中国石油第六作业区2010年生产形势汇报及指标预测.ppt

第六作业区,二o一o年十月,第六作业区 二一年生产形势汇报及指标预测,前 言,第六作业区管理油田面积27.63km2，地质储量11959.1104t，截止2010年6月底，全区共有油水井1872口，其中注水井和聚驱注入井699口（水驱注水井455口，聚驱注入井244口），采油井1173口，井网密度达到67.75口/km2。截止2010年9月底，累计全区注水35710.6104m3，累计产油6471.8104t，采油速度1.18%，采出程度54.11%，综合含水920%，水驱综合含水91.19%，年均含水91.18%。,油田开发指标完成情况,目 录,1-9月份油田地下形势,油田开发存在的主要问题分,下步重点工作,2011年指标预测,一、油田开发指标完成情况,1、油气生产任务完成情况,1-9月份，第六作业区生产原油102.2158104t，完成全年配产76.0%；其中，水驱区块生产原油64.3941104t，完成全年配产的75.54%，聚驱区块生产原油37.8217104t，完成全年配产的76.8%。1-9月份，天然气外输3565104m3，完成全年计划的71.4%。,2010年1-9月油气生产任务完成情况统计表,一、油田开发指标完成情况,2、油田注水任务完成情况,2010年，全区工业配水1987104m3。1-9月份，全区累计注水1437.1104m3，完成年度计划的72.32%，年注采比0.93、累积注采比1.03。,3、水驱区块开发主要指标,9月份，全区综合含水92.0%，其中，水驱综合含水91.19%，聚驱综合含水92.91%。水驱年均含水91.18%，低于考核指标0.12个百分点。 截止9月底，水驱区块综合递减率4.59，自然递减率6.31，高于考核指标0.56个百分点。,一、油田开发指标完成情况,4、油水井管理指标继续保持较高水平,截止9月底，全区共有注水井471口，其中分层井411口，分注率87.3。三次分层测试率26.5；调配合格率88.6；注水合格率86.3；全井密封率97.8，层段密封率98.2。 2010年，油水井套损控制指标20口，截至9月底，新增套管损坏井7口，其中采油井3口，待修复；注水井4口，已修复。目前待调查井1口。,第六作业区2010年套损指标运行情况表,油田开发指标完成情况,目 录,1-9月份油田地下形势,油田开发存在的主要问题,下步重点工作,2011年指标预测,第六作业区水驱区块2010年综合开采曲线,日注水 （ m3）,日产液 （t）,日产油 （t）,综合含水 （%）,注采比,（一）水驱区块：,2010年9月底，水驱区块共有油水井1243口,其中注水井455口，采油井788口,1-9月份，水驱区块累计注水916.72104m3，累计产油64.3941104t，年注采比1.14，自然递减6.31%，地层压力8.46mpa 。,第六作业区水驱区块2010年综合开采曲线,日注水 （ m3）,日产液 （t）,日产油 （t）,综合含水 （%）,注采比,9月份，水驱区块注水井开井406口,采油井开井614口,32044,27317,2261,91.19,1.14,34191,2147,2202,29519,262,2523,0.18,0.01,1.13,1-9月份，水驱区块总的地下形势表现为：油田总注水量下降，产液量下降、产油量下降，综合含水稳定上升，自然递减得到控制，地层压力上升。,二、1-9月份油田地下形势,1、年注水量稳定，月度注水量下降,1-9月份，水驱区块平均日注水33579m3，年对比，平均日注水量稳定下降59m3。9月份，日注水32044m3，与去年12月对比，注水量下降2147m3，注采比由去年12月份的1.13稳定回升到1.14。,第六作业区水驱区块1-9月注水量变化表,二、1-9月份油田地下形势,分析注水量下降的主要原因：,一是钻停影响加大。1-9月钻停累计影响注水14.5542104m3，日均影响注水533 m3，年对比日多影响508m3。2010年9月份钻停日均影响注水1021 m3，与去年12月对比，日多影响752m3， 二是76口注水井吸水能力变差，注水量下降。目前注水压力10.81mpa，允注压差0.31 mpa，日配注7870m3，日注水4704m3，与去年12月对比，注水压力上升0.21 mpa，日注水下降1296m3 。 