延长石油2010年度油田注水工作会议报告(幻灯片).ppt

创新机制提水平 强化开发促效益 为开创注水开发工作新局面而努力奋斗 2010年度油田注水工作会议报告,各位领导、同志们： 大家好！ 今天，我们在这里召开靖边采油厂2010年油田注水开发工作会议，主要任务是贯彻落实油田公司和我厂2010年工作会议精神，全面回顾总结2009年注水工作，安排部署2010年各项工作。 下面，我就今天会议的主要任务讲以下三点:,一、2009年度注水工作回顾,回眸2009年，注水大队在厂党政的正确领导下和相关科室的大力配合与支持下，以采油厂对注水开发的总体要求为指导，以78万吨原油生产任务为动力，以“稳油控水、提高采收率”为核心，坚持“科学注水、平稳注水、精细注水”发展理念，强化注水基础管理，确保安全生产运行，健全注水工作制度，严格流程管理程序，认真开展各项工作，通过注水系统全体员工的共同努力，注水开发工作迈上了新台阶、实现了新跨越，圆满完成了全年注水工作任务。,2009年下达各类注水站注水任务336.9万m3，实际完成337.2万m3，完成计划任务100%，注水累积增产原油1.288万吨。 2009年维修队累计维修注水泵86台次、管道泵194台次、水源井59次、注水井口46次、配电柜25次，更换各类注水设备机油2672公斤、阀门40次、压力表、流量计93块，焊接注水管线41次，检修设备79次。 2009年从11月2日起，对1#、2#、3#、4#、5#、7#、9#七个注水站、17个撬装注水站的注水井口进行冬防保温工作，累计保温注水井口83个、水源井6个、外露管线1370米。 2009年油田公司下达我厂油水井测试任务310井次，调整任务后实际完成330井次，完成下达任务100%。其中吸水剖面238井次，示踪剂监测22井次，水驱前缘7井次，压力恢复23井次，压力降落4井次，注水井调驱10井次，注水井调剖3井次，注水井酸化解堵22井次。,2009年中心化验室严格落实与水质有关各项制度的执行情况，确保注入水水质达标，并建立水质资料库，完善了注入水水质考核办法，各站紧密配合化验室取样工作，同时对各联合站、注水站的注入水水质指标，注水管线的腐蚀、结垢等方面存在的问题，进行了现场调研、分析原因并提出了相应的解决方案，全年累计各类化验364次。 2009年积极引进注水开发新技术、新工艺，将微生物驱油技术同我厂注水区域地质特征及开发现状相结合，在三号注水站开展了微生物驱油试验，试验区域38口采油井在为期六个月的试验期间累积增油1069.5吨，单井平均在试验期间累积增油29.1吨，综合含水率下降1.4个百分点。 2009年实现污水回注245.8万m3，污水回注率大于80%，完成下达任务100%；油水井测试项目下调作业费用5%，节约资金34.75万元。,注水测试项目典型成果简要分析：,1、进行22井次酸化解堵，由于近井地带油层污染堵塞，致使该井井口压力升高，注水量下降，达不到配注量的要求，因此对注水井实施酸化解堵以实现降压增注的目的。见下表：,2、吸水剖面共进行了238井次，测试层位分别有延9、长2和长6三个油层。测试的目的为：通过对吸水剖面的测试，了解注水井的吸水层位，吸水程度以及吸水量，为下一步注采方案的调整和措施提供依据。吸水剖面测试结果显示，注水井全部为单层吸水，在射孔段部位相对吸水率为100%。射孔段吸水厚度较大，水线推进速度较均匀。示踪分析共进行了22井次，测试层位分布在延9、长2、长6三个油层。,3、压力恢复测试共进行了23井次，测试层位在延9、长2、长6油层。通过油井井底压力恢复曲线，计算油井表皮系数及当前情况下的油层参数，获得单井及附近区域的目前平均地层压力，为今后油田开发提供基础数据。,4、示踪剂测试的结果显示，整体上水线推进速度均衡，层内波及系数较大，证明目前的注水方案较合理，但个别井组间存在着较高的渗透条带或裂缝。通过示踪剂测试，表明注水开发区域油水井的联通情况良好，地层的渗流速度较大（一般大于6m/d）,平均渗透率较高，但没有发现断层。,效果分析：1、酸化后压力显著下降；2、注水量达到了配注要求；3、从整体看我厂酸化延安组的效果高于其他层位酸化效果。,通过对该井的现场监测及本次吸水剖面测井资料的综合分析得出如下结论： 1、本次测井由测井曲线分析，射孔井段为1011.11015米；吸水井段在1011.11015米，解释结果见下表。