提高有效注水时率 夯实油田稳产基础改后

提高有效注水时率 夯实油田稳产基础 采油三厂地质研究所 2006 年 2 月 目录 一、 注水现状 二、 2005年度水井措施完成情况及效果分析 三、 2005 年度水井措施时效及剖面改善效果分析 四、目前水井管理中存在的问题 五、 2006年注水开发思路及对策 六、 2006年度水井专项治理工作安排 七、下部工作建议 1 提高有效注水时率 夯实油田稳产基础 2005 年，地研所认真贯彻分公司“ 433”的油田开发思路，全面深化油藏经营管理，努力实 现四个转变，按照“以上产抢产为中心转变为以增强稳产基础为中心”的工作思路，在油田开发上切实做到以油井为中心转变为以水井为中心，认真贯彻“点弱面强”的注水开发思路，认真搞好注水结构调整，优化注采关系，加大水井措施工作量，达到了攻水稳油的目的。但水井措施执行力度不够，地质意图没有得到完全贯彻。下面对 2005 年度水井措施执行情况、措施效果及目前注水井存在的主要问题进行分析，并对 2006 年水井工作的安排部署情况进行汇报。 一、 注水现状 截止 2005年 12月，全厂注水井总数 420口，开井 348口，日注水量 104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 二、 2005年度水井措施完成情况及效果分析 1、 2005年度水井措施完成情况及措施效果分析 2005 全年计划实施水井措施 482 井次，实际完成了 269 井次，完成率 完成较好的 是调剖、分注、转注、增注。水井调剖措施完成 120 井次，占总完成井次的 水井分注措施完成 44 井次，占总完成井次的 水井转注措施完成 27 井次，占总完成 2 井次的 水井增注措施完成 26 井次，占总完成井次的 2005 年度水井措施实施前后效果对比，累计日增注 104计年增注 104加水驱控制储量 104 吨，增加水驱动用储量 104 吨。对应油井 619 口见效，见效前后日增油 计增油 104 吨。措施效果 较好的是调剖、转注、分注、增注。调剖年增油 9510 吨，占总累增油的 转注年增油 6641吨，占总累增油的 分注年降无效水量 75561 增油 6535吨，占总累增油的 增注年增油 3688 吨，占总累增油的 采油三厂 2005 年注水结构调整措施工作量完成表 1 措 施 项 目 计划井数 完成井数 完成率 (%) 水井措施 投注、转注 39 27 增注 88 26 注 55 44 调剖 189 120 补孔 47 17 修 30 16 （解卡 6 口、中完 2 口、中完封井 2 口未统计） 堵漏 18 9 50 其 它 16 10 小 计 482 269 油三厂 2005 年 12 月注水结构调整效果统计表 2 措施内 措 措施前 措施后 增注 增加水驱储量 3 容 施井次 配注 (实注 (配注 (实注 (日增 (累增 (控制 (万吨 ) 动用 (万吨 ) 转 注 27 0 0 1200 1091 1091 161877 高压 1 30 0 30 30 30 813 酸化 25 1530 1023 1380 1320 297 93263 大修 16 0 0 910 869 869 98162 分注 44 2330 2319 2730 2564 245 调剖 112 6158 6104 6090 5988 38940 补孔 17 890 799 1020 964 165 64435 其它 19 1090 934 1020 945 11 63396 合计 261 12028 11179 14380 13771 2592 445325 采油三厂 2005 年 12 月注水结构调整效果统计表 3 措施内容 措施井次 对应油井数 见效 情况 见效 井数 见效前 见效后 效果 日产油 (t) 日产水 (t) 含水 (%) 日产油 (t) 日产水 (t) 含水 (%) 日增油 (t) 日降水 (t) 累增油 (t) 转注 27 63 21 6641 高压 1 1 酸化 25 28 18 3688 大修 16 26 3 1030 分注 44 99 28 6535 调剖 112 301 64 9510 补孔 17 45 3 1220 其它 19 56 10 2120 合计 261 619 147 30744 2、 2005年度水井措施 改善吸水剖面效果分析 2005 年度水井措施效果 整体较好，改善了吸水剖面，缓解了层间矛盾，进一步夯实了稳产基础。 