依靠集成配套技术，深挖油田增产潜力

依靠集成配套技术， 深挖油田增产潜力 目 录 第一部分 上半年工作总结 . 1 一、上半年生产经营任务完成情况 . 1 二、主要工作及取得的成绩 . 3 三、存在问题 . 20 第二部分 油田开发形势及潜力分析 . 23 一、低渗砂岩油藏 . 23 二、中渗复杂断块油藏 . 24 三、中渗极复杂断块油藏 . 26 第三部分 下半年工作安排 . 28 一、工作目标 . 28 二、工作思路 . 28 三、下半年工作安排 . 29 、 分类油藏治理 . 29 、 重点工作安排 . 32 、下步保证措施 . 38 1、固本强基，打好基础，实现全厂管理水平再上新台阶 . 38 2、强化五个系统完善四项机制，确保全厂各项工作有序运行 . 39 第四部分、 2007 年油气工程工作预安排 . 41 第五部分、需要分公司协调解决的问题 . 50 1 上半年，我厂认真贯彻油田工作会议精神，全面落实油田“一三四四二”工作思路，坚持以油藏经营管理为核心，以新工艺、新技术为依托，加强分类油藏集成技术应用，为我厂全面完成上半年的生产经营目标起到了重要作用。下面对上半年工作进行总结、下步工作进行安排。 第一部分 上半年工作总结 一、上半年生产经营任务完成情况 1、生产指标完成情况 、原油产量核实油全年计划 63万吨， 上半年年均计划生产原油 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；104t，较计划欠 104t；自然产量 104t，较计划欠 104t。 上半年完成原油统销量 104t，与均衡计划（ 104t）相比超 104t。 、上半年计划气量 2200 104际完成 2071 104产 129104天然气商品率 与 2005年同期 比上升 3个百分点。 、年注水量完成 104计划 104 、自然递减基本保持稳定（ ，综合递减 合含水 比计划下降 表 1 2006年上半年主要开发指标对比表 小计 新井 措施 自然 理论 实际 综合 自然200506 0 6 . 1 - 6 计划 计划 同期 % )采油速度( % )剩余可采储量采油速度年注水(10 4 m 3 )含水上升率( % )时间年产液(10 4 t)年产油( 1 0 4 t) 综合含水( % ) 2 2、机采指标完成情况 截止 6 月底，全厂油井 761 口 ,开井 637 口 ,开井率 其中抽油机井 621 口，占 电泵井 13 口，占 自喷井 3 口，占 详见表 2）。 表 2 抽油机动态 统计表 时间 总 井 数 开 井 数 合 计 自 喷 抽 油 机 井 电 泵 合 计 开 井 率 % 自 喷 抽 油 机 井 电 泵 抽油杆 玻璃钢 小 计 抽油杆 玻璃钢 小 计 200512 742 0 720 8 728 14 612 590 8 598 14 200606 761 3 737 8 748 13 637 613 8 624 13 差值 19 3 17 0 20 5 23 0 26 表 2 可以看出：与去年年底对比，油井总井数增加 19 口，开井数增加 25 口，开井率增加 百分点。普通抽油杆井增加 23 口，电泵井减少 1 口。 表 3 油井主要机采指标对比情况 时 间 开井 数 日产液 t/d 日产油 t/d 含水 % 动液面 m 平均泵挂 m 平均泵径均 冲程 m 平均冲次n/m 平均泵效 % 检泵周期 d 采油单耗t 躺井比例 % 200512 612 316 1754 70 00606 637 387 1756 71 值 25 1 2 表 3 可以看出：与去年年底对比，在开井数增加的情况下机采参数总体上稳定，平均泵挂、泵径、冲程变化不大，冲次下降 /分；综合含水、日产液量下降，日产油量稳定；液面、采油单耗、躺井比例 下降；泵效上升；检泵周期稳定。 3、注水指标完成情况 截止 6 月底，全厂共有注水井 500 口，开井 358 口；其中高压注水井 3 184 口，开井 155 口；常压注水井 177 口，开井 124 口；报废注水井 139口，开井 79 口，其中高压注水井 38 口，常压注水井 41 口。