油藏单元目标管理(上半年注采).ppt
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油藏单元目标管理(上半年注采).ppt
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一、开发管理状一、开发管理状况况油藏油藏:
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。
10010015.2815.2812.212.262.662.64814811286128610010038553855合计合计27.127.14.144.1418.218.259.659.612012029729712.712.7487487F15S2F15S2、F120F120、L212L212、L203-10L203-10中高渗透薄层岩性油藏中高渗透薄层岩性油藏33.433.45.15.16.86.828.528.516816823523526.726.710311031L8L8、L78L78、F143F143、F1F14444薄互层低渗透油藏薄互层低渗透油藏39.539.56.046.0412.3112.3174.474.419319375475460.660.623372337F29(4)F29(4)、F29(F29(扩扩)、F29(5F29(5、6)6)、F12F12、F15F15、F128F128、F154F154厚层块状低渗透油藏厚层块状低渗透油藏比例比例%产量产量101044tt含水含水%日油日油t/dt/d日液日液t/dt/d比例比例%储量储量101044tt20112011年老井年老井产量产量采出采出程度程度%目前产量目前产量地质储量地质储量单元名称单元名称油藏类型油藏类型采油三矿油藏分采油三矿油藏分类表类表2指标指标时间时间油井利用油井利用率率%平均泵效平均泵效%工况合格工况合格率率%检泵周期检泵周期dd躺井率躺井率%2010201096.6596.6527.427.476768158155.95.92.注采注采-采油采油油井利用率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、开发管理状一、开发管理状况况采油三矿采油指采油三矿采油指标表标表注采管理注采管理-注水注水分层注水井现状分层注水井现状20102010年年共测试注水井共测试注水井2222井次井次,合格,合格2020井次井次,测试成功率,测试成功率91%91%,测试层段合格,测试层段合格率率95%95%,分层注水井测试率,分层注水井测试率7070%。
分层注水井分层注水井2323口口,占,占2323%,%,其中有其中有1616口井能够正常测试,占分注井数的口井能够正常测试,占分注井数的7070%,其它井由于油压高和遇阻等原因不能测试、测调。
其它井由于油压高和遇阻等原因不能测试、测调。
注水井测试注水井测试全矿注水开井全矿注水开井99口,其中有欠注井口,其中有欠注井23口,占口,占23%,欠注水量,欠注水量197m3/d。
水井欠注水井欠注一、开发管理状一、开发管理状况况水质合格率水质合格率80%80%,水井洗井完成率,水井洗井完成率91%91%。
水质水质目前采油矿共有目前采油矿共有3232座座计量站,其中进管网输油计量站,其中进管网输油计量站计量站2020座,对应油井座,对应油井151151口,液量口,液量900.7900.7吨,吨,油量油量301.6301.6吨,计量站干吨,计量站干压达标率压达标率100%100%,温度达,温度达标率标率100%100%;单井拉油点;单井拉油点8484个,对应油井个,对应油井102102口口,液量,液量390.2390.2吨,油量吨,油量1184.684.6吨。
吨。
3.3.集油地面压力系统集油地面压力系统600.45樊128-3#站樊128管理区650.35樊128-2#站樊128管理区650.30樊128-1#站樊128管理区550.55樊17站号樊西管理区550.55樊16站号樊西管理区550.30/0.75樊15站号樊西管理区500.75樊13站号樊西管理区550.70樊12站号樊西管理区500.70樊11站号樊西管理区550.50樊10站号樊西管理区550.55樊9站号樊西管理区500.80樊3站号樊西管理区600.65樊2站号樊西管理区550.6樊1站号樊西管理区600.55F14#站樊管理东区550.50F8#站樊管理东区500.45F7#站樊管理东区500.55F6#站樊管理东区550.90F5#站樊管理东区550.50F4#站樊管理东区330.20樊至樊家油站东输樊管理东区320.2510#站至樊家油站输樊西管理区温度()干压(MPa)干线(计量站)名称单位一、开发管理状一、开发管理状况况油藏目标管理油藏目标管理开发动态分析,开发动态分析,就是就是通过开发过程中取得的通过开发过程中取得的各种资料,各种资料,对整个油藏的动态变化对整个油藏的动态变化进行经常的对比分析,从中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,的变化及运动规律,制订油藏动态调配方案和开发政策制订油藏动态调配方案和开发政策。
2222、规范技术分析、规范技术分析、规范技术分析、规范技术分析目标管理油藏动态分析:
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。
突出突出规律(理论)把握,分油藏类型明确开发原则规律(理论)把握,分油藏类型明确开发原则-指导注采调配。
指导注采调配。
目标管理单井(井组)分析:
