精细油藏

精细油藏（精选九篇）

精细油藏 篇1

为使该项研究顺利进行,最大限度地提高储量动用程度,我们分析影响产能的因素,提出相应的解决方案。

1 油藏概况及存在问题

太古界潜山储层以混合花岗岩为主,岩性坚硬。潜山内部发育网状高角度裂缝,裂缝密度25.4条/m。该块油藏埋深2335m~4500m,含油幅度在2100m以上,未见边底水,油藏类型为具有层状特征的块状变质岩裂缝性潜山油藏。具有统一温度和压力系统,平均压力系数1.05。饱和压力21MPa。作为辽河油田新区块,具有地层古老,岩性多样、构造复杂、裂缝含油、储层巨厚等不同于其它油田的特点,目前全球范围内没有开发类似油藏可供参考的先例。

针对潜山特殊岩油藏研究,配套运用现代化管理方法,达到兴古潜山高效开发效果。

2 潜力分析

2.1 掌握油藏特点是提高油藏管理水平基础

一个面积大,储量丰富的新油田,如果只是根据探井、资料井的资料来定性油藏往往不一定符合油田实际,会给以后的开发工作带来被动,因此油藏进入开发阶段搞清地质情况,深入油藏认识,真正掌握了油藏的特点,方可达到高效开发目的。

2.2 合理井网井距性是制约储量控制程度和采收率的直接因素

合理的井网部署对整个油藏开发产生很大影响,对提高储量控制程度和采收率非常重要。兴古7块依据油藏地质特征及储层发育变化特点,纵向上分Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ共四段8层开采,每段根据油层集中发育段选择大斜度或水平井开发,每段分上下两井交错分布的方式开采。初步确定水平井井间距离为:平面上相邻水平井间距150m左右;纵向水平井间距200m。根据这一方案已部署水井76口,目前完钻24口,投产22口,油井间间距是否合理,是否存在干扰有待研究,有必要根据研究结果对下一步开发井部署调整提供可靠地质依据。

2.3 控制油藏压力递减是提高油藏采收率必要手段

“压力是油田开发的灵魂”,如何准确获取目前地层压力,有效控制油藏压力递减是开发过程中的主要难题之一。特别是兴古潜山,裂缝性油藏对压力敏感性很高,油藏压力直接制约着油藏开发效果。因此,做好油藏管理最关键要做油井压力跟踪,及时调整油井工作参数从而达到油藏压力递减控制效果。

2.4 合理油井工作参数是提高油藏开发效果关键

自喷井生产主要在于压力,控制生产压差主要在于选择合适的油嘴:油嘴过小虽然流动压力大,但生产压差小,同时流动速度降低,天然气容易呈泡状流动,易造成滑脱损失,造成较大气油比;过大油嘴生产流动压力低于饱和压力,天然气在油层中分离出来,形成气液两相流动,同样会导致产油量降低,油气比增高。因此合理油井工作参数是提高油藏开发效果关键。

2.5 及时补充地层能量是提高油藏采收率必然结果

兴古潜山属于裂缝性油藏,而这类油藏对压力的敏感程度很高,压力下降将会导致裂缝开启程度变小甚至闭合,进而降低油藏采收率。要实现潜山裂缝性油藏长期高产稳产,提高开发效果,必须把地层压力恢复和保持到较高水平,依据油藏天然能量评价标准SY/T6167-1995指出以每采出百分之一地质储量地层压力下降值与弹性产量比作为综合评价各种驱动类型油藏天然能量大小的指标,并依据此指标将油藏天然能量大小分为天然能量充足的油藏、天然能量较充足的油藏、天然能量不足的油藏、天然能量微弱的油藏四类,兴古7块属于天然能量不足;同时根据兴古7井高压物性资料计算,一次采收率仅为11%:因此适时转换油藏开发方式,补充地层能量也显得尤其重要。

3 深入油藏精细管理的现代化管理方法研究与制订

3.1 确定预期目标

开发处计划兴古潜山油藏年产原油49.88×104t,其中新井7.0×104t,老井综合42.88×104t。

根据结合区块实际情况,厂内计划为本区制定目标:完成产原油52.18×104t,其中新井年产油8.0 0×1 04t,老井综合44.18×104t。

3.2 现代化管理方法研究与制定

目前油气田开发项目的经济评价常用指标是内部收益率、净现值及投资回收期。其中内部收益率为主要指标,净现值及投资回收期作为辅助参考。这种评判和优选开发方案的方法属单目标决策,其做法存在一些弊端。内部收益率及净现值是动态现金流量分析指标,因折现因子的影响,导致油气资源采出的时间越早,内部收益率及净现值就越大,从而使在某些油气藏的开采中,为获得较高的经济效益而加快开采速度,导致最终采收率的降低和对资源的破坏性开采。各种现代管理方法之间是相互联系、相互制约的。单项或孤立地应用一种或几种现代管理方法,虽然也能收到一些效果,但有很大的局限性。在某些情况下,甚至会出现方法之间的失调,顾此失彼,以至效果抵消。因此要取得现代管理的综合效果,就必须结合企业管理的实际需要,综合配套应用现代管理方法。在兴古7潜山开发研究中我们综合应用了目标管理法、ABC分类法等多种方法,一种方法的不足由另一种或两种方法来弥补,多种方法配套应用达到了比较好的效果。

在本研究项目中应用目标管理法明确了各单位及个人的责任目标,保证了各项工作的顺利进行;应用ABC分类法,分析影响产能的因素,提出不同的解决方案。

4 实施效果

依照年初制订目标管理方法,地质开发研究所各室联手合作,结合ABC管理方法同时进行,逐一落实,成功完成全年油藏管理目标。

通过针对潜山特殊岩油藏的深入研究和实施,不仅在潜山自喷井管理上摸索出一套较为完整的管理方法,为潜山油藏合理、高效、可持续开采夯实基础,此外实施干扰试井及压力恢复测试,掌握油井之间连通关系,实施注水试验,为潜山油藏下步注水开发提供重要依据。一系列分析研究及跟踪实施和管理方法及管理经验,对于其它潜山油藏开发具有一定的指导意义。

摘要：潜山油藏油气成藏条件优越,已探明石油地质储量1.27亿吨,目前以是辽河油田重点上产块之一,通过综合应用现代化管理方法及深化研究实现区块年产原油50万吨。在研究主要任务以油藏地质研究为基础,在分析现场实施过程中各个重要环节风险因素,结合地震解释,研制适合潜山油藏现场实施的应用技术。

精细油藏 篇2

高含水非均质油藏精细地质描述新技术及应用

在水力渗流单元理论研究基础上,综合成应用地质、测井、岩心分析化验、生产测试等基础资料,对河南油田双河Ⅳ1 3油组测井资料进行数字处理.通过水力渗流单元划分,利用井间相控技术开展储层定最描述,建立水力渗流单元模型.利用数值模拟得到的油藏精细地质描述研究结果,结合油藏动态情况,对双河Ⅳ1-3油组实施注聚措施,预计比原水驱增产原油36.53×104t、提高采收率4.61个玎分点.