下封分注井221 口，分注率达 单井配注达标率 日注水量 15666 m3/d，分层注水量 9330 m3/d，占总水量的 详见表 4）。 表 4 注水井主要指标对比情况 时间 开井数 (口 ) 日注水平（ m3/d） 分层注水水量（ 104 高压水井 日注水平（ m3/d） 常压水井 日注水平（ m3/d） 分注率 % 水质达标率 % 单井配注达标率 % 200506 341 14861 8316 7789 7072 00606 358 15666 9330 8837 6830 值 17 805 1014 1048 、主要工作及取得的成绩 上半年，我厂进一步强化钻井、采油、注水和作业四个系统的精细管理，大力实施集成配套 技术，加强分类油藏的工艺治理力度，不断提高油田整体开发效果，使 开发形势进一步好转。 、严格管理，不断优化方案设计，进一步提高工程的安全性和效益性。 上半年，我们强化油水井措施管理，牢固 树立 “ 精品措施 ” 意识 ，开展优质方案设计和无效方案设计的评比排序，调动地质、工程技术人员的工作积极性，措施有效率达到 90%以上。主要坚持以下做法： 在工程方案设计的管理方面： 一是认真学习集团公司、油田分公司和我厂制定的相关作业文件、井控文件和技术标准。要求设计编写人员严格按照井控要求和技术标准编写工程设计，使工程设计的编审有“ 章”可循，有“法”可依，进一步提高了工程设计的井控“技术含量”。二是进一步规范了工程设计的编写和审批程序。根据井下作业暂行规定（中油局 4 油技 200557 号），我们对工程设计的编写模版对照文件要求进行了补充完善，增加了井场现状、设计依据和井场示意图等内容，并结合具体措施对其具体井控安全内容进行了规范，使设计更加科学合理。同时，我们又结合井下作业暂行规定（中油局油技 200557 号）中的有关规定对厂2005 年初颁发的油（气）水井工程设计管理规定进行了修改，进一步规范了工程设计的审批程序，使工程设 计的审批程序更加明确，渠道更加畅通。三是加强了工程设计的会审和交底工作。 成立措施方案会审小组，将每一口措施井当作一个系统工程来优化。措施会审中， “ 横向 ” 上突出地质、工程、注水、作业 “ 四大系统 ” 的结合， “ 纵向 ” 上突出制定措施方案、编制设计的技术部门与措施组织实施单位 “ 三个层面 ” 的结合，使措施方案的地质意图能够在设计和施工环节上得到良好的体现。 在现场作业监督的管理方面： 一是强化安全教育，提升安全生产意识。针对现场作业监督人员安全生产意识不到位，工作中存在浮躁情绪等现象，我们在作业系统开展了“为什么要安全，安全 为了谁”的大讨论，并开展了监督人员之间、领导和监督人员之间的谈心活动，通过大讨论和谈心活动，提高了现场作业监督人员的 安全意识， 实现了 由 “ 要我安全 ” 到“ 我要安全 ” 的转变，进而步入 “ 我会安全 ” 的境地。 二是完善监督管理机制，明确岗位职责，强化岗位责任。为了进一步搞好现场作业监督工作，我们首先抓完善机制，配齐配强作业监督队伍，在全厂优选了一批懂作业技术、文化素质较高的作业监督，形成了以作业科为业务主管部门，下辖9 个采油（气）区作业监督组为主体的专职作业监督队伍，明确了现场监督人员的职责和权利。推广施行作业监督记录 、作业特车使用记录作为作业结算依据，不仅提高了监督责任心和监督管理制度的有效落实， 5 而且有效地控制了作业费用的增长，防止了不合格工序的发生。主管部门采用不定期检查及月度定期考核相结合的办法进行督促，责任到人，明确职责，奖优罚劣，通过一系列制度的落实，使我厂的作业监督管理水平有了明显的提高。三是加强作业开工验收制度的落实和重点工序监督，保证作业井的施工质量和安全。重点抓好直接作业环节重点工序的安全和质量监督管理，积极治理事故隐患，狠抓“三违”现象，通过 监督 施工单位 严格执行 理制度 、井控管理规定、 施工 设计和有关技术标准 ，达到施工安全，提高作业质量的目的。严格作业井施工中重点工序的分级监督制度的落实，做到了重点措施、重点工序的现场指导和监督，确保了现场措施的施工安全。对不符合安全和技术等有关要求的，不予签字，坚决不允许施工，直到整改合格后方可验收开工。