在 2005 年实施的水井措施中，有 47 口井进行了措施前后测吸剖对比，总的吸水层数由 219 层上升到了 296 层、吸水厚度由 4 上升到了 ；吸水强度 15强吸水层变化不大，吸水层数由 9 层上升到了 14 层，吸水厚度由 上升到了 ； 15 水强度 5 中吸水层有所加强，吸水层数由 50 层上升到了86 层，吸水厚度由 137 米上升到了 ；吸水厚度 5 弱吸水层得到加强，吸水层数由 160 层上升到了 213 层，吸水厚度由 12 米；不吸水层数由 474 层下降到了 397 层、下降到了 ；吸水启动新层 131 层、厚度 。 （ 1）调剖、调驱措施可对比井 9 口，总的吸水层数、吸水厚度未变， 15 水强度 5 中吸水层，层数由 13 层下降到了 8 层，下降了 5 层、吸水厚度 下降到了 ，下降 ；吸水强度 5 弱吸水层，层数由 37 层上升到了 41 层，上升 4 层、吸水厚度由 上升到了 ，上升 ；启动新层 19 层，厚度 。 （ 2）分注措施对比井 14 口，总的吸水层数由 87 层上升到了 90层，上升 3 层、吸水厚度由 上升到了 ，上升 ； 15 水强度 5 中吸水层，层数由 16 层上升到了 22 层，上升了 6 层、吸水厚度由 上升到了 ，上升了 ；不吸水层，层数由 115 层下降到了 112 层，下降了 3 层、厚度由 ，下降 ；启动新层 20 层，厚度 。 （ 3）、酸化增注 6 口， 15 水强度 5 中吸水层，层数由 9 层上升到了 12 层，上升 3 层、吸水厚度 上升到了 ，增加 ；启动新层 8 层，厚度 。 5 从以上分析可看出，调剖调驱、转注、分注、酸化增注改善层间矛盾的效果较好，且对应油井见效增油也是较多的。 另外，从 2004 年与 2005 年总体吸剖统计分析看，不吸水层数有所下降，由 降到 下降了 百分点；吸水强度 5 吸水层数 由 升到 上升了 百分点；吸水 强度 15强吸水层数 由 降到 降了 百分点。所以， 2005 年总体注水结构调整状况是平稳转好。 三、 2005 年度水井措施时效分析 2005 年水井措施施工时效分析表 4 月份 井数 平均单井方案执行时间（天 /每井） 平均单井出方案到停注时间（天 /每井） 平均单井执行停注到压力落零时间（天 /每井） 平均单井压力落零到作业时间（天 /每井） 平均单井作业时间 （天 /每井） 平均单井作业后恢复正常时间 （天 /每井） 1 29 19 37 28 42 26 7 32 8 19 9 22 10 35 11 49 12 39 年均 377 统计 377 井次措施施工效率，平均单井方案执行周期 ：从出地质方案到该井执行方案的时间平均每井 、从该井停注到压力落零的时间平均每井 、从该井落零到作业的时间平均每 6 井 、措施施工时间平均每井 、措施后恢复正常时间平均每井 。从上可以看出， 2005 年度水井措施施工时效较低。主要原因分析如下： （ 1）、作业队伍紧张，水井施工队伍少。造成水井方案不能及时执行，水井不能及时停注，水井措施方案 执行时间长。 2005 年 6 月和 11 月开展了两次水井措施上产会战，两次会战前水井封隔器失效井数分别是 25 和 18 口井，这均是因水井队伍少没有及时上作业积累下来的。因水井作业队伍少，有些水井不敢及时停住，个别井停住后因作业上不去，被迫恢复注水，如 2005 年四月份停注待作业 3 天后，因作业队伍紧张又通知恢复注水。 （ 2）、资金紧张，分注所需油管和工具经常不到位；另外 因费用紧张，调剖料常常进不来 。如 上分注措施，但因无油管而延期实施措施时间长达 73 天。 在 2005 年 11 月份 上产会战期间， 文明寨油田 有 5 口（ 有计划待调剖井，但因费用紧张，调剖料进不来而被迫延期施工。 （ 3）、地层压力高，水井措施扩散压力时间长，影响作业时效。统计 2005 年作业前放溢流井 40 口，其中马寨采油区较多有 12 口。如 2005 年 2 月 20 日停注待作业酸化，到 5 月 7 日还有 2后放溢流 11上作业，扩散时间达 74 天。又如 5 月 19 日待换封，放溢流 230 7 月 7 日上作业未成，停井后压力仍有 6继续停 注，于 7 月 20 日带压 7.8 2006 年 1 月 20 日通过放溢流 1538 大修。 （ 4）、工农关系复杂，老乡干扰，影响正常施工。如 修后 7 需调剖，老乡阻挠不让进井场，延期时间达 81 天。 （ 5）、大修等复杂工序的措施井运行缓慢。截止 2005 年 12 月底，统计仍有 34 口井停注待作业，平均每井停注时间已达 。 （ 6）、测试投捞难度增大。主要是由于地层反吐油、砂和井筒结垢及少数井下工具质量差等原因造成测试遇阻、工具落井而延长测试恢复正常时间。 2005 年 作业 后测试问题 81井次（测试遇阻 51井次、水咀投不进 4 井次、水咀捞不出 16 井次、工具拔脱 10 井次），为保障测试成功， 2005 年洗井 111 井次、打捞 53 井次。如 结垢投捞不到位而带病注水 16 天、 工具落井因打捞车无钢丝绳而带病注水 44 天。 四、目前水井管理中存在的问题 2005年度， 我们认真贯彻分公司“ 433”的油田开发思路， 在注水工作上，认真搞好注水结构调整，优化注采关系这个重点。按照“点弱面强”的注水开发思路，我们通过完善注采井网，细分注水层段，努力解决注不进水和低效无效注水问题，有效控制了 含水上升，使水驱控制程度提高到 80%左右（ ，水驱动用程度提高到 60%以上（ 。 在注水管理中，为加强分注井管理，我们开展了提高分注有效率活动，建立水井躺井制度，及时发现不正常分注井，开展水井躺井治理活动，提高了分注有效率。 2005 年发现不正常分注井 254 井次：其中管柱漏 33 井次、封隔器失效 65 井次、封隔器卡层上 9 井次、双球座漏 1 井次、测试问题 146 井次（测试遇阻 68 井次、水咀投不进 8 11井次、水咀捞不出 24井次、工具拔脱 43井次）；及时发现作业后不正常井 125 井次：其中管柱漏 14 井次、封 隔器失效 21井次、偏配漏 6 井次、水咀漏 1 井次、封内径小 1井次、双球座漏 1井次、测试问题 81 井次（测试遇阻 51 井次、水咀投不进 4 井次、水咀捞不出16井次、工具拔脱 10井次）。 2005年影响注水开发的不正常因素解决了许多，但因欠帐太多，新的问题不断出现，仍然存在着一些注水问题亟待解决，下面就影响较大的问题重点分析如下： 1、有效注水时率偏低问题 统计 2005 年度的注水开井时率是 其中因措施、维护等工作影响的开井时率是 9%；钻停等计划停注影响的开井时率是 停泵、井口刺、穿孔等非计划停注影响的 开井时率是 2006 年需固定水井作业队 6 支，引进高质量的闸门，及时更换穿孔腐蚀严重的注水管线。 2、地面分注井缺少井口恒流配水器和恒流水咀 全厂共有地面分注井 44 口，因缺井口恒流配水器和恒流水咀，使一些地面分注井不能及时有效分注。目前全厂需要井口恒流配水器和恒流水咀 31 套。 近期需加装或更换井口恒流配水器的水井表 5 9 单位 套数 井号 明一区 5 明二区 7 一区 5 二区 5 三区 5 东区 4 计 31 3、全厂高压增注井效率低 文明寨油田有单体增注泵 16 台，高压增注时效低。统计 2005 全年增注泵利用天数 2284 天，占日历天数 因增注泵本身故障而停注的天数 1486 天，占日历天数 有 8 台泵是一泵带 多井，这种注水方式的不利因素，一是因各单井启动压力差异大，造成增注泵压力波动大，平稳注水不易操作；二是部分泵的理论排量低于地质配注，造成欠注，如明 19 号站一泵带三口井，由于满足不了地质配注只好采用轮流注两口停一口。 卫城油田高、低压混注影响平稳增注的问题。卫城油田存在有高低压混注的增注站 13 座 61 台泵，通过增注泵的常压注水井有 34 口，每天多损耗电量 7270 度，并造成 7 台泵注水不平稳。 