作 者：刘学峰 Liu Xuefeng  作者单位：中国石化油田勘探开发事业部,北京,100728 刊 名：中外能源 英文刊名：CHINA FOREIGN ENERGY 年，卷(期)： 14(8) 分类号：P61 关键词：水力渗流单元   井间相控建模技术   剩余油分布   实施效果   hydraulic seepage unit   inter-well phase-control modeling   residual oil distribution   effects of treat-ment  

精细油藏 篇3

（一）课题背景

1.东辛西油田是一个由30套开发层系，77个大小含油断块组成的复杂断块油田，其特点是：断块破碎，含油层系多，油水关系复杂。

2.旧有的油藏管理模式严重制约着开发管理水平的提高。

（二）课题提出

经过认真分析，我们认为影响油藏管理的主要因素有以下几点：

1.油藏问题分析的时效性和准确性。

2.各级开发管理部门的协调性。

3.油藏基础资料的准确性以及现场问题反馈的及时性。

4.油藏管理的全方位、全过程的监督和跟踪的精细化、动态化和科学化。

5.油藏管理人才技术能力的提升及激励机制。

针对以上几点油藏管理的主要因素，我们提出了“创建东辛西油田油藏分类精细化管理系统”这一研究课题。

二、油藏分类精细化管理系统的内涵及特点

油田开发精细化管理，是针对高速高效开发油田精细油藏经营管理，进一步提高开发效果而形成的管理模式。

其特点为：

1.创造性的将“分类精细管理”的概念及方法应用到开发工作中，变“单个分析问题”为“系列分析问题”，将以往的“单兵作战”变为“多人联合”，打破区块管理的个人界限，实现油藏管理的多样化、精细化，使油藏管理真正实现科学化、动态化。

2.以“油藏分类”为依托，实现“单井问题多人分析，百家争鸣经验推广”的运行方式，实现精细地质研究、油藏分类精细管理管理、所矿结合油水联动的新型油藏管理模式。

3.创建一个“个人、小组、动态室”相互学习沟通、资源共享的开发管理平台，提高优良管理经验实践速度，提高油藏精细开发管理水平。

三、油藏分类精细化管理系统的具体做法

（一）创立油藏管理精细化标准

1.界定油藏分类指标，对油藏进行合理分类。

2.根据油藏分类，建立油藏开发管理的预警指标体系。

（二）精细油藏管理，努力实现良性开发，为实现可持续发展做到减产有序、稳产有方，增产有效

东辛西油田经过多年的高速高效开发，主力油田普遍进入特高含水、原油产量递减阶段，原油产量递减幅度明显加快。因此，不应再维持产量指标上的稳定，而必须是高效益的稳产。

1.实施精细油藏描述，摸清家底

东辛西油田所管辖的77个大小含油断块，地下构造和储层变化较大，是开采难度较大的油区。油田开发的主要矛盾是对油藏地下潜力认识不清，致使治理措施带有一定的盲目性。

（1）利用现有地质资料进行精细动态研究，提出开发过程中存在的注采矛盾，重点抓关键环节。

一是明确描述的方向，二是细节描述精确到位，三是油藏描述流程合理。

（2）把精细油藏描述作为庞大的系统工程来抓，切实做好“三个整体，四个原则”。

三个整体就是整体规划、整体描述、整体实施：四个结合就是精细油藏描述工作和成果的转化与产能建设、注采井网调整完善、控水稳油综合治理、三次采油相结合。

2.精细油藏管理，细化管理单元、量化考核指标，实施单元产量目标化管理

单元目标化管理，就是将油藏基本的单元作为管理对象，为每个单元量身制定一套“治疗方案”，坚持实施水井治理、措施方案优化、基础地质完善等各项工作，并落实到责任人，以达到增强油田稳产基础的目的。

（1）转变油藏开发方式，有效挖潜老区剩余油。

（2）“三员”孤立分析向一体化分析转变。

（3）单井分析向井组分析转变。

（4）笼统分析向“个性”把握转变。

3.优化措施、产量结构，实现措施创新。

（1）优化措施过程管理，提高油井措施效益

（2）应用盈亏平衡分析方法，改善单井开发效果

一是最大限度地发挥高效井潜力。

二是优化低效井管理，使其向高效井转化，

三是综合治理无效、低效井，使其有效、高效井转化，

四是重新认识特高含水井，变“敞开”为“间开”；重新认识非主力层，变“配角”为“主角”：重新认识油水过渡带，变“禁区”为“特区”。

（三）针对不同类型油藏分类目标化管理，有效提高单元采收率

随着油田开发进入中后期，潜力挖潜逐渐向中低渗透薄层转移，因此为了进一步提高采收率，及时转变观念，做好油藏管理的“四个转变”：一是油水井动态分析由区块整体向井组、单井转变：二是注水方式由单一向多样性转变；三是潜力分析由平面向纵向转变：四是完善注采关系由主力开发层系向小层油砂体转变。

1.断块油藏提高采收率对策及管理方法

以断块油藏为研究对象，逐个单元进行分析，将东辛西油田断块油藏分为4大类，即：简单型断块（相当于整装油藏）、开启型断块、半开启型断块和封闭型断块。对于这类油藏采取的主要技术和管理方法如下：

①精细油藏研究，搞清高含水期剩余油分布规律。

②搞好注采调整工作，实施“控水稳油工程。

③优化零散新井井位部署，增加可采储量。

2.岩性油藏提高采收率对策及管理方法

该类油藏主要包括营11、营6、营691等断块，地质储量1985x104t。该类油藏进一步分为中高渗油藏和低渗透油藏。

①多技术优化结合，控制高渗透油藏含水上升速度。

②攻坚啃硬，改造“x2低”单元，提高储量动用程度。

3.稠油油藏提高采收率对策及管理方法

该类油藏主要分布在东辛油田营8东营组、营47-8等7个断块，地质储量3500x104t，采收率21.5%。针对这类油藏，充分应用新工艺、新技术，加大难动用储量开采力度。

