马寨采油区注采管理的主要做法

马寨采油区 注采管理的主要做法 一、概况 马寨油田位于河南省濮阳市岳村乡境内，区域构造位置处于东濮凹陷西斜坡带的北端，老区含油面积 油地质储量 954 104t，标定采收率 共划分为卫 95、卫305、卫 94 三个含油断块，含油层位主要为沙三中、沙三下和沙四段，断块内部发育的若干小断层，使各区块的构造和油水关系进一步复杂化。 油田主力区块卫 95 块，储层岩性为长石岩屑砂岩或岩屑长石砂岩，由于成藏条件特殊，具有以下几个特点：（ 1）砂体发育、含油层位单一：地层为扇三角洲沉积体系，具有砂体发育 、层系单一等特点，油藏含油层位沙三下，有效厚度 2）埋藏较浅、渗透率低：油藏埋深 1690 1950m，渗透率 10 3）储层物性变化大：在一个井距内呈主沟道相、支沟道相、沟道间漫滩三相过渡，平面、层间矛盾突出。平面渗透率变异系数 间渗透率变异系数 马寨油田于 1989 年 8 月投入全面开发，大体经历了以下几个阶段：（ 1）高速建产能阶段 (89（ 2）注采完善与滚动增储相结合，高速稳产开发阶段（ 90 93）；（ 3）综合调整治理阶段 (94（ 4）高含水 精细挖潜阶段（ 96 2000）；（ 5）井况治理与调驱相结合，控制递减阶段（ 2001目前） 。 马寨采油区于去年 12 月机构整合后成立， 按照采油区管理模式进行运作， 目前 全区共有职工 301 人，其中男职工 173 人，女职工 128 人；全区共有技术人员 6 人，其中技术经理 1 名，地质技术员 3 名，工程技术员 2 名，平均年龄 33 岁。在新的管理体制建立后，马寨采油区积 极完 善各项规章制度，明确管理职责，狠抓油田资料录取和动态管理工作，并结合油藏特点，积极采取多种技术手段，不 断夯 实油田稳 产基 础工作，使马寨采油区 在 管理上做到了“分级管理 、超前预警、严格有序”，走出了一条调整、完善、提高的发展之路。 二、马寨采油区在注采管理上的主要做法 （ 一）建章立制，分级管理，认真落实油藏动态管理制度。 新的管理体制，须有完善的制度来贯彻实施。马寨采油区成立后，针对管理内容和管理特点，结合自身实际，从建立和完善各项规章制度入手，明确管理职责，实施分级管理，真正将基层采油区的油藏经营管理工作落实到实处。 一是建章立制，保证油藏精细注采管理制度的执行。针对采油区油藏经营管理的核心工作是取全取准资料和日常的注采管理，及时制定了马寨采油区日观察制度、 马寨采油区资料录取管理规定、马寨采油区资料检查考核制度、马寨采油区合量井、单拉井资料录取制度、马寨采油区油水井测试管理规定等九项油藏管理规定，这些制度的建立，使油藏经营管理中的各项工作得到很好落实。 二是建立油藏分级管理体系，细分职责。为了使油藏管理工作无盲点，建立健全了油藏分级管理体系，并详细划分各自职责。在各计量站设立兼职资料员，负责对该站的资料进行审核把关，并对日常资料进行落实、分析、上报；资料班对各计量站的资料进行整理、汇总、上报，并 对 资料进行核实；区技术人员负责井组、区块的日常动态分 析和注采管理，制定出动态管理措施，落实好各项资料，并对各项资料审核上报至上一级部门；区技术经理负责对油田开发技术政策的制订，分析油田 地下动态 变化规律，贯彻执行各项措施，提高油藏经营管理水平。 三是健全资料台帐，便于分析应用。 为了全面适应目前油田开发的需要，以厂资料管理要求为基础，以便于技术人员应用为宗旨，建立了一些实用的相关资料管理台帐，如：吸水剖面柱状图的绘制、分因素控制 自然 递减的统计台帐、周期注水资料台帐、动态调水台帐等，目前地质组共建立资料台帐 34 种。同时，为准确掌握油井产量变化规律及单井管线的使用状 况，我们又专门新增了马寨采油区基础资料综合记录，下发到各计量站，由当班工人每天 认真 进行填写，填写内容包括了油井的单井来油温度、干线压力、外输压力、流量计进油等内容，尤其是单井每 4 小时记录一次来油温度及外输压力，监控了在量油及跑井以外时间其产量的变化规律，使问题能够及时发现处理，提高了油井时率。 （ 二）完善设施，加强检查监督，提供真实可信的资料为油藏分析服务。 