2006年油气开发工作安排（更新）

1 各位领导 、专家 ： 现将我厂 2005年油气开发工作情况及 2006年油气开发工作安排汇报如下： 一、 2005年油气开发工作 完成情况 今年以来，我厂认真贯彻落实油田“一三四四二”的工作思路，按照“四个转变”的要求，充分发挥两级管理模式的优势，以经济效益为中心，以油藏经营管理为重点，把工作的重心放在了降低自然递减和生产成本上来，我们通过优化产能建设方案，实施产量和措施结构调整，强化油田注水，细化经营管理，取得了较好效果。 （一） 1气产量 完成情况 及全年产量预测 1、原油产量 2005年上报原油产量 完成 104t，与年计划相比超产 104t。其中新井产量完成 104t，较计划欠 104t；措施产量完成 104t，较计划欠 104t；自然产量完成 104t，较计划超 104t。 2005年完成原油统销量 104t，与年计划相比超 104t。 2、天然气产量 2005 年井口产气 7003 104年计划 7438 相比欠产 435 104销气量 4242 104年计划相比欠 358,日均外销 104m3/d，与年计划 比 欠 104 （ 二 ） 1气藏经营管理的主要做法 及效果 按照我厂 2005年油田开发工作思路， 1 究，进一步深化了油藏认识， 通过优化投资调整，实现老区产能建设优质高效 。 老区开发以油藏目标化管理为核心，通过强化注采结构调整，实现措施结构、产液结构和产量结构的合理转变，油藏开发指标得到明显改善。主要做法： 1、 扎实开展油藏基础研究工作 ，提高油藏开发效果 2005年在油藏基础研究方面，坚持内外结合的原则，同时使用好外部和 内部技术力量：一是以地质院为技术依靠，加强内、外结合，做好储层评价、油藏建模等储备性研究；二是挖掘内部潜力，调动内部技术人员积极性，做好方案编制等具体研究规划工作。静态研究人员年度承包区块，切实做好分砂体研究，做到相关图表齐全，构造和小层认识清楚。动态研究人员充分应用好监测和静态等多方面资料做好剩余油分布和认识研究。 针对油藏构造复杂、储层平面展布变化大、剩余油分布状况不清等问题， 2005年重点开展了 7个研究项目 ，主要包括 卫 城油田块间接合部构造储层研究、卫 370块储层精细评价和储量动用综合研究、云 3块油藏精 细描述及剩余油分布研究、文明寨油田构造模型建立及小井距加密调整研究、古云集地区沙一 沙三上油藏精细评价 、 卫城深层油藏 I、 项目。 2005年 通过精心组织实施，目前均已取得阶段性成果，为提高油藏开发效果创造了条件，见下表。 3 2005年重点研究项目实施状况及效果 序号项目名称 项目实施情况及效果1卫城油田块间接合部构造储层研究一是对400余口井进行了精细地层对比，建立分井、分层数据库，修改分层30口井，并把井的坐标、分层、井斜导入地震解释软件上； 二是根据地层对比研究成果，编制手工油藏对比图160张；三是地震剖面与手工剖面结合，对块间结合部进行精细构造研究。2卫370块储层精细评价和储量动用综合研究进行了以下研究内容：1、地层精细对比、划分、统层；2、构造精细研究；3、储层展布研究；4、沉积微相研究；5、储层精细评价。取得了阶段性成果： 1、地层划分到了砂层组，统一了分层；2、编制了砂体分布图和有效厚度图；3、落实了构造，编制了沙三上3顶构造图；4、对目的层储层的潜力有了清晰的认识。3云3块油藏精细描述及剩余油分布研究1、开展了储层评价研究；2、油层特性研究，包括油层的物性特征和电性特征；3、采用吸水剖面定性研究剩余油；4、数值模拟。4文明寨油田构造模型建立及小井距加密调整研究进行了区域沉积及构造背景描述、地层特征及精细对比研究。基本确立了断块及次一级断块分区原则，运用多种构造研究手段建立了初步构造模型，对部分潜力区域进行了初步构造精细解释。开展了小井距加密调整研究，编制了2005年明六块调整方案；共实施调整井15口，计产油14132吨。6古云集地区沙一、进行了基础地质研究，地层精细对比；2、构造研究。取得成果：1、地层划分到了砂层组，统一了分层；2、构造研究取得了一定进展。7卫城深层油藏I、据储层分类标准对分类储层动用进行评价，编制实施I、平面分布规律：断层遮挡区；岩性变化区；井网不完善区。 2、层间分布规律：层间剩余油主要分布在、类储层内。2005年共实施油水井措施工作量192井次，04t。