上半年我厂已实施油水井作业 654口井，工艺一次成功率达到 98%以上，工序返工井与去年同期相比减少了7 井次，减少不必要的作业费用 315 万元。 在“ 后四厂”监督的管理方面： 一是针对 作业处分离后，出现准备三大队修复管杆数量严重不足，抽油杆修复工艺不完善，因管杆收送 等停现象时有发生，场地摆放标准降低，劳务结算核算困难等问题，在 2006 年元月成立了管杆泵管理组，由宏观管理转变为工序细化管理。二是强化工艺和标准的落实，我们通过强化考核使抽油杆修复工艺逐步完善投入使用，使修复工艺得到全面执行；管杆泵修复严格执行标准规定。对出现的问题严格考核，使质量问题不断下降，质量问题由 1 月份的 4 井次下降到平均每月 次，下降 85%。同时，扣除准备三大队因质量问题和工艺问题造成的费用 元，取得显著的效果。三是通过规范油管复杂修复和水井管修复费用结算程序来强化核算降低单根管杆的修 理费用。上半 6 年管杆修复量比去年同期大幅增加的情况下，修理费用减少，主要原因是复杂修复率由 98%下降到 26%左右。 2006 年修复油管 48897 根 46 万米，修理费 422 万元 ,比去年同期增加 12 万米，修复费减少 87 万元。 2006 年高压水射流清洗水井油管增加 9331 根，增加费用 元。 在钻井工程监督的管理方面：一是 选聘具有工程监督资格的人员上岗，目前我厂外聘钻井工程监督 2 人，对我厂钻井项目实施全过程监督。建立健全各专业监督的质量监控点，加大现场的监控力度，监督人员做到“三个及时”即：及时发现问题、及时整改问 题、及时汇报问题，有效地防范了施工过程中各类质量问题的发生，把质量隐患消除在萌芽状态。二是现场监督过程中严格执行工程设计，重点对井控的安全、井身质量的跟踪、钻井液性能的检测、施工过程中地层的卡层位、目的层的认识、套管的质量、固井的全过程、完井试压的把关等工序进行监控，确保了钻井工程顺利实施及钻井质量的不断提高。上半年我厂已实施 43 口井，交井 38 口，井身质量优质率达到 95%，固井质量优质率达到 钻井液质量优质率达到 套管质量、井口质量都达到 100%。 、依靠科技创新，大力实施配套集成技术 ， 为 工艺增储增产 提供技术支撑 。 1、不断完善，充分发挥成熟工艺技术的作用 、优化分注 管柱 ，提高分注效果 一是 针对 分层 注水井管柱可靠性差、失效快的问题，通过加强问题井的现场追踪，开展管柱 受力研究 ，深化管柱蠕动问题的研究，有针对性地开展工具改进和管柱优化研究。 二是针对层间差异极大、井况复杂的现状，细分注水井类型，提出了适合不同类型注水井要求的系列管柱配套模式 。 7 上半年新增分注井 23 口，对应油井 57 口，见效油井 21 口，与措施前相比，平均日增油 32.7 t，累计增油 计降水 加了有效注水量，从可对比井来看，平均单井增加吸水厚度 ，增加吸水层数 。分注有效期延长 32 天。 、 规范风险调剖，提高调剖效果 一是把好政策关，根据分公司风险调剖、调驱管理实施办法，制定了适合我厂的详细实施细则。二是把好资质关，严格审查技术服务单位的资质，引进了胜利油田、石油大学（北京）等资质齐全、技术力量较强的服务单位。三是把好方案关，在审查服务单位编制的总体方案和单井施工设计时，根据不同区块的特点，组织工艺所、采油区和 油藏经营管理项目组的相关人员共同论证技术的可行性，重点审查安全环保、油层保 护等方面的内容。四是把好评价关，对区块 调驱前产量基值和增油效果 严格根据分公司标准组织服务单位、 工艺所、采油区和 项目组人员共同签字认可。五是把好运行关，在施工前甲乙双方共同察看现场，对符合分公司备案条件的服务单位，要求服务单位领取临时用电票、签订安全风险协议书和开工通知单签字认可，具备一切手续和开工条件后才能进入现场施工。六是把好监督关，针对服务单位现场施工能力薄弱和不熟悉油区的现状，技术人员积极协调处理各个环节的衔接，及时了解施工压力、注入量等资料，定期和安全员进行安全检查。 截至 6 月底，已运行调剖风险项目 14 个（水井 55 口），开工 9 个，完工 7 个（ 21 口），增油 920t。 、强化分层技术，提高改造效果 2006 年，我们根据不同类型油藏开发现状和存在的矛盾，制定了分层技术改造原则。 