . 2 2 - 5 4 . 9 5 - 6 2 80 11套管补贴 1 400大修 4 W 1 1 - 3 4 . 9 . C 9 5