采油厂开发工作汇报材料.doc

此文档收集于网络，如有侵权，请联系网站删除汇报材料近年来，采油四厂在油田公司领导的正确指导下，在两院的大力支持下，以科学发展观为指导思想，着力落实“2342”油田开发思路，紧紧围绕“提高单井产量和降低自然递减”两大目标，认真贯彻“一区一块一对策”的油藏管理思路，按照：“四对比、三把关、两结合”的原则，突出重点、集中治理、整体调整，精心选井选层，优化成熟工艺技术，加快科研成果转化，努力提高老油田单井产能。一、指导思想坚持“注水先行，油水并重”的原则，以“注够水，注好水”为目标，着力改善注水井吸水剖面，努力提高水驱动用程度；以提高单井产能为目标，深入研究适应不同油藏特征的增产增注体系，大力推广成熟工艺技术，加强对外技术交流与合作，结合开发特征，针对性的试验新工艺新技术，探索措施增产新方向，实现油水井增产增注措施技术多元化。二、技术对策 按照“一区一块一对策”的油藏管理思路，加强措施的针对性及适应性 三、主要做法 1、坚持地质工艺一体化原则月末召开油水井措施方案讨论会，精心组织选井选层。坚持“低中选高、差中选好、择优部署、分类实施”的原则，最大限量的满足地质设计要求，地质方面充分考虑工艺实施的可行性，有力保障措施井合理措施的制定和实施。 2、坚持“四对比、三把关、两结合”的原则“四对比”即产量对比、储层对比、压力对比、同类措施效果对比；“三把关”即所、副总地质师（工程师）、总地质师（工程师）把关 ；两结合”即地质工艺与作业区结合、室内与现场结合。 3、近三年工作完成情况 三年来，共实施油井措施469井次，累计增油8.98104t，水井措施330井次，累计增注16.29104m3。 近三年措施工作量统计表二、近三年围绕油水井措施所做的主要工作 1、积极开展注水井降压增注工作，确保注够水针对大路沟一区，化子坪区注水井高压欠注等现状，我厂积极开展注水井降压增注措施，措施改造主要以小型水力压裂和酸化为主。近三年降压增注措施效果统计表 2、加大注水井剖面改造力度，提高水驱储量动用程度 三年来，针对大路沟二区，大路沟三区、白于山区、化子坪区等重点区块吸水剖面不均现状，积极开展注水井剖面改造，改造工艺主要以压裂、多级脉冲爆压，双复式射孔为主，共实施207井次，可对比井179井次，措施后吸水厚度由9.8m13.9m，水驱储量动用程度由46.8 66.7。 近三年水井剖面改造效果统计表3、不断完善化学调剖技术，开展水淹油井综合治理针对大路沟二区长6、白于山区长4+5油藏非均质性强，裂缝发育，积极开展注水井化学调剖技术，取得了较好的效果。实现了由注水井深部调驱向封堵裂缝大孔道为主、深部调驱相结合转变；由注水井调剖向油水井双向调整转变（注水井调剖、油井适时解堵）；由单一井组调剖向区域性井组整体调剖转变；调剖剂由单一的有机体系向有机+无机复合体系转变。 大路沟二区堵水调剖体系表大路沟二区历年调剖统计表 白于山区堵水调剖体系表 白于山区历年调剖统计表 4、深入优化成熟工艺体系，增强不同区块不同油藏的适应性 （1）开展入井液体系评价结合去年入井液体系的储层适应性评价与研究科研成果，积极实施科研成果转化，采用优化后的酸液体系和压裂液体系，进一步增强不同区块储层改造的针对性和适应性。根据不同区块储层特征，优化2套压裂液体系配方、2套酸液体系配方，即土酸和乳化酸。现用洗井液体系对储层基质伤害率较小，可以满足施工要求。 （2）优化压裂施工参数侏罗系油藏：针对侏罗系油藏砂体厚度薄，渗透率高，油层物性较好，底水发育较为活跃，坚持“三小一低”的措施改造方式，防止底水上窜。三叠系油藏长2：油层存在底水时，在压裂改造油层时，要考虑油层与底水的接触关系，严格控制裂缝缝高。三叠系油藏长4+5、长6：结合油藏埋藏较深，注水开发时间较长，储层非均质性较强，油井物性差异较大，结合历年措施效果，合理的优化施工参数，适当的提高砂比，增大排量，控制裂缝长度，防止与水井的沟通。 长2油藏措施效果统计长4+5、长6油藏措施效果统计5、加大新工艺、新技术的现场实践与应用，拓宽措施选井空间暂堵酸化：该技术是在挤酸前挤入具有“油溶、水不溶、酸不溶”特性的暂堵剂，封堵高渗层和大孔道，促进酸液有效释放放低渗层和堵塞层，同时出油孔道的暂堵剂可在原油浸泡下自行解封，并对出水孔道具有一定封堵作用，从而达到增产的目的。