油气工程会议材料[060706]

依靠集成配套技术， 深挖油田增产潜力 中原油田分公司采油三厂 二 六年七月 2006年上半年油气工程工作会议 目 录 第一部分 上半年工作总结 . 1 一、上半年生产经营任务完成情况 . 1 二、主要工作及取得的成绩 . 3 三、存在问题 . 19 第二部分 油田开发形势及潜力分析 . 21 一、低渗砂岩油藏 . 21 二、中渗复杂断块油藏 . 23 三、中渗极复杂断块油藏 . 25 第三部分 下半年工作安排 . 28 一、工作目标 . 28 二、工作思路 . 28 三、下半年工作安排 . 28 、 分类油藏治理 . 28 、 重点工作安排 . 30 、下步保证措施 . 35 1、固本强基，打好基础，实现全厂管理水平再上新台阶 . 35 2、强化五个系统完善四项机制，确保全厂各项工作有序运行 . 36 第四部分、需要分公司协调解决的问题 . 37 1 上半年，我厂 认真贯彻油田工作会议精神， 全面落实油田“一三四四二”工作思路， 坚持以经济效益为中心， 以油藏经营管理为核心，以提高储量动用程度为主线， 以新工艺、新技术为依托， 加强分类油藏集成技术应用， 全面推进我厂的持续、有效、和谐发展。 经过全厂职工干部的共同努力，全面完成 了 上半年 的 生产经营目标。 第一部分 上半年工作总结 一、上半年生产经营任务完成情况 1、 生产指标 完成情况 、 原油产量核实油全年计划 63 万吨， 上半年年均计划生产原油 104t，实际完 成原油产量 104t，较计划超 104t。从产量构成上看：新井产量 104t，较计划欠 104t；104t，较计划欠 104t；自然产量 104t，104t。 上半年完成原油统销量 104t，与均衡计划（ 104t）相比超 104t。 、 外销气量 108成局年度配产 108天然气商品率 与 2005年同期 比上升 3个百分点。 、年注水量完成 104计划 104 、自然递减基本保持稳定（ ，综合递减 综合含水 比计划 下降 表 1 2006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200506 0 6 . 1 - 6 计划 计划 同期 % )采油速度( % )剩余可采储量采油速度年注水(10 4 m 3 )含水上升率( % )时间年产液(10 4 t)年产油( 1 0 4 t) 综合含水( % ) 2 2、机采指标完成情况 截止 6月底，全厂油井 761口 ,开井 637口 ,开井率 其中抽油机井621口，占 电泵井 13口，占 自喷井 3口，占 详 见表 2）。 表 2 抽油机动态统计表 时间 总 井 数 开 井 数 合 计 自 喷 抽 油 机 井 电 泵 合 计 开 井 率 % 自 喷 抽 油 机 井 电 泵 抽油杆 玻璃钢 小 计 抽油杆 玻璃钢 小 计 200506 725 0 703 10 713 12 606 584 10 594 12 200606 761 3 737 8 748 13 637 613 8 624 13 差值 36 3 34 5 1 31 29 0 1 从表 2可以看出：与去年同期对比，油井总井数增加 36口，开井数增加31口，开井率增加 主要是老井恢复 23口，水井回采 10口，新井投产 26口 ， 老井转注增加 27口 。 其中普通抽油杆井增加 29口，电泵井增加 1口，玻璃钢杆减少 2口。 表 3 油井主要机采指标对比情况 时 间 开井 数 日产液 t/d 日产油 t/d 含水 % 动液面 m 平均泵挂 m 平均泵径均冲程 m 平均冲次n/m 平均泵效 % 检泵周期 d 时率 % 躺井比例 % 200506 606 268 1736 70 00606 637 387 1756 71 值 31 19 20 表 3可以看出： 机采参数总体上稳定，与去年同期对比呈现“四升八降一稳定”状况。 “四升”：开井数、泵挂、冲程、泵效上升；“八降”：日产液量、日产油量、含水、液面、泵径、时率、冲次、躺井比例下降；“一稳定”：检泵周期稳定。 