动用差层、降液增油（卫95）.ppt

(二)产液结构不合理，大部分油井低效生产，效益差 (三)调剖工作量下降，影响稳产基础。 （一）井况损坏加剧，严重影响区块正常开发 （一）井况损坏加剧，严重影响区块正常开发 受断层活动、高压注水、腐蚀等因素的影响，井况损坏加剧，注采井网遭到严重破坏。投产以来，卫95块共建成油水井144口，累积出现套损事故井98口，事故率68.1%，其中油井45口，水井53口。1998-2004年，已侧钻、4寸套、大修恢复39口，但2004年以来又新增事故井29口。目前影响开发事故油水井有59口，其中油井24口，水井35口。 卫95块事故井统计表 卫95块沙三下1-3井网现状图 卫95块沙三下4-7井网现状图 卫95块南块西部井网现状图 19口井中，9口井事故关井，关井率47.4%；6口井带病生产，事故率78.9%。通过侧钻、大修、转注6口，井网初步恢复，但又新增2口油井、1口水井事故关井，且由于井况复杂，3口水井无法修复待报废。 卫95块事故井统计表 事故关井20口井，油井11口，水井9口。开井率下降10.7%，局部区域不受控，受控井减少11口，受控率下降9.5%。减少受控方向17个，其中单向受控井减少3口，双向受控井减少9口，多向受控井减少5口。损失水驱控制储量57×104t，损失水驱动用储量41×104t，可采储量9.6×104t，日减水量350m3，年注水减少4.5×104m3；日降产能63t，累计降产1.2×104t。 带病生产井13口和带病注水井17口，导致卡堵水、分注、细分等措施无法实施。16口分注井被迫改为笼统注水，5口井简化注水管柱，分注率下降28.6%,分层调控能力减弱，层间矛盾进一步加剧。 统计11口因套损由分注改笼统水井前后吸水剖面，吸水厚度下降15.60%，弱吸水层吸水厚度下降15.64%，吸水量减少55.23%，强吸水层吸水厚度上升1.1%，但吸水量增加12.01%。 不能分注套损水井吸水剖面统计表 套损水井事故前后吸水厚度、层数柱状图 卫95-18吸水剖面图 卫95-18井组注采曲线 95-18井事故前二级三段分层注水，吸水相对均匀，但2003年4月套变后，因层间物性差异大，吸水厚度下降6层14m；层间矛盾加剧，强吸水层吸水厚度增加2.1m、吸水量增加41.2%。井组日产液增加45t，含水上升2%，日产油下降3.5t。 30 60 90 日注 60 110 160 液量 3 6 9 12 油量 90 94 98 含水 1350 1500 1650 2003-12- 2003-12- 2004-1-7 2004-1- 2004-2-4 2004-2- 2004-3-3 2004-3- 2004-3- 2004-4- 2004-4- 2004-5- 2004-5- 2004-6-9 2004-6- 2004-7-7 2004-7- 2004-8-4 2004-8- 2004-9-1 2004-9- 2004-9- 2004-10- 2004-10- 2004-11- 2004-11- 液面 事故前两级三段分注 事故后 笼统 (二)产液结构不合理，大部分油井低效生产，效益差 (三)调剖工作量下降，影响稳产基础。 （一）井况损坏加剧，严重影响区块正常开发 (二)产液结构不合理，大部分油井低效生产，效益差 卫95块含水分级统计表 将2004年上半年与2005年上半年产液量、产油量根据含水分级，可以看出，区块2005年上半年平均单井日产液31t，单井日产油只有1.9t，含水95%以上的井34口，占油井开井数的55.7%，产油量0.898×104t，占总产油量的42.72%，平均单井日产油仅1.46t，说明区块有一半以上的油井低效生产，高产出液，导致注入水的无效循环，增大了相关投入，效益差。下步限制高出水层、动用差层必将是治理该区块的主力措施。 (二)产液结构不合理，大部分油井低效生产，效益差 (三)调剖工作量下降，影响稳产基础。 （一）井况损坏加剧，严重影响区块正常开发 (三)调剖工作量下降，影响稳产基础。 卫95块历年调剖效果统计表 卫95块经过多年的高速开发，已进入高含水采油期，自97年开始，运用PI决策技术开展整体调剖，其开发效果得到明显改善，但随着调剖次数的增加，增油效果变差。平均单井增油由1997年的252t下降到2004年的122t，其中2003-2004主要实施了缔合聚合物、颗粒等调驱工艺，使单井增油量比1999-2002有所增加。 卫95块历年因调剖作业井次统计 调剖效果差分析：不能利用原分注管柱实施调剖，影响调剖效果，增加成本的投入。分注井调剖前需要下光管，调后要停注分注，减少有效注水时间，在停注降