2、 优化投资方案，老 区产能建设 优质高效 2005年局计划实施调整井 29口，开窗侧钻井 5口 ,共计 34口井。预计投资 18530万元，实际下达投资 15185万元，投资缺口达 3345万元，预计将少打新井 7口。在投资不足的情况下 ,我厂对 2005年产能建设进行优化调整 ,通过认识优化、方案优化、投资优化、管理优化，实现储量、产量、效益的同步增长。通过精细地质基础研究，滚动认识、分类评价潜力区域，在方案部署取得较好实施效果的区块，继续实施原方案；效果不理想的，及时根据情况进行调整优化，确保开发效益最大化。 4 2005 年新井优化调整前后对比表 2005 年老区产能建设方案主要是对新建产能区卫 360 块的注采井网完善、明六块扩边增储区滚动开发以 及老区卫 22 块完善差层注采井网为主要内容的整体调整，同时 在深化剩余油分布认识的基础上，在明一东、卫 81 块、卫 2 块、卫 305 块等剩余油相对富集区实施局部井网完善和技术改造工作，调整和恢复零散区块开发井网，挖潜边角剩余油。 通过加强地质基础研究，优化井位设计，优化投产方案， 2005 年老区产能建设取得了较好效果。 1份共投产新井 28 口井，直接投注 2 口，其中调整井 24 口，开窗侧钻井 6 口。实施后初期平均单井日产油 段累计产油 24508t，平均单井产油量 加控制地质储量 104t，104t，水驱动用储量 104t，可采储量 104t。全部达到设计要求。 2005 年 1新建产能实施情况表 项目 新 区 井 数 ( 口 )调整井井数( 口 )开窗侧钻井数( 口 )合计原计划 5 24 5 34优化调整后 2 19 7 28项目 计划新区井数 ( 口 )调整井井数 ( 口 )开窗侧钻井 数 ( 口 )合计原计划 5 24 5 342 0 0 5 年 实 施 1 24 6 31实施率% 20 20 19 7 282 0 0 5 年 实 施 1 24 6 31实施率% 50 2005 年 1新井实施效果表 类别 井数 （口） 设计 实施结果 控制地质储量 104t 新增水驱控制储量 104t 新增水驱动用储量 104t 新增（恢复）可采储量 104t 控制地质储量 104t 新增水驱控制储量 104t 新增水驱动用储量 104t 新增（恢复）可采储量 104t 调整 井 24 钻井 6 计 30 2005 年 1老区新井完成情况表 2005 年老区新井分类型统计表 总井数油井水井达到设计井数未达设计井数符合率 %总井数 油井 水井明 6 块整体 9 8 1 1 5 15 5 100 15 14 1 2 块整体 7 4 3 1 100 1 1 60 块整体 5 2 3 4 100 4 2 2 1 14 7 0 0 20 0 100 20 16 4 8 0 10 0 100 10 8 2 9 22 7 6 0 30 0 100 30 24 6 % ）调整后年配产完成率（ % ）设计进尺104产井数 ( 口 ) 累计产油 104 田区 块方案设计 调整计划 2 0 0 5 年 实 施 情 况井数 ( 口 )年配产104口 )配产104口 )完钻井数( 口 )液 油 含水 液 油 含水( t ) ( t ) ( % ) ( t ) ( t ) ( % ) ( t )文明寨 15 13 2M 3 7 7 . M 3 7 8 . M 4 3 1 . M 4 3 2 . M 4 34 . M 4 3 6 . M 4 3 3 . M 3 7 5 . M 4 2 9 . M 43 7 . M 3 7 3 . M 3 7 4 . M 4 3 8 . M 4 3 9 4 0 4132卫城 1 1 W 2 2 - 8 5 . 651马寨 1 1 W 9 5 - C 1 2 3 . 142小计 17 15 2 7925文明寨 2 2 M 2 3 6 C . M 1 2 8 C . 283卫城 3 3 W C C 2 1 4 . W 2 9 5 . W 2 9 6 . 55卫东 3 1 2 N W 3 6 0 - 6 . W 3 6 0 - 5 8 . W 3 6 0 - 3 9 . 129马寨 2 1 1 W 3 0 5 - 4 3 . W 3 0 5 - C 3 2 081小计 10 7 3 448卫东 2 1 1 W 3 6 0 - 6 2 . W 2 2 9 - C 7 727马寨 1 1 W 9 5 - 1 8 5 . 