,靖54101井吸水剖面测井成果图,1本次解释用了eps和saphir两种试井解释软件分析，解释时，双对数曲线在经过短暂的前期段后，进入过渡段并出现短暂的径向流短。从压力恢复曲线来看该井测试后期恢复速率很小，压力已基本恢复平稳。综合各方面因素，本次分析采用了井筒加表皮效应的无限大边界均质油藏模型进行拟合，取得较好拟合结果。 2. 该井最后恢复压力为2.09mpa，试井解释外推地层压力为2.24mpa。 3井筒储集系数c为0.65m3/ mpa，说明这次测试井储效应对测试影响很小。 4解释地层有效渗透率为1.76md，渗透性差。 5总表皮系数st为-4.49，说明该井井筒、井壁周围无污染，建议继续做好油层保护措施，防止被污染。 6这次测试的探测半径为257m，为压力波及的范围，在该范围内未探测到明显的边界反映。 7拟合目前的地层压力为2.24mpa，压力百米梯度为0.27mpa/100m，地层能量偏低，温度百米梯度为4.02/100m，属于正常范围。,靖注41601-2井组动态监测情况,该井组位于沙子湾地区长6层位，为微裂缝油藏。监测油井6口，监测时段70天，示踪剂选择了硫氰酸按监测结果如下：,下图所示：靖注41601-05井组在监测试验期间，示踪剂产出曲线上出现了1-2个峰值，经数值分析计算，峰值对应的吸水厚度均在0.0048-0.1208m范围内，平均渗透率均在79.44-767.11md范围内，峰值对应的吸水层孔喉半径均在2.3013-8.0800m范围内。分析判断该井组吸水层多数为高渗透层带。,（一）加强注水开发基础管理，确保全年任务圆满完成 一是严格按照油田注水开发的总体目标，强化了基础管理工作，全面落实科学配注方案，强化注水工艺研究和流程管理，及时调整注采方案、优化注水参数，动态调配注水量，对于配注量异常的注水井，能够及时分析原因，提出相应技术措施；二是加强注入水与地层水配伍性的研究，提高注入水质量和注水效率，以“加强、平衡、限制”为原则实现科学注水、平稳注水。三是健全了注水工作制度，完善了注水系统各类台帐资料，全面落实注水设备管理流程，定期对单流阀、流量计进行了检查校验，确保计量数据的准确性。四是定时检查注水系统运行状况，对于存在的生产安全问题，能够及时整改，全年没有出现一例安全事故。,（二）加强注水测试队伍管理，稳步开展动态分析工作 一是狠抓注水测试队伍管理工作，严格按照油田公司下发的注水测试技术要求，做到了对每口测试井的现场监督、现场验收，并严格审核测试资料，确保测试项目的质量，同时将各类测试结果引入到实际工作中，为制定和调整科学合理的注采方案提供了可靠依据。二是稳步开展油田动态分析工作，针对我厂动态分析工作基础薄弱的实际情况，邀请中原油田专家，对各站48名技术骨干进行了业务培训，提高了基层技术人员的业务水平，为动态分析工作奠定了良好的人力和技术基础。三是逐步建立了各联合站、注水站注水井动态监测数据库，严格落实各站注水辐射区域油井动态监测、分析工作，发现异常情况及时向相关科室提供动态数据，进行相应的技术整改措施。,二、注水工作现状和存在的主要问题,通过大家几年来的努力，我厂注水工作经历了从逐步探索到步入正轨再到目前的科学高效注水阶段，并积累了一定管理经验。截止2009年底已建成、投运各类注水站26座，其中大型注水站7座（注水井72口），联合注水站6座（注水井213 口），撬装注水站13座（注水井76口），简易点式注水井151口，共有注水井512口，开井452口，水井利用率88.3%，平均单井日注水量18.3方,年注水量337.2万方，累计注水量1028.6万方。注水区域辐射油井1480口，水驱控制面积186.8平方公里。 我厂开发区域投产初期主要依靠天然能量开发,没有实现超前注水或者是注采同步，注采井网布置不均，密度不大，原油采收率低，油井生产特点主要表现为:压力下降快、产量递减快、地下亏空严重、污水回注困难等。然而现在则有所不同，我们不断引进新技术、新工艺，努力实现科学注水。能够实现这一个重大跨越，有注水大队的努力，更是全厂为之奋斗的结果，但我们不能有丝毫的骄傲和自满，因为油田注水开发工作仍然面临着严峻挑战，存在不少困难和问题，主要表现在以下几个方面：,1、大部分注水站及部分联合站由于投运时间较长，注水管线腐蚀、结垢严重，部分实行污水回注注水站现有的水处理工艺流程不能满足注入水水质处理要求，同时由于一些具体原因，部分污水回注站的水处理工艺系统没有彻底整改完毕，致使这些问题严重困扰着安全生产的正常运行。 