（四）優化人力资源与评价考核激励机制一体化联动，激发技术潜能

在油藏经营管理过程中，坚持以人为本的原则，最大限度挖掘广大油藏管理人员和技术人员的潜能。极大激发工作热情和积极性。

1.坚持人员培训注重素质的观点，采取多种培训形式，培养人才。

2.开展岗位技术练兵和形式多样的动态分析观摩会，加强技术人员之间的交流，充分发挥好典型的导向、示范、激励作用。

3.创建一个“个人、小组、动态室”相互学习沟通、资源共享的开发管理平台，提高优良管理经验实践速度，提高油藏精细开发管理水平。

四、油藏分类精细化管理系统实施效果

经过分类精细化管理的实施，较好地实现了油田开发储采平衡，油田开发实现了良性循环。

1.含水上升率：含水上升趋势得到有效控制，油田含水由年初的91.6%→目前的91.3%。

2.减缓产量递减：油田日油水平由年初的1913吨→目前的1958吨。

3.自然递减同期对比由11.29%→8.19%，综合递减由3.2%→1.2%

五、油藏分类精细化管理系统推广意义

（一）油田开发管理水平得到提高

实施油藏分类精细化管理系统油藏管理模式后，油田能实现高含水期产量的稳中有升，自然递减得到有效控制，遏制断块含水上升趋势，稳产基础进一步改善。

（二）油田各断块采收率进一步提高，为实现油藏最佳效益开发奠定基础

通过精细地质勘探研究和油藏描述技术结合实际开发中存在的主要矛盾，在井间滞留区、构造高部位部署的新井均能取得较好的效果，进一步挖掘了剩余油潜力，提高断块的最终采收率，为实现油藏最佳效益开发奠定基础。

（三）技术创新能力取得长足进步

精细油藏 篇4

垦东34井区地层自下而上依次为中生界、下第三系沙河街组、东营组、上第三系馆陶组、明化镇组及第四系平原组。垦东34块位于垦东凸起北部斜坡带上, 垦东10北断层下降盘, 为受2条小断层控制的断鼻构造, 该断鼻是垦东4~垦东10断鼻构造的一部分, 地层倾角3°~5°。油层发育受构造和岩性双重因素控制, 构造高部位为气层或油层, 构造低部位虽有砂体发育, 为干层或水层。同时, 砂体受河流相沉积的影响, 横向变化快。

2 精细油藏描述技术

精细油藏描述技术主要指精细层位及储层的描述, 进行砂体标定与追踪。随着勘探难度的增大, 地震储层描述技术的应用是勘探开发的重要手段。

2.1 储层识别与标定技术

储层的地震反射同相轴是由储层与其上、下围岩的波阻抗差而形成的。储层标定就是根据钻井资料将地质目标在地震剖面上识别出来, 以区别于其它反射轴的过程。目前常用的储层标定技术有VSP测井、声波合成地震记录和经验速度尺。

2.2 属性提取分析技术

储层与围岩波阻抗差值的存在是应用地震资料进行储层预测的前提, 两者相差越大, 预测效果越好。经研究发现本区泥岩呈高速, 砂岩呈低速, 两者相差很少, 而且地层纵向上为砂、泥岩薄互层沉积、砂层厚度与泥岩隔层厚度比较接近, 且储层与围岩速度比较接近的地层中, 储层预测难度很大。本区储层和围岩质地较纯, 岩性单一, 不存在灰质成分, 因此, 地震剖面上的岩性界面常代表砂岩和围岩的分界面。“三瞬”属性最常用, 其中瞬时振幅和瞬时频率用于岩性解释, 瞬时相位用于检测地层的接触关系。由这三种基本属性可以导出其它许多相关的属性。近几年来, 由于储层描述的需要和全三维数据体解释的发展, 地震属性分析技术急剧发展, 已成为储层预测、储层特征参数描述、储层动态监视等方面的关键技术。

2.3 相干体分析

垦东北部地区由于处在孤东潜山与垦东凸起之间, 构造应力较为集中, 发育了一系列北东方向的雁行式断层, 并被东西向断层复杂化。通过对垦东北部的相干分析, 合理的组合与解释, 对断层的空间展布有了清楚地认识, 并发现了许多小的断鼻和断块。测井约束反演就是利用测井资料具有较高的垂向分辨率和地震资料具有较好的横向连续性 (砂体边界) 的特点, 将二者有机地结合起来, 得到具有较高垂向分辨率又有较好横向连续性的反演结果。

2.4 三维可视化解释技术

通过对垦东北部河道及其地震反射属性分析, 河道横切面呈短轴强振幅, 边界清楚, 与周围接触关系有明显的极性变化。发育继承性好的河道呈现连续的强波峰波谷组合, 有清楚的上宽下窄和下切特征;继承性差的河道一般为单一强波峰与波谷组合。

2.5 谱分解技术

通过对垦东北部采用谱分解技术, 对馆上段储层20Hz~60Hz的频率进行分解, 保证了频谱处理的敏感和稳健, 能够识别由沉积差别造成的微小地震频谱变化, 不仅对有明确地震响应的河道准确成像, 也可以区分不同厚度的互层状韵律组合。

3 在新北油田垦东34块的应用

3.1 砂体边界的确定

砂体描述的关键在于准确确定砂体的边界。通过对全区油水井砂泥岩的波阻抗值进行统计, 确定了本区目的层有利砂岩波阻抗门槛值, 之后从井出发, 确定出井点处砂体的顶底界, 并以此为基础, 利用波形相似性和颜色变化规律, 将砂体的顶底面外推, 在平面上进行闭合。在砂体追踪时, 以沉积规律为指导, 把断点、波形畸变点、顶底不能分辨点以及速度低于或高于砂岩门限值的点作为砂体的边界。砂体边界确定时我们还将断点、能量变化点、极性反转点作为砂体的边界。

3.2 砂体解释

由于各井不同砂体有不同的埋藏深度、不同的含流体性质, 其速度特征存在一定的差异, 因此在反演剖面上表现为不同的颜色。在解释过程中, 充分利用工作站多窗口的功能, 将波阻抗剖面、拟阻抗剖面和原始地震剖面一起显示进行动态解释, 并从纵横两个剖面方向上进行对比, 准确的确定砂泥岩的边界。按照上述砂体解释方法, 充分运用反演、地震、测井等资料, 共描述已钻探的储集砂体19块, 砂体面积55.9km2。

