大安2011年动态分析

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MI能源公司大安项目部2012年2月一、开发现状二、开发形势分析三、2012年产量运行四、开发中存在的问题五、下步工作建议汇报内容油井总数:1377油井开井:1345水井总数:358水井开井:345日产油:2393t/d日产液:3304t/d综合含水:27.57%日注水:5754m3注采比:1.42累计注采比:1.04采出程度:7.96%大安油田综合开采曲线200201200207200301200307200401200407200501200507200601200607200701200707200801200807200901200907201001201007201101201107油井开井数1,2006000水井开井数3002001000日注水量4,0002,0000月注采比3210井口日产液2,0001,0000井口日产油1,5001,0005000核实日产油1,5001,0005000单井核实日产油4321综合含水30150动液面1,6001,200800地层压力0396210002000300040005000600010002000300040005000日注水(方)日产液、油(吨)井口日产液井口日产油日注水量1.41.41.41.31.21.21.21.31.41.41.31.21.31.31.11.11.11.01.01.11.21.21.31.401020304012001300140015001600综合含水(%)动液面(米)动液面综合含水注采比9119691015106310571051105411271184132513452372402382592762632592722573083293450100200300400500600700050010001500水井开井数(口)油井开井数(口)大安油田开采曲线整体上呈5升1降的变化趋势,即油井开井数、日产液、日产油、综合含水,水井开井数、日注水量升,动液面降。生产任务完成钻井、投产井、措施井完成2663148731641099投产井(口)完钻井(口)措施井(口)年计划年完成2011年产量完成生产任务完成73.9359.322.4312.1874.7759.132.6013.07总产量(万吨)老井基础(万吨)措施产量(万吨)新井(吨)年计划年完成转注78口、分注12口生产任务完成大安油田2011年计划注水160万方,实际注水160.7986万方,完成计划的100.5%,平均日注水4405.4方。70297812投转注分注井年计划(口)年完成(口)大安项目2011年油藏监测生产任务完成大安油田油藏监测完成情况项目压力监测(口)吸水剖面监测(口)油井产液剖面监测(口)井温测试(口)监测计划96114143年完成91115143完成率(%)94.8100.91001002011年产量构成:核实总产74.77万吨,完成年计划73.93万吨的101.13%。其中新井13.07万吨,措施2.6万吨,基础产量59.13万吨.开发形势025050075010001250150017502000225025001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月日产油(吨)2011年上半年大安油田产量构成(核实)新井日产(吨)措施日增(吨)基础日产(吨)开发形势及指标1、老井自然递减率大安油田从2007-2008年递减率的变化清楚看到上年新井对递减的影响。累产法实际计算结果,2007年自然递减率15.3%,而2008年只有14.4%,降低了0.9个百分点。因此,用下半年的递减更能反映老井递减的真实情况。025050075010001250150017502000225025002750日产油(t/d)时间(月)大安油田井口产量构成新井日产(吨)措施日增(吨)基础日产(吨)自然递减率15.3%自然递减率14.4%17.07.019.021.019.015.20510152025200620072008200920102011自然递减率(%)大安油田递减率统计1.老井递减率用此方法(曲线回归)计算的结果如下图所示,近几年随着油井见水、含水上升,递减率在加大。2010年以后,含水上升速度得到有效控制,自然递减率出现下降趋势。开发形势及指标开发形势及指标1.老井递减率2011年基础产量符合指数递减,回归法自然递减率15.2%。1910186217611749173816951649158115291509148714291448y=1939e-0.024xR²=0.97905001000150020002500日产油(t)2011年大安油田基础产量趋势线基础产量指数(基础产量)自然递减率15.2%开发形势及指标1.老井递减率但2011年下半年基础产量递减增大,5月开始出现拐点,主要原因是调整区钻井停注和井间干扰影响。y=-120.7ln(x)+1918.3R²=0.9499y=-345.5ln(x)+2308.2R²=0.971205001000150020002500日产油(t)2011年大安油田基础产量趋势线1-5月产量6-12月产量对数(1-5月产量)对数(6-12月产量)1-5月回归,自然递减率11.8%5-12月回归,自然递减率17.2%2.含水上升率为控制大安油田油井的含水上升速度,主要做了注水方案调整,关停、转注水淹井,并对部分井实施线状注水,实施找堵水措施提高存水率,使含水上升率得到有效控制:开发形势及指标1.424.086.134.353.230.01.02.03.04.05.06.07.020072008200920102011含水上升率(%)大安油田含水上升率(%)2.含水上升率①、加强注水方案调整,实施温和注水。2010年两次减水,仅2010年10月调整井数146口,下调注水量766米3/日。