历年暂堵酸化措施效果统计表暂堵压裂：针对大路沟二区裂缝发育，主向油井易水淹，侧向油井不见效，开展侧向油井的暂堵压裂试验。该技术通过原裂缝内挤注DX裂缝延伸控制剂暂堵老裂缝，改变了储层平面上的应力分布，由于应力的改变，迫使储层产生新的裂缝，通过裂缝转向增大泄油面积，同时改善油层渗流能力增产。 2008年暂堵压裂与常规压裂效果对比表 酸性压裂液：在地层敏感性研究的基础上，针对储层特点，研发的新型无残渣酸性压裂液体系，能降低压裂液对地层的伤害，解除或部分解除老裂缝中的无机垢，改善地层渗透率，在达到水力压裂携砂要求的前提下，起到对地层酸化的目的，进一步提高对油层的改造效果。2007-2008年酸性压裂液效果统计带压作业技术：不压井带压作业技术是指在井筒内有压力、有油气的情况下进行起下管柱作业，实施增产措施的一种先进的作业技术。对于注水井，不压井带压作业可以在不放喷、不泄压的情况下带压作业，既维持地层压力稳定又保证注水连续不间断。2008-2009年共实施水井带压作业11井次，与常规水井作业相比，平均占井周期大大缩短，由35天/井次16天/井次，平均井口卸水量由1870m310m3，既保持了地层能量，又缓解了环保压力。带压作业与常规作业占井周期对比表三、存在问题及实施对策 1、大路沟二区 1）区块低产低效井较多，制约油田高效开发大路沟二区低产低效井较多，日产油小于1t的油井占全区总井数的36%，但日产油只占全区日产油的13.9%，是目前全区平均单井产量较低的主要原因。大路沟二区单井日产油等级统计表2）酸化解堵工艺技术适应性有待于进一步探索该区中等酸敏油藏，2004年开始实施老井措施改造，酸化技术采取了多种体系进行现场试验，但总体效果并不理想，80%的油井酸化措施后含水上升，成为目前酸化技术改造的一个瓶颈。 3）侧向油井注水见效程度低，压裂改造效果不明显大路沟二区长6油藏非均质强，裂缝发育，2008年针对侧向油井开展了以暂堵压裂为主体的措施工艺改造，通过造就新缝，增加泄油面积来提高单井产能，但措施后提液效果不明显，分析认为主要是地层能量不足，没有建立有效的驱替系统。2008年大路沟二区侧向井暂堵压裂效果统计表 4）堵水技术有待于进一步完善 2008年针对裂缝、高渗带、大孔道见水井开展油井堵水试验。该技术主要利用选择性弱凝胶、单液法高强度堵剂，选择性注入工艺，对高含水部位(或裂缝)进行封堵，使注入水被迫进入低渗区域，提高低渗部位水驱效率，提高采收率，达到降水增油目的。从实施效果看，没有达到预期的目的。 2008年大路沟二区堵水措施效果统计表实施对策：A.通过分析区块地层能量保持水平，以区域为单元，加强措施井的前期培养，通过开展注水井剖面改造，提高水驱储量动用程度，为后期的措施引效提供有力保障。 B.加强技术交流，结合现场实际情况，继续开展水淹井堵水工艺技术的进一步探索，合理的优化堵剂和泵注工序，实施有效的封堵。 C.开展区块岩心评价实验，探索酸化解堵效果较差的主要原因，通过进一步改进酸液体系配方，寻找突破口。 D.坚持”注水井调剖、油井引效”的思路，开展注水井调剖、侧向油井暂堵压裂、对应油井堵水酸化等技术试验，计划实施化学调剖3井次。2、大路沟三区 主体措施适应性还需要进一步研究 大路沟三区历年措施主要以查层补孔为主，2004年以来该区共计实施补孔34井次，占目前总井数25.3，效果较好。但酸化、复压措施效果不佳，困扰着油井增产措施的开展。该区油藏物性较好，应是提高单井产量的主力区，研究适应该区的增产技术已刻不容缓。 大路沟三区近三年酸化效果统计表 实施对策：A.在数值模拟研究的基础上，研究油水运动规律，加强平面注采双向调整及注水井剖面改造，提高水驱储量控制及动用程度，计划实施注水井剖面改造6口。B.通过查层补孔、应用分层注水等手段做到精细注水，不断优化注水量，减少层间矛盾，计划实施偏心分注2口，查层补孔2口。3、化子坪区1）吸水剖面不均井较多，有待进一步改造截止到2008年全区共有21口水井吸水剖面不均，大部分为尖锋状吸水，水驱储量动用程度不高。 