采油三厂总公司调研材料(转注效果分析）

1 2004照“多点、多方向注水，弱化单井注水强度、降低低无效注水量”的原则， 平面上 通过 转注和油水井大修，努力优化注采井网；纵向上重分、细分实现层间接替动用。 近三年 共转注口 119 井， 增加水驱控制储量 104t,增加水驱动用储 量 104t，增加产能 104t。 文明寨油田 一、转注井概况 2004文明寨油田共转注口 45 井， 104t,增加水驱动用储 量 104t，增加产能 104t。 二、主要做法 ： 1、精细构造研究，完善构造复杂单元注采 文明寨油田构造的极复杂性决定了油田的开发特点：“认识 实践 再认识 再实践”。总结文明寨油田细化构造认识的研究方法，即“把握断裂发育规律，分序级研究断层，反复精细地层对比，大量编绘油藏剖面，多种动静态资料综合研究断裂及其组合关系”，应用研究方法，在油田边部细化了边界及伴生断层的展布，实现了扩边增储，在油田主体理顺了低序级断层组合，有效增加了水驱储量。 构造新落实区： 2004在精细的构造研究基础上，通过转注 口井完善构造复杂区注采井网。增加注采 连通厚度 /334 层，增加水驱动用储量 104t，注采井数比由 2002 年的 1： 高到 1:加受效方向 126 个，年注水见效增油由 2003 年的 104t 上升到目前的 104t，注采系统得到重建和优化，地层压力稳定上升。 如明 6 块 2003 年井网密度 /据井网密度研究 2 成果，要达到最优井网密度 38 井 /可实施加密井 13 口，最优井网采收率应达到 40%。再从油藏经济效益的角度研究，单井经济储量界限评估为：单井控制地质储量 104 t，单井可采储量界限 104 t。根据此研究成果， 2004间优选 7个构造极其复杂区域，按井距在 100之间，油层累计厚度在 30 米以上，单井可采储量大于单井可采储量界限，逐步实施加密调整井 10 口，通过井网加密深化了构造认识，落实了 7 个断块的构造，理顺了 9 个井组 25 口油水井注采对应关系。在此基础上通过转注增加受效方向 10 个，原来有注无采、有采无注的状况得到改善，增加水驱控制储量 21 104 t，增加水驱动用储量 12 104 t，增加可采储量 104 t。 扩边区 通过应用精细三 维地震资料，发现和动用了明 398、明 378块等优质储量。针对该块初期地层压力和产能较高，但地层能量及产能下降快这一状况，一是根据构造极复杂、断块小的特点，注采井网部署上采取一注一采、两注一采或一注二采的方式实施不规则点状注水；二是及时注采配套完善，实施早期（同步）注水，及时补充地层能量。 2004 年以来该类区域转注 9 口井，增加水驱控制储量 104t，水驱动用储量 104t。如明 398 块实施及时注水，区块日产液由 升到 产油由 39.1 t 上升到 增油 d,动液面回升 430 米。通过先期注水补充地层能量实施调整挖潜措施，取得了很好效果。 2、优化井网改变驱油方向，挖潜非主流线性剩余油潜力 文明寨油田受平面矛盾突出影响，平面上受效方向严重不均，主河道见效明显。统计 2003 年底井网受控情况： 172 口油井中，单向受效井 68 口，双向见效井 47 口，多向见效井仅 7 口，受控不见效井 7 口。针对这一状况， 04在剩余油研究基础 3 上，通过 11 口井转注，改变液流方向，增加 水驱控制储量 104t，恢复水驱动用储量 104t，增加见效方向 24 个，累计增油 104t。 3、恢复井网，提高储量控制程度 文明寨油田受构造复杂和长期注水开发的影响，油水井事故损坏严重，事故井损坏速度日益加剧，每年新增事故油水井在10 口以上，严重影响油田的正常开发。 2004新出现事故水井 33 口，减少水驱控制储量 104t，减少水驱动用储量 104t，影响水驱可采储量 104t。受事故井影响，注水井分注率只有 统计 15 口井吸水剖面，减少吸水厚度 ，吸水厚度下降 2004用井密的优势，通过 9 口井转注 优化 恢复完善注采井网，依据剩余油分布状况优选井层、优化射孔，实现差层注水，提高、类差层动用。恢复水驱控制储量 104t，恢复水驱动用储量 104t，对应 7 口井见效，累计增油 104t。 三 、存在问题 1、目前未见效井分析 到目前为止有 7 口井不见效，其中 4 口井是 06 年年底转注井，由于注水时间短，累计注水量少，还没有弥补亏空，未见效。1 口井由于低渗储层井距过大未见效， 1 口井由于构造认识存在问题未见效 。 2、老区效果较差 改变液流方向井，增油能力低，有效期短 四 、下步工作方向 1、继续强化新区的注 采配套，早期注水，补充地层能量 2、加大构造复杂单元研究力度，完善配套，控制递减 4 3、强化低含水单元注采井网，提高储量控制及动用程度 4、继续深化细分注水，加强层间潜力挖潜 卫城油田 2004转注效果分析 一、转注井概况 (1)转注井概况 卫城油田 2004近三年共转注 55 口，增加水驱控制储量 251 104t，水驱动用储量 104t，增加可采储量 104t。55 口转注井新增对应油井 106 口，其中有 31 口转注井见效，对应 43 口油井见效，日增液 ，日增油 ，当年累计增油 104t，三年累计增油 104t。减缓自然递减 二、主要做法 1、精细构造研究，完善构造复杂单元注采关系 (1)为了提高卫城油田注采完善程度，我们加强构造研究，优化注采结构，加大水井转注力度，完善注采井网，重点对卫 360块、卫 81 块、古云集及新区古云集油田沙一中集中区实施了注采完善。 