3、注水指标完成情况 截止 6月底，全厂共有注水井 500口，开井 358口；其中高压注水井 184口，开井 155口；常压注水井 177口，开井 124口；报废注水井 139口，开井79口，其中高压注水井 38口 ， 常压注水井 41口。下封分注井 197口，分注率 3 达 单井配注达标率 日注水量 15666 m3/d，分层注水量 9330 m3/d，占总水量的 详见表 4）。 表 4 注水井主要指标对比情况 时间 开井数 (口 ) 日注水平（ m3/d） 分层 注水水量（ 104 高压水井 日注水平（ m3/d） 常压水井 日注水平（ m3/d） 分注率 % 水质达标率 % 单井配注达标率 % 200506 341 14861 8316 7789 7072 00606 358 15666 9330 8837 6830 值 17 805 1014 1048 、主要工作及取得的成绩 上半年，我厂 进一步 强化钻井、采油、注水和作业四个系统的 精细管理， 大力实施集成配套技术，加强分类油藏的工艺治理力度， 不断提高油田整体开发效果， 使 开发形势进一步好转。 、 严格管理， 不断优化方案设计 ， 进一步 提高工程的安全 性和 效益 性 。 上半年，我们 强化油水井措施管理，牢固 树立 “ 精品措施 ” 意识 ， 开展优质方案设计和无效方案设计的评比排序，调动地质 、 工程 技术 人员的工作积极性，措施有效率达到 85%以上。主要坚持以下做法： 在工程方案设计的管理 方面 ： 一 是 认真 学习集团公司、油田分公司和我厂制定的 相关作业文件、井控文件和技术标准。要求设计编写人员严格按照井控要求和技术标准编写工程设计，使工程设计的编审有“章”可循，有“法”可依，进一步提高了工程设计的井控“技术含量”。 二 是 进一步规范了工程设计的编写和审批程序 。 根据井下作业暂行规定（中油局油技200557 号），我们对工程设计的编写模版对照文件要求进行了补充完善，增加了井场现状、设计依据和井场示意图等内容，并结合具体措施对 其 具体井控安全内容进行了规范，使设计更加科学合理。同时，我们又结合井下作业暂行规定（中油局油技 200557 号）中的有关 规定对厂 2005 年初 4 颁发的油（气）水井工程设计管理规定进行了修改，进一步规范了工程设计的审批程序，使工程设计的审批程序更加明确，渠道更加畅通。 三是 加强了工程设计的会审和交底工作 。 成立措施方案会审小组，将每一口措施井当作一个系统工程来优化。措施会审中， “ 横向 ” 上突出地质、工程、注水、作业 “ 四大系统 ” 的结合， “ 纵向 ” 上突出制定措施方案、编制设计的技术部门与措施组织实施单位 “ 三个层面 ” 的结合，使措施方案的地质意图能够在设计和施工环节上得到良好的体现。 在 现场 作业 监督 的 管理方面 ： 一是强化安全教育，提升安全生产意 识。针对现场作业监督人员安全生产意识不到位，工作中是存在浮躁情绪等现象，我们在作业系统开展了“为什么要安全，安全为了谁”的大讨论，并开展了监督人员之间、领导和监督人员之间的谈心活动，通过大讨论和谈心活动，提高了现场作业监督人员的 安全意识， 实现了 由 “ 要我安全 ” 到“ 我要安全 ” 的转变，进而步入 “ 我会安全 ” 的境地。 二是 完善监督管理机制，明确岗位职责，强化岗位责任 。 为了进一步搞好现场作业监督工作，我们首先抓完善机制，配齐配强作 业监督队伍，在全厂优选了一批懂作业技术、文化素质较高的作业监督，形成了以作业科为业务主管部门 ，下辖 9个采油（气）区作业监督组为主体的专职作业监督队伍 ， 明确了现场监督人员的职责和权利 。 推广施行作业监督记录、作业特车使用记录，作为作业结算依据，不仅提高了监督责任心和监督管理制度的有效落实，而且有效地控制了作业费用的增长，防止了不合格工序的发生。主管部门采用不定期检查及月度定期考核相结合的办法进行督促，责任到人，明确职责，奖优罚劣，通过一系列制度的落实，使我厂的 作业监督 管理水平有了明显的提高。 三是加强作业开工验收制度 的 落实和重点工序监督，保证作 5 业井的施工质量和安全。