三季度季报油田开发概况

1 一、油田开发概况 （一）开发现状 1、储量探明、动用状况 我厂所管辖的文明寨、卫城、马寨和古云集四个油田，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。文卫马地区总资源量为 108t，到目前已经探明含油面积 明石油地质储量 8071 104t，探明程度 动用含油面积 用石油地质储量 7261 104t，探明储量动用程度 标定可采储量 2601 104t，采收率 试采难动用储量 1023 104t，其中由于构造极复杂、认识不 清、无法注采完善而产能低的有 339 104t，储层物性差、产能低的有 569 104t，储层单一、储量丰度低的有 42 104t，油藏规模小、单井单块、无法完善的有 115 104t。 采油三厂储量探明、动用状况表 油田 面积 储量 面积 储量( k ( 1 04t) ( k ( 1 04t) ( % ) 区块 储量 区块 储量 区块 储量 区块 储量文 476 456 0 明 364 20卫 798 560 34卫 34、 3181卫 371、 370297卫 133、 30 、5556古 26 69 57云 9 、卫 46、 53182 云 3 西 53明 10、云 242卫 77 、云 1122马 371 076 12 卫 313 56卫 334、 319219卫 14 、9037合计 071 261 023 7 339 5 569 2 42 7 115试采难动用储量（ 104t ）合计构造极复杂 1 04t)探明 动用 探明储量动用程度储量丰度低 规模小2、开发现状 截止到 2005年 9月，全厂共建成油水井总数 903口，开井 772口，开井率 85。 5。其中油井 567口，开井 510口，开井率 89。 9%，日产液 13517t，日产油 1790。 5t，平均单井日产油 合含水 采油速度 剩余可采储量采油速度 采出程度 工业采出程度 储采比 水井 336口，开井 262口，开井率 日注水量 14227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 动用含油面积 用石油地质储量 7261 104t，现井网标定可采储量 2601 104t，采收率 比全局平均值高 采油三厂储量控制、动用情况表 储量 程度 储量 程度文明寨 456 95 560 186 69 2 076 821 78 261 601 104 t )采收率(%)井网密度( 口 / )单井控制储量（ 104 t )水驱控制 水驱动用油田 动用面积（ 104 ） 动用储量 （ 104 t ) 2 采油三厂井网控制状况表 小计 油井 水井 小计 单向 双向 多向见效差小计可完善无法完善文明寨 303 190 113 62 74 61 20 7 28 4 24 37 271 166 51 108 113 28 2 35 7 28 0 15 5 3 9 2 7 6 0 6 60马寨 143 91 52 4 25 26 30 3 7 2 5 03 567 336 06 209 207 78 12 76 13 63 % ）总井数注采井数比受控井 非受控井采油三厂开发现状表 液量(t)油量(t)文明寨 171 4833 3 50 33 1 211 8 2569 214 1 2673 10 62 口 )核实日产综合含水( % )采油速度(%)采液速度(%)采出程度(%)剩余可采储量采油速度(%)月注采比累计注采比储采比水井开井( 口 )日注水平 (m 3 )平均单井日注水平(m 3 )采油三厂分类油藏综合含水分级表 万吨 比例 万吨 比例文明寨 明一西、明一东卫城 卫 18 、 37 、 56 、 58 、 63 、 20古云 云2 块马寨 卫 95 块文明寨 明 14 、 16 、 237 、卫 7卫城 卫 229 、 34马寨 卫 94文明寨 明六、明 15卫城 卫城其它马寨 马寨其它小计 3981 10 、 22 、 2 北、 2 南、 81马寨 卫 305卫城 明9 块、卫4 9 、1 1古云 云3 . 云其它卫城 卫 3 6 0 . 3 7 7马寨 卫 334 块小计 3280 261 4 - 8 0 557 - 9 0 2062 w 9 06 0 - 8 01要指标完成情况 ： 1划生产原油 104t，实际完成原油产量 104t，较计划超 104t。从产量构成上看：新井产量 104t，较计划 欠 104t；措施产量 104t，较计划 超 104t；自然产量 104t，较计划 欠 104t；1划注水量 104际完成 104 104 1成原油统销量 104t，与均衡计划相比超 104t。 