上半年油田开发工作总结及下步开发工作安排.doc

上半年油田开发工作总结及下步开发工作安排 上半年油田开发工作总结及下步开发工作安排 一、油田开发概况（一）开发现状 1、储量探明、动用状况我厂所管辖的文明寨、卫城、马寨和古云集四个油田，区域构造位于东濮凹陷北端，横跨中央隆起带和西部斜坡带两大构造单元。 文卫马地区总资源量为2.09108t，到目前已经探明含油面积52.5km2，探明石油地质储量8071104t，探明程度38.6%，动用含油面积31.6km2，动用石油地质储量7261104t，探明储量动用程度89.96%，标定可采储量2601104t，采收率35.82%。 试采难动用储量1023104t，其中由于构造极复杂、认识不清、无法注采完善而产能低的有339104t，储层物性差、产能低的有569104t，储层单 一、储量丰度低的有42104t，油藏规模小、单井单块、无法完善的有115104t。 采油三厂储量探明、动用状况表油田面积储量面积储量(km2)(104t)(km2)(104t)(%)区块储量区块储量区块储量区块储量文9.324768.7245699.1920明36420卫22.7379815.4356093.73434卫 34、3181卫 371、370297卫 133、 30、5556古8.14261.616939.67257云 9、卫 46、53182云3西53明 10、云242卫 77、云1122马0.3412.413715.9107678.48312卫31356卫 334、319219卫 14、9037合计2.0952.5807131.6726189.961023733955692427115试采难动用储量（104t）合计构造极复杂产能低1.75资源量(104t)探明动用探明储量动用程度储量丰度低规模小 2、开发现状截止到xx年6月，全厂共建成油水井总数897口，开井773口，开井率86.2%。 其中油井564口，开井513口，开井率90.96%，日产液13900t，日产油1833t，平均单井日产油3.6t，综合含水86.75%，采油速度0.92%，剩余可采储量采油速度9.28%，采出程度26.34%，工业采出程度73.53%，储采比10.78。 注水井333口，开井260口，开井率78.1%，日注水量14861m3，月注采比1.03，累积注采比1.08。 注采井数比1:1.69，油藏水驱控制程度78.5%，水驱动用程度60.2%。 动用含油面积31.6Km2，动用石油地质储量7261104t，现井网标定可采储量2601104t，采收率35.82%，比全局平均值高3.6个百分点。 采油三厂井网控制状况表储量程度储量程度文明8.724562144.887.31779.272.499540.5134.113.28卫城15.435602626.173.81873.752.6118633.3128.413.09古云集1.6169101.860.280.947.94224.8512.511.27马寨5.91076826.076.8637.959.337835.1324.211.70三厂31.672615698.778.54371.760.2260135.8228.412.87油田采收率(%)井网密度口/(km2)单井控制储量(104t)动用面积(104Km2)动用储量(104t)水驱控制水驱动用可采储量(104t)采油三厂储量控制、动用情况表注采受控小油水井数小小率计井井比计计（%）文明寨2971851121.716071612082542186.5卫城4372721651.624110710428231102188.6古云xx53.09270060660.0马寨14392511.885262630372592.4三厂8975643331.7495206198781369165387.8双向多向总井数非受控井可完善无法完善油田受控井见效差单向采油三厂开发现状表采油三厂分类油藏综合含水分级表万吨比例万吨比例文明寨明一西、卫7卫城卫 18、 37、 56、 58、 63、20古云云2块马寨卫95块文明寨明一东、明六块、明14块、明16块、明237块卫城卫229马寨卫9460-80文明寨明15块.卫34.卫城其它.马寨其它2473.401.434.36小计398154.8316.6150.57卫城卫 10、 22、2北、2南、 81、11马寨卫305卫城明9块、卫49古云云3.