总公司调研材料

1 二、近三年油田开发所做的主要工作及效果 （二）深化油藏评价工作，整合技术资源，加大研究力度，新增探明储量及储量动用率明显提高 以探明储量区和未动用储量区为目标进行构造和储层评价，增加可动用储量。 1、油藏评价探明储量 2006 年，主要对明 16 块北进行了油藏评价，通过构造精细研究，在构造有利部位部署了 3 口油藏评价井，结果共钻遇油层 /13层，平均单井钻遇油层 /4 层；投产后初期日产液 44t，计产油 1075t。落实可动用储量 60 104t。 2、未动用储量有效开发 2006 年， 在构造研究和储层评价的基础上，优选未动用储量中的古云沙一中（明 10、云 2 块）、云 9 块、卫 75 块、卫 53 块等 5 个区块进行评价部署，共部署实施新井 12 口，投产后初期日产液 产油 计产油 13850t。共落实可动用储量 251 104t。 （三） 强化滚动勘探开发一体化，立足精细研究，早期注水配套，新区产能建设成效显著 2004， 贯彻 滚动 勘探开发一体化的方针，优选埋藏较浅的有利目标评价部署；坚持区域勘探与滚动开发并重，加快新区产能建设，实现探明储量与可动用储量的同步增长。 2004，共评价了卫 377、明六块东、明 440 井区等 10 个区块，部署探井、滚动井 16 口，探明含油面积 明地质储 2 量 104t，当年产油 104t。 2004探明区块统计 年度 探明区块 层位 含油面积 （ 地质储量（ 104t） 2004 卫 377 块 沙三下 7 明六块东 沙三上 7 2005 明 429 井区 沙二下沙三上 440 井区 沙三上沙三中 计 区产能建设方面， 2004投入 2 个新建产能区块，方案设计新井 11 口，实际部署实施 12 口，投产 11 口，投注 1 口，投产初期日产油 均单井日产油 建产能 104t，当年产油 104t。 2004新区产能建设实施效果统计 年度 区块 地质储量（ 104t） 新钻井（口） 新建产能（ 104t） 当年产油（ 104t） 油井 水井 合计 2004 卫 360 块沙三中 612 6 4 10 005 卫 377 块 108 1 1 2 计 220 7 5 12 四）依托精细构造研究，深化剩余油认识，立足三个结构调整，老油田综合调整治理初见成效。 年初部署安排卫 95 块南、卫城沙三下、明六块扩边区三个区块作为 2006 年整体调整治理单元，卫 95 块随着方案的实施及认识的深化，划为 2006 年新区；卫城沙三下由于投资的压缩，治理方案进行了优化，深层的工作量没有实施，浅层只实施调整井 4 口， 2006 年重点对明六块扩边区进行了治理，取得了较好的效果。 明六块扩边区（ 明 398、明 378 断块区）注采完善调整方案 针对 明六块扩边区 在开发中存在的 注采不完善的 问题首先开展了 3 精细构造研究、剩余油分布规律研究及井况大调查，在基础研究和调查的基础上制定了 以完善注采井网， 以提高储量控制和动用程度为目标，以提高采收率和增加可采储量为目的， 通过 调整、更新、转注为手段，来建立和重组、优化、完善注采井网；相应实施配套油水井措施，来缓解、改善层间矛盾，提高油田开发水平。 方案设计调整井 7口（油井 3口，水井 4口），部署配套工作量 11井次。2006年 实施 32井次。其中 新井 8口（其中转注 1口），老井 油井措施实施17井次，水井措施实施 15井次，全面完成了方案设计工作量。 明 398断块区： 2006年 共实施调整井 3口，转注 2口。形成了 5注 10采注采井网，沙三上形成了较完善的注采井网（ 4注 7采），注采井数比 1：驱控制储量达到 104t，水驱控制程度 水驱动用储量达到 39 104 t，水驱动用程度 受控区 4个井组能量、产量上升。其中明 431井组（对应油井明 434、明 438），明 431井先期注注水五个月后，油井对应补孔，产油由 5.0 明 378断块区： 2006年 实施新钻井 4口（油井 3口，水井 1口）、转注 1口。