从产量构成可以看出， 1厂能够超产主要是由于 措施 产量超产幅度大，104t。 1厂通过加大 油水井的措施实施力度、 注采管理力度，夯实了稳产基础，有效控制住了 综合 递减和 自然递减 速度，使油田整体开发指标得到很大改善， 1然递减 比去年同期减缓 综合 递减 比去年同期减缓 含水上升率和去年同期对比下降 剩余可采储量采油速度 高于 计划 采油速度。 3 2005年 1要开发指标对比表 小计 新井 措施 自然 理论 实际 综合 自然 控制 动用2 0 0 4 . 1 732 43902 0 0 5 . 1 755 43822 0 0 5 . 1 产液年产油综合含水递减二、 1点开发工作实施状况及效果 2005年在油田开发管理工作中认真贯彻局“四三三”开发工作思路，解放思想，转变观念，确立了适应我厂油藏特点的开发思路：以整体认识、整体部署、整体实施，一块一策、分类治理为原则，以 油藏治理方案为指导，以集成配套的工艺技术为支撑，以 油藏目标化 项目 管理 为手段，始终抓住油藏经营管理这条主线，紧紧围绕注水结构调整和自然递减控制两个重点，重新构建新的效益评价系统、新的基础稳产系统、新的注采平衡系统 由单井评价系统向区块整体综合评价系统转变，由依靠新井、堆工作量求上产系统向强化油田注水、精细注采管理基础稳产系统转变、由过去的单点高注水强度所维持的注采平衡系统向多点、多方向、弱强度注水的新的注采平衡系统转变，最终实现以注水结构调整为龙头，带动产液结构、措施结构、产量结构和成本结构的合理调整，使稳 产基础进一步加强，开发指标进一步改善， 油田 整体达到类 开发水平 ，油藏开发经营效益进一步提高。 按照我厂 2005年油田开发工作思路， 1过加强地质基础研究，进一步深化了油藏认识；积极开展滚动勘探评价，寻找资源接替储量；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： （一）地质基础研究 1、加强油藏分层动用监测，提高监测资料应用率 1成监测工作量 296井次， 完成计划的 在总体工作量不足的情况下，注意有针对性地落实对开发认识具有指导意义的重点监测工作量，重点加强两个剖面和剩余油监测工作量。其中吸水剖面计划 131井次，实际完成 126井次，完成计划的 产液剖面计划 16井次，实际完成 11井次，完成计划的 剩余油监测计划 17井次，实际完成 30井次，完成计划的 总体工作量未完成主要是油 、水井 测压完成率较低，计划 217井次，实际完成 107井次，完成率仅 主要原因一是油井测压要求全部用起泵测压，但方案内井作业较少；二是测压时 间长，作业费用高，以及产量紧张等因素也有一定影响。 4 2005年 1测工作量完成情况 1过加强分层动用状况监测，为水井分注、调剖、分层酸化和油井堵水、选层补孔等措施提供了有力依据，资料应用率达到 65，取得了较好效果。特别是在利用剩余油监测资料指导油井挖潜方面， 1实施剩余油监测 30井次，通过应用取得了较好的增油效果。 如：明 434井，是文明寨油田的一口新投井，投产后日产油 含水 一直居高不下，该井电测资料显示射开的 8号、 12号、 15油层。水分析资料显示矿化度 100256毫克 /升，为地层水。综合分析后，认为可能是其它层发生水窜。决定用中子寿命监测技术，找准出水层。测钆 现由于该井固井质量不好，未射开的 17号油水同层的水，管外窜到 5月 25日明 434井实施打塞、补孔措施，实施后日产液 产油 水 生产稳定。 卫 222块一口油井，结合检泵测脉冲中子测井（ ，为了了解该井钻遇的卫 18块沙二下油层的情况，在该井沙二下与沙三下 分两段进行了测试，通过对测试资料分析，所测的卫 18块沙二下 2的解释含水级别低，为三级水淹，对其邻近的卫 18块油井卫 112井的沙二下 2采取了补孔措施，措施实施后效果较好，日产油由原来的 d，含水由 降到 75，目前仍有 2、扎实开展油藏基础研究工作 1点开展了 7研究项目，主要包括卫城油田块间接合部构造储层研究、卫 95块南部滚动扩边研究、文明寨油田构造模型建立及小井距加密调整研究、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、古云集地区沙一 城深层油藏 I、 1过精心组织安排，目前均已取得阶段性成果，为提高油藏开发管理水平打好了技术基础。 