云其它卫城卫360.377马寨卫334块小计328045.1716.2449.4334726132.85油藏储量当年产油油田6619.102.537.713044.192.036.18231531.8811.6835.55157421.688.2125.00216029.756.9721.20合计深层油藏60-8080-90fw90分类（二）上半年主要指标完成情况 1、上半年指标完成情况上半年计划生产原油32.41104t，实际完成原油产量32.85104t，液量(t)油量(t)文明寨1675188.269486.651.037.7131.5910.969.12764798.463.10.850.86卫城2515775.686884.960.895.9223.748.8811.261377085.551.71.181.36古云集13229.34580.230.984.9516.5711.128.994184.646.20.760.77马寨822707.122791.630.779.1824.496.9714.35432792.864.91.081.08三厂合计51313900183486.750.926.9926.349.2810.782601486157.21.031.08油田油井开井(口)水井开井(口)平均单井日注水平(m3)采出程度(%)核实日产综合含水(%)采油速度(%)采液速度(%)月注采比累计注采比剩余可采储量采油速度(%)储采比日注水平(m3)完成运行计划101.4%，较计划超0.44104t。 从产量构成上看新井产量1.15104t，较计划超0.18104t。 措施产量0.82104t，较计划欠0.64104t；自然产量30.89104t，较计划超0.90104t；上半年计划注水量300.07104m3，实际完成287.31104m3，欠1.91104m3。 上半年完成原油统销量31.3104t，与均衡计划相比超1.01104t。 从产量构成可以看出，上半年我厂能够超产主要是由于自然产量超产幅度大，比计划超0.9104t。 上半年我厂通过加大注采管理力度，夯实了稳产基础，有效控制住了自然递减和综合含水上升速度，使油田整体开发指标得到很大改善，上半年自然递减10.04%，比计划减缓2.86%，比去年同期减缓6.68%；综合含水比去年12月份降低1.02%，剩余可采储量采油速度9.18%，高于去年同期和去年12月份采油速度。 xx年上半年主要开发指标对比表小计新井措施自然理论实际综合自然控制动用xx.1-6计划259.4332.410.961.4629.9987.770.909.06300.070.0182.188.6812.9xx.1-6260.5135.772.082.1131.5785.830.999.10289.220.021-0.5111.1516.7297.477.4xx.1-6实际249.4132.851.150.8230.8986.750.919.18287.310.020-0.137.6610.0412487.8实际-计划-10.020.440.18-0.640.90-1.020.010.12-12.760.00-2.32-1.02-2.86实际-同期-11.10-2.92-0.94-1.30-0.680.92-0.080.09-1.910.000.38-3.49-6.6826.610.4递减时间增加水驱储量含水上升率年产液年产油综合含水年注水采油速度剩余可采储量采油速度 二、上半年主要工作量完成情况及效果（一）滚动勘探上半年，通过对重点区块的滚动部署，落实了部分储量。 重点对文明寨北部和马寨断层上升盘进行了评价，部署了滚动井4口明 427、明 429、明437和卫305-50，目前全部完钻。 1明427井该井是部署在文明寨油田北部的一口滚动评价井，目的是钻探该区沙二下-沙三上含油气情况，并落实构造，完钻后电解油层1.0m/1层，油水同层8.5m/2层，xx年4月投产沙三上 1、2.7m/1层，日产液4.6t，日产油3.6t。 估算该区新增含油面积0.4km2，石油地质储量30104t。 2、明 429、明437井明 429、437井是部署在文明寨油田北部的2口滚动开发井，目的是钻探该区沙二下-沙三上含油气情况。 完钻后明429井电解油层1.3m/1层，油水同层5.8m/4层，水淹层8.3m/3层，目前该井准备试油，储量有待评价；明437井未钻遇油层，下步措施待定。 3卫305-50井该井是部署在马寨断层上升盘夹缝带的一口滚动评价井，目的是钻探该夹缝带沙三段含油气情况，结果在沙三下钻遇油层12.7m/5层，油水同层1.8m/1层，xx年5月投产沙三下 9、2.1m/1层，因投产层较薄，且没有进行压裂改造，故产能较低，日产液1.5t，日产油0.8t，xx年6月25日补开沙三下 6、7.2m/3层与沙三下 9、2.1m/1层合压，日产液6.7t，日产油4.4t。 估算该区新增含油面积0.2km2，石油地质储量20104t。 （二）新区产能建设方面 1、方案设计情况局配产计划5口，因效果不理想优化调整为2口。 2、方案实施情况卫377块为卫城地垒构造向南延伸部分，是xx年滚动发现的区块，含油面积0.7km2，石油地质储量108104t，xx年作为新区产能建设区块投入开发。 