开发形势及指标大安油田含水上升率统计表年份上年末含水(%)本年末含水(%)含水上升速度(%)老井产量(104t)地质储量(104t)含水上升率(%)20076.48.11.725.222421111.4220087.7314.46.6741.471825364.08200912.2621.599.3356.01336816.1320102127.486.4862.625742054.35201126.831.14.361.70746403.232.含水上升率开发形势及指标②、关停、转注水淹井22口,并对部分井实施线状注水。大安油田高含水井关井(9口)序号井号布井方式日产液(吨)日产油(吨)含水(%)停井日期停井原因1DD9-4角井5.50.3952010-1-10水淹关井2DK12-8角井120.496.72010-8-18水淹关井3DK9-7角井110.694.52010-10-13水淹关井4DA2-1角井5.30.394.32010-10-23水淹关井5DH10-3角井6.101002010-11-7水淹关井6DB3-7边井601002010-12-1水淹关井7DK29-10角井501002011-4-16水淹关井8DA6-8角井40.197.52011-4-21水淹关井9DH31-18边井7.70.199.22011-10-20水淹关井小计62.61.897.1单井平均6.90.2大安高含水井已转注(13口)序号井号布井方式日产液(吨)日产油(吨)含水(%)停井日期停井原因1DJ34-13角井13.00.01002010-5-25水淹转注2DK1-8角井15.51.2922010-6-13水淹转注3DJ26-13角井8.00.4952010-7-15水淹转注4DJ30-9角井10.00.1992010-7-17水淹转注5D206-7角井13.50.01002010-12-31水淹转注6DJ5-1角井14.70.5972011-2-22水淹转注7DJ14-5角井3.90.01002011-4-23水淹转注8DH2-2角井14.60.6962011-8-29水淹转注9DK5-16角井6.00.4932011-10-23水淹转注10DK24-13角井8.00.4952011-10-28水淹转注11DK28-13角井2.00.1942011-10-26水淹转注12DK24-9角井6.80.5932010-10-22水淹转注13D221边井3.60.2942010-10-23水淹转注小计119.64.496.3合计22口182.26.296.6单井平均8.30.3③、实施找堵水措施提高存水率2011年找堵水5口9井次,平均单井降水1479方.开发形势及指标266424381990167925.3031.100.010.020.030.040.050.060.070.080.090.0100.0050010001500200025003000含水(%)日产液、油(吨)2011年大安老井采油曲线老井液量老井油量含水开发形势及指标大安油田含水上升率通过以上几方面的工作,虽然得到有效控制但部分区块含水上升率仍较大。主要是采出程度相对较高的区块和方向性见效特征明显的区块。-0.502.921.302.653.23-10.00-8.00-6.00-4.00-2.000.002.004.006.008.0010.00含水上升率(%)2011年大安油田含水上升率曲线老井含水上升率开发形势及指标大安油田含水上升率通过以上几方面的工作,虽然得到有效控制但部分区块含水上升率仍较大。主要是采出程度相对较高的区块和方向性见效特征明显的区块。01020304004080120160200240280含水日产液/日产油01020300100水井开井数油井开井数G块注水区生产曲线1.361.641.651.781.561.681.431.491.341.331.321.111.281.211.301.280.300.901.502.102.700150300450月注采比日注水量600100014001800200905200909201001201005201009201101201105201109201201动液面开发形势及指标大安油田含水上升率通过以上几方面的工作,虽然得到有效控制但部分区块含水上升率仍较大。主要是采出程度相对较高的区块和方向性见效特征明显的区块。2625263029282829282933380.010.020.030.040.050.060.070.080.090.0100.0050100150200250含水(%)日产液、油(吨)2011年G块老井基础采油曲线液量油量含水1.14.05.04.23.810.00.02.04.06.08.010.012.0含水上升率(%)2010年G块含水上升率曲线老井含水上升率开发形势及指标大安油田含水上升率通过以上几方面的工作,虽然得到有效控制但部分区块含水上升率仍较大。主要是采出程度相对较高的区块和方向性见效特征明显的区块。0102030405060708090100024681012141618202224262830综合含水(%)采出程度(%)G块含水与采出程度关系曲线预测采收率21.4%实际发生开发形势及指标大安油田含水上升率通过以上几方面的工作,虽然得到有效控制但部分区块含水上升率仍较大。主要是采出程度相对较高的区块和方向性见效特征明显的区块。32.935.539.631.234.235.942.00.010.020.030.040.050.060.070.080.090.0100.0010203040506070含水(%)日产液、油(吨)2011年B块老井采油曲线液量油量含水1.0013.08-3.50-4.54-1.058.64-10.00-5.000.005.0010.0015.0020.00含水上升率(%)2011年B块含水上升率曲线老井含水上升率开发形势及指标4-5月共补压6口3、地层压力开发形势及指标大安油田2009年前地层压力呈上升趋势,2011年地层压力下降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