采油厂注水调整方案的编制与实施.ppt

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1、采油厂年度注水调整方案的编制与实施,目 录,一、年度注水调整方案的任务,二、编制年度注水调整方案的指导思想,三、年度注水调整方案的编制,四、跟踪调整方案的编制,五、年度注水调整方案的编制审批流程,六、年度综合调整方案的编制所需资料,一、年度注水调整方案的任务,承担落实油田年度开发规划中所制定的各项生产、技术及经济指标。将全区注水和原油生产任务合理分配到各开发区块，落实到单井，以保证各项生产和开发指标达到开发方案要求和上级规定标准。通过实施年度调整，使油田开发更趋合理。,采油厂年度注水调整方案，必须遵循现阶段油田开发技术政策界限，在本油田长远开发规划的宏观指导下，服从于全油田的总体年度开发方案和

2、开发调整方案部署。该方案要在符合本油田开发规律的前提下，追求较高的阶段采收率。在确保完成全年原油生产任务的基础上，坚持“少投入，多产出”，追求较高的经济效益。,二、编制年度注水调整方案的指导思想,目 录,一、年度注水调整方案的任务,二、编制年度注水调整方案的指导思想,三、年度注水调整方案的编制,四、跟踪调整方案的编制,五、年度注水调整方案的编制审批流程,六、年度综合调整方案的编制所需资料,三、年度注水调整方案的编制,水驱或人工注水开发的油田，地下油水运动情况十分复杂，要改善油田开发效果，提高最终采收率，不是某种措施能够解决的，必须采用各种工艺技术措施，以及层系、井网、注水方式等调整措施相互配合

3、，才能奏效。这种用多样方法改善油田开发效果就是油田的综合调整，而其中注水方案的调整是水驱开发的核心。,（一）年度注水调整方案的编制原则（二）油田开发现状分析（注水状况大调查）（三）油田开发中存在的主要问题（四）全区注水调整潜力分析（五）制定注水调整方案的调整原则（六）年度开发指标的分解、测算（七）编制注水井单井配注方案（八）调整措施工作量汇总、分类（九）综合调整方案的实施要求,具体包括以下9个方面内容：,1、以油田开发动态监测资料和各项主要开发、生产指标变化为依据，在深入分析油田地下形势的基础上，重点解决影响油田开发效果的主要矛盾。2、以完成全年生产任务为中心，确保油田开发各项主要技术指标达到

4、上级规定要求，追求较高的经济效益。3、以分层注水为基础，在确保油田总体上实现阶段注采平衡的同时，努力达到整体注采平衡。做到“注够水，注好水”。4、积极采用先进、成熟的注水、采油及油层改造工艺技术，使各项调整措施，既切实可行，又留有一定调整余地,（一）年度注水调整方案的编制原则,三、年度注水调整方案的编制,1、油田上年注水调整方案的执行情况及效果分析,总结评估上一年注水调整方案中安排的各项工作及其效果，其目的是检查油田阶段开发实际是否按照开发方案制定的方针、政策要求实施，在认真分析油田开发形势和生产动态变化趋势后，结合油田开发实际，研究油田开发的主要矛盾，并为下一年区块的配产配注方案的编制提供依

5、据。,主要包括2部分：,（二）开展油田开发现状大调查,三、年度注水调整方案的编制,目的：准确把握地下形势，加强下步调整的针对性。,注水形势及注采平衡分析,A 注水量及注采比变化分析。以开发单元为基础，分析阶段注水量、注采比变化，并与方案和上一阶段水平对比，从宏观上分析其变化原因和对油藏阶段开发效果的评价。,（二）油田开发现状大调查,B 注水状况分析（单井）。油藏注水能力和阶段注水量的变化，主要取决于各个开发单元的单井注水状况。要深入分析阶段注水形势变化，就必须进一步具体分析单井的注水状况。,C 分层吸水状况分析。通过注水井的分层测试资料、同位素吸水剖面资料等动态变化资料和油藏地质最新解释成果，

6、分析了解油层微观吸水及动用状况。横向上分析同一油层组、砂岩组在平面上的吸水能力变化；纵向上分析同一井点在不同时间段的吸水厚度变化。,（1）地层压力和注采平衡状况的分析,1、油田上年注水调整方案的执行情况及效果分析,层层深入,A 分类统计分析地层压力变化。一是在单井分析的基础上，分开发单元或井的类别，按上升、稳定、下降三类统计对比单井压力变化状况；二是将单井压力水平按高压、正常、低压等类型分类统计分析；三是将地层压力低于饱和压力的井单独统计分析；四是计算各开发区块、开发层系平均地层压力、总压降。,这样就可以对某一油藏地层压力变化的总趋势和平均水平，分区块、分层系、分井网以至于在更小的开发单元上搞

