油藏单元目标管理 (上半年注采)

油藏单元目标管理(上半年注采)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。油藏类型地质储量目前产量采出%2011年老井产量104t比例%日液t/d日油t/d含水%产量104t比例%厚层块状低渗透油藏F29(4)、F29(扩)、F29(5、6)、F12、F15、F128、F154233760.675419374.412.316.0439.5薄互层低渗透油藏L8、L78、F143、F144103126.723516828.56.85.133.4中高渗透薄层岩性油藏F15S2、F120、L212、L203-1048712.729712059.618.24.1427.1合计3855100128648162.612.215.28100采油三矿油藏分类表3指标时间油井利用率

%平均泵效

%工况合格率

%检泵周期

d躺井率

%201096.6527.4768155.92.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.集油地面压力系统单位干线(计量站)名称干压（MPa)温度（℃）樊西管理区10#站至樊家输油站0.2532樊东管理区樊东至樊家输油站0.2033樊东管理区F4#站0.5055樊东管理区F5#站0.9055樊东管理区F6#站0.5550樊东管理区F7#站0.4550樊东管理区F8#站0.5055樊东管理区F14#站0.5560樊西管理区樊1号站0.655樊西管理区樊2号站0.6560樊西管理区樊3号站0.8050樊西管理区樊9号站0.5555樊西管理区樊10号站0.5055樊西管理区樊11号站0.7050樊西管理区樊12号站0.7055樊西管理区樊13号站0.7550樊西管理区樊15号站0.30/0.7555樊西管理区樊16号站0.5555樊西管理区樊17号站0.5555樊128管理区樊128-1#站0.3065樊128管理区樊128-2#站0.3565樊128管理区樊128-3#站0.4560一、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①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)。②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。③分析对比，分析矛盾，从中找出主要问题。单井分析的内容①检查本井配产指标的完成情况、生产状况的变化及原因。②分析油层压力是否稳定。③分析含水变化情况是否符合指标要求。④分析气油比变化情况。⑤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①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。②分析各层段是否按分层配注量进行注水。③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。④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①液量（采液指数）变化规律分析②综合含水变化规律分析。③采油指数变化规律分析④依据油藏类型、开发阶段确定注采调配指导理念①产量有关指标：液量、油量、水量等.②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。③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。①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②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③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①资源潜力，包括未动用储量和井网密度方面潜力。②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。③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、目标管理保障措施采油三矿2011年单元目标化管理（注采管理指标）序号单元年度指标泵效(%)检泵周期（天）工况合格率（%）抽油机平衡率（%）水井洗井完成率（%）1FS242.479788088.91002F12022.8385180901003F12840.61778801001004F15419.246188085.71005F29（4）31.6712298591.71006F29K72.152321951001007F29（5、6）34.217288087.51008F2329.086658089.31009F1528.1710798094.110010L203-1035.437258510010011L21229.386168093.89512XYS226.7654801009513XYS418.596118088.99514F14316.385827588.9

15F14425.198368090.9100采油三矿29.47820839196二、目标管理保障措施3.狠抓目标管理落实采油三矿2011年单元目标化管理（化学药剂使用计划）序号单元年度指标（井次）阻垢剂缓蚀杀菌剂清防蜡剂破乳剂1FS2363612242F120122436

3F12810

48364F154

125F29（4）

126F29K

36

7F29（5、6）

24

8F23726036369F15

24363610L203-10

12

11L212966036

12XYS2246024

13XYS4247236

14F143603648

15F144

60

采油三矿334396420156二、目标管理保障措施3.狠抓目标管理落实采油三矿2011年计量站干压及炉温指标序号单位干线(计量站)名称1季度2季度3季度4季度干压（MPa)温度（℃）干压（MPa)温度（℃）干压（MPa)温度（℃）干压（MPa)温度（℃）1樊西管理区10#站至樊家输油站0.28300.25330.25330.25302樊东管理区樊东至樊家输油站0.2380.18400.18400.2383樊东管理区F4#站0.5550.4600.3600.5554樊东管理区F5#站0.8550.7600.6600.9555樊东管理区F6#站0.55500.45550.35550.55506樊东管理区F7#站0.45500.35550.25550.45507樊东管理区F8#站0.5550.4600.3600.5558樊东管理区F14#站0.55600.45650.35650.55609樊西管理区樊1号站0.6550.5600.4600.65510樊西管理区樊2号站0.65600.55650.45650.656011樊西管理区樊3号站0.8500.7550.6550.85012樊西管理区樊9号站0.55550.45600.35600.555513樊西管理区樊10号站0.5550.4600.3600.55514樊西管理区樊11号站0.7500.6550.5550.75015樊西管理区樊12号站0.7550.6600.5600.75516樊西管理区樊13号站0.75500.65550.55550.755017樊西管理区樊15号站0.30/0.75550.25/0.65600.25/0.65600.30/0.755518樊西管理区樊16号站0.55550.45600.35600.555519樊西管理区樊17号站0.55550.45600.35600.555520樊128管理区樊128-1#站0.3650.2700.1700.36521樊128管理区樊128-2#站0.35650.25700.15700.356522樊128管理区樊128-3#站0.45600.35650.25650.4560二、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月份老井措施新井备注计划完成对比计划完成对比