目前油井 8口、水井 3口， 增加动用地质储量 30 104t，水驱控制储量达到 104 t，水驱控制程度 水驱动用储量达到 104 t， 水驱动用程度 受控区明 61井组（油井明 375）、明新 142井组（油井明 389、 373、377）产量、能量上升， 4口受控未见效井，下步可通过明 70的大修和新钻井完善注采井网。 明 70侧和明 39侧分别对沙二上和 到较高产能 ，为该区增储研究指明了方向，其中明 70侧射孔沙二上 1层 水 明 39侧压裂 层 产油 水 22%。 整体上看： 通过深化构造认识、及时转注， 井网受控率提高， 地层能量和产量得到恢复和保持， 动液面 1562524m，地层压力由 4 可动用储量增加，水驱控制和动用程度、采收率提高 :增加动用地质储量 104t，增加水驱控制储量 11 104t，增加水驱动用储量 8 104t，增加可采储量 104t，采收率 提高 开发指标对比表 三、油田开发形势及趋势分析 （二） 开发形势分析 1、 油藏总体开发形势 2003 年 开发指标对比 近三年保持良好的开发形势：油水井持续增加， 日产 油量 稳中有升 ，综合含水下降，日注水量基本稳定， 自然 递减 、综合递减大幅度下降 。 注采井网状况 2004 年 尽管出现 178 口事故井 （油井 88 口、水井 90 口） ，但油田通过新井投产、大修及长关井恢复 ,同时在构造储层及剩余油研究基础上通过及时转注， 与 2003 年相比 使油田总井数增加 83 口，其中油井增加 35 口、水井增加 48 口，油井总数达到 707，水井总数达到 471口，受控油井增加 75口，油井受控方向增加 146 个，油井受控率由 综合 采油 日注总井 开井 日产液 日产油 含水 速度 总井 开井 水平 综合 自然月 (口) (口) (t) (t) (%) (%) (口) (口) (m 3 ) (%) (%)200312 672 598 23 320 16821 73 613 26 336 16231 80 620 13430 1776 26 351 14910 07 648 13438 2042 71 377 15983 口 水井 递减 5 上升到 上升 百分点，在井况变差情况下，整体注采井网状况 得到一定程度的改善 。 注采井网状况变化表 分层动用状况改善的情况 与 2003 年对比 水井开井增加 48 口，日注水量 保持稳定 ；其中分注井增加 81 口，分注井日注水量增加 1797计 近四年 吸水剖面资料，与 2003 年相比， 不吸水层厚度由 降 到 下降 百分点；吸水强度 5m3/m/升到 上升 百分点；吸水强度 15m3/m/降到 下降 百分点。从以上资料可以看出，弱吸水层注水得到了一定的加强，强吸水层注水得到了一定的控制。 注水井吸水状况变化表 统计 近四年的 产液剖面资料，不产层的层数、厚度在减少；主产水层的产液厚度由 降到 下降 微产层的产液厚度由厚度 厚度 % 厚度 厚度 % 厚度 厚度 %2003 年 134 2223 07 146 2324 130 2022 139 1942 42 8 m)厚度 %吸水强度 5m 3 /m/ /m/15m 3 /m/吸水层 吸水层 6 升到 上升 从以上资料看出，油井一类层得到了一定的控 制，二三类层动用程度得到了有效提高。 油井产液状况变化表 水驱状况的变化情况，储量动用状况及变化趋势 目前水驱控制程度 水驱动用程度 与 2003 年对比，水驱控制和动用储量分别增加 724 104t、 104t， 采油三厂储量控制、动用情况表 从吨油耗水量变化来看与 2003 年对比有所下降，由 2003 t 下降到 2006 年 11 月的 t，下降 t。存水率、水驱指数分别上升 d,水油比下降 下存水状况得到有效改善，表明层间调整取得了一定的效果，注入水的利用效率有所提高。 水驱状况表 层数占 %厚度占 %层数占 %厚度占 %2003 年 14 284 618 10 240 490 6 107 2 8 9 8 176 度占%主产层厚度占%微产层时间测产液剖面井 不产层 产层井数合计层数合计厚度层数占 %储量 ( 10 4 t) 程度 ( % ) 储量 ( 10 4 t) 程度 ( % )200312 2 驱动用采收率 ( % )项目 存水率 ( % ) 水驱指数 ( m 3 /t) 水油比 吨油耗水量 ( m 3 /t)2003 年 12 月 12 月 12 月 11 月 目前的地层能量与开发的匹配情况 近四年油田地层压力相对保持稳定， 地层压力笼统对比，由 2003年的 2006 年 9 月的 同井号对比，由 2003 年的 升到 2006 年 11 月 升 同井号平均动液面由 1261m 上升至 1251m，上升 10m。