一、開發(fā)管理狀況油藏：大蘆湖、小營兩個油田，動用地質儲量3855萬噸。2010年12月，開油井247口，日液1332噸，日油463噸，綜合含水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。油藏類型單元名稱地質儲量目前產(chǎn)量采出程度%2011年老井產(chǎn)量儲量104t比例%日液t/d日油t/d含水%產(chǎn)量104t比例%厚層塊狀低滲透油藏F29(4)、F29(擴)、F29(5、6)、F12、F15、F128、F154233760.675419374.412.316.0439.5薄互層低滲透油藏L8、L78、F143、F144103126.723516828.56.85.133.4中高滲透薄層巖性油藏

F15S2、F120、L212、L203-1048712.729712059.618.24.1427.1合計3855100128648162.612.215.28100采油三礦油藏分類表2指標時間油井利用率

%平均泵效

%工況合格率

%檢泵周期

d躺井率

%201096.6527.4768155.92.注采---采油

油井利用率96.65%，開井時率96.49%，抽油機平衡率90.6%。注采：油井平均泵掛1834.3米，平均泵效27.4%，工況合理區(qū)152口井，合格率76%，檢泵周期815天，長壽井58口，2010年維護井次171口，躺井率5.9%。一、開發(fā)管理狀況采油三礦采油指標表注采管理---注水

分層注水井現(xiàn)狀

2010年共測試注水井22井次，合格20井次，測試成功率91%，測試層段合格率95%，分層注水井測試率70%。

分層注水井23口，占23%,其中有16口井能夠正常測試，占分注井數(shù)的70%，其它井由于油壓高和遇阻等原因不能測試、測調(diào)。

注水井測試全礦注水開井99口，其中有欠注井23口，占23%，欠注水量197m3/d。

水井欠注一、開發(fā)管理狀況水質合格率80%，水井洗井完成率91%。水質

目前采油礦共有32座計量站，其中進管網(wǎng)輸油計量站20座，對應油井151口，液量900.7噸，油量301.6噸，計量站干壓達標率100%，溫度達標率100%；單井拉油點84個，對應油井102口，液量390.2噸，油量184.6噸。

3.集油地面壓力系統(tǒng)單位干線(計量站)名稱干壓（MPa)溫度（℃）樊西管理區(qū)10#站至樊家輸油站0.2532樊東管理區(qū)樊東至樊家輸油站0.2033樊東管理區(qū)F4#站0.5055樊東管理區(qū)F5#站0.9055樊東管理區(qū)F6#站0.5550樊東管理區(qū)F7#站0.4550樊東管理區(qū)F8#站0.5055樊東管理區(qū)F14#站0.5560樊西管理區(qū)樊1號站0.655樊西管理區(qū)樊2號站0.6560樊西管理區(qū)樊3號站0.8050樊西管理區(qū)樊9號站0.5555樊西管理區(qū)樊10號站0.5055樊西管理區(qū)樊11號站0.7050樊西管理區(qū)樊12號站0.7055樊西管理區(qū)樊13號站0.7550樊西管理區(qū)樊15號站0.30/0.7555樊西管理區(qū)樊16號站0.5555樊西管理區(qū)樊17號站0.5555樊128管理區(qū)樊128-1#站0.3065樊128管理區(qū)樊128-2#站0.3565樊128管理區(qū)樊128-3#站0.4560一、開發(fā)管理狀況