计划完成对比

1月1404314031-12000279215-64

2月124321247038560-56896448-448

3月135751373716215862-961612598-1014

4月1290013385485210131-792220618-1602

5月1316013912753313167-1462709.4665-2044

6月1260013471871300183-11728501701-1149上半年787098100622971037543-494105664245-6321

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）单元分项老井自然产量累计（t)

差值原因分析1月2月3月4月5月6月F15计划71313532057272333834019794对F15N12、F15-21井组实施波动注水，确保了F15-30、F15-21等井产量稳定，通过做好F15-17注水工作，F15-15产量保持了稳定。运行82716142454323739984813L203-10计划12402352355847165881700318对水井L203X7、L203-6根据油井产量变化实施波动注水，液量保持稳定，含水得到较好控制运行127324203740489860737021L212计划99218802853378947565686135单元一体化治理效果较好运行105519553020401150105821XYS2计划65612401877248331013689191对水井L225控制注水，L225X5含水下降明显运行67412952019268633343880XYS4计划128724493720493861877381-294L8P1井产量下降影响，L8-7-13、L8-7-15转注共影响油量2吨。运行139025433798491160327087F143计划142626864050534066427902-331弹性开采，脱气严重，部分井递减，三维地震、不正常井和掺水管线破影响运行134925813827511363777571F144计划167431584770630078509320-53年初标定有8吨产量按新井运行运行159430094580614177259267三、指标运行状况分析上半年单元目标管理运行情况采油三矿2011年单元目标化管理（注采管理指标）序号单元泵效(%)检泵周期（天）工况合格率（%）抽油机平衡率（%）水井洗井完成率（%）上半年计划上半年实际上半年计划上半年

实际上半年计划上半年实际上半年计划上半年实际上半年计划上半年实际1FS24242.4795097878808888.91001002F12022.122.838508517888.78390100903F1283940.617807787885961001001004F15419.219.2461061878808685.71001005F29（4）31.531.671220122983858891.71001006F29K45.145.15230023219395971001001007F29（5、6）3434.2173072878808887.51001008F2319.129.086706657885.48889.31001009F1528.128.171060107978888894.110010010L203-1035.535.4372072583859810010010011L2122929.3862061678858993.81009712XYS22626.76606547886.2981001009513XYS418.518.5962061178808888.91009414F14316.416.3857058273758988.9

15F14425.225.1982083678828990.9100100采油矿2829.477208297983.598392.669395开井数油井利用率泵效检泵周期平衡比例层段合格率三、指标运行状况分析单元分项产量差值下步措施FS2运行236578相对控制F15-10注水，加强F15-8注水，进一步摸索F20C24波动注水方式。运行2443F120计划2078162坚持对F120-12、F120-7波动注水，地面配套实施，加强F120-3注水运行2240F128计划7456943推进一体化治理水井工作量运行8399F154计划1719-330做好F154-2注水和油井井筒等管理工作运行1389F29（4）计划5184326坚持井排波动注水，分区确定注采比，对部分重点水井治理。运行5510F29K计划3862598对注水方式优化，进一步完善井网运行4460F29（5、6）计划2088.285.8对F11-510酸化增注，根据对应油井产量变化，对F10注水量及时调整运行2174F23计划52341448重点监控F19-718井组注水见效情况。运行6682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。梁S4在1-2月份运行较好，随着L8P1下调参数和转注井L8-7-13、L8-7-15影响，3月份开始未踏水平，经过井网的完善，对应油井可逐渐见效，预计年底可完成指标。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。F15-204F15-10F15-203F15-8F20C24F19-728F15P2樊15S2F15-204F15-8F15-10F18-720F15P2F20C24F15-203F19-728F15-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F8-16F6-16F10-16F11-17F8-18F14X102FX102F7-13F11-17F10-16F7-17F7-17F7-13F14X102F11-17FX102F8-18F14X102FX102F10-16增注补孔分注补孔分注转注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L203P2L203X7L203P41.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。樊128块樊29块樊15块四、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序号井号泵压油压地质需要注水量注水量对比MpaMpam^3m^3m^31XYL212-1028263025-52XYL212-1328272010-103XYL212-228285045-54XYL212-2028295028-225XYL212-222828501-496XYL212-628243010-20合计

