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1、报告内容,第一部分：2009年开发主要工作及效果,第一部分：2009年开发主要工作及效果,第三部分：2010年开发工作安排,第二部分：开发存在的问题及潜力,二、2009年开发主要工作及效果,1、探索增注技术，不断满足宏观水量需求,（一）精细量化单元管理，加强有效注水工作 ，提高注采调控能力,30,30,30,30,化学法降压增注技术,物理法提压增注,注入压力量化分级新增注技术探索,井网完善、结垢明显区域实施13口井均有效，有效期4年，累增油2400吨。,注入压力：12兆帕以下 实施时间：2003-2007年,技术成果：形成一套欠注井原因分析判断方法，可以区分储层污染及低孔低渗欠注类别。,注入压
2、力：12兆帕以上 实施时间：2007-2009年,技术突破：油藏认识深化，应用压降曲线法分析欠注原因，判断更加准确,技术成果：08年7台增注泵，日增注407方，有效期4年累计增油4400吨；09更新4台注水泵，一台变频泵，泵压提高0.9兆帕，日增水量678方，累增油1506吨。,新民油田启动压力梯度与渗透率的关系,10毫达西，100米井距：12兆帕,5毫达西，100米井距：14兆帕,2毫达西，100米井距：20.0兆帕,新民油田室内表活剂筛选,二、2009年开发主要工作及效果,2、区块分类研究，精细注水方案调整,（1）深入注水政策研究，科学确定合理压力恢复速度,年压升法计算合理注采比1.4-2
3、.0,2009年立足于提高中含水期采收率，对注水原则进行了较大调整： 针对问题：地层压力恢复程度高、注采比高、套变现象日趋严重、剪裂缝在高压下开启水窜严重。 调整原则：减缓高压区块地层压力恢复速度，通过存水量法、年压升法和稳产法确定合理注采比。,在原始地层压力附近，保持地层压力,恢复到原始地层压力90%以上，地层压力恢复速度0.1-0.3Mpa,地层压力低，恢复速度 0.5-0.8Mpa,二、2009年开发主要工作及效果,（2）在注水政策的指导下精细注水方案调整,调整情况：调整283口井，日配注水量由6312方减少到4276方，减少了2036方。 全厂月度注采比由3.6下降到3.0。,二、20
4、09年开发主要工作及效果,调整效果：降低注采比后，主力区块日产液上升、日产油稳定，递减减缓；低产区块日产液下降、日产油稳定，含水下降。16口注水井通过恢复能量取得了较好效果，日产液、日产油略升，综合含水稳定。,（2）在注水政策的指导下精细注水方案调整,2、区块分类研究，精细注水方案调整,二、2009年开发主要工作及效果,（3）精细分类，有针对性扩大周期注水规模,周期注水分类归纳表,二、2009年开发主要工作及效果,工作量：周期注水82口井，其中含水级别较高、注水见效明显的民3、民118区块周期注水43口井。 周期注水效果：可对比53口井产液、产油稳定，含水上升得到有效控制，取得较好效果。,周期
5、注水效果,2、区块分类研究，精细注水方案调整,（3）精细分类，有针对性扩大周期注水规模,二、2009年开发主要工作及效果,3、提高测试质量，提高分注水平，保障方案有效落实,（1）提高测试质量,（2）提高分注水平,提高测试标准：严格水量控制、加密测试周期，调前先测前期方案的符合性，再进行现方案的调试，调试完成后待压力稳定后再次测试。 提高测试效率：应用吸附式双作用投捞器，工作效率提高1.7倍。 提高测试精度：采用非集流式超声波流量计测试；采用双电子验封压力计和堵塞器式电子压力计进行验封；研制单向流堵塞器，解决高压层注水问题。,技术标准：实现了15MPa以下带压小修作业，8MPa以下冲砂和射孔作业
