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文本内容:
年采油站地质工作总结2013
一、基本情况
1、概况目前第三采油站有四大主力区块，分别为彩8井区、滴12井区、滴2井区和滴西12井区，至2010年12月全站已接管油水井共有229口，其中采油井总井数163口，开井数132口，注水井总井数66口，开井数59口（表1）表1第三采油站生产情况统计表
（201312）油水总井数采油总井数采油开井数注水总井数注水开井数区块（口）（口）（口）（口）（口）滴2251697滴124537201934滴206548452423滴西127245341310合计
5816313266592.目前生产情况229截止2013年12月底，油井开井数132口，井口平均日产液1073t（滴2井区128t,滴12井区307t,滴20井区354t,滴西12井区284t）,日产油419t（滴2井区27t,滴12井区74t,滴20井区214t,滴西12井区104t）,综合含水
61.0%,水井开井数,59口，平均日注水H41nl3（表2）表2第三采油站产量情况统计表
（201312）采油开井数注水开井数日产液量日产油量综合含水日注水量区块（口）（口）（吨）（吨）（%）（m3）滴
21671282779.0107滴
1237193077475.9325滴
20452335421439.6436滴西
12341028410463.3273合计
13259107341961.01141
二、产量完成情况第三采油站全年计划产量
15.32万吨，截止2013年11月底井口日产水平
404.Ot/d未措施水平
358.0t/d,措施水平
3.Ot/d,新井水平44t/d,未措施产量完成
13.2万吨，新井完成
0.69万吨，合计完成
13.98万吨，预计全年完成
15.26万吨，年注水完成
34.36万方表2第三采油站产量情况统计表201312月报核实产量t月份未措施措施新井合计注水2013014214211008201302411411100820130340040095520130440940989820130538211039385420130639972443096420130740853244510602013083965414411242201309395539439103120131036753841011502013113583424041142201312合计1319779096882139768343627年计划153200
三、完成主要工作
1.水井工作今年共实施水井措施31井次，其中调剖19井次、新增分注2井次、投转注4井次、酸化3井次、补层2井次、分注提级1井次针对滴水泉油田层间矛盾较突出，有针对性的采取调剖措施，改善吸水剖面不均匀状况，提高水驱动用程度，全年共实施调剖19井次滴20井区11井次，滴12井区6井次，滴2井区2井次，从目前调剖效果看，滴20井区调剖较好，滴2井区无效，滴12井区实施较晚，效果待观察滴西12井区由于注采对应差，该井区共实施补层2井次，新增分注1井次，提高油水井对应关系，针对3口井口压力高分别实施了酸化改造，疏通地层改善了油层渗透能力，已满足配注要求滴20井区全面按照开发方案，对注采井网不完善的井区尽快实施转注，补充地层能量，全年共实施转注井次4口，且都进行了分注，实现了井区早日注水补充能量，更好得合理开发根据动态管理要求先后调水86井次（上调42井次、下调44井次），达到油井稳产目的；在现场严格加强管理，以“注够水，注好水”的原则，全力保证注水水质质量，施工作业后严格执行洗井工作，先后共洗井114井次（泵车洗井36次、正洗81井次）；为保证井筒工作正常，全年检管重配10井次，保证了注水工况正常通过对各井区水井分注、调剖、动态调水、新井转注、油井挤液、恢复注水多管齐下，有效解决层间差异，为各区块油藏稳产奠定基础（表3）表年注水井工作统计表
320132.油井工作1）油井完成工作新井截止12月底，全站共新投17口，其中转注4口（D
2094、D
2036.D
2111.D2102）,调关2口（滴
314.滴315）,目前油井开井14口，目前日产水平45t/d（表4）表42013年新井投产跟踪表目前生产情况序号井号井别累液t累油t备注泵径（油冲程m冲次液量t油量t含水％嘴）mm注水井转注1D209438/
4.
01.
25.
0646.
1631.0注水井转注2D
203638.
01.
25.
0410.
9395.5注水井转注3D
211138.
01.
85.
0561.
5184.1注水井转注4D
210238.
01.
84.
0562.
9527.2采油井5D204238/
5.
01.
84.
08.
68.
34.
02097.
62016.2采油井6D
210338.
01.
84.
02.
72.
218.
01098.
1855.6采油井7D
211038.
03.
04.
09.
44.
156.
01150.
6704.8采油井8D
210932.
01.
84.
07.
23.
157.
01586.
8851.4采油井9D
210538.
03.
04.
06.
55.
318.
0760.
3601.6采油井10D
209538.
01.
84.
05.
43.
535.
0543.
6386.9采油井11D209332/
3.
51.
84.
07.
17.
00.
9475.
1461.3采油井12D
203932.
01.
84.
09.
69.
60.
2329.
8299.2采油井13D
210132.
01.
84.
06.
25.
020.
