1、大安油田2011年開發(fā)形勢分析,MI能源公司大安項目部 2012年2月,一、開發(fā)現(xiàn)狀 二、開發(fā)形勢分析 三、2012年產(chǎn)量運行 四、開發(fā)中存在的問題 五、下步工作建議,匯 報 內(nèi) 容,油井總數(shù)：1377 油井開井：1345 水井總數(shù)：358 水井開井：345 日 產(chǎn) 油：2393 t/d 日 產(chǎn) 液：3304 t/d 綜合含水：27.57% 日 注 水：5754m3 注 采 比：1.42 累計注采比：1.04 采出程度：7.96 %,一.開發(fā)現(xiàn)狀,一.開發(fā)現(xiàn)狀,整體上呈5升1降的變化趨勢，即油井開井數(shù)、日產(chǎn)液、日產(chǎn)油、綜合含水，水井開井數(shù)、日注水量升，動液面降。,生產(chǎn)任務(wù)完成,鉆井、投產(chǎn)井、措

2、施井完成,二.開發(fā)形勢分析,2011年產(chǎn)量完成,生產(chǎn)任務(wù)完成,二.開發(fā)形勢分析,轉(zhuǎn)注78口、分注12口,生產(chǎn)任務(wù)完成,大安油田2011年計劃注水160萬方，實際注水160.7986萬方，完成計劃的100.5%，平均日注水4405.4方。,二.開發(fā)形勢分析,大安項目2011年油藏監(jiān)測,生產(chǎn)任務(wù)完成,二.開發(fā)形勢分析,2011年產(chǎn)量構(gòu)成：核實總產(chǎn)74.77萬噸，完成年計劃73.93萬噸的101.13%。其中新井13.07萬噸，措施2.6萬噸，基礎(chǔ)產(chǎn)量59.13萬噸.,二.開發(fā)形勢分析,開發(fā)形勢,二.開發(fā)形勢分析,開發(fā)形勢及指標,1、老井自然遞減率 大安油田從2007-2008年遞減率的變化清楚看到

3、上年新井對遞減的影響。累產(chǎn)法實際計算結(jié)果，2007年自然遞減率15.3%，而2008年只有14.4%，降低了0.9個百分點。因此，用下半年的遞減更能反映老井遞減的真實情況。,二.開發(fā)形勢分析,1. 老井遞減率 用此方法（曲線回歸）計算的結(jié)果如下圖所示，近幾年隨著油井見水、含水上升，遞減率在加大。2010年以后，含水上升速度得到有效控制，自然遞減率出現(xiàn)下降趨勢。,開發(fā)形勢及指標,二.開發(fā)形勢分析,開發(fā)形勢及指標,1. 老井遞減率 2011年基礎(chǔ)產(chǎn)量符合指數(shù)遞減，回歸法自然遞減率15.2%。,二.開發(fā)形勢分析,開發(fā)形勢及指標,1. 老井遞減率 但2011年下半年基礎(chǔ)產(chǎn)量遞減增大，5月開始出現(xiàn)拐點，

4、主要原因是調(diào)整區(qū)鉆井停注和井間干擾影響。,2.含水上升率,為控制大安油田油井的含水上升速度，主要做了注水方案調(diào)整，關(guān)停、轉(zhuǎn)注水淹井,并對部分井實施線狀注水，實施找堵水措施提高存水率，使含水上升率得到有效控制 ：,二.開發(fā)形勢分析,開發(fā)形勢及指標,2.含水上升率,、加強注水方案調(diào)整，實施溫和注水。2010年兩次減水，僅2010年10月調(diào)整井數(shù)146口，下調(diào)注水量766米3/日 。,二.開發(fā)形勢分析,開發(fā)形勢及指標,2.含水上升率,二.開發(fā)形勢分析,開發(fā)形勢及指標,、關(guān)停、轉(zhuǎn)注水淹井22口，并對部分井實施線狀注水。, 、實施找堵水措施提高存水率 2011年找堵水5口9井次，平均單井降水1479方.