8 在注水结构调整方面： 一是重分、细分实现层间接替动用，目前水井分注以一级两段为主，不能满足调整层间矛盾的需求，下步要优选重点井组实施细分层注，中渗复杂油藏以二级三段为目标，低渗油藏逐步向二级三段过渡，井况损坏区不能分注井通过挤堵、打塞等方式强化差层动用。以多种分层治理手段改善不正常水井的吸水剖面，统计全厂注水井：注水压力小于 5 24 口，注水压力大于 25 42 口。对注水压力小于5井，采取分层堵水、细分注等措施来控制主吸层，启动差层；对注水压力大 25井，采取分层酸化、重炮等措施改善低渗层吸水状况。 上半年实施对应补孔、分注、酸化等措施 44 井次，对应油井见效增油 1760t，有效地动用了层间潜力。其中优选重点井组实施细分层注水，实施 18 井次，对应油井 10 井次见效，日增油 累增油 558t。特别是针对、类层启动困难的问题，开展了分层测试 层酸化 先对注水井进行吸水剖 面测试、测试调配等工作，认准欠注层，针对不同污染因素选用多元复合酸、复合酸深部酸化、综合热解堵等酸液体系，针对性开展分层酸化，加强差层吸水能力，降低层间启动压差，再根据分层酸化情况进行分注或重分，从而有效改善吸水剖面。上半年应用分层集成配套技术酸化 5 口井，平均单井注水压力由 降到 降了 井增注 1486增注 5944段有效期 59d，对应油井见效增油 287t。 如卫 360，2006 年 5 月对 40酸挤不进的三中 1实施 重炮、 分层酸化，对应油井卫 360 360效后，井组日增油 计增油 154t，目前继续有效。 在产液结构调整方面：一是加强剩余油监测、继续强化堵水工作，在 9 加大剩余油监测和综合分析基础上，通过油井挤堵、打塞、重炮等手段，降低无效液量，调整产液结构，实现产层转移。实际实施油井堵水 12 井次，措施后日降液 84t,日增油 累增油 1265t。二是依靠分酸、分压和对应补孔等成熟配套技术，强化层间动用。实施压裂 8 井次，酸化 20井次，对应补孔 30 井次，措施前后日增液 1264t,日增油 371t,年累增油7126t。 、 精细采油管理，提高机采效果 一是统一思想，注重学习。每月召开一次全厂采油工程系统月度例会，搭建交流、沟通的平台，促进管理经验和技术的交流，倡导重技术学习，重生产实践的风气，打造了一支团结向上的学习型技术团队，为采油管理水平的提高，打下了坚实的基础。 二是规范工作，统一标准。为了进一步理顺采油系统的工作，重新修订了采油三厂采油管理规定、采油三厂地面工程方案编写标准、采油三厂常规抽油机生产参数调整标准和采油三厂抽油机选型标准，使全厂采油管理逐步走上了精细、规范、科学发展的道路。 三是工艺配套，减 少躺井。上半年，为减少躺井对产量的影响和减低作业费用，继续完善地下、井筒和地面“三位一体”的控躺管理体系，按照“三大一小”和“优化参数、供采平衡”的原则，技术人员共同讨论，分油田、分区块，充分研究单井特点，做到一井一策，有针对性地采用“五防二配套”控躺集成技术。主要对 2005 年的 63 口频繁井（躺井 254 井次）分别实施防砂、防盐、防腐、防偏磨等配套工艺技术，同比减少 32 口井/95 井次 。躺井总数与去年同期相比减少 73 井次，检泵周期达到 471 天。 四是优化参数，规模提液。通过加强与地质、采油区的结合，开展工况 10 大调 查，对油井采取“日观察、旬分析、月总结”的方法，坚持“三个结合”：一是提液与注水相结合，对提液见效的油井加强对应水井的注水，及时补充地层能量。二是提液与控躺相结合，通过跟踪分析提液效果，对无效井和失效井及时回调参数，避免提液后造成大批躺井。三是提液与配套技术相结合，如深抽、防气、防偏磨、防蜡等配套工艺技术的应用。按照“早、快、准”的原则，做好动态有效提液。 上半年共实施提液措施 191井次 ,有效 152井次，有效率 平均阶段有效期 36天，累计增油 6679t，平均日增油 平均单井增油 35t。 2、不断创新，积极开展新技术集成配套应用 上半年，我们按照加强技术创新、注重集成技术、搞好规模推广的科技工作思路，进行工艺技术的研究、储备和推广应用工作。