上半年，卫377块实施了新区新井1口（卫2-91），完钻后构造与设计有一定差距，钻到了老区卫2块的低部位，处于油水边界；全井电测解释油层4.0m/3层，油水同层1.1m/1层，水层12.2m/5层，干层2.7m/4层；3月1日对卫2-91井沙三下4- 5、11.6m/5层压裂投产，日产液6t，日产油0.5t，含水92%，动液面1980m，实施酸化后效果也不明显。 采油三厂xx上半年新区产能建设实施情况表卫3601112118391017.31.179717.869.29.92594卫360-50准备投注沙三中 1、卫360-48转注单井产能单井设计油层厚度单井钻遇油层区块方案设计实施情况备注总井油井单井平均t累计产油t含油面积km2地质储量104t新井年产油104t初期产量t水井新钻井完钻投产（三）老区产能建设 1、方案部署xx年年初计划调整井29口，开窗侧钻井5口,合计34口井。 预计投资18530万元，实际下达投资15185万元，投资缺口预计3345万元，预计少打新井7口。 为完成产能，按照三个转移，即深层向浅层转移、由新区不落实区块向滚动落实区块转移、新井向侧钻和补换套转移思路对投资进行优化。 优化调整后，老区调整井19口，比局计划少5口，开窗侧钻井调整为7口，比计划多2口。 井数井数井数井数原计划524534调整计划219728与配产比-3-52-6xx年投资调整情况表计划新区调整井开窗侧钻合计 2、实施情况及效果xx年上半年新井实施情况统计表日产液量日产油量含水日产液量日产油量含水(t)(t)(%)(t)(t)(%)(t)M128C油3xx.04.1418.55.371.424.614.839.8253M ZWC305-32水投注M236C油3xx.05.1030.20.199.827.60.299.34W CC214油5xx.06.1630.23.887.515.28.444.7297M ZWC95-123油5xx.04.1220.63.483.613.612.011.84645口99.512.681.035.41018平均单井24.93.220.38.9255M377油5xx.01.0513.24.863.62.61.734.6415M378水5xx.02.1427.623.116.34.03.77.5935M431油6xx.02.1012.612.50.82.32.30.0813M432油6xx.03.2536.714.361.06.95.224.61437M434油5xx.05.0427.61.893.45.55.33.6107M436油5xx.05.041.81.421.1转注7M433油5xx.05.1516.516.31.419.219.01.0386W22-85水6xx.03.0115.012.914.07.26.016.7793W305-43油5xx.01.219.06.132.04.53.424.4739W N360-6水5xx.02.1414.511.620.0转注555W360-58水5xx.2.2121.28.759.0转注693W360-62油5xx.04.1631.620.934.08.18.10.0623M375油5xx.06.2420.020.00.020.020.00.017813口247.3154.480.374.77682平均单井19.011.98.07.5591合计18口346.8167.0161.3110.18700平均单井20.49.811.57.9512设计产能累计产量井号目前投产时间井别初期上半年老区产能建设实施18口，其中调整井更新13口、开窗侧钻5口。 投产17口井（投注1口），初期日产油167吨，平均单井日产油9.8吨，目前14口生产井日产油110.1吨，平均单井日产油7.9吨，累积产油8700吨，平均单井512吨。 17口投产井除M236C井外，其余达到了设计要求。 M236C未达到设计要求主要原因一是固井质量差，分析存在管外窜；二是该井的低部位M13井已水淹，分析该井水淹级别较高。 3、整体调整方案实施情况xx年在3个区块实施整体调整方案，计划部署新井20口，上半年实施12口，其中明六块新钻井8口，卫22块1口，卫360块3口。 明六块（一）方案部署工作量实施情况xx年明六块方案部署调整井7口（油井5口，水井2口），油水井配套措施工作量36井次。 其中油井措施19井次，预计增油1.62104t；水井措施17井次，预计增注10.8104m3。 xx年上半年事实新井9口（油井8口，水井1口），油水井配套措施工作量13井次。 其中上半年新钻油井井7口，投产8口（明430明xx年12月完钻，xx年1月投产），预计新井年增油0.63104t，上半年实际增油0.56104t，完成年计划的88%。 油井措施5井次补孔2井次（24C、394），堵水1井次 （380），钻塞1井次 （204），恢复1井次 （211）。 增加水驱控制储量17.5104t，增加可采储量14.2104t，措施增油0.66104t；上半年新钻水井1口 （436），水井措施7井次，增加水驱控制储量12.5104t，水驱动用储量8.6104t，日增注水量207m3，上半年累计增注1.19104m3。 