英旺采油厂2月份动态分析4月15日前报.doc

英旺采油厂2012年2月份注水动态分析总结二零一二年二月英旺采油厂2012年2月注水动态分析总结一、油田综合分析截至2012年2月底，英旺油田包括观亭、庙湾两个开发区块，探明石油地质储量350万吨，探明含有面积35km2，动用石油地质储量330万吨，动用含油面积33km2，注水控制面积14.25km2，注水控制储量142.5104t，采出程度3.68%；主力开采层位长8油层，采油总井数545口，开井数407口，日产液水平142.33m3，日产油水平26.57t，综合含水77.51%，水井总数64口，开井数60口，平均日注水平214.5m3，月注采比1.4，地层压力2.4Mpa，采油速度（年）0.34%，累计注采比0.68，累计地下亏空233682m3，注水开发区块含油面积14.25km2，占全厂比重43.2%，地质储量142.5万吨，水驱动用储量104.05万吨，水驱动用储量程度73%，注水开发区月递减率0.49%。英旺油田开发现状油井总数（口）开井数（口）关井数（口）日产液（t)日产油（t）含水（%）平均单井日产累计产油（104t)地质储量液（t)油（t)采油速度（%）采出程度（%）545407138142.33 26.57 77.510.35 0.07 12.880.34 3.68水井总数（口）开井数（口）关井数（口）欠注井日注水（m3)平均单井日注水（m3)平均注水压力（Mpa）累计注水（104t)地层压力井数（口）平均注水压力（Mpa）原始（Mpa）目前（Mpa）64604214.53.58 6.0552.75 2.46 英旺采油厂注水开发曲线图注水量（配注、实注）变化曲线图二、区域、井组、单井分析（1）区域简介a、观亭区域1、区域概况位于陕西省延安市宜川县英旺乡境内，主要开采层位为长8，地貌单元属陕北黄土高原的一部分，呈塬墚沟壑等地貌。西为富县和洛川县，北部为延安宝塔区、向南为黄龙县。2、油藏特征采用不规则菱形井网格局，井距控制在180-220m，排距200m，探明含油面积11km2，探明地质储量110104t，动用地质储量110104t， 开采层位为长8油藏，埋深650-1090m，平均孔隙度10.7%，平均渗透率0.410-3m2，含油饱和度18%30%，是以溶解气驱为主低孔低渗的岩性油藏。无明显油水界面。3、开发历程第一阶段：1990-2001年早期起步阶段1990年长8油层获得油流；2000年10月，南泥湾钻采公司以长8油层为目的层，在驿马村南沟部署了南9井，该井初日产油3.2t，由此扩大了观亭区块的含油面积。2001年以250300m井距不等，围绕南9井在驿马村南沟向外扩边钻井11口，投产油井10口。第二阶段：2002-2008年全面开发上产阶段针对观亭区块以南以开发长83油层为主，以北以开发长82油层为主，围绕驿马村南沟观亭村进行扩边滚动开发。井网由原来的正方形调整为不规则菱形，按照250300m井距完成钻井111口，投产油井89口。并开始了驿马村南沟南1井实施注水试验。2005年-2008年，油田聘请中原油田孙松柏为工程师，围绕观亭老区块部署开发井71口，进行扩边开发，同时在观亭区块实施了注水，完成注水井投注24口，综合含水率上升到69%。第三阶段：2008-注水稳产阶段2008年，我厂改变以往多打井，多出油的开发思路，观亭采区进入了进入注水稳产开发阶段，有效减缓该区块递减率。观亭采区开发现状油井总数（口）开井数（口）关井数（口）日产液（t)日产油（t）含水（%）平均单井日产累计产油（104t)地质储量液（t)油（t)采油速度（%）采出程度（%）1681412757.85 10.15 78.860.41 0.07 6.490.45 5.87水井总数（口）开井数（口）关井数（口）欠注井日注水（m3)平均单井日注水（m3)平均注水压力（Mpa）累计注水（104t)地层压力井数（口）平均注水压力（Mpa）原始（Mpa）目前（Mpa）29272863.19 5.0432.2 2.4b、庙湾区域1、区域概况位于陕西省延安市宜川县英旺乡境内，主要开采层位长8油层，地貌单元属陕北黄土高原的一部分，呈塬墚沟壑等地貌。西为富县和洛川县，北部为延安宝塔区、向南为黄龙县。