低滲透油藏開發(fā)技術(shù)電子教案

低滲透油藏開發(fā)技術(shù)純梁廠動(dòng)用儲(chǔ)量分類圖單位：萬(wàn)噸低滲油藏是我廠勘探開發(fā)的主要陣地純梁廠2015年年產(chǎn)油量分布圖已動(dòng)用低滲透地質(zhì)儲(chǔ)量13456.5萬(wàn)噸，占58.1%,2015年年產(chǎn)油量55.5萬(wàn)噸，占58.4%，剩余可采儲(chǔ)量450.9萬(wàn)噸，占52.1%。13456.58232.4

1471.855.525.9

13.673.9341.4450.958.1%35.5%

6.4%58.4%27.2%14.4%8.5%39.4%52.1%單位：萬(wàn)噸單位：萬(wàn)噸純梁廠剩余可采儲(chǔ)量分布圖前言純梁低滲透油藏開發(fā)現(xiàn)狀表采油速度（0.41%）、采出程度（15.5%）、采收率（18.9%)，處于中高含水、低速、低采出程度階段。目前現(xiàn)狀前言低滲透油藏平均單井指標(biāo)變化規(guī)律單井日液?jiǎn)尉沼秃好鎲尉兆⒎€(wěn)穩(wěn)升穩(wěn)穩(wěn)一升四穩(wěn)前言噸油折舊費(fèi)用(元/噸)噸油人工成本(元/噸)噸油操作成本(元/噸)噸油政策性費(fèi)用(元/噸)噸油折耗費(fèi)用(元/噸)(13.3$/bbl)折耗率(%)2008年以來(lái)采油廠低滲透油藏開發(fā)成本變化曲線前言采油廠低滲透油藏操作成本保持相對(duì)穩(wěn)定，2015年為559元/噸，占完全成本的16.7%，比分公司操作成本低（572元/噸），占總成本的25.9%。噸油完全費(fèi)用(元/噸)目錄一、低滲油藏存在問(wèn)題及潛力分析二、改善低滲油藏開發(fā)效益的主要做法三、下步攻關(guān)方向及展望（一）十二五低滲油藏取得的主要成果純103-3塊構(gòu)造井位圖新區(qū)：推廣仿水平井技術(shù)，建立有效驅(qū)替仿水平井技術(shù)——建立裂縫適配井網(wǎng)，提高水驅(qū)波及體積；實(shí)施同步注水——提升地層能量，提高單井產(chǎn)能。低滲透新區(qū)新增產(chǎn)能情況低滲透新區(qū)產(chǎn)能建設(shè)開發(fā)成本變化情況新區(qū)：集成技術(shù)，致密油藏實(shí)現(xiàn)有效動(dòng)用序號(hào)井號(hào)壓裂級(jí)數(shù)投產(chǎn)日期初期生產(chǎn)目前生產(chǎn)情況(2016.1)累油t日液t日油t含水%液面m日液t日油t含水%1樊154-平1122011/6/2179.976.857.31508155.861.6187152樊154-平2202012/3/850.126.347.6118619.710.944.8171553樊154-平3102012/2/2030.51647.615037.94.542.5102284樊154-平4112012/3/2069.23549.414767.34.242.2121425樊154-平5172012/12/2731.31649160113.98.142107826樊154-6HF172012/6/3010.55.646.7157773.451.779417樊154-平7132012/5/110.15.446.517873.92.24357948樊154-8HF112012/7/1638.716.357.9187884.643.773389樊154-9HF112013/1/2426.713.94816048.34.941.7687310樊154-10HF112013/1/2430.315.84816649.55.144.59068平均

47.722.752.41578.4105.446.110603樊154塊非常規(guī)井單井生產(chǎn)數(shù)據(jù)表樊154塊沙三中二砂組頂面構(gòu)造圖樊154-平1井身結(jié)構(gòu)示意圖利用長(zhǎng)井段多級(jí)分段壓裂水平井彈性開發(fā)，實(shí)現(xiàn)了樊154塊、樊116塊的有效動(dòng)用，目前單井累油超過(guò)1萬(wàn)噸，預(yù)計(jì)單井可采儲(chǔ)量為2.1萬(wàn)噸，開發(fā)成本為44$/bbl。（一）十二五低滲油藏取得的主要成果老區(qū)：推廣差異開發(fā)技術(shù)，建立均衡驅(qū)替。在剩余油分布規(guī)律研究的基礎(chǔ)上，以經(jīng)濟(jì)有效提高儲(chǔ)量動(dòng)用率為目的，通過(guò)細(xì)分層系和適配井網(wǎng)，結(jié)合差異化儲(chǔ)層改造和分層注水，實(shí)現(xiàn)均衡有效驅(qū)替。（一）十二五低滲油藏取得的主要成果層間差異細(xì)分調(diào)整層系細(xì)分層系重組平面矢量適配部署井網(wǎng)井距優(yōu)化水力徑向射流儲(chǔ)層差異改造分層酸化分層壓裂層系與滲流阻力適配井網(wǎng)、鉆孔與平面非均質(zhì)適配改造參數(shù)與縱向非均質(zhì)適配差異注采調(diào)整注采耦合分層注水注采參數(shù)適配低滲油藏差異開發(fā)技術(shù)實(shí)現(xiàn)流體均衡有效驅(qū)替純17-1純7純17純2純69純6純12-7純32-3純75純化油田沙四上構(gòu)造井位圖純東新區(qū)純69塊純75塊純17西區(qū)：2013年先導(dǎo)：2012年純7塊：2010-2014年純6塊：2014年純2塊：2012年老區(qū)：推廣差異開發(fā)技術(shù)，建立均衡驅(qū)替。純化油田自2010年以來(lái)，開展差異調(diào)整，覆蓋地質(zhì)儲(chǔ)量4408×104t，新鉆井178口，進(jìn)尺45.4×104m，增建產(chǎn)能13.4×104t，新增可采儲(chǔ)量228.4×104t

，提高采收率5.1%。（一）十二五低滲油藏取得的主要成果（一）十二五低滲油藏取得的主要成果高油價(jià)下，通過(guò)高投入保持了產(chǎn)量穩(wěn)定年產(chǎn)液(104t)年均含水(%)年產(chǎn)油(104t)低滲油藏主要指標(biāo)變化規(guī)律年注水(104m3)油井總/開井?dāng)?shù)口（二）存在的主要問(wèn)題難建立有效驅(qū)替，水井欠注嚴(yán)重分類總井物性差后期堵塞泵壓低欠注井?dāng)?shù)（口）108573813日欠注水量（m3）23701180973217采油廠低滲透油藏欠注井統(tǒng)計(jì)表油壓日注39m321MPa20MPa22MPa24MPa70m325MPa43m325m324MPa66m321MPa65m315MPa18m352m321.5MPa19m324MPa50m315MPa15m321MPa純東新區(qū)滲透率等值線圖1號(hào)斷塊2號(hào)斷塊5號(hào)斷塊非均質(zhì)嚴(yán)重，見效方向性強(qiáng)北部物性好的區(qū)域吸水能力強(qiáng)；