5、,二.開發(fā)形勢分析,開發(fā)形勢及指標,二.開發(fā)形勢分析,開發(fā)形勢及指標,大安油田含水上升率通過以上幾方面的工作，雖然得到有效控制但部分區(qū)塊含水上升率仍較大。主要是采出程度相對較高的區(qū)塊和方向性見效特征明顯的區(qū)塊。,二.開發(fā)形勢分析,開發(fā)形勢及指標,大安油田含水上升率通過以上幾方面的工作，雖然得到有效控制但部分區(qū)塊含水上升率仍較大。主要是采出程度相對較高的區(qū)塊和方向性見效特征明顯的區(qū)塊。,二.開發(fā)形勢分析,開發(fā)形勢及指標,大安油田含水上升率通過以上幾方面的工作，雖然得到有效控制但部分區(qū)塊含水上升率仍較大。主要是采出程度相對較高的區(qū)塊和方向性見效特征明顯的區(qū)塊。,二.開發(fā)形勢分析,開發(fā)形勢及指標,大

6、安油田含水上升率通過以上幾方面的工作，雖然得到有效控制但部分區(qū)塊含水上升率仍較大。主要是采出程度相對較高的區(qū)塊和方向性見效特征明顯的區(qū)塊。,二.開發(fā)形勢分析,開發(fā)形勢及指標,大安油田含水上升率通過以上幾方面的工作，雖然得到有效控制但部分區(qū)塊含水上升率仍較大。主要是采出程度相對較高的區(qū)塊和方向性見效特征明顯的區(qū)塊。,二.開發(fā)形勢分析,開發(fā)形勢及指標,4-5月共補壓6口,3、地層壓力,二.開發(fā)形勢分析,開發(fā)形勢及指標,大安油田2009年前地層壓力呈上升趨勢，2011年地層壓力下降，水井停注、井間干擾、10年靜壓井壓力下降是造成壓力下降的幾個主要因素。,3、地層壓力,二.開發(fā)形勢分析,開發(fā)形勢及指標

7、,大安油田2011年統(tǒng)計測壓井78口，平均地層壓力為15.91MPa，可對比井與2010年對比壓力下降；其中東西向井9口，平均地層壓力上升0.01MPa；南北向井49口，平均地層壓力下降了0.31MPa，可對比井59口比2010年下降了0.31MPa,3、地層壓力,二.開發(fā)形勢分析,開發(fā)形勢及指標,D206-38 10年靜壓,對應(yīng)水井欠注，壓力下降,3、地層壓力,二.開發(fā)形勢分析,開發(fā)形勢及指標,DE10-7 10年靜壓,對應(yīng)水井注不進，壓力下降,3、地層壓力,二.開發(fā)形勢分析,開發(fā)形勢及指標,DK9-5 水井停注、井間干擾壓力下降,3、地層壓力,二.開發(fā)形勢分析,開發(fā)形勢及指標,扣除以上幾種

8、因素，地層壓力是上升的。,3、地層壓力 針對大安油田地層壓力恢復(fù)過快的情況，從2010年開始減水，降低注采比，收到較好的效果。地層壓力恢復(fù)速度明顯變緩，特別地層壓力猛升井所占比例明顯減少。,二.開發(fā)形勢分析,開發(fā)形勢及指標,3、地層壓力 針對大安油田地層壓力恢復(fù)過快的情況，從2010年開始減水，降低注采比，收到較好的效果。地層壓力恢復(fù)速度明顯變緩，特別地層壓力猛升井所占比例明顯減少。,二.開發(fā)形勢分析,開發(fā)形勢及指標,邊、角井地層壓力總體趨緩,壓升超過2Mpa的井：邊井：DD18-5（13.318.3Mpa） ,DD3-6（16.7622.8Mpa）,二.開發(fā)形勢分析,開發(fā)形勢及指標,2011

