完善注采井网经验交流.ppt

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1、完善注采井网经验交流,2016年2月,一、“十一五”末面临的困境二、“十二五”的做法和效果三、特高含水油田可持续发展的认识与体会,提 纲,“十一五”末，胜利采油厂综合含水高达95.9%，采出程度37.7%，稀油自然递减大幅上升，产量大幅下滑，面临着前所未有的困局和危局。,（万吨）,（%）,年产油,稀油自然递减率,-34万吨,+5.5%,1、剩余油认识遭遇瓶颈,一是提高采收率信心不足，胜坨油田储量4.7亿吨，“十一五”末，储量占83.1%的沙二段主力区块含水96.85%，采出程度达40.7%，采收率剩余空间仅为1.3%（标定采收率42%）。,胜坨油田储量构成柱状图,（万吨）,“十一五”末胜坨油田

2、开发状况表,二是剩余油认识难以突破，胜坨油田纵向层多，开发时间长，平面流线异常复杂；认识手段相对单一，以油藏工程方法为主，局限于“高度分散、局部富集”的剩余油认识。,坨28沙二12层含油饱和度图,坨28沙二12层注采流线图,2、工作主要集中于局部挖潜,年均实施措施600多井次，占开油井数的38%，其中主导措施补孔改层的井次和年增油占总措施的比例达50%左右。,“十一五”期间，强化措施挖潜和低含水区块动用,年增油（万吨）,井次（口）,措施井次及增油量,补孔改层井次及增油量占比,(%),含水低于90%的坨142、坨128、东营组等区块储量(0.79亿吨)仅占16.9%，但年产油占比由“十五”初的1

3、9.8%上升到“十一五”末的44.5%，采油速度高达1.37%。,3、套损井持续增多,2008年以来套损井爆发性增长，2009-2010年达到200口以上。,套损井变化曲线,（口）,井龄超过20年的油水井占到总井数近一半（42.6%），套损比例70%以上。施工工序复杂，单井作业层次由3.1增加到4.6，增幅达49.35%。,井数（口）,套损比例（%）,采油厂套损井比例与井龄关系曲线,井龄（年）,单井平均作业层次变化图,4、层系井网保持程度弱化,“十一五”期间，胜坨油田共68套开发层系，跨层系合采井350口，占开井数的17.7%；高含水转出井290口，占开井数的14.7%。水驱储量动用程度由67

4、.2%下降到63.1%。,同一单元相邻井组（单井），产液量差异大，强动用方向强水驱、弱动用方向弱水驱，造成水驱动用状况不均衡。“十一五”末，152个井组产液量级差3，日产液2.8万吨，日产油1120吨，产量占比18%。,5、注采不平衡矛盾突出,6、注水质量不断下降,受水井作业投入不足和套损影响，分注率由57.1%下降到43.8%，层段合格率由60.3%下降到41.3%。,水井长效治理（口）,分注率（%）,层段合格率（%）,水井长效投入成本（亿元）,套损水井（口）,地面系统老化，部分设备功能失效，全厂水质达标率仅为73.7%。,2010年各污水站水质达标率统计表,注水站8座：超过15年的7座，占

5、87.5%；配水间170座：大于15年的101座，占59.4%；注水干线101条171Km：超过15年的32条，92.7Km，分别占31%、54%；年管线穿孔次数：达到了1.2万次以上。,注水结构不合理。由于水质不达标、注入压力低，非主力层欠注严重，日欠注水量2.2万方（占注水量的16.2%）；依靠高渗厚层消化欠注水量，日超注水量1.8万方，注采调整空间严重受限。,欠注水量：水质不达标污染堵塞（占78%）、储层物性差注入压力不足（22%）,7、工艺适应性逐渐变差，配套技术亟待突破,一是举升工艺不适应高含水（95.9%）、高矿化度（19000mg/l）、深泵挂（1428米）的工况条件，2010年

