排 601 南区动态分析

1. 排601南区动态分析 新春采油厂 二零一四年六月

2. 汇报题纲 一、油藏地质特征 二、单元开发历程及开发形势 三、开发指标分析及规律认识 四、主要存在问题和下步措施

3. 一、油藏地质特征 1、基本概况 准噶尔盆地构造单元划分图 排601-20区块 排601北区 排601北区 排601中区 排6南区 春风油田构造位置位于车排子凸起的东北部，属于准噶尔盆地西部隆起的次一级构造单元。其中排601南区位于春风油田南部，含油面积6.42km2，地质储量903×104t。 排601南区

4. 一、油藏地质特征 过排601-9－排601-8－排601-4井油藏剖面示意图 浅薄层超稠油油藏特点： 浅：油藏埋深530~635m； 薄：有效厚度4~10m，平均5.04m； 低：油藏温度34℃； 稠：原油粘度57211mPa·s。

5. 一、油藏地质特征 2.构造特征 排601区块K1tg排601砂体顶面构造图 排601块K1tg砂体顶面构造形态整体呈向西北方向超覆，向南东倾没，构造整体比较平缓，构造倾角1-2度，排601块南区构造顶面埋深-530～-700m。 该块砂体主要发育了一条SN走向断层，断层延伸长度大于5km，落差大于20m，南部发育多条小断层，断层延伸长度一般小于1km，落差为10-15m左右。

6. 一、油藏地质特征 3.储层特征 排601块南区K1tg 孔、渗分析统计表 根据排601块南区取心资料， K1tg粒度中值0.42mm，分选较好，成岩作用弱，胶结疏松。 排601块南区K1tg储层平均孔隙度为35.5％，平均渗透率为4660×10-3μm2，为高孔、高渗储层。

7. 一、油藏地质特征 4、流体性质 排601南区流体性质表 排601南区原油物性差，地面原油粘度为57211mPa.s，密度 0.953g/cm3；地层水总矿化度32122mg/l，氯离子19630mg/l，水型氯化钙型。 5、温度及压力系统 根据排601-192井的测试资料，吐谷鲁群组油藏地层压力为6.05MPa，压力系数为1.0，地层温度34℃。为常温、常压系统。 综上所述，排601区块白垩系下白垩统吐谷鲁群组油藏为浅薄层地层超稠油油藏。

8. 汇报题纲 一、油藏地质特征 二、单元开发历程及开发形势 三、开发指标分析及规律认识 四、主要存在问题和下步措施

9. 二、单元开发历程及开发形势 一、历年开发情况 数据统计至2014年4月

10. 二、单元开发历程及开发形势 排601南区开发状况表

11. 二、单元开发历程及开发形势 二、开发历程 排601南区自2011年开始试采至今共经历了二大阶段，目前已成为春风油田主要产量阵地。 排601南区月度产油变化图 产能建设阶段 （2012.12-至今） 试采阶段 （2011.4-2012.12） 优化老井挖潜 新井有序投入 录取各项资料 编制开发方案 第一阶段（2011.4-2012.12）：2口井（排601-8和排601-191）试采，单井平均注汽量1680吨，日产油6t/d，周期产油506吨，生产时间84天，油汽比0.30，回采水率0.16，峰值产量13t/d。

12. 二、单元开发历程及开发形势 二、开发历程 排601南区自2011年开始试采至今共经历了二大阶段，目前已成为春风油田主要产量阵地。 排601南区月度产油变化图 产能建设阶段 （2012.12-至今） 试采阶段 （2011.4-2012.12） 优化老井挖潜 新井有序投入 录取各项资料 编制开发方案

13. 二、单元开发历程及开发形势 二、开发历程 排601南区自2011年开始试采至今共经历了二大阶段，目前已成为春风油田主要产量阵地。 排601南区月度产油变化图 产能建设阶段 （2012.12-至今） 试采阶段 （2011.4-2012.12） 优化老井挖潜 新井有序投入 录取各项资料 编制开发方案 第二阶段（2012.12—至今），自12年年底开始陆续有95口新井投入，其中12年投产35口，13年投产48口，14年投产12口；日油水平持续上升至910t/d。占管理一区日产量的39%。