物性較好區(qū)域見效特征明顯。平面上1、儲(chǔ)層品位低，非均質(zhì)性嚴(yán)重，開發(fā)矛盾突出梁24塊53+61砂組井網(wǎng)分布圖注水不見效區(qū)注水不見效區(qū)注水不見效區(qū)注水不見效區(qū)完成配注欠注欠注欠注完成配注純17塊小層滲透率柱狀圖純17塊縱向吸水剖面純化油田C1-3組吸水指示曲線純化油田C4-5組吸水指示曲線C1組粉砂巖C2-3組鮞粒灰?guī)r、灰質(zhì)砂巖C4-5組泥灰質(zhì)砂巖啟動(dòng)壓力9.5MPa，米吸水指數(shù)0.95m3/（MPa.m）；啟動(dòng)壓力14.6MPa，米吸水指數(shù)0.55m3/（MPa.m）；啟動(dòng)壓力22.16MPa，米吸水指數(shù)0.51m3/（MPa.m）。C6-9C17-19C17-53C17-22C6-10C17-64C17-31C17-3C7N19C3純17塊純6-9——純7N19井剩余油飽和度分布圖儲(chǔ)層物性差異大、動(dòng)用不均衡層間啟動(dòng)壓差大、分注難度大縱向上1、儲(chǔ)層品位低、非均質(zhì)性嚴(yán)重，開發(fā)矛盾突出（二）存在的主要問(wèn)題低滲油藏2015年單井日油能力分級(jí)單井日油（t/d）開井?dāng)?shù)（口）占比例（%）單井日油（t/d）單井日液（t/d）含水（%）動(dòng)液面（m）<0.510912.90.23.293.816380.5-117020.10.7586.016551-342750.51.87.576.01613>314016.54.41160.01514合計(jì)8461001.777.274.71605低滲油藏2015年單井日液能力分級(jí)單井日液（t/d）開井?dāng)?shù)（口）占比例（%）單井日油（t/d）單井日液（t/d）含水（%）動(dòng)液面（m）<546555.01.22.245.518055-1019523.02.47.266.71555>1018622.02.518.986.81142合計(jì)8461001.777.274.7160533%78%279口660口低滲透油藏注水情況統(tǒng)計(jì)表油壓（MPa）開井?dāng)?shù)（口）占比例（%）單井日注（t/d）≤1613732.221.716-2511827.816.725-3211326.618.3＞325713.49.5合計(jì)42510019.4不同注水壓力等級(jí)的水井分布2、油井低產(chǎn)、水井欠注現(xiàn)象突出（二）存在的主要問(wèn)題3、折舊折耗高采油廠低滲透油藏完全成本構(gòu)成圖分公司完全成本構(gòu)成圖折舊折耗上升幅度快，十二五期間噸油增長(zhǎng)了382元；折舊折耗成本占比高達(dá)41%，比分公司高11%。完全成本：3203元/噸完全成本：2159元/噸采油廠十二五折舊變化圖采油廠十二五折耗變化圖采油廠十二五資產(chǎn)凈值與折耗變化圖元/噸元/噸折耗率18.6%（分公司平均為13.1%）；（二）存在的主要問(wèn)題萬(wàn)元（三）開發(fā)效益評(píng)價(jià)無(wú)效單元低效單元有效單元減虧區(qū)運(yùn)行成本虧損區(qū)運(yùn)行成本>產(chǎn)出效益操作成本>產(chǎn)出效益操作成本內(nèi)部收益率<12%操作成本>產(chǎn)出效益操作成本內(nèi)部收益率>12%純梁采油廠減虧模板37個(gè)35個(gè)9個(gè)低滲透油藏效益分類統(tǒng)計(jì)表創(chuàng)新運(yùn)用三線四區(qū)經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)模式，對(duì)全廠所有低滲基礎(chǔ)單元進(jìn)行效益評(píng)價(jià)。操作成本內(nèi)部收益=12%減虧區(qū)效益分類單元數(shù)（個(gè)）單元數(shù)百分比（%）

動(dòng)用儲(chǔ)量(104t)

儲(chǔ)量百分?jǐn)?shù)（%）可采儲(chǔ)量(104t)可采儲(chǔ)量百分?jǐn)?shù)（%）井?dāng)?shù)（口）井?dāng)?shù)百分?jǐn)?shù)（%）年產(chǎn)油(104t)

年產(chǎn)油百分?jǐn)?shù)（%）

采收率(%)有效3745.7656348.4123848.446058.335.463.718.9低效3543.2569942.1113544.326134.718.333.019.9無(wú)效911.112859.51877.31257.01.83.214.6總計(jì)81100.013547100.02560100.084610055.5100.018.9含水-可采儲(chǔ)量采出程度分布圖低效類型一：高液量高含水低效類型二：低液量低能量單井日液-動(dòng)液面圖單井日液-綜合含水關(guān)系曲線低效單元：低液量低能量、高液量高含水2種類型有效單元無(wú)效+低效單元高液量高含水單元：注采失衡，液量處理費(fèi)用高低液量低能量：地層壓力低，作業(yè)頻次高（三）開發(fā)效益評(píng)價(jià)低效類型一：低滲透油藏低效單元高液量高含水原因原因單元數(shù)（個(gè)）儲(chǔ)量(104t)標(biāo)定

采收率（%）采出

程度（%）采油速度（%）單井日液（t/d)單井日油（t/d）含水(%)井網(wǎng)不完善102082.318.3616.60.1410.41.387.8注水方向性強(qiáng)71684.219.617.10.3210.31.585.2層系適應(yīng)性差101326.226.923.90.213.81.886.5總計(jì)275092.82118.70.21111.586.3低效類型二：低滲透油藏低效單元低液量低能量原因原因單元數(shù)（個(gè)）儲(chǔ)量(104t)標(biāo)定采收率（%）采出程度（%）采油速度（%）單井日液（t/d)單井日油（t/d）含水(%)注采不見效6460.18.56.30.12.90.5182.6物性差、注水難度大6392.014.412.80.226.41.1182.6儲(chǔ)層堵塞5964.819.813.30.386.31.5478.5總計(jì)171816.915.111.40.275.61.2277.9（三）開發(fā)效益評(píng)價(jià)低液低能物性差、注水難度大注采井距大儲(chǔ)層堵塞協(xié)調(diào)供排關(guān)系精細(xì)注水管理儲(chǔ)層改造樊31；純19梁4；樊23純41；樊124井網(wǎng)不完善層系適應(yīng)性差注水方向性強(qiáng)高液高含水單層突進(jìn)明顯低成本調(diào)剖封堵技術(shù)分層酸化分層注水適配井網(wǎng)協(xié)調(diào)注采關(guān)系精細(xì)注采調(diào)配井網(wǎng)重構(gòu)純75、樊15純69；純5沙四樊12；梁20樊29；樊128

純26；純6純東新區(qū)；純2問(wèn)題對(duì)策典型單元低效變高效、無(wú)效變有效有效再提效保持井網(wǎng)完善注采比優(yōu)化能量保持水平優(yōu)化+++供排關(guān)系優(yōu)化純2、純26等低滲油藏提質(zhì)增效潛力分析（三）開發(fā)效益評(píng)價(jià)目錄一、低滲油藏存在問(wèn)題及潛力分析二、改善低滲油藏開發(fā)效益的主要做法三、下步攻關(guān)方向及展望（一）更加注重適配井網(wǎng)，建立有效驅(qū)替（二）更加注重井網(wǎng)重建，增加水驅(qū)控制儲(chǔ)量（三）更加注重油藏動(dòng)態(tài)分析，精細(xì)注采調(diào)配（四）更加注重低成本技術(shù)應(yīng)用，精細(xì)層間效益挖潛（五）更加注重單井細(xì)胞管理，協(xié)調(diào)供排關(guān)系（一）更加注重適配井網(wǎng)，建立有效驅(qū)替樊144塊沙四上構(gòu)造井位圖孔隙度：12%滲透率：5×10-3μm2

粘度：1.26mPa.S遞減25.1%平均單控可采1.4萬(wàn)噸遞減10.9%平均單控可采2.0萬(wàn)噸樊144小井距開發(fā)單控可采標(biāo)定樊144大井距（適配井網(wǎng)）開發(fā)單控可采標(biāo)定注采井距：200m半縫長(zhǎng)：150m注采井距：250-320m半縫長(zhǎng)：200m大型壓裂縮小井距注入壓力水質(zhì)管理適配井網(wǎng)高油價(jià)建立有效驅(qū)替方式更加注重低油價(jià)提質(zhì)量