6、躺井率高达8.9%。,二是分注工艺不适应，注水管柱防腐能力差、可靠性低，在井3年管柱有效率仅为69.2%。,油井管在井240天偏磨,油井抽油杆在井162天偏磨,水井配水器在井1.5年凡尔腐蚀刺孔,水井管在井3.1年腐蚀穿孔,三是井筒修复工艺不适应，套损井多、套损形态复杂，多处变形井共有455口，占套损井24.9，套管修复工艺有效率不足48%。,大跨度套漏,套漏+套变,套漏+套变+出砂,出砂层,一、“十一五”末面临的困境二、“十二五”的做法和效果三、特高含水油田可持续发展的认识与体会,提 纲,面对前所未有的困境，油田领导和机关业务部门、研究院从多方面给予了指导、关心和支持。我们在深刻反思的基础上

7、，解放思想，破除提高采收率有瓶颈的观念，以五项潜力大调查为前提，持续狠抓认识基础、开发基础，通过构建矢量注采井网，配套经济有效工程技术，实施高效注采调整，初步实现了特高含水老油田的效益开发。,二、“十二五”的做法和效果,（一）精查细找转变观念，高效开发信心再提升（二）创新矢量调整技术，水驱采收率持续提高（三）聚焦存量提质增效，效益开发再创新佳绩,（一）精查细找转变观念，高效开发信心再提升,针对油藏剩余油认识瓶颈、注采井网老化不适应性、地面配套和工艺技术不适应性，持续开展五项潜力大调查。,1、剩余油潜力认识大调查2、层系井网完善潜力大调查3、注采不平衡潜力大调查4、注水系统水质和压力需求大调查5

8、、井筒修复、长寿分注、高效举升工艺技术大调查,和研究院合作研究表明，整装主力油藏采收率可由42.0%提高至58.5%，矿场上已有8个单元水驱采收率达到了50%以上。,水驱采收率潜力测算表（2010年）,高采收率单元构成表（2010年）,主力单元地质储量3.9亿吨,一是冲破思维禁区，明确主力单元仍然是提高采收率的主阵地,1、剩余油潜力认识大调查,分析取心井156口，饱和度实测6.4万个小层，制作流线图4929张，建模数模33个区块储量3.9亿吨，实现主力单元剩余油定量刻画全覆盖。,特高含水后期油藏特点,剩余油研究技术对策,含油小层多（93个）,技术手段一,开发时间长流线复杂,技术手段二,技术手段

9、三,取心井、新井、饱和度监测,油藏工程方法,建模数模一体化描述,常规取心井135口密闭取心井21口新井、SNP测井1135井次，6.4万个小层,流线图4929张,区块33个储量3.9亿吨,工作量,二是拓展技术手段，建立起剩余油分布新认识,形成了“十一型”的剩余油分布模式。以层间干扰、平面动用差异、层内顶部富集、砂体差异控制等四种类型为主，储量占82%。,剩余油饱和度统计表,“十一型”剩余油分布模式,类型一：“层间干扰型”,层间物性差异大，合采干扰严重。以二区沙二9-10为代表，10砂组渗透率远高于9砂组，9砂组剩余油饱和度较10砂组高10%。类似区块6个，地质储量2713万吨。,二区沙二91层

10、剩余油饱和度图,层间干扰型单元统计表,二区沙二103层剩余油饱和度图,地质储量：216万吨 渗透率：1100-3480md采出程度：38.4%,地质储量：139万吨 渗透率：160-290md采出程度：22.6%,剩余油富集与否主要受动用程度的影响。以二区沙二81为代表，边部井网不完善，剩余油饱和度41-58%，高于主体10%以上。类似区块7个，地质储量1.04亿吨。,类型二：“平面动用差异型”,二区沙二81层剩余油饱和度图,平面动用差异型单元统计表,主体,边部,类型三：“顶部富集型”,主要受夹层展布影响，以二区沙二83-5为代表，顶部剩余油饱和度达48-56%。类似区块5个，地质储量4936