14. 二、单元开发历程及开发形势 三、2014年开发形势 1、原油产量完成情况 年度生产计划：计划产油32.8万吨，平均日产油898吨。 产量完成情况：2014年1-4月份，完成井口产油10.2万吨，平均日产油849吨/天，超月度计划水平运行，剩余日产油水平为922吨/天。

15. 二、单元开发历程及开发形势 2、近期生产运行情况 2014年5月12日，排601南区总井98口，开井78口，日产液2077.1吨，日产油902.5吨，综合含水56.6%，共投产新井13口，累积产油6832吨。 从生产运行曲线看： 第一阶段：2014年1月，随着转周进度加快以及2013年底增投新井，排601南区排水期井数增多，日产液上升，综合含水上升，日产油下降。

16. 二、单元开发历程及开发形势 2、近期生产运行情况 第二阶段：2014年2月到3月底，随着新井投产以及转周井生产时间延长，综合含水下降，产能逐渐恢复，日产液由1793吨/天上升至1881吨/天，日产油逐渐由801吨/天上升至908吨/天，综合含水由55.2%下降至50.8%。

17. 二、单元开发历程及开发形势 2、近期生产运行情况 第三阶段：进入2014年3月底，随着2013年底投产新井陆续转周，日产液下降至1790吨/天，日产油下降至870吨/天，4月份投产新井后产量逐渐回升至928吨/天，综合含水稳定在51%左右。

18. 二、单元开发历程及开发形势 3、油井周期构成及产量构成 油井周期构成情况 产量构成情况 井数 周期构成情况，目前排601南区主要处于第三到第六周期，因近期新井投入，12口井处于第一周期生产。 产量情况，2014年1-4月份年产油10.2万吨，主要为老井产油（95.1%），因新井生产时间较短，所占比例较少（4.9%），无措施井投入。

19. 汇报题纲 一、油藏地质特征 二、单元开发历程及开发形势 三、开发指标分析及规律认识 四、主要存在问题和下步措施

20. 三、开发指标分析及规律认识 一、开发指标分析 由开发指标对比来看，2014年排601南区回采水率、含水上升率、油井综合利用率指标波动较小，而油汽比、自然递减率变化较大，因此，下面重点对油汽比和自然递减率指标进行分析。

21. 三、开发指标分析及规律认识 油汽比指标变化规律 2013年初，西一线油井投产，因该区域粘度较高，生产效果较差，导致区块油汽比较低，随周期轮次增加，以及注汽量优化，该区域生产效果变好，油汽上升至较高水平，11月份因躺井影响，以及加快转周运行，油汽比下降。 2014年初随着南区转周井含水下降，油汽比逐渐升高。

22. 三、开发指标分析及规律认识 自然递减率指标变化规律 2014年初，自然递减率指标为负值，主要原因为2013年底加快新井投产及强化转周运行，进入2014年，新投井及转周井含水逐渐下降，产量逐渐恢复，自然产量高于标定水平运行，使自然递减率较低，出现负值。

23. 三、开发指标分析及规律认识 二、周期指标分析 • 周期天数 排601南区分周期生产天数柱状图 不同区块周期生产天数柱状图 排601南区油井1-5周期内生产天数逐周期增加，每周期增加17.5天，第五周期达到峰值112天，平均周期生产天数为69天。因第六周期统计样本数少，后变化规律待后期进一步跟踪分析。相比其它几个区块排601南区周期生产时间相对较短。 （备注：第六周期样本7井口）。

24. 三、开发指标分析及规律认识 • 周期日油水平 排601南区分周期日均产油柱状图 排601中区分周期日均产油柱状图 变化规律：周期日油水平峰值出现在第一周期（15吨/天），逐周期呈现指数形式下降，平均每周期下降1.2吨，相比排601中区周期水平峰值高，但下降速度快。 原因分析：吞吐轮次增加后，峰值产量降低，低产期延长，综合含水上升导致单井周期平均日产油下降。 （备注：第六周期样本7井口偏少）。

25. 三、开发指标分析及规律认识 • 周期油汽比 排601南区分周期油汽比柱状图 排601中区分周期油汽比柱状图 变化规律：南区油井油汽比1-5周期逐周期增加，第五周期达到峰值0.63，第六周期开始下降，同排601中区相比，油汽比整体较高。 原因分析：南区“递补式”注汽方案的优化实施，对指标的提升发挥了一定作用； （备注：第六周期样本仅7井口偏少）。