增效益1、建立適配井網(wǎng)，完善注采結(jié)構(gòu)以建立有效驅(qū)替、提高水驅(qū)波及系數(shù)為目的，優(yōu)化井網(wǎng)井距，強(qiáng)化剩余油的量化研究，合理優(yōu)化投產(chǎn)層位和投產(chǎn)方式，結(jié)合變密度射孔、分層酸化、分層注水等技術(shù)，建立起適配井網(wǎng)，改善低滲油藏的開發(fā)效果和效益。井排方向優(yōu)化砂體展布研究?jī)?chǔ)層物性研究非均質(zhì)性研究技術(shù)井距研究經(jīng)濟(jì)井距研究分層壓裂分層注水量化剩余油水淹層識(shí)別優(yōu)化射孔方式確保有效驅(qū)替井網(wǎng)形式優(yōu)化低滲透油藏適配井網(wǎng)以砂體展布定井網(wǎng)井距以導(dǎo)流能力定工藝措施以剩余飽和度定投產(chǎn)層位以應(yīng)力方向定井排走向分層酸化低滲透油藏適配井網(wǎng)調(diào)整思路利用數(shù)模技術(shù)對(duì)三種轉(zhuǎn)注方式下的開發(fā)指標(biāo)進(jìn)行對(duì)比，當(dāng)轉(zhuǎn)注井排方向與地應(yīng)力方向保持一致時(shí)效果最好。不同井排與地應(yīng)力方向夾角下日油對(duì)比曲線以應(yīng)力方向定井排走向與地應(yīng)力夾角90°與地應(yīng)力夾角45°與地應(yīng)力夾角0°基礎(chǔ)井網(wǎng)1、建立適配井網(wǎng)，完善注采結(jié)構(gòu)純17-1塊C3-5層系井網(wǎng)適配部署圖二O一一年十一月純17-1塊C1-2井網(wǎng)形式部署圖以砂體展布定井網(wǎng)井距01002003004000102030405060空氣滲透率，10-3μm2極限控制井距，m(30,215)(10,112)純化油田技術(shù)極限井距計(jì)算圖版純化油田經(jīng)濟(jì)極限井距計(jì)算圖版1、建立適配井網(wǎng)，完善注采結(jié)構(gòu)更加注重剩余油量化研究加大了主力單元模型化，64個(gè)開發(fā)單元95%已有完成地質(zhì)模型，利用數(shù)模量化剩余油分布。加大了動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)力度，飽和度測(cè)井15口/年，吸水剖面50-60口/年，壓力測(cè)試60-80口/年；建立了不同油藏水淹層識(shí)別圖版；量化剩余油分布油組小層砂層層段0.460.480.520.54純26塊含水率模型純6塊精細(xì)地質(zhì)模型純26塊各小層剩余油分布圖以剩余飽和度定投產(chǎn)層位剩余油飽和度1、建立適配井網(wǎng)，完善注采結(jié)構(gòu)電阻率（Ω.m）AC(μs/ft)電阻率（Ω.m）AC(μs/ft)C1組長(zhǎng)石粉砂巖水淹層識(shí)別圖版C4組泥灰?guī)r水淹層識(shí)別圖版1492m4642m1490m1587m1765m1576m1724m1601m1642m累油1462噸純11-斜87井開發(fā)曲線純11-斜87井測(cè)井曲線圖電阻率Ω.mC1S3X34按照C1組砂巖標(biāo)準(zhǔn)為特強(qiáng)水淹；從巖性上看為灰質(zhì)粉砂巖，重新解釋為油層。建立了不同巖性水淹層的評(píng)價(jià)圖版指導(dǎo)油井投產(chǎn)以剩余飽和度定投產(chǎn)層位1、建立適配井網(wǎng)，完善注采結(jié)構(gòu)以剩余飽和度定投產(chǎn)層位純32-26測(cè)井圖C2-H1C1純12-純32-18井含油飽和度分布圖純12-純32-18井滲透率分布圖C12C12-124C12-121C32-18C12C12-124C12-121C32-18純32-26井開發(fā)曲線208m563m856m通過(guò)變密度射孔均衡層間物性、含水差異高含水淹層避射；低動(dòng)用層、物性差層增加射孔密度。C1組水淹程度高，射孔C2-H1,C3-5組物性差，增加射孔密度。1、建立適配井網(wǎng)，完善注采結(jié)構(gòu)純25塊地層壓力分布圖C25X13C25X18C25X13-C25X18導(dǎo)流系數(shù)分布圖C1C2C3C4C5以導(dǎo)流能力定工藝措施純25塊沙四上儲(chǔ)層滲透率分布圖

多層合采時(shí)總的產(chǎn)液量為：層數(shù)物性生產(chǎn)壓差根據(jù)儲(chǔ)層物性、地層能量保持狀況、含水狀況制定投產(chǎn)措施。1、建立適配井網(wǎng)，完善注采結(jié)構(gòu)純25塊注采開發(fā)曲線+7+45+35-47%+3+74純25塊平均新井產(chǎn)量情況部署新井7口，日增油35噸，綜合含水下降47%，區(qū)塊開發(fā)效果得到明顯提升。通過(guò)精細(xì)注采完善，實(shí)現(xiàn)了邊際區(qū)塊的高效開發(fā)。注采對(duì)應(yīng)率變化曲線開發(fā)指標(biāo)明顯變好典型區(qū)塊純25塊構(gòu)造井位圖1、建立適配井網(wǎng)，完善注采結(jié)構(gòu)保持油水比例不變,以不同總流速驅(qū)替油水驅(qū)替速率比1:1油水驅(qū)替速率比1:10油水驅(qū)替速率比1:20相同的流速下，油相需要更高的啟動(dòng)壓力。2、提高注入壓力，確保按需注水隨著驅(qū)替速率的增加，啟動(dòng)壓力梯度逐漸降低，開發(fā)初期通過(guò)提高泵壓保證注水效果。巖心號(hào)氣測(cè)K(毫達(dá)西)油水驅(qū)替比例1：11：101：20殘余油下水驅(qū)實(shí)驗(yàn)結(jié)果83-3-20.556含水飽和度0.54780.63050.66530.7011啟動(dòng)壓力梯度(MPa/cm)0.008410.00710.00600.004683-5-121.762含水飽和度0.52240.59290.66060.7217啟動(dòng)壓力梯度(MPa/cm)0.006240.00510.00430.003683-5-72.302含水飽和度0.53170.61820.67380.7352啟動(dòng)壓力梯度(MPa/cm)0.004440.00390.00320.002389-3-114.1229含水飽和度0.55210.64140.68420.7411啟動(dòng)壓力梯度(MPa/cm)0.001840.00150.00140.001383-4-57.396含水飽和度0.50370.62010.67110.7502啟動(dòng)壓力梯度(MPa/cm)0.001370.00120.00110.0009不同驅(qū)替速率兩相啟動(dòng)壓力實(shí)驗(yàn)結(jié)果匯總表（高89）2、提高注入壓力，確保按需注水

假設(shè)在注水井周圍形成穩(wěn)定的流動(dòng)區(qū)域，水井注入量為Q，注水井和生產(chǎn)井距為2R，考慮啟動(dòng)壓力梯度，計(jì)算井口注入壓力：利用考慮啟動(dòng)壓力注水壓力計(jì)算公式確定室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果：井控半徑地層系數(shù)啟動(dòng)壓力純111井區(qū)構(gòu)造圖純103井區(qū)構(gòu)造圖增壓注水見效油井生產(chǎn)情況統(tǒng)計(jì)表計(jì)算純103塊井口注入壓力為30.5MPa，將系統(tǒng)壓力提高到32MPa，實(shí)現(xiàn)按需注水。2、提高注入壓力，確保按需注水低滲油藏存在邊界層，有效孔喉半徑小，液相滲透率只有空氣滲透率的1/10，必須確保注優(yōu)質(zhì)水。3、強(qiáng)化水質(zhì)管理，確保注合格水粘土礦物含量與邊界層厚度關(guān)系低滲透典型單井孔喉特征參數(shù)統(tǒng)計(jì)表純梁低滲透油藏分油藏類型水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)油藏類型滲透率分級(jí)動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量區(qū)塊水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)固體顆粒直徑一般低滲透10mD～50mD6680純6、純17、純7、純32、純2、純69等A2≤1.5特低滲透3mD～10mD4615純103、樊151、樊144、樊147、高890、梁24、純107等A1≤1致密油≤3mD1197樊154、樊128等A1≤0.5水源供往油田供往注水站精細(xì)過(guò)濾裝置過(guò)濾方式水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)是否達(dá)標(biāo)首站純化純化及小營(yíng)油田純一注、純二注、純?nèi)?、純四注、純五注、純六注、純九注、?5注、小營(yíng)注、純七注、純八注、純十注純一注、純五注、純七注、純八注、小營(yíng)注兩級(jí)沉降（改性）+鈦金屬膜過(guò)濾A2√樊家輸油站污水大蘆湖油田樊一注樊一注沉降除油+SSF+金屬膜過(guò)濾A1√就地分離污水+清水F41塊樊五樊41沉降除油+金剛砂+金屬膜過(guò)濾A1√明化鎮(zhèn)清水純化外圍、梁家樓外圍、大蘆湖、喬莊、正理莊、高青梁24、純107、梁228注、樊120、樊120-3