油藏目標管理開發(fā)動態(tài)分析，就是通過開發(fā)過程中取得的各種資料，對整個油藏的動態(tài)變化進行經(jīng)常的對比分析，從中找出各種變化之間的相互關系，研究各種變化因素對油藏開發(fā)工作的影響，把多種現(xiàn)象有機地聯(lián)系起來，從而認識油藏內(nèi)部的變化及運動規(guī)律，制訂油藏動態(tài)調(diào)配方案和開發(fā)政策。2、規(guī)范技術分析目標管理油藏動態(tài)分析：由采油礦地質技術員、管理區(qū)技術員負責，分析油藏開發(fā)規(guī)律，制定調(diào)配原則，分析油藏整體調(diào)配效果，提出改善開發(fā)效果的技術辦法。突出規(guī)律（理論）把握，分油藏類型明確開發(fā)原則----指導注采調(diào)配。目標管理單井（井組）分析：由采油礦班組和管理區(qū)地質技術員負責，分析油水井生產(chǎn)狀況、水井調(diào)配效果、油井見效狀況。突出貼近生產(chǎn)實際（務實），分因素減少產(chǎn)量損失。二、目標管理保障措施單井動態(tài)分析程序①收集資料、繪制圖表和曲線。靜態(tài)資料、生產(chǎn)資料、完井數(shù)據(jù)、施工作業(yè)情況、井史五大類資料收集齊全，編繪出必要的曲線和圖表(如油水井連通圖、注水—采油曲線、吸水—產(chǎn)出剖面圖等)。②搞清單井情況。包括地面流程和清蠟熱洗等管理制度、井下管柱結構、機采井的抽油參數(shù)和示功圖、油層的發(fā)育情況等。③分析對比，分析矛盾，從中找出主要問題。單井分析的內(nèi)容①檢查本井配產(chǎn)指標的完成情況、生產(chǎn)狀況的變化及原因。②分析油層壓力是否穩(wěn)定。③分析含水變化情況是否符合指標要求。④分析氣油比變化情況。⑤分析各個油層的生產(chǎn)情況，采取相應措施。(一)單井(井組）動態(tài)分析采油井動態(tài)分析主要內(nèi)容及方法一是地層的壓力變化二是流動壓力的變化三是含水的變化四是產(chǎn)液量變化五是產(chǎn)油量的變化六是油井的生產(chǎn)能力七是分層動用狀況的變化自噴井井筒動態(tài)變化：引起井筒動態(tài)變化的主要原因是油層堵塞、油管存在問題、油嘴不合適、其它情況。機采井井筒動態(tài)變化：抽油井泵效分析；油層供液能力的影響；砂、氣、蠟的影響；原油粘度的影響；原油中含有腐蝕性物質使泵漏失，降低泵效；設備因素，工作方式的影響；動液面(沉沒度)分析等。熱洗、清蠟制度，摻水管理，合理套壓的控制等。油井井筒動態(tài)變化分析地面管理狀況分析油井地下動態(tài)變化分析(一)單井（井組）動態(tài)分析注水井動態(tài)分析的主要內(nèi)容及分析方法注水井油層動態(tài)分析一是注水井的油層情況分析二是油層堵塞情況分析三是注水量變化情況分析四是注水分層吸水量變化情況分析五是注采比的變化和油層壓力情況分析六是周圍生產(chǎn)井的含水變化分析注水井井筒動態(tài)分析一是油、套壓和注水量變化的表現(xiàn)及原因分析。二是測試資料的分析。(一)單井（井組）動態(tài)分析井組剩余油分布狀況注采井組動態(tài)分析的內(nèi)容和方法①分析注水井全井注入量是否達到配注水量的要求，再分析各采油井采出液量是否達到配產(chǎn)液量的要求，并計算出井組變化。②分析各層段是否按分層配注量進行注水。③對井組內(nèi)各油井出液量進行對比分析，盡量做到各油井采液強度與其油層條件相匹配。