油藏管理办法汇总.pptVIP

油水井措施资料不全不能上 不经过专家论证不能上 没有会审签字把关不能上 不提高储量动用程度不能上 “四个不能上” 措施实施后不追踪措施效果不放过 不制定巩固方案不放过 不查清无效原因不放过 不制定整改措施不放过 “四个不放过” 措施会审中，“横向”上突出地质、工程、注水、作业“四大系统”的结合，“纵向”上突出制定措施方案、编制设计的技术部门与措施组织实施单位“三个层面”的结合，使措施方案的地质意图能够在设计和施工环节上得到较好的体现 二是成立油水井措施会审小组，将每一口措施井当作一个系统工程来优化。 三是建立措施单井效果评价跟踪台账，对措施进行“三期评价”，做好措施实施前、实施中、实施后三期的有效联结，将措施的培养、实施与巩固有机地结合起来。 四是修订措施评价考核办法，改变以往侧重对措施增产量和措施提出人考核的做法，对措施产量、效益、稳产基础进行考核，对措施提出人所提措施效果进行累计考核，对措施会审人决策水平进行考核，充分发挥技术人员的积极性与创造性，使措施井方案质量明显提高。 通过方案的优化和整体实施，大大提高了油藏治理效果。9个治理单元，明1块、明6块、卫49等3个单元开发指标明显好转，卫22、卫95、卫305、卫11开发指标保持相对稳定。 其中明6块通过老区滚动扩边，进一步深化构造、储层认识，调整、完善注采井网，调整注采结构，日产油由去年底的169吨提高到210 吨，老井自然递减由去年同期的16.53 %下降到-13.19%，降低29.72个百分点，开发形势明显改善。 3、强化注采结构调整，实施油藏分类治理，提升油藏开发指标 低渗复杂断块油藏针对储层低渗透、局部注采井网遭破坏、差层动用程度相对较低的特点，通过调整、大修进一步优化和完善注采井网，通过局部细分开发层系、分注和增注等措施积极调整层间注水结构，增加吸水厚度，通过分层压裂、堵水、分层解堵等成熟配套技术应用，提高油井产能和差层动用。 1-5月份，通过投转注完善以卫360块三中6-7为主的注采井网，调整油水井措施结构，降低油井压裂等高投入措施工作量，加大水井分注、增注等层间调整措施力度，降低无效注水量6.8万方，增加有效注水量7.1万方，新区及井况损坏区能量得到及时的补充，重点区块的含水上升趋势得到控制，同期对比年产液量下降8.27万吨，老井自然递减减缓个2.91百分点。在新井投产减少12口，以压裂、补孔为主的措施工作量减少28井次的情况下，产量保持相对稳定(日产油由12月份的989t下降到5月份的967t)，扭转了过去靠新井、措施上产稳产的局面。 以卫城深层为主的低渗复杂断块油藏 中渗复杂断块油藏 以马寨油田卫95块为主,根据油藏“三高”开发阶段的特点和投资、成本效益，实施开发思路调整，工作量从以往力求通过更新、侧钻恢复事故井区注采井网转移到立足现有井网，在深化分层动用状况认识的基础上，以油井堵水、挤堵重射和水井调剖、分注为主要手段，抽稀主力层系注采井网，提高差层动用。方案安排油水井挤堵、打塞和调剖等措施工作量 口，目前已实施 口，完成计划工作量的 %。以去年同期对比，中渗复杂断块油藏年产液量下降2.52万吨，老井自然递减由10.09%下降到6.73%，下降3.36个百分点，产量基本保持稳定（日产油由12月份的216吨稳定到215吨）。实现了降水稳油、老井递减减缓的良好态势。 以文明寨油田为主,针对构造复杂、油层埋藏浅、层间差异大、注水见效周期短的特点，在深化构造、储层认识的基础上，通过老区滚动扩边，内部加密和转注、事故井开窗侧钻、大修下4寸套和补孔调层等措施不断完善复杂区带注采井网，提高储量控制和动用程度；针对油藏含油井段长、井网较密的优势，靠分注、重组、细分和分层增注、调剖、堵水等手段强化中低渗透层注水，逐步实现层间接替；靠及时动态调配和周期注水缓解含水上升的矛盾。 中渗极复杂断块油藏 1-5月份,通过明六块整体调整和开展明1块以细分开发层系、提高分层动用为主的综合治理，新增动用储量40万吨，降低无效注水量2.2万方，日产油由去年底的645t上升到666t，上升21t。年产液同比下降2.22万吨，年产油同比上升0.25万吨，综合含水下降0.42个百分点。综合递减、自然递减同比分别减缓5.9、8.05个百分点。 4、优化投资管理，确保老区产能建设优质高效 2005年年初计划： 调整井29口，开窗侧钻井5口,合计34口井。 预计投资18530万元，目前实际下达投资15185万元，投资缺口预计3345万元，预计将少打新井7口。 在投资不足的情况下,为了保证完成产能任务，我厂对2005年产能建设进行优化调整,其核心是:遵循“以最小的投入，获取效益最大化”的原则； 通过四个优化（认识优化、方案优化、投资优化、管