無(wú)A2√樊147注、高890注、樊二注、樊128注、樊147、高890、樊二注、樊128鈦金屬膜過(guò)濾A1√樊154注、梁203注、梁四注、樊六注、喬二注樊六注鈦金屬膜過(guò)濾A2√純梁低滲透精細(xì)過(guò)濾裝置開展水質(zhì)大調(diào)查，確定水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)3、強(qiáng)化水質(zhì)管理，確保注合格水源頭抓水質(zhì)優(yōu)化首站污水加藥方案改造樊家站污水處理系統(tǒng)1×500m3一次除油罐新建1×100m3緩沖罐改造2×200m3混凝沉降罐改造金屬膜新建200m3外輸水罐新建樊1注提升泵新建核桃殼新建樊2注金剛砂新建減少污泥量28.9噸/天方水費(fèi)用降低0.5

元序號(hào)加藥位置藥劑名稱投加濃度

（mg/l)加藥量

（t/d)加藥方式1混合反應(yīng)罐30%NaOH溶液100020.5連續(xù)2混合反應(yīng)罐助凝劑4.00.08連續(xù)3二次罐進(jìn)口殺菌劑350.74每三天沖擊4過(guò)濾罐進(jìn)口清洗劑1.10.75連續(xù)調(diào)整藥劑配方3、強(qiáng)化水質(zhì)管理，確保注合格水優(yōu)化首站污水藥劑配方

30%NaOH溶液替代堿度

調(diào)節(jié)劑(Ca(OH)2+NaOH)加強(qiáng)現(xiàn)場(chǎng)藥劑質(zhì)量檢測(cè)確保關(guān)鍵設(shè)備運(yùn)行時(shí)率100%污水站健全沿程水質(zhì)監(jiān)控系統(tǒng)健全監(jiān)控網(wǎng)絡(luò)，建立預(yù)警機(jī)制沿程控水質(zhì)建立三級(jí)水質(zhì)分析制度建立月度考核兌現(xiàn)制度5座污水處理站，17座注水站，35座配水間，38口注水井監(jiān)控系統(tǒng)加大注水站及管線清洗力度2015年下半年采油廠儲(chǔ)水罐清洗53座，占采油廠總罐數(shù)76座的70%。3、強(qiáng)化水質(zhì)管理，確保注合格水對(duì)純五注、純一注、高890注、樊147注、純七注等4座注水站精細(xì)過(guò)濾裝置濾芯進(jìn)行清洗。對(duì)樊一注、樊147注、高890注水管網(wǎng)系統(tǒng)采用表活劑+殺菌劑進(jìn)行了化學(xué)方式清理。對(duì)純一注、純二注、純八注等10座注水站管網(wǎng)系統(tǒng)采用“高壓氣脈沖”物理法清洗。實(shí)行采油廠月度分析、三級(jí)單位旬度分析、水處理站（班組）日分析制度井口保水質(zhì)井口水質(zhì)達(dá)標(biāo)率固定洗井流程可回收式方池子活動(dòng)罐車組3、強(qiáng)化水質(zhì)管理，確保注合格水定期洗井與按需洗井相結(jié)合根據(jù)每一口水井的具體情況，

配套了固定洗井流程、可回收

式方池子、活動(dòng)罐車組等洗井方式采用大排量洗井、氮?dú)庵乓皇嵌侨菑?qiáng)化洗井（mg/L）（mg/L）

樊29塊屬于低滲透油藏，今年通過(guò)水質(zhì)改性，并加強(qiáng)水質(zhì)管理，定期清罐、沖洗管線、水井洗井，有效改善了注水水質(zhì)，目前井口水質(zhì)A1級(jí)，滿足油藏需求。注水站出口水質(zhì)化驗(yàn)指標(biāo)注水井井口水質(zhì)化驗(yàn)指標(biāo)（樊8-14）樊29塊吸水指數(shù)、啟動(dòng)壓力變化曲線注污水注水站改造后注清水（污改清）注污水注水站改造后注清水（污改清）樊29塊自然遞減變化圖自然遞減（%）3、強(qiáng)化水質(zhì)管理，確保注合格水樊29塊構(gòu)造井位圖1、加大水井工作量，建立有效水驅(qū)井網(wǎng)一是明確欠注原因，攻欠增注層內(nèi)差異：層內(nèi)非均質(zhì)性和含水飽和度有差異，機(jī)械分層無(wú)法實(shí)現(xiàn)層間差異：不同層系巖性、物性、非均質(zhì)性有差異，需分層系改造巖性差異：巖性差異對(duì)酸液體系選擇要求高

機(jī)械分層酸化工藝化學(xué)分層酸化工藝優(yōu)選酸液體系：復(fù)合酸解除近井污染，多氫酸基質(zhì)深部酸化）泵壓低升壓儲(chǔ)層物性差酸化增注油層堵塞儲(chǔ)層改造分層欠注欠注層增注炮眼堵塞氮?dú)夥蹬旁鲎?duì)策酸化增注工藝優(yōu)化（二）更加注重井網(wǎng)重建，增加水驅(qū)控制儲(chǔ)量2015年實(shí)施增注井34口，措施有效率88.2%，日增注水量995m3，2015年單井增注費(fèi)用由18萬(wàn)元降到12萬(wàn)元，對(duì)應(yīng)20個(gè)油井見效，日增油18.5噸，累增油2622噸。分酸分注一體化管柱問(wèn)題增注方法二是加強(qiáng)分層注水，減輕層間干擾細(xì)化層間矛盾,利用補(bǔ)償錨定技術(shù)、分酸分注一體化技術(shù)改善層間吸水差異。1、加大水井工作量，建立有效水驅(qū)井網(wǎng)C26-68井滲透率柱狀圖C26-68井組日度注采曲線1245m1201m1258m1236m+0.8t75%分注前分注前C26-68合注吸水剖面三率示范區(qū)（純26塊）自然遞減率（%）C26-68分注吸水剖面C26-68井區(qū)構(gòu)造圖C26-68井分注管柱全力加大水井工作力度低滲油藏注采對(duì)應(yīng)率低滲油藏分注率低滲油藏層段合格率%%%

2015年實(shí)施水井93口（投轉(zhuǎn)注17口），增加日注水量1711m3，日增油26.6噸，增加/恢復(fù)水驅(qū)儲(chǔ)量233.5萬(wàn)噸。水井工作量柱狀圖（m3）井次（口）增加日注水量柱狀圖1、加大水井工作量，建立有效水驅(qū)井網(wǎng)采油廠低滲透油藏停產(chǎn)油井統(tǒng)計(jì)表采油廠低滲透油藏停注水井統(tǒng)計(jì)表井網(wǎng)完善是保證低滲透油藏高效開發(fā)的關(guān)鍵，低油價(jià)下，停產(chǎn)井恢復(fù)重建井網(wǎng)是提高開發(fā)效益的有效手段。2、加強(qiáng)停產(chǎn)井治理，恢復(fù)水驅(qū)控制井網(wǎng)停產(chǎn)原因井網(wǎng)是否需要井?dāng)?shù)影響日油（噸)損失儲(chǔ)量（萬(wàn)噸）損失可采儲(chǔ)量

（萬(wàn)噸）套壞停產(chǎn)是2614.3106.612.7否42.2182小計(jì)3016.5124.614.7低產(chǎn)低液是3612.212611.2否12444.43小計(jì)4816.2170.414.2高含水停產(chǎn)是3311.9158.412.5否51.717.51.9小計(jì)3813.5175.914.4地面限制是271497.210.8否31.611.71.2小計(jì)3015.6108.912其他是5410.8818.1否12024.018018小計(jì)17434.826126.1小計(jì)是17663.2569.255.3否14433.5271.626.1合計(jì)32096.7840.881.4停注原因井網(wǎng)是否需要井?dāng)?shù)影響日注（立方米)損失水驅(qū)儲(chǔ)量（萬(wàn)噸）套壞停產(chǎn)是14183.4102.2否0

小計(jì)14183.4102.2欠注是2496115.2否154.6小計(jì)25101119.8地面限制是662.432.4否

小計(jì)662.432.4無(wú)功注水是2721656.7否3186小計(jì)3023462.7其他是147735否2011050小計(jì)443.212.8小計(jì)是85634.8341.5否2413360.6合計(jì)109767.8402.1酸化補(bǔ)孔卡封純梁采油廠措施增油界限圖版停產(chǎn)井治理思路分析停產(chǎn)停注原因，按照“效益優(yōu)先”、“恢復(fù)失控儲(chǔ)量”的原則，強(qiáng)化挖潛潛力評(píng)價(jià)，注重層系井網(wǎng)的重建，加強(qiáng)工藝適應(yīng)性評(píng)價(jià)，制定合理的技術(shù)對(duì)策，深挖停產(chǎn)井增效潛力。扶停原則統(tǒng)籌考慮井網(wǎng)完善優(yōu)先考慮經(jīng)濟(jì)效益單井經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)井組潛力評(píng)價(jià)單井技術(shù)對(duì)策綜合考慮工藝適應(yīng)性提前落實(shí)地面可行性工農(nóng)關(guān)系處理治理思路有恢復(fù)潛力的停產(chǎn)油井106口，影響日油46.6噸，損失儲(chǔ)量417萬(wàn)噸，損失可采儲(chǔ)量41.3萬(wàn)噸，資產(chǎn)凈值為