10 台数配注量实注量泵数 对应水井 配注量 井数 配注量 损耗电量2# 5 660 640 4136#22 270 17003# 8 430 430 9 370 17006# 4 120 120 2 70 6008# 3 200 200 3 120 6009# 2 290 290 2 100 49011# 6 600 560 2 120 83012# 3 160 16014# 5 430 430 3 140 31019# 3 210 210 1 40 6020# 4 320 310 1 252 60 2 90 16021# 4 230 230 3 170 41022# 4 340 34025# 10 740 740 2 110 410合计 61 4730 4660 7 460 34 1600 7270该站过泵常压井（压力 站号该站增注泵注水队 2005 年度增注泵情况统计表 6该站达不到平稳注水4、注水管网老化，停井停泵频繁，造成注水时率低 文、卫、马三 个油田已进入高含水开发的中后期，多年来对注水系统投入不足，注水管网老化，回水系统瘫痪，地面、井筒结垢严重，测试调配难度大。如作为水井维护手段的洗井工作，因回水系统瘫痪，落实的就不到位，也是造成注水井测试投捞不成的主要原因。现在的注水井洗井仅在注水井出现问题后才洗井， 2005 年度水井洗井完成率仅有 其中按地质要求洗井的仅有 2%、因测试调配、注不进洗井占 地面管线腐蚀、跑冒渗漏现象严重，截止 2005 年12 月底，腐蚀严重的干线有 3830 米、单井管线 21030 米；配水间上下流和井口阀门渗漏的有 195 个；配水间总阀门渗漏的有 35 个。全 11 厂注水井有 275 口是半边井口，占总井的 其中无法取回压的有 87 口，占总井的 2005 年度水井洗井情况统计表 7 采油区 地质要求计划 实施情况 总完成比率 按地质洗井 测试洗 井 注不进洗 井 洗井井次 完成率 明一区 212 7 26 2 明二区 252 39 2 卫一区 70 15 卫二区 177 22 1 卫三区 196 13 5 1 卫四区 8 马寨区 卫东区 88 4 1 合计 1003 20 111 7 地面管网状况统计表 8 单位 腐蚀严重管线 井口装置统计 渗漏阀门统计 干线 单井 总井数 井口完整 井口不全 配水间总阀门 上、下流 井口 长度（ M） 井数 长度（ M） 井数 可录取回压井数 无法取回压井数 个数 个数 个数 明一区 1000 6 1000 82 3 70 12 12 10 40 明二区 2000 20 16510 93 65 60 8 12 36 16 卫一区 30 3 720 39 26 20 12 6 卫二区 400 3 1400 66 6 4 22 10 卫三区 400 4 1400 49 3 34 15 2 16 卫四区 8 2 6 1 10 21 马寨区 卫东区 30 2 28 6 2 4 合计 3830 36 21030 367 97 188 87 35 88 107 5、井况损坏加剧，影响注水结构调整 统计 2005年新增事故水井 23口，由于水井事故造成对应 31口油井因能量下降或含水上升降产 d，全年累积降产 104t，水驱控制储量减少 104t，水驱动用储量减少 49 104t。 12 （ 1）文明寨油田新增事故水井 9口，由于水井事故造成对应 11口油井因能量下降或含水上升降产 d，全年累积降产 04t，水驱控制储量减少 23 104t，水驱动用储量减少 104t。 (2)卫城油田新 增事故水井 10口，由于水井事故造成对应 12口油井因能量下降或含水上升降产 d，全年累积降产 104t，水驱控制储量减少 104t，水驱动用储量减少 104t。 (3)马寨油田 新增事故水井 4口，由于水井事故造成对应 8口油井因能量下降或含水上升降产 d，全年累积降产 104t，水驱控制储量减少 18 104t，水驱动用储量减少 12 104t。 6、长期未检管、未换封井较多，隐患大，严重威胁区块的稳产基础。 三年以上未检管 52口、两年以上未换封井 28 口；三 年以上未换管井 180口，其中分注井 74 口、笼注井 106 口。 