09小计 3 2 1 30 13630 24 6 4508合计水井复杂断块（区）带挖潜平面完善井网二三类层挖潜类型油田区块井数 ( 口 )井号初期日产 目前日产累计产油合计油井 6 典型事例分析： （ 1） 卫 95 块南部扩边增储 马寨油田卫 95 块南部因构造复杂，边部断层认识程度 低。且上部地层分层较为简单，缺乏统一的标志层，影响油藏大断层的组合，致使卫 95油面积等不落实。针对这一现状，我们重新开展了统层和精细构造研究工作。共 完成了南部 65 口井的地层对比工作，在上部层系的对比中，共修改分层 39 处，修改断点 15 个，抹掉断点 9 个；在沙三下地层对比中，修改分层 21 处，新增断点 12 个，抹掉断点 8 个，主要是对沙三下 5界面进行了重新划定。 在地层重新对比的基础上，通过人机联作三维地震研究，重新构造精细解释，控油边界断层外推 150 米。 卫 95层：为 区块东边控油主断层，也是本次调整区的东边界断层，断层产状为：走向 向 角 600，落差 30大北小，延伸长度 2卫 98 断层相交形成窄长条形构造。在本次研究中，结合油藏剖面、三维地震剖面，确定了该断层的位置应向东移动 150m，使卫 95带含油面积扩大。 原认识卫 95块是由卫 95层、卫 98 断层封堵而成的一窄长条形封闭式断块，只有卫 95钻遇。本次通过加密主测线方向油藏剖面，并结合了三维地震剖面和动态关系等资料，重新落实了该断块：它是由本次落实 的卫 95层（钻遇井有卫 95向 向 角 400左右，落差 20伸长度 2右，向南与卫 119 断层相交）与卫 95层相挟持而形成的一个堑块。 通过精细地质基础研究，部署实施卫侧 95，该井完钻后，钻遇 7 油层 3层，水淹层 12层，酸化投产沙三下 4， 淹差层 /3 层，日产油 11t，含水 26%，动液面 1588 米，到目前累计产油 2142 吨。结合卫侧 95钻井资料， 重新精细解释构造，在此基础上，又部署了卫 95，该井钻遇油层 /11 层，投产日产油 8 吨，充分验证构造研究成果的可信度。为明年产能建设提供了有利目标区。 通过卫侧 95 95的实施，初步落实卫 95块新增石油地质储量 104t，可采储量 104t，剩余可采储量 104t。预计下步可再部署新井 4 口（油井 2 口、水井 2 口），形成 3 注 5采的注采井网，增加水驱控制储量 15 104t，水驱动用储量 10 104t。 （ 2）创新思维，明六块扩边增储 明 6 块是极复杂断块油藏的典型代表，该块地层倾向各部位不一样，北部北倾，东部东倾，南部东南倾，略显鼻状。内部第一主力层位是沙三上，其次是沙三中，这两个层位个别区块还可以注水。沙三下由于断层太密集，地层难以对清，断层组合存在多解性，不能形成注采系统，即使有井受效，受效井对应层位很少，因此，明 6 块是一个极难开发的断块。断层组合存在很大困难，由于断点太多，地层倾角变化大，断层组合存在多解性，构造难以一次认清，只有不断认识，不断重复，才能逐渐达到最佳效果。针对区块存在问题及构造特点， 确立：（ 1）以边界断层研究为突破口落实边界寻找扩边潜力区，（ 2）对于构造极复杂的区域在考虑经济储量的前提下通过有意识的整体加密来提高构造认识，反复修正构造认识的思维。据此确定 2005 年调整部署： 部署思路 ：以构造精细研究、剩余油分布规律描述为基础，针对区块 8 开发中存在的问题，依靠滚动扩边、老区综合治理，实现可动用储量增长和采收率的提高，提高区块整体开发效益。 部署原则： a、对新认识的滚动扩边区调整井部署，提高储量控制程度，增加可采储量 ,先期部署 3 口，以进一步落实含油边界为目的，井距控制在 200米左右。视构造 、储量、产能落实程度滚动部署后期井位。 b、对区块内部以构造小断块为挖潜单元：新认识小断块区部署调整井，完善注采关系 ,提高储量控制及动用程度，增加可采储量。井网较完善的剩余油富集区，制定油水井措施，进一步调整、优化井网，充分挖掘剩余油；对难以形成注采关系的含油小断块，采取补孔、深抽、单井吞吐等措施挖潜剩余油，并通过逐步加深认识加强层与层之间的注采完善。 方案部署： 方案设计总井数 77 口，其中油井 44 口，水井 33 口。