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1、第六作业区,二O一O年十月,第六作业区二一年生产形势汇报及指标预测,前 言,第六作业区管理油田面积27.63km2,地质储量11959.1104t,截止2010年6月底,全区共有油水井1872口,其中注水井和聚驱注入井699口(水驱注水井455口,聚驱注入井244口),采油井1173口,井网密度达到67.75口/km2。截止2010年9月底,累计全区注水35710.6104m3,累计产油6471.8104t,采油速度1.18%,采出程度54.11%,综合含水92.0%,水驱综合含水91.19%,年均含水91.18%。,油田开发指标完成情况,目 录,1-9月份油田地下形势,油田开发存在的主要问题
2、分,下步重点工作,2011年指标预测,一、油田开发指标完成情况,1、油气生产任务完成情况,1-9月份,第六作业区生产原油102.2158104t,完成全年配产76.0%;其中,水驱区块生产原油64.3941104t,完成全年配产的75.54%,聚驱区块生产原油37.8217104t,完成全年配产的76.8%。1-9月份,天然气外输3565104m3,完成全年计划的71.4%。,2010年1-9月油气生产任务完成情况统计表,一、油田开发指标完成情况,2、油田注水任务完成情况,2010年,全区工业配水1987104m3。1-9月份,全区累计注水1437.1104m3,完成年度计划的72.32%,年
3、注采比0.93、累积注采比1.03。,3、水驱区块开发主要指标,9月份,全区综合含水92.0%,其中,水驱综合含水91.19%,聚驱综合含水92.91%。水驱年均含水91.18%,低于考核指标0.12个百分点。截止9月底,水驱区块综合递减率4.59,自然递减率6.31,高于考核指标0.56个百分点。,一、油田开发指标完成情况,4、油水井管理指标继续保持较高水平,截止9月底,全区共有注水井471口,其中分层井411口,分注率87.3。三次分层测试率26.5;调配合格率88.6;注水合格率86.3;全井密封率97.8,层段密封率98.2。2010年,油水井套损控制指标20口,截至9月底,新增套管损
4、坏井7口,其中采油井3口,待修复;注水井4口,已修复。目前待调查井1口。,第六作业区2010年套损指标运行情况表,油田开发指标完成情况,目 录,1-9月份油田地下形势,油田开发存在的主要问题,下步重点工作,2011年指标预测,第六作业区水驱区块2010年综合开采曲线,日注水(m3),日产液(t),日产油(t),综合含水(%),注采比,(一)水驱区块:,2010年9月底,水驱区块共有油水井1243口,其中注水井455口,采油井788口,1-9月份,水驱区块累计注水916.72104m3,累计产油64.3941104t,年注采比1.14,自然递减6.31%,地层压力8.46MPa。,第六作业区水驱
5、区块2010年综合开采曲线,日注水(m3),日产液(t),日产油(t),综合含水(%),注采比,9月份,水驱区块注水井开井406口,采油井开井614口,32044,27317,2261,91.19,1.14,34191,2147,2202,29519,262,2523,0.18,0.01,1.13,1-9月份,水驱区块总的地下形势表现为:油田总注水量下降,产液量下降、产油量下降,综合含水稳定上升,自然递减得到控制,地层压力上升。,二、1-9月份油田地下形势,1、年注水量稳定,月度注水量下降,1-9月份,水驱区块平均日注水33579m3,年对比,平均日注水量稳定下降59m3。9月份,日注水320
6、44m3,与去年12月对比,注水量下降2147m3,注采比由去年12月份的1.13稳定回升到1.14。,第六作业区水驱区块1-9月注水量变化表,二、1-9月份油田地下形势,分析注水量下降的主要原因:,一是钻停影响加大。1-9月钻停累计影响注水14.5542104m3,日均影响注水533 m3,年对比日多影响508m3。2010年9月份钻停日均影响注水1021 m3,与去年12月对比,日多影响752m3,二是76口注水井吸水能力变差,注水量下降。目前注水压力10.81MPa,允注压差0.31 MPa,日配注7870m3,日注水4704m3,与去年12月对比,注水压力上升0.21 MPa,日注水下