6、。 分注成果：2001年以来应用小修防喷技术共修井分注353井次；动态分注率逐年上升。为方案的有效落实提供了有利的技术支撑。,（二）优化措施结构，拓宽配套技术，提高改造效果,二、2009年开发主要工作及效果,完成措施252井次，增油1.57万吨。 针对多次重复压裂效果较差、酸化施工周期短效果较差的问题，2009年对措施结构进行了调整，减少了压裂、酸化工作量，增加了堵水、挤增油剂等措施工作量。 主体措施基本保持了前两年的增油效果，堵水取得较好效果。,二、2009年开发主要工作及效果,1、拓展选井选层方向，优化压裂施工工艺，提高压裂效果,选井选层：对渗透率在3毫达西以下的低渗储层，由于注采关系未建
7、立，产能未得到有效发挥，以改善注采关系为目的进行压裂改造。 施工工艺：采用低砂比造长缝压裂技术，砂比控制在25%以下。 施工效果：2009年施工9口井，单井增油142.0吨。改善了注采关系，发挥了差层的生产能力。,做法一：低渗见效差储层低砂比改造,（三）深入水驱规律研究，适时挖掘停产油水井潜力,二、2009年开发主要工作及效果,18-26井组历年开采现状图,2009年恢复利用16口井，其中裂缝型水淹井上抽生产5口井，水井转抽利用1口井，捞油利用10口井，当年增油1173.8吨，年末新增日产能8.8吨，取得较好效果。,水井停注25个月，东西向裂缝水淹井复活2口，日产油2.7吨,（四）发展产能建设
8、配套技术，提高新井稳产水平,二、2009年开发主要工作及效果,规划部署：94口井，其中油93口，水井1口，配套转注16口，建产能3.93万吨。 完成情况：完钻93口，投产72口，投注1口，配套转注7口。钻进1口，待投产21口。 产能状况：平均单井日产能达到了1.6吨，预计稳定产量1.1吨。新井多处于中差区块，通过产能配套技术的提高，达到了新民目前单井日产油0.9吨的平均水平。,1、规划部署及完成情况,（四）发展产能建设配套技术，提高新井稳产水平,二、2009年开发主要工作及效果,2、主要做法,优化施工参数：根据井网、构造、水洗、地层压力状况优化压裂设计参数。并根据现场反馈信息重新优化压裂参数1
9、0口井。 能量合理恢复：对民11区块开展早期注水，对民43-8区块采取定压补水，并调整工作参数18井次。 加强过程管理：以“投产不等方案、地下不等地面，实现优质高效快速上产”为原则，做到了新井在6天内完钻，8天内投产； 投产较早的民11 、民43-8区块取得了稳产效果。,（五）大力推广成熟技术，强化质量控制，延长油井免修期,二、2009年开发主要工作及效果,管理上四个到位：优化方案，洗井加药结合到位；基层部门两级选井，确保维护到位；强化现场跟踪，方案落实到位；超前洗井、加药，低洼地带井雨季维护到位。 水平上三个提高：采油队修前诊断意识和能力全面提高；不正常井处理主动性和技术性不断提高；采油队和
10、作业队配合密切性提高。 技术上二项突破：双漏井与下部油杆断脱的诊断技术逐步成型；泵罐处理不正常井现场控制过程控制技术日趋完善。,（六）精细量化管理，狠抓计量工作，降低油井输差,二、2009年开发主要工作及效果,按照公司“精细量化管理”的要求，在单井计量方面，我们把油井分成四类，加大了一、二类的资料录取力度。同时重新规范下达有关资料录取标准16个，更换资料录取资料装置、仪表1362井次，并量化考核。 2009年下半年实现了末端输差控制在正负5.0%以内。,分类原则： 产油分级： A类：高产井，井组产量2.1 B类：中产井，单井产量12.1 C类：低产井，单井产量1 敏感性分级： ：强敏感 注水受
11、效时间小于3月 ：中敏感 注水受效时间3-6月 ：弱敏感 注水受效时间大于6月,计量标准： 一类井：加密资料录取，每两天计量一次；取样化验含水每月六次；憋压数据要求每月四次。当一类井出现不正常时，在四小时内取全四同时资料，并采取有效措施并上报。对一类井资料录取要加大考核力度。 二类井：每三天计量一次；取样化验含水每月四次；憋压数据要求每月四次。当二类井出现不正常时，在六小时内取全四同时资料，并采取有效措施并上报。 三、四类井：按照常规录取资料周期。,报告内容,第一部分：2009年开发主要工作及效果,第三部分：2010年开发工作安排,第二部分：开发存在的问题及潜力,第二部分：开发存在的问题及潜力