三是泵压下降影响4口井，目前泵压112.13mpa，油压12.11 mpa，日注水60m3，与去年12月对比，泵压下降2.05 mpa，油压下降1.85mpa，日注水下降150m3。,二、1-9月份油田地下形势,分析注水量增加的主要原因：,一是注水井方案调整，注水量增加。2010年1-9月份，全区共编制水驱注水井调整方案141井次，日配注水量由15305m3增加到16290m3，日配注增加985m3。目前已执行121井次，日配注增加835m3，日实注增加703m3。 二是注水井措施改造，注水量增加。统计去年四季度以来注水井措施增注70口，年对比，注水量增加6.06104m3，日均增注222m3。 三是2009年下半年以来投注新井18口，年对比日增注558 m3，目前日注水1035m3，与去年12月对比，日增注196m3。,二、1-9月份油田地下形势,2、水驱区块产油量下降，自然递减速度得到控制,1-9月份,水驱日产液28420t,日产油2349t，年均含水91.18%,年对比，日产液下降358t,日产油下降116t，年均含水上升0.21个百分点。其中措施日增油量42t，新井日增油6.9t。区块自然递减6.31%，综合递减率4.59%，与去年同期对比，分别减缓4.73、4.72个百分点。含水上升速度同比减缓0.37个百分点。 9月份,采油井开井614口,日产液27317t，日产油水平2261t，综合含水91.19%，与去年12月份对比，日产液下降2203t,日产油下降262t，综合含水上升0.18个百分点。,第六作业区水驱区块1-9月产量、含水变化表,二、1-9月份油田地下形势,分析未措施井产量下降的主要原因：,一是吸水能力差井区产量递减。统计吸水能力进一步变差的62口注水井，与去年12月对比，日降注水937m3。井区连通77口未措施采油井产量不同幅度下降，目前与去年12月对比，日降液504t，日降油50t，综合含水由91.51%上升到91.71%，综合含水上升0.21个百分点，单井沉没度下降33.2m。 二是9口待大修关控井区产量受到影响。日影响注水量307m3，井区12口油井产量不同幅度下降，目前与12月对比，日降液176t，日降油11t，综合含水下降0.91个百分点，单井沉没度下降26.2m。 三是西部钻停年日均影响产液201t，日均影响产油25t； 9月份，钻停日均影响产液338t，日均影响产油41t。,二、1-9月份油田地下形势,分析未措施井产量下降的主要原因：,四是2009年南三区中块聚驱转水驱补孔利用井6口，产量递减。年对比，日降液61t，日降油4t。目前日产液184t,日产油20t,综合含水88.86%，与去年12月对比，日降液106t，日降油18t，综合含水上升2.3个百分点。 五是南三东基础井网二类油层封堵2口，与去年12月对比，日降液152t，日降油5t，含水下降0.38个百分点。 六是积压井影响加大。2010年9月份，积压井积压井日影响产液2770t,日影响产量175t，与去年12月对比，日影响产液增加739t,日影响产量增加50t。 另外，转聚驱利用17口，使水驱区块年日均降液449t，日均降油66t,与去年12月对比，日均降液436t，日均降油71t。,二、1-9月份油田地下形势,分析未措施井产量递减减缓的主要原因：,一是方案调整见效。统计调整较早的104口注水井，调整前后对比，日配注增加695m3，日实注增加601m3，井区连通235口未措施采油井，日产液增加181t，日产油增加42.3t，综合含水下降0.26个百分点, 平均单井沉没度上升17.2m。 二是去年四季度以来注水井措施改造井区油井受效。统计有措施效果的49口措施改造井区，措施累计增注14.8104m3，井区连通的60口未措施采油井，目前与去年12月份对比，日增液184t,日增油14t, 综合含水上升0.52个百分点，单井沉没度上升46.3m。,二、1-9月份油田地下形势,分析未措施井产量递减减缓的主要原因：,三是三东基础井网二类油层注聚受效。统计16口三东基础井网未措施井，目前日产液2303t，日产油138t,综合含水94.0%，与12月对比，日降液331t,日增油11t，综合含水下降1.25个百分点。 四是去年四季度投产新井19口，年对比，日增液124t , 日增油29t。目前日产液175t,日产油42t,综合含水75.9%，与去年12月对比，日增液51t，日增油32t，综合含水下降16.3个百分点。