油藏是我们赖以生存的物质基础，丰富的资料是深化油藏认识的保证。几年来，通过狠抓资料的录取和管理， 马寨 油田的资料全准率一直保持在 98%以上，动 态监测资料完成率 100%以上，多次在厂地质基础工作检查中获得较好的名次，同时也为油田开发水平的提高提供了保证。 一是完善设施，积极创造齐全的硬件环境。只有完善的资料录取设施，资料全准才能成为可能、各项资料录取管理规定才能得以贯彻落实、职工的技术素质优势才能充分发挥。为此，年初一开始，我区就下大力气对一些设施进行整改，使每一口油水井都要具备资料录取的条件，对所有的油井配齐了取样弯头，压力表、电流表、温度计等设备保证全部灵活好用，液面仪、示功仪及时检查校验，并对职工反映资料录取方面存在的问题，都及时给 予解决，使所有的设备、仪器满足资料录取的要求。 二是采取灵活多样的技术学习，全面提高职工资料录取水平。一方面 将 厂下发的 资料录取规定 ，分发给区领导、技术人员、班组长、资料员人手一份，计量站配备 3本，并在技术课上进行讲解学习；另一方面技术学习到现场，将 课堂移到生产现场，由技术员对资料录取的具体操作方法进行讲解、示范，职工对 资料 录取工作中存在的问题现场提问，这种互动的学习方式，得到了职工的一致好评，全面提高了职工资料录取的操作水平及处理不正常因素的能力。 三是加强资料检查与监督，提高资料可信度。一方面对日常资 料采取“审查上报制度”，由 计量站资料员、区资料员、技术人员审查、签字上报，并且实施“周四资料检查落实制”， 即每周四技术员及资料员对资料中存在 的 问题，到计量站及单井进行落实、核对，每月对各计量站 进行 评比、考核 ，在月度奖金中 兑现。另一方面 做好现场施工监督，保证资料的真实性。在监测资料的录取上，设立专门的监督员，对外来施工队伍的现场测试资料进行检查、监督、验收，力争取全取准每一个资料。例如在今年我区水井 95法进行正常的测试 。 然而由于 测试 监督的到位，现场对该井进行分析判断，认为遇阻 原因 是 井筒脏造成，于是及 时对 该井进行大排量的反洗井，从而在当天录取到了合格的 吸水 剖面资料。 历年监测工作量完成情况统计表 表 3 时间 （年） 油井测压 水井测压 产出剖面 吸水剖面 其它 合计 计划 实际 完成 率 计划 实际 完成 率 计划 实际 完成 率 计划 实际 完成 率 完成 计划 实际 完成 率 1999 36 38 106 17 18 106 9 14 156 29 34 117 16 91 120 000 38 41 108 14 12 12 133 31 38 123 51 92 154 001 62 42 7 18 106 18 11 9 56 144 16 136 143 002 48 40 4 14 100 6 10 167 41 41 100 5 109 110 003 40 28 70 12 11 5 5 35 100 32 94 111 004 42 32 1 10 8 133 34 35 103 7 93 92 6 67 6 6 100 5 5 100 17 22 129 37 39 105 （三）抓住中心，超前预警，及时解决注采管理中的矛盾 由于马寨油田开发井网为一次性部署到位，从 1994 年以来油田事故井急剧增加，注采井网遭 到 严重破坏，导致层间及平面矛盾加剧，含水上升加快，削弱了油田稳产基础，到1999 年底，油田自然递减达 并且 由于 油田层系单一，在没有新的储量投入情况下，依靠新井及措施上产难度大。为此，我们从精细油田注采管理入手，加大井网恢复完善和剖面改善的力度，细化动态调水，实现了油田开发的良性循环。 马马 寨寨 油油 田田 历历 年年 产产 量量 构构 成成 状状 况况 表表 1、事故井大修、侧钻 与老井转注相结合，恢复完善部分井区注 采 井网 受断层活动、高压注水、腐蚀等因素的影响，井况损坏加剧，注采井网遭到严重破坏。累积出现套损事故井 88 口，事故率 其中油井 36 口 、 水井 52 口。