上半年油水井措施计划36井次，上半年实施13井次，完成年计划措施工作量的36.1%。 措施增油量完成年计划的10.1%，增注水量完成年计划的36%。 xx年上半年油井措施工作量实施表xx年方案工作量部署表xx年上半年实施工作量表项措施内容井次井号日增油水平(t)年累增油（*104t）井次井号日增油水平(t)年累增油（*104t）油井新井7373.374.375.377.378.430.400210.638375.377.378.430.431.432.433.43478.30.56侧钻127C30.09补孔424C.398.393.8480.24224C.39417.90.07提液684.210.350.390.392.398100.3堵水5194.388.124.361.38050.1513800.014寸套1W1330.09大修2193.2140.12其他2204.2112.30.02小计26541.621398.50.66xx年上半年水井措施工作量实施表xx年方案工作量部署表xx年上半年实施工作量表项措施内容井次井号日增注(m3)年累增注（*104m3）井次井号日增注(m3)年累增注（*104m3）水井侧钻150C802.4转注2115.351C802.43WM362C.400.WM436投注751.29分注4127.96.125.2061217200.50大修251.178802.41212600.694寸套264.212802.4调剖4201.113.N208.2132113.N208120.60打塞268.N129401.2增注1206400.81小计1736010.882073.89（二）上半年指标分析 （1）新井效果比较好。 xx年计划新钻油水井7口，上半年实际钻井8口。 预计新井年增油0.63104t，上半年实际增油0.56104t，完成年计划的88%。 增加水驱控制储量16.6104t，水驱动用储量13.7104t，可采储量14.2104t。 新发现明96断层、明398断层形成一个断块区明398断块。 目前圈定含油面积0.12km2，估算该块地质储量40104t。 经研究认为该块属于有一定含油面积、储量和较高产能的断块，可进行整体部署。 加密调整井进一步落实了复杂带的构造，为下一步的调整和井网完善提供了方向。 （2）.提高有效注水，精细挖潜，效果显著。 在xx年和xx年上半年水井工作的基础上，油井见效9井次，上半年累计增油0.3217104t，减缓自然递减7.5个白分点。 如明206井xx年1月进行调剖重分，对应油井明390井当月见效，见效前日产油4.7t，含水83.2%，见效后日产油7.9t,含水73.7%，日增油3.2t，含水下降了10.5个白分点，上半年累计增油503t。 WM206-WM390井组注采对应曲线日产油051004-12-105-2-105-4-105-6-10204060801001xx0160xx-12-1xx-2-1xx-4-1xx-6-1（三）目前存在问题构造的极复杂难认识性影响区块整体开发效果区块内部低序级断层认识不清导致注采井网完善程度低，水驱控制程度不均衡a、落实程度高的小断块完善程度高，开发效果好，采出程度高；b、落实程度低的小断块注采井网完善程度低，开发效果差，采出程度较低，属潜力区域。 一是有20个单井单块区近80104t左右储量处于弹性开采状态；二是内部可疑断层不确定导致注采井网适应差，连通厚度小，水驱控制程度不均衡。 从平面上看，明6断块区总井70口，其中油井47口，注水井23口，注采井数比12.04，统计47口油井只有25口见效，仅占开井数的53%，并且大部分都是单向受效，连通厚度小，见效油井产量增长不明显，非见效井产量更低；统计28口受控井连通厚度只占射开厚度的53.4%。 （四）老区技术改造xx年全厂计划调整后部署开窗侧钻井7口，上半年投产4口，投注1口，初期平均单井日产液24.9t，日产油3.2t，综合含水87.1%，目前日产液20.3t，日产油8.9t，综合含水56.2%，上半年累计产油1018t。 xx年上半年开窗侧钻井投产情况表日产液量日产油量含水日产液量日产油量含水(t)(t)(%)(t)(t)(%)(t)M128C油3xx.04.1418.55.371.424.614.839.8253MZWC305-32水投注M236C油3xx.05.1030.20.199.827.60.299.34WCC214油5xx.06.1630.23.887.515.28.444.7297MZWC95-123油5xx.04.1220.63.483.613.612.011.84645口99.512.681.035.41018平均单井24.93.220.38.9255设计产能累计产量井号目前投产时间井别初期（五）注水结构调整xx年在老区注水结构调整方面，针对不同类型油藏特点和开发现状，采用不同的挖潜对策文明寨和马寨浅层油藏在油藏描述、剩余油研究基础上，通过事故井大修、侧钻、层系间调整归位等手段重组注采井网，通过大剂量调剖、分注和挤堵等手段，封堵、限制高渗透层，在细分注水层段的基础上努力改善注采剖面和压力剖面，提高差层的水驱动用程度。 