11、万吨。,坨30沙二8-10砂组含油饱和度剖面图,二区沙二83-5含油饱和度剖面图,层内顶部富集型单元统计表,ST3-8-62井（顶部富集）,So,类型四：“砂体差异型”,主要受砂体形态的影响，以一区沙二1-3为代表，河道中心剩余油饱和度低，为32-41%；侧缘剩余油相对富集，为46-55%。类似区块10个，地质储量1.4亿吨。,胜一区沙二23层剩余油饱和度分布图,砂体差异型单元统计表,剩余油认识由“高度分散、局部富集”转变为“普遍分布、差异富集”，“普遍分布”的剩余油饱和度平均在35%左右，离残余油饱和度至少还有15%的空间，“差异富集”区饱和度还要高10%以上。坚定了“五个不等于”的认识理念

12、，极大的提振了老油田进一步提高采收率的信心。,2、层系井网完善潜力大调查,围绕提高储量控制和水驱动用程度，深入开展层系井网细分和完善潜力大调查，为经济高效“新化”井网、最大限度提高动用奠定扎实基础。,现井网控制未动用储量,细分为层间干扰、层内干扰和卡封开展调查，明确层系井网细分目标,失控储量,细分为套坏、高含水改出开展调查，明确完善井网目标,水驱控制未动用储量8281万吨。,其中：层间干扰2350.5万吨，层内干扰1946.4万吨，卡封层3984.2万吨,井网储量控制状况统计表,对2120口套坏井和改出井进行排查，失控储量7952.3万吨。,其中：套坏6827.1万吨，高含水改出1125.2万

13、吨；按照含水级别分析有潜力的失控储量4877万吨。,井网失控储量统计表,通过调查，控制未动用和失控储量共1.62亿吨；筛选具备层系细分和完善井网潜力的单元45个，地质储量3.57亿吨。,层系细分及井网完善潜力单元统计表,其中：具有层系井网细分潜力单元25个，地质储量1.82亿吨；具有完善井网潜力的单元20个，地质储量1.75亿吨。,对765个注采井组进行分级梳理，对产液量级差3的152个井组重点开展解剖分析。,3、注采不平衡潜力大调查,井组产液量级差分级统计表,152个井组细分为6种类型，排查动、静态影响因素，按照“强驱方向控制减无效，弱驱方向强化增动用”的原则，制定油水联动组合调整对策。,产

14、液不平衡井组统计表,组合调整对策及工作量,矢量配产配注+提液控液组合：128井次,堵水调剖+储层改造组合：32井次,贴堵避射+注采调配组合：35井次,攻欠增注+小幅度提液组合：112井次,粘度差异：8个,储层厚度：13个,地层能量：48个,渗透率：17个,构造变化：5个,采出程度、流线：61个,降粘+提液组合：11井次,恢复能量+控液组合：8井次,影响因素,产液量级差,动态因素2种,静态因素4种,4、注水系统水质和压力需求大调查,不同沉积储层细分注水层段的量化标准,针对不同油藏类型，考虑小层个数、层段内砂岩厚度和渗透率级差，制定了不同油藏类型的分层注水量化标准。,河流沉积相层系细分到小层，平均

15、分注层段4个，最多分到6段；三角洲沉积相层系细韵律层注水，平均分注层段3个，最多分到4段。,按照分层注水量化标准，90%注入水的水质达不到油藏需求，注水站压力等级均小于14Mpa，不能满足相对低渗和非主力层的注水需求。,注水井水质需求分布图,注水井压力需求分布图,水质需求C级单元39个，储量3.5亿吨；水质需求B级单元17个，储量1.0亿吨；水质需求A级单元13个，储量0.32亿吨。,压力需求16MPa的单元54个；压力需求16-20MPa的单元8个；压力需求20-25MPa的单元3个；压力需求25-35MPa的单元4个。,5、井筒修复、长寿分注、高效举升工艺技术大调查,针对套损井治理、提高有

16、效注水、控制躺井率，开展井筒修复、长寿注水、高效举升三个方面20项重点工艺技术攻关。,通过五项潜力大调查，在“一个清楚、四个明确”的基础上，创新提出了矢量调整技术，我们坚信特高含水老油田仍大有可为，力争“十二五”末稀油自然递减率控制到10%，年增加经济可采储量100万吨以上。,（二）创新矢量调整技术，水驱采收率持续提高,剩余油认识更加清楚井网完善潜力更加明确注采调整潜力更加明确地面配套方向更加明确工艺攻关方向更加明确,“一个清楚、四个明确”,矢量调整是以“稳液、控水、调结构”为指导，通过层系、井网、井距的优化设计，建立起适应储层非均质和剩余油分布特点的井网，工艺、地面一体化提升，配套实施矢量注