地层压力、动液面略有上升，主要原因是加大了注水结构调整工作量，尤其是转注 、大修恢复等平面调整工作量。阶段注采比 2003 年 12 月的 比有所上升，累计注采比 地层压力、动液面对比表 含水上升率与产液增长情况 2006 年 11 月油田综合含水为 含水上升率 2003年相比含水下降 百分点，含水上升率下降 吨，其中特高、中高含水单元产液量减少 104t，低含水（ 25%）单元液量增加 104。油田综合含水在低、无效液量降低的同时得到了有效的控制。 注水开发状况表 2003 年 12 月 2004 年 12 月 2005 年 12 月 2006 年 11 月笼统对比 293 1425 1251项目地层压力动液面综合 自然200312 合含水 ( % ) 含水上升率 ( % )递减 ( % ) 8 自然递减 状况分析 影响油田自然递减的因素主要分解为两大类：液量因素、含水因素。与 2003 年 对比，自然递减减缓 百分点，液量因素的影响自然递减增加 百分点、含水因素的影响自然递减下降 百分点。原因是通过产液及注 水 结构调整， 增加了 有效注水量 ， 控制了 油田综合含水 。 2003 自然递减分解对比表 注水开发状况评价 从含水与采出程度关系曲线来看， 1份文卫马古油田由采收率36%转向 40%的趋势，表现含水上升率降低，开发效果变好。 0102030405060708090100综合含水( % )0 10 20 30 40 50采 出 程 度 ( % )采油三厂含水与采出程度关系曲线25% 30% 35% 40% 45% 9 2、 分类型 油藏动态分析 2006 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，强化油水井层间挖潜，重点治理变差区块，编制、优化 方案、合理组织实施，目前已取得初步成果，整体开发指标保持类开发水平。通过治理开发指标明显变好的有卫 95、卫 81 块，明一东、明一西块正趋于好转。 （ 1） 低渗复杂油藏 低渗 复杂 油藏包括卫城油田沙三下、沙四段、马寨油田卫 94、卫305、卫 334 块等 16 个开发单元，地质储量 3719 104t，可采储量 1193 104t，现井网标定采收率 近几年来，通过加强基础地质研 究，加大块间结合部、老区滚动扩边等研究，复杂低渗油藏动用储量逐年增加，由 2003 年的 2969 104719 104t，增加 750 104t，可采储量由 1068 104t 增至 1193 104t，增加 125 104t。油田开发中，通过优化产液结构、优化注水结构、优化措施结构、优化投资结构等“四个结构优化”，特别是，实施“多点多方向注水、降低单井注水强度”的注水思路以来，油田采油速度保持相对稳定，含水上升率、自然递减得到有效控制，且递减趋势趋于下降，油田开发趋势好转。主要表现在： 采油三厂低渗复杂油藏近 年生产指标变化表 10 采油三厂复杂低渗油藏控制、动用情况表 (2003 ) 一是井网完善及水驱控制程度明显提高。在构造落实区及井况损坏区，通过加大转注力度，油井受控率由 升至 提高 采井数比由 1： 高到 1： 网完善程度明显提高。水驱控制、水驱动用程度分别由 2003 年的 高到 分别提高 百分点。 二是采油速度保持相对稳定。在滚动勘探未能获得较大突破的情况下，立足老区措施挖潜， 通过优化井网及调整注采结构，油藏采油速度稳定在 保持了相对稳定，剩余可采储量采油速度维持在 右，储采比保持相对平衡。 三是含水上升、自然递减得到较好控制，稳产趋势好转。含水上升率由 制到 然递减由 制到 主要做法： 一是加强基础研究工作，重点开展卫 360 块沙三中、沙三下构造研究及卫 10 块、卫 11 块间结合部实施滚动增储，合计增加地质储量 750 104t，增加可采储量 125 104t，为老区上产稳产奠定了物质基础。 