3.3 储量的计算和落实

参考新滩油田油的有效厚度划分标准, 即深侧向电阻率大于5Ω·m, 自然电位及自然伽玛曲线明显异常。平面有效厚度分布按井点砂体厚度与油气层有效厚度关系求取, 并绘制含油气砂体有效厚度图, 按面积权衡法确定计算单元的有效厚度值。取值考虑本区高压物性资料、试油和上报控制储量参数取值, 馆上段2砂组单储系数取17.3×104t/km2·m, 3砂组单储系数取17.8×104t/km2·m, 其中孔隙度32%, 含油饱和度64%, 体积系数1.069;2砂组地面原油密度取0.904g/cm3, 3砂组地面原油密度取0.929g/cm3。探明垦东34块叠合含油面积6.36km2, 碾平有效厚度6.4m, 石油地质储量688.3×104t。

3.4 滚动勘探开发

在垦东34块开发井实施过程中, 每完钻一口井后, 便进行滚动反演, 进一步进行储量落实, 该块累计钻开发井26口, 钻井成功率96.2%, 建成年产油能力25.5×104t, 建成年成气能力0.35亿方, 取得了良好的开发效益。

4 结论

河道砂体油藏比构造油藏更隐蔽、更复杂, 勘探开发不能一次完成, 也不能截然分开, 前期的精细油藏描述、滚动跟踪油藏描述是勘探开发该类油气藏的基础和关键。通过实践, 逐步形成了河道砂体精细油藏描述技术系列, 适合该区的滚动勘探开发, 对同类油藏的勘探开发中具有较好的借鉴意义。

参考文献

[1]谭河清.济阳坳陷垦东凸起油藏地球化学研究[M].中国石化出版社, 2003.

论精细管理与油藏开发 篇5

关键词：精细管理,油藏,低成本,效益

2007年度河南油田采油一厂在低成本、有效益、可持续发展战略的指导下, 积极探索管理创新, 实施了符合河南油田实际的精细管理, 促进了企业科学管理水平和经济效益的进一步提高, 克服了勘探开发、成本控制难度加大的困难和挑战, 全面完成了年度原油生产任务。实施河南油田低成本、有效益、可持续发展战略的重要途径就是要不断强化精细管理。

一、精细管理的必要性

1、适应新体制、新机制和市场经济要求的需要

油田专业化重组已进入实质阶段, 与以往所习惯的管理模式相比, 发生了很大的变化。这种新的管理体制和经营机制, 一方面为河南油田分公司的发展创造了条件, 另一方面, 也要求我们的企业管理要以适应市场为出发点, 以经营决策为统帅, 以经济效益为中心。管理工作不但要严格, 而且必须精细, 使管理的目标、责任具体化, 实现管理增效。

2、油田完成生产经营任务的需要

河南油田经过20多年的勘探开发, 勘探上难度越来越大, 勘探对象越来越复杂。开发的主力油田已处于中后期开发阶段, 建设一定的产能, 需要的实物工作量比较多, 成本压力比较大。因此应把管理创新, 实施精细管理, 作为降低感本、实现效益最大化和可持续发展的主要措施之一。

3、克服粗放管理的需要

近几年, 油田的管理水平虽然有了明显提高, 但与“管理科学”的要求相比, 管理粗放的现象还较普遍。尤其是在新体制、新机制下, 管理粗放的弊端愈加显现出来。比如, 有的管理单元太大, 层次太多, 造成了管理上的不到位;一些考核指标还缺少科学、量化和可操作性, 还存在形式主义、大而化之的现象;有的管理主体责、权、利不统一, 导致了干多干少一个样, 干好干坏一个样, 使员工主人翁地位虚拟化, 责任随着利益的不落实同样得不到落实。因此, 我们要狠下决心, 摒弃粗放管理的思想观念、思维方式和管理模式, 对症下药, 改革创新, 把精细管理作为实现“管理科学”的主要措施, 贯穿于公司生产经营的全过程, 努力提高投资回报率和经济效益。

二、通过细分管理单元、量化考核指标和管理主体责权利统一, 推进精细管理

要从油田实际出发, 做到精细管理的三条基本要求:细分管理单元, 量化考核指标, 管理主体责权利统一。细分管理单元, 就是把管理对象尽可能细化到最小工作单元, 管理责任具体化, 并落实到位。使细化管理单元的过程, 成为深化管理工作的过程。量化考核指标, 就是在不同的管理层次和管理单元, 都要有明确的、量化的、科学的、经过努力可以实现的考核指标, 把一个单位的工作目标分解落实到岗位、员工身上, 真正做到横向到边, 纵向到底, 不留死角。

管理主体责权利统一, 就是建立起与管理主体劳动业绩挂钩的分配机制, 使每名员工对自己所从事的工作, 都能根据其责任、贡献的大小, 取得相应的劳动报酬, 激励广大员工爱岗敬业, 多做贡献。油田分公司应按照精细管理的三条基本要求, 通过深化改革、科技进步、挑战自我、提高员工素质等途径, 在投资、成本、油藏、技术、现场和生产运行等管理方面, 开展有成效的工作。具体应做好以下几方面的工作。

1、从源头抓起, 精细投资和项目管理

要改革投资管理, 所有资本性支出都实行“按项目立项, 按项目下达投资, 按项目签订合同, 按项目进行效益评估”。要成立项目管理领导小组, 负责项目的统一管理和协调工作。制定项目管理办法, 健全项目管理制度, 规范项目的立项、评估、项目组成、经理选聘、资金运行、监督与检查、考核奖惩等工作程序。明确甲方与存续企业各专业施工单位之间重点施工环节的工作职责, 理顺新体制下的甲乙方工作关系和系统内部横向管理职责, 进一步规范企业的行为, 强化市场运作机制, 保证投资总量控制在计划之内和投资资本回报率的实现。

2、抓关键环节, 精细资金和成本管理

公司应制定《资金管理实施细则》及配套办法, 认真核定各单位的流动资金周转量、存货和库存现金额, 通过提高资金拨付速度, 加大资金调拨力度, 实现各单位资金的有效集中、平衡使用, 降低全公司日常货币资金存量。此外公司要建立低成本管理的调控机制, 通过成本变动情况分析, 重点剖析成本升降原因, 研究对策, 制定措施;通过推行“目标成本管理”、“细化成本核算单元”等管理方式, 加强成本费用的监督控制力度。各二级单位对成本管理进行细化、量化, 把影响成本控制的因素及应对措施按岗位、分类别列成大表, 目标成本凡是能够细化、量化到岗位的, 就具体落实到岗位;能够分解落实到个人的, 就具体落实到个人;能落实到一个人身上的, 就不由两个人承担。使所有员工明确降本增效的目标、责任和方向, “切实把成本控制责任落实到责任主体, 建立成本管理责任体系, 提高成本管理水平。