重点抓好直接作业环节重点工序的 安全和质量监督管理，积极治理事故隐患，狠抓“三违”现象，通过 监督 施工单位 严格执行 理制度 、井控管理规定、 施工设计和有关技术标准 ，达到施工安全，提高作业质量的目的。严格作业井施工中重点工序的分级监督制度的落实，做到了重点措施、重点工序的现场指导和监督，确保了现场措施的施工安全。对不符合安全和技术等有关要求的，不 予 签字，坚决不允许施工，直到整改合格后方可验收开工。 效果 后四厂监督方面 在钻井 工程监督 的 管理方面： 一是 选聘 具有工程监督资格的人员上岗，目前我厂外聘钻井工程监督 2 人，对我厂钻井项目实施全过程监督 。 建立健全各专业监督的质量监控点，加大现场的监控力度，监督人员做到“三个及时”即：及时发现问题、及时整改问题、及时汇报问题，有效地防范了施工过程中各类质量问题的发生，把质量隐患消除在萌芽状态。 二是 现场监督过程中严格执行工程设计，重点对井控的安全、井身质量的跟踪、钻井液性能的检测、施工过程中地层的卡层位、目的层的认识、套管的质量、固井的全过程、完井试压的把关等工序进行监控。确保了钻井工程顺利实施及钻井质量的不断提高。 上半 年我厂已实施 43 口井，交井 38 口，井身质量优质率达到 95%，固井质量优质率达到 钻 井液质量优质率达到 套管质量、井口质量都达到 100%。 、 依靠科技创新，大力实施配套集成技术， 为 工艺增储增产 提供技术支撑 。 1、 不断完善，充分发挥 成熟工艺技术 的作用 、优化分注 管柱 ，提高 分注 效果 6 一是 针对 分层 注水井管柱可靠性差、失效快的问题，通过加强问题井的现场追踪，开展管柱 受力研究 ，深化管柱蠕动问题的研究，有针对性地开展工具改进和管柱优化研究。 二是 针对 层间差异极大 、 井况复杂 的现状，细分注水井类型，提出了适合不同类型注水井要求的系列管柱配套模式 。上半年新增分注井 23 口，对应油井 57 口，见效油 井 21 口，与措施前相比，平均日增油 32.7 t，累计增油 计降水 加了有效注水量，从可对比井来看，平均单井增加吸水厚度 ，。 、 规范 风险 调剖，提高调剖效果 根据分公司风险调剖、调驱管理实施办法，采油三厂制定了实施细则，并引进胜利、北京石油大学等资质齐全、技术力量较强的服务单位。在方案编制和单井设计中，针对区块特点采用新体系、新工艺，在小井区和明十四块的深部调剖施工中，通过多段塞设计，调剖与酸化结合，强化中低渗透层注水，逐步实现层间接替；明十五 块、明一东砂二下等区块的微生物驱，通过原油的降粘、溶蚀，增加地层的渗透率，提高对应油井的产能。截至 6 月底，已运行调剖风险项目 14 个（水井 55 口），开工 9 个，完工 7个（ 21 口），增油 920t。 、 强化分层技术，提高改造效果 地质 提供分层改造思路 、 做法 上半年 ， 针对、类层启动困难的问题，开展了分层测试 层酸化 首 先对注水井进行吸水剖面测试、测试调配等工作，认准欠注层，然后针对性开展分层酸化， 针对不同污染因素选用多元复合酸、复合酸深部酸化、综合热解堵等酸液体系。 加 7 强差 层吸水能力， 降低 层间启动压差，再根据分层酸化情况进行分注或重分，从而有效改善吸水剖面。上半年应用分层集成配套技术酸化 5 口井，平均单井注水压力由 降到 降了 井增注1486增注 5944段有效期 59d，对应油井见效增油 154t。 作业科 补充油 水 井挤堵 、 精细采油管理， 提高 机采 效果 一是 统一思想， 注重学习 。 每月召开 一次 全厂采油工程系统月度例会，搭建交流、沟通的平台 ， 促进管理经验 和技术 的交流， 倡导重学习 技术 ，重 生产 实践的风气 ， 打造了一支团结向上的学习型技 术团队，为 采油 管理水平的提高，打下了坚实的基础。 二是 规范工作，统一标准 。 为了进一步理顺采油系统的工作，重新修订了采油三厂采油管理规定 、 采油三厂地面工程方案编写标准 、 采油三厂常规抽油机生产参数调整标准和采油三厂抽油机选型标准 ，使全厂采油管理逐步走上了精细、规范、科学发展的道路。 三是工艺配套，提高时率。