调整挖潜

2024-11-27

调整挖潜（通用4篇）

调整挖潜篇1

摘要：目前萨北开发区北三西已进入特高含水期开采阶段, 随着区块含水逐渐上升, 部分开采层系注水与采液能力越来越不匹配, 需要对目前注采系统进行适当调整。本文通过注采系统调整后油井动态变化受效特征进行跟踪, 探索特高含水期水驱配套综合挖潜技术, 精细方案编制、精细生产管理, 及时实施配套技术, 取得了阶段成果, 又对其进行了分析总结。为今后其他区块精细挖潜调整提供了可借鉴的依据。

关键词：注采系统,地层压力,含水,措施挖潜

1 北三区西部基本概况

北三区西部位于大庆长垣萨尔图油田纯油区内, 含油面积18.50km2, 地质储量13098×104t, 纵向上发育萨尔图、葡萄花、高台子三套油层, 共分7个油层组, 27个砂岩组, 92个沉积单元。水驱北三西目前有五套开发层系, 即开采萨尔图主力油层的基础井网;开采葡二、高台子和萨、葡、高台子中低渗透层的一次加密井网;开采萨尔图和葡二、高台子薄差层的二次加密井网。

2 油田开发中存在的主要矛盾

北三西水驱经过40多年的注水开发, 进入特高含水期阶段, 开采难度不断加大, 各类油层动用状况仍存在较大差异, 薄差层和表外层动用厚度仍然较低, 为了更有效地发挥各套井网的潜能, 需要对该区块开发状况进行分析研究, 区块存在的矛盾主要表现在:

2.1 油水井数比偏高, 注采系统仍不完善

根据注采平衡原理及合理油水井数比公式计算出, 基础井网、一次加密调整层系、萨尔图油层二次加密调整层系的合理油水井数比分别为1.41、1.51和1.38, 2008年6月我们针对注采矛盾突出的北三区西部一次加密调整层系和萨尔图二次加密调整层系进行了注采系统调整, 到2009年底为止各套层系的实际油水井数比分别为1.38、2.16和1.77, 仍高于合理油水井数比, 同时注采调整前水驱控制程度相对较低, 分别为83.0%和86.6%。调整后虽然得到提高, 但仍需要做进一步的改善。

2.2 地层压力水平偏低, 分布不均衡

自2006年底到目前, 北三区西部连年降压关井, 2009年水驱地层压力9.66MPa, 总压差-1.58MPa, 虽然年恢复0.12MPa, 但较2006年上半年地层压力水平下降0.38MPa, 平均年下降0.13MPa。同时各井点压力差异较大, 压力分布不均衡, 低压井比例较高。总压差在较合理范围之内井数比例一直在20%以下, 特高、低压井数比例却一直高于53%。

2.3 水驱开发的对象逐渐变差, 调整挖潜难度逐年加大

随着葡一组主力油层和二类油层进行注聚开发, 水驱有142口油水井已经为其进行了层系封堵和停注, 萨一组油层成为基础井网及二次加密调整层系开发的主要对象。由于萨一组油层多为三角洲外前缘相沉积砂体, 油层发育较差, 增产措施挖潜弥补产量递减的作用将越来越小。同时因为萨一组是套损多发层位, 近几年已将其注水强度由14.3m3/d·m下调到目前的9.34m3/d·m。同时, 因为大量封堵停注层段的存在, 注水井依靠进一步细分调整提高注水质量的难度也将越来越大。截止到目前共有低效井、长关井161口, 占水驱总井数的40.0%, 影响开发效果。

上述分析表明, 水驱目前开采矛盾突出, 注采系统优化调整后, 水驱开采矛盾得到缓解, 因此我们要充分利用注采调整的有利时机, 进一步挖潜水驱剩余油, 保证水驱的开发效果。

3 针对开发矛盾, 采取综合性调整措施

北三区西部针对以上问题和矛盾, 在精细地质研究成果的基础上, 通过注水调整、优化油水井措施, 合理地进行压力系统调整, 使得水驱开发取得了较好的开发效果。

3.1 结合注采调整, 优化注水方案

我们利用注采系统调整时机加大细分调整力度共编制方案23口井, 方案实施后注水层段由79个增加到109个, 层段平均非均质系数由0.49下降到0.39。调整后周围43口采油井与调整前相比日增液63t, 日增油12t, 含水下降0.39个百分点。

同时针对匹配新老井注水关系编制方案12口井, 方案实施后老井的注水压力由12.71 MPa下降到12.45 MPa, 而新井的注水压力由11.03 MPa上升到11.35 MPa, 老井的注水强度由13.1 m3/d·m下降到9.6 m3/d·m, 而新井的注水强度由5.2 m3/d·m上升到7.4 m3/d·m, 调整后周围27口采油井与调整前相比日增液8t, 日增油4t, 含水下降0.33个百分点。

3.2 优化油井措施, 缓解层间矛盾, 同时治理长关井、低效井, 改善开发效果

在高含水后期, 为了挖掘剩余油, 改善低效井的开发效果, 必须以精细地质研究成果为指导, 利用注采系统调整时机, 实施油井措施25口井。平均单井日增油3.1t, 累计增油0.27×104t, 取得了较好的效果。一是为完善单砂体连通关系, 提高水驱控制程度实施补孔9口, 二是实施压裂10口, 三是为改善油层动用状况实施压堵结合1口井, 四是为提高注采系统调整效果, 换大泵5口井。