7、清楚。以便对不同开发单元的地层压力水平及变化趋势进行正确评价和适当调整。,地层压力变化分析,（二）油田开发现状大调查,（1）地层压力和注采平衡状况的分析,B 分析压力变化原因。它是在对采油井地层压力量化统计、对比分析的基础上，与注入量、采出量、注采比及开发和生产管理等诸多因素结合起来进行的。重点研究油藏开采过程中，地层压力消耗的合理性及其变化情况；研究不同开发单元在开采过程中，对油藏进行能量补充的是否及时或充分，并从整体上把握和控制其发展趋势。,地层压力变化分析,（二）油田开发现状大调查,产量、含水的变化趋势分析，是油藏开发过程的核心问题。根据开发现场某一阶段产量结构安排和生产组织情况，采取由

8、浅入深，由表及里的分析方法，按照生产组织运行、生产管理因素影响及其他不确定的非自然因素影响再到地下形势分析的顺序进行。（始终遵循先地面，再井筒，后地下的顺序分析）,（2）产量、含水变化趋势分析,（二）油田开发现状大调查,1、油田注水调整方案的执行情况及效果分析,产量变化分析,（2）产量、含水变化趋势分析,A 分析某一时间段内产量变化。包括两个方面：一是与油藏开发和生产运行规划指标对比，从总体上检查、评价油藏产量指标完成情况；二是与油藏开发历史或同类型的其他油藏对比，从开发效果上评价产量指标。,（二）油田开发现状大调查,B 产量构成变化分析 从构成上，产量包括未措施老井产量、老井措施增产和当年新

9、井产量三部分。因此分析油藏产量变化，必须分析其构成的变化。在扣除生产管理因素和其他非自然因素影响的前提下，一是要分析未措施老井产量递减是否控制在预测指标以内；二是要分析老井措施增产是否达到预期效果；三是要分析新井产量是否达到产能设计指标。同时还要分析措施增产和新井投产的工作进度对产量的影响程度。,产量变化分析,（二）油田开发现状大调查,A 分析含水变化，与开发调整方案和上一阶段分别对比，对阶段综合含水进行总体上的分析、评价。,含水变化分析,明确含水上升原因后，应对症及时提出调整意见，采取相应措施。,（二）油田开发现状大调查,B 含水结构变化分析。按产量结构分析产液、产水、含水结构变化，并与方案

10、对比，从含水结构变化上分析影响油藏（开发区）含水变化的主要原因。C 分层系、区块或单井类别对比综合含水指标变化，指出影响油藏（开发区）综合含水变化的主要区域或井的类别。按开发单元分析井组、单井含水变化，找出影响油藏综合含水变化的重点井组、重点井。,对油藏及各开发层系、开发区块或开发单元某一时间段内的产液量和生产运行规划指标对比，从总体上检查、评价产液量指标完成情况。产液结构变化分析。分析各套井网产液量变化及其影响因素分析。,（3）产液量的变化趋势与分析,综上分析结果，结合油藏开发调整和生产组织工作，进一步分析区块存在问题，并提出下一步调整意见。,（二）油田开发现状大调查,1、油田注水调整方案的

11、执行情况及效果分析,（4）储量动用状况及剩余油状况的分析,（二）油田开发现状大调查,1、油田注水调整方案的执行情况及效果分析,储量动用状况分析，主要运用油、水井的分层测试资料、密闭取心检查井资料、新钻井水淹层解释资料以及数值模拟资料等4种方法，结合现场的开发动态资料，研究地下油、水运动规律、储量动用现状以及剩余油分布状况。通过采取有效工艺技术以及钻调整井等综合措施，挖掘油层潜力。,主要是将当年进行的油水井措施效果与年初规划进行对比，分析措施增注量、措施增液量、增油量的变化，措施有效期长短等指标超欠的原因，分析油水井措施对油田稳产和控制递减的贡献。,（5）各类措施的效果分析,（二）油田开发现状大

