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1、提高延长统超前注水区注水压力,汇 报 内 容,第一部分 小组概况,第二部分 选题理由,第三部分 目标设定,第四部分 分析问题,第五部分 确定要因,第九部分 下步打算,第八部分 巩固措施,第七部分 效果检查,第六部分 制定对策及对策的实施,第一部分 小组概况,小组成员,第二部分 选题理由,选题理由：提高延长统超前注水区地层压力,通过对2008-2009年延长统产建区注水效果情况进行调查；实施超前注水区投注130口，对应井平均地层压力为16.2MPa，为原始地层压力16.73MPa的96.8%，未达到方案设计地层压力的110%（即18.4MPa），其中低于设计地层压力的有81口，占130口的62.
2、3%，对应油井投产初前三月单井产能1.8t，未达到设计单井的产能（2.0t）。,第三部分 目标设定,单井产量,地层压力,1.8t,16.2MPa,18.4MPa,2t,方案设计要求,地层压力提高目标图,单井产量提高目标图,16.2MPa,18.4MPa,1.8t,2t,为了提高白255区超前注水效果，提高地层压力，我们对影响效果的81井次进行了现状调查。具体调查情况如下：,超前注水区影响压力的81井次调查统计表,影响效果的81井次情况调查统计表,由上分析认为影响白255区超前注水压力的主要问题是,累积超前注水量不合适,影响白255区超前注水压力排列图,第四部分 分析问题,影响累积超前注水量不合
3、适因果图,我们QC小组成员对影响累积超前注水量不合适的因素从人员、计量、技术、环境四个方面利用因果图共找出8项末端因素。,责任心不强,技术,单井所需累积注水量不同,审批制度不严,注水水表计量不清,累积超前注水量不合适,注入水向物性好的区域推进较多,单井砂厚不同、超前注水时间不同、采用同一注水量,注水方式不当,人员,地质构造复杂,环境,计量,井号不准,注不够水,部分井层位对应差或近井地带不畅通,物性不同、导致吸水不均,绘图:朱晓燕 制表时间:2010年4月,第五部分 确定主要原因,影响累积超前注水量不合适的要因确认表,确认一,井号不准,确认过程,方案设计中同时附有井场组合图及井位图，可有效避免井
4、号错的问题（符合率应为100%）,结 论,非要因,确认过程,结 论,非要因,审批制度不严,自1997年规划室成立以来，在方案设计中均由研究人员进行设计，经过室主任、主管领导、所领导层层把关审批（逐级符合率应为100%）,确认二,确认三,地质构造复杂,确认过程,地质构造有鼻隆、微裂缝，较复杂，但这项因素不可抗拒,结 论,非要因,确认过程,结 论,非要因,注水水表计量不清,注水水表都是由技术监督中心校验，均在有效期内、校验合格时使用，注水水量都能计量清楚（计量准确率应在误差范围内）。,确认四,确认过程,结 论,要因,储层物性不同导致吸水不均,超前注水区储层物性差异较大，大多渗透率范围在0.01-1
5、0毫达西，渗透率的差异变化大导致注水井吸水不均，甚至部分低渗透率在0.05毫达西以下区域不吸水，致使注水达不到较好效果,确认五,确认六,部分井层位对应差或近井地带不畅通,确认过程,依据油水井的连通状况及注水井能否达到配注，发现关48-195、46-191、陈300-294达不到配注,结 论,要因,确认七,单井砂厚不同、超前注水时间不同采用同一注水量,确认过程,结 论,要因,单井砂层有效厚度不同、实际所需超前注水量并不相同，采用相同的单井日注水，会导致地层压力恢复速度、恢复程度不同。水井投注时间不同、采用同一注水量，累积注水量差异大，会导致地层压力难以均衡提高，油水关系复杂化。依据注水强度不超过
6、1.0m3/d.m计算部分井超注。,确认八,注水方式不当,确认过程,结 论,要因,三叠系实施阶梯注水三个月后，仍采用最后一月日配注量注水，应据压力、现场组织等情况及时调整注水量，当油井达到投产要求时而因其它原因未投时，造成累计注水量过大、压力过大(依据超过原始地层压力的110%)，部分井区微裂缝开启影响油田开发,综上分析,综上分析,认为影响累积超前注水量不合适的主要原因是：储层物性不同导致吸水不均、部分井注采对应差或近井地带不畅通、单井砂厚不同超前注水时间不同采用同一注水量、注水方式不当四个因素。,第六部分 制定对策及对策的实施,制定活动对策表,实施一：针对不同的物性进行分层注水,将注水井各层