④對井組內(nèi)的油層壓力平衡狀況進行分析。注采井組油層連通狀況分析井組注采平衡和壓力平衡狀況的分析井組水淹狀況分析研究井組小層靜態(tài)，主要是分析每個油層巖性、厚度和滲透率在縱向或平面上的變化，做出井組內(nèi)的油層柵狀連通圖。包括平面、層間、層內(nèi)水淹狀況。通過定期水淹和綜合含水變化的分析，與油藏所處開發(fā)階段含水上升規(guī)律對比，檢查水淹和綜合含水上升是否正常。平面、層間、層內(nèi)剩余油狀況。通過飽和度測井、取心井、油藏工程和動態(tài)分析方法分析剩余油分布狀況。(二)開發(fā)單元（區(qū)塊）的開發(fā)動態(tài)分析①液量（采液指數(shù)）變化規(guī)律分析②綜合含水變化規(guī)律分析。③采油指數(shù)變化規(guī)律分析④依據(jù)油藏類型、開發(fā)階段確定注采調(diào)配指導理念①產(chǎn)量有關指標：液量、油量、水量等.②開發(fā)有關指標：自然遞減率、綜合遞減率、含水上升率、存水率、注水利用率、水驅指數(shù)等。③管理有關指標:油水井綜合利用率、油水井免修期、躺井率、層段合格率等。①開發(fā)單元總的平衡和油層壓力情況分析，總體上衡量開發(fā)單元的動態(tài)狀況②各小層注采平衡和油層壓力分析，找出層間矛盾，并對主要矛盾采取調(diào)整措施③平面上注采平衡和油層壓力分析，找出平面矛盾，提出調(diào)整措施開發(fā)單元潛力分析①資源潛力，包括未動用儲量和井網(wǎng)密度方面潛力。②剩余油潛力，包括各開發(fā)單元累積采油量、采出程度、剩余可采油量狀況的分析，各小層內(nèi)水淹狀況和剩余油狀況分析。③增產(chǎn)措施潛力，如補孔、扶長停井、提液等措施。注采平衡及油層壓力狀況分析開發(fā)單元所處階段開發(fā)規(guī)律分析主要內(nèi)容油田開發(fā)管理指標檢查地下井筒地面單元目目標管管理突突出““一體體化””油藏動動態(tài)分分析油水井井注采采管理理設備流流程溫溫度干干回壓壓開發(fā)單單元分分析井組分分析注采管管理指指標單井管管理地面管管理指指標地質資資料員員地質技技術員員工程技技術員員井站站班班組組生產(chǎn)產(chǎn)副副經(jīng)經(jīng)理理單井井管管理理井站站班班組組單元元目目標標管管理理實實現(xiàn)現(xiàn)兩兩個個延延伸伸：：一一是是油油藏藏管管理理向向注注采采、、地地面面管管理理延延伸伸，，涵涵蓋蓋影影響響產(chǎn)產(chǎn)量量的的所所有有方方面面；；二二是是技技術術管管理理向向全員員、、全全過過程程管理理延延伸伸，，發(fā)發(fā)揮揮各各環(huán)環(huán)節(jié)節(jié)人人員員的的積積極極性性。。地質質隊隊生產(chǎn)產(chǎn)技技術術室室管理理區(qū)區(qū)3.狠狠抓抓目目標標管管理理落落實實二、、目目標標管管理理保保障障措措施施采油三礦2011年單元目標化管理（注采管理指標）序號單元年度指標泵效(%)檢泵周期（天）工況合格率（%）抽油機平衡率（%）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采油三礦29.47820839196二、、目目標標管管理理保保障障措措施施3.狠狠抓抓目目標標管管理理落落實實采油三礦2011年單元目標化管理（化學藥劑使用計劃）序號單元年度指標（井次）阻垢劑緩蝕殺菌劑清防蠟劑破乳劑1FS2363612242F120122436