12、调查,1、油田注水调整方案的执行情况及效果分析,在分析总结一年来油田开发形势的基础上，按照“完善注采系统，扩大水驱波及体积，精细注水管理，提高注水利用率”的工作思路，从油藏、地面、井筒等方面系统开展注水状况大调查，从注入端入手，全面剖析现注采系统完善程度及运行状况，在注够水、增加有效注水，合理调整注水结构的前提下，落实下步调整潜力，进一步改善水驱开发效果。,2、全区注水状况大调查,（二）油田开发现状大调查,注水大调查的主要内容：,（1）各井网、层系注入能力大调查；（2）各井网、层系间注水结构的合理性；（3）油田开发过程中各层系注采系统的适应程度；（4）年注水量与产液量的匹配程度；（5）合理压力

13、界限，根据历年油层压力变化趋势，确定油田压力调整幅度，力求压力平稳变化；（6）油层动用状况。分析注、采两大剖面的变化趋势，掌握油层吸水状况和层间注水差异。,（二）油田开发现状大调查,（三）油田开发中存在的主要问题,结合一年来开发形势分析及全区注水状况大调查结果，分析油田开发中长远及近期制约开发效果的突出问题及主要矛盾，为下一步制定针对性的调整对策提供方向及参考。,三、年度注水调整方案的编制,目的在于寻找提高油层动用程度，改善油层动用状况，减缓油田开发三大矛盾的各项增注、增产措施以及各类综合调整潜力。,（四)全区综合调整潜力分析,三、年度注水调整方案的编制,（四）全区综合调整潜力分析,油藏综合调

14、整通常可分为两大类：,一是 从开发区块的井组、单井、单层动态变化出发，改变注采压差和注采强度的常规性调整。二是 着眼于层系、井网、注采系统和开采方式、驱替方式等宏观的阶段性的较大规模调整。它们在生产组织运行中相互交叉、相互补充。,从注入到采出，具体包括注水井细分、重分层、笼改分潜力、酸化、压裂等措施增注潜力，水驱深、浅调剖、注采系统调整、周期注水等潜力，采油井措施挖潜、稳油控水潜力及长关井治理潜力等等。,因此，对油田调整潜力分析也包括两方面：,（五）制定注水调整方案的调整原则,总原则：整体部署，综合调整既包括整体形势的计划调整，又包括井区、单井、小层的调整及各类措施选井选层原则。,三、年度注水

15、综合调整方案的编制,重点体现以下几方面：,1、以分层注水为基础，确保油田总体上达到注采平衡。2、不断深化注水结构调整，改善油层动用状况 加大注水井细分、重分调整力度，精细注水井层间调整，协调好各井网、层系间注水比例变化 3、优化注水井的措施方案设计，改善低含水差油层动用状况 4、加大注采系统调整、周期注水技术、化学浅调剖等成熟技术的应用力度，努力改善区块开发效果。,1、落实年产油量,（六）年度开发指标的分解、测算,首先明确新井、老井的概念：当年 1 月 1 日起到 12 月 31 日止投产或投注的井均称为新井。当年 1 月 1 日以前投产或投注的井均称为老井。,三、年度注水调整方案的编制,年产

16、油量由未措施老井产量、老井措施增产量和新井产量构成，对三部分产量，必须分别进行科学测算。,（1）未措施老井产量的确定(测定自然递减率)应用符合本油田开发实际的各种油藏工程方法和经验公式（水驱特征曲线、产量递减等），分别测算出各开发区块的自然递减率，计算出各开发区块未措施老井年产油。依据自然递减率=（标定产量生产天数-（当年产油量-当年新井产量-当年措施增油量）/（标定产量生产天数）100%未措施老井年产油量=上年年产油量（1-测算的自然递减率）注意：此时测得的递减率并非最终确定的值。,1、落实年产油量,（六）年度开发指标的分解、测算,（2）老井措施增油量的确定 将不同措施工作量，逐个分解落实到

17、各开发区块，应用符合生产实际的经验方法，分别测算出各开发区块老井各项主要措施年增产油量。老井措施有效期增油(或增注)量的计算：年累积增油量=各类措施年增油量之和（单井措施日增油量井数有效期）,（六）年度开发指标的分解、测算,1、落实年产油量,（3）新井产量确定 主要根据新井年度产能建设要求和实际生产能力，测算出有新井投产的各开发区块新井年产油量。注：当年投产的新井，不管采取什么措施，一律计入新井的产油量中。,（六）年度开发指标的分解、测算,综合各开发区块上述三种年产油量测算结果，与产量计划要求相比较，视其吻合程度，做适当调整。,1、落实年产油量,（1）应用符合油田开发实际的各种油藏工程方法或经