二是弹性区及井网损坏区及时实施注采 完善，提高水驱控制动用。通过部署水井、老井转注、大修恢复等手段，近三年增加注水井点 97个，增加注水能力 5600m3/d，增加水驱控制储量 104t，增加水驱动用储量 25 104t。 三是对整个油藏进行注水结构调查，摸清注水存在的主要问题。按 11 照“多点多方向注水、降低单井注水强度”的原则，强化注水结构调整，夯实油藏稳产基础。其中平面上在局部更新调整的基础上，尽量立足现有井网，通过转注、大修、恢复、调配等手段，完善局部区域注采井网，年度实施平面调整工作量 161 井次，日降低低无效注水 986 方；层间上主要通过 分酸、分注、细分、调剖、层间调配等手段，改善层间动用状况，扩大注水波及体积，年度实施平面调整工作量 202 井次，降低低无效注水量 1540 方。 四是以效益最大化为原则，调整油井措施结构。在压缩以压裂为主的高投入措施工作量的基础上，通过打塞、补孔、挤堵、卡堵等多种手段调整产液结构，降低无效产液量，强化 层有效动用，确保效益最大化。其中仅压裂一项，同期相比，工作量由 62 井次降为 27 井次，减少 35 井次，较大减缓了成本压力。 （ 2） 中渗复杂油藏： 包括卫城浅层沙一下 5 块共 9 个开发单元，地质储量 1438 104t，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。 油藏井网适应状况评价 统计近三年井网注采关系调查情况看，油藏 10 个单元共有油井 120口，其中未受控油井由 2003 年 15 口下降为 2006 年 12 口，单向受控井由 40 口下降为 36 口；双向或多向受控 油井 53 增加到 66 口；受控不见效 12 口下降为 6 口； 从井网控制状况来看，该类油藏注采井网基本适应，但分区块来看，卫 95 块因事故井较多，且水井的事故，导致分注率下降，分层调控能力下降，水井调剖措施有效率逐年缩短，油井单井液量偏高，无效 12 液量多，大部分水量无效循环，效益低，注采井网适应状况有待进一步提高。 水驱控制储量、水驱动用储量 逐年 增加 中渗复杂油藏 2003驱控制、动用储量变化表 通过历年调整和综合治理， 加大了事故井大修、四寸套、侧钻等手段，不断恢复损失储量， 注采井网逐步得到 恢复和 完善， 同时加大平面及重点井点转注，水驱储量得到进一步提高，以主力区块卫 95 块为例，2004、 2005、 2006 年分别转注 2 口、 1 口、 7 口，共实施了 10 口，以及层间注采结构得到有效调整，水驱控制储量和水驱动用储量逐年增加。 含水与递减控制状况评价 2006 年 11 月份综合含水 与上年末（ 对比，含水 下降 百分点，含水上升率 比近三年含水上升率由 2004年的 降为 2005 年的 2006 年为 藏综合含水得到很好的控制。 2006 年自然递减 比上年（ 减缓 百分点，综合递减 比上年（ 减缓 百分点。自然递减控制状况较好，从近几年自然递减变化看，呈现出逐步减缓的趋势。 产量与可采储量构成状况 对比中渗油藏 2003日产油量由 2003 年的 248 吨下降到2005 年最低的 207 吨，其主要原因是主力区块卫 95 块 2004事故油井急剧增加， 2004 年 23 口，关井油井 5 口， 2005 年 13 口，关井油井 3 口，导致产量降幅较大，进入 2006 年，对卫 95 块实施综合治理，1份实施油水 井大修 6 口，侧钻 2 口，四寸套 5 口，同时加大区块储量 程度 储量 程度200312 1348 18 348 03 419 438 驱动用地质储量年份油藏复杂中渗 13 南部扩边增产，新投 7 口，使中渗油藏日产油量达到 242 吨，有效改善了开发效果。 油藏 2006 年 可采储量 448 104t，标定采收率 比 2004 年 油藏标定可采储量 417 104t，采收率达到 增加可采储量 37万吨，采收率提高 百分点。 