,二、1-9月份油田地下形势,3、产液量下降、含水上升速度得到控制,1-9月份,水驱日产液28420t,日产水25912m3，年均含水91.18%,年对比，日产液下降358t,日产水下降268m3，年均含水上升0.21个百分点，含水上升速度同比减缓0.37个百分点。,第六作业区水驱区块1-9月含水变化表,二、1-9月份油田地下形势,9月份,采油井开井614口,日产液27317t，日产水24911m3，综合含水91.19%，与去年12月份对比，日产液下降2203t,日产水下降1956m3，综合含水上升0.18个百分点。 含水上升速度得到控制的主要原因是2009年四季度以来投产的新井和2010年措施井控制水驱年均含水上升0.14个百分点，控制水驱综合含水上升0.28个百分点。,油井措施及新井投产控水构成表,二、1-9月份油田地下形势,另外转聚驱利用17口，年均含水85.3%，低于水驱年均含水5.7个百分点，转聚驱后使水驱区块年日均降液449t，日均降油66t,使水驱年均含水上升0.1个百分点。,第六作业区水驱区块分井网综合含水变化表,二、1-9月份油田地下形势,第六作业区水驱区块分井网年均含水变化表2,第六作业区水驱区块分井网年均含水变化表1,2010年9月,2303,138,94.0%,日产液,日产油,综合含水,统计16口三东基础井网未措施井,与去年12,331,11,1.25,基础井网年均含水上升0.29%，由于三东二类注聚受效，同比，含水上升速度减缓0.03个百分点。,使井网综合含水下降0.17个百分点,2010年9月,184,20,88.86%,日产液,日产油,综合含水,一次加密井网年均含水下降0.03%，主要原因是2009年补孔井6口，年对比，日降液61t，日降油4t，年均含水由89.17%下降到87.61%，使一次加密井网年均含水下降0.03个百分点。,与去年12,106,18,2.3,2010年9月,92.36%,日产液,日产油,综合含水,二次加密井网年均含水下降0.02%，主要原因是去年四季度以来萨东过渡带新投井27口；,与去年12,153,36,0.23%,2010年9月,313,37.5,88.02%,日产液,日产油,综合含水,三次加密井网综合含水上升2.72%，年均含水上升1.3%，受见聚异常井含水上升影响，同比，含水上升速度加快0.93个百分点。,与去年12,19,20.3,5.43,使井网综合含水上升2.37个百分点。,统计3口见聚异常井,2010年1-9月,1070,116,89.11%,日产液,日产油,综合含水,高台子油层年均含水上升1.1%，同比，含水上升速度加快0.83个百分 点。其中 原井网含水上升0.48个百分点； 一次加密井网含水上升1.67个百分点。,与去年12,237,2,1.67,使高台子油层年均含水上升0.62个百分点,二、1-9月份油田地下形势,4、水驱区块地层压力上升,2010年，统计全区可对比的84口井监测资料，目前平均地层压力为8.46mpa，总压差-1.87mpa，流动压力3.14mpa，生产压差5.33mpa，年对比，地层压力回升0.29mpa。,2010年地层压力变化表,二、1-9月份油田地下形势,（二）聚驱开发地下形势,第六作业区聚驱区块共有注采井628口，其中注入井243口，采出井385口。1-9月份，聚驱区块累计注水520.33104m3，累计产油37.83104t，完成全年计划76.81%。,第六作业区聚驱区块2010年1-9产量运行情况表,二、1-9月份油田地下形势,南三区东部二类油层聚驱地下形势,第六作业区南三区东部萨7-12二类油层聚驱区块开发面积16.8km2，采用175m井距五点法面积井网进行开采。 2008年11月开始投产投注，目前共有注入采出井344口，其中注入井125口，采出井219口，2010年1月注聚，采用清水配制、污水稀释1300万的中分子聚合物溶液注入，设计注入浓度1609mg/l，粘度36mpa.s， 注入速度0.23pv/a。截止2010年9月，注入地下孔隙体积0.1592pv，聚合物用量249.9mg/l.pv，累积产油24.5107104t，综合含水94.90%。,二、1-9月份油田地下形势,南三区东部二类油层聚驱区块综合开采曲线,2010年，南三区东部二类油层聚驱区块总的开发形势为:注入压力上升，注入量上升，产液量上升，产油量上升，综合含水下降，区块进入初步见效阶段。