3F12810

48364F154

125F29（4）

126F29K

36

7F29（5、6）

24

8F23726036369F15

24363610L203-10

12

11L212966036

12XYS2246024

13XYS4247236

14F143603648

15F144

60

采油三礦334396420156二、、目目標標管管理理保保障障措措施施3.狠狠抓抓目目標標管管理理落落實實采油三礦2011年計量站干壓及爐溫指標序號單位干線(計量站)名稱1季度2季度3季度4季度干壓（MPa)溫度（℃）干壓（MPa)溫度（℃）干壓（MPa)溫度（℃）干壓（MPa)溫度（℃）1樊西管理區(qū)10#站至樊家輸油站0.28300.25330.25330.25302樊東管理區(qū)樊東至樊家輸油站0.2380.18400.18400.2383樊東管理區(qū)F4#站0.5550.4600.3600.5554樊東管理區(qū)F5#站0.8550.7600.6600.9555樊東管理區(qū)F6#站0.55500.45550.35550.55506樊東管理區(qū)F7#站0.45500.35550.25550.45507樊東管理區(qū)F8#站0.5550.4600.3600.5558樊東管理區(qū)F14#站0.55600.45650.35650.55609樊西管理區(qū)樊1號站0.6550.5600.4600.65510樊西管理區(qū)樊2號站0.65600.55650.45650.656011樊西管理區(qū)樊3號站0.8500.7550.6550.85012樊西管理區(qū)樊9號站0.55550.45600.35600.555513樊西管理區(qū)樊10號站0.5550.4600.3600.55514樊西管理區(qū)樊11號站0.7500.6550.5550.75015樊西管理區(qū)樊12號站0.7550.6600.5600.75516樊西管理區(qū)樊13號站0.75500.65550.55550.755017樊西管理區(qū)樊15號站0.30/0.75550.25/0.65600.25/0.65600.30/0.755518樊西管理區(qū)樊16號站0.55550.45600.35600.555519樊西管理區(qū)樊17號站0.55550.45600.35600.555520樊128管理區(qū)樊128-1#站0.3650.2700.1700.36521樊128管理區(qū)樊128-2#站0.35650.25700.15700.356522樊128管理區(qū)樊128-3#站0.45600.35650.25650.4560二、、目目標標管管理理保保障障措措施施3.狠狠抓抓目目標標管管理理落落實實三、、指指標標運運行行狀狀況況分分析析2011年年上上半半年年產(chǎn)產(chǎn)量量完完成成情情況況統(tǒng)統(tǒng)計計表表月份老井措施新井備注計劃完成對比計劃完成對比

計劃完成對比

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

采油礦上半年老井運行曲線采油礦上半年自然遞減采油油三三礦礦老老井井產(chǎn)產(chǎn)量量目目標標管管理理運運行行表表（（二二））單元分項老井自然產(chǎn)量累計（t)

差值原因分析1月2月3月4月5月6月F15計劃71313532057272333834019794對F15N12、F15-21井組實施波動注水，確保了F15-30、F15-21等井產(chǎn)量穩(wěn)定，通過做好F15-17注水工作，F(xiàn)15-15產(chǎn)量保持了穩(wěn)定。運行82716142454323739984813L203-10計劃12402352355847165881700318對水井L203X7、L203-6根據(jù)油井產(chǎn)量變化實施波動注水，液量保持穩(wěn)定，含水得到較好控制運行127324203740489860737021L212計劃99218802853378947565686135單元一體化治理效果較好運行105519553020401150105821XYS2計劃65612401877248331013689191對水井L225控制注水，L225X5含水下降明顯運行67412952019268633343880XYS4計劃128724493720493861877381-294L8P1井產(chǎn)量下降影響，L8-7-13、L8-7-15轉注共影響油量2噸。運行139025433798491160327087F143計劃142626864050534066427902-331彈性開采，脫氣嚴重，部分井遞減，三維地震、不正常井和摻水管線破影響運行134925813827511363777571F144計劃167431584770630078509320-53年初標定有8噸產(chǎn)量按新井運行運行159430094580614177259267三、、指指標標運運行行狀狀況況分分析析上半半年年單單元元目目標標管管理理運運行行情情況況采油三礦2011年單元目標化管理（注采管理指標）序號單元泵效(%)檢泵周期（天）工況合格率（%）抽油機平衡率（%）水井洗井完成率（%）上半年計劃上半年實際上半年計劃上半年