7、物性进行统计，对渗透率范围进行分类，分为0.05毫达西以下，0.05-0.1毫达西，0.1毫达西以上三类，据渗透率不同进行分层配水的原则，缓解吸水不均，共实施分层注水18口。,实施后分层注水井均能合格注水,结 论,分注井统计表,注水不正常井进行措施增注5口，注采对应差的井补孔措施2口。,实施二：对目前注水不正常井进行措施增注,实施后注水井均能合格注水,结 论,2010年水井措施统计表,1、按照“总量控制、配注合理、分区实施、均衡开井”的原则控制累积注水量，在单井累计注水量达到要求，地层压力保持水平达到110%，对单井日配注及时下调,每旬下调5m3，最低不低于10m3,进行温和注水。同时对实施中
8、在砂层较厚的注水井注水所需时间较长的问题，在注水90天以后提高日注水量5-10m3，缩短了注水时间，提前达到所需累计注水量。,实施三：针对不同物性、砂厚、超前注水时间的不同制定不同的累积注水量及根据压力恢复程度确定油井的不同开井时间。,2、根据制定的累积注水量及时对日注不合理井的10口进行了调整，其中上调5口，日注由10m3上调15m3，注水强度由0.6m3/d.m上调为0.8m3/d.m，下调5口，日注由20m3下调到10m3，注水强度由1.2m3/d.m下调为0.5m3/d.m。,配注调整井统计表,3、将后期投注的15口注水井注水强度控制在1.0m3/m.d以下，避免急性水淹。4、实施了集
9、中开井：对符合开井条件的油井按照井组集中开井，以免部分井开井，部分井未开井时，注入水可能向有泄压的油井方向单进，造成单向突进，使井组注采失衡，共实施油井48口。,实施后平面地层压力恢复平衡，压力提高到18.6MPa，为原始地层压力的111%。,结 论,压力测试统计表,1、注水井投注初期第一月按10m3配注,第二月按15m3配注,第三月按20m3配注。在单井累计注水量达到要求，地层压力保持水平达到110%，对单井日配注及时下调,每月下调5m3，最低不低于10m3,进行温和注水。2、根据制定的累积注水量及时对已注不合理井的10口进行了调整，其中上调5口，日注由10m3上调15m3，注水强度由0.6
10、m3/d.m上调为0.8m3/d.m，下调5口，日注由20m3下调到10m3，注水强度由1.2m3/d.m下调为0.5m3/d.m。,实施四：注水方式不当。,配注调整井统计表,实施四：注水方式不当。,实施阶梯注水后可有效建立压力驱替系统,后期投产的32口井初期未出现暴淹现象.,结 论,2010年后期投产井生产情况统计表,第七部分 效果检查,现状 目标 实际,2010年压力测试36口，平均18.6MPa，为原始压力的111%，投产70口，前三个月初期日产油为2.01t，达到设定的压力110%和单井产量2.0t的目标。,现状 目标 实际,1、压力有所提高，完成设定目标,压力测试统计表,投产井生产情
11、况统计表,超低渗油藏由于沉积韵律、成岩作用的影响，砂体厚度不均、连通性较差，造成单井砂层有效厚度不同、实际所需超前注水量并不相同，采用相同的单井日注水，导致地层压力恢复速度、恢复程度不同；水井投注时间不同、累积注水量差异大，导致地层压力难以均衡提高，油水关系复杂化。针对不同的砂厚、储层等制定不同的超前注水量，实施阶梯温和注水可建立有效的压力驱替系统，提高注水效果。,2、超前注水新认识,（1）加强超前注水政策的优化、日注水量、超前注水时间等的合理优化,可建立起有效的压力驱替系统，提高地层压力的恢复程度，提高油井投产时单井产量。（2）小组成员业务素质得到了明显提高，活动中充分发挥了每人的积极作用，
12、增强了团结协作精神，有利于以后开展各项工作。,3、社会效益突出,第八部分 巩固措施,（1）继续加强超前注水政策的优化、对日注水量、超前注水时机、累积注水量等进行研究，完善超前注水技术。（2）超低渗油田应加强温和注水政策的研究，不断研究合理的注水开发技术政策，建立有效压力的驱替系统来提高单井产能。（3）对于剖面物性差异大的注水井应进行分层注水，避免注水层段吸水不均。对于平面物性差异大的区域应注重平面调驱，避免平面注水单向突进。,这次QC活动达到了预期设定的目标，并取得良好的效果，为巩固成果，把本次QC小组活动作了总结，内容如下：,第九部分 下步打算,（1）继续开展超前注水政策研究工作，加强资料的收集和分析，利用现有资料结合以往经验，继续深入研究，寻找合理的技术政策。（2）总结三叠系油藏超前注水的成功做法，为后期此类油藏的开发提供依据。（3）加强实施过程研究分析，确保有效注水。,目前，经过小组活动后，达到了预期目标。但是，超前注水效果、单井产量的提高还需更多的技术做后盾，今后本小组还将做以下工作：,汇报结束,敬请各位领导、专家批评指正！,