9、年在注水方案調(diào)整方面，重點有兩方面: 一是對2010年11月份的注水方案調(diào)整效果進行了復(fù)查。本次注水方案調(diào)整以上調(diào)為主，井組內(nèi)有補壓井，2010年4季度以來井組產(chǎn)量遞減趨勢沒有減緩，且產(chǎn)量水平較低的井組（單井日產(chǎn)小于2噸t/d）. 二是對加密完善區(qū)的注水方案重新調(diào)整，通過調(diào)整達到新的注采平衡。,注水方案調(diào)整,注水效果評價,二.開發(fā)形勢分析,注水方案調(diào)整,注水效果評價,二.開發(fā)形勢分析,上半年對2010年11月份的注水方案調(diào)整效果有了較為詳細的分析，這次重點對加密完善區(qū)的注水方案調(diào)整效果進行分析。,老區(qū)打加密完善井會引起兩方面的問題： 一是對應(yīng)注水井鉆井停注，階段注采比偏低，造成地層壓力下降。

10、二是引起井間干擾，老井遞減加快 針對以上問題，對7月以后的加密完善區(qū)在注水上做一些調(diào)整工作，取得一定效果： 1、對鉆井停注井及時恢復(fù)注水并進行補水，前期K塊中區(qū)部分井因壓力高沒有實施補水。 2、對部分井實施強化補水，8月以后實施強化補水20口，補水前日注347方，補水后561日注，補水率61.7%,注水效果評價,二.開發(fā)形勢分析,44口老井2011年1月開始加速遞減至10月趨緩，遞減幅度（117/161)27.3%,注水效果評價,二.開發(fā)形勢分析,90口老井2011年8月開始加速遞減至2012年1月遞減有變緩趨勢，遞減幅度（165/215)23.3%。,注水效果評價,二.開發(fā)形勢分析,81口老

11、井2011年9月開始加速遞減至2012年1月遞減趨勢變緩，遞減幅度（165/203)18.7%。,注水效果評價,二.開發(fā)形勢分析,認識：加密調(diào)整會加速老井遞減是無疑的，通過補水或強化補水及合理調(diào)整注水方案，在一定程度上能減緩遞減。,注水效果,二.開發(fā)形勢分析,見效井613口，見水井131口，先見效后見水210口，見效見水總數(shù)744口，占油井總數(shù)的56% .,注水效果,二.開發(fā)形勢分析,注水效果,二.開發(fā)形勢分析,從2004年開始，年投轉(zhuǎn)注井數(shù)逐年增加，2009年降至26口，之后年增加新見效井數(shù)減少。,注水效果,二.開發(fā)形勢分析,從2004年開始，年投轉(zhuǎn)注井數(shù)逐年增加，2009年降至26口，之后

12、年增加新見效井數(shù)減少，油井見效率下降。,新井投產(chǎn),二.開發(fā)形勢分析,新井投產(chǎn),二.開發(fā)形勢分析,統(tǒng)計大安投產(chǎn)新井317口，其中新建155口，完善51口，加密111口，累積產(chǎn)油（井口）143389噸，平均單井產(chǎn)油457噸。加密井產(chǎn)量高于完善、新建井，完善井次之。 1、 2011投產(chǎn)井產(chǎn)量高于2010年井，10年投產(chǎn)井主要分布在構(gòu)造邊部，油層發(fā)育差，遞減快。,不含黑帝廟井,新井投產(chǎn),二.開發(fā)形勢分析,統(tǒng)計大安投產(chǎn)新井317口，其中新建155口，完善51口，加密111口，累積產(chǎn)油（井口）143389噸，平均單井產(chǎn)油457噸。加密井產(chǎn)量高于完善、新建井，完善井次之。 2011投產(chǎn)井產(chǎn)量高于2010年井

13、，10年投產(chǎn)井主要分布在構(gòu)造邊部，油層發(fā)育差，遞減快。,新井投產(chǎn),二.開發(fā)形勢分析,2、不同區(qū)塊投產(chǎn)效果有差異，E、F、H南、K加密區(qū)效果相對較好，K西、H北較差。,新井投產(chǎn),二.開發(fā)形勢分析,2、不同區(qū)塊投產(chǎn)效果有差異，E、F、H南、K加密區(qū)效果相對較好，K西、H北較差。,新井投產(chǎn),二.開發(fā)形勢分析,二.開發(fā)形勢分析,新井投產(chǎn),新井投產(chǎn),二.開發(fā)形勢分析,2011年共上補壓措施99口，扣除措施占產(chǎn)有增油效果的77口，有效率78%。,措施分析,二.開發(fā)形勢分析,葡萄花油層補壓措施效果較好，較差的是黑帝廟和高臺子措施。,措施分析,二.開發(fā)形勢分析,措施分析,2011年補壓措施選層難度越來越大，措