2）部分水井高压欠注，影响注水开发效果该区储层非均质性强，目前全区因高压欠注而达不到配注井有12口，迫切需要实施措施改造。 3）控水增油技术有待进一步完善 从目前实施效果来看，区块整体措施效果较好，酸化和压裂提液措施效果较为明显。但同时带来含水上升问题，如何在提液的同时控制含水是目前需要解决的问题。 实施对策：A.积极开展剖面调整，提高水驱储量动用程度，促进油井见效结合历年化子坪区剖面改造实施效果，继续在化子坪区开展剖面调整工作，工艺措施主要以补孔和酸化为主。B.继续开展注水井改造措施，确保注够水随着水驱油田开发，注水井堵塞主要为注入水中机械颗粒和铁锈等无机物或有机物堵塞，由于长期处于高压流动状态，造成注水井高压欠注，下步计划在该区开展降压增注措施12口。C.继续在长2油藏开展酸性压裂液技术酸性压裂液技术在化子坪长2油藏适应性较好，提液增油效果明显，下步在该区计划实施酸性压裂液10口。 4、白于山区 1）吸水剖面不均井较多，水驱储量动用程度低 白于山区地层非均质性强，随着注水时间的增加，部分注水井吸水状况变差 ，造成注入水单层推进，引起油井含水上升。 2）区块裂缝发育呈多向性，压裂存在引水风险 通过示踪剂监测、干扰试井监测、吸水指示曲线测试、动态判断，区块目前共判识裂缝20条，高渗带16条。在前期实施超前注水的情况下，后期二次压裂改造容易造成与裂缝沟通导致含水上升。3）区块中高含水油井比例大，采出程度低白于山区含水级别统计表实施对策： A.加强注水井剖面改造 提高水驱储量动用程度 计划实施注水井剖面改善12口,主要以分层酸化为主；积极开展注水井带压作业，保护地层能量，通过工艺优化，缩短措施占井周期，并形成相配套酸化、爆燃压裂等技术。 B.继续开展中高含水油井暂堵酸化技术推广 结合2007-2008年暂酸化技术实施效果，继续在该区推广此项技术，进一步拓宽中高含水油井措施增油空间，提高最终采收率。 C.开展注水井区域调剖 强化技术集成 下步计划在该区实施注水井区域调剖5口，进一步优化区域调剖井的堵剂用量和施工参数。坚持油水井双向调整，集成相配套的侧向油井压裂、主向油井酸化引效等技术，在堵剂有效期内最大限度多增油，提高投资效益。 D.开展水淹油井堵水试验 白于山区裂缝（高渗层）发育，有裂缝、高渗带见水井45口，损失产能106t/d。下步在该区开展油井堵水试验2-3井次，为该区恢复水淹油井产能，提供技术保障。 5、新14井区 1）增产措施工艺适应性较差 新14井区部分油井措施改造后，含水上升幅度大，影响油田开发效果。对于一些油层薄、和底水直接接触的油井缺乏有效的措施方式。 新14区块油井措施效果统计表 2）底水油藏封堵技术没有达到增油的目的 利用堵剂选择性堵水的特性，经油层射孔段注入到高渗透出水层，堵剂进入地层后缓慢交联，形成化学软隔板，限制底水锥进，降低油井含水，增加油井产量。从实施效果看，没有达到预期的目的。措施后提液效果不明显，含水没有得到控制。 杨40-15措施效果统计对策实施： A.对油藏中部油层条件好，产量低、含水低、与底水有隔层的油井，继续开展底水油藏控缝高小型压裂技术 B.针对杨40-15封堵底水后液量、含水同时大幅下降的油井，希望得到两院的大力帮助，探索提液、增油的新思路。 C.针对油藏边部，物性较差，含水较高的油井，实施查层补孔技术，提高单井产能。 6、大路沟一区 1）水井降压增注措施有效期较短大路沟一区长2储层为中等水敏、弱速敏，部分注水井高压欠注，制约了油田的高效开发。2006年-2008年我厂积极开展注水井降压增注工作，共实施23井次，主要以压裂和酸化为主，但措施后有效期较短。压裂平均有效期4个月，酸化仅2个月。2006-2008年大路沟一区降压增注措施效果统计表 2）措施井重复比例逐年增大，选井空间有限大路沟一区历年措施效果较好，目前区块80.3%的老井都实施过增产措施，其中实施井中有49.1%的油井进行过2次以上的措施，平均单井措施次数为1.6次，后期措施选井难度增大。2006-2008年大路沟一区增油比重表 3）随着开发时间的延长，井筒状况日益复杂随着开发时间延长