卫城深层低渗油藏继续开展油水井对应分层压裂改造、高压分注、近解远调和增压增注措施，努力提高吸水厚度，提高水驱动用程度。 卫 18、卫 37、卫58等浅层油藏通过大修、侧钻和停关井恢复等手段完善注采系统，通过技术攻关和开展先导试验，努力提高采油速度。 卫360块通过注采配套、完善，提高水驱控制、动用程度，恢复提高地层能量，降低老井递减。 马寨油田重点通过老区卫95块调剖、分注，卫305块局部井网完善恢复，提高水驱控制、动用储量，进一步改善开发效果。 古云集油田通过云3块调剖、酸化增注、高压分注等手段，提高云3块主力油藏水驱动用程度，控制含水上升，改善开发效果。 xx年初步安排水井措施工作量275井次。 通过实施预计增加水驱控制储量160万吨，增加水驱动用储量120万吨。 油井见效增油3万吨以上，油田老井自然递减控制在21%以内。 上半年，老区注水继续坚持“注上水、注够水、注好水”的工作主题，工作思路以工艺技术集成配套实施为支撑，平面注采系统完善与纵向剖面状况改善同时兼顾，重点单元实施井网重组细分或部署局部差层井网，实现增加储量动用，控制递减的目的。 方案实施以井组为单元，采取油水配套、水井先行、点面结合的部署原则。 上半年阶段实施工作量126井次，完成年度计划的45.8%，增加有效注水能力1408m3/d，阶段增加有效注水量17.2104m3，减少无效注水量7.8104m3。 增加水驱控制储量124104t，增加水驱动用储量87.77104t，阶段见效增油0.94104t。 与去年同期对比工作量增加9口，投资减少134万元，油井见效增油同比增加1132t,其中转注、大修、分注、增注、换封等措施工作量均有所增加，调剖、补孔等工作量有所下降。 同时实施调配措施224井次，增油3435t,虽然调配井次比去年少6口，但效果好于去年，同比多增油1014t。 xx年注水结构调整措施工作量同期对比表措施内容(104t)(t)(104t)(t)(104t)(t)转注1316934.8829461620850153633915.12-1410增注8641.3570131041.21207540-0.151137大修41208.34751022.32946-1xx-181分注261823.632798302104.41537.54280.77-1260.5调剖5935413.41246412465.653355-18-108-7.752109补孔1313012.254746602.42592-7-70-9.83118其它12603.552779451.8897-3-15-1.75620小计135123577.368286126110187.779418.5-9-13410.411132.5调配2300242122403435-6001014合计365123577.3610707350110187.7712854-15-13410.412146.5135措施井次增加见效情况xx年1-6月xx年1-6月差值累计增油措施井次增加见效情况水驱储量动用费用(万元)费用(万元)动用累计增油费用(万元)水驱储量动用累计增油措施井次增加见效情况水驱储量 1、完善新老区平面注采系统，进一步提高水驱控制、水驱动用程度通过老井转注、部署调整水井、大修恢复等手段，完善新老区平面注采井网，保持地层能量。 全厂阶段实施老井转注16口，新井投转注3口，大修恢复10口，增加有效注能力1237m3/d，增加水驱控制储量117104t，增加水驱动用储量72.3104t，阶段累增注水量6.08104m3。 目前有13口油井明显见效增油，增油能力38t/d。 2、实施增注措施，提高欠注井层注水量开展欠注井、层调查，充分发挥注水井点的注水功能，对13口欠注井实施增注措施，增加有效注水能力355m3/d，阶段增加有效注水量2.74104m3，增加水驱动用储量1.2104t。 目前已有8口油井明显见效，增油能力19.8t/d。 3、在平面注采完善的基础上，发挥工艺技术集成配套优势，改善分层动用状况以剩余油研究为基础，在开展注采状况调查、分注状况调查及分析吸水剖面变化等工作基础上，以扩大水驱波及体积，提高水驱动用程度，增加可采储量为目的，发挥工艺技术集成配套优势，利用钻井停注或动态停注，合理安排措施运行，提高注水时率，及时调整改善剖面状况。 4、强化注采管理，树立“动态调配是少投入高回报的措施”思想意识，充分发挥水量调配杠杆功能，保持井组合理注采比，控制油井含水上升。 主要工作一是开展季度油藏大调查，及时编制下发油田季度注采完善及配注调整方案。 