从目前水驱特征曲线、含水与采出程度关系曲线上看，当前实际开发趋势在方案设计采收率曲线上运行，可采储量 575 104t，最终采收率达到 中渗油藏含水与采出程度曲线 中渗油藏水驱特征 曲线 中渗复杂断块油藏开发效果综合评价表 总体来看， 目前该类油藏保持了 类开发水平 ，按照递减趋势分一级 二级 三级 指标标准对比综合评价指标标准对比综合评价水驱储量动用程度15 6 1 % 6 0 - 5 1 % 3 6 % 3 6 - 2 8 % 2 V c 1 0 . 3 7 类 3 . 7 6 类自然递减率15 2 3 % 1 4 . 4 5 类 1 0 . 3 4 类评价标准 2005 年 2006 年 类 类项目 权数 14 类属于稳中有升油藏。 （ 3） 中渗极复杂油藏 中渗极复杂油藏共动用含油面积 用石油地质储量 2658 104t，标定采收率 可采储量 971 104t。包括八个开发单元，其中明六块、卫七块构造极复杂，明一东、明一西、明十四、明十五、明 16、明 237 块相对较整 装 。 到 2006 年 11 月 ，共建成油水井总数 389 口，开井 330 口，综合开井率 其中油井开井 202口，日产液 4901t，平均单井日产液 产油 742t，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 储采比 然递减率 综合递减 率 注水井开井 128 口，日注水量 4684平均单井日注 注采比 2003中渗极复杂油藏 开发指标 近三年保持良好的开发形势：油水井持续增加，年产油量保持基本稳定，综合含水下降，日注水量基本稳定，递减平 稳。 2003发效果评价 1、水驱控制储量、水驱动用储量逐年增加 通过历年调整和综合治理，注采井网逐步得到完善， 加大了平面转注，实施了 51 口，以及 层间注采结构得到有效调整，水驱控制储量和水驱动用储量逐年增加。 2006 年水驱控制储量 2171 104t，水驱控制程度达到 达到 类开发标准；水驱动用储量 104t，水驱动用程度 达到 类开发标准。 年 地质 综合 采油 同期 月注总井 开井 年产油 年产液 含水 速度 总井 开井 年注水 综合 自然月 储量 ( 口 ) ( 口 ) (10 4 t) 新井 措施 自然 (10 4 t) (%) (%) ( 口 ) ( 口 ) (10 4 m 3 ) 采比 (%) (%)200312 2436 192 177 39 101 456 200 185 50 115 456 216 195 51 123 658 225 202 64 128 10 4 t)油井 同 期 水井 递减 15 2、老井 递减控制状况评价 整体上看，通过局部注采进行完善、主力油藏开展技术改造及配套提高采收率技术的综合应用等手段，两个递减呈平稳运行态势， 2006年综合递减、自然递减分别为 达到类开发标准 。 3、含水上升率得到有效控制 2006 年， 油藏 含水上升率 理论含水上升率 近几年实际含水上升率一直控制在理论值以下 。 4、可采储量逐年增加，水驱采收率不断提高 到 2006 年，油藏标定可采储量 104t，采收率达到 与 99 年相比，增加可采储量 104t，采收率提高 百分点。 从目前水驱特征曲线、含水与采出程度关系曲线上看，当前实际开发趋势在方案设计采收率曲线上运行，可采储量 1204 104t，最终采收率达到 极复杂中渗油藏水驱特征曲线 16 极复杂中渗油藏开发现状综合评价表 四、 2007 年油田开发工作部署 （ 一 ） 指导思想 继续深入贯彻油田“四三三”开发工作思路，坚持以油藏经营管理为主线，通过深化层间认识、提高层间动用，保持老区开发的持续稳定；继续优化利用投资，以水驱储量的不断提升为目标，实现 “ 调整、完善 、配套、提高 ” ；抓住老区周边可疑区域，由点向面提高地质认识，实现可动用储量的不断增长。 2007 年要进一步效益开发油藏，确保油田持续稳定发展。 （二） 重点工作安排 1、 油藏评价 2007 年的目标是：新增探明储量 150 万吨 ，新增动用储量 100 万吨 。按照“积极配合油藏评价工作，努力提高可动用储量，提供油田持续稳定发展的物质基础”的目标，结合三厂有利的区域位置和近几年的滚动勘探开发成果，尤其 2006 年滚动勘探开发 新成果， 以新探明区和未动用储量区（明 32 块沙二下、明六块沙四、卫 370）等 7 个有利目标区进行构造和 储层评价，计划部署油藏评价 8 口，落实储量落实含油面积 实地质储量 150 104t。 