2005年重点研究项目进展情况 序 号 项目名称 项目进展情况 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 20 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 150 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。 文明寨 116 87 0 16 14 8 43 48 6 2 3 6 7卫 城 190 157 4 49 27 11 60 57 8 6 11 18 16马 寨 68 52 9 13 8 7 26 20 2 3 3 6 3古 云 7 4 2 1 1 2 1合 计 381 300 67 80 50 27 131 126 16 11 17 30 26单 位 计划完成%油井测压 水井测压 吸水剖面 产液剖面计划( 口 )完成计划完成计划( 口 )完成剩余油其它完成计划完成计划 5 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 8 口，侧钻 2 口，累计产油 7696吨。实施油水井措施 52 井次，累计增油 4055 吨。 6 古云集地区沙一 研究内容： 1、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、 层挖潜对策研究 研究剩余油分布规律，根据储层分类标准对分类储层动用进行评价，编制实施 I、 层综合治理方案。 1、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。 1施油水井工作量 56 井次，年降无效产液量 1 万吨，年降无效注水量 3 万方，年累增油 104t。 （二）滚动勘探 及新区产能建设 1、 滚动勘探 1署了滚动井 5口：明 427、明 429、明 437、明 440和卫 305前全部完钻， 新 增探 明储量 85万吨 。 明 427井 ：该井是部署在文明寨油田北部的一口滚动评价井，目的是钻探该区沙二下 沙三上含油气情况，完钻后电解油层 层，油水同层 层， 2005年 4月投产沙三上 1、 层，日产液 产油 算该区新增含油面积 油地质储量 30 104t。 明 429、明 437井： 明 429、 437井是部署在文明寨油田北部的 2口滚动开发井，目的是钻探该区沙二下 沙三上含油气情况。完钻后明 429井电解油层 层，油水同层 层，水淹层 层， 7月初对该井沙二下 3，井段 层进行试油，试油结果认为是水层； 7月中旬对沙二下 2，井段 层进行测试，压力高自喷， 下泵求产，日产液 17t，日产油 明 437井未钻遇油层，后进行侧钻，侧钻后钻遇油层 层、油水同层 层、含油水层 层。 2005年 7月 29日 日对沙二下 4、 层进行试油，抽吸日产油 15t，日产水 8月 8日下泵投产，日产液 产油 算在明 429、明 437井区新增含油面积 油地质储量 35 104t。 明 440井： 该井是部署在文明寨油田北部明 430东块的一口滚动开发井，目的是钻探明 430东块沙三段含油气情况，完钻后电解油层 层。目前该井正在试油。 卫 305该井是部署在马寨断层上升盘夹缝带的一口滚动评价井，目的是钻探该夹缝带沙三段 含油气情况，结果在沙三下钻遇油层 层，油水同层 层。 2005年 6月压裂投产沙三下 6、 9、 层，日产液 产油 油地质储量 20 104t。 2、新区产能建设 方案设计情况：局配产计划 5口，因效果不理想优化调整为 2口。 6 方案实施情况： 卫 377块是 2005年新建产能区块，该块含油面积 油地质储量 108 104t。 1 377块实施了新区新井 1口（卫 2完钻后构造与设计有一定差距，钻到了老区卫 2块的低部 位，处于油水边界； 2005年 3月压裂投产沙三下 4层，日产液 6t，日产油 水 92%。 （三） 老区调整及技术改造 2005年年初计划：调整井 29口，开窗侧钻井 5口 ,合计 34口井。预计投资 18530万元，实际下达投资 15185万元，投资缺口预计 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。 2005 年新井优化调整前后对比表 1区产能建设实施 26口井，其中调整井 21口，开窗侧钻井 5口。