2、受油水井(老井)基础资料短缺、技术人员不足的影响，动态分析工作进展缓慢。 3、由于注水辐射区域受益油井大部分实现管输，受益油井测产几乎进入休眠期，导致无法准确掌握受益油井的生产动态变化，给油水井动态监测、分析工作带来极大困难。 4、随着我厂注水规模的不断扩大，注水井各类测试工作量增加迅速，对外协作业队伍施工进行现场监督任务繁重，人员短缺的问题突出。 5、职工队伍“懒、散、慢”现象时有存在，部分人员得过且过的思想极为严重，缺乏加强自我学习、提高业务理论水平和实践操作能力的自觉性。,三、2010年注水工作部署,2010年我们将继续坚定不移地按照厂上对油田注水开发的总体要求，以油田注水工作指导意见为指导，坚持“整体温和，局部强化”的注水原则，以“稳油控水促发展、提高产能保增长”为核心，不断创新管理机制，完善管理制度，狠抓队伍建设，提升整体素质，优化注采工艺，注重技术创新，严格流程管理，确保安全运行，全力保障我厂86万吨原油生产任务的圆满完成。,2010年注水工作任务：各类注水站注水任务338.2万方，任务明细见下表：,计划新打注水井 100口，投注80口，转注40口。,围绕上述工作思路和注水任务，我们要重点做好以下六方面工作：,（一）转变思想观念，进一步夯实注水基础管理 随着我厂注水规模的不断扩大，在注水开发中暴露出的矛盾和问题日益突出，我们必须转变原有思想观念，站在采油厂可持续发展的高度，摸清注水规律，深化地层认识，强化注水开发的再探索，向管理要效益，向管理要发展，将“注好水、注够水、精细注水、有效注水”的理念贯穿于日常工作之中，进一步夯实注水基础管理。,1、创新管理机制，完善管理制度，结合我厂注水开发工作实际情况，按照任务指标化、责任明确化、完成时限化、管理具体化的要求，从新梳理工作流程，修订完善各类管理制度，精心编制配注方案，确保整体管理与采油厂协调一致。 2、明确工作责任，增强责任意识，强化敬业精神，提高工作效率。紧密结合油田公司员工岗位培训计划，全面提升注水员工业务技能和综合素质。 3、加强注水量的动态调配，全面落实配注指标。各站必须严格执行巡回检查制，合理控制注水压力，按照单井配注量科学注水，将注水数据记录备档，随时掌握注水系统运行状况，发现异常情况，做好记录，及时处理或上报。 4、加强注水设备维护保养，确保设备安全高效运行。健全各类注水设备档案，严格执行注水系统设备和仪器的维修保养制度，定期对设备、机械、电器的使用状况进行检查，对于运行年限太长、老化严重、效率低的高耗能设备，坚决停用报废，及时消除安全隐患，不断提高设备的完好率和利用率，同时要修旧利废，控制材料消耗，节约生产成本。,（二）优化注采方案，进一步完善注采井网布局 目前，我厂注水区域大部已进入高含水开发期，要实现百万吨油田发展目标，必须重视科技，依靠科技，改变传统粗放式的开发模式，全面启动注水开发，深入研究层系、注采井网和注水方式之间的适应性，对于注采井网不适应和非主力油层动用状况差的区块，加快注采井网的完善，对于新开发区域逐步实施超前注水和同步注水，加强注采系统调整和井网加密调整，提高水驱储量控制程度，扩大注入水波及体系，控制注入水的低效、无效循环和含水上升速度及产量递减率，努力实现注采平衡，延长稳产期，提高原油采收率。,1、计划在东部、西部开发区域内实施超前注水、同步注水。东部计划3个同步注水区域：天赐湾三胜开发区、椿树湾开发区、小河开发区，1个超前注水开发区域关草界开发区；西部计划4个同步注水区域：梁镇老庄延9开发区、东坑大阳湾延9开发区、东坑曹崾岘延9 开发区、中山涧延9 开发区。区域部署见表1。 2、针对我厂新建产能开发区域油井产量递减较快状况，同技术、开发、生产、基建等相关科室协调配合，认真分析油藏地质特征及储层物性特征，加快井网建设步伐，计划新建东坑大阳湾撬装站、东坑曹崾岘撬装站、中山涧撬装站、梁镇老庄撬装站，并于今年7月投注，尽快解决新建产能区上产快、产量递减快的问题，迅速提高新建产能区原油采收率，延长稳产期，延缓递减率。区域部署见表2。,3、针对马宁、墩洼开发区域储层能量亏空大、递减率快、产液量大、污水回注困难等突出问题，必须进一步完善该开发区域的井网密度。厂里已就这两个区域建设集注联合站进行了现场调研论证，可研报告已经通过油田公司批准，整体设计方案也已出台，我们将会同技术、开发、生产、基建等相关科室抓紧时间，加快步伐，促进墩洼、马宁集注联合站尽快开工，尽早建成投注，解决该区域当前存在的主要矛盾。 