7、封隔器有效期短，测试难度大，分注井作业频繁、作业周期长，严重影响分层注水效果。 2005年发现不正常分注井 254 井次，主要原因： （ 1）、油管漏失井次 25 井次，其中油管本体漏失 19 井次、丝扣漏失 6 井次，原因分析：油管使用年限过长（平均 1285 天，约 老化所致。 (2）、封隔器出现问题 74 井次，其中封隔器失效 65 井次、封隔器卡在层上 9 井次，原因分析：一是封隔器本身质量问题、二是井筒脏，封隔器反洗活塞关闭不严、三是管柱结构问题，没有合理锚 定、四是校深不准。 13 （ 3） 、测试问题 146 井次，原因分析：长期未检管、未换封井，井筒脏（死油多、井筒结垢）。其中测试迂阻 68 井次、工具落井 43井次。 (4)、水泥塞下沉 1 口， 注井作业后不正常井 125 井次，主要原因： (1)、管柱问题 14井次：油管本体漏 12 井次、 管柱丝扣漏 2 井次，原因分析：油管使用年限过长，老化所致。 (2)、工具问题 30 井次：其中封隔器不座封 21 井次 ,原因分析 :一是套管腐蚀结垢不光滑（ 、二是封隔器质量问题 ( 2 下接 头漏，未上紧 )、三是注水井压差过大（ ；偏心配水器漏 6井次，原因分析：工具质量问题；水咀漏 1井次；封隔器内径小 1井次（ 49双球座漏 1 井次。 (3)、测试问题 81井次：其中测试遇阻 51井次、水咀捞不出 16井次、工具落井 10 井次、水咀投不进 4 井次。原因分析：一是死油影响 39 井次、二是井筒结垢影响 26 井次、三是砂和调剖剂影响 9井次。 目前不正常水井 34口：封隔器失效 8口、测试遇阻 16 口、工具拔段 5 口、水咀捞不到 1 口、压力不对扣 3 口、其它 1口。 14 目前分注井中带病注水井统计表 9 8、水井井筒管柱结垢趋势加剧 通过今年的作业施工发现，长期未检管、未换封井较多，因结垢造成地层污染严重，注水压力上升，近几年马寨油田注水压力由 149结垢污染有很大的关系。马寨 1份 13 口水井管柱因结垢更换油管 104米。 5 口分注井因作业解封困难进行大修，其中一级两段 2 口井（ 9594两级三段 2 口（ 9505三级四段 1 口（ 内容 水咀捞不到 测试 遇阻 封隔器失效 工具拔断 压力不对扣 作业返工 问题井 井号 227、 作业 12 口： 95305 305110、 1 1 221122作业 1122漏 2 口： 416 待作业 1口： 10131 110 小计 1 16 8 5 3 1 15 2005 年 1份因结垢更换油管统计数据表 10 从以上曲线可以看出，整个马寨油田注水压力呈现逐年上升的趋马寨油田注水曲线9 4 1 2 1 3 1 4 1 3 1 4 1 3 1 3 1 5 1 5 1 7 1 7 1 6 1 7 1 8 1 8 1 9 1 9 1206814961666175616802549261328492672297326842582267631743278299232222489y = 98912 199012 199101 199112 199212 199312 199412 199512 199612 199712 199812 199912 200012 200112 200212 200312 200412 20051001000200030004000日注水平油压1 9 5 - 3 7 换封 2 0 0 3 - 7 - 1 8 2 0 0 5 - 3 - 1 4 596 73 检测平 * 1 5 0 米 ( 油管爆不结算 ) + 7 3检测加大管 * 2 0 0 米 + N 8 0 新平管 * 1 5 0 米结垢严重2 3 0 5 - 1 5 换封 2 0 0 3 - 9 - 1 4 2 0 0 5 - 3 - 1 5 542 73 新加大 * 2 6 0 0 米 , 7 3 新平管 * 2 0 0 米 结垢严重3 9 5 - 1 5 9 分注 2 0 0 4 - 9 - 9 2 0 0 5 - 3 - 1 9 186 73 检测加大 * 1 6 0 