2.67億元；

有恢復(fù)潛力的停注水井45口，影響日注水量374m3，損失水驅(qū)儲(chǔ)量209.5萬(wàn)噸，資產(chǎn)凈值為0.37億元。

停產(chǎn)井恢復(fù)潛力2、加強(qiáng)停產(chǎn)井治理，恢復(fù)水驅(qū)控制井網(wǎng)治理對(duì)策挖潛重點(diǎn)方向技術(shù)對(duì)策縱向挖潛高滲層水淹狀況主水淹、主流線高液高含水低液高含水低液低含水泥質(zhì)堵塞、污染卡封、補(bǔ)孔，釋放非主力層潛力完善注采井網(wǎng)、非主流線方向、非主力層挖潛酸化引效、防砂低液原因、非主力層挖潛主力層水淹狀況儲(chǔ)層連通性作業(yè)污染、出砂停產(chǎn)原因水質(zhì)差儲(chǔ)層物性差改善源頭沿程水質(zhì)，酸化解堵欠注井況差套損酸化改造、單體增壓泵系統(tǒng)升壓泵壓低換套、大修、水泥封堵、膨脹管補(bǔ)貼地面原因井口刺漏換井口主要矛盾技術(shù)對(duì)策關(guān)停原因停產(chǎn)油井治理對(duì)策停注水井治理對(duì)策2、加強(qiáng)停產(chǎn)井治理，恢復(fù)水驅(qū)控制井網(wǎng)低滲透油藏扶停油井潛力統(tǒng)計(jì)表(50$/bbl)低滲透油藏扶停水井潛力統(tǒng)計(jì)表(50$/bbl)措施類別井次（口）日增油（噸)平均單井日增油（噸）恢復(fù)動(dòng)用儲(chǔ)量（萬(wàn)噸）恢復(fù)水驅(qū)儲(chǔ)量（萬(wàn)噸）恢復(fù)可采儲(chǔ)量（萬(wàn)噸）卡封11224.493.293.28.6套損治理7103.452.852.85.8檢泵恢復(fù)1118.43.686.686.69.4補(bǔ)孔7175.657576.4小計(jì)3667.417289.6289.630.2項(xiàng)目井次日增注（口）恢復(fù)水驅(qū)儲(chǔ)量（萬(wàn)噸）恢復(fù)可采儲(chǔ)量（萬(wàn)噸）預(yù)計(jì)對(duì)應(yīng)油井（口）

初增油（噸）累增油（噸）檢管增注123601025.810.41768檢管分注412032.82.61.4238大修封堵412026.631.4238轉(zhuǎn)注2602143510其它824057.262.2374小計(jì)30900239.621.418.43128采油廠2015年停產(chǎn)井恢復(fù)效果統(tǒng)計(jì)初期日增油實(shí)施油井16口38噸目前平均單井日油1.5噸恢復(fù)動(dòng)用儲(chǔ)量102.8萬(wàn)噸恢復(fù)可采儲(chǔ)量23.2噸當(dāng)年利潤(rùn)592萬(wàn)元純63-斜8井開發(fā)曲線圖打撈酸化恢復(fù)C71-6井日度生產(chǎn)曲線層位C1-51457m1638m1544m1462m按照油水井一體治理思路完善井網(wǎng)日液（t）日油（t）含水（%）注水（m3

）2、加強(qiáng)停產(chǎn)井治理，恢復(fù)水驅(qū)控制井網(wǎng)實(shí)施水井15口恢復(fù)水驅(qū)儲(chǔ)量112.5萬(wàn)噸液面（m）C71-39C71-6C63X8C63-4純69塊構(gòu)造井位圖低滲透油藏調(diào)配原則（三）更加注重油藏動(dòng)態(tài)分析，精細(xì)注采調(diào)配（%）含水與含水上升率、采出程度關(guān)系曲線含水上升率采出程度含水在40％左右時(shí)采出程度增速變緩。無(wú)因次采油指數(shù)大幅度下降。可采儲(chǔ)量大部分都在低含水期采出。延長(zhǎng)低含水采油期或無(wú)水采油期至關(guān)重要。無(wú)因次采油指數(shù)、無(wú)因次采液指數(shù)曲線（%）含水上升率采出程度低滲油藏滲透率低、提液難度大中低含水階段采出程度高平面注水方向性強(qiáng)、縱向單層突進(jìn)嚴(yán)重，注水利用率低控含水?dāng)U波及調(diào)配原則儲(chǔ)層改造進(jìn)一步加劇了低滲透油藏非均質(zhì)性，波及面積減小。不同滲透率極差下波及系數(shù)改造前級(jí)差5.6級(jí)差22.7改造后樊147塊壓裂前滲透率分布直方圖樊147塊壓裂后滲透率分布直方圖綜合含水（%）年產(chǎn)油量（萬(wàn)噸）樊12塊含水與采出程度關(guān)系曲線采出程度（%）開發(fā)實(shí)踐表明超過(guò)60%的可采儲(chǔ)量在低含水期采出。（三）更加注重油藏動(dòng)態(tài)分析，精細(xì)注采調(diào)配C6-9C17-19C17-53C17-22C6-10C17-64C17-31C17-3C7N19C375.8%42.2%純17西區(qū)C1-3組含水率分布圖純17西區(qū)C4-5組含水率分布圖中強(qiáng)淹中等水淹純17塊純6-9——純7N19井剩余油飽和度圖純化油田西區(qū)沙四上平面物性分布圖

K>30×10-3

m2

K<10×10-3

m2

K=10-30×10-3

m2

（三）更加注重油藏動(dòng)態(tài)分析，精細(xì)注采調(diào)配調(diào)配原則：分層系矢量調(diào)配，控制高滲層單層突進(jìn)，擴(kuò)大層間波及系數(shù)（1）薄互層分層系矢量調(diào)配原則H1H3H4H5井網(wǎng)較完善溫和波動(dòng)注水，注采比保持在1.2見效井區(qū)不見效井區(qū)高部位溫和注水，低部位加強(qiáng)注水，提高注采比2.2高注采比，邊部加強(qiáng)注水中含水階段，含水上升快控制注采比1.0，周期注水H52、H53層單一、相對(duì)較厚控制注采比0.95，油水井聯(lián)動(dòng)層系特點(diǎn)2015調(diào)配原則純26塊紅三組構(gòu)造井位圖純26塊紅四組構(gòu)造井位圖邊低部加強(qiáng)注水不見效區(qū)高注采比2.9見效井區(qū)注采比2.2，水井周期注水C26X01C26-42C26-10C26X11C26-17C26X06水井周期注水同一排水井同周期相鄰井排高低注不同期高低高低（三）更加注重油藏動(dòng)態(tài)分析，精細(xì)注采調(diào)配調(diào)配原則：分層系矢量調(diào)配，控制高滲層單層突進(jìn)，擴(kuò)大層間波及系數(shù)（1）薄互層裂縫方向井網(wǎng)不完善樊29塊43小層剩余油分布8-188-148-128-5098-88-108-51142434445剩余油主要在油藏的頂部富集排狀波動(dòng)注水機(jī)理穩(wěn)定注水時(shí)的水驅(qū)示意圖波動(dòng)注水時(shí)的水驅(qū)示意圖水井水井強(qiáng)注弱注水井井排水井井排弱注強(qiáng)注水井井排水井井排剩余油分布示意圖調(diào)配原則：變井排波動(dòng)注水，控制主流線方向水線推進(jìn)速度，擴(kuò)大井排間波及。（三）更加注重油藏動(dòng)態(tài)分析，精細(xì)注采調(diào)配（2）厚層低滲序號(hào)模式累采油(104m3)采出程度(%)含水(%)1平行裂縫139.2929.7952垂直裂縫142.1130.3953平行垂直交替144.4530.895不同井排波動(dòng)下采出程度統(tǒng)計(jì)表升升降+4.6t升+39m3樊29塊月度開發(fā)曲線（三）更加注重油藏動(dòng)態(tài)分析，精細(xì)注采調(diào)配調(diào)配原則：變井排波動(dòng)注水，控制主流線方向水線推進(jìn)速度，擴(kuò)大井排間波及。（2）厚層低滲調(diào)配原則：分井組均衡驅(qū)替，擴(kuò)大非主應(yīng)力方向波及，延長(zhǎng)低含水采油期。樊147-樊151塊有效厚度等值圖壓裂裂縫產(chǎn)狀對(duì)水驅(qū)油效果影響的模擬曲線樊147-樊151塊滲透率等值圖裂縫竄通暴性水淹樊144-20井組注采曲線（三）更加注重油藏動(dòng)態(tài)分析，精細(xì)注采調(diào)配（3）特低滲透高890-22吸水剖面高890-21小層滲透率水竄井組注采耦合常規(guī)井組波動(dòng)注水（三）更加注重油藏動(dòng)態(tài)分析，精細(xì)注采調(diào)配調(diào)配原則：分井組均衡驅(qū)替，擴(kuò)大非主應(yīng)力方向波及，延長(zhǎng)低含水采油期。（3）特低滲透穩(wěn)升井組指標(biāo)穩(wěn)升單元指標(biāo)自然遞減指標(biāo)含水上升率