3、夯实基础, 精细生产现场管理

精细油井、油藏管理。要对已投入开发的油藏动态地进行经济技术评价, 从行政管理单元转向油藏 (断块) 和单井等地质单元, 实现以油藏 (断块) 为单元、以单井为基础的精细经济技术评价, 使不同开发单元的开发措施更具针对性、有效性, 提高开发效益。采油一厂要建立单井涨户, 对油井进行经济效益评价, 要根据公司下达的油气操作成本指标和单井成本费用情况, 把油井分为有效、低效和负效井三类, 进行分类管理, 采取不同的挖潜措施。

4、精细技术管理

随着管理单元的细分和生产经营指标的量化, 技术管理更要强调适用和有效, 对重大工艺, 必须要认真搞好“三论证”, 不断优化技术设计方案与实施设计, 提高经济效益。通过优化井身结构、优化测井系列、优化项目、细化地震部署、加大国产套管使用率等措施, 节约勘探开发投资。采油厂要通过加大调水增油工作力度, 立足于现有井网, 优化调整注采配置关系, 进一步治理区块, 控制自然递减。

5、精细生产运行管理

生产中要加强用电管理, 节电增效。面对油田周边乡村盗电严重的情况, 各单位要将用电指标、降损指标层层分解细化到采油单元、岗位和个人。供电线路的供电量指标、供电时率、线损指标和转供电收费率, 均与业绩工资挂钩。比如采油一厂可以推行供电线路个人组合责任管理, 对每条线路提出责任目标, 进行内部竞标。

精细油藏研究,提高区块开发水平 篇6

区块位于荣兴屯背斜荣37块的东北部, 含油面积2.57km2, 地质储量246'104t, 可采储量51.2'104t。东营组为主要含油层系, 埋深1600-2000m, 储层以细砂、粉砂岩为主, 物性中等, 孔隙度平均24%, 渗透率平均为274×10-3mm2, 储层连通性差, 非均质性强, 是一受构造控制的岩性油气藏。

2油藏存在的主要问题

2.1依靠天然能量开发, 无法实现标定采收率

调整前断块采出程度仅为4.26%, 天然能量标定采收率为12.0%, 水驱标定采收率为20.8%, 如果继续采取天然能量开发, 则无法实现标定采收率。

2.2地层压力低, 油井供液不足

调整前断块地层压力为12.82MPa, 为原始地层压力的54.4%, 是饱和压力的85.47%。

断块共有采油井13口, 开井8口, 平均单井日产油2.4t/d, 单井日产液4.0m3/d。其中产液量大于5m3/d的井仅有3口, 占油井开井数的37.5%;日产液量小于5m3/d的井为2口, 占油井总数的25%;还有捞油井3口, 占油井开井数的37.5%。

断块的油井存在严重的供液不足, 近几年断块的动液面在持续下降, 目前已经降为1313.8m。

2.3注采井网不完善, 层系不对应, 水驱控制程度低

断块注水层位是东三段, 而有6口油井东三段部分油气层并未开采, 甚至整个东三段都未进行开发, 使得整个注水井区水驱控制程度较差, 只有45%左右。

3 油藏潜力

3.1 试注情况

该区块历史上曾有一口注水井。该井共注水47天, 累注水2302m3, 后来指示关井, 最高注水泵压7.5MPa, 日注水量51m3/d, 该井正常注水后的视吸水指数可达到6.8m3/d.MPa, 说明油层的吸水能力较强, 有利于注水开发。

3.2 转注水开发后, 可实现标定采收率

断块d3段油层累产油10.54×104t, 累产水4.6886×104m3, 采出程度4.26%, 剩余可采储量40.7×104t, 目前断块共有油井13口, 2006年实施井网加密后, 总井数为21口, 平均单井剩余可采储量1.94'104t。

4 主要调整研究过程及效果

4.1 地质勘探, 产能建设方面

4.1.1 加快产能建设步伐, 新井投产顺利进行

目前8口新井已全部完钻, 断块的连通情况得以改善, 初步统计, 加密后, 连通系数达68%左右。新井投产8口, 目前日产油39t, 累产油9795t。

4.1.2 加强地层认识, 利用侧钻技术恢复停产井

为提高断块油井利用率和产油量, 利用侧钻技术恢复长停井。经过充分论证停产井的潜力, 同时考虑到断块的整体注采井别等因素, 决定对此长停井实施侧钻。初期日产油8.7t, 日产气6581m3, 累产油656t。另外, 针对断块的气层比较发育的特点, 对另一口井实施了侧钻, 目前已经完钻, 初期日产气19953m3, 累产气214.3×104m3, 目前控气关。

4.2 井网调整, 层系完善, 动态注水方面

断块实施油水井完善层系7口之后, 累计措施增油4883t, 与此同时, 在甲井区转注水井1口使得整个断块注采井数比达到1:3, 形成较为完善的不规则三角形井网, 断水驱控制程度达到70.0%。

4.2.1 细分注水及合理配注

断块的注水工作全面展开, 考虑到断块出砂、储层物性、层间分均质性等问题, 采用二级三层的分注方式, 水质为清水, 注水强度控制在0.65 m3/m·d左右, 整个断块4口水井, 日注水量120方, 平均单井日注30方, 月注采比1.45, 累计注采比1.11。

调整之后, 初步见到注水效果, 其对应的油井的日产油和日产液均有所上升。

5 注水开发工作中的认识

要想搞好断块注水开发, 提高断块开发水平, 必须进行油藏地质精细研究, 同时加强地质与工程的紧密协调工作。本次断块综合调整研究, 得到以下几方面的认识:

5.1要对整个油藏有一个准确的认识, 为油藏的注水开发部署合理的注采井网, 确定合理的注采井数比。该区块属于较为完整的大断块油藏, 块内断层较少, 储层物性较好, 300m井距连通系数较高, 比较适合三角形井网开发。

5.2加强地质精细研究, 认清油水井连通关系, 搞好层系划分, 对于薄层不宜划分过细, 否则不利于分层注水的进行, 作业难度也加大。该区块东三段各小层相对较薄最小厚度0.7米, 最大厚度7.5米, 采用二级三层的注水方式, 由于小薄层吸水较差, 所以将4-5个小薄层划分到一起, 1-2个厚层单独分层注水, 有效解决了层间非均质性的问题, 同时降低了作业难度, 节省成本。

5.3针对油藏实际情况, 要做到配注量、注水强度控制在合理的范围之内。荣6块油井出砂相对严重, 所以注水强度以及配注量不宜过大, 根据断块以往的注水实验, 将断块的注水量始终控制在120方/天, 注水强度控制在0.65 m3/m·d左右, 防止水流过快, 导致出砂情况严重。

加强地质与工程的紧密配合协调, 地质措施及注水调整的实施, 必须通过工程才能实现。地质方面, 加强动态监测资料的录取, 取全取准各项资料, 及时对油水井的动态进行分析论证, 达到控水稳油的目的。工程方面, 现场要做好油水井管理, 例如定期检泵, 洗井, 设备管理等, 保证开井率, 提高油井的综合利用率, 使得注水开发能够按计划有序进行。

参考文献

[1]方凌云, 万新德等编著.砂岩油藏注水开发动态分析.北京:石油工业出版社, 1998.7.