230119-91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。站名水量m3/d含油量（mg/L）悬浮固体含量(mg/l)SRB菌（个/mL）平均腐蚀率（mm/a）月度综合符合率%检测时间标准实测符合率%标准实测mg/l符合率%标准实测符合率%标准实测符合率%樊家60051.2100.016.515.42525100.00.0760.063100.078.84.1樊12820050.4100.018.012.5252.5100.00.07670.84.20樊家60052.7100.016.515.4250100.00.0760.14353.167.15.05樊12820051.6100.010.5100.0250100.00.076100.05.12樊家站精细过滤四、单元目标管理三季度工作项目名称井号措施内容泵压油压配注实注最末动管时间备注地下地质工程一体化治理F128-13检管增注3231301-52010.2欠注，方案已全，正放溢流F128-4检管增注32313002003.3欠注，方案已全，正放溢流F128-17检管323110-3010-202004.5欠注，待出方案重点水井治理F13-13检管补孔42分注2625.530-5030-402004.9正作业F15-17检管增注3332.530182006.1欠注，已讨论通过，待出方案F10-16检管增注28281002007.4欠注，待讨论L8-7-14检管增注31313002009.2欠注，待进一步优化方案F11-512检管增注28283052007.3欠注，待讨论老井恢复L206-1恢复注水

1990.1已出，待处理工农关系L8-4-4大修恢复转注

1991.10方案已出新区完善井网L203X2油井转注

2010.11新区井网完善方案L78-2油井转注

2011.6L78X4油井转注

2011.6地面注水工程樊128地面管线改造F128-7管线改造323130302009.4待施工樊5号站增压注水F7-9增压注水383330302007.107.2日增压注水，观察效果F9-508增压注水383330302007.5梁15号站更换大排量增压注水设备XYL212-22增压注水30293002010.11目前增压泵排量不够，需更换大排量增压泵XYL212-20增压注水302950372010.8XYL212-3增压注水30293002005.7XYL212-17增压注水21223072010.5油压逐渐上升，现在需连入增压泵梁6号站更换大排量增压注水设备XYL8-4-10增压注水30293002010.7目前增压泵排量不够，需更换大排量增压泵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小营油田L8块构造井位图3.油井措施以老井恢复为重点，挖掘部分老区开发潜力L212X8井90年投产，1994年高含水停井，累油13422吨。2000年S4，初期液量29.4*0.3*99%。从井网分析，L212X8被L212-10水淹，L212-17于2002年11月转注，通过该水井注水，该井目前应该有较大潜力。L212X8L212-10液日油日水含面液动量水注90年射孔，投产S2段2266.9-2376.5米。4.2/2，初产15.9*15.9*0%。96年阶段末产量8.5*0.1*99%，2000年卡封A号层，卡封后产量12*0.7*94.3%，2001年10月关井。L8-6-15井1989年7月S25-7试油初产为15.8*15.8*0.两井均解释为含油水层。四、单元目标管理三季度工作樊23块7组小层平面图樊23块7组小层平面图2011年三季度油井工作量序号项目井号预计增油备注1停产井恢复L8-4-111.0

2L8-8-165.0压裂3L8-6-111.0

4L8-5-131.0

5F22-7263.0补孔压裂6L212X83.0

7L204-X43.0重新卡封8新井措施L78-43.0补孔9L8-17X22.0探沙面解堵四、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单元开井数偏磨腐蚀结垢井数比例井数比例井数比例F129222.2111.1

F15S26116.7

233.3F1517211.8211.815.9F2319526.3421.1315.8F319666.7666.7222.2F293638.325.638.3F1201119.119.119.1F12816212.5

212.5F14320525.0525.0420.0F1442114.8314.3314.3F1546233.3116.7233.3L21223626.1521.7626.1L8S420630.0840.01050.0C外7571.4228.6342.9合计2204721.44018.24219.1采油三矿分单元维护井次分析类别