2、油藏特征采用不规则菱形井网格局，井距控制在200-250m，排距200m，探明含油面积24km2，探明地质储量240104t，动用地质储量220104t， 开采层位为长8油藏，埋深650-1090m，平均孔隙度10.7%，平均渗透率0.410-3m2，含油饱和度18%30%，是以溶解气驱为主低孔低渗的岩性油藏，无明显油水界面。3、开发历程第一阶段：2004-2005年早期起步阶段2004年我厂根据青化砭油矿在庙湾区块打下第一口探井青探4井的油藏布置了第一口探井高探1井，并取得工业油流，从而正式拉开了庙湾区块勘探开发的序幕。第二阶段：2006-2009年全面开发上产阶段2005年我厂经过重组后，对庙湾区块进行了系统全面的勘探开发，2008年庙湾区块年产1.3万吨原油，此后由于后续资源不足，开发区块地层能量下降，庙湾区块逐步进入稳产、降产阶段。第三阶段：2010-注水稳产阶段2010年以来我厂改变以往多打井，多出油的开发思路，庙湾区块大力开展注水开发，有效减缓该区块递减率，逐步进入注水稳产开发阶段。庙湾采区开发现状油井总数（口）开井数（口）关井数（口）日产液（t)日产油（t）含水（%）平均单井日产累计产油（104t)地质储量液（t)油（t)采油速度（%）采出程度（%）37726611184.48 16.42 76.60.32 0.06 6.390.29 2.66水井总数（口）开井数（口）关井数（口）欠注井日注水（m3)平均单井日注水（m3)平均注水压力（Mpa）累计注水（104t)地层压力井数（口）平均注水压力（Mpa）原始（Mpa）目前（Mpa）353321284.41 6.8820.55 2.52 （2）生产动态分析1、注水状况分析长8油层吸水能力较好，大多数注水井地层都是均匀吸水，仅有少数注水井地层吸水不均匀。本月完成了注水井查层补漏工作。目前3口注水井准备补孔， 23口注水井准备补层。青4井已经补孔完毕。a、注水量变化对生产形势的影响分析本月注水量保持平稳，注油田日产液量，日产油量，采油速度，综合含水率平稳。生产形式平稳。b、注水见效情况分析区域东西方向水驱推进速度、见效时间明显快于南北方向。目前水淹井、注水受益油井与注水井主要在东西方向分布，注入水容易在东西方向上形成水线，导致注水对应油井见效快，甚至水淹，而南北方向见效时间慢，目前还未见到明显受益井。本月高15-2、龙98井水淹。2、生产能力变化及影响因素分析a、产液量、产油量变化趋势及其原因分析（包括重点增产、减产井分析）本月油田日产液量，日产油量，平均单井日产量，采油速度，综合含水率平稳。生产形式平稳，油田进入稳产阶段。本月油田出现2口水淹井高15-2，龙98井。b、油井利用率、生产时率变化及其对油田生产能力的影响分析本月油井利用率与生产时率均未变化，油田进入稳产阶段。c、自然递减率变化及其对油田生产能力的影响分析本月无新井投产、措施产量，自然递减率保持平稳。油田进入稳产阶段。d、油田增产措施效果变化及其对油田生产能力的影响分析本月注水区域无增长油井。e、新井投产效果对油田生产能力影响分析本月无新井投产。（3）典型井组、单井分析高15-2井高15-2井于2012年2月26日见水水淹，液量达到9.36m3/天，含水率98.4%。其对应注水井高15井为2011年11月新转注水井，没有进行任何注水井测试工作，尚不清楚层位吸水情况。通过对高15-2井取水样进行化验得出，该井的产出水氯离子含量为5646mg/L，介于注入水与长2+3地层水之间。为进一步搞清楚采出水的来源，经研究决定对高15注水井做出停注决定，时刻观察高15-2井液量变化，然后再做出处理。龙98井龙98井生产层位为长83-2，2月28日该井产液从0.6m3升高到1.08 m3，产油从0.01t降低到0，水样化验氯离子含量为11581mg/L，与注入水13786mg/L相近。其应注水井为龙94-2，位于龙98井的正西方向，龙94-2的注水层位为长83-1长83-2，日配注量2m3，注水压力为9MPa。通过我们对龙98井产量、地质等方面的综合分析，确定该井目前已经水淹，目前已经停产。三、目前开发中存在的主要问题及建议1、注入水水质问题注入水虽然经过加药处理，三级过滤，但个别指标还是超标。2、天气原因问题因为天气太冷，4口点式站无法正常注水工作。四、本月主要工作及下月工作计划（1）本月主要工作完成情况