水驅(qū)指數(shù)存水率低滲透油藏開發(fā)形勢(shì)得到有效改善（三）更加注重油藏動(dòng)態(tài)分析，精細(xì)注采調(diào)配（1）釋放非主力層產(chǎn)能純6塊各小層滲透率分布圖純6塊各小層砂體厚度分布圖（mD）（m）純6塊純1-2組非主力層砂體分布圖純6塊純1-2組非主力層剩余油飽和度分布圖在效益評(píng)價(jià)的基礎(chǔ)上，剖析低效井的原因，加強(qiáng)非主力層潛力論證，優(yōu)化剩余油富集、具有較好增油效果的層進(jìn)行補(bǔ)孔，釋放油井產(chǎn)能，使無(wú)效變有效。純6塊純非主力層剩余油豐度分布圖挖潛對(duì)策：加強(qiáng)論證（四）更加注重低成本技術(shù)應(yīng)用，精細(xì)層間效益挖潛補(bǔ)孔、封堵、調(diào)剖剩余油分布狀況隔夾層分布產(chǎn)能論證壓力保持水平C6NX31純6-更斜31井測(cè)井圖C6-39C6-26C6NX31C6-7C11C12C21C24C6NX31井組C23+4小層剩余油飽和度圖C6-39——C6-7井剩余油剖面圖主力層C11、C12小層特強(qiáng)水淹，補(bǔ)孔C13、C21、C22、C23、C24等非主力層。純6-更斜31井生產(chǎn)曲線累油：1095噸累水：6684噸598m867m972m550m1018m1017m1330m1298m1414m1385m2.62.3年增油

（t）油價(jià)（＄/bbl）不同油價(jià)下補(bǔ)孔措施極限年增油2015年低滲油藏補(bǔ)孔挖潛21口，40$/bbl時(shí)，18口井在利潤(rùn)區(qū)以上，當(dāng)年累增油0.98萬(wàn)噸，實(shí)現(xiàn)利潤(rùn)738.4萬(wàn)元。（1）釋放非主力層產(chǎn)能C13C24C21C22C23ML1/ML2R4主力層非主力層（四）更加注重低成本技術(shù)應(yīng)用，精細(xì)層間效益挖潛存在問(wèn)題巖性復(fù)雜層間非均質(zhì)性強(qiáng)常規(guī)酸化增產(chǎn)效益差對(duì)策分層酸化提效果改進(jìn)施工管柱降費(fèi)用純25塊各小層滲透率分布純25塊各小層隔層厚度分布圖（m）（mD）（2）利用分層酸化縮小層間差異深部酸化：潛在酸能發(fā)生多級(jí)反應(yīng)，逐步生產(chǎn)酸再與巖石作用，釋放H+離子的速度比鹽酸直接釋放H+離子慢，因而酸巖反應(yīng)慢，實(shí)現(xiàn)深部處理。6CH20+4NH4XC6H12N4+4HX+6H2O高滲層處理低滲層處理時(shí)間壓力（MPa）轉(zhuǎn)向分層：施工中酸液優(yōu)先進(jìn)入高滲層，因稠化作用提高儲(chǔ)層注入壓力，迫使酸液進(jìn)入低滲層。層多、層薄、地層壓力差異大水淹級(jí)別差異大連通閥+水力錨+K344封隔器節(jié)流開關(guān)1K344封隔器節(jié)流開關(guān)2酸化球座酸化施工管柱圖連通閥+水力錨+1、2級(jí)Y341封隔器開關(guān)13級(jí)Y341封隔器開關(guān)2酸化球座優(yōu)化改進(jìn)（四）更加注重低成本技術(shù)應(yīng)用，精細(xì)層間效益挖潛自主研發(fā)稠化潛在酸純35-12井酸化實(shí)時(shí)施工參數(shù)圖鹽酸下層施工上層施工鹽酸復(fù)合酸稠化潛在酸下層表皮系數(shù)變化上層表皮系數(shù)變化酸化過(guò)程中表皮系數(shù)變化趨勢(shì)

2015年實(shí)施老井酸化9井次，措施有效率88.9%，累計(jì)增油1780噸，實(shí)施補(bǔ)孔酸化井23井次，措施有效率78.8%，累計(jì)增油6650噸。同去年相比，平均單井降低成本10.2萬(wàn)元。酸化井噸油成本變化圖補(bǔ)孔酸化井噸油成本變化圖噸油措施成本（元/噸）噸油措施成本（元/噸）325元/噸281元/噸提高了儲(chǔ)層改造效果，增加了開發(fā)效益（2）利用分層酸化縮小層間差異（四）更加注重低成本技術(shù)應(yīng)用，精細(xì)層間效益挖潛C25X18井測(cè)井圖分層酸化C2C3C4C5純25-斜18井各小層滲透率分布圖1592m884m1600m1722m1023m1587m10.5t6.6t累油2408噸C2-3C4-5（mD）（2）利用分層酸化縮小層間差異第一層第二層純25塊構(gòu)造井位圖（四）更加注重低成本技術(shù)應(yīng)用，精細(xì)層間效益挖潛純2-36測(cè)井圖C1C2C3C5C4S3X-C1封堵S3X-C2純2-36井構(gòu)造井位圖96.1%65.2%純2-36井生產(chǎn)曲線（四）更加注重低成本技術(shù)應(yīng)用，精細(xì)層間效益挖潛封堵炮眼：利用超細(xì)水泥封堵，挖潛層間剩余油（3）推廣低成本封堵技術(shù)封堵強(qiáng)水淹層，酸化非主力層，日增油5.8噸。（4）推廣低成本水井調(diào)剖技術(shù)（四）更加注重低成本技術(shù)應(yīng)用，精細(xì)層間效益挖潛針對(duì)純化油田含水小層多、層間壓差的問(wèn)題，優(yōu)化堵調(diào)工藝，降低層間壓差，實(shí)現(xiàn)均衡水驅(qū)，有效注水。協(xié)調(diào)層間差異封堵高滲層微球調(diào)剖封堵炮眼微球調(diào)剖（1）微球調(diào)剖（2）不同油價(jià)下封堵措施極限年增油年增油