7、降1296m3。三是泵压下降影响4口井,目前泵压112.13MPa,油压12.11 MPa,日注水60m3,与去年12月对比,泵压下降2.05 MPa,油压下降1.85MPa,日注水下降150m3。,二、1-9月份油田地下形势,分析注水量增加的主要原因:,一是注水井方案调整,注水量增加。2010年1-9月份,全区共编制水驱注水井调整方案141井次,日配注水量由15305m3增加到16290m3,日配注增加985m3。目前已执行121井次,日配注增加835m3,日实注增加703m3。二是注水井措施改造,注水量增加。统计去年四季度以来注水井措施增注70口,年对比,注水量增加6.06104m3,日均
8、增注222m3。三是2009年下半年以来投注新井18口,年对比日增注558 m3,目前日注水1035m3,与去年12月对比,日增注196m3。,二、1-9月份油田地下形势,2、水驱区块产油量下降,自然递减速度得到控制,1-9月份,水驱日产液28420t,日产油2349t,年均含水91.18%,年对比,日产液下降358t,日产油下降116t,年均含水上升0.21个百分点。其中措施日增油量42t,新井日增油6.9t。区块自然递减6.31%,综合递减率4.59%,与去年同期对比,分别减缓4.73、4.72个百分点。含水上升速度同比减缓0.37个百分点。9月份,采油井开井614口,日产液27317t,
9、日产油水平2261t,综合含水91.19%,与去年12月份对比,日产液下降2203t,日产油下降262t,综合含水上升0.18个百分点。,第六作业区水驱区块1-9月产量、含水变化表,二、1-9月份油田地下形势,分析未措施井产量下降的主要原因:,一是吸水能力差井区产量递减。统计吸水能力进一步变差的62口注水井,与去年12月对比,日降注水937m3。井区连通77口未措施采油井产量不同幅度下降,目前与去年12月对比,日降液504t,日降油50t,综合含水由91.51%上升到91.71%,综合含水上升0.21个百分点,单井沉没度下降33.2m。二是9口待大修关控井区产量受到影响。日影响注水量307m3
10、,井区12口油井产量不同幅度下降,目前与12月对比,日降液176t,日降油11t,综合含水下降0.91个百分点,单井沉没度下降26.2m。三是西部钻停年日均影响产液201t,日均影响产油25t;9月份,钻停日均影响产液338t,日均影响产油41t。,二、1-9月份油田地下形势,分析未措施井产量下降的主要原因:,四是2009年南三区中块聚驱转水驱补孔利用井6口,产量递减。年对比,日降液61t,日降油4t。目前日产液184t,日产油20t,综合含水88.86%,与去年12月对比,日降液106t,日降油18t,综合含水上升2.3个百分点。五是南三东基础井网二类油层封堵2口,与去年12月对比,日降液1
11、52t,日降油5t,含水下降0.38个百分点。六是积压井影响加大。2010年9月份,积压井积压井日影响产液2770t,日影响产量175t,与去年12月对比,日影响产液增加739t,日影响产量增加50t。另外,转聚驱利用17口,使水驱区块年日均降液449t,日均降油66t,与去年12月对比,日均降液436t,日均降油71t。,二、1-9月份油田地下形势,分析未措施井产量递减减缓的主要原因:,一是方案调整见效。统计调整较早的104口注水井,调整前后对比,日配注增加695m3,日实注增加601m3,井区连通235口未措施采油井,日产液增加181t,日产油增加42.3t,综合含水下降0.26个百分点,
12、平均单井沉没度上升17.2m。二是去年四季度以来注水井措施改造井区油井受效。统计有措施效果的49口措施改造井区,措施累计增注14.8104m3,井区连通的60口未措施采油井,目前与去年12月份对比,日增液184t,日增油14t,综合含水上升0.52个百分点,单井沉没度上升46.3m。,二、1-9月份油田地下形势,分析未措施井产量递减减缓的主要原因:,三是三东基础井网二类油层注聚受效。统计16口三东基础井网未措施井,目前日产液2303t,日产油138t,综合含水94.0%,与12月对比,日降液331t,日增油11t,综合含水下降1.25个百分点。四是去年四季度投产新井19口,年对比,日增液124