一级 二级 三级水驱储量动用程度15 5 0 % 5 0 - 4 0 % 3 2 % 3 2 - 2 5 % 2 V c 1 3 . 4 3 级 4自然递减率15 2 3 % 1 9 . 8 7 级 12标准对比得分综合评价 级项目 权数评价标准 2006 年指标 17 采油三厂 2007 年油藏评价预测表 1、明 32 块沙二下 位于文明寨油田东北部。明 32 井在沙二下钻遇油层 /7 层，投产初期日产油 ，含水 6%，累计产油 104t；明侧 32 井 于2001 年 4 月投产沙二下，初期日产油 ，含水 60%，累计产油 104t。 2007 年，准备对明 32 块沙二下油藏作进一步评价，部署油藏评价井 1 口，预计落实 含油面积 地质储量 10 104t。 2、明 6 块沙四段 明六块位于文明寨油田的东部，沙四段钻遇井 30 口，历史生产井 5口，初期最高单井日产 20 吨，累积产油 6000 吨。该块明 39 侧于 2006年 7 月完钻，录井在沙四段见 油斑显示 /12 层， 8 月初投产沙四段、 /4 层，日产液 1t，日产油 水 8%；后于 8 月 24 日对沙四段进行补孔压裂改造，初期日产油 ，含水 20%，说明该块沙四段有一定储量基础和产能潜力。 2007 年计划在高部位部署 1 口油藏评价井，预计落实 地质储量 30 104t。 序号 目标区块设计深度(m)目的层位预计落实含油面积（k 计落实储量（1 04t）备注1 明3 2 块沙二下 2000 02 明6 块沙四 2400 53 明5 卫7 7 沙四 2600 0 部署2 口4 卫3 7 0 3500 55 卫3 1 9 3300 06 卫3 0 5 块沙三下 3200 07 卫9 0 2700 0合计 50 18 3、明 5 卫 77 块沙四段 构造上位于东濮凹陷卫城构造与文明寨构造的结合部。卫 77 井 83年 10 月试油沙四段，日产油 15 吨，不含水； 83 年 11 月投产沙四，初期日产油 水很低，目前累积产油 104t。卫 77于91 年 7 月投产，初期日产油 98 年 12 月因低能关井。卫 77直未投产。 卫 75 井投产沙四段，日产油 3t，累产油1430t。明 5 井投产沙三下，日产油 6t，累产油 2340t。 2007 年，准备 在明北块、卫 77 南部各部署一口油藏评价井追踪沙四段油层，同时兼探沙三下、浅层 沙二下的含油情况。预测明 5 卫77 沙四段含油面积 明石油地质储量 40 104t。 4、卫 370 块 卫 370 块位于卫城构造卫东断层下降盘，目前完钻井 4 口：卫 87、卫 370、卫 370 360 370 井于 2001 年 8 月投产，初期日产液 产油 产至 9 月底，由于供液不足间开生产，日产液 产油 2003 年 3 月因低能关井， 2006 年 5 月恢复生产，日产液 产油 2006 年 6 月累计产油 1106t。卫370射开沙三上、 层，压裂投产无液量，一直关井。卫 360 层，初期日产液 产油 2002 年8 月间开生产， 2003 年 4 月以后一直关井至今，累计产油 834t。卫 87井 1987 年 6 月射开 3342m、 层，初期日产油 长期关井， 2002 年间开生产，累计产油 68t， 11 月对该井段重新实施压裂，施工中砂卡，一直未正常生产。 该块主要问题是储层变化大，尽管完钻的 4 口井都钻遇到了油层，但油层厚度变化较大。 2007 年，准备在储层预测研究的基础上，在储层发育 部位部署 1 口油藏评价井，预计落实含油面积 量 30104t。 5、卫 319 块 19 卫 319 块位于马寨断层下降盘，目前完钻井 1 口：卫 319。 1991 年6 月对该井 层干层和可疑层试油，地层测试日产油 裂后抽汲求产，日产油 1992 年 4 层油、干层压裂后抽汲求产，日产油 319 井自投产以来，一直间歇生产，累计产油 374t。 