上半年，为减少躺井对产量的影响和减低作业费用， 继续完善地下、井筒和地面“三位一体”的控躺管理体系，按照“三大一小”和“优化参数、供采平衡”的原则， 技术人员共同讨论，分油田、分区块， 充分研究单井 特点，做到一井一策， 有针对性地采用“五防二配套”控躺集成技术 。 主要 对 2005 年 的 63 口频繁井 （ 躺井 254 井次）分别 实施 防砂、防盐、防腐、防偏磨等配套工艺技术， 同比减少 32 口井 /95井次 。 躺井 总 数与去年同期相比减少 73 井次 ，检泵周期达到 471 天。 四 是优化参数，规模提液。 通过加强与地质、采油区的结合，开展工况大调查，对油井采取“日观察、旬分析、月总结”的方法，坚持“三个 8 结合”： 一是 提液与注水相结合，对提液见效的油井加强对应水井的注水，及时补充地层能量。 二是 提液与控躺相结合，通过跟踪分析提液效果，对无效井和失效 井及时回调参数，避免提液后造成大批躺井。 三是 提液与配套技术相结合，如深抽、防气、防偏磨、防蜡等配套工艺技术的应用。按照“早、快、准”的原则，做好动态有效提液。 上半年共实施工艺增油措施 246 井次 ,有效 196 井次，有效率 平均阶段有效期 40 天，累计增油 9454t，平均日增油 2、 不断创新， 积极开展新 技术 集成配套 应用 上半年 ，我们按照加强技术创新、注重集成技术、搞好规模推广的科技工作思路，进行工艺技术的研究、储备和推广应用工作。共开展了三项先导试验，取得了四项技术突破，形成了五套集成技术， 促进了科技创新成果向储量、产量的转化，取得了规模效益。 、 开展了三项先导试验。一是针对 中渗复杂断块 特高含水 油藏含油 层系单一 ，只能靠大剂量深部调剖 稳产的问题 ， 开展了 油藏流体流向控制技术先导试验，促使注入水转向，提高注入水波及系数 ,控水增油 ,提高对应油井的产油能力 ,提高储量动用程度 ，上半年实施 2 口井 ，效果待观察 。 二是针对 隔层薄、常规水 力 压裂 难以 实施的 问题，在 深部砂岩油藏 开展了 油井 酸化压裂 试验 1 口井（ ，取得了初步效果 ，为 低渗复杂 油藏 的改造 提供了新思路。三是针对 水泥返高以上挤堵套漏难度大、作业时间长 、有效期短的问题，开展了 118管井膨胀管补贴 试验， 今年上半年，我们共实施套管补贴 4 口井（卫 313、卫 22 22明 175），完井3 口，由于每一口井补贴前我们均采用了自然伽 玛 结合磁定位校深的方式，保证了补贴的准确性，成功率达到 100。 四月份，在油气技术管理部领导的帮助下，我厂运行了第一口美国膨胀管补贴井卫 22井补贴段套管为 118径。补贴前，我们通过与采 9 油院结合，采用十六臂井径测井和自然伽马测井的 办法 ，确定了补贴长度为 34m，经过多次的通井刮套，达到了亿万奇公司的施工标 准，于 5 月 3 日顺利补贴成功。这是中原油田第一口 118径套管补贴井，同时补贴长度也是全局首例，为下步套管补贴工作开展积累了经验。 、取得了四项技术突破。 针对油藏经营中存在的关键技术问题，选准突破口，进一步加大技术攻关力度，在四个方面取得了突破性进展。一是针对 4 寸套管 打捞难度大 的问题， 研究 了 4 寸套管内打捞油管 技术， 上半年， 在 明 19 井的 4 寸套管 内 打捞 出 被防砂剂固死的 60式管 60根 。二是针对文卫马油田多层系开发，分层启动压差大、剖面动用程度不均等问题，研究了多级连续分层酸化工艺，分注层段合格率 提高了近 20 个百分点，平均单井启动新层 。 三是针对 套管错断井 大修难度大的问题， 项目组人员转变观念，克服了一发现复杂情况就不想修、不敢修的心理 ，研究了打通道技术， 上半年，通过错断井打通道成功修复了 3 口复杂大修井（明 63、新卫 60、卫 95 四是针对原有分注工艺无法满足 4 寸套井分注的难题， 推广 了具有分隔和配水双重功能的 水封隔器，并完善了测试工艺，解决了 4 寸套井分注测试难题。 、形成了五套集成技术。 通过不断地试验、创新和引进、消化、吸收，形成了“五套集成技术”，在实践中配 套应用，取得了良好效果。