二是严格执行日观察、旬分析、月总结工作制度，时刻把握单井液量、含水变化动向，变被动调配为主动调水，通过及时调整配注，保持井组注采平衡，防止出现供液不足或含水上升等降产现象。 上半年动态调水224井次，有效地控制了油田自然递减。 三是对动态反应明显的井组或单元，实施周期注水或转向注水，改变储层驱替方向或驱替能量，从而达到改善剖面动用的目的。 （六）老井措施挖潜针对分层动用状况不均，层间动用差异较大等因素，在油藏调查、井况调查及注采状况等调查的基础上，结合剩余油研究及油藏精细描述最新成果，不断完善和优化分单元“一块一策一目标”综合治理方案。 方案以工艺技术集成配套实施为支撑，以提高采油速度、增加可采储量为目的，通过优化单井方案设计，优化施工程序，提高作业时率，创立措施精品工程，确保措施挖潜效果。 采油三厂xx年1-6月老井挖潜与上年同期效果对比表措xx年1-6月xx年1-6月施总井有年增总井有年增总井有年增项数效率油数效率油数效率油目(口)%(104t)(口)%(104t)(口)(%)(104t)压裂22110090.90.6776630066.70.0766-16-800-24.2-0.6010补孔4646076.10.59002525084.00.3543-21-2107.9-0.2357泵升级153880.00.248925100.00.0341-13-3320.0-0.2148回采756100.00.20600-7-56-0.2060下电泵618100.00.09740-6-18-0.0974卡堵水1711964.70.0703128441.70.0425-5-35-23.0-0.0278大修7315100.00.015290100.00.15022-3150.00.1350其它1818077.80.20801717076.50.1599-1-10-1.3-0.0481合计138228681.22.11347180976.10.8176-67-1477-5.1-1.2958费用(万元)费用(万元)费用(万元)差值上半年，阶段实施措施工作量71井次，有效54井次，有效率76.1%，措施增油能力114t/d，平均单井增油能力1.5t/d，阶段措施增油0.82104t。 同比工作量减少67井次，投资减少1477万元，措施增油减少1.2958104t，去年措施成本为1081.67元/吨，今年措施成本为1081.67元/吨，989.48元/吨，同比措施成本降低92.19元/吨，其中压裂措施同比减少16口。 上半年措施挖潜主要做法 1、减少投入高、风险大的技术项目，增加投入少、见效快的成熟配套工艺技术投入，寻求规模效益。 2、发挥工艺技术集成配套实施优势。 为了减少层间干扰，压裂或补孔措施实施中，实施挤堵或卡封、打塞等配套措施，封堵高压、强水淹层，充分发挥二三类层潜力。 对于带病的低产井或停产的事故井，为提高储量动用，增加可采储量，通过开窗侧钻、补换套等大修手段，优化射孔层位，充分发挥井层生产潜力。 对于低渗油藏水淹较严重的目的层措施井，在不能实施压裂改造的情况下，通过优化射孔方案，采取超正压、袖套式等深穿透复合射孔技术，提高增产效果。 3、坚持先水后油，注采配套，增加可采储量，提高储量有效动用的原则。 在水井措施未能实施的情况下，对应油井措施坚持缓实施或不实施的原则。 4、加强动态监测资料的录取及应用。 对部分目的层剩余油把握不准的措施井，加强剩余油、产液剖面等资料的录取工作，降低措施风险。 特别是压裂井，坚持压前测地层压力，压后测井温。 5、地质、工程、作业等部门密切协作，贯彻地质意图，共同会审措施施工方案，优化施工程序，减少作业污染。 对措施运行中的突发事件，及时有效地制定变更方案，提高作业时率及作业质量。 （七）油藏目标化管理根据油藏特点，将全厂33个开发单元组合为21个油藏目标化管理单元，并将年度油水井措施工作量、产量、递减等开发指标细化、分解到21个开发管理单元，由地质、工程、采油区的技术骨干组成项目组，每个管理单元由一位项目经理负责，签定承包合同，负责每个开发管理单元的整体方案编制、年度指标运行和组织落实，确保全厂总体目标的完成。 在组织结构上，成立了以厂长为组长的油藏管理活动领导小组，修订了油藏目标化管理考核办法和高效油井措施、高效水井措施、高效新井、优质方案考核办法，每旬进行油藏分析，每月进行检查预警，季度进行评价考核，确保油藏经营管理指标落实到位。 全厂21个油藏开发管理单元完成指标好的单元9个，覆盖地质储量2599万吨，储量占35.8，产量占45%；指标保持稳定的开发单元8个，覆盖地质储量3447万吨，储量占47.5，产量占40.1%；完成指标较差的开发单元4个，覆盖地质储量1215万吨，储量占16.7，产量占14.9%。 