25.降低南梁西区综合递减率

1、降低南梁西区综合递减率小组名称：开发室降递减QC小组发 布 人： 梁 云1 目 录七、 制定对策八、 对策实施九、 效果检查十、 巩固措施十一、总结及下一步打算一、小组简介二、选题理由三、现状调查四、设定目标五、原因分析六、要因确认长庆油田公司第一采油厂2 一、小组简介1、QC小组概况2、小组成员简介小组名称开发室降递减QC小组注册时间2010.03注册号CY-2010-014课题名称降低南梁西区综合递减率课题类型攻关型组长孙亚君活动时间2010.3.6-2010.11.25QC教育时间人均30小时活动次数10次活动参加率96%姓 名性别年龄职称学历职务主要工作任务孙亚君女33助理工程师大学组

2、长效果分析、编写报告张 金男31工程师大学副组长技术指导王浪波男27助理工程师大学组员制定对策梁云女29助理工程师大学组员效果分析孙艳霞女28助理工程师大专组员资料分析、制定对策高月刚男27助理工程师大学组员资料收集、分析王凤女36助理工程师大学组员现场调研马爽女28助理工程师大学组员资料收集3 二、选题理由1、南梁西区裂缝发育，主侧向开发矛盾突出；近年开展堵水调剖、周期注水等，但收效甚微，目前开发效果依然较差；主向高压见水，侧向低产低效，矛盾突出。裂缝主向井裂缝侧向井降低南梁西区综合递减率选择课题4 二、选题理由2、南梁西区开发仅3年，2009年末综合递减率16.4%，与同类油藏（采二南梁西

3、开发初期递减12.1%）相比较开发效果差。为解决实际问题，使区块获得稳产，小组选取这一课题降低南梁西区综合递减率选择课题5 三、现状调查5个月水淹5个月水淹3个月水淹 南梁西区油井投产9个月后，有6口裂缝主向油井见水，其中3口井暴性水淹，化验见注入水，见水周期128天，水线推进速度11.05m/d。山07-35采油曲线山03-29采油曲线山07-33采油曲线6 三、现状调查裂缝主向单井产能与含水变化柱状图 2009年实施堵水调剖措施，初期效果较好，但7个月后主向油井含水上升，产能下降开发效果仍较差，2010年2月该区综合递减率为14.8。 7 四、设定目标 经小组成员集体讨论分析，并借鉴安塞油

4、田历年稳产成熟经验（如：多点温和注水、油井化学清防垢、井网调整），通过一系列综合治理措施，可以使南梁西区综合递减率由14.8%12.0%。目标设定柱状图8 五、原因分析原因分析树图技术政策人的因素地层因素综合递减率大制图人：孙亚君 制图日期：2010.11.247个月后含水图堵水9 六、要因确认要因确认一：责任心不强验证方法：现场调查确认情况：两名小组成员深入一线，通过调查发现作业区技术员对油水井动态掌握清楚，且对动态变化井亲自上山核实资料的准确性，同时每月进行一次油藏动态分析。确认日期：2010年3月10日结论：非要因10 六、要因确认要因确认二:工作经验不足验证方法：统计分析确认情况：统计

5、作业区地质技术员，平均工龄为4.2年，大于标准3年，且均为石油地质专业毕业，具有较强的专业知识和现场经验。确认日期：2010年3月18日结论：非要因南梁西区地质技术员基础情况统计表11 六、要因确认要因确认三：培训力度不够验证方法：现场调查确认情况：通过检查员工培训档案，有85的技术人员每年接受厂级培训一次，区级三次，平均考试成绩93分。技术骨干每年去其它油田进行参观学习一次。确认日期：2010年3月24日结论：非要因12 六、要因确认要因确认四：裂缝主向油井结垢验证方法：调查分析确认情况：区块裂缝主向油井目前综合含水47.8%，现开井23口，检泵时发现有3口油井结垢（CaCO3垢型），影响油

6、井正常生产。确认日期：2010年3月28日结论：要因山07-35油井管柱结垢图13 六、要因确认要因确认五：水驱储量动用程度低验证方法：调查分析确认情况：近年实施堵水调剖、分注等措施后，水驱状况好转，查阅已测试的16口井吸水剖面，仅发现2口井存在层内吸水不均现象，区块水驱储量动用程度83.4，水驱效率高。确认日期：2010年4月8日结论：非要因山05-36井历年吸水剖面对比图14 六、要因确认要因确认六：堵水七个月后主向油井含水上升验证方法：统计分析确认情况：2009共计实施注水井堵水调剖13口井，初期主向油井含水下降，产能上升，7个月后主向油井含水上升，部分井水淹，措施失效。确认日期：201

