夯实基础精细挖潜,努力提高油田开发管理水平.doc

夯实基础、精细挖潜 努力提高油田开发管理水平 2003年，我矿广大干部职工在厂和厂党委的正确领导下，根据油田公司及厂油田开发技术座谈会精神，认真贯彻“高水平、高效益，可持续发展”的油田开发方针，紧紧围绕原油生产这一主线，不断强化油田生产管理，以精细挖潜为重点，依靠科技进步，优化油水井方案，努力提高油田整体效益，做了大量工作，圆满地完成了以原油生产为中心的各项开发生产任务，管理水平进一步提高。 一、2003年油田开发及生产经营工作完成情况 (一)超额完成原油及天然气生产任务 2003年我矿原油生产原计划204(104t，厂下达调整计划214.8(104t，全矿预计年产油215.06(104t，较计划超产11.06(104t，较调整计划超产0.26(104t。其中聚驱年产油88.16(104t，较计划超产13.16(104t。水驱由于措施工作量较计划少等因素影响，实际生产原油126.90(104t，较计划欠2.1(104t。全年天然气外输9742(104m3，完成年计划7081(104m3的137.58%，超产2661(104m3。 (二)经营成本得到有效控制 全年计划基本操作成本8784.43万元，预计实际全年基本操作成本支出8774.43万元，较计划节余10万元。油气单位操作成元油气单位操作成元元 1、受泵压低、聚驱后续水驱等因素影响注水量有所减少，但注采继续保持平衡 2003年油田注水2298.08×104m3，年注采比为1.05，累积注采比1.16，注采继续保持平衡。其中水驱完成1464.92×104m3，年注采比1.20。聚驱注水833.16×104m3，年注采比0.87。全矿注水量与去年相比，减少了93.93×104m3。主要是聚驱北二西后续水驱较去年减少72.48×104m3；泵压低影响17.2×104m3；吸水变差井较去年多影响38.6×104m3；大修更新侧斜8口，全年累积增加注水29.18×104m3。 2、全区含水得到有效控制，含水上升速度减缓 2003年全矿年均含水89.98%，较计划低0.91个百分点。其中水驱年均含水89.45%，年末含水89.94%，分别较计划低0.54和0.35个百分点，年均含水上升率仅0.25。聚驱年均含水90.66%，年末含水91.84%，分别较计划低1.46和2个百分点，月含水回升速度为0.16%。全区含水上升速度明显减缓。 3、地层压力稳定，不均衡状况有所缓解 2003年全矿平均地层压力10.71MPa，总压差-0.53MPa，与去年相比保持稳定。水驱地层压力9.88MPa，总压差-1.24MPa，与去年相比上升了0.16MPa。其中总压差小于-1.0MPa的低压井数比例由61.0%下降到58.0%，总压差大于1.0MPa的高压井数比例由12.0%下降到10.0%，不均衡状况有所缓解。聚驱地层压力12.09MPa，总压差0.64MPa，与去年相比下降了0.27MPa。 全区地层压力变化表 分类 区块 井数(口) 原始 压力(MPa) 2002年 2003年 年 压差(MPa) 静压(MPa) 总压差(MPa) 静压(MPa) 总压差(MPa) 水驱 北二西 51 10.91 9.22 -1.69 9.34 -1.57 0.12 北三西 49 11.34 10.24 -1.10 10.44 -0.90 0.20 小计 100 11.12 9.72 -1.40 9.88 -1.24 0.16 聚驱 北二西 33 11.06 12.08 1.02 11.26 0.20 -0.82 北三西 27 11.92 12.70 0.78 13.10 1.18 0.40 小计 60 11.45 12.36 0.91 12.09 0.64 -0.27 合计 160 11.24 10.71 -0.53 10.71 -0.53 0.00 4、水驱自然递减和综合递减得到有效控制 2003年水驱自然递减10.27%，综合递减6.59%。考虑泵况问题影响产量较去年多等因素，自然递减8.09%，综合递减3.19%，均控制在计划指标内。自然递减较去年减缓了1.46个百分点。 (四)基础管理工作进一步加强，各项管理指标完成较好 2003年我矿油水井管理水平进一步提高，各项管理指标均达到计划要求。 2003年主要管理指标完成情况表 项目 注水井 分注率 (%) 注水 合格率(%) 测试调配 合格率 (%) 油井 全准率 (%) 水井 全准率 (%) 注水井层密封率（%） 注水井井密封率 （%） 套损 井数(%) 计划 90.0 80.0 90.0 95.0 95.0 90.0 95.0 17 完成 91.8 80.3 90.2 98.3 98.1 92.0 95.5 8