方案部署调整井 7 口（油井 5 口，水井 2 口），总进尺 104 m，104 t。配套油水井措施工作量 36 井次。预计增加水驱控制程度提高 水驱动用程度提高 新增动用储量 27 104t，达到 530 104t，增加可采储量 104t，采收率提高 百分点。下；综合递减控制在 下；综合含水上升率控制在 1%以内。 方案实施效果 ：方案按照整体部署、滚动实施，经济高效优先为原则，加快实施进度，保证了区块阶段性及整体开发效果的改善。方案设计工作量 43 井次， 2005 年 1份实施 62 井次，完成率为 完钻 15口，投 产新井 15 口（目前转注 2 口），共实施油水井措施 47 井次（油井 9 措施 26 井次，水井措施 21 井次）。 2005 年 1份调整方案实施情况表 从设计目的层、单井产能情况来看：已完钻 15 口新井全部钻遇目的层位，设计符合率 100%。已投产 15 口新井，初期日产均达到 10t/d 以上，累计产油 104t。其中 10t/d 以上 10 口井；d，目前转注 2 口（明 平均单井日产 d。目前低产井 5 口（明 目前平均单井 日产 d，主要原因是新投区域井网待进一步完善。 井网受控率提高了 液面上升 191米， 井网受控情况对比表 年月 总井数 (口 ) 受控井 小计 油井 水井 小计 受控率 (%) 单向 双向 双向以上 2 45 27 32 9 10 3 7 59 28 49 0 15 4 差值 15 14 1 17 1 5 1 可动用储量、水驱控制和动用储量增加，采收率 提高 :增加动用地质储量 77 104t，增加水驱控制储量 104t，增加水驱动用储量 16 104t，增加可采储量 104t，采收率提高 年产油量上升 ,含水下降 ,综合、自然两个递减下降 :年产油量增加总井数油井水井达到设计井数未达设计井数符合率 %总井数油井 水井7 5 2 1 1 . 1 7 15 15 3 . 8 15 100 15 14 1 1 . 4 1 3 2 1 5 0 . 3 1 2 0 . 8 9方案设计 调整计划 2 0 0 5 年 实 施 情 况井数 ( 口 ) 年配产10 4 口 )配产 1 0 4 口 )完钻井数( 口 )设计进尺10 4 % ）增加可采储量 10 4产井数 ( 口 )累计产油 1 0 4 % ） 10 104t，综合含水下降 百分点，采油速度提高 百分点，综合递减、自然递减同比分别减缓 百分点。 3、实施油藏分类治理，努力提升油藏开发指标 今年我厂按照分类治理的原则，分析了三类油藏在目前开发阶段的主要问题，深入研究三类油藏现阶段的开发政策 与技术路线，确定了各类油藏调整治理主攻方向，在此基础上优化方案、合理组织实施， 共实施油水井措施 486 井次，和计划对比减少 10 井次，主要是优化调整了措施结构工作量，减少了压裂、长关井恢复等高投入、高 风险的措施， 目前已取得初步成果，有效改善了油藏开发经营指标。 2005 年分类油藏措施工作量实施情况表 油藏类型项目措施合计压裂 酸化 补孔 换大泵 电泵长关井利用卡堵水 大修 其它计划 79 3 24 10 1 7 18 2 14实际 76 3 28 11 5 12 3 14差值 4 1 2 0计划 28 1 4 2 3 2 2 14实际 35 2 15 5 9 1 3差值 7 1 11 3 11计划 114 22 9 10 24 6 14 5 24实际 114 14 23 20 8 2 2 12 9 24差值 0 4 10 4 0计划 221 22 13 38 36 1 16 34 9 52实际 225 14 28 63 24 2 7 33 13 41差值 4 5 25 1 4 1）低渗复杂断块油藏 复杂低渗油藏包括卫城沙三下、沙四段油藏、卫 360、古云集、马寨卫 94、卫 305、卫 334 块等 15 个开发单元，地质储量 3472 万吨，产量占 主要地质特征：一是主体油藏油层富集，区带内储层分布稳定，油层 11 多，油层有效厚度 藏相对整状。二是储层物性较差，平均孔隙度在 间，空气渗透率 50 10低孔特低渗油层。非均质严重，油层变异系数 间渗透率级差可达 20倍以上。储层次生裂缝发育，且方向性强，一般垂直于主断层走向，造成注入水沿高渗带和裂缝突进，含水上升不好控制。