18、验公式，科学测定各开发区块老井年含水上升率。确定未措施年产液量和年产水量。,2、年均含水上升率和年度综合含水率的确定,（六）年度开发指标的分解、测算,（2）根据各开发区块投产新井所处的含水阶段，预测新井产水量对含水上升率的影响。,（3）预测各类老井措施增加产水量对各开发区块含水上升率的影响。,（4）根据年含水上升率测算结果和对年采油速度的不同要求，测算出各开发区块的年末油田综合含水率。,与预测产量一致：按照新井、措施及未措施老井分别预测,*年*厂分区产液、产油、含水预测表 表(7-1),（六）年度开发指标的分解、测算,将各开发区块的各项指标进行测算汇总（分区、分井网），预测全区年含水上升值，与

19、下达指标相比，视其吻合程度，做适当调整。,这是完成全年产量任务的重要依据,（六）年度开发指标的分解、测算,根据年注水量与产液量的匹配程度，确定合理的年注采比和年度油田注水量调整幅度。,3、确定年注采比和年注水量,（六）年度开发指标的分解、测算,年注水量年注采比（井口年产油量原油体积系数+年产水量）,根据需要，考虑新井投注、老井转注以及其他影响注水量的特殊因素，最后确定方案调整水量。,年注水量/365-目前日注水平=需调整水量,至此，完成全年各项指标所需增注的水量基本确定。,（1）依各开发区块地质条件和开发实际不同，确定各区合理的注水压力界限，实行定压、定量注水。（2）坚持保持油层压力的开发方针

20、，使各开发区块油层压力，保持在合理的开发界限以内。（3）地层压力年度调整幅度不宜过大，在阶段注采平衡的基础上，通过调整压力剖面，应保持压力系统在相对稳定的界限以内变化。,4、确定油层压力调整幅度,（六）年度开发指标的分解、测算,另外，在调整过程中，要严格遵守套管保护管理条例，在注采方式不变的情况下区块平均地层压力年升降幅度不超过0.5MPa，要严格防止出现油层压力突升突降的现象。,（七）编制注水井单井配注方案（重点）,编制单井配注方案的目的，是把全区年计划注水量，通过较科学地测算，合理地分配到每个井组和单井。力争达到井组内注采平衡，调整平面、层间矛盾，改善油层动用状况。,三、年度注水调整方案的

21、编制,一是 依据地层条件和射孔顶界深度，确定注水井最高允许压力。二是 根据井组内注采平衡需要和生产动态变化，确定单井日注水量，实行定压、定量注水。三是 根据油层非均质程度及开发动态反映，合理划分分层注水井配注层段，并确定层段性质。（渗透率级差、有效厚度）四是 分层注水井层段配注水量的计算是在全井配注水量的控制下，根据单井配注层段性质，确定较符合实际的注水强度，通过层段平均连通厚度，最后计算出层段配注水量。,单井注水方案编制原则:,（七）编制注水井单井配注方案,将主要生产资料标在井位图上(目前资料和对比差值及套变井情况，油井下年各种措施工作量情况)油井:日产液、日产油、含水、静压、沉没度及各类措

22、施的名称和措施层位 水井:日配注、日实注、静压、流动压力、注采比及各类措施的名称和措施层位,1、画开采现状图,（七）编制注水井单井配注方案,*区开采现状图(部分)（2007.12-2008.12）,提高井区供液能力,供液不足,供液不足,具体工作流程和做法:,能够直观地判断出需要调整的井点,根据画好的形势图找出所要调整的井点，结合井区开发实际，开展动态分析，明确需要调整的原因。主要包括以下8个方面：,“三高”井区：指油井压力、产液量、含水均高于区块平均值的井组。针对这样的井组通常进行注水量下调，主要集中在油井堵水井区、高含水采油井关井区、高产液且低效井区、泵况出现异常后长期未检泵井区。“两低”井

23、区：指油井地层压力、含水水平均低于区块平均值的井组。针对这样的井组通常进行注水量上调。,（七）编制注水井单井配注方案,2、确定调整井组,措施前“培养”、措施后“保护”井组：油井各种增产措施方案落实到单井层段后，在采油井采取措施前，针对井组连通水井的相对应层段按预计增液多少进行注水层段提水，以保证措施层段有充足的能量，达到预期的增油效果，即：措施前培养。措施后保护是指在采油井采取措施后，及时地对与之连通的注水井的相对应层段进行上提水量，目的是保护措施效果，延长措施有效期。水量上调区（新井试配）：新投产区块的新注水井一般初期单井配注量较低（注水强度也较低），按投产区块整体注采平衡需求，总体上进行注