14、施效果有變差的趨勢。2011年扶楊油層補壓措施有效率80.5%（62/77）.,二.開發(fā)形勢分析,補壓措施選層難度越來越大，措施效果有變差的趨勢，重點對無效井進行分析。無效井22口，扶楊15口、黑帝廟2口、葡萄花4口，高臺子1口，無效原因分析如下： 1、油層相對變差，地層能量得不到有效補充13口(D207-1、DF2-1、 DD18-5、DK5-10、DK5-6、DD13-4、DF12-1、DF3-1、DH5-10、DD10-5 、DK2-5 、DK15-14 、DH31-8 )。 2、補壓施工問題：措施層沒能有效動用，如 DF9-6、 DF7-3 。 3、非主力層黑帝廟（DB3-35、D20

15、6-36）、葡萄花（DF6-1、DH35-22、DK7-2、DF14-5 ）、高臺子DK24-2物性橫向變化大，穩(wěn)定性差。,措施分析,二.開發(fā)形勢分析,措施分析,二.開發(fā)形勢分析,7號小層,無吸水剖面，吸水不詳，,平面矛盾,1、層差、平面矛盾、地層壓力不能有效恢復(fù),措施分析,二.開發(fā)形勢分析,8號小層,無吸水剖面，吸水不詳，,DK+3-4 4.22測靜壓13.38Mpa,措施分析,二.開發(fā)形勢分析,措施分析,二.開發(fā)形勢分析,DD15-6 1.263.27測壓。關(guān)井最高壓力11.6Mpa。,4.16補壓,措施分析,4#油層砂巖厚度,6#油層砂巖厚度,DF12-1井于2.24 日補壓4、6號小層

16、，與水井間有斷層而不連通，且物性有變差趨勢。,二.開發(fā)形勢分析,措施分析,二.開發(fā)形勢分析,措施分析,2、DF9-6于2010.11補壓，措施過程中出問題，待大修，2011.3大修生產(chǎn)。（另外DH27-10，DF3-1補壓時管柱卡，后大修，不能及時排液，效果受影響。）,二.開發(fā)形勢分析,措施分析,二.開發(fā)形勢分析,措施分析,二.開發(fā)形勢分析,措施分析,1、部分井發(fā)育葡萄花潛力層，但因固井水泥返高不夠，無法動用。下步優(yōu)選井層二次固井，動用葡萄花油層。 2、重新制定葡萄花、黑帝廟油層物性下限標準，目前主要依據(jù)大安油田黑帝廟、葡萄花油層油藏描述給出的物性下限標準：有效孔隙度10%、滲透率0.110-

17、3m2 ；有效厚度劃分電性標準： t 245s/m；Rlld 9m。但在滿足上述標準情況下，仍有部分措施無效，如黑帝廟措施4口，3口無效（含新井補壓黑帝廟）。 3、在堅持正常的措施選井選層原則基礎(chǔ)上，重點加強油層壓力監(jiān)測，把握措施時機。,二.開發(fā)形勢分析,堵水分析,2011年找堵水5口井，9井次，其中DK24-2、DH7-14因封隔器失效而重新堵水。1-12月單井累計增油256噸，扣除DH5-14封套漏增油平均單井增油148噸；平均單井累計降水1479方，提高了存水率。 但方向性水淹堵水難度仍較大，D206-18 智能找堵水井卡造成大修，對應(yīng)水井恢復(fù)注水DK24-2、DH2-6封隔器易失效 。