13、t,日增油29t。目前日产液175t,日产油42t,综合含水75.9%,与去年12月对比,日增液51t,日增油32t,综合含水下降16.3个百分点。,二、1-9月份油田地下形势,3、产液量下降、含水上升速度得到控制,1-9月份,水驱日产液28420t,日产水25912m3,年均含水91.18%,年对比,日产液下降358t,日产水下降268m3,年均含水上升0.21个百分点,含水上升速度同比减缓0.37个百分点。,第六作业区水驱区块1-9月含水变化表,二、1-9月份油田地下形势,9月份,采油井开井614口,日产液27317t,日产水24911m3,综合含水91.19%,与去年12月份对比,日产液
14、下降2203t,日产水下降1956m3,综合含水上升0.18个百分点。含水上升速度得到控制的主要原因是2009年四季度以来投产的新井和2010年措施井控制水驱年均含水上升0.14个百分点,控制水驱综合含水上升0.28个百分点。,油井措施及新井投产控水构成表,二、1-9月份油田地下形势,另外转聚驱利用17口,年均含水85.3%,低于水驱年均含水5.7个百分点,转聚驱后使水驱区块年日均降液449t,日均降油66t,使水驱年均含水上升0.1个百分点。,第六作业区水驱区块分井网综合含水变化表,二、1-9月份油田地下形势,第六作业区水驱区块分井网年均含水变化表2,第六作业区水驱区块分井网年均含水变化表1
15、,2010年9月,2303,138,94.0%,日产液,日产油,综合含水,统计16口三东基础井网未措施井,与去年12,331,11,1.25,基础井网年均含水上升0.29%,由于三东二类注聚受效,同比,含水上升速度减缓0.03个百分点。,使井网综合含水下降0.17个百分点,2010年9月,184,20,88.86%,日产液,日产油,综合含水,一次加密井网年均含水下降0.03%,主要原因是2009年补孔井6口,年对比,日降液61t,日降油4t,年均含水由89.17%下降到87.61%,使一次加密井网年均含水下降0.03个百分点。,与去年12,106,18,2.3,2010年9月,92.36%,日
16、产液,日产油,综合含水,二次加密井网年均含水下降0.02%,主要原因是去年四季度以来萨东过渡带新投井27口;,与去年12,153,36,0.23%,2010年9月,313,37.5,88.02%,日产液,日产油,综合含水,三次加密井网综合含水上升2.72%,年均含水上升1.3%,受见聚异常井含水上升影响,同比,含水上升速度加快0.93个百分点。,与去年12,19,20.3,5.43,使井网综合含水上升2.37个百分点。,统计3口见聚异常井,2010年1-9月,1070,116,89.11%,日产液,日产油,综合含水,高台子油层年均含水上升1.1%,同比,含水上升速度加快0.83个百分点。其中
17、原井网含水上升0.48个百分点;一次加密井网含水上升1.67个百分点。,与去年12,237,2,1.67,使高台子油层年均含水上升0.62个百分点,二、1-9月份油田地下形势,4、水驱区块地层压力上升,2010年,统计全区可对比的84口井监测资料,目前平均地层压力为8.46MPa,总压差-1.87MPa,流动压力3.14MPa,生产压差5.33MPa,年对比,地层压力回升0.29MPa。,2010年地层压力变化表,二、1-9月份油田地下形势,(二)聚驱开发地下形势,第六作业区聚驱区块共有注采井628口,其中注入井243口,采出井385口。1-9月份,聚驱区块累计注水520.33104m3,累计