三是个别油藏具有上气、中油、下水的分布特点，开发中表现为油气比高、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。 主要问题：该类油藏整体上处于开发中后期中高含水期，目前主要矛盾是层间矛盾，具体为差层动用程度低、局部注采井网遭破坏、储层低渗透造成配套工艺难度大。 开发政策与技术路线：细分开发层系，层系内通过高压分注、高压增注、分层酸化、降压增注、近解远调等成熟配套技术应用，积极调整层间注水结构，增加吸水厚度 , 油井对应进行分层压裂改造、分层解堵，提高油井产能和差层动用。通过更新、调整和大修，优化完善注采井网；加强低渗透油藏集成配套工艺技术研究 。 油藏经营管理主要做法： 改善吸水剖面，提高分层动用 水井通过高压分注、分层酸化、分层调剖、近解远调等成熟配套技术应用以及分酸分注、分调分注等复合性措施的实施，实现以卫 81 块为主的局部细分开发层系，以卫 22 为主的层系内细分，改善吸水剖面，增加吸水厚度，提高分层动用。如卫 22 块通过分酸分注、分调分注及重分、细分等工作的实施，平均单井吸水层数增加 3 层，厚度增加 ，吸水 12 剖面得到改善，使区块呈现出了“两稳两降两减缓”的良好开发形势：即日产油量、日注水量基本保持稳定；日产液量、日注水量下降；同期对比自然递减 、综合递减分别减缓了 百分点，在没有大量新井和大型措施投入的情况下，区块保持了稳定的开发形势，长期保持一类开发水平。 在改善两个剖面方面，不再是从单井、从井点出发，而是油水井调堵结合、从井组分层动用状况出发，水井通过暂堵酸化或调剖，油井通过配套实施填砂、挤堵、重炮或解堵等技术，实现调整产液结构，减少层间干扰，强化弱差层动用的目的。如卫 22 块卫 137 井组对应油井卫 22沙三中 6 单层突进，含水上升难以控制，而二线井卫 22量较低。于是改变以前以调剖水井来控制含水上升的单一做法， 一方面实施水井卫137 分层酸化沙三下 2一级两段分注，限制沙三中 6，加强沙三下 2一方面，针对油井卫 22三中 6 已严重水淹，而邻井卫 22 低能的现状，实施卫 22堵沙三中 6，相对抽稀三中 6 井网，以期达到扩大驱油面积，补充远距卫 22沙三中 6 能量的目的。措施后卫 22低无效液量 7 吨 /天，增油 /天。目前卫 22效增油能力达 /天，井间分采效果明显。 及时完善注采井网，补充地层能量 一是主要针对新区卫 360 块注采井网不完善能量下降快的问题，通 过投转注完善以三中 6主注采井网，并在井网相对完善的基础上以高压欠注水井实施降压增注，及时的补充了地层能量，使卫 360 块能量下降、变差的开发形势得到了遏制，地层压力由 升到 口产量由 2 月最低的 113t 回升到 149t。 13 二是对井况损坏难于修复区，不等不靠，通过老井转注完善井网，恢复提高地层能量，提高水驱控制、动用程度。 1实施 2 口 (卫 22侧 127)，其中卫 22位于卫 22 块三下 1部，该井区原三口水井均因事故无法正常分层注水或关 井，造成该井区平面和层间矛盾加剧。原在卫 22北各部署一口更新水井，但通过认真分析论证通过转注卫22即能及时完善井网，又能通过抽稀井网扩大注水波及面积。卫侧127 井位于卫 11 块南部，该井区原有三口井均因事故关井，井网严重瘫痪。目前两个井组已有见效迹象。 加强动态调配，控制含水上升 按照“多点多方向注水、降低单井注水强度”的原则，增加注水井点，合理调整注水强度，增强稳产基础。如针对卫 2 块特殊油环油气藏，由于前期采气、水窜严重，造成油水关系复杂，含水上升难以控制，产量递减大的问题，在水井分注、细 分、分层调剖的基础上，采用多点多方向弱强度注水，使区块含水上升的得到控制，自然递减减缓 百分点。 低渗复杂断块油藏以效益最大化为原则，调整油水井措施结构，降低油井压裂等高投入措施工作量，加大水井分注、增注等层间调整措施力度，降低老井自然递减，优化产量结构，通过以水井为中心的结构调整工作量的实施，降低无效注水量 104加有效注水量 104区及井况损坏区能量得到及时的补充，重点区块的含水上升趋势得到控制。 （ 2）中渗复杂断块油藏 包括卫城浅层沙一下 5 块 共 9 个开发单元，地质储量 1333 万吨，占总量的 产量占 地质特征一是含油层系单一、油层厚度小。单块含油面积 般只一个砂组， 14 有效厚度 是油层物性好但非均质性较强。