官一断块精细油藏综合研究 篇7

关键词：层间矛盾,注采井网,开发水平

一、基本情况

1. 地质概况

官一断块位于孔东断层下降盘, 为一被断层复杂化的断鼻构造。主要含油目的层为下第三系沙河街和孔一段枣Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ油组, 含油面积4.67Km2, 地质储量488.77×104t, 可采储量150×104t, 油藏埋深2163-2610m, 孔一段主力油藏平均有效厚度15.5m, 油层孔隙度21%, 渗透率226×10-3um2。储层为中孔中渗型, 具有含油井段长、平面非均质性强的特点, 原油性质为高凝中质原油。

2. 开发历程

官一断块开发历程主要分为以下几个阶段:

(1) 天然能量枯竭式开采阶段 (1980.1—1984.4) 。这个阶段区块依靠天然弹性能量开采, 油井产量递减大。

(2) 井网加密调整, 注水开发阶段 (1984.4—1993.4) 。该阶段通过加密调整完善注采井网, 实现区块注水开发, 地层能量得以恢复, 产量明显上升, 但由于注采完善程度低, 电泵生产导致地下亏空较大, 产能急剧下降。

(3) 井网加密及综合调整治理阶段 (1993.4—目前) 。对原井网进行加密, 相继投产了近30口油井, 之后由于注采矛盾加剧, 含水上升快, 产量递减。

3. 开发现状

该断块截止到2013年12月共有油井44口, 开井36口, 日产水平125.8t, 综合含水85.5%, 采油速度0.95%, 采出程度32.2%;注水井33口, 开井22口, 日注水平1535 m3, 累计注水882.7×104m3, 累计注采比1.28。

二、开发中存在的问题

从该断块各项开发指标分析, 目前制约该断块有效开发的主要指标是:水驱控制程度降低;油层动用程度下降, 导致水驱开发指标变差。

1. 注采井网欠完善, 水驱控制程度降低。

该块目前注采井网不完善是由两方面原因造成:一方面老区内因套变、管柱卡等因素导致6口水井停注, 虽转注2口油井但仍有部分井区注采井网欠完善。另一方面该块从2012年开始进行了扩边调整, 截至目前已完钻8口, 投产6口, 因尚未形成注采井网, 导致新井投产后无能量补充, 产量快速递减, 注采井网的不完善已严重制约该块的有效开发。

2. 层间及平面矛盾加剧, 油层动用程度下降。

该块平面上自北向南储层物性逐级变差, 储层物性好井网较完善的官1北块已进入高含水开发后期, 剩余油分散。近几年通过实施水井调剖、油井卡水等措施使区块含水上升速度得到有效控制, 但随着油层采出程度的提高, 层间矛盾日趋加剧, 油层动用程度由2010年的62.67%降至55.56%。

3. 区块中、南部构造复杂, 储层物性差注采困难。

目前官1中、南块平均单井日注60 m3, 注水压力达到25.6MPa, 15口油井平均单井日产液9.8m3, 日产油1.72t, 12口油井动液面无显示。受储层物性差及河道沉积特征影响注水难度加大, 受益井见效慢, 单向及依靠天然能量开采的井产量递减大。

三、油藏潜力再认识

1. 构造重新认识形成的潜力

通过储层对比研究发现了官10-17和官915-4井区两个剩余油富集区和官10-20滚动增储区块, 成为新的产量增长点。官10-20块地质储量46.3×104t, 官10-17井区地质储量37×104t, 油层未得到动用。官915-4井区属于断阶构造, 地质储量36×104t, 该井区低部位无井控制。截止目前已完钻3口, 平均单井钻遇油层厚度47m, 油藏具有油层发育稳定、厚度大、连通好的特点, 下步可继续实施产能建设挖潜增效。

2. 注采井网不完善形成的潜力

受日趋复杂的井况影响, 老区范围内的局部井区有井无网或由于砂体范围较小、不能形成良好的注采井网, 存在剩余油饱和度高值区, 如官9-12-1、官9-13-1、官10-14井区。此外扩边的官10-17和官915-4井区目前尚未形成注采井网, 因而可进行井网完善, 提高水驱控制程度, 培植提液。

3. 低动用层形成的潜力

由于该块为河流相沉积, 层间差异较大, 纵向上主力吸水层存在于水动力较强的枣Ⅱ底部及枣Ⅲ油组, 此外随层间矛盾的加剧, 目前该块油层动用程度仅为55.56%, 通过合理的层间治理可提高油层动用程度, 达到增产的目的。

四、研究与做法

1. 治理思路

依据区块面临的问题和蕴含的潜力, 考虑目前工艺技术水平, 确定区块的治理思路如下:在精细油藏研究基础上挖掘未动储量潜力;完善注采井网, 提高水驱控制程度培植提液;实施层间治理提高油层动用程度, 改善老油田开发效果。

2. 工作实施情况

(1) 滚动扩边和井区加密调整, 提高储量控制程度。2013年先期对官1中块加密调整, 完成包括官10-13-1在内的3口井, 并根据官10-13-1情况继续外推3口井, 平均单井日增油l2吨。第二步, 继续对官1中南块井区加密调整和扩边完善。

(2) 实施大修恢复、投转注等措施完善注采井网, 提高水驱控制程度。共实施大修卡漏恢复3口井, 转注3口井, 注采井网趋于完善。

(3) 实施层间治理控水稳油。针对官1北块注采完善区层间及平面矛盾加剧的问题, 选取重点井组实施调剖, 提高油层动用程度, 挖掘层间潜力, 共实施水井调剖3口, 累计增油1574吨。

五、成果与认识

1. 成果

(1) 盘活了低效动用资源, 加密调整后, 盘活了180×104t地质储量。

(2) 注采井网日趋完善, 稳产基础得到加强。转注、大修恢复产水井6口, 目前增加水量350m3。

(3) 开发水平逐步稳升。经过治理, 断块日产油从90t上升到125.8t, 采油速度由0.72%提高到0.95%, 日注水量增加了350m3, 开发效果明显改善。