,二、1-9月份油田地下形势,1、注聚后注入压力上升，注入量上升,1-9月份区块累计注入聚合物溶液259.076104m3，日均注入溶液9490m3，年度对比，日增溶液1927m3。9月份，注入井开井124口，日均注入聚合物溶液9032m3，注入速度0.20pv/a，与12月份对比，注入压力上升3.07mpa，日注入量下降1058m3。 分析月度注入量变化的主要原因： 一是为减少二类油层平面和层间矛盾，达到降低聚驱低效无效循环，改善区块开发效果的目的，6月份以来共实施调剖井19口，累积少注入溶液4.1033104m3，9月份继续调剖控注12口，与去年12月份对比，日降实注278m3；二是注聚后61口注入井因方案调整，日降配注165m3，日降实注415m3；三是注入状况持续变差井11口，允注压差0.52mpa，目前日配注840m3，日实注445m3，仅能完成配注的53%，与去年12月份对比日降注355m3。,二、1-9月份油田地下形势,统计注聚前后82口注入剖面对比资料，注聚后吸液厚度增加。其中砂岩吸液厚度增加135.8m，有效吸液厚度增加81.7m，砂岩吸液厚度比例增加12.06%，有效吸液厚度比例增加11.44%，吸液剖面纵向上得到不同程度的调整。,南三区东部二类油层注入井注聚前后吸水剖面统计表,二、1-9月份油田地下形势,统计区块正常注聚的124口注入井，9月份，区块平均注入压力10.78mpa，其中注入压力小于8mpa的井2口，占总井数比例的1.61%；89mpa的井有9口，占7.26%；910mpa的井有31口，占25%；1011mpa的井有22口，占17.75%；1112mpa的井有30口，占24.19%；大于12mpa的井30口，占24.19%。,南三区东部二类油层聚驱注入井注入压力分级统计表,二、1-9月份油田地下形势,南三区东部二类油层聚驱注入井注入压力升幅统计表,与注聚前对比，注入压力上升3.07mpa，其中，注入压力升幅小于1mpa的有14口井，占总井数的11.29%；12mpa的有26口井，占20.97%；23mpa的有19口井，占15.32%；34mpa的有34口井，占27.42%；4mpa以上的有31口井，占25%。,二、1-9月份油田地下形势,9月份平均注入浓度1690.24mg/l,注入粘度41.15mpa.s，其中设计注入浓度为1200mg/l井有6口，实际注入浓度1551.83mg/l，注入粘度35.4mpa.s；设计注入浓度为1400mg/l井有25口，实际注入浓度1481.36mg/l，注入粘度27.85mpa.s；设计注入浓度为1500mg/l井有31口，实际注入浓度1562.65mg/l，注入粘度33.97mpa.s；设计注入浓度为1700mg/l井有44口，实际注入浓度1738.27mg/l，注入粘度44.02mpa.s；设计注入浓度为2000mg/l井有18口，实际注入浓度2128.83mg/l，注入粘度66.88mpa.s。,南三区东部二类油层聚驱注入井井口浓粘度检测统计表,二、1-9月份油田地下形势,2、采出井见效，产油量上升，综合含水下降,2010年1-9月份，区块累积产液482.3043104t，累积产油20.53104t，日均产液17667t，日产油752t，年均含水94.92%，与2009年对比，日增液1573t，日增油41t，年均含水下降0.02个百分点。 9月份采出井开井212口，日产液17088t，日产油1018t，综合含水93.56%，与12月份对比，日降液1058t，日增油309t，综合含水下降2.08个百分点。1,二、1-9月份油田地下形势,南三区东部二类油层聚驱采出井见效情况统计表,目前，区块注聚井区采出井178口，见效井72口，见效比例40.45%。9月份日产液6820t，日产油658.5t，含水90.34%，采出液浓度121.68mg/l，与注聚前12月份对比，日增液539t，日增油384.5t，综合含水下降5.29个百分点。含水下降幅度1%3%的井有37口，占见效井数的51.39%；3%5%的井有12口，占见效井数的16.67%；5%10%的井有14口，占见效井数的19.44%；含水下降幅度大于10%的井有9口，占见效井数的12.5%。