共开展了三项先导试验，取得了四项技术突破，形成了五套集成技术，促进了科技创新成果向储量、产量的转化，取得了规模效益。 、 开展了三项先导试验。一是针对中渗复杂断块特高含水油藏含油层系单一 ，只能靠大剂量深部调剖稳产的问题，开展了油藏流体流向控制技术先导试验，促使注入水转向，提高注入水波及系数 ,控水增油 ,提高对应油井的产油能力 ,提高储量动用程度，上半年已实施 2 口井，效果待观察。 二是针对隔层薄、常规水力压裂难以实施的问题，在深部砂岩油藏开展了 油井酸化压裂试验 1 口井（ 取得了初步效果 ，为低渗复杂油藏的改造提供了新思路。三是针对水泥返高以上挤堵套漏难度大、作业时间长、有效期短的问题，开展了 118管井膨胀管补贴试验，今年上半年，我们共实施套管补贴 4 口井（卫 313、卫 22 22明175），完井 3 口，由于每一口井补贴前我们均采用了自然伽玛结合磁定位 11 校深的方式，保证了补贴的准确性，成功率达到 100。 四月份，在油气技术管理部领导的帮助下 ，我厂运行了第一口美国膨胀管补贴井卫 22井补贴段套管为 118径。补贴前，我们通过与采油院结合，采用十六臂井径测井和自然伽马测井的办法，确定了补贴长度为 34m，经过多次的通井刮套，达到了亿万奇公司的施工标准，于 5月 3 日顺利补贴成功。这是中原油田第一口 118径套管补贴井，同时补贴长度也是全局首例，为下步套管补贴工作开展积累了经验。 、取得了四项技术突破。 针对油藏经营中存在的关键技术问题，选准突破口，进一步加大技术攻关力度，在四个方面取得了突破性进展。一是针对 4 寸套管打捞难度大的问题，研究 了 4 寸套管内打捞油管技术，上半年，在明 19 井的 4 寸套管内打捞出被防砂剂固死的 60式管60 根。二是针对作业、洗井对油层造成的污染问题，推广应用了自行研制的新型撞击式泄油器、多功能 洗井阀、低伤害入井液（低伤害洗井液、低伤害压井液、 孔保护液）等油层保护技术，减少了污染，降低了产量损失 。 三是针对 套管错断井大修难度大的问题，项目组人员转变观念，克服了一发现复杂情况就不想修、不敢修的心理，研究了打通道技术，上半年，通过错断井打通道成功修复了 3 口复杂大修井（明 63、新卫 60、卫 95四是 针对原有分注工艺无法满足 4 寸套井分注的难题，推广了采油院研制的具有分隔和配水双重功能的 水封隔器，并完善了测试工艺，解决了 4 寸套井分注测试难题。 、形成了五套集成技术。 通过不断地试验、创新和引进、消化、吸收，形成了“五套集成技术”，在实践中配套应用，取得了良好效果。一是针对低渗油藏动用程度低、开发效果差的难题，形成了分层压裂、重复 12 压裂等低渗油气藏压裂改造集成技术，累计增油 1535t，实现了高含水期油田的稳产、上产。二是针对不同类型的油藏逐渐形成了固化、絮凝、近解远调、有机颗粒、微生物等调剖体 系；针对层间矛盾大、剖面改善效果差的问题，形成了分调分注、堵酸结合等注水井调剖集成技术。实施注水井调剖 21 井次，调剖工艺成功率 100%，有效率达到 累计增油 920t。三是针对单井不同的井筒状况， 配套应用适用于常压井、高压井、套变井、4 套管分注的 4 大系列 8 种分注工艺技术。并针对 因污油、结垢等造成难以投捞测试的问题，形成了地面分注、投捞调配一体化等注水井分注集成技术。实施分注工艺 76 井次，成功率达到 100%，对应油井增油 1760t。四是针对不同类型的套损情况，形成了复杂落物打捞、套管整形加固、套管 补贴、开窗侧钻、下 4 寸套管修复、 4 寸套管内修井等大修集成技术。修复成功率达 恢复水驱控制储量 104t。 五是针对常压凝析气藏开发后期存在的地层能量衰竭，井底积液、结盐等问题，应用了降压采气、液氮气举、撬装式气举、油基携液技术、气井抑盐解堵技术、小油管排液和抽汲排液等技术，延长了气藏的低压稳产期，提高了气藏采收率。实施 13 井次，平均单井日产气量由 104104计增气 104施有效率达到 、加强分类油藏工艺治理措施，提高工程技术 对油田开发的贡献率。 上半年，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，在深化油气藏认识的基础上，立足现有资源，积极优化注采结构调整，通过实施分类调整治理，集成应用配套工艺技术，进一步提高了工程技术对油田开发的贡献率。 