18、产油37.83104t,完成全年计划76.81%。,第六作业区聚驱区块2010年1-9产量运行情况表,二、1-9月份油田地下形势,南三区东部二类油层聚驱地下形势,第六作业区南三区东部萨7-12二类油层聚驱区块开发面积16.8km2,采用175m井距五点法面积井网进行开采。2008年11月开始投产投注,目前共有注入采出井344口,其中注入井125口,采出井219口,2010年1月注聚,采用清水配制、污水稀释1300万的中分子聚合物溶液注入,设计注入浓度1609mg/L,粘度36mPa.s,注入速度0.23PV/a。截止2010年9月,注入地下孔隙体积0.1592PV,聚合物用量249.9mg/L
19、.PV,累积产油24.5107104t,综合含水94.90%。,二、1-9月份油田地下形势,南三区东部二类油层聚驱区块综合开采曲线,2010年,南三区东部二类油层聚驱区块总的开发形势为:注入压力上升,注入量上升,产液量上升,产油量上升,综合含水下降,区块进入初步见效阶段。,二、1-9月份油田地下形势,1、注聚后注入压力上升,注入量上升,1-9月份区块累计注入聚合物溶液259.076104m3,日均注入溶液9490m3,年度对比,日增溶液1927m3。9月份,注入井开井124口,日均注入聚合物溶液9032m3,注入速度0.20PV/a,与12月份对比,注入压力上升3.07MPa,日注入量下降10
20、58m3。分析月度注入量变化的主要原因:一是为减少二类油层平面和层间矛盾,达到降低聚驱低效无效循环,改善区块开发效果的目的,6月份以来共实施调剖井19口,累积少注入溶液4.1033104m3,9月份继续调剖控注12口,与去年12月份对比,日降实注278m3;二是注聚后61口注入井因方案调整,日降配注165m3,日降实注415m3;三是注入状况持续变差井11口,允注压差0.52MPa,目前日配注840m3,日实注445m3,仅能完成配注的53%,与去年12月份对比日降注355m3。,二、1-9月份油田地下形势,统计注聚前后82口注入剖面对比资料,注聚后吸液厚度增加。其中砂岩吸液厚度增加135.8
21、m,有效吸液厚度增加81.7m,砂岩吸液厚度比例增加12.06%,有效吸液厚度比例增加11.44%,吸液剖面纵向上得到不同程度的调整。,南三区东部二类油层注入井注聚前后吸水剖面统计表,二、1-9月份油田地下形势,统计区块正常注聚的124口注入井,9月份,区块平均注入压力10.78MPa,其中注入压力小于8MPa的井2口,占总井数比例的1.61%;89MPa的井有9口,占7.26%;910MPa的井有31口,占25%;1011MPa的井有22口,占17.75%;1112MPa的井有30口,占24.19%;大于12MPa的井30口,占24.19%。,南三区东部二类油层聚驱注入井注入压力分级统计表,
22、二、1-9月份油田地下形势,南三区东部二类油层聚驱注入井注入压力升幅统计表,与注聚前对比,注入压力上升3.07MPa,其中,注入压力升幅小于1MPa的有14口井,占总井数的11.29%;12MPa的有26口井,占20.97%;23MPa的有19口井,占15.32%;34MPa的有34口井,占27.42%;4MPa以上的有31口井,占25%。,二、1-9月份油田地下形势,9月份平均注入浓度1690.24mg/L,注入粘度41.15mPa.s,其中设计注入浓度为1200mg/L井有6口,实际注入浓度1551.83mg/L,注入粘度35.4mPa.s;设计注入浓度为1400mg/L井有25口,实际注
23、入浓度1481.36mg/L,注入粘度27.85mPa.s;设计注入浓度为1500mg/L井有31口,实际注入浓度1562.65mg/L,注入粘度33.97mPa.s;设计注入浓度为1700mg/L井有44口,实际注入浓度1738.27mg/L,注入粘度44.02mPa.s;设计注入浓度为2000mg/L井有18口,实际注入浓度2128.83mg/L,注入粘度66.88mPa.s。,南三区东部二类油层聚驱注入井井口浓粘度检测统计表,二、1-9月份油田地下形势,2、采出井见效,产油量上升,综合含水下降,2010年1-9月份,区块累积产液482.3043104t,累积产油20.53104t,日均产