一是针对低渗油藏动用程度低、开发效果差的难题，形成了分层压裂、重复压裂等低渗油气藏压裂改造集成技术，累计增油 1535t，实现了高含水期油田的稳产、上产。二是针对不同类型的油藏逐渐形成了固化、絮凝、近解远调、有机颗粒、微生物等调剖体系；针对层间矛盾大、剖面改善效果差的问题，形成了分调分注、堵酸结合等注水井调剖集成技术。实施注水井调剖 23 井 10 次，调剖工艺成功率 100%，有效率达到 累计增油 920t。三是针对单井不同的井筒状况， 配套应用适用于常压井、高压井、套变井、 4 套管分注的 4 大系列 8 种分注工艺技术。并针对 因污油、结垢等造成难以投捞测试的问题，形成了地面分注、投捞调配一体化等注水井分注集成技术。实施分注工艺 76 井次，成功率达到 100%，对应油井增油 1760t。 四是针对不同类型的套损情况，形成了复杂落物打捞、套管整形加固、套管补贴、开窗侧钻、下 4 寸套管修复、 4 寸套管内修井等大修集成技术。 修复成功率达 恢复水驱控制储量 104t。 五是针对常压凝析气藏开发后期存在的地层能量衰竭，井底积液、结盐等问题，应用了降压采气、液氮气举、撬装式气举、油基携液技术、气井抑盐解堵技 术、小油管排液和抽汲排液等技术，延长了气藏的低压稳产期，提高了气藏采收率。 实施 13 井次，平均单井日产气量由 104104计增气 104施有效率达到 、 加强 分类油藏 工艺 治理 措施，提高工程技术 对油田开发的贡献率。 地质重新简化 1、低渗砂岩油藏 、 油藏开发特点 一是为保持地层能力，油藏实施早期注水开发。 二是油藏开发经历了边认识、边开发、边滚动、边增储的良性循环，随着采油工艺技术的进步及地质认识程度的提高，可采储量及标定采收率不断增长。 三是由 于低孔低渗，油层吸水能力及产能相对较低，压裂、酸化、增注等油层改造措施的成功实施对油田开发影响大。 11 四是受人工裂缝及地应力等因素影响，单层突进难以控制，含水上升快导致递减相对较高。 、 开发中存在的问题 一是局部井网不完善，地层能量下降，重点表现在卫 360 块三中、卫 2块南部滚动评价区、卫 11 块构造边角及井况损坏区。 二是以卫 22 为主的多砂组油藏，由于单层突井严重，油井见效见水快；以卫 81、 10 块为主的油藏由于物性差、层间差异大，水井注水压力高分层调控难度大，含水上升难以有效控制。 、 治理对策 一是加大调整 、转注、恢复、补孔等工作，完善平面注采井网，优化注采系统。 二是加大大修、补换套为手段的技改工作量力度，恢复完善井况损坏区注采井网。 三是选择有利井组、有利区域开展调剖工作，控制老井递减。 四是继续加大以重分、细分、分酸为主的注水结构调整工作。 、 配套措施完成情况 上半年共实施油水井措施工作量 81井次，其中实施水井工作量 39井次，包括转注 13 口，分注 8 口，大修 3 口，调剖 6 口，补孔 4 口，其它 5 口。实施油井工作量 42 井次，包括压裂 6 口，补孔 8 口，大修 6 口，卡堵水 6口，解堵 7 口，其它 9 口。 、 效果评价 增加注 水能力 901m3/d，阶段增加注水量 104加水驱控制储量 106 104t，增加水驱动用储量 104t。对应油井见效增油水平 12 d，阶段增油 2589t。阶段相比，产油水平上升 58t/d，综合含水下降 百分点，同期相比，综合递减减缓 百分点，自然递减减缓 百分点。油藏开发效果进一步好转。 2、中渗复杂断块油藏 、 油藏开发特点 该类油藏处于特高含水 (目前综合含水为 开发，剩余油比较分散，受事故油水井影响，局部注采井网处于瘫痪状态，事故水井的影响 ，导致分注率逐年下降，同时由于多轮次调剖影响，调剖效果逐年变差，水驱效果有所变差，层间矛盾进一步恶化。 、 开发中存在的问题 、 卫 95 块井况恶化， 2006 年以来区块新增事故井 8 口（水 5 口；油3 口），目前仅大修恢复 1 口，其余井均关井，制约区块下步措施执行和稳产。 、 调剖工作量下降，导致部分井组含水上升加快，稳产困难。 1份油藏只实施调剖措施 5口，与去年同期相比下降 5口。