0259.
3199.8采油井14D
209232.
01.
84.
05.
82.
950.
0180.
1100.1采油井15D
203238.
01.
84.
09.
99.
9.
3187.
9166.716滴314评价井
32.
01.
84.
00.
0757.
8374.5调关17滴315评价井
38.
01.
25.
00.
03.
552.
543.8调关合计
68.
544.
910662.
78214.6措施井油井措施作业7井次，其中压裂1口（D219）、回采2口（滴
210、滴314）、补层2口（D
1117、DX2449）挤液1口（滴307）、堵水1口（D2028）目前日增水平l.8t/d（表5）表52013年注水井工作统计表措施前目前措施进系统日增水平序号井号措施内容日期井口产液（t/d）产油t/d含水（%）产液t/d含水（%）产液t/d（t/d）产油t/d1D2192013-4-4压裂
1.
70.
947.
14.
95.
61.
275.
50.32滴2102013-4-6回采
6.
76.
61.
58.
39.
47.
411.
00.83滴3072013-7-29挤液
3.
10.
970.
88.
910.
11.
385.
80.44D11172013-8-5补层
8.
62.
175.
614.
516.
51.
986.75DX24492013-8-19补层
2.
21.
340.
97.
68.
60.
791.26滴3142013-11-2回采
5.
80.
886.
20.07D20282013-11-23堵水
9.
00.
0100.
07.
58.
50.
494.
90.4合计
37.
112.
651.
712.
81.8老井老井根据油井的实际生产情况，通过动态控制图、工图、液面、泵效等进行全面分析，并根据开发所动态分析情况，合理控制部分井采液强度，先后进行抽油参数的调整33井次，检泵作业22井次，系统试井4井次，有效提高了抽油井泵效，确保油井正常生产
四、产量分析
1.递减分析截止2013年11月底，未措施井水平自然指数递减为
14.03%,其中滴2井区
29.31%,滴12井区
14.44%,滴20井区
10.45%滴西12井区
14.96%（表6）表62013年各区块指数递减统计表区块滴2滴12滴20滴西12合计指数自然递减
29.
3114.
4410.
4514.
9614.
032.未措施分析1）减产分析与2012年12月对比，见产主要为含水上升减产滴12井区合计减产
15.lt/d,其中含水减产13口，液量下降1口，减产井全区分布，由于调剖工作开展较晚，见效还有待时间，减产为递减；滴2井区合计减产
8.0t/d,区块减产最大，由于该区块近2年调剖采用降粘驱油方式，从整体效果看，该区块水窜通道已经形成，该方式明显无法封堵大孔道，含水上升较快；滴20井区合计减产
29.4t/d,该区块看由于油藏存在高渗通道，界面窜流严重，通过注水井分注效果不明显，从今年调剖效果看，部分注水井高渗通道明显封堵，区块老井递减在
10.45%,但施工较晚井组，以及转注较晚井组，含水明显上升较快；滴西12井区合计减产26t/d,其中含水减产15口，液量下降2口，滴西井区由于地层复杂，各小层发育面积较小、且不连片，造成注水井不能有效进行驱油，该井区含水升主要表现为地层水（见表7）表7减产统计表（201212〜201311）2012年12月生产数据2013年11月生产数据序号井号区块层位含水对比水平对比备注日产液量日产油量含水比日产液量日产油量含水比1D1117滴12Jib
8.
52.
372.
712.
61.
885.
612.9-
0.5含水升2滴12滴12Jib
2.
71.
255.
92.
40.
772.
116.2-
0.5含水升311025滴12Jib
6.
31.
773.
27.
91.
186.
613.4-
0.6含水升D1107滴12Jib
73.
155.
86.
72.
464.89-
0.7含水升15D1017滴12Jib
5.
84.
620.
25.
83.
834.
113.9-
0.8含水升6D210滴12Jib
3.
51.
654.
820.
861.
56.7-
0.8含水升7D1114滴12Jib
6.
21.
969.
56.
418515.5-
0.9含水升8D1111滴12Jib
8.
74.
647.
212.
23.
472.225-
1.2含水升9滴223滴12Jib
6.
12.
4606.
41.
281.
321.3-
1.2含水升1011011滴12Jib
8.
9154.
57.
22.
467.
312.8-
1.6含水升11D1105滴12Jib
6.
43.
840.
36.
82.
169.
228.9-
1.7含水升12D203滴12Jib
93.
659.
97.
71.
77818.1-
1.9含水升13D1018滴12Jib
8.
65.
1418.
6364.
623.6-
2.1含水升1411006滴12Jib
8.
82.
374.
381.
7794.7-
0.6液量降小计-
15.11D3005滴2Jib
9.
11.
879.
99.
61.
3866.1-
0.5含水升2D3026滴2Jib
6.
33.
446.
862.
853.