24、液17667t,日产油752t,年均含水94.92%,与2009年对比,日增液1573t,日增油41t,年均含水下降0.02个百分点。9月份采出井开井212口,日产液17088t,日产油1018t,综合含水93.56%,与12月份对比,日降液1058t,日增油309t,综合含水下降2.08个百分点。1,二、1-9月份油田地下形势,南三区东部二类油层聚驱采出井见效情况统计表,目前,区块注聚井区采出井178口,见效井72口,见效比例40.45%。9月份日产液6820t,日产油658.5t,含水90.34%,采出液浓度121.68mg/L,与注聚前12月份对比,日增液539t,日增油384.5t,综
25、合含水下降5.29个百分点。含水下降幅度1%3%的井有37口,占见效井数的51.39%;3%5%的井有12口,占见效井数的16.67%;5%10%的井有14口,占见效井数的19.44%;含水下降幅度大于10%的井有9口,占见效井数的12.5%。,二、1-9月份油田地下形势,见效井中措施井29口,9月份日产液3293t,日产油382.2t,含水88.39%,与注聚前12月份对比,日增液1038t,日增油267.8t,综合含水下降6.53个百分点。其中压裂15口,措施前后对比,日增液949t,日增油150t,综合含水下降2.3个百分点,沉没度上升341.31m。9月份日产液1287t,日产油223
26、.4t,综合含水82.64%,与12月份对比,日增液634t,日增油167.4t,含水下降8.78个百分点;检换大泵井14口,措施前后对比,日增液595t,日增油26t,含水下降0.12个百分点,沉没度下降35.19m。9月份日产液2037t,日产油162.7t,含水92.01%,与12月份对比,日增液436t,日增油104.3t,综合含水下降4.34个百分点;未措施采出井见效43口,9月份日产液3527t,日产油276.2t,含水92.17%,采出液浓度124.57mg/L,与去年12月份对比,日降液499t,日增油116.7t,含水下降3.87个百分点。,二、1-9月份油田地下形势,见效采
27、出井的平面分布特征分析:,南三东二类油层聚驱见效采出井平面分布状况表,一是中心采出井因注采完善,见效明显好于非中心采出井。统计见效的41口中心采出井,目前平均单井日产液103t,日产油11.7t,含水88.71%,采出液浓度122.79mg/L,与注聚前对比,平均单井日增液15t,日增油7.6t,含水下降6.67个百分点;,二、1-9月份油田地下形势,见效采出井的平面分布特征分析:,南三东二类油层聚驱见效采出井平面分布状况表,二是断层附近剩余油富集区28口采出井。目前平均单井日产液85t,日产油6.1t,含水92.81%,采出液浓度124.88mg/L,与注聚前对比,平均单井日增液1t,日增油
28、2.5t,含水下降2.93个百分点;,二、1-9月份油田地下形势,见效采出井的平面分布特征分析:,南三东二类油层聚驱见效采出井平面分布状况表,三是位于油水过渡带附近井见效3口,平均单井日产液70t,日产油3.2t,含水95.42%,采出液浓度76.68mg/L,与注聚前对比日降液29t,日增油1.2t,含水下降2.6个百分点。,二、1-9月份油田地下形势,南三区东部二类油层聚驱采出井含水分级统计表,目前区块综合含水93.56%,其中含水小于80%的井9口,占总井数比例的4.25%;8085%的井10口,占4.72%;8590%的井12口,占5.66%;9095%的井57口,占26.89%;95
29、98%的井94口,占44.33%;大于98%的井30口,占14.15%。,南三东二类油层采出井采聚浓度分级表,区块平均采聚浓度114.31mg/L,与注聚初期对比平均采聚浓度上升61.15mg/L。其中小于100mg/L井76口,占总井数的35.85%;100-150mg/L井 116口,占54.72%;大于150mg/L井20口,占9.43%。,油田开发指标完成情况,目 录,1-9月份油田地下形势,油田开发存在的主要问题,下步重点工作,2011年指标预测,三、油田开发存在的主要问题,注水进一步下降井76口,与去年12月份对比,水驱加密井网和高台子油层吸水能力差井有102口占水驱注水井开井数的