實際上半年計劃上半年實際上半年計劃上半年實際上半年計劃上半年實際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采油礦2829.477208297983.598392.669395開井井數(shù)數(shù)油井井利利用用率率泵效效檢泵泵周周期期平衡衡比比例例層段段合合格格率率三、、指指標標運運行行狀狀況況分分析析單元分項產(chǎn)量差值下步措施FS2運行236578相對控制F15-10注水，加強F15-8注水，進一步摸索F20C24波動注水方式。運行2443F120計劃2078162堅持對F120-12、F120-7波動注水，地面配套實施，加強F120-3注水運行2240F128計劃7456943推進一體化治理水井工作量運行8399F154計劃1719-330做好F154-2注水和油井井筒等管理工作運行1389F29（4）計劃5184326堅持井排波動注水，分區(qū)確定注采比，對部分重點水井治理。運行5510F29K計劃3862598對注水方式優(yōu)化，進一步完善井網(wǎng)運行4460F29（5、6）計劃2088.285.8對F11-510酸化增注，根據(jù)對應油井產(chǎn)量變化，對F10注水量及時調(diào)整運行2174F23計劃52341448重點監(jiān)控F19-718井組注水見效情況。運行6682采油油三三礦礦老老井井產(chǎn)產(chǎn)量量目目標標管管理理下下步步措措施施（（一一））四、、單單元元目目標標管管理理三三季季度度工工作作1.針針對對問問題題、、制制定定辦辦法法、、改改善善管管理理單單元元開開發(fā)發(fā)狀狀況況從總總體體運運行行來來看看，，上上半半年年老老井井生生產(chǎn)產(chǎn)形形勢勢較較好好，，但但有有三三個個單單元元未未踏踏計計劃劃運運行行，，部部分分井井組組出出現(xiàn)現(xiàn)產(chǎn)產(chǎn)量量波波動動現(xiàn)現(xiàn)象象。。F143塊剩余日油水平43噸，目前井口日油水平44噸，6月份核實產(chǎn)量40噸。近期重點開展了三方面工作：一是加強套放、減少氣體影響；二是加強熱洗、部分井產(chǎn)量回升；三是加強加藥防垢，作業(yè)井減少。目前流量計產(chǎn)量達到46噸，預計至年底能夠實現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)目標。樊154塊前5個月未踏水平，主要是三維地震和作業(yè)井影響，目前核實產(chǎn)量10噸，通過進一步加強F154-2注水，加強低產(chǎn)井管理降低躺井率，提高開井時率，至年底能夠實現(xiàn)目標。梁S4在1-2月份運行較好，隨著L8P1下調(diào)參數(shù)和轉注井L8-7-13、L8-7-15影響，3月份開始未踏水平，經(jīng)過井網(wǎng)的完善，對應油井可逐漸見效，預計年底可完成指標。四、、單單元元目目標標管管理理三三季季度度工工作作F15-204井井含含水水上上升升。。近近期期相相對對控控制制了了F15-10注注水水，，增增加加了了邊邊部部水水井井F15-8注注水水，，目目前前F15-204含含水水上上升升趨趨勢勢得得到到緩緩解解。。F15-204F15-10F15-203F15-8F20C24F19-728F15P2樊15S2F15-204F15-8F15-10F18-720F15P2F20C24F15-203F19-728F15-P2含含水水波波動動較較大大，，目目前前我我們們對對水水井井F20-C24采采取取了了波波動動注注水水，，注注10天天停停5天天。。1.針針對對問問題題、、制制定定辦辦法法、、改改善善管管理理單單元元開開發(fā)發(fā)狀狀況況四、、單單元元目目標標管管理理三三季季度度工工作作樊29擴擴F8-16F6-16F10-16F11-17F8-18F14X102FX102F7-13F11-17F10-16F7-17F7-17F7-13F14X102F11-17FX102F8-18F14X102FX102F10-16增注補孔分注補孔分注轉注1.針針對對問問題題、、制制定定辦辦法法、、改改善善管管理理單單元元開開發(fā)發(fā)狀狀況況四、、單單元元目目標標管管理理三三季季度度工工作作梁203-10塊塊L203P2L203X7L203P41.針針對對問問題題、、制制定定辦辦法法、、改改善善管管理理單單元元開開發(fā)發(fā)狀狀況況四、、單單元元目目標標管管理理三三季季度度工工作作二是加快快樊128塊長長效治理理工作量量進度。。F128-13、F128-4兩兩口井檢檢管增注注。一是轉注注L203-X2、L78-2、L78-4，完完善L78塊。。水井2、加強強注水工工作量力力度，穩(wěn)穩(wěn)定管理理單元開開發(fā)基礎礎。三是重點點單元水水井實施施檢管5口井，，F(xiàn)13-13、F11-512、、F15-17等。樊128塊樊29塊樊15塊四、單元元目標管管理三季季度工作作F5#站站水井物物性差，，欠注井井集中，，新上增增壓泵1臺，注注水壓力力提高到到10MPa，，主要解解決樊29塊東東部F7-9、、F9-508、F12-8三口井井欠注問問題。梁212塊增壓壓注水井井注水情情況統(tǒng)計計表序號井號泵壓油壓地質需要注水量注水量對比MpaMpam^3m^3m^31XYL212-1028263025-52XYL212-1328272010-103XYL212-228285045-54XYL212-2028295028-225XYL212-222828501-496XYL212-628243010-20合計