26. 三、开发指标分析及规律认识 • 周期回采水率 排601南区分周期回采水率柱状图 排601中区分周期回采水率柱状图 变化规律：回采水率1-5周期逐周期增加，第五周期达到峰值0.74，第六周期稳定在0.73；同排601中区相比，南区回采水率低，但随周期轮次的增加上升速度快。 原因分析：随着吞吐轮次增加，近井地带存水增多，相应回采水也增多。“递补式”注汽方案优化实施。 （备注：第六周期样本仅7井口偏少）。

27. 三、开发指标分析及规律认识 三、开发规律认识 1、水平井与直斜井效果对比 水平井周期指标 由水平井周期指标看出，排601南区水平井生产效果较好，平均油汽比达到0.562，回采水率相对较低为0.459，平均周期生产时间达到79天。 水平井周期生产特点与区块平均周期特征相符。

28. 三、开发指标分析及规律认识 直斜井周期指标 由直斜井周期指标来看，排601南区直斜井平均周期生产天数为50天，周期油汽比为0.381，周期回采水率为0.337，低于水平井周期指标。 油汽比 回采水率 峰值产量 直斜井与水平井指标对比看出，直斜井指标均低于水平井指标。

29. 三、开发指标分析及规律认识 2、粘度差异对生产效果影响 排601南区粘度等值线 由粘度等值线图可以看出，排601南区粘度差异较大，且呈现由北向南，由东向西下降的趋势，其分布具有一定的规律性。

30. 三、开发指标分析及规律认识 2、粘度差异对生产效果影响 排601南区粘度跨度较大，由2000mpa.s到15000mpa.s ，平均粘度8556mpa.s，不同粘度生产效果差异较大。 粘度与累积油汽比具有较好的相关性，即随着粘度的升高，油汽比下降，油井生产效果变差。

31. 三、开发指标分析及规律认识 粘度等值线图 累积油汽比等值线图 地下存水率等值线图 粘度与累积油汽比，以及地下存水率具有较好的对应关系。

32. 三、开发指标分析及规律认识 从对比结果可以看出，累积油汽比呈现随着粘度增大、油汽比降低的变化特点，回采水率呈现随粘度增大，回采水率下降的特点，说明原油粘度差异对稠油蒸汽吞吐开发效果有着直接影响。 原 因 分 析 1、原油粘度越高，其粘滞力越大，流动性越差，不易通过储层孔隙向井筒中的渗流，同时在周期末期，由于温度降低造成的高水油流度比，导致原油无法同冷凝水一起采出，降低开发效果； 2、原油粘度越高，在高温和高渗流速度条件下，极易形成W/O型乳状液，这种乳状液的粘度远远高于原油，在渗流过程中容易形成贾敏效应，增大渗流阻力；

33. 汇报题纲 一、油藏地质特征 二、单元开发历程及开发形势 三、开发指标分析及规律认识 四、主要存在问题和下步措施

34. 四、主要存在问题和下步措施 一、主要存在问题 1、东部高含水，影响生产效果 P601-7 本区域投产时间较晚，目前高含水井有5口，集中在区块东侧边部。根据水分析来看，与中区和北区高含水井水分析相同。可以看出，排601-平162、平163、平164自投产就高含水，排601-平168高含水时间先于排601-平173，由此可知地层水沿东部断层优先推进，后由砂体尖灭线向西推进，且断层夹角处油井投产前既已存在地层水。

35. 四、主要存在问题和下步措施 排601-7井测井曲线 排601-平163井井身轨迹图 排601-平162井井身轨迹图 排601-平164井井身轨迹图 根据3口井井身轨迹分析认为，井身轨迹正常，入油层段，电阻率出现明显下降，根据前期排601北区投产油井生产状况分析认为，东部断层封闭性差，边水推进造成是造成3口井水淹高含水关井的主要原因。

36. 四、主要存在问题和下步措施 • 邻井转周存在风险 1、高含水井存在东部断层封闭性差，边水推进所致的可能性，这样其邻井随着开发将有可能高含水； 2、若邻井与高含水井发生汽窜干扰，沟通两井近井地带油层，邻井随着开发也会高含水。 下步预防措施 本区域5口高含水临井12口，建议这部分井暂缓转周，南侧7口井暂缓投产。这部分井等整体含水较高时再生产。 高含水井 5口 暂缓转周井 12口 缓投井 7口 正常转周井 2口