30、24.5%注水压力10.69MPa,允注压差0.52MPa,日配注10180m3,日注水6064m3仅完成配注的59.57%,注水压力 0.26MPa,日注水 1296m3,(一)差油层吸水能力差的矛盾日益突出,三、油田开发存在的主要问题,(二)西部地区注采不完善地区 注水状况差、套损控制难等开发矛盾继续加大,西部地区由于断层多、分布复杂,单砂体完善程度差等原因造成今年以来西部地区陆续出现高压、套损井。目前西部地区水驱区块地层压力8.19MPa,总压差-1.69MPa,年压差0.28MPa。高压井24口,地层压力11.15MPa,总压差1.21MPa。,三、油田开发存在的主要问题,(二)西部地
31、区注采不完善地区 注水状况差、套损控制难等开发矛盾继续加大,这部分高压井大多分布于断层边部注采补完善井区或高压注聚井区,因此控压难度较大。由于局部地层压力高导致油水井套损,今年以来新增套损井5口,待调查1口。占新增套损井比例71.5%。,三、油田开发存在的主要问题,(二)西部地区注采不完善地区 注水状况差、套损控制难等开发矛盾继续加大,异常注水井情况统计,目前西部仍有4口注水井因无法及时修复关井,日影响注水231m3,井区采油井产量、沉没度持续下降。,三、油田开发存在的主要问题,(二)西部地区注采不完善地区 注水状况差、套损控制难等开发矛盾继续加大,9月份与注水井关井前对比,84,11,稳定,
32、日产液(t),日产油(t),综合含水(%),28.5,222,87.16,沉没度(m),82.6,25,统计井区6口采油井,三、油田开发存在的主要问题,(三)二类油层注聚区块存在的主要问题,南三区东部二类油层聚驱注入井允注压差分级统计表,二类油层注聚后注入井注入压力继续上升,顶允压完不成配注井数增多,影响聚驱开发效果,一是,3.07MPa,目前该区块允注压差1.56MPa,三、油田开发存在的主要问题,(三)二类油层注聚区块存在的主要问题,南三区东部二类油层聚驱注入井允注压差分级统计表,二类油层注聚后注入井注入压力继续上升,顶允压完不成配注井数增多,影响聚驱开发效果,一是,允注压差2.0MPa井
33、86口,占69.35%,三、油田开发存在的主要问题,(三)二类油层注聚区块存在的主要问题,南三区东部二类油层聚驱注入井允注压差分级统计表,占28.23%,二类油层注聚后注入井注入压力继续上升,顶允压完不成配注井数增多,影响聚驱开发效果,一是,占22.58%,占18.55%,其中,三、油田开发存在的主要问题,(三)二类油层注聚区块存在的主要问题,目前区块综合含水较注聚前下降2.08个百分点。但是仍有9口采出井注聚后含水持续上升。,部分井区注聚效果差,含水继续上升,二是,9月份与注聚前对比,144,41.2,4.2,日产液(t),日产油(t),综合含水(%),33.8,657,94.86,油田开发
34、指标完成情况,目 录,1-9月份油田地下形势,油田开发存在的主要问题,下步重点工作,2011年指标预测,四、下步重点工作,积极开展注入采出系统地质大调查,为2011年油田开发决策奠定基础,(一),四季度,将重点进行等高压套损井层成因、注水井注水状况、细分潜力、油水井措施潜力等注入、采出系统的地质调查,深入分析油田开发存在问题和潜力,为2010年各项开发决策提供可靠依据。,四、下步重点工作,继续强化注水工作,夯实水驱开发基础,(二),抓好分层注水井的测试进度和质量,1,争取在11月底前完成全区2010年测试任务,并继续抓好注水井的现场资料检查,确保油田注水质量。,优化措施方案,提高薄差层吸水能力
35、,2,为改善差油层吸水状况,通过逐井逐层认真分析,对注水状况变差注水井采取以下有针对性治理措施。,(1)继续加大注水井措施增注力度。针对部分加密调整注水井吸水能力差的实际,建议采取注水井酸化11口井,注水井压裂12口井。,四、下步重点工作,第六作业区注水井压裂潜力统计表,四、下步重点工作,(2)继续开展注水井调剖工作。针对层间矛盾突出的注水井建议实施注水井调剖4口。,第六作业区注水井调剖潜力统计表,四、下步重点工作,积极开展2010年度油田注水综合方案调整工作,3,深入分析油田开发形势,充分利用精细地质研究成果及各种动静态资料,进行精细注水调整,以“注够水、注好水”为目标,做好2011年油田注