7、0年4月15日结论：要因7个月后含水图15 六、要因确认要因确认七：侧向油井动液面上升，单井产能下降验证方法：统计分析确认情况：统计南梁西区侧向井41口，与09年10月相比，侧向井平均动液面由1548m上升至1495m，单井产能由2.69t/d下降至2.50t/d。确认日期：2010年4月20日结论：要因16 六、要因确认要因确认八：井网不适应验证方法：调查分析确认情况：南梁西区目前采取菱形反九点法井网，最大主应力方向与裂缝线方向一致，该方向水淹速度过快，而裂缝侧向油井见效缓慢，主侧向开发矛盾突出。确认日期：2010年4月25日结论：要因17 六、要因确认 裂缝主向油井结垢 堵水7个月后主向油

8、井含水上升 侧向油井动液面上升、单井产能下降 井网不适应最终确定为要因的有四条：18 七、制定对策对策表：19 八、对策实施实施一：对裂缝主向结垢油井实施化学清防垢措施，并随泵下入防垢筒 对3口结垢油井进行清防垢，并随泵下入防垢筒，措施后：平均单井日产液5.63m37.92m3 平均单井日产能1.28t2.76t 含水72.958.4，年增油865.17t。措施前后效果对比图措施前1.28t2.76t措施后目标值50%215.6%实际值20 八、对策实施实施二：对堵水7个月后主向含水上升至水淹的油井实施转注主向水淹后损失产能2.64t侧向油井增加的 产能2.93t对策制定正确有效！侧向增加的产

9、能弥补了主向水淹后损失的产能。 对2口水淹油井(产能2.64t）进行转注，实施多点少注，增加水驱方向，2个月后，油井有见效显示，截止目前12口侧向油井有8口见效，见效井日增油2.93t，累增油359.73t。 21 八、对策实施实施三：对侧向液面上升、单井产能下降的油井进行检泵和参数优化措施前后单井产能对比图对12口泵漏失、泵卡油井检泵；对23口参数不合理油井参数优化后：平均单井产能上升0.40t，有效期182d，累增油233.48t，油井供排合理。2.88t-2.48t0.25t22 八、对策实施实施四：井网调整为矩形，提高单井产能，降低见水比老区地关主向水淹油井，井网调整为矩形，提高侧向油

10、井产能1 3-4月地关3口主向水淹油井，井网调整为矩形后，12口侧向井平均单井产能2.40t2.61t，增加了0.21t，有效期206天，累增油363.00t。 目标值0.15t0.21t实际增加产能效果明显！23 八、对策实施实施四：井网调整为矩形，提高单井产能，降低见水比新产建区采取矩形井网开发，降低见水比2 经验表明：菱形井网不适应裂缝油藏，降递减应从井网入手，因此新产建区采取矩形井网，避开水线，投产后无见水油井出现，见水比为0。 菱形反九点井网油井开采现状图 矩形井网油井开采现状图井网转变24 八、对策实施两种井网开发效果对比表实施四：井网调整为矩形，提高单井产能，降低见水比新产建区采

11、取矩形井网开发，降低见水比225 九、效果检查1、目标完成情况 1-11月综合递减率柱状图各项措施实施后，区块日产油水平上升，综合递减率逐月降低！实施前实施后 各项措施实施前后日产油水平对比26 九、效果检查1、目标完成情况目标实现效果对比图我们的目标实现了！27 九、效果检查2、经济效益评价 本QC小组各项措施实施后，年累计增油1821.38吨，原油价格按3931元/吨计算，所创造经济效益如下： 实际效益=累计增油3931元/吨措施及设备等费用 =1821.383931-497109 =666.27（万元/年）28 十、巩固措施1 继续实施全过程监督管理，不断提高QC小组水平和成果质量；23

12、4对参数优化和检泵的35口井，及时监控油井动态变化，对参数优化后液面持续下降井，根据静动态资料，可进行调回参数、上提泵挂等措施，来巩固措施有效期。对实施化学清防垢并下防垢筒的油井按照资料录取标准及时取全取准各项资料，并定期分析油井液量、含水变化原因，根据动态变化对周围水井进行配注调整，以延长措施有效期；对转注和地关水淹油井对应的裂缝侧向油井除按标准取全取准油水井各项资料外，应选取50%的油井每半年测静压一次，根据压力变化情况，合理调整配注；29 十一、总结及下一步打算 总结1、此次活动我们应用QC理论和方法，通过对水淹油井转注、侧向油井检泵、井网调整和清防垢等措施，提高了油井产能，使区块综合递减率由14.8降至10.2，实现了攻关目标 ；2、通过此次活动，增长了知识，提高了分析问题、解决问题的能力，同时，进一步增强了小组成员的团结协作精神，激发了成员的工作热情，使自身素质得到提高；3、本次QC活动，改变了技术人员传统的管理和思维方式：南梁西区虽然开发效果差，但通过实施各项措施，油藏合递减率得以降低，这对油藏后期开发是具有指导意义的。30 十一、总结及下一步打算 下一步打算1、对侧向油井液面上升、产能下降等生产不正常井实施检泵和参数优化措施，恢复单井产能；2、对无法治理的水淹油井采取转注或地关措施，通过增加和改变