油藏单元目标管理.ppt

一、开发管理状况,油藏：大芦湖、小营两个油田，动用地质储量3855万吨。2010年12月，开油井247口，日液1332吨，日油463吨，综合含水65.2%,采出程度12.2%；水井99口，日注2262m3，月注采比1.57，累注采比1.07。,采油三矿油藏分类表,2,2.注采-采油,油井利用率96.65%，开井时率96.49%，抽油机平衡率90.6%。,注采：油井平均泵挂1834.3米，平均泵效27.4%，工况合理区152口井，合格率76%，检泵周期815天，长寿井58口，2010年维护井次171口，躺井率5.9%。,一、开发管理状况,采油三矿采油指标表,注采管理-注水,分层注水井现状,2010年共测试注水井22井次，合格20井次，测试成功率91%，测试层段合格率95%，分层注水井测试率70%。,分层注水井23口，占23%,其中有16口井能够正常测试，占分注井数的70%，其它井由于油压高和遇阻等原因不能测试、测调。,注水井测试,全矿注水开井99口，其中有欠注井23口，占23%，欠注水量197m3/d。,水井欠注,一、开发管理状况,水质合格率80%，水井洗井完成率91%。,水质,目前采油矿共有32座计量站，其中进管网输油计量站20座，对应油井151口，液量900.7吨，油量301.6吨，计量站干压达标率100%，温度达标率100%；单井拉油点84个，对应油井102口，液量390.2吨，油量184.6吨。,3.集油地面压力系统,一、开发管理状况,油藏目标管理开发动态分析，就是通过开发过程中取得的各种资料，对整个油藏的动态变化进行经常的对比分析，从中找出各种变化之间的相互关系，研究各种变化因素对油藏开发工作的影响，把多种现象有机地联系起来，从而认识油藏内部的变化及运动规律，制订油藏动态调配方案和开发政策。,2、规范技术分析,目标管理油藏动态分析：由采油矿地质技术员、管理区技术员负责，分析油藏开发规律，制定调配原则，分析油藏整体调配效果，提出改善开发效果的技术办法。突出规律（理论）把握，分油藏类型明确开发原则-指导注采调配。,目标管理单井（井组）分析：由采油矿班组和管理区地质技术员负责，分析油水井生产状况、水井调配效果、油井见效状况。突出贴近生产实际（务实），分因素减少产量损失。,二、目标管理保障措施,单井动态分析程序,收集资料、绘制图表和曲线。静态资料、生产资料、完井数据、施工作业情况、井史五大类资料收集齐全，编绘出必要的曲线和图表(如油水井连通图、注水采油曲线、吸水产出剖面图等)。搞清单井情况。包括地面流程和清蜡热洗等管理制度、井下管柱结构、机采井的抽油参数和示功图、油层的发育情况等。分析对比，分析矛盾，从中找出主要问题。,单井分析的内容,检查本井配产指标的完成情况、生产状况的变化及原因。分析油层压力是否稳定。分析含水变化情况是否符合指标要求。分析气油比变化情况。分析各个油层的生产情况，采取相应措施。,(一)单井(井组）动态分析,采油井动态分析主要内容及方法,一是地层的压力变化二是流动压力的变化三是含水的变化四是产液量变化五是产油量的变化六是油井的生产能力七是分层动用状况的变化,自喷井井筒动态变化：引起井筒动态变化的主要原因是油层堵塞、油管存在问题、油嘴不合适、其它情况。机采井井筒动态变化：抽油井泵效分析；油层供液能力的影响；砂、气、蜡的影响；原油粘度的影响；原油中含有腐蚀性物质使泵漏失，降低泵效；设备因素，工作方式的影响；动液面(沉没度)分析等。,热洗、清蜡制度，掺水管理，合理套压的控制等。,油井井筒动态变化分析,地面管理状况分析,油井地下动态变化分析,(一)单井（井组）动态分析,注水井动态分析的主要内容及分析方法,注水井油层动态分析,一是注水井的油层情况分析二是油层堵塞情况分析三是注水量变化情况分析四是注水分层吸水量变化情况分析五是注采比的变化和油层压力情况分析六是周围生产井的含水变化分析,注水井井筒动态分析,一是油、套压和注水量变化的表现及原因分析。二是测试资料的分析。,(一)单井（井组）动态分析,井组剩余油分布状况,注采井组动态分析的内容和方法,分析注水井全井注入量是否达到配注水量的要求，再分析各采油井采出液量是否达到配产液量的要求，并计算出井组变化。分析各层段是否按分层配注量进行注水。对井组内各油井出液量进行对比分析，尽量做到各油井采液强度与其油层条件相匹配。