实施后增加控制地质储量 104t，水驱控制储量 83 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 计划 新区井数 (口 ) 调整井井数 (口 ) 开窗侧钻井数 (口 ) 合计 与局计划比较 原计划 5 24 5 34 上 半年实施 1 21 5 27 实施率 % 20 00 调整后计划比较 调整计划 2 19 7 28 上半年实施 1 21 5 27 实施率 % 005 年 1新井实施效果表 类别 井数 设计 实施结果 控制地质储量 新增水驱控制储量 新增水驱动用储量 新增（恢复）可采储量 控制地质储量 新增水驱控制储量 新增水驱动用储量 新增（恢复）可采储量 调整井 21 侧钻井 5 计 26 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 7 2005 年 1老区新井完成情况表 油 田 区 块 方案设计 调整计划 2005 年实施情况 井数 (口 ) 年配产104t 井数(口 ) 配产104t 审批井数(口 ) 完钻井数(口 ) 设计进尺104m 钻遇目的层情况 投产井数(口 ) 累计产油104t 方案年配产完成率（ %） 调整后年配产完成率（ %） 增加可采储量104t 总井数 油井 水井 达到设计井数 未达设计井数 符合率率 % 总井数 油井 水井 明 6 块整体 9 8 1 1 5 15 5 100 14 13 1 22 块整体 7 4 3 1 100 1 1 360块整体 5 2 3 4 100 3 1 2 体小计 21 14 7 0 0 20 0 100 18 15 3 散 8 8 1 9 100 8 8 厂合计 29 22 7 6 2 29 9 100 26 23 3 005年 1区新井投产 26口，投注 1口 ,转注 3口 。初期日产油 224t，平均单井日产油 前 26口新井中油井 22口，水井 4口，日产油 均单井日产 计产油 15941t，平均单井产油 余都达到了产能要求。 是固井质量差，存在管外窜；二是低部位 井水淹级别高。 2005年部署新井有三种类型：复杂断块带挖潜、二三类层挖潜、平面完 善。 2005 年老区新井分类型统计表 复杂带增储典型井（ 在明六块南部，明 23断裂带内，在上半年完钻的明 378类型 油田区块 井数 (口 ) 井号 平均单井初期日产 平均单井目前日产 累计产油 总井 油井 水井 液 油 含水 液 油 含水 (t) (t) (%) (t) (t) (%) (t) 复杂断块挖潜 文明寨 15 15 952 卫城 1 1 15 295 马寨 1 1 328 小计 17 17 2575 二三类层差层 卫东 1 1 1296 小计 1 1 1296 平面完善 文明寨 2 2 85 卫城 2 2 09 卫东 2 2 寨 2 1 1 02 小计 8 5 3 7 9 137 合计 26 23 3 6008 8 井的基础上，发现明 43断块区。为落实断块含油边界，完善明 43井区开发井网，部署明 375井。该井 2005年 6月完钻投产，钻遇沙三下油层 4层 实地质储量 5 104t，增加可采储量 104t。该井投产沙三下 6油层 2层 产初期日产液 产油 水 41%；目前日产日产液 产油 水 累计产油 890t。该井 据周围井生产状况分析，该井沙三下 5砂组与东部200米内的邻井明 43井属于同一个压力系统，沙三下 6砂组与明 43井属于同一个压力系统，两井之间存在断层阻隔，说明明 43断块区还存在内部小断层。该井的完钻，不仅取得很好的产能 效果，而且明确了该次级构造区的断层结构，对于下一步的井位部署，以及开发井网的完善提供更明确的方向。 二、三类层间挖潜典型井（卫 360该井是针对卫 360块二、三类层开发井网不完善而部署的，分析认为该井区卫 360004年 7月转注转注后，受层间 非均质性影响，水驱动用程度不均匀，对应油井（卫 49 49沙三中 6此部署油井卫 360井于 2005年 4月 16日完钻投产，钻遇油层 0层，投产三中 7三下 1， 层，初期日产液 产油 水 34%，目前日产油 含水，累计产油 1296t。该井达到了钻井设计要求，并且取得很好的产能效果，对于其他油藏完善二、三类层开发井网，提高层间动用程度，改善水驱动用状况具有重要的指导意义。 平面完善典型井（ 005年 5月 16日完钻，进一步完善了卫 360块开发井网，增加水驱控制 104t，水驱动用 104t。该井完钻后直接投注，注水层位沙三下 13层 期注水油压 10注水 50前注水油压 24 注水30计注水 2234应油井 00米， 5月下旬显示见效，见效前日产液 产油 水 40%；见效后，日产液 产油 水 34%，目前含水有继续下降的趋势，累计增油 82t。