24、水量上调。,（七）编制注水井单井配注方案,2、确定调整井组,新、老井匹配调整：包括加密井网层系间匹配调整、注采系统调整区块的匹配调整，目前通常采取的做法是加强新井的注水强度，降低老井的注水量，通过加强新增注水井点的注水量，来改变驱油方向，达到扩大注入水波及体积的目的。实现注采系统由“点强面弱”到“点弱面强”的调整。配合注聚、上返区块调整：为配合注聚、上返层段，保持水聚两驱开发层位的相互独立性，对水驱相对应注水层段进行停注调整。但为了减少由于停注水驱注水层段而带来的产量损失，在保证不影响注聚效果的基础上，水驱剩余注水层段应适当进行水量上提。,（七）编制注水井单井配注方案,2、确定调整井组,保护套

25、管井组：针对油水井套损较为集中井区、新发现注水异常井区和小层或层段压力过高、过低的井区，通常为了保护套管，而适当调整注水量。协调注采平衡（层段周期）：在某些井组内，既有高含水、高压井层，又有低含水、低压井层；平面、层间矛盾比较突出，针对这一问题，把注水井中各注水层段间的水量进行相应交替上调水量、下调水量，协调井组内、井组间的注采平衡。,（七）编制注水井单井配注方案,2、确定调整井组,在确定调整井组后，依据其目前生产情况，确定水井调整力度。如水量需上调就在图上所要调水的井点旁标出向上的箭头。反之箭头向下。水量不变时箭头横划。,（七）编制注水井单井配注方案,注水井采用一定注水方式注水，由于平面上油

26、层发育的各向异性，周围连通采油井也会有不同的反应，通常有以下几种情况：,（1）调整目的水井的选井原则（结合开采现状图）：,注水效果比较好，周围与之连通的采油井产量、压力、含水相对比较稳定，这样的井组可以暂时不做调整；有一定注水效果，但不够明显，针对这样的井组可以采取适当上调水量的做法；见不到注水效果，油井压力、产量下降，含水率变化不大，汽油比上升，针对这样的供液不足井组可上调水量；井组内油井普遍含水上升过快，压力回升幅度值偏高，针对这样的井组应采取细分层段调整，控制主要吸水层段的水量。,3、单井注水井调整方案编制,对准层段。就是分析油水井在各层段的油层发育状况及连通情况。判断现有层段划分的合理

27、性，下步是否需要调整。,（七）编制注水井单井配注方案,（2）注水井调整的方法,统筹井组。分析一口注水井，必须考虑全井组平面上各方向油井变化，掌握水线推进情况，既要避免局部舌进，又要避免出现低压油井。同时还要考虑基础和一次、二次、三次加密井网间注水井配合调整等问题。,3、单井注水井调整方案编制,分析矛盾。由面到点，逐步深入，找出注水存在主要矛盾，并研究解决矛盾的措施，以保证配准各层水量。,（七）编制注水井单井配注方案,一是 从全井分析矛盾，分析注水井目前注入状况是否存在异常。如各级封隔器是否密封，封隔器是否下得妥当；二是 从层段分析矛盾，分析目前注水井层间矛盾是否突出，两类油层注水强度是否正常。

28、如低渗透层段注水量是否能够满足方案要求，高渗透层段注水量有无超注等；三是 从单层分析矛盾，分析各层注采是否平衡，平面上压力分布有无不均衡。四是 从井组主要沉积单元上分析矛盾，分析各单元内部平面矛盾是否突出。注入水在各方向是否均匀；五是 从部分油井分析矛盾，分析井组平面矛盾是否突出。如周围采油井是否存在无效或低效循环场和注水不见效的现象。,（2）注水井调整的方法,配准水量。按照井组范围内注采平衡的原则，依据注水井相连通的采油井的油层发育状况、连通情况、产液能力、水淹动用程度等方面的分析，同时兼顾到注水井层段分层吸水能力，合理确定分层配水强度。,（七）编制注水井单井配注方案,首先，注水量要满足井区

29、需要，保证注够水。其次，对低含水或差油层要加强注水，恢复和提高地层压力；对主要产水层，则以控水为主。平面上产液量高的高含水井区，应适当降低井区注采比；对产液量相对较低的中低含水井区，适当提高井区注采比。井区注采比的调整不能高（低）于该层系注采比的0.5。对套损和高压井区，应进行方案降水，相临井区注采比不宜过高。纵向上应控制高产液、高含水层注水量，同时加强差油层注水量。对于油井中压裂、补孔或堵水的层位，注水井相应层段要进行调整。,（2）注水井调整的方法,注水压力调整：只限于临时性的应急调整（如上下限注水）,（七）编制注水井单井配注方案,（3）注水井调整的方式,层段调整（6种）：层段数不变或调整，