如卫 95块的 955959595井组，对比日降产达 。 、 治理对策 、 转注、大修恢复完 善井网，提高水驱动用程度； 、 通过卫 95 块南部滚动扩边，增储增油； 、 实施事故关井换井底，挖潜水驱滞留区剩余油； 、 转变堵水思路，强调油水井的连动，寻找高含水区块稳产手段； 、 依靠水井调剖、堵水、酸化、高压增注，强化差层动用、扩大水驱波及体积，降低低无效注水量和产液量； 13 、 工艺技术配套措施完成情况及效果 、 在构造精细研究基础上，卫 95 块南部扩边增储，效果明显。在卫95 块实施新井 5 口（ 95日增油能力 计增油 2559t，待上钻 2 口井。卫 95于 5 月 4 日转注， 955 月 11 日见效，日增液 增油 前正在实施 95注，可以完善注采井网，提高水驱采收率。 、 加强油藏动态监测，在深化分层动用状况认识的基础上，通过解堵、补孔、压裂，解决了低产油井近井地带污染，通过长关井恢复，增加储量控制程度，复杂中渗油藏实施解堵 3 口、补孔 7 口、压裂 2 口，长关井恢复 3 口，回采 1 口，见效提液 2 口，日增油能力 、 通过调剖、堵水、分注等措施调整注水、产液结构，降低无效注水量和产液量，提高差层动用程度。实施转注 5 口， 分注 10 口，调剖 5 口，补孔 2 口，大修 3 口，比去年同期工作量增加 5 井次，有 22 口油井见效，日增油能力 ，同时加大了水井措施后的动态调配力度，比去年同期工作量增加 21 井次，日增油能力 。水井措施累计增油 4285 吨，比去年同期增加 1515 吨，使老井递减大幅度减缓：自然递减、综合递减与去年同期相比，分别下降 百分点。 3、中渗极复杂断块油藏 、 油藏开发特点 极复杂中渗油藏主要包括文明寨油田的 8 个开发单元，地质储量 2658万吨，；地质特征表现为一是断层多、断块小、构造极复杂。平均断 块密度28 个 /破碎的明六块断块密度 33 个 /地质储量集中在小于 是油藏埋深浅，含油层多，重叠性好，储量丰度高。 14 油层埋深 1360m 2320m，含油层从沙一至沙四，共七套含油层系 24 个砂组85 个小层，平均油层有效厚度 量丰度为 270 104t/是储层物性好、非均质严重。油层平均孔隙度为 空气渗透率 214 10 3 透率变异系数 间渗透率级差可达 15 30 倍。四是储层结构成熟度低，胶结疏松。五是流体性质中等，属常 温常压低饱和油藏。 、 开发中存在的主要问题 、 井况损坏，水驱控制程度降低 井况问题仍然困扰油田的正常开发， 通过 2001侧钻、大修修复完善了注采井网，但事故发现速度高于修井速度，统计 2005 年下半年，新出现事故井 20 口，事故井的类型由套损向套破、套破加落物发展，一出现事故就造成油水井停井，影响油田的正常开发，水驱动用储量下降 30 万吨。目前有 16 口井急需大修。 、 油藏层间矛盾突出，分层动用差异大 由于含油层多、井段长，构造复杂，明 1 块层系划分较细，而明 6 块层系划分较粗，油水井多合注合采， 油藏层间矛盾突出，分层动用极不均匀。吸水 度占 35%左右的差油层得不到动用， 40右的较差油层吸水差、采液强度低， 20 25%左右的高渗层水淹严重，油藏水驱动用程度只有 45%。 、 局部构造复杂，部分井层注采完善难度大 近二年扩边区构造复杂，认识程度低，注采完善难度大，主要表现在明六块东部明 398、南部明 378 井区、卫七块东部明 439 井区。文明寨油田 2005 年共投产新井 13 口，有 9 口天然能量开采，日产能由初期的 。 15 、 治理对策 针对构造复 杂、油层埋藏浅、层间差异大、注水见效周期短的特点，在深化构造、储层认识的基础上，通过转注、事故井开窗侧钻、大修下 4 寸套和补孔调层等措施不断完善复杂区带注采井网，增加近断层死油区动用；针对油藏含油井段长、井网较密的优势，靠分注、重组、细分和分层增注、调剖、堵水等手段强化中低渗透层注水，逐步实现层间接替；靠及时动态调配和周期注水缓解含水上升的矛盾。 、 工艺技术配套措施完成情况 中渗极复杂断块油藏上半年实施产液结构调整 37 口，其中大修 2 口，补孔 16 口，堵水 7 口，其他 12 口。