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。
突出贴近生产突出贴近生产实际(务实),分因素减少产实际(务实),分因素减少产量损失。
量损失。
二、目标管理保障措二、目标管理保障措施施单井动态分析程序单井动态分析程序收集资料、绘制图表和曲线收集资料、绘制图表和曲线。
静。
静态资料、生产资料、完井数据、施工态资料、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,编绘出必要的曲线和图表(如油水如油水井连通图、注水采油曲线、吸水井连通图、注水采油曲线、吸水产出剖面图等产出剖面图等)。
搞清单井情况搞清单井情况。
包括地面流程和。
包括地面流程和清蜡热洗等管理制度、井下管柱结构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、机采井的抽油参数和示功图、油层的发育情况等。
的发育情况等。
分析对比,分析矛盾分析对比,分析矛盾,从中找出,从中找出主要问题。
主要问题。
单井分析的内容单井分析的内容检查本井配产指标的完成检查本井配产指标的完成情况、生产状况的变化及原因情况、生产状况的变化及原因。
分析油层压力是否稳定。
分析油层压力是否稳定。
分析含水变化情况是否符分析含水变化情况是否符合指标要求。
合指标要求。
分析气油比变化情况。
分析气油比变化情况。
分析各个油层的生产情况分析各个油层的生产情况,采取相应措施。
,采取相应措施。
(一一一一)单井单井单井单井(井组)动态分析井组)动态分析井组)动态分析井组)动态分析采油井动态分析主要内容及方法采油井动态分析主要内容及方法一是地层的压力变化一是地层的压力变化二是流动压力的变化二是流动压力的变化三是含水的变化三是含水的变化四是产液量变化四是产液量变化五是产油量的变化五是产油量的变化六是油井的生产能力六是油井的生产能力七是分层动用状况的变化七是分层动用状况的变化自喷井井筒动态变化自喷井井筒动态变化:
引起井筒:
引起井筒动态变化的主要原因是油层堵塞、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、其它油管存在问题、油嘴不合适、其它情况。
情况。
机采井井筒动态变化机采井井筒动态变化:
抽油井泵:
抽油井泵效分析;油层供液能力的影响;砂效分析;油层供液能力的影响;砂、气、蜡的影响;原油粘度的影响、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;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,降低泵效;设备因素,工作方式的影响;动液面的影响;动液面(沉没度沉没度)分析等。
分析等。
热洗、清蜡热洗、清蜡制度,掺水管制度,掺水管理,合理套压理,合理套压的控制等。
的控制等。
油井井筒油井井筒动态变化动态变化分析分析油井井筒油井井筒动态变化动态变化分析分析地面管地面管理状况理状况分析分析地面管地面管理状况理状况分析分析油井地下油井地下动态变化动态变化分析分析油井地下油井地下动态变化动态变化分析分析(一一一一)单井(井组)动态分析单井(井组)动态分析单井(井组)动态分析单井(井组)动态分析注水井动态分析的主要内容及分析方注水井动态分析的主要内容及分析方法法注水井油层动态分析注水井油层动态分析注水井油层动态分析注水井油层动态分析一是注水井的油层情况分析一是注水井的油层情况分析二是油层堵塞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三是注水量变化情况分析四是注水分层吸水量变化情四是注水分层吸水量变化情况分析况分析五是注采比的变化和油层压五是注采比的变化和油层压力情况分析力情况分析六是周围生产井的含水变化六是周围生产井的含水变化分析分析注水井井筒动态分析注水井井筒动态分析注水井井筒动态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一是油、套压和注水量变化的表现及原因分析。
及原因分析。
二是测试资料的分析。
二是测试资料的分析。
(一一一一)单井(井组)动态分析单井(井组)动态分析单井(井组)动态分析单井(井组)动态分析井组剩余油井组剩余油分布状况分布状况注采井组动态分析的内容和方法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。
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。
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。
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。
对井组内的油层压力平衡状况进行分析。
注采井组油层注采井组油层连通状况分析连通状况分析井组注采平衡井组注采平衡和压力平衡状和压力平衡状况的分析况的分析井组水淹状井组水淹状况分析况分析研究井组小层静态,主要是分析每个油层岩性、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。
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。
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心井、油藏工程和动态分析方法分析剩余油分布状况。