为了恢复事故 井区储量及产量，根据井网适应性和剩余油分布研究结果，五年来共部署大修、侧钻、转注等恢复及完善井网工作量 45 口，实施 48 口，完成率 107%，其中侧钻 16 口 、 转注 16 口 、回采及恢复 4 口 、 大修 12 口。 自 2000 年以来， 通过事故井大修及侧钻、转注等井网恢复、完善措施的实施，事故影响的储量得到恢复， 使油田的开发状况明显得到改善，水驱控制储量及动用储量分别较事故前增加 吨、 吨，注采连通率由 68%上升到 83%，上升了 15 个百分点 ，注水见效率由 85%上升到 96%，上升了 11 个百分点 ，水驱控制程度由 升到 上升了 百分点 ，水驱动用程度由 升到 上升了 百分点。 2、推广以“解、调、分”为主的剖面改善技术系列 （ 1）、深穿透射孔技术： 卫 95 储层的非均质性，决定了储层物性的差异性 。 为此，针对不同地层，采取不同的射孔方式：泥浆比重较大的井、层采用 1 米弹；储层物性较差层采用燃气式超正压射孔技术；储层物性好、压力系数高的层采用 89；储层物性差或污染严重的井层，采用 高能复合射孔、 袖套式射孔。 如：卫 95污染严重，采用袖套式射孔技术重炮，启动新层 /4 层，注水压力下降 6组日增油 3t 年产油 总产量% 年产油 总产量% 年产油 总产量%1999 112857 13375 1 1 . 8 5 % 7711 6 . 8 3 % 91771 8 1 . 3 2 %2000 119947 24647 2 0 . 5 0 % 3035 2 . 5 3 % 92266 7 6 . 9 7 %2001 123545 12116 9 . 8 1 % 9332 7 . 5 5 % 102097 8 2 . 6 4 %2002 119116 3500 2 . 9 4 % 10300 8 . 6 5 % 105300 8 8 . 4 1 %2003 119187 9462 7 . 9 4 % 8081 6 . 7 8 % 101644 8 5 . 2 8 %2004 98140 9339 9 . 5 2 % 4162 4 . 2 4 % 84639 8 6 . 2 4 %老井自然产量时间年产量（吨）新井产量 措施产量卫 95吸水剖面 卫 95组注采反映曲线 （ 2）实施整体调剖及调驱技术 近几年紧紧围绕区块或单元整体调剖，不断进行技术创新和推广，形成了特高含水期油田整体调剖的综合配套技术。 我们在调剖中 做到 “ 两个优化 ” 施工井号、优化施工方案，同时做好 “ 调、解、分 ” 的合理匹配，即调剖与解堵、分注的合理匹配，并在实施过程中 “ 注重一个整体、做到一个综合、实现两个增长 ” 即对一个井组或区块有整体实施的概念，并辅以补孔、重炮、酸化等综合配套措施，实现吸水厚度和水驱控制及水驱动用储量的同步增长。 调剖体系上看， 由 1995 年的 2体系逐步增加到 2004 年的 5，调剖 的 类型 也由最初的无机体系逐步向无污染的有机体系转变，每种体系实施后进行分析评价，寻找出适应 油田 不同区块的调剖体系。 通过实验验证： 目前 马寨 油田 适宜 采取大剂量深部调剖及调驱技术，调剖体系上以颗粒、聚合物调驱为主，常规调剖为辅的方法效果较好。每个区3 1 . 54 2 . 15 3 . 36 1 . 98 3 . 791 . 24 . 2103 . 31110152025油压050 日注水60110 日产液051015日产油889296100022222中卫 95 块、卫 94 块 以采取颗粒 、聚合物调剖为主的方式效果较好 ； 卫 305 块以常规调剖为主的方式效果较好，调剖井平均单井剂量在 600方米。 （ 3）、 积积 极极 运运 用用 多多 种种 分分 注注 工工 艺艺 ， 加加 强强 分分 注注 井井 管管 理理 ， 不不 断断 提提 高高 分分 注注 井井 “ 三三 率率 ” 针对马寨油田层系相对单一、平面及层间储层物性变化大的特点，分层注水是改善层间动用状况、提高水驱效果的重要手段 。 然而进入高含水开发期后，纵向上剩余油分布差异大，且经过长期的强化注水开发及多次 的井网调整，剩余油挖潜难度加大，若仅依靠粗放的分注，差层就无法得到较好动用。