17、采调整，最终通过地下流场的矢量，实现剩余油的均衡动用。,1、稳步推进井网调整，水驱控制程度不断提高2、一体治理地面系统，注水开发基础不断夯实3、精细矢量注采调整，实现地下流场不断均衡,“十二五”期间创新和推广四种矢量调整模式，实施16个单元，地质储量1.4亿吨，投产新井304口，建产能25.7万吨。,1、稳步推进井网调整，水驱控制程度不断提高,模式一：“大网套小网”,二区沙二9-10,针对层间差异型的剩余油，细分层系，控制层间干扰；推广区块4个，地质储量2442万吨。,9砂层组渗透率低，采出程度低，采用小井距(240米）；10砂层组渗透率高，采出程度高，采用大井距（400米）开发。,针对平面差

18、异型的剩余油，优化井距，均衡流场；推广区块4个，地质储量4091万吨。,模式二：“大网连小网”,二区沙二8,二区沙二81层剩余油饱和度图,二区沙二81层渗透率图,二区沙二81层部署图,北部主体相带渗透率高、饱和度低，采用大网控制；南部侧缘相带渗透率低、饱和度高，采用小网加强动用。,针对普遍分布型的剩余油，拉大井距，改变流线，提液开采；推广区块4个，地质储量3462万吨。,模式三：“小网变大网”,坨七西沙二8-10,主力层大井距，强边水驱，改变液流方向；非主力层小网完善，攻欠增注，恢复能量。,一区沙二1-3,模式四：“单砂体个性井网”,针对砂体差异型的剩余油，优化井网类型，灵活调整注采方向；推广

19、区块4个，地质储量4486万吨。,胜一区沙二23层渗透率分布图,胜一区沙二1砂组含油饱和度分布图,1砂组：大网控制普遍分布的剩余油，实现储量全覆盖；2-3层系：砂体零散，采用河道中心注水，侧缘采油，提高储量动用。,矢量调整单元开发效果大幅提升，日增油722t，综合含水下降1%；稳产基础进一步夯实，水驱控制程度由76%上升到94.4%，自然递减由13%下降到8.65%。提高采收率2.6%，新增可采储量362.6万吨。,2、一体治理地面系统，注水开发基础不断夯实,在矢量井网构建的同时，通过老油田一体化治理、新老区产能建设配套等模式，2010-2015年改造地面污水站5座，建设精细水处理系统4套，地

20、面升压精细注水站9座。,持续不断改善水质，加强注水罐清罐和管线清洗，累计清罐15座，占总量83%，清洗管线52条，累计6.5万米。,利用热成像技术定期观察，设立大罐清砂及时率指标进行月度考核。合格标准：顶层油厚低于10cm、底部砂厚小于15cm,清砂前后沿程含油变化（胜八注1#罐）,清砂前后沿程悬浮固体变化（胜八注1#罐）,水质:达标率由73.7%提高至90.7%，实现了C级、B级水质100%全覆盖，A级水质从无到有，达到90%。,注水水质改善,压力系统两满足两提升,压力：实现“两满足、两提高”，即16MPa以下、20-25MPa两个压力需求水量全满足，16-20MPa、25-35MPa两个压

21、力从无到有，提高到85%。,形成油藏调整带动地面改造、地面改造辐射更多油藏调整的良性互动格局,剩余油,均衡流场,数模优化实施,周期注采,注采耦合,堵水调剖,不稳定注水,攻欠增注,酸化改造,细分注水,倒替注水,卡改,提液,转注,降液,组合注采调整对策,矢量注采调整：在注采井网和地面水网配套的基础上，针对注采完善井组注采不平衡的矛盾，应用低成本组合调整对策，数模优化筛选方案矢量调整地下流场，实现剩余油均衡动用。,3、精细矢量注采调整，实现地下流场不断均衡,“十二五”期间对矢量井网完善的16个单元和416个井组，实施矢量注采调整，调整工作量1358口，调整后日油增加52吨，自然递减减缓2.4%，注采