上半年完成油水井措施 236 井次，其中水井措施完成 121 井次，油井 13 措施完成 115 井次，完成年度部署工作量的 与去年同期对比水井措施减少 4 井次，油井措施增加 44 井次，升到 上升 百分点。 2006 年上半年注水井措施完成情况 2006 年上半年油井措施完成情况 1、低渗砂岩油藏 、治理对策 以卫城沙三下、沙四段油藏、古云集和卫 360 块沙三中、马寨卫 94、卫 305、卫 334 块等 16 个开发单元为主的低渗复杂断块油藏，地质储量3719 104t，占总量的 主要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。 针对储层低渗、局部注采井网遭破坏、差层动用程度相对较低的特点，转注 大修 增注 其它 小计 调剖 分注 封堵 其它 小计年运行安排 33 22 40 95 119 60 15 30 224 3192 0 0 5 年 上 半 年 16 10 13 39 41 30 1 14 86 1252 0 0 6 年 上 半 年 26 11 6 43 24 29 4 21 78 121同期差值 10 1 1 3 7 4完成率 0 15 0 复井网 改善层间动用状况合计时 间年累井次有效井次有效率(%)年累井次有效井次年累井次有效井次年累井次有效井次年累井次有效井次年累井次有效井次2 0 0 6 年 安 排 280 280 100 58 58 21 21 42 42 20 20 129 1292005年 71 54 5 21 6 4 12 5 9 9 19 152006年 115 104 0 24 8 7 12 12 10 8 55 53差 值 44 50 3 2 3 0 7 1 6 38完成率% 4 一是通过 加大调整、转注、恢复、补孔等工作，完善平面注采井网，优化注采系统。二是通过加大大修、补换套为手段的技改工作量力度， 完善局部注采井网，补充地层能量。三是 继续加大以重分、细分、分酸、调剖为主的注水结构调整工作， 提高分层动用程度，达到提高开发水平的目的。 、 工艺技术配套措施完成情况及效果 上半年共实施油水井措施工作量 81 井次，其中实施水井工作量 39 井次，包括转注 13 口，分注 8 口，大修 3 口，调剖 6 口，补孔 4 口，其它 5口。实施油井工作量 42 井次，包括压裂 6 口，补孔 8 口，大修 6 口，卡堵水 6 口，解堵 7 口，其它 9 口。增加注水能力 901m3/d，阶段增加注水量 104加水驱控制储量 106 104t，增加水驱动用储量 04t。对应油井见效增油水平 d，阶段增油 2589t。阶段相比，产油水平上升 58t/d，综合含水下降 百分点，同期相比，百分点，自然递减减缓 百分点。油藏开发效果进一步好转。 2、中渗复杂断块油藏 、 治理对策 以卫城浅层沙 一下 5块共 10个开发单元为主的中渗复杂断块油藏，地质储量 1438 104t，占总量的 主要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，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。 针对特高含水开发期，剩余油分布分散， 调剖效果逐年变差， 油水井事故率高，局部注采井网处于瘫痪状态的 问题，一是通过大修、打塞等手 15 段恢复重点事故区井网。二是通过 调剖、酸化、高压增注 ，扩大注水波及体积，进一步提高储量动用程度。三是在深化分层动用状况认识的基础上，通过挤堵重射、打塞等手段，降低低无效产液量，提高差层动用。 、工艺技术配套措施完成情况及效果 、在构造精细研究基础上，卫 95 块南部扩边增储，效果明显。在卫95 块实施新井 5 口（ 95日增油能力 计增油 2559t，待上钻 2 口井。卫 95于 5 月 4 日转注， 95 月 11 日见效，日 增液 增油 前正在实施 95注，可以完善注采井网，提高水驱采收率。 