为此，我们通过进行油藏精细描述，掌握层间剩余油分布规律的基础上，依靠综合运用成熟工艺技术，开展层系细分、重组，提高差层动用。在水井分注上先后引进了小直径封隔器、地面分注工艺等多项技术，做到了油田最小夹层 以上的水井分注，并在满足地质需求和井况允许的前提下，最大限度地提高油田分注率，同时加强分注井的日常管理，使分注井的管理水平逐年提高， 到 2004年底 ,油田注水井分注率达到 46%（主要是水井事故影响）、测试合格率为 分层 注水层段合格率为 与 2000 年相比，分注率、测试合格率、分层注水 层段 合格率分别提高 百分点 、 百分点 、 百分点 。 如：针对卫 95况损坏，层间调控能力变差的状况，引进小直径封隔器分注后，吸水剖面得到改善，启动新层 层，强吸水层得到控制，相对吸水由 降到 见效高峰期，井组日产液上升 了 产油上升 了 含水下降 了 百分点 。 卫 95吸水剖面对比图 卫 95组注采反映 曲线 13油压3585日注水60110 日产液051015日产油88929610002222222222222 . 10 . 57 3 . 89 0 . 51 . 1111 . 41 . 616143 . 6150 . 91 . 3171 . 51012 3 . 8654313分注前 分注后 马寨油田分注状况表 时间 在利用井 分注井 分注率（ %） 测试合格率（ %） 注水层段合格率（ %） 2000年 63 15 001年 65 30 002年 62 32 003年 63 37 3 2004年 63 29 、 超前预警、快速反应，控制油井含水上升 针对油田进入高含水开发阶段表现出注采反应周期日益缩短等 特点，在注采管理上，认真落实 “ 日观察、旬（周）分析、月总结、季调查 ” 的动态分析管理制度，加快了信息反馈处理速度，及时解决了注水、含水、能量、液量间的矛盾，针对油田注采反应快的特点，变旬分析为周分析；每季注采调整方案的实施 ,从宏观上进行注采结构调整，较好地协调了层间矛盾，控制了含水上升，使 含水上升率由 2000 年的 渐下降到 2004 降了 一是确定科学合理的调水原则。通过长期的摸索和资料分析，在调水上确定了“ 超前预防、及时到位 ”的调水原则， “实施多井点、多方向注水，弱化点 上注水强度”和“控制高渗透层注水强度，加强低渗透层注水强度”的配注原则，即依靠多方向、多井点注水，从总体上保持井组、区块注采平衡，控制单井注水强度，达到减 缓 水线推进速度，控制含水上升速度，延长稳产期的目的 。 同时在实施过程中以 “井组整体效果” 为前提， 在井组注采平衡的条件下，保证井组含水不升。例如在 94组动态调配中，通过对水井 94 进行上调水，实施后其在高部位相连通的油井 94 15 天后见效，日增油 ，而低部位油井 94调水后 9 天见效，日增液 ，日增油 ，含水由 78%上升到 89%，井组增油 ，然而随着 94的含水逐步上升，井组整体产量逐步下降，为了发挥井组的整体效益，我们只将 94行了偏 2 下调水，从而保证了井组的调水效果。 二是细化了动态调水方式。根据不同的井组、区块、油藏特征，通过日常调水资料的统计分析，界定出每个区块不同的注水见效周期，确定出动态调水周期。如 卫 95 块调水后的注采反应周期为 7，最长的不超过 20 天 ； 卫 94 块调水后的注采反应周期为 12 卫 305 块调水后的注采反应周期为 15 。 并以此为基础， 归纳总结适合马寨油田开发的调水方法： 能量补充式的周期调水 、 改变方向性的调水 、 拉大抽稀 井网或补孔缩小井距式调水 、 超前预防性调水 、 剖面改善后调水。如： 超前预防性动态调水 就是根据井组的注采反应周期，进行主动调整井、层注水量，彻底改变以往油井含水上升（能量下降）观察落实水井调水的模式，使油井维持在合理的含水和能量状态下，减少因含水上升或能量下降导致的产油下降； 剖面改善后调水 就是在水井实施剖面改善措施，缓解层间矛盾，改变驱油方向的基础上，辅以合理的调水，最大限度的增加波及体积，扩大水驱见效规模。 