油藏目标化管理单元开发状况表类型单元个数油藏名称储量储量占%产量占%指标变好9明 6、明 14、明 15、卫 2、卫 49、卫 58、卫 22、卫 305、古云集259935.845.0指标稳定8明一东、明一西、文明其它、卫 18、卫 360、卫城其它、卫 95、卫334344747.540.1指标变差4卫 10、卫 81、卫 11、卫94121516.714.9（八）油藏动态监测 1、动态监测工作量完成情况上半年油藏动态监测计划257井次，1-6月份完成监测工作量209井次，完成计划的81.32。 与去年同期相比，总的监测工作量下降，油井测压完成率下降40，水井测压、吸水剖面工作量与去年同期持平，剩余油监测工作量比去年同期增加10井次。 xx年上半年监测工作量完成情况 2、动态监测与油田开发密切结合上半年，我厂在录取监测资料的同时，也充分对资料加以应用，资料应用率达到65，取得了较好的效果。 吸水剖面利用吸水剖面资料分析分层动用状况，指导剖面改善措施的实施。 1-6月份吸水剖面测试95井次，其中有63井次用于分注、调剖和分层酸化及动态调水工作中，目前已有51井次见效，年累增油9500t。 另外，通过测吸水剖面，了解部分分注井管柱未下到位，影响了正常注水，通过换封，使注水井正常注水。 如明242井，通过吸水剖面资料了解到该井沙二下214号层以下相对吸水达到70，致使上部层吸水差，根据这一情况，采取了打塞封堵下部吸水较好的层的措施，以启动上部吸水较差的层，措施实施后，文明寨796075.95338108293541344卫城1069488.68451815834355471118马寨463473.9119366171623224古云6116.673112卫东20xx011931682合计25720981.321113835248894118121926单位计划完成%油井测压水井测压吸水剖面产液剖面剩余油其它计划(口)完成计划(口)完成计划(口)完成完成计划(口)完成计划(口)提高注水压力，上部原吸水较差的层得以启动，对应油井明240井见了明显的增油降水效果，日产油由2.9t/d上升到9.9t/d，含水由84.3下降到48，效果明显。 剩余油监测利用剩余油监测资料指导剩余油挖潜。 今年我厂共开展剩余油监测18井次，其中钆-中子寿命5口，脉冲中子测井13口，所测资料与动态反应基本一致，大部分井得到有效应用，取得了较好的增油效果。 如明434井，是文明寨油田的一口新投井，投产后日产油1.1吨,含水94.5%，一直居高不下，该井电测资料显示射开的8号、12号、15-16号小层呈高电阻，为油层。 水分析资料显示矿化度100256毫克/升，为地层水。 综合分析后，认为可能是其它层发生水窜。 决定用中子寿命监测技术，找准出水层。 测钆-中子寿命后，发现由于该井固井质量不好，未射开的17号油水同层的水，管外窜到14.15号层导致该井高含水。 5月25日明434井打塞、补孔沙三中5，目前该井日产液16.0吨，日产油12.5吨，含水22.0%，生产稳定。 卫22-43井为卫22块一口油井，结合检泵测脉冲中子测井（PNN），为了了解该井钻遇的卫18块沙二下油层的情况，在该井沙二下与沙三下分两段进行了测试，通过对测试资料分析，所测的卫18块沙二下2的解释含水级别低，为三级水淹，对其邻近的卫18块油井卫112井的沙二下2采取了补孔措施，措施实施后效果较好，日产油由原来的0.3t/d上升到4.2t/d，含水由95.8下降到75，目前仍有2.5t/d的产量。 （九）基础研究及管理针对老区局部构造，尤其是区块边部、结合部构造认识程度低和剩余油分布认识不清的状况，为提高储量动用、改善油藏开发效果，开展构造和油藏精细描述研究，搞清剩余油分布，提高油田开发效益。 xx年重点开展好“八项研究”，重点落实边部构造进行有利目标区评价、沉积相研究、剩余油分布认识。 xx年地质基础研究项目表序号项目名称主要研究内容1文明寨油田极复杂断块小井距加密调整研究 一、在极复杂构造条件下，构造和储层的逐步认识方法 1、地层精细对比研究； 2、构造再认识研究； 3、储层展布研究。 二、极复杂断块小井距加密调整研究 1、方案思路研讨； 2、井网密度研究； 3、.注采井网研究； 4、配套工艺研究。 2卫城油田沙河街组沉积相研究各砂组砂层等厚图沉积相分布图3卫北地区构造储层研究 1、地层精细对比研究利用层序地层学的方法，将大量测井资料进行精细地层对比，搞清地层特征； 2、构造研究 （1）断裂系统研究，建立骨干断裂格架，搞清构造剖面、平面特征； （2）目的层段构造图编制。 应用Geoqest解释工作站分砂组完成沙二下、沙三上、沙三中、沙三下和沙四段三维地震油顶构造图、构造圈闭及构造控油气研究。 3、沉积储层研究 （1）主要含油目的层砂体展布研究； （2）沉积储层与油气关系研究； （3）主要含油目的层砂体储层预测； 4、在弄清断块构造特征和储层发育的基础上，开展复杂区带的潜力调查，并对复杂区带进行分类评价； 5、确定具有增储的复杂区带，部署有利井位。 4卫城油田低渗油藏卫 10、卫11块稳产方案研究 1、开展因井况问题对区块中高含水开发期的影响研究； 2、开展深层低渗油藏两个剖面改善研究； 3、开展区块裂缝对注水开发中综合含水的影响研究； 4、根据研究结果找出目前卫 10、卫11块剩余油分布状况； 5、根据剩余油分布状况，制定出区块下步稳产方案。 