22、不平衡井组由152个下降为65个。,矢量注采调整实施效果柱状图,日产油t,含水%,动液面m,2622,2674,96.2,96.0,-910,-894,52,-0.2,16,水驱动用程度%,82.38,87.42,5.04,调整前,调整后,自然递减率%,11.6,9.2,-2.4,984,968,-16,吨油操作成本元/吨,矢量注采调整取得明显成效,2011年经过矢量井网调整，井网基本完善，地面水质、压力全部达标。,二区沙二71-3单元开发现状表,典型单元二区沙二71-3单元,二区沙二71-3单元现状井网图,S2-59,3-154,S2-21,2-142,S2-50,S2-47,S2-5,S2

23、-53,S2-48,S2-16,S2-58,S2-19,S2-63,N2-91,2-126,S2-12,N2-14,S2-41,S2-42,S2X54,现状油井,现状水井,3-156,调整后，单元注采对应率由41.5%提高到96.5%，水驱控制程度由86.4%提高到97.2%。水质达到C2级，注水压力16MPa。,一是各向剩余油饱和度方差大，平面水驱动用不均衡，饱和度方差大于7，水驱动用不均衡井组3个。,二区沙二71-3单元饱和度变化图,单元存在主要问题,分井组饱和度方差评价结果表,饱和度方差计算公式,二是相邻井组产液级差大，平面注采不平衡，液量级差大于5的注采不平衡井组共有4个。,二区沙二7

24、1-3单元注采现状图,注采不平衡井组生产状况表,按照“控强扶弱、均衡流线”的思路，开展矢量配产配注，以储层条件、生产压差确定油井液量，实现产液平衡；以饱和度方差最小为目标，优化单层、单方向配产配注，实现均衡动用。,不稳定注水,注采不平衡,水驱动用不均衡,矢量配产配注流程,地层系数,治理对策,配产配注依据,饱和度方差,存在问题,单井合理产液量,单层、单方向配液配水,配产配注结果,周期注采,注采调配,注采耦合,攻欠增注,堵水调剖,针对注采不平衡的4个井组，以地层系数、生产压差确定油井液量调整范围，共设计作业和调参为主的多套液量调整方案，利用数模结合效益评价优选低成本方案实施，调整后液量级差由6.3

25、下降到1.25。,数模预测曲线,注采不平衡井组液量调整范围表,不同液量调整方案设计表,针对水驱动用不均衡的3个井组，实施单层、单方向配产配注，控制强驱方向减无效，强化弱驱方向增动用，设计堵水调剖、攻欠增注等6套调整方案，利用数模优选方案实施，实现饱和度方差由8.7下降到2.6。,以N2-14井组为例,N2-14井组不同组合调整对策方案设计表,数模预测曲线,方案3,累产油（104t）,含水（%）,通过优化治理，单元日产油量增加4.9吨，综合含水下降0.4%，自然递减率降低1.2%。,矢量井网调整+配套水网改造,矢量注采调整,2013年4月调整注采不平衡2个井组,2015年5月调整水驱不均衡3个井

26、组,2014年8月调整注采不平衡2个井组,（三）聚焦存量提质增效，效益开发再创佳绩,通过2010-2014年的系统治理，可持续发展基础逐步夯实，面对2015年低油价，更加注重存量的低成本提质增效工作。,1、积极探索，科学实施提液增效2、一体优化，精细注采节支保效3、攻坚克难，技术创新降本增效,1、积极探索，科学实施提液增效,“十二五”以来原层提液效果表,统计评价“十二五”以来零散单井原层提液措施，当年、满周期吨增油成本最低，效果最好，单井增加经济可采储量0.33万吨。,提液后单井日油由2.8吨提升至5.3吨，161口井增加经济可采储量53万吨,原层提液井新增可采储量预测曲线,不同类型措当年吨增