2. 认识

(1) 随着注水开发的继续, 油层物性发生变化, 形成了大孔道及特高渗透层, 层间、层内矛盾日趋突出, 常规挖潜手段难以改善开发效果。

(2) 构造复杂油气藏开发后期, 剩余油分布分散, 认识困难, 必须借助多种手段才能够正确认识油藏潜力。

江苏油田周43块精细油藏描述 篇8

周43块K2t油藏目前进入高含水低速采油阶段, 采油速度低, 采出程度低, 通过精细油藏描述, 挖掘剩余油, 提高采油速度, 改善开发效果。应用油藏精细描述技术, 开展渗流单元的划分与井间对比, 并对各单元进行分类与评价, 落实各类流动单元在平面和剖面上的分布。研究各个小层及渗流单元在平剖面上的分布及水驱状况, 落实剩余油分布及潜力;周43块K2t油藏边底水锥进严重, 常规井开发效果较差, 油井上返后上部砂体往往迅速见水, 水锥被一步步往上引, 大多数油井无水采油期较短, 采用短半径水平井技术、提高储量采出程度。

2 精细油藏描述内容

2.1 构造再认识

周43断块为一断鼻构造, 构造的两翼对称, 其长轴方向为东北方向, 地层的倾伏方向为东南方向, 该油藏是一边底水活跃天然能量较为充足的水压驱动油藏。探明上报储量256×104t, 含油面积0.4km2, 1996年12月该区依靠天然能量采用逐层上返的方式投入开发。该区块含油面积小、储量丰度高, 油藏埋深1435m, 地层地层倾角大, 在15-18°之间。

本次研究通过对本区19口已钻井资料进行精细对, 进一步落实了5口井钻遇吴1大断层的位置, 同时对已钻遇的油砂体, 进行重新对比、划分。在主干连井对比剖面基础上, 共划分出13个单砂体, 其中已发现油层11个。在精细对比基础上, 对周43块构造各含油砂体做微构造研究, 采用2m构造线进行构造成图, 通过11个油砂体顶面微构造图的研究成果来看, 周43块内部小断层可能不存在。

2.2 储层研究

据周4 3块的取心资料1 1 4块样品统计, k2t1砂岩的孔隙度分布范围24.0%-33.9%;平均值29.5%, 且孔隙度超过30%的样品占总数的42%。空气渗透率分布范围13.1-14419.7×10-3um2, 平均为3582×10-3u m2, 样品空气渗透率基本上大于500×10-3um2, 大于1000×10-3um2占样品总数的一半以上, 碳酸盐含量平均为3.0%, 泥质含量平均为4.0%。可见k2t1砂岩储层物性是很好的, 为高孔-特高孔, 高渗特高渗储层。

据本区泰一段的铸体、电镜等资料反映;泰一段砂岩孔隙有原生、次主孔隙两类。原生孔隙多为等轴状不规则多面体, 孔宽22.7-137.3u m;次生孔隙主要为粒间孔、粒内孔、铸模孔和溶孔。另外据周43块8块细砂岩压汞试验分析数据:平均孔隙半径为4.1-14.u m, 孔喉中值半径为5.0-10u r n, 孔喉半径>10u r n的孔隙体积占1.4%-50.1%, 平均为30.5, 孔喉半径>1m的孔喉体积占48.8-76.1%, 平均为67%。这些数据表明本区k2t1砂岩孔喉的连通性、渗透性好, 细砂岩中10um半径的大孔喉在总连通孔喉体积中平均占三分之一。因此k2t1储层为大孔、粗喉、高渗透性储层, 储油性能极佳。

2.3 剩余油分布

周43块1996年12月投入开发, 初期油井总数2口, 日产油水平33.2t, 综合含水2.6%, 投产仅1年, 综合含水上升到50.8%, 目前日产油水平58.2t, 综合含水87.3%, 累积产油35.6×104t, 采油速度0.83%, 采出程度13.9%。

在构造精细解释及储层研究基础上, 对周43块储量进行重新计算, 周43K2t11石油地质储量63.1×104t;K2t12石油地质储量72.8×104t;K2t11石油地质储量47.6×104t;通过动态分析结合油藏数模成果, 认为周43块剩余油纵向上主要分布在K2t11和K2t11, 平面上主要分布在断层附近、构造北部及南北。

3 调整方案

3.1 调整原则

用常规井及侧钻井进一步落实吴1断层位置, 用短半径水平井代替直井, 进一步提高井网对储量的控制程度, 实现多井少采, 最大限度延长无水采油期, 控制出砂和含水上升, 实现周43块的高效开发。采用短水平井挖掘构造高部位以及井间富集剩余油。

4 结论

通过研究, 有效解决了现井网、开发层系条件下采收率不高、底水油藏出砂严重导致油井含水上升快, 水驱波及系数较低等问题。在项目研究成果指导下, 完成短水平井部署5口, 调整井位全部实施后, 周43块开发形势有望得到根本好转, 实现该块储量动用程度提高2%, 采油速度提高到2.0%的总体目标。

摘要：周43块为疏松砂岩油藏, 目前均处于低采出程度、高含水期。因储层出砂严重, 目前开发效果不理想。通过项目研究评价开发效果, 分析油藏存在的主要问题以及潜力, 动静结合, 研究水淹特征及剩余油分布现状, 结合生产资料、剩余油分布研究成果和沉积微相制定下步调整对策。

关键词：微构造,水淹规律,剩余油分布,水平井挖潜

参考文献

[1]邓宏文, 王洪亮.高分辨率层序地层对比在河流相中的应用.石油与天然气地质, 1997, 18 (2) :90～95

[2]居春荣, 曹冰.高邮凹陷陆相层序地层学应用及钻探目标研究.1998, 内部资料

[3]胡庆文.周庄-宋家垛油田调整挖潜意见.2001, 内部资料

草27单元稠油油藏过程精细管理法 篇9

按照生产运行管理中的主要环节, 实施地质、工艺、注汽、作业、采油“五位一体化”管理。由矿长总负责组织各系统协调运行管理, 各系统由分管人员负责组织实施。周期生产过程:转周作业-注汽-焖井-自喷-转抽作业-机采生产-周期末转周作业-注汽。

二、过程精细管理法内涵

(一) 地质管理系统

1、管理人员职能:

由地质组长全面负责地质系统管理, 主要负责搞好地质方案设计的优化、运行工作。提出各系统的生产参数要求, 检查各参数运行情况。

2、主要管理环节:

