《开发总结》word版.doc

2011年潍北公司开发工作总结及2012年开发工作部署2011年11月目录2011年潍北公司开发工作总结 及2012年开发工作部署1一、基本概况2二、2011年1-10月开发指标完成情况3三、2011年勘探开发工作总结3（一）2011年滚动勘探工作3（二）2011年开发管理主要工作5四、下步工作安排及全年指标预测9（一）下步工作量安排9（二）全年指标预测9五、2012年勘探开发工作安排10（一）、以滚动勘探为着力点，加大新、老区建设力度10（二）、以小断块注水开发三年规划为载体，提高注采管理水平11一、基本概况潍北公司所辖油区主要包括昌3、昌79、昌811等17个断块，目前探明含油面积15.17平方公里，探明地质储量1346.9万吨，动用程度100%，可采储量231.4万吨，采收率17.2%，累计生产原油100.7万吨，剩余可采储量130.7万吨。潍北公司目前开油井93口，油井利用率95.8 %，日产液水平486.7方，单井日产液5.1方，日产油水平2.1吨，单井日产油 2.1吨，综合含水58.9%。年产油7.4万吨，采油速度0.5%，剩余可采储量采油速度5.7%，采出程度7.48%，可采储量采出程度43.5%。所辖油区有联合站1座，注水站12座，开水井35口，水井利用率85.3 %，日注水平590 方，单井日注17方，月注采比0.99 ，累计注水量112.8 万方，累计注采比0.44 。二、2011年1-10月开发指标完成情况潍北公司2011年原油生产任务7.15万吨，平均日油水平196吨。1-10月原油产量 6.31万吨,平均日油水平207.7 吨，剩余水平137.7 吨，核实完成6.22万吨。1-10月份产量构成如下： 老井自然产量完成5.72万吨，超规划 0.74万吨；老井措施产量完成2606.2吨，欠规划2727.1吨；新井产量完成3329.8吨，欠规划1086.86 吨。产液量：1-10月完成15.66万方，平均日液515.2 方；油田注水：1-10月完成16.65万方，平均日注547.8方；含水及含水上升率：10月年均含水59.7 %，含水上升率为-0.22；递减率：10月折算年自然递减7.88，同期对比低6.88。三、2011年勘探开发工作总结（一）2011年滚动勘探工作2011年在集团公司的正确领导下，针对潍北断块勘探开发难度不断加大，依据“横向到边、纵向到底、逐层梳理、立体勘探”的滚动勘探思路，按照“上层系井兼顾下层系、下层系井考虑上层系”的具体做法，取得了“一个突破，一个推动”的好效果。1、孔三段火成岩油藏勘探取得重大突破孔三段火成岩作为潍北油田三套含油层系之一，早在1986-1988年在昌39、昌36井已获低产工业油流，但由于成藏地质条件不清晰、储层物性差异大、测井解释难度大、钻井中易受污染、出油井产能低等原因，孔三段的勘探几乎陷于停顿。2011年，由于孔一、孔二段井网密度越来越高，勘探难度进一步增加，孔三段火成岩勘探再次被提上日程。地质研究中心地质人员以潍北连片和潍北连片叠前偏移两套三维地震资料为基础，逐步加强孔三段沉积体系与成藏规律的研究，强化基础地质研究、区带油藏评价两项工作，部署昌36-斜1，采取钻至火成岩前下油套固井、再下小钻杆利用泡沫泥浆钻开火成岩顶下筛管完井技术获得成功。在孔三段钻遇40米油层，投产初期日油9吨，不含水，实现了勘探上的突破。2、推动了老区滚动挖潜，注入新活力 近年来，在上级相关部门的指导下，精细落实潍北小断块油藏含油层段的断层展布和微构造特征，开展小断块油藏挖潜工作，让小断块重焕青春。例如在设计昌3-斜24块水井时，有意识地将视线转到了孔二段，通过精细的构造解释，发现两块之间存在一条落差不足10米的小断层将两块隔开，另外考虑物源来自北东方向、孔二段目的层为扇三角洲水下分流河道的认识，昌3-斜24块高部位即具备形成构造或构造-岩性油藏的条件，部署昌3-斜28主力孔一段，兼顾孔二段获得成功。不仅按设计钻遇了孔一中下储层，而且在孔一下底部和孔二中发现新油层，电测解释油层23.7米/13层，目前待投产，油压3.8兆帕,套压3.9兆帕，新增控制含油面积0.2平方千米，地质储量30万吨。昌3-斜28井的成功打破昌3断块区几年来老区滚动徘徊不前的局面，为该区滚动勘探注入了新的活力。（二）2011年开发管理主要工作1、针对油藏地质特点，明确注水开发井网模式依据潍北油田的特点，按照小断块油田滚动勘探开发的程序,其开发方式是发现一个断块即评价、完善一个断块。