该井的完钻投注，继续完善了卫 360油藏的注采井网，提高水驱油面积，对于挖潜注水主流线侧翼剩余油具有重要现实和长远意义。 （四）注采结构调整 1过加强油藏分类治理，强化注采结构调整，产量结构得到合理转化，开发水平明显提高。主要做法： 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。 1修恢复等平面调整工作量 32口， 其中大修比 去年同期增加 9口，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； 二是立足现有注水井点， 重点加大了酸化增注的措施 力度，积极调整层间注水结构，充分发挥注水井、层潜力，提高有效注水量。与去年同期相比， 酸化增注 层间调整工作量由7井次上升到 19井次，增加 12井次。 水 井措施见效增油 2627t,和去年同期对比增加 2575t。 9 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 32 3 4124 19 9 4144 26 6 20高压10 172 1 0 2 172酸化7 52 19 5 2627 12 3 2575大修 9 800 13 461 4 1 1 0 4183 40 4 4228 9 3 3067 66 2 6596 9 3529补孔 20 1054 9 788 12 266其它 15 1 1527 14 1383 5 03 153 83 14979 181 113 110 20227 40 27 5248调配 304 0 44 4361 353 0 49 5700 49 0 5 1339合计 507 153 127 19340 534 113 159 25927 27 2 65872004 年 1 - 9 月 2005 年 1 - 9 月 差值三厂措施井次见效情况累计增油油田措施内容措施井次见效情况累计增油增加水驱动用增加水驱动用措施井次见效情况累计增油增加水驱动用三是在注水结构调整基础上，加强分注井的测试调配管理。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施调配措施 353井次，增油 5700t,同比调配井次增加 49井次，对应油井见效增油量增加 1339t。 134井次， 和去年同期对比增加 27井次 。油井见效增油25927t,同比增加 6587t。 2、坚持效益最大化的原则，加大产液结构调整力度 1产液结构调整方面围绕控水稳油开展工作，主要做法为： （ 1）减少投入高、风险大的技术项目，增加投入少、见效快的成熟配套工艺技术投入，寻求规模效益，压裂措施比去年同期减少 14井次。 但有效率达到 100%，同比提高 （ 2）发挥工艺技术集成配套实施优势。为了减少层间干扰，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施补孔 42井次，同比工作量减少 12井次 。 （ 3）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。 （ 4）加强动 态监测资料的录取及应用。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。 （ 5）地质、工程、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。 158井次，比去年 减少 21井次，措施结构发生了较大改变：降 10 2005 年油井措施工作量同期对比表 低了压裂、补孔 、下电泵等措施，加大卡堵水等层间调整措施，增油 104t。同比工作量减少 21井次（其中压裂措施由 25口下降到 11口，减少 14口），措施增油减少 104t。 1井措施有效率 为 和去年同期对比上升 整体有效率为 主要是压裂和 大修、酸化等 措施有效率 上升 。 2005 年油井措施无效井原因分析表 通过注采结构调整，改善了油井产液结构，统计全厂含水大于 90%的特高含水油井控水稳油取得显著成效，与去年 同期对 比产液量下降 104t，产油量下降 合含水项目日产液日产油含水日产液日产油含水 日产液 日产油压裂 3 40 7 油气层 ， 压后气大压裂 1 压裂后未破胶 ， 已实施解堵 ， 日增油 3 吨补孔 8 补孔层含水级别高补孔 孔层与原对应水井近 ， 水淹严重 。