230119-91增壓泵L15號號站增壓壓泵理論論排量200m3，實際120m3，泵效只只有60%。6口需增增壓注水水井按調(diào)調(diào)配要求求需水量量230m3,不能滿滿足注水水需要，，急需對對增壓泵泵更換。。L6#增增壓泵增增壓后泵泵壓最高高能到27-28Mpa，導導致L8-4-10注注不進，，下步更更換增壓壓泵1臺臺，解決決增壓泵泵泵效低低造成的的壓力低低、水量量小的問問題，并并該井區(qū)區(qū)下步注注采完善善做好準準備。四、單元元目標管管理三季季度工作作水質采油三礦礦水質檢檢測表樊154站反沖沖洗樊家站污污水水質質綜合達達標率低低。采用用污泥懸懸浮加精精細過濾濾的處理理工藝，，精細過過濾處理理效果不不理想，，懸浮物物去除率率低，平平均去除除率在30%左左右，懸懸浮床處處理污水水時很難難保證出出水穩(wěn)定定達標。。下步對對污水罐罐和干化化池進行行清理，，提高懸懸浮床反反沖洗效效果。樊154注水站站，水源源屬于清清水，該該站精細細過濾裝裝置每日日反沖洗洗產(chǎn)生污污水6方方左右，，需進油油管一起起倒走，，有時影影響原油油外銷，，需停精精細過濾濾裝置，，近期組織織整改，，確保能能正常運運轉、水水質合格格。站名水量m3/d含油量（mg/L）懸浮固體含量(mg/l)SRB菌（個/mL）平均腐蝕率（mm/a）月度綜合符合率%檢測時間標準實測符合率%標準實測mg/l符合率%標準實測符合率%標準實測符合率%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樊家站精精細過濾濾四、單元元目標管管理三季季度工作作項目名稱井號措施內(nèi)容泵壓油壓配注實注最末動管時間備注地下地質工程一體化治理F128-13檢管增注3231301-52010.2欠注，方案已全，正放溢流F128-4檢管增注32313002003.3欠注，方案已全，正放溢流F128-17檢管323110-3010-202004.5欠注，待出方案重點水井治理F13-13檢管補孔42分注2625.530-5030-402004.9正作業(yè)F15-17檢管增注3332.530182006.1欠注，已討論通過，待出方案F10-16檢管增注28281002007.4欠注，待討論L8-7-14檢管增注31313002009.2欠注，待進一步優(yōu)化方案F11-512檢管增注28283052007.3欠注，待討論老井恢復L206-1恢復注水