36、水综合调整方案的编制,力争11月份编制完成,并于12月开始实施。,四、下步重点工作,优化措施运行,确保措施上产及时、保证产量接替,(三),水驱油井预选压裂潜力统计表,为稳定水驱产量水平,同时衔接好2011年产量,四季度需要抢前实施油井压裂,努力提高产量水平,共预选油井措施潜力井9口。,四、下步重点工作,继续加大二类油层聚驱区块注入井综合治理,(四),继续加大措施增注力度,改善注入状况,1,南三区东部二类油层聚驱注入井增注潜力统计表,四、下步重点工作,加大调剖及笼改分力度,改善聚驱驱油效果,2,对含水继续上升井区的18口注入井建议实施笼统改分层、深度调剖等措施,以减少层间和平面的差异,改善注聚效
37、果。,南三区东部二类油层聚驱注入井下步建议统计表,油田开发指标完成情况,目 录,1-9月份油田地下形势,油田开发存在的主要问题,下步重点工作,2011年指标预测,五、2011年指标预测,预计到年底,全区年注水1909.5104m3,其中水驱年注水1229.5104m3,聚驱年注水680104m3;全区年产油137.64104t,其中聚驱年产油53.59104t,水驱年产油84.05104t,水驱自然递减率8.51%,综合递减6.82%,水驱年均含水91.3%,年均含水上升值0.33%。,2010年第六作业区指标完成情况统计表,五、2011年指标预测,2010年第六作业区产量完成情况统计表,单位
38、:104t,五、2011年指标预测,2011年指标预测,(1)2011年水驱自然递减率9.0%,水驱年产油量78.45104t,2010年受2009年新井投产聚驱补孔转利用等贡献因素自然递减率控制到8.51%,2011年该贡献因素将减少。,分析2011年影响水驱自然递减率的主要因素:,一是钻停恢复将减缓自然递减0.87个百分点;,二是2010年投产的300m 新井贡献将减缓自然递减0.4个百分点;,三是通过长关井低效治理力争年增油0.27104t,减缓水驱自然递减0.32个百分点;三是东部二类油层封堵35口,年降油1.78104t,将加大水驱自然递减2.1个百分点。,五、2011年指标预测,预
39、计2011年水驱区块自然递减率将达到9.0%,水驱未措施年产油将达到76.45104t。,2011年投新井24口,预计年增产0.72104t,油井压裂预计年增产1.2104t,油井换泵预计年增产0.08104t,300m长关治理年增产0.27104t,通过以上措施保障,预计水驱区块年产油可以达到78.45104t。,2011年水驱增产因素统计表,综上影响因素,五、2011年指标预测,2011年水驱产量构成情况,2011年投新井24口,预计年增产0.72104t,油井压裂预计年增产1.2104t,油井换泵预计年增产0.08104t,300m长关治理年增产0.27104t,通过以上措施保障,预计水
40、驱区块年产油可以达到78.45104t。,五、2011年指标预测,(2)水驱年均含水将达到92.01%,水驱未措施老井年产液1028.85104t,年产油76.45104t,年均含水92.09%,年均含水上升0.79个百分点,其中二类油层封堵年降液13.15104t,年降油1.78104t,使水驱含水上升0.06个百分点;钻停恢复年增液7.35104t,年增油0.58104t,使水驱含水上升0.01个百分点;2010年新井贡献年增液2.73104t,年增油0.36104t,使水驱含水下降0.01个百分点;长关治理年增液2.7104t,年增油0.27104t,使水驱含水上升0.01个百分点;2011年,新井预计年产液4.8104t,年产油0.72104t,可降低水驱年均含水0.02个百分点;油井压裂年增液6.0104t,年增油1.2104t;油井换泵年增液0.8104t,年增油0.08104t,措施增油降低水驱年均含水0.06个百分点。,水驱区块年均含水由91.3%上升到92.01%,含水上升0.71个百分点,五、2011年指标预测,(3)聚驱区块年产油量64.0104t。,2011年聚驱产量构成情况,五、2011年指标预测,(4)全区年产油量142.72104t。,2011年第六作业区产量构成统计表,单位:104t,敬请各位领导多提宝贵意见,谢谢大家!,