有效 31 口，有效率 增油能力74t，平均单井增油 增油 4462t。注水结构 53 井次，其中转注 8口，大修 5 口，增注 5 口，分注 11 口，调剖 13 口，其他 11 口。增加有效注水 104应 61 口井见效，日增油 153t，年增油 9230t。 、 效果评价 、 水驱控制储量、水驱动用储量增加 水驱控制储量增加 104t，水驱动用储量增加 104t。 、 含水上升率得到有效控制 2006年，油藏综合含水同比下降 藏含水上升率 理论含水上升率 比降低 近几年实际含 水上升率一直控制得较好。 、 日产油量上升 日产油量从 2005 年 12 月的 590t 上升 611t，上升 21t。 总体来看，目前该类油藏保持了类开发水平，并且开发趋势良好。 16 、 针对油田突出矛盾 ， 做 好专项治理 工作 1、 搞好水井专项治理工作，带动水井基础工作发展 。 面对严峻的 形势，结合集团公司水井专项治理政策， 提出了 “ 以专项治理工作带动水井基础工作发展 ” 的指导思想， 工作中做到了 “ 三 新两超 ” 。“ 三新 ” 即： 一是 思想有新解放，坚持以辩证的思维， 从区块总体开发角度来认识专项治理的重要性，以区块为治理单元，注重区块整体改造 ；二是工作方法有创新 ， 在治理过程中，成立了水井专项治理项目组，制定了工作流程，确保了工作的顺利开展。在治理过程中各单位紧密协调配合，保证了专项治理的顺利运行；三是技术管理有创新，在技术上，优化单井的油管、工具结构组合，将检管、换封、分注与油层改造相结合。积极与采油院结合，优化单井施工管柱，共同制定出合理的施工方案，优选入井工具。在治理过程中，重点抓好了井筒管理，一方面对结垢较严重的井实施了套管刮削工序。对夹层小于 5 米的井，采用磁定位伽玛二次校深，确保了卡点的准确。对结垢等井筒脏的井，采用了单球座后投球的方法 ，提高 了 测试成功率。 “ 两超 ” 即 ： 一是 超前组织 ， 超前 进行水井措施井号和治理井治理顺序的排序，协调好水井 扩散压力 、作业队伍的组织 ； 二是 超前进行技术 论证，对措施井优化施工方案，做到工序简化，能结合措施的坚决结合措施上，把好施工设计审核关，保证施工成功率、降低作业成本 。 我厂共实施各类治理措施 86 井次，增加日注水量 1137 3，累计增加注水量 104 3，新增分注井 23 口，分注率由治理前的 高到目前的 提高了 百分点，对应油井 147 口，目前已经见效 52 口，日增油 前为止 累增油 1912。 2、 加快大修运行步伐，积极进行长停井修理 。 补充修改 17 2006 年，我厂井况问题依然严重，事故井增多， 2006 年上半年，需要进行大修修复的事故井就达到了 34 口。我们通过积极运作大修队伍，加快大修步伐来提高井况防治效果。 1份，我们共运行大修井 39 口，其中利用分公司长停井政策，运行长停井大修 22 井次。截至目前，大修共完井 32 口，其中中完井 2 口，大修成功率达到了 达到了历史最高水平。使我厂一降两持平指标保持稳定。 3、 再创优质 地面 工程项目，为 油田勘探增储服务。 上半年 ， 紧紧围绕着油田油气勘探、增储上产，地面建设配套的主旋律，以工程质量为中心，以质量控制和检查为手段， 完成了 25 口 新投 井 、 27 口转注井的 地面配套 ， 加快 了 明二污水站建设工程， 对文明寨油田明一、明二集油干线、明二联明一联输油管线进行了高架，建设改造 了 卫气 1、卫22集气站等项目， 使工程监督工作成绩更加显著。 主要做法如下： 在地面 工程的设计方面： 对委托设计院设计的施工蓝图，首先经过充分的项目论证，根据现场的实际需要，技术部门制定多套可行性方案组织厂内专家进行论证，优选方案。对优选的施工方案设计部门进行初设。初设方案 确定后，我们又组织专业技术人员进行工艺优选，对优选后的初设由设计单位进行施工图设计。这样，施工蓝图在现场的应运有较好的可操作性，减少了施工变更，控制了计划投资。另外对我厂自行设计的施工图，我们严格按照设计规范进行设计，按“三同时”的要求全面兼顾，基本达到安全、规范、效益的目的。 