46.6-
0.6含水升3D3001滴2Jib
5.
12.
159.
84.
81.
373.
113.3-
0.8含水升4滴301滴2Jib
10.
8281.
510.
21.
189.58-
0.9含水升5D3032滴2Jib
62.
262.
77.
11.
283.
220.5-1含水升6D3024滴2Jib
8.
53.
855.
88.
32.
767.
511.7-
1.1含水升7滴2滴2Jib
8.
53.
954.
59.
71.
683.
128.6-
2.3含水升8D3007滴2Jib
10.
72.
180.
37.
21.
381.
71.4-
0.8液量降小计-81D2046滴20Jib
11.
62.
677.
513.
42.
184.
26.7-
0.5含水升2D2028滴20Jib
11.
45.
25411.
64.6606-
0.6含水升3D2006滴20Jib
9.
23.
858.
78.
73.
164.76-
0.7含水升4D2024滴20Jib
6.
15.
214.
26.
74.
532.
318.1-
0.7含水升512066滴20Jib
9.
2545.
59.
54.
156.
711.2-
0.9含水升6D2084滴20Jib
10.
1101.
210.
3912.
911.7-1含水升7D2011滴20Jib
8.
73.
955.
59.8上
87115.5-
1.1含水升8D2019滴20Jib
4.
84.
63.
84.
13.
41814.2-
1.2含水升9D2017滴20Jib
880.
38.
96.
62625.7-
1.1含水升10D2022滴20Jib
8.
4364.
613.
61.
588.
924.3-
1.5含水升11D2083滴20Jib
6.
76.
61.
77.
24.
53735.3-
2.1含水升12D2071滴20Jib
8.
96.
428.
410.
23.
962.
233.8-
2.5含水升13D2001滴20Jib
8.
56.
226.
79.
53.
662.
135.4-
2.6含水升14D2013滴20Jib
9.
28.
310.
36.
24.
921.
511.2-
3.4含水升15D2087滴20Jib
7.
87.
71.
37.
14.
241.
440.1-
3.5含水升1612086滴20Jib
9.
29.
20.
47.
15.
127.
827.4-
4.1含水升17D2031滴20Jib
7.
37.
20.
75.
85.
63.73-
1.6液量降小计-
29.41DX2477滴西12Klh
2.
31.
4411.
70.
757.
516.5-
0.7含水升21X2539滴西12Klh
21.
1440.
80.
453.
99.9-
0.7含水升3DX2009滴西12Klh
4.
94.
410.
74.
73.
622.
812.1-
0.8含水升4DX2483滴西12Klh
62.
361.
36.
51.
479.
217.9-
0.9含水升5DX2469滴西12Klh
2.
91.
935.
92.
7163.
727.8-
0.9含水升6DX2002滴西12Klh
5.
1422.
26.
63.
152.
930.7-
0.9含水升7DX2449滴西12Klh
2.
31.
632.
57.
30.
790.
457.9-
0.9含水升8DX2480滴西12Klh
10.
81.
784.
612.
90.
794.
49.8-1含水升91X2501滴西12Klh
113.
370.
2112.
280.
19.9-
1.1含水升10DX2492滴西12Klh
7.
64.
442.
583.
161.
318.8-
1.3含水升11DX2580滴西12Klh
14.
21.
887.
490.
495.
98.5-
1.4含水升12DX2451滴西12Klh
13.
52.
879.
415.
61.
491.
211.8-
1.4含水升131X2457滴西12Klh
104.
753.
510.
32.
97218.5-
1.8含水升14DX2481滴西12Klh
11.
62.
974.
914.
70.
199.
524.6-
2.8含水升15DXD2007滴西12Klh
12.
17.
438.
78.
1099.761-
7.4含水升16DX2462滴西12Klh
13.
51.
290.
912.
80.
695.
34.4-
0.6液量降17DX2459滴西12Klh
7.
67.
60.
36.
36.
210.7-
1.4液量降小计-26合计
220.
9142.4-
78.52）增产分析与2012年12月生产能力对比，增产总计18口井，合计增产
18.3t/d,其中滴12井区4口井增产，3口井为调剖见效，1口井（DH13）为检泵后泵效提高；滴20井区9口井增产，本年调剖井组，说明通过调剖有效改善注水波及体积，调剖明显见效；滴西12井区1口井增产，注水见效1口（DX2301）,封隔器失效后上层参与生产1口（滴202）,检泵后泵效提高3口（表6）表6增产统计表（201212〜201311）
3.关井情况目前关井状态有生产能力的井共有13口，日生产能力
7.0t/d,其中DXD2007需检泵作业，滴314单井管线冻，其它井均可直接开井生产（表9）表关井生产情况统计表（）
92013.12关井前生产情况序号井号区块层位关井日期备注液量t/d油量t/d含水（%）1D1051滴122013-11-
267.