37. 四、主要存在问题和下步措施 部分邻井生产效果 排601-平167生产曲线 排601-平177生产曲线 由构造位置来看，排601-平167井B靶点距离排601-平162高含水带较近，A靶距离断层较近，井身轨迹正常，目前生产效果较好，未出现高含水现象。 排601-平177井B靶点距离断层较近，井身轨迹较好，入油层段电阻率下降明显，周期排水期达到30天，明显高于排601南区平均水平，因该井位于断层高部位，下步需继续观察含水变化。

38. 封隔器 油层 四、主要存在问题和下步措施 下步建议 1、对排601-平168井在离B靶点50-80m处进行采用机械封堵，封堵断层地层水推进通道，后关井。 2、重点跟踪排601-平167、平177含水变化，采取小汽量转周，控制采液速度。含水上升时，暂缓转周。发生高含水时，对排601-平177机械封堵，排601-平167实施化学剂堵水，控制边水推进。 断层高含水 暂不注汽 正常生产 B靶点 A靶点 50-80m

39. 四、主要存在问题和下步措施 2、新投井注汽压力高，影响生产效果 2014年1-4月，对排601南区投产12口新井分享，由近期新投井已结束周期指标可以看出，近期新井生产效果明显低于该区块第一周期整体指标，且注汽压力较高。

40. 四、主要存在问题和下步措施 新井注汽参数 混注效果对比

41. 四、主要存在问题和下步措施 原因分析及下步措施 根据测井资料解释结果表明，排601南区泥质含量较排601中区和北区高，渗透率在300~1000mD，也比北区和中区低。初步分析一方面该区块的地层物性可能本身要比中区和北区差，另一方面是钻井、作业过程中的污染导致注汽压力高。 为降低排601南区注汽压力，提高蒸汽干度和注汽速度，计划采取以下措施: （1）筛选优化适应排601南区的热采降粘剂,降低井筒附近原油粘度，改善开发效果。 （2）优化注汽参数，试验小排量注汽，改善井筒及周围原油性质，扩大波及体积，提升注汽效果。

42. 四、主要存在问题和下步措施 二、下步主要工作 1、“一体化”粘度分类管理及措施优化 按照前期分析结果可知，粘度对油井生产效果影响较大，呈现随粘度升高，油井生产效果变差的特点，为提高排601南区油井生产效果，根据粘度分布差异，对排601南区实施分区管理。 A C B

43. 四、主要存在问题和下步措施 1、“一体化”粘度分类管理及措施优化 为进一步分析原油粘度与排601南区油井吞吐效果间的关系，从中摸查不同原油粘度、不同吞吐阶段下的最优注汽量，将排601南区油井原油粘度、吞吐阶段及周期注汽量做了如下划分： 周期注汽量 原油粘度 吞吐阶段 高粘度：>10000mPa*s； 中粘度：5000-10000mPa*s； 低粘度：<5000mPa*s。 初期：1-3周期； 中期：4-7周期； 后期：7周期以上； 小注汽量：<1000吨； 中注汽量：1000-1800吨； 大注汽量：>1800吨。 排601南区油井平均水平段长度为130-230m，平均为188m；配汽时注汽强度可分为大中小三类： 小注汽强度：5t/m; 中注汽强度：8t/m; 大注汽强度：12t/m 稠油蒸汽吞吐阶段可以分为初中后三期： 初期：预热油层，解堵； 中期：油层逐渐被加热，开发效果变好； 后期：周期产量开始逐周期递减； 备注：后期随着开发周期的增加及开发指标的变化，吞吐阶段和周期注汽量还需重新划分。

44. 四、主要存在问题和下步措施 1、“一体化”粘度分类管理及措施优化 以油汽比和回采水率为指标，对不同原油粘度、不同吞吐阶段油井在不同注汽量下的生产效果进行对比分析，优化阶段注汽量。 • 、高粘度（50℃粘度>10000mPa.s）： 统计结果表明，排601南区高粘度油井在开发吞吐初期小汽量、中期中小注汽量油汽比、回采水率高，存水率低，开发效果明显好与大注汽量。 建议高粘度油井在吞吐初期采用小配汽量地层预热，中期以中配汽量为主。针对油汽比低、存水高油井可继续小汽量进行指标改善。进入高周期后逐步提高配汽量。 油汽比 回采水率