挤堵水 4 8 层出水挤堵水 抽稀井网解决平面矛盾 ，另一个油井见效增油堵水 层出水堵水 疑打塞未封住或固井不好堵水 水目的抽稀井网 , 二线井 5 - 33 已见效酸化 堵后液量没有明显变化钻塞 7 与分析认为打塞时应受到堵塞有出入找漏 堵层未挤住 ( 卡封已验证 , 再挤堵 )挤堵 95 18 0 100 1 怀疑挤堵层未挤住 ， 并且有新的套破点措施前 措施后 差值原因分析井号油措 2 0 0 4 年 1 - - 9 月 2 0 0 5 年 1 - - 9 月施 总井 有 年增 总井 有 年增 总井 有 年增 占措施田项 数 效率 油 数 效率 油 数 效率 油 总增目 ( 口 ) % ( 1 04t) ( 口 ) % ( 1 04t) ( 口 ) (%) ( 1 04t) (%)压裂 25 1 14 4 2 12 4 9 5 0 10 6 8 7 1 1 9 3 5 5 6 79 58 21 1 下降 油田开发指标得到明显改善，与去年底对比注水量 下降 在降水的同时基本上保持了注采平衡，地层能量和生产压差保持稳定，产油量稳定，同比自然递减变化趋势大幅减缓 ,下降 （五） 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 21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 21个开发管理单元，由地质、工程、采油区的技术骨干组成项目组，每个管理单元由一位项目经理负责，签定承包合同， 负责每个开发管理单元的整体方案编制、年度指标运行和组织落实，确保全厂总体目标的完成。 为了保证油藏经营工作的落实，及时修订编制采油三厂 2005年油藏经营管理考核办法，通过严格“一个考核”、开好“两个例会”、搞好“三个结合”，使油藏经营日常工作处于监控状态。即严格油藏经营考核，对技术干部按油藏目标化管理的 15项指标进行月度检查、季度考核排名公示、年底总兑现的办法进行考核；开好逢八测试例会和逢九油藏经营分析会，及时协调解决油藏开发经营中存在的主要问题，使地质基础资料达到“齐全、准确、可靠”；搞好开发与经营、 工程与地质、整体与局部的三个结合，提升技术管理人员驾驭油藏、调控油藏的能力和水平。 通过加强油藏目标化管理， 1厂 21个油藏开发管理单元完成指标好的单元 10个，覆盖地质储量 3126 104t，储量占 产量占 指标保持稳定的开发单元 4个，覆盖地质储量 1512 104t，储量占 产量占 完成指标变差的开发单元 7个，覆盖地质储量 2623 104t，储量占 产量占 油藏目标化管理单元开发状况表 三、油田开发形势分析 （一）全厂开发形势 1厂开发形势基本上达到了我们的 控水稳油降递减的 预期调整目的，具体表现为 四降一 稳两减缓，即：注水量、产液量、 产油量、 综合含水下降，地层能量 保持 稳定，两个递减减缓。 2005年 1发指标对比 类型单元个数油藏名称 储量 储量占% 产量占%指标变好 10明 六 、 明 1 4 、 明 1 5 、 文 明 其它 、 卫 2 2 、 卫 2 、 卫 4 9 、 卫5 8 、 卫 城 其 它 、 卫 3 3 4 、3126 明 一 东 、 卫 3 6 0 、 古 云 、卫 3 0 51512 明 一 西 、 卫 1 8 、 卫 1 0 、 卫 1 1卫 8 1 、 卫 9 5 、 卫 9 42623 合 日注 同期总井 开井 日产液 日产油 年产油 年产液 含水 总井 开井 水平 年注水 综合 自然月 ( 口 ) ( 口 ) (t) (t) (10 4 t) 新井 措施 自然 (10 4 t) (%) ( 口 ) ( 口 ) (m 3 ) (10 4 m 3 ) (%) (%)200412 586 528 14083 1858 58 270 16097 67 510 13540 1815 36 262 14227 19 543 22 1870 ( 1 0 4 t)油井 井口 同 期 水井 12 地层能量分析： 9月份日注水量 14227去年底相比减少 1870 注水量降低主要是注水结构调整动态调配、作业及事故停注等因素影响，年累注水量 104段注水量同比下降 104段产液量同比下降 104t, 统计 64口测压井资料， 1厂平均地层压力 续测压井 23口，平均地层压力 去年对比上升 计 501口相同井号油井，平均动液面 1321m，与去年 12月对比下降 50m。油田整体地层能量基本保持稳定。 产油量 略有下降 ：日产液量 13540t，与去年 12月对比下降了 543t；综合含水 与去年底对比下降 产油量 1815t,下降 43t， 产液量得到大幅度的下降，产油量略有下降，基本上达到了降水稳油的目的 。 与去年同期相比，全厂自然递减由 降至 减缓