,二、1-9月份油田地下形势,见效井中措施井29口，9月份日产液3293t，日产油382.2t，含水88.39%，与注聚前12月份对比，日增液1038t，日增油267.8t，综合含水下降6.53个百分点。其中压裂15口，措施前后对比，日增液949t，日增油150t，综合含水下降2.3个百分点，沉没度上升341.31m。9月份日产液1287t，日产油223.4t，综合含水82.64%，与12月份对比，日增液634t，日增油167.4t，含水下降8.78个百分点；检换大泵井14口, 措施前后对比，日增液595t，日增油26t，含水下降0.12个百分点，沉没度下降35.19m。9月份日产液2037t，日产油162.7t，含水92.01%，与12月份对比，日增液436t，日增油104.3t，综合含水下降4.34个百分点；未措施采出井见效43口，9月份日产液3527t，日产油276.2t，含水92.17%，采出液浓度124.57mg/l，与去年12月份对比，日降液499t，日增油116.7t，含水下降3.87个百分点。,二、1-9月份油田地下形势,见效采出井的平面分布特征分析：,南三东二类油层聚驱见效采出井平面分布状况表,一是中心采出井因注采完善，见效明显好于非中心采出井。统计见效的41口中心采出井，目前平均单井日产液103t，日产油11.7t，含水88.71%，采出液浓度122.79mg/l，与注聚前对比，平均单井日增液15t，日增油7.6t，含水下降6.67个百分点；,二、1-9月份油田地下形势,见效采出井的平面分布特征分析：,南三东二类油层聚驱见效采出井平面分布状况表,二是断层附近剩余油富集区28口采出井。目前平均单井日产液85t，日产油6.1t，含水92.81%，采出液浓度124.88mg/l，与注聚前对比，平均单井日增液1t，日增油2.5t，含水下降2.93个百分点；,二、1-9月份油田地下形势,见效采出井的平面分布特征分析：,南三东二类油层聚驱见效采出井平面分布状况表,三是位于油水过渡带附近井见效3口，平均单井日产液70t，日产油3.2t，含水95.42%，采出液浓度76.68mg/l，与注聚前对比日降液29t，日增油1.2t，含水下降2.6个百分点。,二、1-9月份油田地下形势,南三区东部二类油层聚驱采出井含水分级统计表,目前区块综合含水93.56%，其中含水小于80%的井9口，占总井数比例的4.25%；8085%的井10口，占4.72%；8590%的井12口，占5.66%；9095%的井57口，占26.89%；9598%的井94口，占44.33%；大于98%的井30口，占14.15%。,南三东二类油层采出井采聚浓度分级表,区块平均采聚浓度114.31mg/l，与注聚初期对比平均采聚浓度上升61.15mg/l。其中小于100mg/l井76口，占总井数的35.85%；100-150mg/l井 116口，占54.72%；大于150mg/l井20口，占9.43%。,油田开发指标完成情况,目 录,1-9月份油田地下形势,油田开发存在的主要问题,下步重点工作,2011年指标预测,三、油田开发存在的主要问题,注水进一步下降井76口，与去年12月份对比,水驱加密井网和高台子油层吸水能力差井有102口 占水驱注水井开井数的24.5% 注水压力10.69mpa，允注压差0.52mpa，日配注10180m3，日注水6064m3 仅完成配注的59.57%,注水压力 0.26mpa,日注水 1296m3,（一）差油层吸水能力差的矛盾日益突出,三、油田开发存在的主要问题,（二）西部地区注采不完善地区 注水状况差、套损控制难等开发矛盾继续加大,西部地区由于断层多、分布复杂，单砂体完善程度差等原因造成今年以来西部地区陆续出现高压、套损井。目前西部地区水驱区块地层压力8.19mpa,总压差-1.69mpa，年压差0.28mpa。高压井24口，地层压力11.15mpa,总压差1.21mpa。,三、油田开发存在的主要问题,（二）西部地区注采不完善地区 注水状况差、套损控制难等开发矛盾继续加大,这部分高压井大多分布于断层边部注采补完善井区或高压注聚井区，因此控压难度较大。由于局部地层压力高导致油水井套损，今年以来新增套损井5口，待调查1口。占新增套损井比例71.5%。,三、油田开发存在的主要问题,（二）西部地区注采不完善地区 注水状况差、套损控制难等开发矛盾继续加大,异常注水井情况统计,目前西部仍有4口注水井因无法及时修复关井，日影响注水231m3，井区采油井产量、沉没度持续下降。