在 工程项目的运行方面： 我们严格按照局基建运行程序组织运行。对有计划的项目，严格按招标程序组织招标，确定施工队伍；对紧急工程，向 18 上级主管部门申请报批，同意后，组织施工。在项目的运行过程中，聘请监理单位进行监理。对部分投资进单位成本的小 工程，我们成立项目组，设专人负责，监督工程的运行。这样既保证了工程的施工质量，又保证了工程的高效运行。 在 工程的竣工验收方面： 除监理、项目负责人正常的验收之外，厂成立联合验收小组，分专业、分系统进行验收。对验收的结果进行会签。这样，提高了工程的透明度，为工程的良性运行提供了保障。 4、 强化三万吨产能建设， 进行 滚动扩边增储 。 地质再修改 成立了以地质、工程、作业等系统组成的方案组，制定了分工和考核细则，经上下反复结合，精心组织论证，紧密与地质院合作，在上级有关部门的指导下，编制了操作性较强的方案。 一是在新区进行 了 扩边储量产能建设工作 。 上半年 在 卫 95 块南和明 6 块周边共审批新井 9 口，目前完钻投产 7 口（已转注 1 口，正转注 1 口），待钻 2 口。投产的 7 口井初期井口日产液 51t，日产油 前日产液 产油 口累计产油 3720t，核实累计产油 3502t。 二是对 未动用储量边钻井、边注水，早期保持能量 。 通过开展构造、储层和油气分布特征研究，优选动用明 10 块、云 2 块、云 9 块和卫 30 块。 目前审批新井 10 口，其中古云集沙一中 5 口，云 9 块 3 口，卫 30 块 2 口；目前完钻投产 6 口（ 1 口已转注），完钻待投 3口，正钻 1 口。投产的 6 口井初期井口日产液 产油 前 日产液 101t，日产油 口累计产油 1947t，核实累计产油 1868t。三是进行周边滚动勘探 。 根据目前研究结果，提出卫 30 井电泵试油 4产水 产水 253分析总矿化度： 251000mg/l， 51000mg/l，试油结论为水层；卫 36 井试油 ， 准备下泵求产。审批评 19 价井 3 口：其中，在马寨构造卫 324 井区审批 1 口评价井：卫 346；在文明寨构造审批 2 口评价井：明 448、 449。目前明 448、 449 完钻待投，卫 346正钻。 四是实施 关停井恢复 ， 提出大修、补孔、堵水等措施恢复长关井 7口，待实施。 上半年，投产的 13 口井累计井口产量 5667t，核实 5370t。 三、存在问题 、 水质稳定性差，出站水质恶化严重，造成地面管网及井筒结垢 采油三厂共有 2 座污水处理站，分别为明一污水站和马寨污水站，水质处理工艺发生多次变化，而污水站工艺流程自投用后未进行系统改造，致使污水站水质波动较大，站外水质恶化严重。 2005 年下半年发现注水井油管内外壁普遍存在结垢现象，越深结垢越严重。针对出现的问题， 2006年通过调查和室内 试验评价，提高了污水处理站水质 ，增强水质稳定性。 但由于工艺流程存在的缺陷，污水处理站水质稳定性无法保证，急需对污水处理站进行整体改造，控制污水站来水含油，完善自动化控制，合理布置工艺流程，增强水质性，确保站外水质稳定达标。 注水科提供 、 损坏井况 2 、 负压井作业过程中灌水造成油层污染 （技术科会议纪要） “ 故以来，由于井控安全的需要，负压井作业过程中部分井水泥车值班灌水保持液面，不仅增加了作业费用，而且由于部分井地层能量低，水敏严重，造成作业后产量恢复时间长，部分井不能恢复正常产 量， 20 如明 180 井， 5 月 27 日检泵完井，作业前日产油 10 吨，检泵作业过程中灌水，目前日产油 ，减少 。 、 小井眼固井质量不高 工程监督站 地质分区块提供 、 分注和挤堵有效期短 虽然分注工艺上不断进步，但目前我厂分注井的有效期仍然较短，主要原因有一是注水压力高，部分井注水压力达到 20上、二是高压泵站配水结构不合理，导致注水压力波动大、三是层间非均质性严重，注水压差大，部分井地层压力相差 7上，四是井筒脏，座封部位不光滑，造成封隔器密封不好。统计 2006 年作业维护的 43 口换封井， 平均免修期仅为 3