27、油操作成本对比,不同类型措满周期吨增油操作成本对比,（元/吨）,（元/吨）,针对“十五”以来地层能量持续下降，制约提液开发的矛盾，开展合理压力保持水平的四项研究，优选16个矢量井网调整单元和60个潜力井组，优先实施能量回升。,2013年以来，结合矢量调整方案、一体化治理方案，持续实施能量回升工程，地层压力回升0.25MPa，一区沙二1-3、沙二74-81、坨7沙二8-10等单元的112个井组具备提液潜力。,分单元提液潜力井柱状图,胜二区沙二74-81单元提液潜力井分布图,一区沙二1-3是中石化“延长老油田经济寿命期”先导试验单元、连续三年分公司“一体化治理”单元，井网基本到位，地层能量逐步回升

28、，优选能量先期恢复到位的1砂组中部井区14个井组作为整体提液示范区。,建设一区沙二1-3整体提液示范区,沙二1砂组中部井区优选为提液示范区,沙二1砂组能量状况分布图,一是优化论证提液幅度。一区沙二1-3单元处于聚驱后水驱开发阶段，储层出胶出砂严重。按照“充分发挥油藏能力、适应储层特点和举升系统配套”三个原则，确定平均单井液量由58t/d提高到125t/d。,最大单井产液量为100-160t/d，平均125t/d,油藏能力：地层饱和压力为11.9MPa，地层压力，最大生产压差为MPa；出砂出胶：生产压差大于4.5MPa，油层出砂加重；（统计42口井，生产压差大于4.5MPa，出砂 速度大于15米

29、/月）。工艺配套：95泵最大下深1050m，最低流压11.7MPa，配套最大压差4.7MPa；螺杆泵最大下深 1300m，最低流压为 8.1MPa，配套最大压差8.3MPa。,确定最大生产压差MPa,二是提液与流线调整结合，优化流场均衡。根据剩余油分布特点，制定“一井一策”矢量调配举措，确保提液同时含水稳定，测算三年增油1.26万吨。,方案设计单井指标,提液前,提液后,125,58,日产液（t）,提液前,提液后,2.1,1.1,日产油（t）,提液前,提液后,98.1,98.2,综合含水（%）,三是提液与出砂出胶治理结合。根据提液幅度，强化出砂、出胶预测分析，引入在线监测含砂量技术，配套分层挤压

30、充填和高饱和滤砂管等治理举措。,现状出砂见聚不严重井（10口）,出砂出胶严重（4口）,多层提液：单层提液：,分层挤压充填（小规模）,高饱和滤砂管,出砂、出胶预测分析,在线监测含砂量,调整生产参数,四是先算后干，精细效益测算。利用投入产出法，测算作业费、增液运行费等投入2157万元，满周期增油1.26万吨，50$/bbl测算产出2492万元，创效335万元。,计算公式：满周期增油量油价-（作业费+监测费+增液运行费）参数选值：增 油 量：1.26万吨；测 算 油价：50$/bbl（1978元/吨）；作 业 费：870万元；监 测 费：93 万元；增液运行费：1194万元(三年增液101万吨，吨液

31、运行费11.3元/吨）。计算结果：创效335万元。,提液效益测算方法（投入产出法）,实施后，示范区取得了液量翻倍、油量翻倍、含水稳定的良好效果，50$/bbl创效354万元。,胜一区沙二1-3矢量注采提液增效示范区综合开发曲线（日度）,2015年初，对2014年底编制完成的配产配注方案逐单元进行效益测算，预计实现利润-1335万元，与分公司下达的利润目标相差3800万元。,分单元效益评价表,2、一体优化，精细注采节支保效,针对效益上的差距，通过地质、工程、财务、计划、运行“五位一体”优化注采调整工作量，实现开发与效益双赢。,油藏：提出调整方案,工艺：配套技术方案,地面：配套工程方案,财务：经济