4、为全力保障注水增产9600吨原油任务的顺利完成，与各采油大队密切协调，加大对其所属的联合站、撬装站、简易注水井的技术监管力度，加强技术保障，保证注水井正常运行，同时将增产任务分解至开发区域相应的联合站、注水站、撬装站，确保责任明确，任务到站。明细见表3：,东部计划： 超前注水区1个：关草界开发区 同步注水区3个：小河开发区、椿树湾开发区、三胜开发区,图1东部计划：,西部计划： 4个同步注水开发区： 1、梁镇老庄延9开发区 2、东坑大阳湾延9开发区 3、东坑曹崾岘延9开发区 4、中山涧延9开发区,图2西部计划：,注水增产任务分解表,2010年计划完成各类测试835井次，任务明细见右表： 2010年油水井测试工作任务繁重，我们要按照油田公司下达的任务指标和技术要求，进一步优化外协测试队伍的选择，严格审核外协测试队伍的资质，加强外协测试队伍的管理，强化现场监督验收，认真审定测试质量，将油水井的各类测试结果同油田动态分析工作有机统一起来，全面推进油田动态分析工作的扎实开展。,（三）加强测试管理，进一步推进动态分析工作,1、建立一支业务优良、技术过硬的动态分析队伍，按照油藏动态监测管理规定，健全油藏动态监测系统，加快油水井原始资料（注水量、油压、套压、泵压、静压、测试、洗井、水质化验、产油量、产液量等）的收集、整理，逐步完善油藏动态监测数据库，尽快开创动态分析工作新局面，为我厂油田开发工作奠定良好基础。 2、将生产动态分析和油藏动态分析结合起来，把注水效果分析与评价贯穿于动态分析过程中，实时跟踪分析油田开发过程中的层位吸水状况、配注水量完成情况、注水见效情况；利用实际含水与采出程度关系曲线和理论计算曲线对比分析吸水指数变化、含水率变化、水驱指数变化、产液量结构变化的具体原因，提出相应整改、调配措施。 3、将油水井测试结果充分运用于动态分析中，分析研究油层储量动用状况，水淹状况、注采强度等，寻找注水开发动态变化规律，预测水驱波及趋势，针对油田不同开发阶段暴露出的具体矛盾，制定科学有效的注水调控措施，为调整、编制科学合理的油田开发方案、注采方案提供可靠依据，提高油田最终采收率，提升油田注水开发整体水平。,（四）加强水质管理，进一步完善水质监控体系 针对各污水回注站目前状况，进一步完善水质管理、监控体系，加大水处理系统加药、排污、更换和补充滤料等环节的运行管理；强化水质监测、监督和检查力度，改进水处理工艺系统，定期对各注水站（联合站）水质进行化验，对不同区块不同层位的油井产出水取样化验，将每个层位的产出水取6-10样品进行综合分析，及时获取不同层位的水质资料，发现问题及时制定整改措施，并组织实施，确保注入水水质指标达到配注要求。同时对水处理药剂进行优选，确定适合我厂各油层层位的水处理药剂，对水处理药剂效果进行跟踪监测分析，在保证水质达标的同时保护储层。,注水水质标准严格按照延长油田注入水实用水质标准执行，我厂各注水区域尤其要把好以下四项水质标准关： 1、悬浮物固体含量： 延安组延9油层2.0mg/l 延长组长2油层1.0mg/l 延长组长6油层1.0mg/l 2、含油量： 延安组延9油层8.0 mg/l 延长组长2油层5.0mg/l 延长组长6油层1.0mg/l 3、配伍性： 延安组延9油层 延长组长2油层 延长组长6油层 全部应达到良好标准 4、注入水ph值 应控制在70.5为宜,（五）强化安全环保和节能降耗 安全环保与节能降耗工作是落实科学发展观的必然要求，是我厂实现持续、健康、稳健发展的根本保证，2010年按照厂安全环保与节能降耗工作要求，牢固树立“以人为本”理念，坚持“安全第一、预防为主”方针，强化安全生产管理，提高安全责任意识，强化安全生产监督，加大巡回检查力度，强化技术改造创新，开创节能增效氛围，严格控制日常生产生活中的各项费用开支，实行定额管理，齐抓共管、多措并举，全力保证安全环保与节能降耗任务的顺利完成。,1、进一步修订、完善各类安全环保应急预案，严格落实安全生产责任制，加大教育培训力度，不断提高干部职工安全环保意识，加大监督检查力度，定期组织人员深入各站进行安全生产检查，重细节、抓小事，重防控、抓重点，及时排除各类安全隐患，坚持从严要求，从严管理，从严落实，坚决避免人身安全事故的发生。 2、进一步修订、完善节能降耗管理办法和考核方法，将节能降耗指标落实到各站。着力推进节