根据单元地质特点, 对提液量、井控要求等提出优化建议, 使地质方案设计更适合该单元油井, 确保开发更合理, 更科学。

3、系统管理优化:

(1) 在技术上, 优化周期注汽量, 探索周期开发规律。根据数模12-15吨/米进行配注。新井第一周期注汽量控制在2000-2500吨, 每增加一个周期, 注汽量增加200-300吨, 注汽量增加到3000吨之后, 根据周期生产情况合理调整注汽量。随着周期吞吐次数的增加, 地下温度场逐渐形成, 热扩散半径逐渐增大, 保证周期产量逐渐增加。

(2) 在管理上, 以地质组牵头, 协调作业、注汽和采油三系统负责人, 从油井作业、注汽、自喷到转抽生产各环节, 加快生产运行衔接, 使各项工作运行紧凑, 把好各环节质量管理。

(3) 在经营上, 从效益理念出发, 制定了《草27单元周期效益测算模板》, 控制无效、低效成本支出, 提高油井周期效益。

(二) 工艺管理系统

针对该单元工艺方面存在的问题, 制定管理办法:

(1) 该单元不适合筛管完井, 采用套管完井。新投时采取高压充填方式进行防砂。

(2) 第一周期采取降粘增能措施, 降低注汽压力。

(3) 优化工艺配套技术。由注液态C O2改为注氮气辅助蒸汽吞吐技术, 减少对油层的伤害, 降低成本, 提高周期效果。设计注氮气速度为600方/小时, 单井周期注氮气量21600-36000方。

(4) 选用一次性注采管柱, 减少热能损失, 实现快注快采。

(三) 注汽管理系统

注汽质量管理要求。

(1) 不断优化注汽参数。及时调整各个设备的运行状态, 明确控制要素及巡检要点, 确保锅炉在最佳状态下运行。

(2) 完善质量监控网络。加大对注汽量及注汽质量的抽检、考核力度, 保证注汽质量。

(3) 保证连续稳定注汽。提前做好设备维护保养, 最大限度减少停炉次数。

(4) 实现足量注汽目标。严格系统节点管理, 保证注汽量的有效性。

(四) 作业管理系统

针对草27单元油井转抽作业压井困难问题, 制定管理办法:

(1) 管道泵抽吸充分泄压。油井到自喷后期, 自喷压力降低到回压状态, 井口温度降到60℃以内时, 及时上管道泵进干线, 加快油井泄压。

(2) 使用高温热污水洗井。在管道泵抽吸困难的情况下, 用80℃的污水洗井, 把井筒内壁上的原油冲洗出来, 再根据压力情况, 进行抽吸。

(3) 实施卤水正反替半压井。当以上两种措施实施后, 油井还出现外溢, 可以采取卤水半压井, 套管和油管上部用卤水压住, 计算好卤水用量, 保证卤水不进入油层, 达到一次压井成功。

(4) 进一步摸索洗压井方式。若井口油压低于0.5M P a, 则采取80℃污水60方洗井, 井口无压力后提隔热管;若井口油压高于0.5MPa, 则采取比重1.2的卤水压井, 井口无压力后提隔热管。

(五) 采油管理系统

1、管理人员职能:由采油组长负责采油系统管理, 主要负责油井生产运行管理和油井资料录取工作。

2、主要管理环节:

根据油井生产特点, 确定油井管理的关键点:油井自喷过程控制标准、转抽后油井参数控制方法, 采取措施确保油井能够正常生产。

3、系统管理优化:

针对草27单元油井生产特点, 制定出符合自喷和转抽两个不同生产阶段的管理办法。

(2) 转抽生产阶段管理办法

本阶段是油井产油的主要阶段, 也是采油管理的重点阶段。管理措施确定为先高排量提液, 提高高温期的产量, 后低参数生产, 延长周期生产天数, 尽可能增加周期产油量。采用700型高原机提升、油井井筒电加热, 地面循环掺水伴输运行, 保证油井正常生产。

第一个阶段就是周期初期快速生产阶段 (排水期) 。为缩短排水期, 达到尽快见油的目的, 提高采液强度, 实施高液量快速生产。

(1) 生产参数选择。采用70×6×1.3以上的工作制度生产, 提液量35吨/天以上。

(2) 电加热运行。当井口温度大于60℃时, 不采取电加热。

(3) 动液面测试。定时放套管气, 每间隔5-10天测一次动液面。

(4) 生产资料录取。开抽后10天内, 每天计量液量、化验含水一次;开抽10天后, 每三天计量化验一次。

(5) 油井掺水控制。这一阶段, 油井的掺水量要在“量少”上做功课, 掺水量控制在1-2m3/h。

第二个阶段就是周期中期平稳生产阶段 (稳产期) 。油井见油后, 适当降参, 降低采液强度, 平稳生产, 最大限度延长高产期和中产期。

(1) 生产参数选择。动液面逐渐下降到500米左右, 沉没度降到200-300米时, 油井工况处于轻微供液不足区, 下调生产参数在1.0-1.2次/分生产, 控制液量在10-20吨/天。

(2) 电加热投运。需要采取合理的电加热措施, 特别是停井后开井。

(3) 油井日常管理。减少停井次数, 缩短停井时间, 提高采油时率, 实现平稳高效生产。

(4) 油井掺水控制。这一阶段, 油井的掺水要在“适量”上做功课, 掺水量控制在2-4m3/h。

第三个阶段就是周期末期维持生产阶段 (下降期) 。该阶段需要尽量维持生产, 最大限度发挥注汽吞吐作用, 提高油汽比和周期效果。

(1) 生产参数选择。当动液面下降到600米以下, 沉没度降到100米以内时, 油井工况再次处于供液不足区, 继续下调生产参数在0.8次/分以下, 最低调整到0.4次/分, 液量维持在5吨/天左右, 保持低能低液生产。

(2) 电加热调整。液量明显降低, 应逐步下调电加热电流。

(3) 油井掺水控制。掺水量控制在1-3m3/h, 一般是随着油井产液量降低, 逐步下调掺水量。

(3) 转周时机确定。当周期油汽比大于0.18, 目前日油低于周期平均日油水平时, 参考油井工况情况, 可以选择转为下周期生产。

三、系统管理评价

2011年, 通过实施《草27单元稠油油藏过程精细管理法》, 得出以下结论。

1、各系统精细管理办法的制定, 内容具体, 可操作性强, 便于采油队和机关各路在生产过程中有章可循。

2、油井生产过程中的各参数变化, 由定性到定量规定, 使参数有明确的参考值, 做到具体量化, 便于执行操作。