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。油藏类型单元名称地质储量目前产量采出程度%2011年老井产量储量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2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）34.217288087.51008F2329.086658089.31009F1528.1710798094.110010L203-1035.437258510010011L21229.386168093.89512XYS226.7654801009513XYS418.596118088.99514F14316.385827588.915F14425.198368090.9100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1FS2363612242F1201224363F1281048364F154125F29（4）126F29K367F29（5、6）248F23726036369F1524363610L203-101211L21296603612XYS224602413XYS424723614F14360364815F14460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