对井组内的油层压力平衡状况进行分析。,注采井组油层连通状况分析,井组注采平衡和压力平衡状况的分析,井组水淹状况分析,研究井组小层静态，主要是分析每个油层岩性、厚度和渗透率在纵向或平面上的变化，做出井组内的油层栅状连通图。,包括平面、层间、层内水淹状况。通过定期水淹和综合含水变化的分析，与油藏所处开发阶段含水上升规律对比，检查水淹和综合含水上升是否正常。,平面、层间、层内剩余油状况。通过饱和度测井、取心井、油藏工程和动态分析方法分析剩余油分布状况。,(二)开发单元（区块）的开发动态分析,液量（采液指数）变化规律分析综合含水变化规律分析。采油指数变化规律分析依据油藏类型、开发阶段确定注采调配指导理念,产量有关指标：液量、油量、水量等.开发有关指标：自然递减率、综合递减率、含水上升率、存水率、注水利用率、水驱指数等。管理有关指标:油水井综合利用率、油水井免修期、躺井率、层段合格率等。,开发单元总的平衡和油层压力情况分析，总体上衡量开发单元的动态状况各小层注采平衡和油层压力分析，找出层间矛盾，并对主要矛盾采取调整措施平面上注采平衡和油层压力分析，找出平面矛盾，提出调整措施,开发单元潜力分析,资源潜力，包括未动用储量和井网密度方面潜力。剩余油潜力，包括各开发单元累积采油量、采出程度、剩余可采油量状况的分析，各小层内水淹状况和剩余油状况分析。增产措施潜力，如补孔、扶长停井、提液等措施。,注采平衡及油层压力状况分析,开发单元所处阶段开发规律分析,主要内容,油田开发管理指标检查,地下,井筒,地面,单元目标管理突出“一体化”,油藏动态分析,油水井注采管理,设备流程温度干回压,开发单元分析,井组分析,注采管理指标,单井管理,地面管理指标,地质资料员,地质技术员,工程技术员,井站班组,生产副经理,单井管理,井站班组,单元目标管理实现两个延伸：一是油藏管理向注采、地面管理延伸，涵盖影响产量的所有方面；二是技术管理向全员、全过程管理延伸，发挥各环节人员的积极性。,地质队,生产技术室,管理区,3.狠抓目标管理落实,二、目标管理保障措施,二、目标管理保障措施,3.狠抓目标管理落实,二、目标管理保障措施,3.狠抓目标管理落实,二、目标管理保障措施,3.狠抓目标管理落实,三、指标运行状况分析,2011年上半年产量完成情况统计表,采油矿上半年老井运行曲线,采油矿上半年自然递减,采油三矿老井产量目标管理运行表（二）,三、指标运行状况分析,上半年单元目标管理运行情况,开井数,油井利用率,泵效,检泵周期,平衡比例,层段合格率,三、指标运行状况分析,采油三矿老井产量目标管理下步措施（一）,四、单元目标管理三季度工作,1.针对问题、制定办法、改善管理单元开发状况,从总体运行来看，上半年老井生产形势较好，但有三个单元未踏计划运行，部分井组出现产量波动现象。,F143块剩余日油水平43吨，目前井口日油水平44吨，6月份核实产量40吨。近期重点开展了三方面工作：一是加强套放、减少气体影响；二是加强热洗、部分井产量回升；三是加强加药防垢，作业井减少。目前流量计产量达到46吨，预计至年底能够实现稳产目标。,樊154块前5个月未踏水平，主要是三维地震和作业井影响，目前核实产量10吨，通过进一步加强F154-2注水，加强低产井管理降低躺井率，提高开井时率，至年底能够实现目标。,四、单元目标管理三季度工作,F15-204井含水上升。近期相对控制了F15-10注水，增加了边部水井F15-8注水，目前F15-204含水上升趋势得到缓解。,F15-204,F15-10,F15-203,F15-8,F20C24,F19-728,F15P2,樊15S2,F15-204,F15-8,F15-10,F18-720,F15P2,F20C24,F15-203,F19-728,F15-P2含水波动较大，目前我们对水井F20-C24采取了波动注水，注10天停5天。,1.针对问题、制定办法、改善管理单元开发状况,四、单元目标管理三季度工作,樊29扩,F8-16,F6-16,F10-16,F11-17,F8-18,F14X102,FX102,F7-13,F11-17,F10-16,F7-17,F7-17,F7-13,F14X102,F11-17,FX102,F8-18,1.针对问题、制定办法、改善管理单元开发状况,四、单元目标管理三季度工作,梁203-10块,L203P2,L203X7,L203P4,1.