5卫城沙四段特低渗油藏开发中后期提高采收率研究 1、开展中高含水开发期井网适应性研究； 2、深层低渗油藏中高含水期改善吸水剖面工艺技术研究； 3、深层低渗油藏中高含水期改善产出剖面工艺技术研究。 6卫城深层油藏I、II、III类层挖潜对策研究 1、分类储量动用状况及剩余油分布状况研究 2、分类储量措施挖潜工艺技术适应性研究 3、井网状况适应性研究 4、动态监测技术适应性研究7马寨油田降低自然递减 1、自然递减加大因素研究，弄清自然递减加大原因1)井网研究因素；2)井况因素；3)储层因素；4)工艺技术因素。 2、地质基础研究，深化油藏认识，明确油藏潜力分布1）构造研究；2）储层非均质性研究；3）剩余油分布规律研究；4）井网适应性研究。 3、工艺技术适应性研究，为降低自然递减提供技术支撑大位移双靶定向钻井技术、深穿透射孔技术、找水技术、分层开采配套技术，调剖配套技术，大修侧钻配套技术等。 4、降低自然递减方案研究，探索出一套控制油田自然递减的技术对策1）吸水与产出状况研究；2）合理注采井网研究；3）合理注采压力系统研究；4）降低自然递减方案部署。 8多脉冲复合射孔技术在采油三厂的应用依据文、卫、马油田地质特征及油藏开发现状，通过优化射孔方式，优选射孔井层，优化施工方案设计，不断改进射孔工艺技术，最终取得较好的措施增产效果。 三、油田开发形势分析（一）全厂开发形势上半年全厂开发形势基本上达到了我们的预期调整目的，具体表现为三降两稳两减缓，即注水量、产液量、综合含水下降，地层能量、产油量地层能量、产油量稳定，两个递减减缓。 地层能量分析6月份日注水量14861m3，与去年底相比减少1236m3，日注水量降低主要是注水结构调整动态调配、作业及事故停注等因素影响，年累注水量287.31104m3，阶段注水量比去年下半年下降19.24104m3，上半年日注水平15873m3，去年下半年16660m3，下降了787m3，同时日产液下降195t,阶段注采比由1.16降至1.11，略有下降。 上半年测压42口，平均地层压力15.99MPa，与去年12月对比略有下降，基本保持稳定，连续测压井21口，平均地层压力13.55MPa，与去年12月对比上升0.28MPa，综合两项压力对比，上半年油田整体地层能量保持稳定。 上半年测液面583口，平均动液面1326米，与去年12月对比下降32米，基本保持稳定，相同井号测液面516口，平均动液面1305米，与去年12月对比下降6米，保持稳定，从动液面监测资料看，上半年油田整体地层流压保持稳定。 通过地层压力和动液面分析对比，说明上半年油田生产压差与去年对比基本保持稳定。 产油量基本稳定日产液量13889t，与去年12月对比下降了195t；综合含水86.75%，与去年底对比下降0.06个百分点。 日产油量1840t,下降17t，基本上实现了稳产。 采油三厂xx年上半年开发曲线综合含水86.8186.7886.6886.8186.7786.8486.75868788水井开井数332329328333332342341315330345日产油水平18581848184418351864185518401820184018601880油井开井数605611604608609609606600603606609612井口日产液14083139791384413911140861410213889135001400014500日注水平16097159741649016179157611599914861140001600018000xx12xx01xx02xx03xx04xx05xx06与去年同期相比，全厂自然递减由16.72%减缓至10.04%，减缓6.68个百分点。 综合递减由11.15%减缓至7.66%，减缓3.49个百分点，综合递减减缓幅度小于自然递减减缓幅度，说明上半年措施增产效果比去年差，两个递减减缓主要得益于强化注采管理控制住了自然递减。 上半年通过注采结构调整，使注水量和产液量均有所降低，综合含水下降，在降水的同时基本上保持了注采平衡，地层能量和生产压差保持稳定，油量稳定，递减减缓，同时降低了油水井措施投资，措施吨油成本降低，油田开发指标得到全面改善。 xx年上半年开发指标对比综合自然xx1266360514083185886.814203321609711.1516.72xx0665760613889184086.75414341148617.6610.04差值-61-195-17-0.06-69-1236-3.49-6.68油田名时间井口综合含水日注水平总井数开井数开井数日产液三厂油井日产油总井数水井同期递减xx年上半年地层压力对比表井数压力（MPa）井数压力（MPa）井数压力（MPa）井数压力（MPa）文明寨2510.701510.