又鉴于投入开发的小断块油藏地质情况复杂，具有较高的开发地质风险的现实，按照经济有效开发的原则，实施井网井距优选；小断块油藏井网部署采用不规则井网，在深刻认识油藏的内部构造、储层、断裂、沉积微相，油田油气富集分布规律的基础上，强化开发井的滚动部署和动态调整，不断实践认识、再实践再认识，初步形成了具有小断块油田特色的注采井网模式，包括“一对一”、“一对二”及“一对多”式。开发井距依据达到一定砂体控制程度，满足采收率的要求进行设计，考虑到不同区块油藏特点，开发井距实行“一块一策”，在满足经济井网密度同时力求达到最高采收率。2、全面注水开发阶段，强化有效注水，提高挖潜及水驱效果面对严峻的开发形势和薄弱的物质基础，以转入全面注水开发为契机，狠抓注水区块稳产、上产工作，努力减缓产量递减。以单元目标化管理为指导，在剩余油分布、挖潜研究及小断块油藏注水开发两个方面做了大量的工作。特别是今年以来，潍北公司以“小断块油田注水开发基础管理年”活动为载体，在注采管理方面做了大量的工作，取得了良好效果。改变水驱方向，合理提液增油效果好通过注采调整使昌3-5井动态双向受效，补充了该井周围地层能量，使该井具备了提液条件，提液后在一定程度上缓解了层间干扰，含水出现较大幅度下降，含水由97%降至91%，日增油1吨；利用监测资料，调整配注，协调注采关系，见效明显不断加强动态监测力度，加大科技投入，提升科技增油推动力。对昌811井等6口井进行了注水前沿测试，分析水驱主要走向及注水利用率，为精细注水调整提供可靠依据。结合动态监测资料，加强动态分析力度，精细掌握开发形势变化，强化注采调整，2011年初至今实施水井18次调配，目前有14次调配已见到效果：完善注采井网，提高小断块采收率针对潍北公司小断块储量低、井距小，打新井经济效益差的问题，潍北公司立足实际，尽量利用老井，提高储量控制，获取最大经济效益。2011年至今老井转注7口、新井投注1口，陆续有7个小断块投入注水开发，新增水驱储量123万吨。从平面上完善了老区注采井网，提高注采对应率至86.3%。对停产井实施措施回采，挖掘潜力，增加控制储量2011年扶停2井次，累计增油306吨。例如昌25-斜11侧井原油物性差，高含蜡、高凝固点，受井身结构限制泵挂深度的原因一次投产不成功。使用电磁悬浮泵配套电加热杆工艺措施扶停，挖掘小断块难动用潜力，日增油2吨。改变思路，超前注水培养高效措施效果好超前注水技术的特点是注水井在采油井投产之前投注，且要求地层压力达到一定水平，并建立有效压力驱替系统的一种注采方式，先期注水可解决供液不足、地层不平衡等一系列问题。公司将先期注水方式引入小断块油藏开发，对小断块开发的新思路进行了有益尝试以昌74-斜15井效果最为明显，昌74-斜16井对昌74-斜15实施10个月先期注水培养后，配套热水循环加热工艺开井取得日油4.3吨的效果，“先期注水培养潜力井”成功实施进一步强化了断块油藏精细开发的理念和思路。测调资料分析应用，尝试层段轮换注水效果好对于分注层段物性差异较大的分注井，由于启动压力差异大，测调后仍不能满足配注要求，针对此种情况实施层段轮换注水，在昌74-斜更14井组取得良好效果。由于储层物性差异较大，分注井昌74-斜更14井孔一段不吸水，2011年3月该井孔二段投入死芯子对孔一段实施轮换注水，对应油井昌74-斜13井孔一段受效明显，日液由4.5吨/天增至8.1吨/天、日油由1.4吨/天增至4.4吨/天，含水由69%降至46.0%。3、高凝油开采配套技术试验，为油田开发提供技术支撑面对中低渗薄层高凝油藏开发的技术挑战，在集团公司相关部门帮助下开展针对性攻关研究和现场应用试验，加快主体采油工艺技术配套。目前，中低渗高凝油开采工艺已取得阶段性成果与认识，逐渐形成了一套较为适合的创新技术，以冷采伴热为主体的井筒举升配套工艺逐步成熟，磁悬浮泵及水循环加热设备的试验成功更是为潍北油区的顺利开发和增储上产提供了有力的技术支撑。形成了以冷采伴热为主体的井筒举升配套工艺根据潍北油田原油含蜡量高、凝固点高的物性特征，通过现场试验，配套了以冷采伴热为主体的有杆泵采油工艺技术：形成了以10型、12型抽油机为主力机型，以44式抽油泵为主要泵型，以空心杆电加热为主要井筒伴热方式的抽油机生产系统。通过对井筒温度场变化研究分析，优化电热杆加热深度，在保证加热的情况下大大节省了成本费用。