18、,二.開發(fā)形勢分析,5.21日補高臺子后自噴）,5.27日堵水,找堵水效果分析,二.開發(fā)形勢分析,堵水分析,二.開發(fā)形勢分析,DH2-6于2011年3月測井溫,出水層6-9號層。4月4-6日對DH2-6封上采下,5.21日補高臺子后自噴）,26-4高臺子不能有效注水，28-4產(chǎn)量下降,堵水分析,二.開發(fā)形勢分析,部分井堵水效果好，尤其封堵套漏（3口）低壓層,堵水分析,二.開發(fā)形勢分析,部分井堵水效果好，尤其封堵套漏（3口）低壓層,5.21封上采下，堵水效果好，DH7-12見效,堵水分析,二.開發(fā)形勢分析,部分井堵水效果好，尤其封堵套漏低壓層,2010年5月堵封堵套漏效果好,堵水分析,二.開發(fā)形

19、勢分析,認識及建議 1、地層壓力較低的見水井，易于堵水； 2、裂縫性水竄嚴重的井，尤其是東西向角井，堵水難度大； 3、套管上部漏，易于封堵。 下一步建議： 1、繼續(xù)開展堵水工作，如滿足不了需要，再考慮其它調(diào)整手段。 2、對滲流特征明顯的構(gòu)造軸部高含水井可考慮調(diào)剖驅(qū)油。 3、對裂縫性水竄嚴重的井，可考慮轉(zhuǎn)注實施線狀注水，如暫時不具備轉(zhuǎn)注條件，先方案關(guān)井，以增加地下存水率，提高油井采收率。,水力噴射析,二.開發(fā)形勢分析,水力噴射試驗實施了6口井，扣除措施占井產(chǎn)量，只有DG9-1增油10噸，措施效果不明顯。,依據(jù)公司下發(fā)原油生產(chǎn)任務(wù)，2012年產(chǎn)量構(gòu)成和運行如下表。標定產(chǎn)量按2160噸/日，計算自然

20、遞減率為13.6%，綜合遞減率11.2%。,三.下步產(chǎn)量運行,2012年生產(chǎn)任務(wù)是繁重的，我們要加強產(chǎn)量意識，深入挖掘各種潛力，爭取上產(chǎn)主動權(quán)。,1、新動用區(qū)塊儲量品質(zhì)逐步變差 大安油田經(jīng)過近幾年的全面開發(fā)，動用儲量的品質(zhì)明顯下降，呈現(xiàn)儲量豐度低、儲層變化快、動用難度大等特點，嚴重制約著下步上產(chǎn)，需要開拓思路。如H北新投產(chǎn)的79口井，單井初產(chǎn)3.0噸/日，目前1.5噸/日；K西區(qū)投產(chǎn)26口，初產(chǎn)3.9噸/日,投產(chǎn)后第6月1.4噸/日。 2、加密調(diào)整 加密調(diào)整使階段產(chǎn)量增加，但綜合效益是否最經(jīng)濟有效還需分析研究。2011年打加密井111口，完善井51口。老區(qū)打加密完善井會引起兩方面的問題：一是對

21、應(yīng)注水井鉆井停注，階段注采比偏低，造成地層壓力下降，二是引起井間干擾，老井遞減加快。需要繼續(xù)加強跟蹤分析和及時調(diào)整。,四.開發(fā)中存在問題,四.開發(fā)中存在問題,3、部分井區(qū)水井轉(zhuǎn)注滯后，影響開發(fā)效果。 裂縫性砂巖油藏，水驅(qū)各向異性特征明顯，平面矛盾突出。沿裂縫方向油井水竄嚴重，嚴重制約著邊井的見效及油層壓力的回升。對加密調(diào)整也產(chǎn)生不利影響，如2010年J北打加密調(diào)整井6口，效果相對較差。因此要適時實施線性注水，提升地層壓力，搞好加密調(diào)整工作。,四.開發(fā)中存在問題,DJ+36-13加密效果,效果好,2010.6關(guān)停,11年6月轉(zhuǎn)注效果好,四.開發(fā)中存在問題,DJ+2-4加密效果,物性好，效果差,4