针对问题、制定办法、改善管理单元开发状况,四、单元目标管理三季度工作,二是加快樊128块长效治理工作量进度。F128-13、F128-4两口井检管增注。,一是转注L203-X2、L78-2、L78-4，完善L78块。,水井,2、加强注水工作量力度，稳定管理单元开发基础。,三是重点单元水井实施检管5口井，F13-13、F11-512、F15-17等。,四、单元目标管理三季度工作,F5#站水井物性差，欠注井集中，新上增压泵1台，注水压力提高到10MPa，主要解决樊29块东部F7-9、F9-508、F12-8三口井欠注问题。,梁212块增压注水井注水情况统计表,增压泵,L15号站增压泵理论排量200m3，实际120m3，泵效只有60%。6口需增压注水井按调配要求需水量230m3,不能满足注水需要，急需对增压泵更换。,L6#增压泵增压后泵压最高能到27-28Mpa，导致L8-4-10注不进，下步更换增压泵1台，解决增压泵泵效低造成的压力低、水量小的问题，并该井区下步注采完善做好准备。,四、单元目标管理三季度工作,水质,采油三矿水质检测表,樊154站反冲洗,樊家站污水水质综合达标率低。采用污泥悬浮加精细过滤的处理工艺，精细过滤处理效果不理想，悬浮物去除率低，平均去除率在30%左右，悬浮床处理污水时很难保证出水稳定达标。下步对污水罐和干化池进行清理，提高悬浮床反冲洗效果。,樊154注水站，水源属于清水，该站精细过滤装置每日反冲洗产生污水6方左右，需进油管一起倒走，有时影响原油外销，需停精细过滤装置，近期组织整改，确保能正常运转、水质合格。,樊家站精细过滤,四、单元目标管理三季度工作,2011年三季度水井工作量,四、单元目标管理三季度工作,3.油井措施以老井恢复为重点，挖掘部分老区开发潜力,四、单元目标管理三季度工作,3.油井措施以老井恢复为重点，挖掘部分老区开发潜力,四、单元目标管理三季度工作,2011年三季度油井工作量,四、单元目标管理三季度工作,三季度适当加大油井措施工作量，力争踏上措施产量年度剩余水平。,四、单元目标管理三季度工作,采油三矿分单元维护井次分析,采油三矿2011年1-5月份维护原因分类表,4.防治结合，切实减少躺井率。,4.防治结合，切实减少躺井率。,从采油矿今年维护井情况看，偏磨、腐蚀、结垢及因腐蚀结垢导致的卡井占到71%，其中腐蚀、结垢造成的躺井呈迅速增长趋势，为减少躺井，采油矿管理重心前移，围绕从源头做工作预防躺井制定了多项措施：,F31-5陀螺测试结果,F31-18陀螺测试结果,针对偏磨：一是优化工作制度，在今天上半年下调26口冲次、24口间开的基础上，又优选了15口下调冲次和20口间开井，在加强产量、液面监控的基础上正逐步实施。二是加大治理力度，通过陀螺测井找准偏磨段，采取扶正、内衬管、抗磨节箍等多种方式治理偏磨。,四、单元目标管理三季度工作,针对腐蚀结垢：一是分析腐蚀结垢机理，通过统计采油08年以来腐蚀结垢情况、垢样化验及分析结垢机理，发现腐蚀结垢井主要集中在小营油田、大芦湖S3X及F143等区块，结垢主要因水型不配伍及脱气影响。为解决这一问题，计划利用L78块的富裕气源在该块新建一热水加温点，解决水型不配伍问题。,梁78集油站地面配套工程设计示意图,4.防治结合，切实减少躺井率。,四、单元目标管理三季度工作,针对腐蚀结垢：二是优化加药类型和数量，通过和工艺所结合，优化了防蜡剂、缓释杀菌剂、阻垢剂、表面活性剂等多种药剂的加药类型、数量和井号，并根据作业情况及时增加。三是加大创新力度解决井筒脏问题，针对井筒脏物日益严重影响一次开井成功率问题，采油矿自己设计了旋转割缝气锚，通过4口（L212P1、L8-5C16、C113、F143X1)以前开井不顺利井的实验，均取得一次成功，为下步提高开井质量，降低躺井提供了保障。,旋转割缝气锚剖面图,4.防治结合、以防为主，切实减少躺井率。,四、单元目标管理三季度工作,5.实施四个优化，努力提升目标管理精细程度。,四、单元目标管理三季度工作,针对目标管理中反映出来的问题，进一步发挥油藏、工艺、工程等相关部门的技术优势，把技术和管理有效融合起来，采油矿下步要实施四个优化，稳步提升开发单元的精细化管理水平。,1.生产参数优化计划对29口低产低液油井逐步实施调参（樊西：9口樊东：5口樊128：7口小营：8口），重点做好F