、加强油藏动态监测，在深化分层动用状况认识的基础上，通过解堵、补孔、压裂，解决了低产油井近井地带污染，通过长关井恢复，增加储量控制程度，复杂中渗油藏实施解堵 3 口、补孔 7 口、压裂 2 口，长关井恢复 3 口，回采 1 口，见效提液 2 口，日增油能力 、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。实施转注 5 口，分注 10 口，调剖 5口，补孔 2 口，大修 3 口，比去年同期工作量增加 5 井次，有 22 口油井见效，日增油能力 ，同时加大了水井措施后的动态调配力度，比去年同期工作量增加 21井次，日增油能力 井措施累计增油 4285吨，比去年同期增加 1515 吨，另外今年初集中调剖 15 口，上半年见效 9口，累计增油 1184t。通过以上措施的实施，使老井递减大幅度减缓：自然递减、综合递减与去年同期相比，分别下降 百分点。 3、中渗极复杂断块油藏 、 治理对策 16 以 文明寨油田明一东、明一西、明六、卫七、明 15、明 14、明 16、明237、卫 77 块 9 个区块 为主的中渗极复杂断 块油藏 ， 地质储量 2658 104t，占总量的 主要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。 针对油藏含油井段长、层间差异大，构造复杂、井网完善难度大、注水见效周期短的特点，一是在深化构造储层认识的基础上，通过调整、转注、事故井开窗侧钻、大修下 4 寸套和补孔调层等措施进一步恢复完善注采井网，增加近 断层剩余油富集区和未水驱控制区潜力动用。二是依靠分注、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，提高分层水驱动用程度。三是强化注采管理，通过及时动态调配和周期注水缓解含水上升矛盾。 、 工艺技术配套措施完成情况及效果 上半年实施产液结构调整 37 口，其中大修 2 口，补孔 16 口，堵水 7口，其他 12 口。有效 31 口，有效率 增油能力 74t，平均单井增油 增油 4462t。注水结构 53 井次，其中转注 8 口，大修 5 口，增注 5 口，分注 11 口，调剖 13 口，其他 11 口。增加有效注水 104应 61 口井见效，日增油 153t，年增油 9230t。 、水驱控制储量、水驱动用储量增加 水驱控制储量增加 104t，水驱动用储量增加 104t。 、含水上升率得到有效控制 2006 年，油藏综合含水同比下降 百分点，油藏含水上升率 17 理论含水上升率 比降低 近几年实际含水上升率一直控制得较好。 、日产油量上升 日产油量从 2005 年 12 月的 590t 上升到 611t，上升 21t。 、针对油田突出矛盾，做好专项治理工作 1、搞好水井专项治理工作， 带动水井基础工作发展。 面对严峻的 形势，结合集团公司水井专项治理政策， 提出了 “ 以专项治理工作带动水井基础工作发展 ” 的指导思想， 工作中做到了 “ 三 新两超 ” 。 “ 三新 ” 即： 一是 思想有新解放，坚持以辩证的思维， 从区块总体开发角度来认识专项治理的重要性，以区块为治理单元，注重区块整体改造。二是工作方法有创新，在治理过程中，成立了水井专项治理项目组，制定了工作流程，确保了工作的顺利开展；各单位紧密协调配合，保证了专项治理的顺利运行。三是技术管理有创新，在技术上，优化单井的油管、工具结构组合，将检管、换封、分注与油层改造相 结合。积极与采油院结合，优化单井施工管柱，共同制定出合理的施工方案，优选入井工具。重点抓好了井筒管理，对结垢较严重的井实施了套管刮削工序，对夹层小于5 米的井，采用磁定位伽玛二次校深，确保了卡点的准确。对结垢等井筒脏的井，采用了单球座后投球的方法，提高了测试成功率。 “ 两超 ” 即 ：一是 超前组织 ， 超前 进行水井措施井号和治理井治理顺序的排序，协调好水井扩散压力、作业队伍的组织 ； 二是 超前进行技术 论证，对措施井优化施工方案，做到工序简化，能结合措施的坚决结合措施上，把好施工设计审核关，保证施工成功率、降低作业成本 。 