卫 319 块的主要问题是构造破碎，断块小，加之储层埋藏深，物性差，产能较低。因此需要进一步落实构造，弄请小断层的分布规律。 2007年准备部署一口油藏评价井落实构造及产能。预计落实含油面积 0.4 量 20 104t。 6、卫 305 块沙三下 卫 305 块老区生产层位沙三中 6从种种迹象表明，该区深层的沙三下、沙四段很有可能成藏。如卫 305 井沙三下、沙四段共解释油层 3 层，其中 层，试油日产 002 年 9 月完钻的新卫 305沙三下 4 解释油水同层 层，试油日产 5t； 2004 年射开卫 305沙三下、 层（电解水层，电阻率 m），日产油 3t，无水，投产后产油量一直稳定在 采 3 个月，累计产油 10明 该区深层具有较大的滚动勘探潜力。 2007 年，为了对卫 305 块沙三下油藏进行系统评价，准备在构造高部位部署 1 口油藏评价井，预计落实 含油面积 油地质储量 35 104t。 7、 卫 90 块 1997 年上报沙三下探明含油面积 油地质储量 20 104t。 卫 90 井钻遇沙油层 1 层 6m，可疑层 2 层 1986 年 沙三下 101层 裂抽汲获日产油 产水 年 10 月射开沙三下9可疑油层 1 层 行测试，获日产油 产水 90 钻遇油层 1 层 水同层 3 层 1997 年投产沙 20 三下 7 层 11m 油、干层，日产油 1t， 98 年因低能关井，累产油 1385t。 通过进一步构造研究，发现卫 90、卫 90处于北部构造的低部位，向南卫 90 高部位区域没有被控制。南部构造部位高，储层发育，应是油气富集的场所， 2007 年在卫 90 高部位部署一口油藏评价井。落实含油面积 和储量。 2、 新区产能建设 2007 年文卫马油田新区包括 4 个区块 (明 16 块北、明 12 块、卫 53块和卫 75 断块区 )，预计部署新井 16 口，新建产能 104t。 2007 年新区产能建设部署表 明 16 北块 位于文明寨的西北部卫 7 块的西侧，含油层位沙二下 沙三中。方案落实含油面积 质储量 60 104t。 整体部署 7 口井，油井 4口，水井 3 口，利用老井 3 口，新钻井 4 口， 平均井深 2000m， 104m。 单井 配产 8t， 新建原油生产能力 104t，。 明 12 块 位于文明寨构造，含油层位沙三下。方案落实含油面积 质储量 20 104t。 整体部署 3 口井，油井 2 口，水井 1 口，利用老井 1口，新钻井 2 口， 平均井深 2600m， 总进尺 104m。 单井 配产 6t，新建原油生产能力 104t，采油速度 。 卫 75 断块区 面积(量(104t)油井( 口 )水井( 口 )合计( 口 )单井日产能力(t)区块年产能力(104t)采油速度(%)油井( 口 )水井( 口 )合计( 口 )文明寨 明 16 北块 0S 2 下 - 3中4 3 7 8 2 4 1 2 块 0 1 3 6 2 5 0 3 9 7 3 6 53 块 63 S 上 5 7 1 4 76 15 9 24 7 0 6 16 04t)设计井数 产能指标设计合计油田 区块名称新动储量含油层位总体方案设计新钻井 21 位于 卫城油田西北部。 含油层位沙四段。方案落实含油面积 质储量 60 104t。 整体部署 9 口井，油井 6 口，水井 3 口，利用老井3 口，新钻井 6 口， 平均井深 2900m， 总进尺 104m。 单井 配产 7t，新建 原油生产能力 104t，采油速度 。 卫 53 块 位于古云集构造，含油层位沙三上 沙三中。质储量 36 104t。 整体部署 5 口井，油井 3 口，水井 2 口，利用老井 1 口，新钻井 4 口， 平均井深 2850m， 总进尺 104m。 单井 配产 7t， 新建原油生产能力 104t，采油速度 。 2、精细注采结构调整 狠抓油藏经营管理，紧密围绕注采完善、井网优化、差层动用等主题，继续做好“注上水、注够水、注好水”的注水工作，以地质研究、剩余油分布最新成果为前提，以 转注、分注、大修、挤堵、分层改造等成熟配套的工艺为技术支撑，以增加水驱动用储量、保持储采平衡、改善剖面动用及降低低无效循环为目标，实现油藏高效有序开发。 