45. 四、主要存在问题和下步措施 1、“一体化”粘度分类管理及措施优化 • 、中粘度（50℃粘度5000-10000mPa.s）： 油汽比 统计结果表明，排601南区中粘度油井在开发吞吐初期大汽量和中期大中汽量时，油汽比高，但回采水率低、存水率高。 建议中粘度油井在吞吐初期采用大汽量地层预热，中期继续已大汽量注汽为主（控制周期递增幅度），针对油汽比低、存水高油井采用中汽量进行指标改善；进入高周期后逐步提高配汽量。 回采水率

46. 四、主要存在问题和下步措施 1、“一体化”粘度分类管理及措施优化 • 、低粘度（50℃粘度＜5000mPa.s）： 油汽比 统计结果表明，排601南区低粘度油井在开发吞吐初期采取大注汽量时，油汽指标明显高于中小汽量； 建议低粘度油井在吞吐初期采取大配汽量进行地层预热。 中期因样本较少，规律待后期进一步摸查，建议低粘度油井吞吐中后期逐周期递增配汽。不在采取中小汽量进行指标改善。 回采水率

47. 四、主要存在问题和下步措施 2、“递补式”注汽模式研究 （1）提出背景 薄 浅 稠 低 由于排601南区油井水平段长、原油粘度高、油层薄，油层动用差等特点，吞吐周期末期，近井地带易形成稠油隔离带，阻隔远处加热原油向井筒渗流，导致周期产油量、油汽比和回采水率较低，造成采油成本增加，影响后续注汽效果，频繁转周增大了生产管理难度，制约着稠油蒸汽吞吐开发效果，为此提出“递补式”注汽模式，改善南区开发效果。 浅 薄 热量散失快油汽比低 PPT模板下载：www.1ppt.com/moban/行业PPT模板：www.1ppt.com/hangye/ 节日PPT模板：www.1ppt.com/jieri/ PPT素材下载：www.1ppt.com/sucai/ PPT背景图片：www.1ppt.com/beijing/ PPT图表下载：www.1ppt.com/tubiao/ 优秀PPT下载：www.1ppt.com/xiazai/ PPT教程： www.1ppt.com/powerpoint/ Word教程： www.1ppt.com/word/ Excel教程：www.1ppt.com/excel/ 资料下载：www.1ppt.com/ziliao/ PPT课件下载：www.1ppt.com/kejian/ 范文下载：www.1ppt.com/fanwen/试卷下载：www.1ppt.com/shiti/ 教案下载：www.1ppt.com/jiaoan/ 稠 低

48. 四、主要存在问题和下步措施 （2）注汽原理 “递补式”注汽不同于常规方式，而是每经过1-3周期正常注汽量生产后，采取一轮小注汽量（600-800吨）进行递补注汽。利用小注汽量加热井筒附近油层，沟通前期推入油层较远处受冷凝原油阻隔无法回采的蒸汽和加热原油，使这部分前期加热的原油和注入蒸汽得到有效利用，提升周期油汽比和回采水率等指标。 “递补式”注汽示意图

49. 四、主要存在问题和下步措施 （3）效果分析 对比方案1：为了分析“递补式”注汽效果，将递补周期指标同前一周期进行统计对比（其中递补阶段平均单井注汽量为668吨）。 递补周期同前一周期油汽比指标对比 递补周期同前一周期回采水率指标对比 从统计对比可以看出：82%的油井递补周期油汽比指标明显高于前一周期，93%油井递补周期回采水率明显高于前一周期。相比前一周期平均油汽比提升了0.25，平均回采水率提升了0.50。实施递补注汽后，周期指标得到了显著提升。

50. 四、主要存在问题和下步措施 （3）效果分析 对比方案2：为了排除因周期增加指标变优，对“递补式”注汽效果分析的影响，将递补周期指标同后一周期指标进行了统计对比。 递补周期同后一周期油汽比指标对比 递补周期同后一周期回采水率指标对比 从统计对比可以看出：75%油井递补周期油汽比指标明显高于后一周期，87%油井递补周期回采水率明显高于后一周期。相比后一周期平均油汽比高0.24，平均回采水率高0.36。再次说明递补注汽模式能够提升油井的周期开发指标。