我厂 共实施各类治理措施 86 井次，增加日注水量 1137 3，累计增加 18 注水量 104 3，新增分注井 23 口，分注率由治理前的 高到目前的 提高了 百分点，对应油井 147 口，目前已经见效52 口，日增油 前为止累增油 1912。 2、加快大修运行步伐，积极进行长停井修理。 2006 年，我厂井况问题依然严重，事故井增多，上半年，需要进行大修修复的事故井就达到了 34 口。我厂在油气技术管理部和采油院长停井项目组的帮助和引导下，积极进行长停井修复工作，在运作过程中，油气技术管理部和 采油院项目组对地质方案进行了深入细致的研究，对工程方案反复推敲，并加强施工过程中的监督，保证了我厂运作的 22 口长停井大修成功率达 100，达到历史最高水平。其中，油气技术管理部和采油院长停井项目组牵头运作的明 63 井套管错断井修复、明 19 井 4 寸套管内打捞修复等这些高难度大修井，也成功得到了修复，这两项技术的突破，在我厂尚属首例。 3、再创优质地面工程项目，为 油田勘探增储服务。 上半年，紧紧围绕着油田油气勘探、增储上产，地面建设配套的主旋律，以工程质量为中心，以质量控制和检查为手段，完成了 25 口新投井、27 口转注井的地面配套，加快了明二污水站建设工程，对文明寨油田明一、明二集油干线、明二联明一联输油管线进行了高架，建设改造了卫气 1、卫 22集气站等项目， 使工程监督工作成绩更加显著。主要做法如下： 在地面工程的设计方面： 对委托设计院设计的施工蓝图，首先经过充分的项目论证，根据现场的实际需要，技术部门制定多套可行性方案组织厂内专家进行论证，优选方案。对优选的施工方案设计部门进行初设。初设方案确定后，我们又组织专业技术人员进行工艺优选，对优选后的初设 19 由设计单位进行施工图设计。这样，施工蓝图在现场的应运有较好的可 操作性，减少了施工变更，控制了计划投资。另外对我厂自行设计的施工图，我们严格按照设计规范进行设计，按“三同时”的要求全面兼顾，基本达到安全、规范、效益的目的。 在工程项目的运行方面： 我们严格按照局基建运行程序组织运行。对有计划的项目，严格按招标程序组织招标，确定施工队伍；对紧急工程，向上级主管部门申请报批，同意后，组织施工。在项目的运行过程中，聘请监理单位进行监理。对部分投资进单位成本的小工程，我们成立项目组，设专人负责，监督工程的运行。这样既保证了工程的施工质量，又保证了工程的高效运行。 在工程的竣工验收 方面： 除监理、项目负责人正常的验收之外，厂成立联合验收小组，分专业、分系统进行验收。对验收的结果进行会签。这样，提高了工程的透明度，为工程的良性运行提供了保障。 4、强化三万吨产能建设，进行 滚动扩边增储 。 成立了以地质、工程、作业等系统组成的方案组，制定了分工和考核细则，经上下反复结合，精心组织论证，紧密与地质院合作，在上级有关部门的指导下，编制了操作性较强的方案。一是在新区进行了扩边储量产能建设工作。上半年在卫 95 块南和明 6 块周边共审批新井 9 口，目前完钻投产 7 口（已转注 1 口，正转注 1 口），待钻 2 口。投产的 7 口井初期井口日产液 51t，日产油 前日产液 产油 口累计产油 3720t，核实累计产油 3502t。二是对未动用储量边钻井、边注水，早期保持能量。通过开展构造、储层和油气分布特征研究，优选动用明 10 块、云 2 块、云 9 块和卫 30 块。 目前审批新井 10 口，其中古云集 20 沙一中 5 口，云 9 块 3 口，卫 30 块 2 口；目前完钻投产 6 口（ 1 口已转注），完钻待投 3 口，正钻 1 口。投产的 6 口井初期井口日产液 前日产液 101t，日产油 口累计产油 1947t，核实 累计产油 1868t。三是进行周边滚动勘探。根据目前研究结果，提出卫 30 井电泵试油 4产水 产水 253分析总矿化度： 251000mg/l，151000mg/l，试油结论为水层；卫 36 井试油 ，准备下泵求产。审批评价井 3 口：其中，在马寨构造卫 324 井区审批 1 口评价井：卫 346；在文明寨构造审批 2 口评价井：明 448、 449。目前明 448、 449 完钻待投，卫 346 正钻。四是实施关停井恢复，提出大修、补孔、堵水等措施恢