1990.1已出，待處理工農(nóng)關系L8-4-4大修恢復轉注

1991.10方案已出新區(qū)完善井網(wǎng)L203X2油井轉注

2010.11新區(qū)井網(wǎng)完善方案L78-2油井轉注

2011.6L78X4油井轉注

2011.6地面注水工程樊128地面管線改造F128-7管線改造323130302009.4待施工樊5號站增壓注水F7-9增壓注水383330302007.107.2日增壓注水，觀察效果F9-508增壓注水383330302007.5梁15號站更換大排量增壓注水設備XYL212-22增壓注水30293002010.11目前增壓泵排量不夠，需更換大排量增壓泵XYL212-20增壓注水302950372010.8XYL212-3增壓注水30293002005.7XYL212-17增壓注水21223072010.5油壓逐漸上升，現(xiàn)在需連入增壓泵梁6號站更換大排量增壓注水設備XYL8-4-10增壓注水30293002010.7目前增壓泵排量不夠，需更換大排量增壓泵2011年三季季度水井井工作量量四、單元元目標管管理三季季度工作作3.油井井措施以以老井恢恢復為重重點，挖挖掘部分分老區(qū)開開發(fā)潛力力四、單元元目標管管理三季季度工作作小營油田L8塊構造井位圖3.油井井措施以以老井恢恢復為重重點，挖挖掘部分分老區(qū)開開發(fā)潛力力L212X8井90年投產(chǎn)，1994年高含水停井，累油13422噸。2000年S4，初期液量29.4*0.3*99%。從井網(wǎng)分析，L212X8被L212-10水淹，L212-17于2002年11月轉注，通過該水井注水，該井目前應該有較大潛力。L212X8L212-10液日油日水含面液動量水注90年射孔，投產(chǎn)S2段2266.9-2376.5米。4.2/2，初產(chǎn)15.9*15.9*0%。96年階段末產(chǎn)量8.5*0.1*99%，2000年卡封A號層，卡封后產(chǎn)量12*0.7*94.3%，2001年10月關井。L8-6-15井1989年7月S25-7試油初產(chǎn)為15.8*15.8*0.兩井均解釋為含油水層。四、單元元目標管管理三季季度工作作樊23塊7組小層平面圖樊23塊7組小層平面圖2011年三季季度油井井工作量量序號項目井號預計增油備注1停產(chǎn)井恢復L8-4-111.0

2L8-8-165.0壓裂3L8-6-111.0

4L8-5-131.0

5F22-7263.0補孔壓裂6L212X83.0

7L204-X43.0重新卡封8新井措施L78-43.0補孔9L8-17X22.0探沙面解堵四、單元元目標管管理三季季度工作作三季度適適當加大大油井措措施工作作量，力力爭踏上上措施產(chǎn)產(chǎn)量年度度剩余水水平。四、單元元目標管管理三季季度工作作單元開井數(shù)偏磨腐蝕結垢井數(shù)比例井數(shù)比例井數(shù)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合計2204721.44018.24219.1采油三礦礦分單元元維護井井次分析析類別偏磨腐蝕結垢材質卡井地層作業(yè)質量停產(chǎn)井恢復其它原因導致的泵、管漏合計井次29811961111076比例38.210.514.511.87.91.31.31.313.2100采油三礦礦2011年1-5月月份維護護原因分分類表4.防治治結合，，切實減減少躺井井率。4.防治治結合，，切實減減少躺井井率。從采油礦礦今年維維護井情情況看，，偏磨、、腐蝕、、結垢及及因腐蝕蝕結垢導導致的卡卡井占到到71%，其中中腐蝕、、結垢造造成的躺躺井呈迅迅速增長長趨勢，，為減少少躺井，，采油礦礦管理重重心前移移，圍繞繞從源頭頭做工作作預防躺躺井制定定了多項項措施：：F31-5陀螺螺測試結結果F31-18陀陀螺測試試結果針對偏磨磨：一是優(yōu)化化工作制制度，在今天天上半年年下調(diào)26口沖沖次、24口間間開的基基礎上，，又優(yōu)選選了15口下調(diào)調(diào)沖次和和20口口間開井井，在加加強產(chǎn)量量、液面面監(jiān)控的的基礎上上正逐步步實施。。二是加大大治理力力度，通過陀陀螺測井井找準偏偏磨段，，采取扶扶正、內(nèi)內(nèi)襯管、、抗磨節(jié)節(jié)箍等多多種方式式治理偏偏磨。四、單元元目標管管理三季季度工作作針對腐蝕蝕結垢：：一是分析析腐蝕結結垢機理理，通過統(tǒng)統(tǒng)計采油油08年年以來腐腐蝕結垢垢情況、、垢樣化化驗及分分析結垢垢機理，，發(fā)現(xiàn)腐腐蝕結垢垢井主要要集中在在小營油油田、大大蘆湖S3X及及F143等區(qū)區(qū)塊，結結垢主要要因水型型不配伍伍及脫氣氣影響。。為解決決這一問問題，計計劃利用L78塊的的富裕氣氣源在該該塊新建建一熱水水加溫點點，解決水水型不配配伍問題題。梁78集集油站地地面配套套工程設設計示意意圖4.防治