注 水结构调整 注水结构调整工作在 2006 年治理开发的基础上，进一步加强转注、大修、分注工作力度，同时进一步削减调剖工作量。全年预计实施工作量 327 井次，与 2006 年 319 井次规划相比，增加 8 井次，预计增加水驱水驱控制储量 239 104t，增加水驱动用储量 104t。 超低、超高压注水井井数比例得到有效控制，注水结构得到有效调整。 注水结构工作量年度 对比表 年份 合计 转注 大修 增注 调剖 分注 封堵 其它2006 319 33 22 40 119 60 15 302007 327 52 30 48 82 53 45 17差值 8 19 8 8 7 30 2 一是在注采不完善区、井网损坏区，完善注采系统 重点完善滚动增储区明 6 块、卫 95 块南部；难动用区卫 75 块；井网损坏严重区卫 95 块、明一东块等区域；卫 360 块沙三下井网调整；卫 22 块中部差层井网。 安排转注工作量 52 口，预计增加有效注水能力 1300m3/d。 二是重分、细分结合封堵实现层间接替动用 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，2007 年要优选重点井组实施细分、重分层注水。 其中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。 安排重分、细分工作量 53 井次，封堵 45 井次 三是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 252 口， 2007 年要重点治理这些水井，安排工作量 171 井次。 一是对注水压力小于 5井，采取分层堵水、细分注等措施来 控制主吸层，启动差层； 二是对注水压力大 25井，采取分层酸化、重炮等措施改善低 渗层吸水状况。 产液结构调整 在注水结构调整的基础上，通过油井的压裂引效、高含水层的堵水 、电泵转抽 、对应补孔， 大修关停井的效益恢复，提升油井产能。安排工作量 285 井次，与 2006 年 270 口规划相比，增加 15 口，预计增油能力315t/d，年累措施增油 104t。 降低低无效产液量 20 104t。 2007 年产液结构调整工作量 年份 合计 压裂 酸化 补孔 大修 堵水 提液 其它2006 270 21 44 58 20 42 45 402007 285 25 45 56 31 45 40 43差值 15 4 1 1 3 23 一是加强剩余油监测、继续强化油井堵水工作 ，降低低无效产液量 。 在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， 尤其是对高液量的 13 口电泵井，通过堵水转抽，进行重点治理， 减少层间干扰，调整产液结构，实现产层转移。 安排油井堵水措施工作量 45 井次 ，其 中结合堵水措施电泵转抽 5口。 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 通过注水结构调整培养措施、精细剩余油认识寻找措施、提高工艺技术扩展措施。 2007 年预计安排分层压裂改造 25 井次、分层解堵 45 井次、对应补孔完善 56 井次，提高油井产能和差层动用。 三是加强注水完善区见效提液 重点在卫 22 块、卫 360 块、卫 81 块、明六等单元， 2007 年预安排了 40 井次。 3、进一步优化措施结构，提高措施效益 2006 年措施有效率为 2007 年要进一步优化油水井措施结构，提高措施效益 ，提高 单井措施增油能力 。 经过优化油水井措施总井次与 2006年相比减少 60井次 ,但措施产量由 2006年的 104104t，单井措施增油由 159t，增加到 174t，增加 15t/井次 。 一是进一步 提高 投入高、风险大的技术项目 的措施增油能力 ， 提高措施效益率， 压裂 、 大修等投入大的 措施 ， 优化 前 后 工作量基本上持平但单井 措施增产能力 增加 130t/井次 。 2007 年不安排新下 1 口电泵井， 二是 加大卡堵水等层间调整措施 ，强化层间动用，挖掘层间潜力 ，经过进一步优化以后，与去年相比