（t）油價(jià)（＄/bbl）C25-3純17塊西區(qū)C1-3構(gòu)造井位圖純25-3調(diào)后吸水剖面純25-3調(diào)前吸水剖面C25-3井日度注采曲線C17X241863m1383m1017m1063m3.22.5對(duì)應(yīng)井組年增油215噸擬滲流阻力系數(shù)純25-3井區(qū)擬滲流阻力分布圖為實(shí)現(xiàn)層間吸水差異，通過(guò)微球調(diào)剖減少擬滲流阻力系數(shù)差異。（四）更加注重低成本技術(shù)應(yīng)用，精細(xì)層間效益挖潛微球調(diào)剖優(yōu)點(diǎn)缺點(diǎn)主吸層仍需注水，隔層無(wú)法滿足層間分注，層內(nèi)調(diào)堵可不動(dòng)管作業(yè)、原材料價(jià)格適中（4-7萬(wàn)/口）封堵程度不好控制（4）推廣低成本水井調(diào)剖技術(shù)微球調(diào)剖（四）更加注重低成本技術(shù)應(yīng)用，精細(xì)層間效益挖潛（4）推廣低成本水井調(diào)剖技術(shù)封堵炮眼機(jī)理：用懸浮液攜帶表面涂有樹脂的顆粒小球注入油井射孔井段，懸浮液進(jìn)入地層，涂樹脂的顆粒小球由于直徑較大不能進(jìn)入地層而過(guò)濾堆積在炮眼處，高壓下形成致密濾餅，在地層溫度和井筒與地層之間的高壓差作用下，經(jīng)壓實(shí)固化作用，形成耐溫耐壓的堅(jiān)硬栓塞，從而將炮眼有效封堵。優(yōu)點(diǎn)：不需要鉆塞，施工候凝24～48小時(shí)后，用原封堵管柱將套管中的堵劑沖出。減少了鉆塞、刮管等工序，若一次封堵失敗，可不動(dòng)管柱，利用原封堵管柱進(jìn)行二次封堵?？山档妥鳂I(yè)費(fèi)用30%～50%，減少1/3～1/2的作業(yè)時(shí)間封堵層封堵層封堵層示意圖（四）更加注重低成本技術(shù)應(yīng)用，精細(xì)層間效益挖潛（4）推廣低成本水井調(diào)剖技術(shù)封堵炮眼CNX2井施工前后注水曲線CNX2井區(qū)構(gòu)造井位圖(C3-5)CNX2井測(cè)井圖C1C2C3C4C5CNX2相對(duì)吸水量（前）純2塊分小層滲透率柱狀圖CNX2吸水指數(shù)變化曲線注水量（m3/d）注水壓力（MPa油井卡封封堵井次油井卡封封堵初增油油井卡封封堵年增油水井調(diào)剖封堵井次水井調(diào)剖封堵對(duì)應(yīng)油井初增油油井卡封封堵年增油

水井封堵調(diào)剖11井次，對(duì)應(yīng)油井初期增加日油能力19.4噸，年增1915噸，平均單井年增油174噸，實(shí)現(xiàn)利潤(rùn)321.5萬(wàn)元。

油井卡封封堵井次10口，平均單井出增油2.0噸，單井年增油276噸，40$/bbl時(shí)，全部為效益產(chǎn)量，實(shí)現(xiàn)利潤(rùn)738.4萬(wàn)元。（四）更加注重低成本技術(shù)應(yīng)用，精細(xì)層間效益挖潛低滲透油井生產(chǎn)特點(diǎn)2015年純梁廠供排不協(xié)調(diào)井統(tǒng)計(jì)（2014.12）（口）（五）更加注重單井細(xì)胞管理，協(xié)調(diào)供排關(guān)系1、加強(qiáng)低效井治理低滲透油田部分單井液量低有三個(gè)方面的因素：油井結(jié)垢嚴(yán)重、存在層間干擾和部分井生產(chǎn)壓差不合理。對(duì)全廠低液井進(jìn)行分類，從機(jī)理上進(jìn)行低效原因剖析。液量（t）油井結(jié)垢層間干擾生產(chǎn)壓差不合理炮眼結(jié)垢儲(chǔ)層砂埋泥質(zhì)堵塞高能量、大沉沒(méi)度高能量、高含水流動(dòng)系數(shù)差異大壓力不均衡含水級(jí)別差異不同表皮系數(shù)下IPR曲線流壓（MPa）碳酸鈣Ksp=3.36×10-9碳酸鎂Ksp=6.82×10-6污水中碳酸鈣和碳酸鎂的預(yù)測(cè)結(jié)垢量均為為0.81mg/L，B＞0說(shuō)明有結(jié)垢趨勢(shì)。溫度對(duì)碳酸鈣、硫酸鹽溶解度的影響儲(chǔ)層結(jié)垢測(cè)算依據(jù)：樣品酸不溶物氧化鐵碳酸鈣碳酸鎂三氧化硫注水井水表垢樣19.8%28.0%25.1%2.0%0加藥井水表垢樣24.6%14.0%27.9%3.0%0純17塊現(xiàn)場(chǎng)垢物分析結(jié)果酸溶實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示，垢物的主要成分是碳酸鈣和氧化鐵。式中：B--水質(zhì)穩(wěn)定后水中碳酸鈣的結(jié)垢量，mol／L；

m,a--初始條件下水中Ca2+,CO32-的濃度，mol／L；

Ksp—CaCO3的溶度積；（1）油井結(jié)垢現(xiàn)象突出（五）更加注重單井細(xì)胞管理，協(xié)調(diào)供排關(guān)系以純41塊為例，

2014年檢泵作業(yè)33井次，作業(yè)頻次高達(dá)0.8，平均檢泵周期197天，2015年腐蝕結(jié)垢治理后檢泵周期增加至412天，延長(zhǎng)了215天。（2）多層開發(fā)層間干擾嚴(yán)重15mD10mD6mD2mD1mD概念模型設(shè)計(jì)K=15mDK=10mDK=2mD多層合采各小層產(chǎn)量多層合采各小層產(chǎn)量所占比例純化油田比采液指數(shù)與有效厚度關(guān)系曲線單采合采純23-4井測(cè)井圖改層C11-C52合采SPCONDR4ACML1/ML2C23-4井生產(chǎn)數(shù)據(jù)表C1C2C4C3C5（五）更加注重單井細(xì)胞管理，協(xié)調(diào)供排關(guān)系2015年實(shí)施層間干擾治理14口，初期日增油19.6噸，年累增油3943噸。（3）生產(chǎn)壓差不合理在低滲透油藏中，考慮啟動(dòng)壓力梯度和介質(zhì)變形的產(chǎn)量公式為：常規(guī)低滲透采油指數(shù)隨生產(chǎn)壓差變化曲線C17X67井組生產(chǎn)曲線泵加深、上調(diào)沖次1476m1398m1060m921m1023m沖次2.8，泵深1560m沖次2.8，泵深1800m沖次3.5△P(MPa）Q/△P（m3．d．MPa-1）（五）更加注重單井細(xì)胞管理，協(xié)調(diào)供排關(guān)系低滲透油藏采油指數(shù)隨生產(chǎn)壓差變化是先上升后下降，說(shuō)明低滲透油井存在合理的生產(chǎn)壓差。在低含水期，適當(dāng)放大生產(chǎn)壓差；在中高含水期，適當(dāng)控制生產(chǎn)壓差。（3）生產(chǎn)壓差不合理區(qū)塊整體提液與注采完善相結(jié)合增加注水量協(xié)調(diào)供排單井液量（t）單井日油（t）純6-3單元開發(fā)曲線完善注采井網(wǎng)提高注采比優(yōu)化供排關(guān)系注采耦合控含水單井沉沒(méi)度（m）恢復(fù)地層能量（五）更加注重單井細(xì)胞管理，協(xié)調(diào)供排關(guān)系純6-3構(gòu)造井位圖效益提升單井產(chǎn)量增加1.7噸無(wú)效低效2.2噸有效高效8.9萬(wàn)元維護(hù)投入增加實(shí)施后6.2萬(wàn)元實(shí)施前+2.7萬(wàn)元+0.5噸實(shí)施后實(shí)施前實(shí)施后實(shí)施前提高單井產(chǎn)能技術(shù)對(duì)策表利用檢泵時(shí)機(jī)，對(duì)低效井進(jìn)行維護(hù)性措施處理，提高單井產(chǎn)能。磨銑酸化沖/撈砂酸洗助排小泵深抽調(diào)整參數(shù)換大泵卡封封堵不協(xié)調(diào)表象治理對(duì)策14口7口25口5口22口9口6口4口油井結(jié)垢層間干擾生產(chǎn)壓差不合理平均單井累增油105噸，實(shí)現(xiàn)利潤(rùn)648萬(wàn)元。2015年實(shí)施92口（五）更加注重單井細(xì)胞管理，協(xié)調(diào)供排關(guān)系利用低滲透滲吸作用指導(dǎo)間開2、實(shí)施間歇采油創(chuàng)效采收率/%050100150200250滲透率/mD453525155巖心滲透率對(duì)滲吸驅(qū)油效果的影響滲吸速度滲吸速率變化曲線影響滲吸作用的因素（1）滲吸速度受滲透率、毛管力、壓差、粘度等因素的影響；（2）基質(zhì)滲透率越低、毛管半徑越小，毛管力越大滲吸速度越大；原油粘度越小，滲吸速度越大；壓差越大，滲吸速度越大。（五）更加注重單井細(xì)胞管理，協(xié)調(diào)供排關(guān)系間開測(cè)試匯總連續(xù)測(cè)試匯總井號(hào)測(cè)試日期測(cè)試時(shí)長(zhǎng)(h)產(chǎn)液量(t)動(dòng)液面（m）電量(kwh)間開制度測(cè)試日期測(cè)試時(shí)長(zhǎng)(h)產(chǎn)液量(t)動(dòng)液面（m）電量(kwh)T81-5111月20日141.28174698.420:00-10:001月21日241.441753159.36F21-221月24日182.0771721