30、各层段按要求组合,3、编制单井注水井调整方案,注水井作业细分调整的原则,（七）编制注水井单井配注方案,（1）选井标准（7个）,笼统井或层段划分过粗的注水井。5年以上未动管柱或层段性质没有改变，为核实管柱状况需要作业的注水井。层段内各小层动用状况差异大的注水井。需进行层系间匹配调整的注水井。措施及配合上返封堵的注水井。全井日注量大于50m3、井况正常的注水井（日注水量偏低的注水井，分层注水意义不大）。对于套变注水井，大修后变形点最小通径100mm，可下入小直径分层管柱进行分层注水。,（七）编制注水井单井配注方案,（2）层段合理划分标准（9个）,隔层有良好的延伸性和稳定性，一般情况下厚度在1.5m

31、以上。如特殊需要，隔层厚度可放宽到1.0m，方案备注清楚。层段内小层数最好控制在7个以内，渗透率变异系数小于0.7。当层段渗透率级差7、层段内小层数8时原则上应进行细分调整。对于层间吸水差异大的层段或单层厚度大、渗透率高的强吸水层尽量细分单卡，控制注水；薄差层、表外层尽量单独划分在同一段内，加强注水。,注水井作业细分调整的原则,（七）编制注水井单井配注方案,（2）层段合理划分标准（9个）,采油井高含水层所对应的层段，尽量单独划分，便于停控或封堵。对于上返注聚层段，水驱注水井要尽可能细分，尽量减少陪堵层。细分时应考虑油水井注采对应关系，使注水井与采油井之间尽量做到分层注采平衡和压力平衡。经措施改

32、造的注水井，在日注水量满足分层条件的，在措施后要求1个月实现分层注水。注水井层段划分不宜过细，根据目前工艺，一般可划分4-5段。层段数6的注水井不宜进一步细分。,（七）编制注水井单井配注方案,（4）层段性质确定标准（4个）,连通油井对应层段平均含水低于区块含水的层为加强层，需上调注水量。连通油井对应层段平均含水接近区块含水的层为接替层，保持注水量相对稳定。连通油井对应层段平均含水高于区块含水的层为限制层，需下调注水量。易发生套损层段或已套损层段应控制注水，为限制层，需下调注水量，甚至停注。,3、编制单井注水井调整方案,本井位于过渡带四条带地区，2002年7月补孔转注，2003年1月分层注水，层

33、段数3个，允许压力15.17MPa，配注55m3，实注52m3。井区连通4口油井。其中南1-50-丙09井地层压力高，总压差达到1.75MPa。,南1-50-丙11井区井位示意图,“三高”井区控水调整 例：南1-50-丙11井,举例1,1.75MPa,笼统井,3、单井注水井调整方案编制,原始地层压力：11.85MPa,萨4+5单元相带图,分析本井高压成因：,吸水剖面反映：南1-50-丙11井萨14+5吸水量大，占全井53.1。相带图显示：平面上油水井连通关系好。其中萨4+5单元属于三角洲外前缘相非主体席状砂，该层吸水比例占全井19.2%。从井区注采关系上，南1-50-丙11井区有2口井关井。井

34、区注采不平衡，从而导致采油井地层压力高。,2005年5月,吸水剖面资料,举例1,“三高”井区的控水调整,53.1%,2005年12月，注水方案实施，调整前后对比：,地层压力下降0.74MPa,井区产油保持稳定,为防止油水井套损，调整井区地层压力，对南1-50-丙11井萨1-4+5井段进行控水调整。将配注水量由55m3下调到45m3，日配注下降10m3。,南1-50-丙11井区采油井生产数据变化表,南1-50-丙09地层压力变化表,举例1,“三高”井区的控水调整,南4-1-234井区井位示意图,补孔井区调整 例如：南4-1-234井,例2,2007年，南4-1-234井为挖掘二类油层井网控制不住

35、型剩余油，采取了补孔挖潜措施。初期取得显著效果，但后期产量、沉没度呈下降趋势，产量出现递减。为延长措施有效期，对该井实施“措施后保护”调整。,南4-1-234井连通注水井补孔情况表,南4-1-234井综合开采曲线,例2,南四区东部萨8b单元沉积相带图,南四区东部萨11a沉积单元含油饱和度图,南四区东部萨11a单元沉积相带图,52%,2006年5月剖面：2.1%,9m3,2006年10月4.7%,11m3,2006年5月3.7%,16m3,2006年8月3.8%,7.6m3,南4-1-234,南4-1-234,南4-D1-239,南4-D1-241,南4-D2-239,南4-D2-241,南4-