2004 年 共转注 30 口，有效 15 口，增加水驱控制储量 133 104 吨，增加水驱动用储量 104 吨，增加可采储量 104t。对应油井 60 口，见到注水效果 22 口，日增产能 ，累计增油 104t，占累计增油的 其中卫 360 块转注见效最为明显，转注 14 口井有 11 口见效，对应见效油井 17 口，累计增油达到了 104t。 (2)卫城油田卫 360 块典型单元分析 5 卫 360 块自 2001 年投入滚动开发，通过产能建设及续建，共投产新井 48 口，新增产能 520t/d，但由于注采不完善，新井产能下降较快，由 2001 年的 d 下降至 2006 年的 d，针对这种状况及滚动与注水开发同步进行的原则， 2002 年开始投入注水开发， 2004 年 开始加大注采完善力度，三年共转注 14口井，有效井 11 口， 增加水驱控制储量 68 104 吨，增加水驱动用储量 40 104 吨。 对应 26 口油井中 17 口明显见到注水效果，并保持长期稳产，日增油能力 年累计增油 104t，减缓自然递减 均动液面由 2010m 上升至 1875m，达到较好效果。 通过三年的老井转注工作，区块沙三中 1系注采井网已基本完善，并保持良好开发效果；沙三下层系受构造复杂，认识程度低影响，开发形势较差， 2006 年 11 月转注 3 口井，因转注时间短，目前未明显见效，下步转注效果待进一步观察。 三、效果分析 1、分类效果对比分析 (1)转注类型 2004 年 三年共转注 55 口井，其中笼注井 40 口，分注井 15 口。 分注井 15 口，有效井数 9 口，增加水驱控制储量 04 吨，增加水驱动用储量 104 吨。对应油井 42 口，见到注水效果 17 口，日增产能 ，三年累计增油 104 吨。 笼注井 40 口，见效 22 口，增加水驱控制储量 173 104 吨，增加水驱动用储量 104 吨。对应油井 72 口， 见到注水效果26 口，日增产能 ，累计增油 104 吨。 (2) 转注井的区块分布 按含水分级 : 6 在含水 90%的区块转注 4 口，见效 1 口，增加水驱控制储量 20 104 吨，增加水驱动用储量 12 104 吨。对应油井 8 口，见到注水效果 2 口，日增产能 ，累计增油 109 吨。 整体来看，含水低于 75的区块，转注效果较好，见效增油较为明显；而含水大于 90以上油藏，转注效果最差。 按区块采出程度 : 在采出程度 90%的区块转注 7 口，见效 6 口，增加水驱控制储量 33 104 吨，增加水驱动用储量 20 104 吨。对应油井 12 口，见到注水效果 9 口，日增产能 11 吨，累计增油 1526 吨。 按区块采出程度 : 在采出程度 30%的区块转注 7 口，见效 6 口，增加水驱控制储量 33 104 吨，增加水驱动用储量 20 104 吨。对应油井12 口，见到注水效果 9 口，日增产能 11 吨，累计增油 1526 吨。 (3)注水方式 近三年 19 口转注井中分注井 5 口，笼注井有 14 口， 不 需分注井 2 口（ 9595 注单层 1 口（ 因井况问题无法分注 4 口（ 334 313、 30594 隔层小无法分注 2 口（ 305305 注水压力高 1 口（ 94 其他 4 口（ 305305305339）： 305回采， 305报废， 305卫 339 因注水后一直未见效所以未分注。 2、总体效果 (1)增加水驱控制储量及动用储量，稳产基础得到有效加强 近三年出现水井井况事故 17 口，损失水驱控制储量 70 104吨，损失水驱动用储量 46 104 吨，损失可采储量 26 104 吨。通过近三年转注措施实施，增加水驱控制储量 123 104 吨，增加水驱动用储量 78 104 吨，增加可采储量 42 104 吨。增加水驱 控制、水驱动用和可采储量分别为损失水驱控制、水驱动用和可采储量的 175%、 170%、 162%，保证了油田的稳产开发。 (2)增加产能，减缓自然递减 13 通过转注措施共增加油井产能 44 吨 ,累计产油 5980 吨。 新老水井对比：老水井共有 45 口，对应 80 口油井，对应油井日产液 1608 吨，日产油 163 吨，综合含水 平均单井产能 2 吨。 新转注水井共有 19 口，对应 24 口油井，对应油井日产液 573吨，日产油 59 吨，综合含水 平均单井产能 。 通过转注措施有效减缓油田自然递减。 2004 年通过转 注措施有效减缓油田自然递减 2005 年通过转注措施有效减缓油田自然递减 2006 年通过转注措施有效减缓油田自然递减 四、存在问题 1、目前未见效井分析 近三年共计转注 19 口井，见效 16 口，有 3 口未见效。 卫 339 因构造不落实，储层不连通未见效。卫 305储层物性较差，且该井距对应油井 305 500 米而未见效。 95水时间短未见效且物性差未见效。 2、老区效果较差 2004复井网井 3 口（ 9530595见效 2 口，日增 油能力 10 吨，有效期较短（ 150 天）。 3、转注井井况问题 近三年 19 口转注井中分注井 5 口，笼注井有 14 口， 14 口井中不需分注井 2 口（ 95因井况问题不能分注的有4 口（ 334 313、 30594占不能分注井数的 36%。 五、下步工作方向 1、加强构造复杂单元构造研究工作，进一步完善注采井网，提高油