孔隙度 油层渗透率 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。 主要问题：该类油藏整体上处于开发后期高含水期，目前主要矛盾是平面矛盾，主要是由于事故井造成注采井网不完善。 开发政策与技术路线： 采取开窗 侧钻、大修等手段恢复完善注采井网；应用深部调剖调驱技术，扩大注水波及体积，提高调剖效果，提高储量动用程度；实施卫 95 块堵水、动用差层试验，摸索高含水区块开发方向。 油藏经营管理主要做法： 在构造精细研究基础上，通过事故井侧钻，增加油田动用储量。在卫 95 块侧钻新投 1 口井（ 日增油能力 11t，累计增油 2013t，通过对该井的认识进一步落实了卫 95 块南部的构造。通过对卫 95 块南部构造的重新认识和落实，在卫 95 块南部又部署了 2 口新井，日增油能力7t，累计增油 400t。 加强油藏动态监测，在深 化分层动用状况认识的基础上，通过大修，进一步完善井网，复杂中渗油藏实施大修 3 口，重点恢复完善卫 95 块注采井网。 通过调剖、堵水、分注等措施调整注水、产液结构，降低无效注水量和产液量，提高差层动用程度。实施分注 9 口，调剖 33 口，分层酸化 3口，在注水量上升的基础上，降低无效产液量 104t，对应油井明显见效，老井自然递减大幅度减缓：与去年同期相比，分别下降 剩余油监测资料基础上开展堵水工作，在卫 95 块实施 6 口 15 井实验，同期对比降低无效液量 104t，起到了很好的降液效 果。 加大水井动态调配，效果明显。 2005 年中渗油藏实施调配 124 井次，日增油能力 累增油 2521t，对该类油藏，通过调剖等措施后，再加强动态调配，可以保持措施的有效期，在今后的工作中，应进一步加强动态调配力度。 （ 3）中渗极复杂断块油藏 中渗极复杂断块油藏主要包括文明寨油田的 8 个开发单元，地质储量2456 万吨，占 产量占 地质特征表现为一是断层多、断块小、构造极复杂。平均断块密度 28 个 /破碎的明六块断块密度 33个 /地质储量集中在小于 是油藏埋深浅，含油层多，重叠性好，储量丰度高。油层埋深 1360m 2320m，含油层从沙一至沙四，共七套含油层系 24个砂组 85个小层，平均油层有效厚度 量丰度为 270 104t/是储层物性好、非均质严重。油层平均孔隙度为 空气渗透率 214 10 3 透率变异系数 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。 主要问题：该类油藏整体上处于开发中后期中高含水期，目前主要矛盾是层间矛盾，具体 为油藏含油井段长、油层层间差异大，构造复杂、井网完善难度大。 开发政策与技术路线：依靠分注、重组、细分和分层增注、调剖、堵水等手段强化中低渗透层注水，逐步实现层间接替，并及时动态调配和周期注水缓解含水上升的矛盾；在深化构造储层认识的基础上，通过转注、事故井开窗侧钻、大修下 4 寸套和补孔调层等措施不断完善复杂区带 16 注采井网，增加近断层死油区动用程度。 油藏经营管理主要做法： 通过水井重分、四寸套井分注、分层调剖、分层酸化、油水井堵水等措施调整注水产液结构，降低无效注水量和产液量，提高差层动用程度 针对明六， 明十四、明十五块自然递减较大，开发形势变差的单元加大以转注、调剖分注、重分为主的注水结构调整，降低无效注水量 04应油井明显见效，区块自然递减大幅度减缓：与去年同期相比，分别下降 百分点。针对液量高、含水高的明一西块、卫七块，在剩余油监测资料基础上开展堵水工作， 1实施 12口井，降低无效液量 104t。 在构造精细研究、储层深化认识的基础上，通过部署调整井、开窗侧钻井，完善构造复杂区注采井网，增加油田动用储量。 新投 21 口井，累计产油 104t。主要是对明六块的明 6 断裂区、明 14 断裂区及卫 7 断裂区进行精细构造研究，动用 45 万吨储量，累计生产原油 104t。区块日产量跟去年 12 月相比上升 66t。 通过大修换井底、转注恢复完善、类储层注采井网。 全年大修 9 口，转注 11 口井，完善、类储层注采井网。明一西区块开井注采井数比由 2004 年底的 1： 升到目前的 1： 加水驱控制储量 104t,增加水驱动用储量 104t。 