,三、油田开发存在的主要问题,（二）西部地区注采不完善地区 注水状况差、套损控制难等开发矛盾继续加大,9月份与注水井关井前对比,84,11,稳定,日产液(t),日产油(t),综合含水(%),28.5,222,87.16,沉没度(m),82.6,25,统计井区6口采油井,三、油田开发存在的主要问题,（三）二类油层注聚区块存在的主要问题,南三区东部二类油层聚驱注入井允注压差分级统计表,二类油层注聚后注入井注入压力继续上升，顶允压完不成配注井数增多，影响聚驱开发效果,一是,3.07mpa,目前该区块允注压差1.56mpa,三、油田开发存在的主要问题,（三）二类油层注聚区块存在的主要问题,南三区东部二类油层聚驱注入井允注压差分级统计表,二类油层注聚后注入井注入压力继续上升，顶允压完不成配注井数增多，影响聚驱开发效果,一是,允注压差2.0mpa井86口，占69.35%,三、油田开发存在的主要问题,（三）二类油层注聚区块存在的主要问题,南三区东部二类油层聚驱注入井允注压差分级统计表,占28.23%,二类油层注聚后注入井注入压力继续上升，顶允压完不成配注井数增多，影响聚驱开发效果,一是,占22.58%,占18.55%,其中,三、油田开发存在的主要问题,（三）二类油层注聚区块存在的主要问题,目前区块综合含水较注聚前下降2.08个百分点。但是仍有9口采出井注聚后含水持续上升。,部分井区注聚效果差，含水继续上升,二是,9月份与注聚前对比,144,41.2,4.2,日产液(t),日产油(t),综合含水(%),33.8,657,94.86,油田开发指标完成情况,目 录,1-9月份油田地下形势,油田开发存在的主要问题,下步重点工作,2011年指标预测,四、下步重点工作,积极开展注入采出系统地质大调查， 为2011年油田开发决策奠定基础,（一）,四季度，将重点进行等高压套损井层成因、注水井注水状况、细分潜力、油水井措施潜力等注入、采出系统的地质调查，深入分析油田开发存在问题和潜力，为2010年各项开发决策提供可靠依据。,四、下步重点工作,继续强化注水工作，夯实水驱开发基础,（二）,抓好分层注水井的测试进度和质量,1,争取在11月底前完成全区2010年测试任务，并继续抓好注水井的现场资料检查，确保油田注水质量。,优化措施方案，提高薄差层吸水能力,2,为改善差油层吸水状况，通过逐井逐层认真分析，对注水状况变差注水井采取以下有针对性治理措施。,(1)继续加大注水井措施增注力度。针对部分加密调整注水井吸水能力差的实际，建议采取注水井酸化11口井，注水井压裂12口井。,四、下步重点工作,第六作业区注水井压裂潜力统计表,四、下步重点工作,(2)继续开展注水井调剖工作。针对层间矛盾突出的注水井建议实施注水井调剖4口。,第六作业区注水井调剖潜力统计表,四、下步重点工作,积极开展2010年度油田注水综合方案调整工作,3,深入分析油田开发形势，充分利用精细地质研究成果及各种动静态资料，进行精细注水调整，以“注够水、注好水”为目标，做好2011年油田注水综合调整方案的编制，力争11月份编制完成，并于12月开始实施。,四、下步重点工作,优化措施运行，确保措施上产及时、保证产量接替,（三）,水驱油井预选压裂潜力统计表,为稳定水驱产量水平，同时衔接好2011年产量，四季度需要抢前实施油井压裂，努力提高产量水平，共预选油井措施潜力井9口。,四、下步重点工作,继续加大二类油层聚驱区块注入井综合治理,（四）,继续加大措施增注力度，改善注入状况,1,南三区东部二类油层聚驱注入井增注潜力统计表,四、下步重点工作,加大调剖及笼改分力度，改善聚驱驱油效果,2,对含水继续上升井区的18口注入井建议实施笼统改分层、深度调剖等措施，以减少层间和平面的差异，改善注聚效果。,南三区东部二类油层聚驱注入井下步建议统计表,油田开发指标完成情况,目 录,1-9月份油田地下形势,油田开发存在的主要问题,下步重点工作,2011年指标预测,五、2011年指标预测,预计到年底，全区年注水1909.5104m3，其中水驱年注水1229.5104m3，聚驱年注水680104m3；全区年产油137.64104t，其中聚驱年产油53.59104t，水驱年产油84.05104t，水驱自然递减率8.51%，综合递减6.82%，水驱年均含水91.3%，年均含水上升值0.33%。,2010年第六作业