5099.92D1052滴12J仍2013-11-
3021.
335.6冬关3D3038滴2J/2013-11-
261.
30.
380.6冬关4DX2539滴西12KM2013-11-
260.
80.
453.9冬关5DX2542滴西12KM2013-11-
265.
10.
198.7冬关6DX2582滴西12仆力2013-11-
260.
1082.7冬关7DXD2500滴西12KM2013-11-
81.
8099.9冬关8滴304滴2J仍2013-11-
140.
80.
541.6冬关9滴315滴20J仍2013-11-
302.
22.
16.0需挤液10滴314滴20J/2013-11-
85.
51.
180.9需管线解冻11DX2580滴西12KM2013-12-
2890.
495.9控关12DX2481滴西12KI/2013-12-
2814.
70.
199.5控关13DXD2007滴西12%力2013-12-
268.
1099.7漏失关合计
58.
96.
24.2014年产量预测未措施2013年12月底月报核实日产水平为412t/d,参考今年自然递减
14.03%,2014年预计将完成
13.86万吨，考虑关井、测压影响，完成
13.7万吨新井落实滴20井区6口，滴西12井区4口，滴2井区9口，油井11口,水井8口，全年预计产油
0.6万吨，2014年预计将完成
14.3万吨表年产量递减预测表920141月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月合计407402397392387382377372368363359354126121124912298117521199211460116941154711035112601076010980138640
五、下步计划
1.继续坚持全站开展日产量分析由站干部牵头成立油水井分析小组，让全站人员共同参与（站干部和资料员负责落实示功图、动液面、井下结构状况等信息，班长和巡检人员负责现场落实、处理），通过建立建全站井史，全员分析生产动态，提高单井管理水平，有针对性的找出单井存在的问题，排除不正常因素，保证油井在泵况上处于最佳状态，从管理上找油，具体从以下几方面进行
①班长牵头成立现场油水井分析小组，主要对生产现场出现液量异常井进行分析分析内容包括计量信息（单罐量油）落实情况，保温情况是否正常，抽油参数是否变化，抽油设备是否正常，巡检人员现场落实、处理，并将结果上报采油站
②资料工牵头主要负责对各单井计量信息、含水信息的收集，坚持每天多媒体汇报日产量，让员工了解各区块产量形势，发现问题，及时反应到站内值班干部，并进一步落实，及时反馈信息
③地质员牵头，站内干部参与对现场油井进行分析，进一步落实抽油泵的生产情况，热洗周期的分析，示功图是否异常，动液面变化，井口压力的变化等，分析影响产量的因素，提出增产的措施，并负责落实措施后的生产情况及变化，每月下发上月油水井生产现状表到各区块，指导现场分析，并及时上报躺井修复措施、有潜力的常关井开井措施、合理油井地面参数调整措施
④站值班干部牵头每日对以上反应信息进行讨论，确定最终的处理意见,并安排现场实施或通过异常井报表、参数优化建议表形式上报相关单位
2.加强新井管理根据新井开钻一完井一地面建设一新井投产一投产后全年跟踪工作流程进行，在地面建设以及新投作业完工后确保2小时进系统，保证时率
3.每月定期开展水平对比分析坚持每月对全站油水井进行产量水平对比分析，新井及措施分析，井口产量各项指标完成情况分析，并通过多媒体形式分析报告，通过以上分析，发现问题及时处理、上报，提出相应的措施对策，报全站讨论以及相关单位，并针对分析的异常井进行热洗、碰泵、诊断等工作，提高单井泵效，从而保证了油井正常
4.加强注水井精细管理根据现场问题及资料情况及时分析注水井生产情况，加强注水井措施管理工作,特别是调剖井管理，做到及时跟踪、分析调剖效果对于异常注水井及时处理，督促员工重视注水井工作，认真调配注水量，避免水井超欠注，避免人为因素致使油井含水波动；
5.规范资料台账进一步规范站区基础资料管理，对现场基础资料台账进行核实，原始台账的填写,单量计量和巡检报表、注水井配注的执行情况等台账进行详细的核实，以查现场资料录取为手段，对产建新区、措施老井、配注执行情况等为重点，从资料录取源头抓起，切实提高第一手资料录取的真实性、可靠性
6.员工地质知识培训计划每季度对各区块员工进行一次地质知识培训，通过理论讲解，解惑了员工在生产中遇到的问题，提高员工的地质知识，并且指导现场员工进行产量分析，使员工掌握了油井分析的方法，提高了员工管理油水井的能力，更有利于油水井的正常生产
7、完善单井井史加强井筒管理全面完善油水井的钻井资料、测试资料、修井井史以及单井井身结构，为地质措施提供详实的参考依据，也为井控提供安全保障，保证清蜡、检泵后跟踪到位，确保单井工况正常，提高油井效率地质岗2013年12月。
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