22、、目前增產(chǎn)措施單一，補壓層質(zhì)量變差，其它措施還沒有形成規(guī)模接替。 5、欠注情況仍沒有從根本上解決,四.開發(fā)中存在問題,四.開發(fā)中存在問題,欠注井原因分類 1、因注水壓力高，額定泵壓低而無法正常注水的是A塊的6口井，日影響水量60方。 2、雖安裝有增注泵，因高低壓井屬一個系統(tǒng)，需要排量較大，泵壓提不起使3口井欠注而停井DE4-7、8-11、12-11（42號間注水系統(tǒng)），影響水量32方。 3、邊部區(qū)塊，物性差，注水壓力高欠注停井（主要是K西北區(qū)），7口，70方/日。 4、隨著注水量的增加，聯(lián)合站泵壓不變（限定最高壓力16Mpa）,7個注水間泵壓下降（低于14Mpa），造成3口井欠注。 5、隨著注

23、水時間的增加開始出現(xiàn)層段欠注井,四.開發(fā)中存在問題,6、水質(zhì)問題,四.開發(fā)中存在問題,7、大修力量不夠 2011年完成大修任務(wù)13口，其中油井8口，水井5口。目前正大修2口水井（DH31-16、DE13-4），均已上修3個半月，其中DE13-4因大修影響黑1下泵，DE11-2測壓。目前急需大修井3口（DD+11-1、DF7-3、DB14-27），隨著補壓措施和水井小修的實施還會出現(xiàn)大修井。,四.下步開發(fā)工作建議,2012年大安項目部產(chǎn)量緊、任務(wù)重，我們要迎難而上，以地質(zhì)系統(tǒng)的精細化管理為契機，以開發(fā)基礎(chǔ)管理工作為主線，緊緊圍繞資料錄取和老井穩(wěn)產(chǎn)兩個方面開展工作。 1、老井穩(wěn)產(chǎn) （1）、提高產(chǎn)量

24、意識，積極協(xié)調(diào)，取得上產(chǎn)的主動權(quán)。 鉆井、新投、進攻性措施要超前運行，為上產(chǎn)爭取更多時間。 （2）、繼續(xù)搞好各種開發(fā)試驗工作。 本著為儲量資源品質(zhì)差的未開發(fā)動用區(qū)塊（A塊東區(qū)、B塊西區(qū)）找出路，為已開發(fā)區(qū)塊解決突出開發(fā)矛盾的目的繼續(xù)搞好各種開發(fā)試驗。周期注水、化學(xué)調(diào)剖、線狀注水等試驗取得階段效果，下步要把握好時機和條件搞好擴大工作。另外公司已著手水平井鉆探，項目應(yīng)積極配合，力爭為難動用儲量找到新出路。,四.下步開發(fā)工作建議,（3）、搞好井組動態(tài)分析，做好產(chǎn)量接替，努力實現(xiàn)油田可持續(xù)發(fā)展。 以注采井組為單元，以油層為對象，重點研究注水效果、遞減規(guī)律以及油層挖潛。在這方面，2011年雖然做了一些工

25、作，但還不夠全面、細致和深入，計劃2-3月份全面完成,4月開始實施。主要有以下三個方面： 分析內(nèi)容 、系統(tǒng)分析各注采井組注水以來動態(tài)變化，按照注采井組動態(tài)分析的工作流程，研究注采比與含水上升率、遞減率、地層壓力變化等之間的關(guān)系，分析近期產(chǎn)油量遞減趨勢，提出注水方案調(diào)整意見。同時，做好注采井組的分類工作 油井見水見效及水驅(qū)動用程度分析 在進行注采井組的動態(tài)分析時，應(yīng)用靜動態(tài)資料，特別是油井見水見效情況，分析油層的水驅(qū)動用程度。,四.下步開發(fā)工作建議,、儲層的動用狀況及潛力分析 潛力主要指壓裂、堵水，其它潛力如停產(chǎn)井復(fù)活、加深泵掛等等。 對選井選層，認真總結(jié)以往壓裂、堵水的效果，制定選井選層的標準。壓裂分為三種，補孔壓裂、普通壓裂、重復(fù)壓裂，并及時編制措施方案。 （