(二二二二)开发单元(区块)的开发动态分析开发单元(区块)的开发动态分析开发单元(区块)的开发动态分析开发单元(区块)的开发动态分析液量(采液指液量(采液指数)变化规律分析数)变化规律分析综合含水变化规综合含水变化规律分析。
律分析。
采油指数变化规采油指数变化规律分析律分析依据油藏类型、依据油藏类型、开发阶段确定注采开发阶段确定注采调配指导理念调配指导理念产量有关指标:
液量、产量有关指标:
液量、油量、水量等油量、水量等.开发有关指标:
自然递开发有关指标:
自然递减率、综合递减率、含水减率、综合递减率、含水上升率、存水率、注水利上升率、存水率、注水利用率、水驱指数等。
用率、水驱指数等。
管理有关指标管理有关指标:
油水井油水井综合利用率、油水井免修综合利用率、油水井免修期、躺井率、层段合格率期、躺井率、层段合格率等。
等。
开发单元总的平衡和油开发单元总的平衡和油层压力情况分析,总体上层压力情况分析,总体上衡量开发单元的动态状况衡量开发单元的动态状况各小层注采平衡和油层各小层注采平衡和油层压力分析,找出层间矛盾压力分析,找出层间矛盾,并对主要矛盾采取调整,并对主要矛盾采取调整措施措施平面上注采平衡和油层平面上注采平衡和油层压力分析,找出平面矛盾压力分析,找出平面矛盾,提出调整措施,提出调整措施开发单开发单开发单开发单元潜力元潜力元潜力元潜力分析分析分析分析资源潜力,包括未动资源潜力,包括未动用储量和井网密度方面用储量和井网密度方面潜力。
剩余油潜力,潜力。
剩余油潜力,包括各开发单元累积采包括各开发单元累积采油量、采出程度、剩余油量、采出程度、剩余可采油量状况的分析,可采油量状况的分析,各小层内水淹状况和剩各小层内水淹状况和剩余油状况分析。
增产余油状况分析。
增产措施潜力,如补孔、扶措施潜力,如补孔、扶长停井、提液等措施。
长停井、提液等措施。
注采平衡及注采平衡及注采平衡及注采平衡及油层压力状油层压力状油层压力状油层压力状况分析况分析况分析况分析开发单元开发单元开发单元开发单元所处阶段所处阶段所处阶段所处阶段开发规律开发规律开发规律开发规律分析分析分析分析主要内容主要内容主要内容主要内容油田开发油田开发油田开发油田开发管理指标管理指标管理指标管理指标检查检查检查检查地下井筒地面单元目标管理突出“一体单元目标管理突出“一体化”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3.3.狠抓目标管理狠抓目标管理落实落实二、目标管理保障措二、目标管理保障措施施96969191838382082029.4729.47采油三矿10090.98083625.19F1441588.97558216.38F143149588.98061118.59XYS413951008065426.7XYS2129593.88061629.38L212111001008572535.43L203-101010094.180107928.17F15910089.38066529.08F23810087.58072834.21F29(5、6)710010095232172.15F29K610091.785122931.67F29(4)510085.78061819.24F15441001008077840.61F1283100908085122.83F120210088.98097842.47FS21水井洗井完成率(水井洗井完成率(%)抽油机平衡率(抽油机平衡率(%)工况合格率(%)检泵周期(天)检泵周期(天)泵效泵效(%)(%)年度指标年度指标单元序号采油三矿采油三矿20112011年单元目标化管理(注采管理指标)年单元目标化管理(注采管理指标)二、目标管理保障措二、目标管理保障措施施3.3.狠抓目标管理狠抓目标管理落实落实156156420420396396334334采油三矿采油三矿60F14415483660F14314367224XYS413246024XYS212366096L2121112L203-1010363624F15936366072F23824F29(5、6)736F29K612F29(4)512F1544364810F1283362412F120224123636FS21破乳剂破乳剂清防蜡剂清防蜡剂缓蚀杀菌剂缓蚀杀菌剂阻垢剂阻垢剂年度指标(井次)年度指标(井次)单元序号采油三矿采油三矿20112011年单元目标化管理(化学药剂使用计划)年单元目标化管理(化学药剂使用计划)二、目标管理保障措二、目标管理保障措施施3.3.狠抓目标管理狠抓目标管理落实落实600.45650.25650.35600.45樊128-3#站樊128管理区22650.35700.15700.25650.35樊128-2#站樊128管理区21650.3700.1700.2650.3樊128-1#站樊128管理区20550.55600.35600.45550.55樊17站号樊西管理区19550.55600.35600.45550.55樊16站号樊西管理区18550.30/0.75600.25/0.65600.25/0.65550.30/0.75樊15站号樊西管理区17500.75550.55550.65500.75樊13站号樊西管理区16550.7600.5600.6550.7樊12站号樊西管理区15500.7550.5550.6500.7樊11站号樊西管理区14550.5600.3600.4550.5樊10站号樊西管理区13550.55600.35600.45550.55樊9站号樊西管理区12500.8550.6550.7500.8樊3站号樊西管理区11600.65650.45650.55600.65樊2站号樊西管理区10550.6600.4600.5550.6樊1站号樊西管理区9600.55650.35650.45600.55F14#站樊管理