4 、 以注水结构调整为龙头，优化调整产液结构和产量结构 （ 1）按照“多点、多方 向注水，弱化单点注水强度、降低低无效注水量”的原则，加大注水结构调整力度 一是通过更新、侧钻、大修和转注，恢复和完善平面注采井网。 17 月份实施转注、大修恢复、酸化、增注工作量等平面调整工作量 105 井次，比去年同期 减少 17 井次，增加有效注水能力 2463m3/d,重点配套完善明 1西、明 6、卫 360、卫 22 和卫 305 块井况损坏相对严重、近几年新区和老区滚动局部注采不完善等单元。与去年同期对比，加大了酸化和大修工作量， 1份酸化 25 井次，同比增加 9 井次，大修 16 口井，同比 减少 3口井。 二是加大层间调整力度 ，积极调整层间注水结构，充分发挥注水井、层潜力，实施分注、调剖 156 井次。其中分注 44 井次，同比 减少 5 井次，调剖 112 井次，同比 增加 13 井次。通过调剖降低无效注水 116m3/d。 三是加强水井日常管理 特别是 分注井的测试调配管理。为了确保分层有效注水，加大了分注井测试换封力度， 1份换封 129 井次，同比增加 63 井次。每个季度开展一次注采状况大调查，编制分单元配注调整方案，定期召开“逢八”测试例会、“逢九”油藏经营分析会，坚持月度油藏动态分析活动，及时协调解决油藏注水开发中存在的主要问题，控制含水上升率。 1份实施调配措施 485 井次，增油 8156,同比调配井次增加 96 井次，对应油井见效增油量增加 1631t。 2005年注水结构调整措施工作量同期对比表 见效 见效 见效井数 井数 井数( 1 04t) ( 口 ) (t) ( 1 04t) ( 口 ) (t) ( 1 04t) ( 口 ) (t)转注 37 9 9 . 2 21 6466 27 8 5 . 5 21 6641 . 7 0 175高压 10 2 . 0 7 480 1 2 . 0 4 8 0酸化 16 3 . 3 7 412 25 2 . 8 18 3688 9 5 11 3276大修 19 4 7 . 6 6 1235 16 3 8 . 0 3 1030 9 . 6 2 0 5分注 49 7 . 3 20 4928 44 6 . 1 28 6535 1 . 2 8 1607调剖 99 1 9 . 4 35 4823 112 1 3 . 1 64 9510 13 3 29 4687补孔 23 1 6 . 8 11 2233 17 5 . 3 3 1220 1 1 . 5 1 0 1 3其它 17 6 . 3 14 2239 19 3 . 0 10 2120 2 3 1 1 9小计 270 2 0 1 . 8 121 22816 261 1 5 3 . 8 147 30744 4 8 . 0 26 7928调配 389 0 . 0 59 6525 485 0 . 0 62 8156 96 0 . 0 3 1631增加水驱动用措施井次见效情况累计增油增加水驱动用措施井次见效情况累计增油措施内容措施井次见效情况累计增油增加水驱动用2004 年 1 - 1 2 月 2005 年 1 - 1 2 月 差值 18 1份全厂共实施水井措施 261 井次，与去年同比工作量 减少 9井次。其中结构调整工作量完成 218 井次。增加水驱动用储量 104t，油井见效增油 104t， ,同比增加 104t。 通过注水细分调整，整体吸水剖面达到改善，从吸水剖面资料对比看，单井平均吸水层厚度 与 2004 年 基本持平 ，而高强度吸水层厚度由 降低到 ，降低了 。 （ 2） 坚持效益最大化的原则，加大产液结构调整力度 1份在产液结构调整方面围绕提高效益、控水稳油开展工作，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。主要做法为： 缩投入高、风险大的技术项目，精心组织大型措施施工，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。 1份实施压裂措施 14 口，工作量比去年同期减少 15口，平均单井日增油水平提高 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， 1份实施补孔 19 63 井次，同比工作量 增加 5 井次，有效率 81%， 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。 