12、,第三部分：2010年开发工作安排,3、防治套变攻关试验研究,断层对水驱控制作用的研究 单井套变位置与注水相关性分析 注水裂缝开启压力监测研究 套变井固井质量与压裂次数分析 压裂缝高及隔层封隔状况对比研究 套变区降低注采比合理压力研究,（1）开展6项研究,45-1,+45-02,+45-1,西57-11,+45-1日增1.7t,停注16层水量。加强+45-1相应层段注水，,受断层影响+57-11井12小层与45-1井16小层连通水淹,断层在高压下开启、剪裂缝在高压下开启、泥岩隔层在频繁压裂下可能局部出现裂缝，都是套变产生的可能原因。 2010年从以下6个方面开展研究，形成防套变配套注水原则：,
13、第三部分：2010年开发工作安排,（2）继续开展砂组控制注水试验,为防止油层段以上泥岩继续吸水导致井况继续恶化，2009年对砂组实施停止注水，共实施19井次，累计减水100方。2010年在套变严重的民1、民3区块扩大试验30口井。,砂组减水情况,（3）套变井的挖潜治理方向：引进治套技术，引进侧钻技术，补打更新井,（一）针对开发存在的主要矛盾，大力开展攻关试验研究,第三部分：2010年开发工作安排,4、除防垢攻关试验研究,攻关试验思路：化学法与物理法相结合，形成适合新民油田特点经济有效的除防垢技术体系。 试验安排： （1）投加长效的固体缓蚀阻垢剂，对结垢严重井试验10口； （2）安装连续加药装置
14、，试验3口井； （3）合理控制流压，降低驱替压力梯度，提泵挂换小泵10口井； （4）分层酸化、深度酸化各2口井； （5）水力射流除垢试验2口井。,连续加药装置,固体缓蚀阻垢剂,（二）精细量化注采井组管理，大力开展注水工作，夯实稳产基础,部署安排：实施三项措施、精细方案调整，开展1项攻关2项试验。,工作思路：宏观把握、区域控制、微观调控。,二、2010年重点工作安排,第三部分：2010年开发工作安排,第三部分：2010年开发工作安排,（1）井组分类管理，提高动态调控水平,根据注采井组产油量、综合含水、稳升率和敏感性将注采井组分类管理，制 定相应调控对策，提高动态调控敏感性和及时性。,1、精细量化
15、分类管理，精细方案制定,1、精细量化分类管理，精细方案制定,第三部分：2010年开发工作安排,（2）细化开发单元，精细制定注水原则,确定不同区块压力保持水平- 80%以上井组的平均地层压力 确定压力变化与注采比关系- 半年压升与注采比散点图 确定不同保压阶段的注采比-根据地层压力要求确定注采比,确定不同开发阶段各区块合理注采比,明确“新老”水井排剩余油分布-水驱前缘监测与计算 明确“新老”水井排压力分布-不同位置压力监测 确定“新老”水井排注采比-根据不同压力恢复速度求解,“新老”注水井合理注采比,不同渗透率储层的注水强度,确定不同渗透率储层合理压力界限- 绘制井组产状与压力关系曲线 确定不同
16、渗透率储层合理压力恢复速度- 产状与压升变化关系曲线 确定不同渗透率储层注水强度-绘制年压升与注水强度关系曲线,继续完善,深入研究,平面拓展,第三部分：2010年开发工作安排,（3）分类跟踪评价，适时进行调整,为尽快适应新的注水开发阶段，前期方案调整幅度较大，必须加大动态分析和油藏监测力度，确保油田良性开发。,2009年注水方案调整井方案跟踪评价工作,1、精细量化分类管理，精细方案制定,2010年针对四个方面潜力开展转注工作，共计13口井，计划上半年全部完成。,59-17井井位图,+6-08井构造井位图,2、完善注采井网转注13口井,第三部分：2010年开发工作安排,2010年完善井网转注井运行安排表,3、水井修井分注84口井,水井大修：17口潜力井中优选潜力较大的11口井着重做好潜力层注水； 水井小修：地质需分注30口，工程环保需求34口，大修后小修9口。,11口需大修井采油曲线,2010年水井大小修运行安排,31-11井注入