东区8550.5600.3600.4550.5F8#站樊管理东区7500.45550.25550.35500.45F7#站樊管理东区6500.55550.35550.45500.55F6#站樊管理东区5550.9600.6600.7550.8F5#站樊管理东区4550.5600.3600.4550.5F4#站樊管理东区3380.2400.18400.18380.2樊至樊家油站东输樊管理东区2300.25330.25330.25300.2810#站至樊家油输站樊西管理区1温度()干压(MPMPa)a)温度()干压(MPMPa)a)温度()干压(MPMPa)a)温度()干压(MPMPa)a)4季度3季度2季度1季度干线(计量站)名称单位序号采油三矿2011年计量站干压及炉温指标二、目标管理保障措二、目标管理保障措施施3.3.狠抓目标管理狠抓目标管理落实落实三、指标运行状况分三、指标运行状况分析析20112011年上半年产量完成情况统年上半年产量完成情况统计表计表-114917012850-11718330087113471126006月-6321-6321424542451056610566-494-494543543103710372297229781006810067870978709上半年-20446652709.4-14616731375313912131605月-16026182220-7913121048513385129004月-10145981612-966215816213737135753月-448448896-560563812470124322月-64215279000-1214031140431月对比对比完成完成计划计划对比对比完成完成计划计划对比对比完成完成计划计划备注备注新井新井措施措施老井老井月份月份1000020000300004000050000600007000080000900001月2月3月4月5月6月采油矿上半年老井运采油矿上半年老井运行曲线行曲线0.05.010.015.020.025.030.01月2月3月4月5月6月采油矿上半年自采油矿上半年自然递减然递减采油三矿老井产量目标管理运行表采油三矿老井产量目标管理运行表
(二)
(二)926777256141458030091594运行年初标定有8吨产量按新井运行-53932078506300477031581674计划F144757163775113382725811349运行弹性开采,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-331790266425340405026861426计划F143708760324911379825431390运行L8P1井产量下降影响,L8-7-13、L8-7-15转注共影响油量2吨。
-294738161874938372024491287计划XYS438803334268620191295674运行对水井L225控制注水,L225X5含水下降明显19136893101248318771240656计划XYS2582150104011302019551055运行单元一体化治理效果较好13556864756378928531880992计划L212702160734898374024201273运行对水井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18700358814716355823521240计划L203-1048133998323724541614827运行对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。
79440193383272320571353713计划F156月5月4月3月2月1月原因分析差值老井自然产量累计(t)分项单元三、指标运行状况分三、指标运行状况分析析上半年单元目标管理运行情上半年单元目标管理运行情况况9595939392.6692.66838383.5983.59797982982972072029.4729.472828采油矿采油矿10010090.989827883682025.1925.2F1441588.989757358257016.3816.4F143149410088.988807861162018.5918.5XYS413951001009886.27865466026.726XYS2129710093.889857861662029.3829L2121110010010098858372572035.4335.5L203-101010010094.18888781079106028.1728.1F15910010089.38885.47866567029.0819.1F23810010087.588807872873034.2134F29(5、6)71001001009795932321230045.1545.1F29K610010091.78885831229122031.6731.5F29(4)510010085.786807861861019.2419.2F154410010010096857877878040.6139F128390100908388.77885185022.8322.1F120210010088.988807897895042.4742FS21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上半年计划水井洗井完成率水井洗
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