1份实施油井工作量 225 井次，同比工作量 增加 11 井次，措施结构同去年同期对比发生了较大改变：降低了压裂、下电泵等措施，其中压裂措施由 29 口下降到 14 口，减少 15 口 ；加大分层酸化等层间调整措施，酸化 28 井次，同比增加 14 井次。 1份措施增油 104t，同比措施产量比例由 降到 在油井措施工作量减少的同时加大了油井维护措施力度，实施维护工作量 449 井次，增油 104t，同比工作量增加 85 井次，增油量同比增加 104t。 5、 加强低压气藏管理，努力提高天然气产能 （ 1） 针对储量动用程度高、气藏压力低（ 情况，开展气藏分层动用精细研究工作，深化气藏认识，努力挖掘老区层间潜力 2005 年我厂以卫 11 气藏为主，开展了气藏分层动用研究工作，弄清了小层剩余气 分布。明确了目前气藏挖潜的主攻方向是卫 11 气藏、类层及局部地区类层潜力，并编制了气藏分层动用挖潜方案。 1份实施气藏分层动用挖潜工作量 8 口，有效 7 口 ,有效率 88%，其中开窗侧钻3 口，大修改采 1 口 ,老井挤堵补孔 4 口，初期日产能力 104m3/d，目前产能 104m3/d，累计增气 1401 104 （ 2） 加强低压气井日常管理，减缓气藏产量递减 气藏进入低压开采阶段以来 ,低压气井出现井底易积液、井筒易结盐、 20 受输压影响大、部分井产量易波动等问题，气藏老井产量递减加大。 2005年针对这一情况，对低压气井主要开展以下工作： 2005 年 1份我厂在气井中试验、推广应用多种排液采气工艺技术 97 井次，有效 70 井次，年增气 649 104且对个别技术进行改进于完善，让其更适用于低压气井排液。 针对以前起泡剂对水发泡性能好，在轻油中消泡的问题， 7 月份引进了针对轻油起泡性能好，携液能力强的起泡剂，在积液量小于 3一定生产能力的气井中（卫 11气 3、卫侧 11气 4、卫侧 27）推广应用，排液效果明显，及时恢复了气井产能。 另外，自行研制 出抽汲排液技术。主要针对部分特低压井排液 ,利用现有的打捞车、抽子、钢丝组装成抽汲装置，先后在卫 11 264 井中开展试验，初见成效，该技术简便易行，能有效地保护气层，丰富了低压气井排液手段，对低压关井和间开井排液来说，具有一定的推广前景。 2004 年起先后出现 5 口井筒结盐井（卫 11 11侧 11 11气 1） ,给生产造成了很大影响，以往采用套管加清水、泡排剂除盐的方法会对气层造成二次污染，措施后产能恢复缓慢。今年 6份，我们引进了抑盐复合解堵技术， 在卫气 1 等 5 口井中开展试验，取得了较好的成果。 6、 形成 了 以 “五个系统”为主体的油藏经营管理链，为生产经营任务的完成提供了根本保证 为了适应目前油田开发阶段以及油田分公司厂、区二级管理体制的要 21 求，我厂构建了以油藏经营为核心的工作运行模式，将各项生产经营指标在横向上分解到技术决策、生产运行、生产保障、经营考核和监督监察等五个系统中，在纵向上分解到地质研究所、工艺研究所和九个采油气区 。以“五个系统”为载体，地质工艺、 采油注水、作业等部门紧紧围绕 油藏经营目标 开展工作 ， 通过 强化系统管理，完善工艺设施，加大技改投入，提升系统效率，各项管理指标得到了明显提高。 二、 2006年 油气开发 工作安排 （一）工作思路 坚持油田开发“四三三”工作思路，以经济效益为中心，坚持区域勘探与滚动开发并重，加大老井复查力度，实现探明储量与可动用储量的同步增长。牢固树立油藏经营观念，以增加水驱动用储量、夯实稳产基础为重点，以精细管理和科技创新为基础，强化油藏研究，优化调整治理方案，深化三个结构调整，全面改善油藏开发经营指标，努力提高油田经营管理综合效益，推动我厂的持续有效发展。 天然气开发上通过加大气藏剩余气监测力度，深化气藏分层动用研究，努力 挖掘气藏层间剩余潜力，合理开发动用零星气藏，减轻主力气藏压力，推广应用成熟配套的采气工艺技术，努力减缓产量递减，保持气藏相对稳产。 （二）工作目标 1、原油统销量 然气销量 4400万方； 2、落实可动用储量 100 104 3、年增加水驱控制储量 150 104t，水驱动用储量 120 104t； 4、含水上升率控制在 1以内； 22 5、自然递减控制在 17%以内； 6、 降低无效注水 30 1