0 米 , 6 0 新平管 * 3 0 0 米 结垢严重4 N 9 5 - 1 3 3 细分注 2 0 0 4 - 6 - 1 4 2 0 0 5 - 3 - 1 9 270 73 检测加大 * 2 5 0 米 结垢严重5 9 5 - 8 8 大修 2 0 0 3 - 1 0 - 2 2 2 0 0 5 - 3 - 1 5 508 73 二级加大 * 1 9 0 0 米 结垢严重6 9 5 - 2 3 换封 2 0 0 4 - 3 - 2 3 2 0 0 5 - 3 - 2 9 368 73 新加大 * 2 0 0 米 + 检测平管 * 1 3 0 米 + 检测加大 * 1 7 0 0 米结垢严重7 9 5 - 4 1 换封 2 0 0 4 - 4 - 1 2 0 0 5 - 4 - 1 3 374 检测加大管 * 1 7 8 0 米 + 7 3 平新 * 6 6 . 5 米 结垢严重8 3 0 5 - 2 1 细分注 2 0 0 3 - 1 0 - 2 0 2 0 0 5 - 6 - 2 4 605 检测加大管 2480 米 , 检测平管 440 米 结垢严重9 3 0 5 - 8 打电桥分注 2 0 0 4 . 1 0 . 2 7 2 0 0 5 . 1 0 . 1 1 360检测加大管 800 米 , 检测平管 2000 米，反扣油管 2800 米、反扣钻杆 300 米结垢严重10 C 9 5 - 9 2 电桥卡封挤堵 2 0 0 4 . 9 . 1 1 2 0 0 5 . 9 . 2 9 360 管 2000 米、反扣油管 2100 米 结垢严重11 W 6 2 打塞酸化 2 0 0 4 . 6 . 2 7 2 0 0 5 . 8 . 8 400 检测加大管 1800 米 , 检测平管 200 米， 结垢严重12 9 5 - 1 5 3 换封 2 0 0 5 . 1 . 7 2 0 0 5 . 1 0 . 2 0 280 检测加大管 70 米 , 检测平管 300 米，工具结垢严重13 9 5 - 9 加深冲洗 2 0 0 5 . 4 . 1 7 2 0 0 5 . 1 0 . 2 3 180 严重结垢26510 米序号井号上次作业完工时间本次作业完工时间两次作业间隔时间（天）本次作业换管情况本次作业起出油管结垢情况描述措施内容 16 势，目前平均注水压力已高达 9、一体化分注管柱的分层测试技术还未完全掌握 为解决测试投捞难度大和四寸套注水井分注等问题，我们引进采用了调剖一体化分注管柱（实施 4 井次）、偏配可调式分注配水工艺（实施 3 井次）、 下双层分流分注技术（实施 9 井次）、小直径封隔器分注技术（实施 5 井次）。目前测试存在的问题：调剖一体化分注管柱 投捞工具遇阻，水咀捞不着；偏 配可调式分注配水工艺测试工艺不过关，测不出水量； 下双层分流分注技术 测试工艺还没有完全掌握；小直径封隔器分注技术 现在我厂掌握的技术水平是可以将母体打捞上来，更换偏空大小既调节偏空直径，但无法对分层水量进行测试，不能将水量分到层上。 2005年注水井分注新工艺统计表 11 新工艺 井次 井号 调剖一体化分注管柱 4 偏配可调式分注配水工艺 3 9 95寸套一体化分注管柱 5 计 21 10、注水井段长、层间差异较大， 层 水驱动用程度低 统计近几年以来 的 吸水剖面，不吸水或微吸水的层数占总射开层数的 厚度为总射开厚度的 吸水层厚度占射开厚度 其中：相对吸水量大于 30%强吸水层，层数占 厚度占 吸水量占 统计近几年以来 的 剩余油监测资料（中子寿命、 示： I 17 类层中含水大于 二级 的水淹层占本类层数的 78%、 层中含水大于二级 的水淹层占本类总层数的 层中含水大于 二级 的水淹层占本类总层数的 18%。 从储量分层动用状况资料看， I 类层中 强水淹储量 占本类 储量 层中 强 水淹 储量 占本类 储量 的 层中 强 水淹 储量 占本类 储量 的 上述 资料表明： I 类层动用相对较充分、水淹程度较高， 间矛盾比较突出，影响 着油田的总体 注水结构调整 。 