技术座谈会材料.ppt

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1、报告内容第一部分：2009年开发主要工作及效果第一部分：2009年开发主要工作及效果第三部分：2010年开发工作安排第二部分：开发存在的问题及潜力二、2009年开发主要工作及效果1、探索增注技术，不断满足宏观水量需求（一）精细量化单元管理，加强有效注水工作，提高注采调控能力30303030化学法降压增注技术物理法提压增注注入压力量化分级新增注技术探索井网完善、结垢明显区域实施13口井均有效，有效期4年，累增油2400吨。注入压力：12兆帕以下实施时间：2003-2007年技术成果：形成一套欠注井原因分析判断方法，可以区分储层污染及低孔低渗欠注类别。注入压力：12兆

2、帕以上实施时间：2007-2009年技术突破：油藏认识深化，应用压降曲线法分析欠注原因，判断更加准确技术成果：08年7台增注泵，日增注407方，有效期4年累计增油4400吨；09更新4台注水泵，一台变频泵，泵压提高0.9兆帕，日增水量678方，累增油1506吨。新民油田启动压力梯度与渗透率的关系10毫达西，100米井距：12兆帕5毫达西，100米井距：14兆帕2毫达西，100米井距：20.0兆帕新民油田室内表活剂筛选二、2009年开发主要工作及效果2、区块分类研究，精细注水方案调整（1）深入注水政策研究，科学确定合理压力恢复速度年压升法计算合理注采比1.4-2.0

3、2009年立足于提高中含水期采收率，对注水原则进行了较大调整：针对问题：地层压力恢复程度高、注采比高、套变现象日趋严重、剪裂缝在高压下开启水窜严重。调整原则：减缓高压区块地层压力恢复速度，通过存水量法、年压升法和稳产法确定合理注采比。在原始地层压力附近，保持地层压力恢复到原始地层压力90%以上，地层压力恢复速度0.1-0.3Mpa地层压力低，恢复速度0.5-0.8Mpa二、2009年开发主要工作及效果（2）在注水政策的指导下精细注水方案调整调整情况：调整283口井，日配注水量由6312方减少到4276方，减少了2036方。全厂月度注采比由3.6下降到3.0。二、2

4、009年开发主要工作及效果调整效果：降低注采比后，主力区块日产液上升、日产油稳定，递减减缓；低产区块日产液下降、日产油稳定，含水下降。16口注水井通过恢复能量取得了较好效果，日产液、日产油略升，综合含水稳定。y=-0.2308x+47.1675.87%y=-0.25x+43.254.62%y=-15.839x+925.6220.53%y=-1.3x+756.10.86%（2）在注水政策的指导下精细注水方案调整2、区块分类研究，精细注水方案调整二、2009年开发主要工作及效果（3）精细分类，有针对性扩大周期注水规模30303030老水井周期注水分井点新水井短注长停分

5、类型长注短停主力层段分层段接替层段周期注水分类归纳表二、2009年开发主要工作及效果工作量：周期注水82口井，其中含水级别较高、注水见效明显的民3、民118区块周期注水43口井。周期注水效果：可对比53口井产液、产油稳定，含水上升得到有效控制，取得较好效果。周期注水效果2、区块分类研究，精细注水方案调整（3）精细分类，有针对性扩大周期注水规模二、2009年开发主要工作及效果3、提高测试质量，提高分注水平，保障方案有效落实（1）提高测试质量（2）提高分注水平单向流堵塞器双作用投捞器提高测试标准：严格水量控制、加密测试周期，调前先测前期方案的符合性，再进行现方案的调试

6、，调试完成后待压力稳定后再次测试。提高测试效率：应用吸附式双作用投捞器，工作效率提高1.7倍。提高测试精度：采用非集流式超声波流量计测试；采用双电子验封压力计和堵塞器式电子压力计进行验封；研制单向流堵塞器，解决高压层注水问题。技术标准：实现了15MPa以下带压小修作业，8MPa以下冲砂和射孔作业。分注成果：2001年以来应用小修防喷技术共修井分注353井次；动态分注率逐年上升。为方案的有效落实提供了有利的技术支撑。（二）优化措施结构，拓宽配套技术，提高改造效果二、2009年开发主要工作及效果完成措施252井次，增油1.57万吨。针对多次重复压裂效果较差、酸化施工周

7、期短效果较差的问题，2009年对措施结构进行了调整，减少了压裂、酸化工作量，增加了堵水、挤增油剂等措施工作量。主体措施基本保持了前两年的增油效果，堵水取得较好效果。二、2009年开发主要工作及效果1、拓展选井选层方向，优化压裂施工工艺，提高压裂效果选井选层：对渗透率在3毫达西以下的低渗储层，由于注采关系未建立，产能未得到有效发挥，以改善注采关系为目的进行压裂改造。施工工艺：采用低砂比造长缝压裂技术，砂比控制在25%以下。施工效果：2009年施工9口井，单井增油142.0吨。改善了注采关系，发挥了差层的生产能力。采油井注水井注水驱替半径压裂有效裂缝半径油水井井距驱替

8、压力梯度分