32、效益评价,运行：现场组织实施,“五位一体”优化注采调整流程图,沙二9层系现状井网图,二区沙二9-10单元是2010年以来的矢量调整单元，2014年底综合含水95.1%，采出程度36.5%。,调前存在问题及潜力：套坏造成局部井网不完善；注采不平衡造成局部井区注采失调；部分井区流线均衡，能量恢复到位，具有提液增效的潜力。,典型单元二区沙二9-10,2014年四季度，按照“增强稳产基础，完成产量目标”的开发思路，编制以完善、均衡、提液为主的注采调整方案，测算80$/bbl预算条件下单元盈利880万元，55$/bbl条件下亏损3.5万元。,低油价下单元开发思路转变为“保持稳产基础、完成效益目标”，依靠

33、技术进步压减投资，依靠成熟注采调整技术压减作业投入、无效产液量、无效注水量，“五位一体”优化措施13项，压减投资、成本635万元。,工艺优化：老井贴堵压减投入，提高效益,原方案：部署新井（分注2段：103/105）周期长，15-20年；投资550万元；恢复可采1.02万吨；80$/bbl：投入产出比1:9.1 55$/bbl:投入产出比1:3.7,现方案：老井贴堵+小套管分注（分注2段)周期短，有效期5-6年；贴堵费52万元；恢复可采0.38万吨；55$/bbl:投入产出比1:6.9,2-1XN150井套坏严重，原方案部署新井，有效期长、恢复可采储量多，但55$/bbl效益低；贴堵技术有效期短

34、、恢复可采储量少，但55$/bbl效益好。采用成熟的贴堵后小套管分注替代新井。,治理后2-1XN150井实现正常注水，配注120方，实注115方。,（套管多处变形，在2123.6-2134米套管破裂）,通过五位一体优化调整，单元在产量优化减少0.13万吨的情况下，盈利121万元。,二区沙二 9-10单元开发、效益指标,自然递减率（%）,年产量（万吨）,1.48,1.35,9.6,9.0,-3.5,利润（万元）,通过应用低成本组合调整，15个开发单元实现了效益提升，2015年圆满完成了分公司下达的利润目标。,121,“十二五”以来，围绕井筒修复、高效注水、长寿举升三个攻关方向，加大技术创新力度，

35、形成了一系列低成本的成熟工艺技术。,创新井筒治理技术，经济恢复注采井网创新分注技术系列，实现高效精细注水创新长寿举升技术，实现长效高效举升,3、攻坚克难，技术创新降本增效,探索形成了五种贴堵模式，具有封堵可靠性高、施工工艺简单、有效期长等特点。,贴堵管柱示意图,贴堵工艺配套模式,管材选型堵剂研发施工工艺后期处理,（1）创新井筒治理技术，经济恢复注采井网,2010年以来，累积实施贴堵551口，恢复可采储量165万吨，已创效3.8亿元（考虑减少作业投入、占产及增油效益）。,2010-2015年油井贴堵及水井贴堵工作量,2010-2015贴堵井分类占比统计,油井417口，水井134口,形成了适合胜坨

36、油田的防腐、防砂、防蠕动长寿命分注管柱配套工具及测调一体化技术，分注工艺需求得到满足。,防腐油管：推广钨合金油管防蠕动：推广蠕动补偿器配水器：推广耐刺损节能配水器封隔器：推广抗压防腐长效封隔器底球：推广沉砂耐刺损防腐沉砂底球,长寿命管柱配套,测调技术配套,测调一体化技术：固定式、可调式,贴堵分注,小直径分注技术：插封、一体化、同心,实现5层分注合格率100%,实施23井次最小内径90mm合格率80.5%,测调一体化分层注水管柱图,（2）创新分注技术系列，实现高效精细注水,注水失效井数持续下降，管柱有效率显著提高。,总失效水井数由2010年的218口下降到55口。注水井2-3年分注有效率由35.