12、局部井网不完善，水驱控制程度低，注采调整完善难度大 低渗油藏： （ 1）、块间结合部及老区局部构造复杂，认识程度低，注采调整完善难度大，主要表现在卫 49 块与卫 360 块、卫 360 块与云 3 块、卫 22 与卫 11 块、卫 11 与卫 10 结合部以及明 9 块、卫 2、卫 81 块南部等区。 （ 2）、局部井网不完善，水驱控制程度低，重点表现在构造边角及井况损坏区（如卫 49 块边部卫 49 81 块南部、北部及卫 218事故关井区）； （ 3）、以卫 22、卫 94块为主的油藏，由于单层突井严重，油井见效 见水快；以卫 81、 10 块为主的油藏由于物性差、层间差异大，水井注水压力高分层调控难度大、作业周期长，含水上升难以有效控 18 制； （ 4）、卫 2块油环油藏由于前期采气注水强度大，气窜水窜严重，剩余油分布不清，下步挖潜难度大； （ 6）、以卫 360 块三下及卫 334 块为主构造复杂，注水见效不明显； （ 7）、由于储层低渗，注水压力高，分注井封隔器有效期短，作业频繁，严重影响有效注水时间和分层注水效果。 复杂断块油藏： （ 1）、近二年扩边区构造复杂，认识程度低，注采完善难度大，主要表现在明六块东部明 398、南部明 378 井区、 卫七块东部明 39 井区。 （ 2）、井况问题仍然困扰油田的正常开发，统计 2005 年新出现事故井 18 口，事故井的类型由套损向套破、套破加落物发展，一出现事故就造成油水井停井，影响油田的正常开发。 （ 3）、多轮次的调剖造成调剖效果越来越差，层间矛盾难以控制，主要表现在明一东及明一西块，特点是区块含水上升，自然递减加大。 （ 4）、由于构造极复杂，部分井单井单块，天然能量开采，注采无法完善，主要表现在卫七及明六块局部。 五、 2006年注水开发思路及对策 开发思路：继续 贯彻分公司“ 433”的油田开发思路，全面 深化油藏经营管理 ，以水井工作为中心，分类治理，夯实油田稳产基础， 19 提高油田开发效益。 1、低渗油藏治理对策 针对储层低渗透、重点区块局部注采井网遭破坏、差层动用程度相对较低的特点， 2006 年主要通过更新、调整和大修、转注，进一步优化完善注采井网；在水井上继续通过局部细分开发层系，层系内通过高压分注、高压增注、分层酸化、降压增注、分酸分调等成熟配套技术应用，积极调整层间注水结构，增加吸水厚度，夯实稳产基础，有效控制自然递减。 主要对策： （ 1）、加强地质基础研究，重点搞好块间结合部及明 9 块、卫360 块三下、 334 块的研究，力争做到扩边增储及调整高效。 （ 2）、对重点水井通过更新、侧钻及老井转注等恢复以卫 11块、卫 305 块为主的井况损坏区注采井网、完善以卫 2 南部三下 249块 卫 360 块边部注采井网。 （ 3）、以卫 81块为主的油藏实施分层系开发，进一步调整优化注采井网，实施以主要裂缝方向上的油井转注、主力层系堵水，水井回采差层、分层调剖等措施，转换注采井别、转换注采方向、转换注采强度，提高油藏主力层系波及体积和驱油效率。 （ 4）、卫 22块继续通过分酸分注、重分及在重分、细分的基础上加强动态调配夯实稳产基础，确 保油藏继续保持一类开发效果。 （ 5）、卫 360 块在 2005 年井网基本完善的基础上，针对三下、三 20 中 3前卫 360 块应以降压增注保证注水时率及时补充地层能量为主，以提高分层动用为辅。 （ 6）、加强动态调配，控制含水上升，以卫 2 块为主的油藏继续按照“多点多方向注水、降低单井注水强度”的原则，增加注水井点，合理调整注水强度，增强稳产基础，保持开发形势继续好转的势头。 