6:00-12:001月25日242.9617371023月24日1.365

3月28日241.25

F231月24日205.1721737

6:00-10:001月25日245.38218641363月23日3.751750

3月30日

3.698

測(cè)不出91.23月25日3.968

3月31日3.83

F23-24月15日218.803測(cè)不出10218:30-21:304月19日2410.96測(cè)不出116.64月16日9.573

4月20日8.67

4月17日10.73

4月15日241.639測(cè)不出85.2F20-7184月11日205.856測(cè)不出7118:30-22:304月16日4.307

4月13日4.598

5月23日247.04

4月14日4.482

5月24日6.89

C16X45月19日226.31

19:00-21:005月25日7.03

5月20日5.60

5月26日6.77

5月21日6.32

5月27日6.63

5月22日6.06

5月28日6.8

間開井產(chǎn)液量測(cè)試表2、實(shí)施間歇采油創(chuàng)效一是制定合理的間開制度Q液<5噸間開不影響液量（五）更加注重單井細(xì)胞管理，協(xié)調(diào)供排關(guān)系Q液>10噸間開井液量下降5<Q液<10噸間開基本不影響液量，影響幅度小于6%2、實(shí)施間歇采油創(chuàng)效T81N3基礎(chǔ)信息表日液（t/d）1.2日油（t/d）0.7含水（%）38.5動(dòng)液面（m）1712泵深（m）1787.93泵徑（mm）44油層中深（m）2660.45混合液密度(g/cm3)0.91267沖程（m）4.3沖次（次）1.2泵效（%）30利用連續(xù)測(cè)液面確定停井時(shí)間利用合理沉沒(méi)度確定開井時(shí)間D:泵徑S:沖程ηo：泵效qo：間歇前產(chǎn)液量T開=10.1小時(shí)Atc：油套環(huán)空面積T81N3井液面恢復(fù)曲線（五）更加注重單井細(xì)胞管理，協(xié)調(diào)供排關(guān)系液面恢復(fù)曲線公式設(shè)為：所以

推得T停=X：液面y：泵深滲透率

（10-3um2）液量范圍（噸）地面情況井?dāng)?shù)（口）采油方式平均日液（噸）日油（噸）含水（%）液面（米）K>10>10進(jìn)流程或單井拉油距離近186連續(xù)采油18.92.586.811425<=K<105<=Q<10195長(zhǎng)開短停間歇采油7.22.466.715553<=K<5Q<5305對(duì)稱半周期間歇采油3.11.453.51765K<3Q<5115短開長(zhǎng)停間歇采油1.80.759.41861K<3Q<5單井拉油、邊遠(yuǎn)井45長(zhǎng)周期間歇采油1.30.748.41856合計(jì)

846

7.21.875.01605采油廠油井生產(chǎn)情況統(tǒng)計(jì)表2、實(shí)施間歇采油創(chuàng)效對(duì)液量小于10噸的井優(yōu)化間開制度。（五）更加注重單井細(xì)胞管理，協(xié)調(diào)供排關(guān)系二是由單井間開升級(jí)到區(qū)塊整體間開陸續(xù)全部實(shí)施間開高89地區(qū)構(gòu)造井位圖大蘆湖管理區(qū)流量計(jì)變化曲線單井間開區(qū)塊間開日油（噸）（五）更加注重單井細(xì)胞管理，協(xié)調(diào)供排關(guān)系類別時(shí)段電費(fèi)單價(jià)低谷時(shí)段23點(diǎn)-7點(diǎn)0.286平峰時(shí)段7點(diǎn)-8點(diǎn)，11點(diǎn)-15點(diǎn)，22點(diǎn)-23點(diǎn)0.7151高峰時(shí)段8-11點(diǎn)、15-19點(diǎn)1.1446

尖峰時(shí)段19點(diǎn)-22點(diǎn)1.21567根據(jù)山東省“削峰平谷電”政策，2015年對(duì)263口間開井進(jìn)行自動(dòng)啟停改造，利用電價(jià)波谷開井，實(shí)現(xiàn)降低職工勞動(dòng)強(qiáng)度的同時(shí)降低電費(fèi)。

2015年實(shí)施間開井492口，節(jié)約用22.1×104kw.h，與去年同期相比節(jié)約電費(fèi)400萬(wàn)元。三是智能化提升智能裝置（五）更加注重單井細(xì)胞管理，協(xié)調(diào)供排關(guān)系已改造水套爐升溫降壓效果對(duì)比井號(hào)日液t日油t含水%實(shí)施前實(shí)施后效果出口溫度回壓MPa出口溫度回壓MPa回壓下降CHC17-4X25.41.768410.8570.50.3CHC17-4X37.31.777400.8550.50.3CHC17X802.82.416401530.80.2CHC17X9321.525390.7560.450.25CHC17X6827.22.690.5340.9430.70.2LLC47P1229.116.344381450.80.2單井升溫效果普遍提高10℃以上！引射式預(yù)混燃燒器結(jié)構(gòu)示意圖產(chǎn)液量與回壓關(guān)系公式：實(shí)施6口井提高管輸日油1.4噸，經(jīng)濟(jì)效益23萬(wàn)元。冬防保溫難點(diǎn)：?jiǎn)尉毫康汀⒐芫€長(zhǎng)，管輸磨阻大3、加強(qiáng)技術(shù)革新升溫降壓提效擴(kuò)散式概念：燃?xì)馀c助燃劑（空氣）燃燒前不預(yù)先混合。特點(diǎn)：燃燒速度慢，燃燒強(qiáng)度低，火焰發(fā)黃溫度低；易形成“黑煙”污染大氣。燃?xì)饧訜釥t預(yù)混式概念：燃燒前，燃?xì)馀c助燃劑（空氣）進(jìn)行預(yù)先混合。特點(diǎn)：燃燒速度快，燃燒強(qiáng)度高，火焰發(fā)藍(lán)溫度高；燃燒較完全，不會(huì)形成黑煙污染大氣。創(chuàng)新（五）更加注重單井細(xì)胞管理，協(xié)調(diào)供排關(guān)系效益得到改善不同效益單元分類不同效益油井分類2015年純梁廠限虧指標(biāo)完成情況2015年純梁廠噸油完全成本（口）（元/噸

）（億元

）（個(gè)）（口）目錄一、低滲油藏存在問(wèn)題及潛力分析二、改善低滲油藏開發(fā)效益的主要做法三、下步攻關(guān)方向及展望1、特低滲透油藏增注技術(shù)結(jié)合孔喉形態(tài)特征及參數(shù)研究，開展超濾膜水質(zhì)處理+復(fù)合降壓增注（小分子表活劑）。一是攻關(guān)梁24塊超濾網(wǎng)膜增注技術(shù)注不進(jìn)注不進(jìn)欠注注不進(jìn)注不進(jìn)注不進(jìn)梁24塊4砂組井網(wǎng)分布圖梁24塊5-6砂組井網(wǎng)分布圖欠注區(qū)完成配注區(qū)欠注區(qū)完成配注區(qū)注不進(jìn)欠注區(qū)精細(xì)的過(guò)濾精度：0.03um超濾膜的海綿狀結(jié)構(gòu)圖超濾膜過(guò)濾顆粒直徑正態(tài)分布圖（一）下步攻關(guān)方向注不進(jìn)欠注注不進(jìn)注不進(jìn)注不進(jìn)注不進(jìn)注不進(jìn)-215純41-62井壓力統(tǒng)計(jì)二是攻關(guān)酸化解堵+表活劑增注技術(shù)純41塊早期水質(zhì)與地層配伍性差，造成后期地層堵塞嚴(yán)重，啟動(dòng)壓力逐年上升，水井欠注嚴(yán)重，下步在酸化解堵的基礎(chǔ)上，優(yōu)選表活劑開展增注試驗(yàn)。1、特低滲透油藏增注技術(shù)目前應(yīng)分而不能分注的原因：注水壓力超過(guò)3