采用抽油杆加密扶正、底部加重、优化杆柱组合等技术应用，有效地避免因杆柱下端部受压产生弯曲，并减小了斜井段的偏磨。摸索间开规律、调整工作参数、间歇加热等方式，有效地提高机采系统效率，初步实现节约能耗针对单井产液量低的特点，为了达到油井供排协调，节约电耗，提高抽油井系统效率，开展了强磁加化学剂的清防蜡技术；油井间开、间歇加热制度的摸索，根据单井产量高低调整开井时间，连续监测油井井口出油温度，间歇进行井筒加热，这些措施的实施，达到了较好的节能效果，达到降低操作成本、实现油田效益开发的目的。磁悬浮泵成功使用昌3-斜25井措施前供液不足，凝固点43，且该井井斜大，普通管柱工艺无法加深泵挂至合理液面，同时借助地层深处温度解决凝固问题，采用电磁泵加深泵挂至1800.0米生产，不仅日节电40，还获得增油效果，日增油1.5吨，同时有效的解决了该井作业频次大，尾管蜡堵的老问题。目前已使用该工艺3井次，获得成功，减少了多轮次作业井。水循环加热设备试验成功昌74-斜15油藏埋深浅（900米），物性差，通过稳定注水，能量补充，液面恢复，配套水循环加热设备实施老井恢复，初期日增油3.5吨。目前该工艺在6口井上利用伴生气配套水循环加热工艺，效果明显。四、下步工作安排及全年指标预测（一）下步工作量安排1、新井钻投工作量目前潍北公司已完钻新井11口，正钻1口，投产9口，开井9口，待投产1口。力争年底再完钻2 口，投产3 口，全年完钻14 口，投产13 口。2、油井措施12月根据集团公司“40天会战”部署要求，计划实施油井措施7口，预计日增油能力20.0吨。目前7口井方案正在运转中。（二）全年指标预测全年计划完成井口产油7.52万吨，核实完成7.41万吨，超产2600吨。全年完成注水19万方，计划全年自然递减控制在10%以内。五、2012年勘探开发工作安排潍北公司经过认真研究，确定今后一个时期的指导思想是：以科学发展观统揽全局，以全面提升潍北油区注水开发的整体开发水平为目标，以实现最佳效益为根本，以滚动勘探为着力点，以高效注水开发、工艺挖潜为工作对象，打造小断块注水开发管理品牌，保持连续稳产、上产的好局面。（一）、以滚动勘探为着力点，加大新、老区建设力度2012年，潍北公司积极配合集团公司主管部门加大新、老区块滚动勘探建设力度。全年计划完钻新井11口，新井增油6400吨.1、扩大孔三段火成岩油藏的勘探战果目前，我们在昌36井区的火成岩油藏的滚动勘探已经取得较大突破，但受油藏认识不清、成藏分布不确定、开发方式不明朗的影响，短期内很难形成产量接替。因此，今后一个时期，我们将继续按照“深浅兼顾，远近结合，以近为主，努力实现储量、产能、产量的有序接替”的思路。继续完善昌36块孔三段井网，部署昌36-斜5、昌36-斜6、昌36-斜11三口油井，预计增油1900.0吨；同时在老区块昌26、昌42、昌斜69块部署孔三块探井各1口，完成对该块孔三段储层的构造描述及储量核算。2、老区精细研究，寻找成藏有利构造随着油气勘探开发不断深入，复杂断块油藏构造进一步认识的难度越来越大，坚持从老区石油地质特点及滚动开发目标出发，拓宽思路，充分利用三维地震资料，精细目标处理，精细构造解释，准确编制目的层构造图；通过高精度三维地震目标处理、地震反演等技术进行储集层横向预测，对储集层进行综合评价研究，寻找落实成藏有利构造。通过老区精细研究，滚动勘探在昌71-斜3块取得新进展，部署昌71-斜3、昌71-斜4两口井，新增地质储量15万吨。在71-斜3块勘探成功的基础上，为进一步扩大该带的含油面积，将在71-斜3块东部部署昌71斜7井，昌71斜7块位于南部高部位，预计该井可控制含油面积0.15平方公里，石油地质储量15万吨。（二）、以小断块注水开发三年规划为载体，提高注采管理水平1、以强化注水为主要动力，推进小断块油田精细注水管理 2012年，潍北公司继续推进小断块油田注水开发三年规划的实施，计划以“小断块注水开发精细管理年”为载体，以建立闭环式注采管理运行体系及“长寿井”目标管理预警机制为基础，夯实生产管理基础；以深化管理理念、拓展开发思路，推行不稳定注水井组试验及边水油藏开发技术政策试验为主线，摸索出一套行之有效的注采思路。同时进一步精细小断块油藏分类，打造小断块油田注水开发精细管理典型区块。2、以老区挖潜为立足点，注采对应为支撑点，优化油井挖潜措施针对潍北油田地质构造特点，2012年筛选油井挖潜措施，从三个方面入手，确保油井措施成功率的同时，夯实油田持续发展基础。首先立足井组油水