36、D1-239,南4-D1-241,南4-D2-239,南4-D2-241,例2,南4-1-234井,（2007年1月）,（2007年3月）,（2007年1月）,南4-丁1-239井,南4-丁1-241井,南4-丁2-241井,南4-丁2-239井,（2007年3月）,S10-11,S8,5.0,10.0,15.0,20.0,25.0,S8,S12,12.1%,10.6%,S7,2.1%,S9,7.8%,S7-8,S8,S7,S10,S11,S12,5.7%,8.2%,13.9%,11.2%,5.0,10.0,15.0,20.0,25.0,S7-8,S8,S9,S10,S11,8.8%,6.8%

37、,10.8%,14.1%,S8,S11-12,5.3%,5.0,10.0,15.0,20.0,25.0,9.8%,5.8%,6.2%,S7,S8,S9,S10,S11,S8,S11-12,S12,11.8%,6.5%,5.0,10.0,15.0,20.0,25.0,南4-1-234井区萨7-12油层注水井吸水剖面图,例2,南4-1-234井区萨7-12油层栅状连通图,南4-1-34,南4-1-35,例2,南4-1-234井 连通注水井跟踪调整情况表,南4-1-234井 连通注水井注水曲线,日注水量（m3),例2,南4-1-234井综合开采曲线,例2,南3-10-435井井位图,该井射开砂岩厚度

38、24.9m，有效厚度10.3m，2002年7月投注，目前分四个层段注水，平面上连通 3 口同井网采油井，其中 南3-丁11-斜436井于2007年4月压裂，压裂层位S1-S4+5，S4-S6。,压裂井区调整 例如：N3-10-435井,例3,2007年4月压裂,南3-10-435井调整前注水状况表,压裂井区调整,例3,南3-10-435井 S2b沉积单元相带图,在S2b单元，本井射开砂岩厚度1.5m，有效厚度0.6m,位于大面积分布的主体席状砂中，油水井连通关系好。,压裂井,例3,压裂井区调整,综合南3-丁11-斜436井和其他采油井，同时考虑目的注水井目前进一步增注的潜力较小。确定对南3-1

39、0-435井S1-S4+5，S1-S6层先酸化，后提水。,调整后，油井均见到良好效果：南3-丁11-斜436井的措施有效期已延长至10个月，单井日增油仍保持9.9t的效果,例3,压裂井区调整,例3,压裂井区调整,井区3口同井网采油井,-0.06,115,日产液(t),日产油(t),+1.8,89.13,综合含水(%),89.19,+16,日产液(t),99,10.7,12.5,111.3,+46.21,68.09,沉没度(m),措施前,措施后,措施前,措施后,措施前,措施后,措施前,措施后,开发效果得到改善,高含水井区的细分控水调整,高175-165井是高台子油层的一口加密调整井，2007年1

40、2月投产，射开砂岩厚度8.1m，有效2.5m，投产初期日产液31t,日产油1.3t，综合含水95.8%，井区连通原井网注水井2口。,细分控水,高175-65井井位示意图,高175-165井产液剖面（2008.1）,GI2GI12GI13GI14GI15GI16+17GI18+19G1G2G7,高175-65井吸水剖面（2007.10）,产液比例48.5%,GI1GI2GI3GI3-5GI4+5GI4+5GI6+7GI8GI10GI11GI12GI12GI14GI14GI14GI15GI15-17GI18+19,吸水比例42.9%,细分控水,层间矛盾突出,高2b 单 元 沉 积 相 带 图,高1

41、75-65,175-165,高174-65,吸水比例3%,吸水比例42.9%,产液比例48.5%,1.0m,0.8m 0.5m,1.5m 0.6m,细分控水,高175-65井细分前后管柱示意图,GI1-G8层段配注20,GI10-18+19层段配注30,GI1-G2层段停注,GI3-G8层段配注20,细分前,细分后,GI10-18+19层段配注30,2008年3月细分单卡控水,细分单卡停注,一级两段,两级三段,方案细分调整后高175-165井见到较好效果,1.3,2,日产油(t),0.7,95.8,92.7,3.1,31,26,日产液(t),5,综合含水（）,157,133,24,沉没度（m）

