孤东油田提升开发质量与效益技术方向

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1、孤东采油厂二○一四年二月孤东油田提升开发质量与效益技术方向孤东油田已进入“双特高”开发阶段，面对资源接替不足、技术接替缺乏、产量接替困难的严峻局面，2012年以来，在油田领导、处室和研究院的关心支持下，围绕提升开发质量与效益，转观念、调思路，积极探索增加经济可采储量新途径，经过一年来的实践，取得了初步成效。前言三、调思路，完善工艺，实现效益开发一、孤东油田开发状况二、转观念，调整流线，扩大波及体积发言提纲四、认识与体会孤岛采油厂开发中心海洋采油厂采油厂管理着孤东、红柳、新滩三个油田。其中主力油田——孤东油田含油面积69.9平方千米，地质储量2.2×108t，占总储量的81.

2、9%。一、孤东油田开发状况水驱单元井网状况表特点1：密井网主力单元的井距为106-212米孤东六区5-6单元井网图井网井距：212*106一、孤东油田开发状况特点2：细分层系，储量一次动用厚油层单层开发，多层单元仅一个主力小层，储量全部动用。七区西馆上层系划分状况表孤东七区西馆上油藏剖面图第二套：52+3第一套：41-51第三套：54-61第四套：63+4第五套：62+65-8馆上段共计16个小层，其中主力层4个，划分为5套层系开发一、孤东油田开发状况采油速度%年产油量104t综合含水%采液速度%油田采收率达到40.5%注水见效(1988-1989年)产能建设(1986-1

3、987年)井网调整高产稳产(1990-1992年)控水稳油、综合调整(1993-2000)推广化学驱、提高采收率(2001-目前)特点3：强注强采1990年调整后，采液速度20%左右，主力单元七区西采液速度25.0%，累计注水倍数达到4.8。一、孤东油田开发状况孤东油田和同类油田含水与采出程度关系曲线对比特点4：高速开发27年走完同类油田40年开发历程，目前仍保持0.8%的采油速度，处于“双特高”开发阶段，综合含水95.9%，剩余可采储量采油速度24.9%。一、孤东油田开发状况“十五”、“十一五”期间依靠聚驱、二元驱，实现产量基本稳定。进入“十二五”以来，由于储量及技术接替

4、不足，油田总递减加大，孤东油田可持续发展难度越来越大。259.1249.6242.8238.3242.1231.8223.0215.6213.4212.9207.5275.6291.4261.7201.4189.2182.4总递减：4.24%总递减：2.11%总递减：2.10%总递减：4.03%孤东油田不同开发方式产油量变化图310.2一、孤东油田开发状况孤东油田新区产能柱状图年均5.6万吨年均2.5万吨年均238万吨年均142万吨动用储量(万吨)建产能(万吨)年产油(万吨)年均2.81万吨年均1.48万吨投产新井(口)产能井年均19口产能井年均10口新区产能逐年减少一是资

5、源接替阵地有限，产量补充难一、孤东油田开发状况一二类单元实施水平井调整、细分重组，单井控制剩余储量5.8万吨。主力层调整到层内韵律段非主力层精细到小砂体“三小一新”技术，动用小砂体326个，平均单砂体储量2.2万吨，含油面积0.06Km2。井网保持完善且井距小注采对应率86.4%，多向对应率53.8%，注采井距150-200米左右。二是层系井网一次到位，开发调整难吸水好注入水优势通道28-524629-22467P117P11水平段沿该井第一和第二侧积体单井吞吐一注一采S：0.025Km2N：1.3万吨S：0.04Km2N：2.4万吨八区52+3层井网图一、孤东油田开发状况

6、三采区块分布图八区注聚区七区中注聚区54-62北部注聚区52+3南部注聚区二区注聚区总储量：2121万吨已实施储量：1039万吨动用率：49.0％三区二元区四区二元区总储量：3183万吨已实施储量：2063万吨动用率：64.8％总储量：1753万吨已实施储量：1177万吨动用率：67.1％总储量：2947万吨已实施储量：1742万吨动用率：59.1％总储量：7065万吨已实施储量：3567万吨动用率：55.7％六区二元区52+3北部扩大试验区54-61二元先导区总储量：2740万吨已实施储量：2288万吨动用率：83.5％54-61中北部二元63+4四类复合堵驱先导八区二元

7、驱七区西41-51二元驱适合化学驱资源量14544万吨，已动用12244万吨，动用率达85.6%，目前转后续水驱储量占到74.1%。目前正开展二次化学驱试验。三是化学驱覆盖全区，储量接替难一、孤东油田开发状况孤东油田稠油储量942万吨，多次加密细分，实施了主力层汽驱开发，次要层水平井单层开发。井距由350米到141米，单井控制储量由13.2万吨调整到5.3万吨。孤东油田九区年产油柱状图孤东九区主力层55+61汽驱井网图孤东九区非主力层66井位图年产油（万吨）时间四是稠油极致开发，下步挖潜难一、孤东油田开发状况五是高