37、3%提高到84.6%。,分注管柱有效率（%）,目前在装井1462口，比例由14%上升到83%；管漏失效井数、占躺井比例进一步下降，由高峰期30.8%降至13.4%。,技术突破之一：内衬管治理杆管偏磨技术,N80油管、接箍,HDPE油管、接箍,室内评价表明：内衬管磨损量小，起到双向保护作用。内衬管磨损量（0.39mm)要小于N80油管磨损量（0.62mm)37%。内衬管对接箍磨损量基本为0。,油管失效躺井持续下降,（3）创新长寿举升技术，实现长效高效举升,技术突破之二：抽油泵系列改进技术,球阀总承加装保护阀罩,柱塞内部焊接导向筋,从结构上、材质上和处理工艺三方面实施了8项技术改进，形成改系列抽油

38、泵，现场推广应用1065口井，检泵周期由342天大幅延长至615天。,泵失效井生产周期（天）,抽油泵三类8项改进,加大107电机和新电缆投入力度。电机失效井由39降至26井次，电缆失效井由47降至18井次。,技术突破之三：电泵井延长寿命系列技术,电泵新电缆投入3.4万米在井比例49%,新电缆在井比例%,107机组在井比例%,投入新107机组52套在井比例上升12%,电机失效井次趋势图,电缆失效井次趋势图,83,检泵周期（天）,387,787,躺井率（%）,8.9,2010,3.2,2014,2.8%,2015年,882,躺井率2.8%，油井检泵周期达到882天，创20年以来最好水平。维护井次由

39、1387井次下降到881井次。,维护井次（口）,1387,921,881,2010,2014,2015年,2010,2014,2015年,注采对应率（%）,分注率（%）,层段合格率（%）,水驱储量动用程度（%）,“十二五”油田开发取得显著成效,三率指标大幅提高,水质达标率（%）,（%）,稀油自然递减率曲线,稀油自然递减率实现“破十”,采收率稳步提升，增加可采储量789万吨，总体采收率达到41%，其中老区主力区块水驱采收率达到43.1%。,与不调整对比，“十二五”期间累积多贡献原油199.7万吨，多贡献利润73亿元。,一、“十一五”末面临的困境二、“十二五”的做法和效果三、特高含水油田可持续发展

40、的认识与体会,提 纲,（一）通过观念创新，拓宽老油田可持续开发之路,“剩余油认识五个不等于”的观念：老油田资源基础依然雄厚。“先算后干，效益开发”的观念：特高含水后期仍有提升效益的空间。“五位一体优化决策”的观念：由追求个体最佳转变为实现整体最佳。,思想的解放，观念的转变，引领我们走出了“十一五”的开发困局，并在“战寒冬、求生存、谋发展”中取得了初步成效，更加坚定了实现老油田可持续发展的信心和决心。,（二）通过技术创新，支撑水驱采收率再创新高,“十二五”以来形成了六大核心技术，为胜坨油田老区主力区块水驱采收率达到43.1%提供了有力支撑，通过持续的技术创新，一定能够实现采收率“突破50%、挑战

41、60%”。,矢量井网调整技术矢量注采调整技术经济提液增效技术井筒修复配套技术高效分注配套技术长效举升配套技术,六大核心技术,（三）通过管理创新，激发特高含水期创效活力,采油厂对数模建模、注采调整、新井措施、单元目标化管理等实施重奖，地质、工艺两所的特殊激励资金达到200万元/年以上，人均1.5万元/年，极大的调动了工作积极性，特高含水后期不断取得新成效。,构造高差70m,注采井距1000m,坨62-89近废弃单元大井距、大液量人工仿强边水驱取得好效果，坨62平1井目前日产还在50吨以上,地层倾角3-7，采出程度44.8%，1999年顶部油井高含水达98.1%，全部停产改走，处于废弃状态。,胜坨地区坨60块沙二23顶面构造图,坨41,坨60,投产:10.24日，工作制度70*6*0.9，日液23.0吨，日油20.8吨，含水9.0%阶段产油：1900吨,沙二8,油层：2层5.1米,油层：4层21.5米,老区沙二段滚动勘探取得新突破，坨60-斜1获日产20吨高产油流。,面对“极寒期”保效创效的重任，胜采厂全体干部职工始终保持“困难面前有我们，我们面前无困难”的精神状态，坚定信心，顽强拼搏，不断夯实老油田可持续发展基础，全力打好“战寒冬、求生存、谋发展”攻坚战！,敬请各位领导专家批评指正,