三是采取周期注水方法，改善局部事故区 水驱开 发效果。 针对马寨油田主力区块卫 95块事故井加剧、注采井网遭到破坏的情况下，技术人员积极想办法，在 2003 年 95组周期注水试验成功的基础上， 2004 年扩大周期注水规模，精心编制了“卫 95 块北部整体周期注水方案”和“卫 95 块南部 95组周期注水方案”。其中卫 95 块北部整体周期注水 共实施 27 口水井，占水井总数的 控制油井 35 口，占油井总数的 控制产量 67 吨，占北区产量的 截止到 2005 年 4 月 5 日共实施 12 个周期， 318 天 ，统计阶段增油 847 吨，四个井组均见到措施效果 。 目前西条带、 95组已经失效， 95 月 21 日转为连续注水， 其中效果最好的 95组阶段增油 477 吨，目前仍日增油能力 3 吨，较 2003 年以前仍保持了较高的开发水平。 通过周期注水方案的编制、实施，有效地稳定了老区产量，也为老油田下步稳产进行了积极的探索。 卫 95 块北区整体周期注水配注方案调整表 区域 井数 调整前（实注） 调整后 波动幅度 上层系 不可 分 下层 系 合计 上层系 不可分 下层系 合计 上层系 不可 分 下层 系 合计 95 120 80 240 440 290 120 460 870 95 200 0 0 200 360 80 0 440 两井组 320 80 240 640 650 200 460 1310 西条带 8 208 0 182 390 430 0 320 750 95部 3 50 30 140 220 130 50 190 370 西部 5 230 0 70 300 300 0 100 400 合计 8 280 30 210 520 430 50 290 770 零散井 94 0 30 30 80 80 955 0 0 25 80 80 总计 28 833 110 662 1605 1590 250 1150 2990 卫 95 块北部整体周期注水效果 时期 天数 油井井数 日产液 日产油 含水 动液面 水井井数 日注水量阶段增油措施前 21 29 1101 56 95 1233 24 1202措施后 318 29 1107 58 95 1236 24 1114差值 0 6 2 0 前 10 29 1111 57 95 1239 24 1148目前与措施前差值11 1 0 47 几年来，马寨油田紧紧抓住水井工作这个中心，不 断加 大水井工作力度，使油田吸水厚度、吸水层数不断增加，改善了层间吸水状况，使油田主力区块卫 95 块的自然递减得到有效控制 马寨油田 历年措施工作量状况表 马寨油田历年吸水状况表 年份 统计井数 射开厚度 吸水状况 总吸水厚度 /射开厚度 % 总吸水层数 /射开层数 % 厚度 层数 10 30% 占吸水厚度 % 占吸水层数 % 占吸水厚度 % 占吸水层数 % 占吸水厚度 % 占吸水层数 % 1999 24 34 6 000 24 65 7 001 36 1171 570 002 35 966 500 003 25 02 004 28 26 3.四） 细化目标，分类控制，不断地提高油田管理水平 一是多管齐下，控制躺井，提高油井利用率，增产增效。 以防腐加药为突破口，通过综合运用“三大一小”和管杆泵配套，油井躺井得到了很好的控制，检泵周期达 500 天以上，躺井数由 98 年以前的 150 多口下降到目前的 80 多口。以“三大一小”为原则，即大泵径、大泵挂、长冲程、小冲次，在供采平衡的基础上，优化机采参数，为躺井控制打下了坚实基础。 二是创新应用实用技术，提高生产时率。 在工作中围绕提高生产时率开展有效的创新。对部分边缘井及管线长的油井，采取“串工作量（井次）年产油（吨）工作量（井次）年产油（吨）1999 70 26 7711 51 157 91492000 77 17 3035 56 143 83902001 83 26 9332 59 200 81272002 88 39 10300 58 237 99452003 93 39