42、,高175-65井细分调整情况表,细分控水,高175-65井井区其他采油井调整前后生产动态曲线,沉没度(m),含 水(%),日产油(t),日产液(t),-13,+2,-1.7,-16,方案细分控水效果初见成效,细分控水,4、填写单井调整工作量表,（七）编制注水井单井配注方案,（1）严格执行注水井单井水量调整要求的规定。（2）单井方案设计表格要认真填写，填写的数据要能反映出真实稳定的生产水平，不得有遗漏和涂改。（3）测试调整时，层段水量上调的层段，性质定为加强层；层段水量下调的层段，性质定为限制层；未调整的层段（停注层除外）性质可定为接替层。（4）调整前后的注水层段一定要认真填写，水嘴以最后一次

43、的测试数据为准。（5）进行方案调整不足3个月的井，无特殊情况的原则上不允许再次调整。,单井调整方案编制完成以后，按流程应填写单井调整工作量表。在填表过程中，需遵循以下要求：,1、全区配产配注方案汇总。2、全区注水量调整汇总。3、全区分季（月）产量构成运行规划汇总。4、全区油水井调整挖潜措施工作量汇总。5、分区采油井调整挖潜措施工作量汇总.6、分区注水井调整挖潜措施工作量汇总。7、全区油藏监测系统工作量汇总。,（八）调整措施工作量汇总、分类,三、年度注水调整方案的编制,（九）综合调整方案的实施要求,三、年度注水调整方案的编制,1、作业调整注水井的测调完成时间要求以及调整过程中相应配套工序要求。例

44、如：在注水井作业过程中，对隔层小于3m的注水层段要求验窜，同时对每口作业井要求作业后先验封后测试。,2、分层测试注水井完成时间要求，同时对每口方案调整注水井必需先验封后调整。,3、对科研及现场试验要求调整的注水井测调时间的要求，确保科研及现场试验进度。,4、注入压力要求：一是为控制套损，注水井注水压力不允许超破裂压力。二是注水井方案调整原则上禁止上限注水，对需要水的井区，可通过跟踪调整和注水井措施改造来增加井区注水量。,5、对注水井新井投注要求：要求与采油井投产同步进行，并保证注入水水质合格。,三、年度注水调整方案的编制,（九）综合调整方案的实施要求,6、综合调整方案中，配套措施的安排。,8、

45、对后续跟踪调整的要求：加强动态管理，及时跟踪分析、跟踪调整，按期保质保量完成方案调整工作，保证年度原油生产任务及各项开发指标的完成。,7、对油水井监测方面要求：在合理运行监测计划的前提上，保证机采井的时率、利用率，从而确保全年原油生产按计划平稳运行。,目 录,一、年度注水调整方案的任务,二、编制年度注水调整方案的指导思想,三、年度注水调整方案的编制,四、跟踪调整方案的编制,五、年度注水调整方案的编制审批流程,六、年度综合调整方案的编制所需资料,四、跟踪调整方案（临时调整方案）的编制,1、调整范围,一是覆盖面小，仅局限于零散井点。二是工作量少。按照油田开发管理纲要要求，跟踪调整方案工作量仅占全年

46、调整工作量的30%。,四、跟踪调整方案（临时调整方案）的编制,2、调整目的及对象,跟踪调整方案对象多是井区开发现状急需调整的注水井。按照其调整对象和调整原因，主要有以下7个方面：,（1）年度注水调整方案中效果不理想（或未见效）井区。（2）新投井试注、试配分层。（3）油水井措施井区调整。（4）含水上升速度继续加快井区调整。（5）地层压力凸现异常井区。（6）井况异常井区。（7）积压井、长关井开井井区调整。,调整方法同上,目 录,一、年度注水调整方案的任务,二、编制年度注水调整方案的指导思想,三、年度注水调整方案的编制,四、跟踪调整方案的编制,五、年度注水调整方案的编制审批流程,六、年度综合调整方案的编制所需资料,五、年度综合调整方案的编制审批流程,采油厂年度注水调整方案，由采油厂地质大队编制，厂总地质师审核，油田公司开发部批准，采油厂全面负责组织实施。,六、年度综合调整方案的编制所需资料,1、测井解释成果图（也称横向图）,2、小层数据表,3、射（补）孔数据表,4、油层连通状况资料,5、油藏构造资料,9、油藏物理性质及流体性质资料,7、油层平面图,6、油层剖面图,8、油层沉积相带图,静态数据,动态数据,1、油水井井史,3、油水井历年措施情况,4、多学科研究成果,5、历年油水井监测资料,2、油水井综合记录,汇报结束,欢迎大家批评指正！,谢谢大家,