常压低渗油藏工作量安排及指标 工作量安排： 水井安排 141 口，比 2005 年增 加 31口，在继续加大调剖、分注的基础上，主要是增加以转注、大修、增注为主的水井工作； 2006年低渗油藏水井工作量安排大表 12 2、复杂断块油藏治理对策 2006 年思路：在注采完善区，依靠多级多段分注、重分、和分层增注、分层调剖、堵水等手段强化层间动用；构造复杂、注采不完油藏类型 时间 合计 转注 大修 酸化 增注 补孔 调剖 分注 其它2 0 0 5 年 实 际 90 13 6 10 1 4 44 8 42 0 0 6 年 安 排11611 11 13 48 22 112 0 0 5 年 实 际 57 2 3 3 33 9 72 0 0 6 年 安 排 72 5 4 6 38 11 82 0 0 5 年 实 际 114 14 8 12 1 10 35 27 72 0 0 6 年 安 排14116 12 21 3 44 32132005年261 27 16 25 2 17 112 44 182 0 0 6 年 安 排 329 32 27 40 3 0 130 65 32采油三厂中渗极复杂中渗复杂常压低渗 21 善区在构造研究基础上通过侧钻、转注、大修进行平面井网优化完善，最终实现油田提高采收率的目的。 治理对策： （ 1）、加强构造研究，在此基础上通过打调整井、侧钻、转注完善明 378、 398、 区注采井网 （ 2）、通过侧钻、大修下 4寸套恢 复事故井区注采井网。 （ 3）、针对油藏含油井段长、井网较密的优势，局部井区细分开发层系，层系内通过多级多段分注、分层增注、分层调剖等成熟配套技术应用，减缓层间矛盾，增加吸水厚度，夯实稳产基础，有效控制自然递减。 （ 4）、靠及时动态调配和周期注水缓解含水上升的矛盾。 （ 5）、单井单块井实施单井吞吐试验。 工作量部署： 注水结构调整 188口，以转注、大修、分注、增注、调剖、调驱为主。 2006年中渗极复杂油藏水井工作量安排大表 12 油藏类型 时间 合计 转注 大修酸化增注 补孔 调剖 分注 其它2 0 0 5 年 实 际 90 13 6 10 1 4 44 8 42 0 0 6 年 安 排 116 11 11 13 48 22 112 0 0 5 年 实 际 57 2 3 3 33 9 72 0 0 6 年 安 排 72 5 4 6 38 11 82 0 0 5 年 实 际 114 14 8 12 1 10 35 27 72 0 0 6 年 安 排 141 16 12 21 3 44 32 132005年 261 27 16 25 2 17 112 44 182 0 0 6 年 安 排 329 32 27 40 3 0 130 65 32采油三厂中渗极复杂中渗复杂常压低渗 22 六、 2006年度水井专项治理工作安排 1、治理思路 以经济效益为中心，以油藏 描述、剩余油研究为基础，以提高水驱动用储量为目标，以配套集成工艺技术为支撑，对油水井进行分类治理，主要通过加强水井的检管、换封，确保注水井有效注水时率，提高分注率。在检管、换封时，通过配套实施水井的分调、分酸、细分、重分、调剖、刮套等工作，改善注采剖面，提高分层动用，提高注水井专项治理效果，确保油藏长期高效开发。 2、具体工作部署 本次水井专项治理方案，分两批实施，全厂共安排工作量 86 井次，其中换封 42 井次、检管 42 井次、大修 2 井次。 （ 1） 、 文明寨油田共安排工作量 34 井次，其中换封、分注 14 井次、检管 19 井次、大修 1 井次。第一批 工作量集中在明六块，安排14口井、 第二批 工作量以明一块为主，安排 20 口井 文明寨油田明六块注水井专项治理第一批工作量 措施内容 井次 井号大修 1 M 5 0换封 3 M 1 1 4 . 1 2 5 . 2 1 3 0 M 2 3 . 5 1 . 5 2 . 5 3 . 3 5 5 . 6 8 . 3 5 2 . 5 4 . 9 6 . 2 0 5合计 14 23 文明寨油田注水井专项治理第二批工作量 分注 1 W 3换封 10M 3 7 1 3 5 3 2 5 3 2 1 7 - 4 6 2 2 1 - 4 3检管 9M 1 9 2 0 0 5 2 0 1 9 1 5合计 20（ 2） 、 卫城油田共安排工作量 42 井次，其中换封 22 井次、检管18 井次、大修 2 井次。第一批 工作量集中在卫 22块，安排 12口井、第二批 工作量以卫 81 块为主，安排 30口井 卫城油田注水井专项治理第一批工作量 措施内容 井次 井 号检管 5 新卫1 1 7 . 1 3 5 . 1 8 - 3 . 2 2 - 6 - 2 5换封 5 卫1 0 1 . 2 0 2 . 2 2 - 3 7 - 3 8 -