同时结合注采系统调整共对16口长关油井进行治理, 治理后日产液911t, 日产油72.7t, 综合含水92.02%, 累计增油0.92×104t, 还对10口低效井进行了治理, 治理后日增液329.2t, 日增油26.7t, 综合含水下降1.6个百分点, 累计增油0.275×104t。

4 取得的开发效果

4.1 注采状况得到改善

对比206口分层井, 控制层注水强度由9.08m3/ (d.m) 下降到8.26 m3/ (d.m) , 加强层注水强度由12.0m3/ (d.m) 上升到12.3 m3/ (d.m) , 分注率达到94.32%, 平均注水层段数由3.71个提高到3.88个。

同时吸水、动用状况进一步得到了提高。有效厚度吸水比例由80.3%增加到81.8%, 动用厚度比例由79%增加到80.9%, 由于水井方案调整加大了细分力度, 所以有效厚度小于0.5m的中低渗透层动用状况得到较大改善, 吸水、动用比例分别提高了3.8和3.4个百分点。

4.2 地层压力稳步恢复, 压力系统向均衡过渡

一是分层系地层压力得到合理调整。基础井网、一次、二次加密调整井2010年地层压力分别为10.3MPa、10.87MPa、8.91MPa, 与2009年相比分别上升了0.05MPa、0.14MPa、0.2MPa。

二是高低压井区间地层压力向合理范围过渡。从相同井压力分级变化情况看, 总压差小于-1.0MPa的井区地层压力回升了0.22MPa;从不同井压力分级变化情况看, 总压差小于-1.0MPa的低压井数比例减少了3口, 总压差介于-0.5MPa与0.5MPa之间井数增加了1口。

4.3 水驱产量递减得到有效控制

一是注水调整工作见到成效。注水井增注措施9口, 水井大修开8口井, 采油井均不同程度见效, 保证了水驱整体开发效果。

二是精心编制油井增产措施方案, 保证特高含水期增产效果。实施油井增产措施25口井, 年累计增产0.205×104t, 减缓综合递减0.71个百分点。

水驱自然递减得到较好的控制。2010年上半年自然递减为2.24%, 低于指标0.79个百分点, 综合递减-0.1%, 低于指标0.84个百分点。

4.4 产液结构得到进一步调整, 含水上升速度减缓

在注水井精细调整基础上, 进一步优化层系间、井组间产液结构, 有效控制含水上升。目前水驱综合含水92.22%, 与2009年年末相比下降了0.21个百分点。2010年精细注水井细分重组和方案优化, 年增油0.42×104t, 使全区含水下降0.09个百分点;实施油井压裂、补孔、三换等增产措施年增油0.205×104t, 控制水驱含水0.04个百分点。

通过上述调整措施, 2010年水驱年均含水92.38%, 水驱含水上升速度得到了较好控制。

5 几点认识

5.1 充分应用精细地质研究成果, 找出剩余油分布特点, 优化综合治理措施, 最大限度发挥油层潜力。

5.2 在高含水后期, 进行注采系统调整可以增加可采储量, 提高水驱采收率。

5.3 借助注采系统调整有利时机, 加大油井补孔、压裂等措施改造力度, 能更有效地完善注采关系。

调整挖潜篇2

---------------2009年以来，受全球金融危机的冲击，煤炭市场整体需求不旺，煤炭价格持续走低，给煤矿企业的经济运行带来很大压力。同时又受到执行价格调节基金、可持续发展准备金以及资源税从价计征等政策性增支因素的制约，煤矿企业成本大幅增加，成本控制难度加大，利润空间越来越小。煤炭企业要想实现经济根本性好转还需要做许多工作，单靠国家调整煤炭行业优惠政策带来转机已不现实。煤炭企业必须正视面临的困难和挑战，眼睛向内，苦练内功，挖掘潜能，才能持续提升盈利能力，保持企业又好又快发展。现就如何开源节流、增收节支、挖潜增效、提升盈利能力这一煤矿企业不得不去思考和面对的课题进行简单的探析。

一、依靠科技进步，实现矿井高产高效

优化生产布局，科学开采煤炭资源。由于中老矿井开采实践较长，受村庄压煤、开采深度加大、井下运输战线长、断层等影响，难以一翼一系布置储量大的工作面。因此，必须面对矿井现状和煤炭储量情况，积极组织工程技术人员进行攻关论证，优化生产布局方案，合理配系开采。积极收缩老区，加快矿井延伸步伐，探索新煤层、新煤系。优化多煤系开采布局，扩大矿井生产能力。

优化安全生产系统，提高矿井抵御安全风险的能力。安全是煤矿企业永恒的主题，是煤矿企业最大的效益，是煤矿职工最大的福利。煤矿企业抓住了安全，就能获得无形的效益。故此，煤矿企业要不断加大安全投入，在大力开展矿井质量标准化建设、改善作业条件和生产环境的同时，针对制约矿井安全生产的主要问题，上技术，上工程，上装备，不惜人力物力，提高各系统的安全可靠性，夯实安全基础，为煤炭生产营造良好的环境。

充分发挥机械化生产效能，提高矿井单产单进水平。要大力推广应用煤掘机、滑移支架、端头支护等机械化程度较高的先进技术装备，有条件的矿井还可以采用炮采、综采联合作业方式，最大限度地减少人工投入，压缩采掘人员，充分利用先进的设备和技术，全面提高矿井单产单进水平，实现高产高效。

运用放顶煤新工艺，合理开发有效资源。改变过去厚煤层分上下层开采的采煤工艺，实施一次性采全高放顶煤新工艺，提高采区回收率，最大限度地开采有效煤炭资源，取得矿井最佳经济效益。在煤炭资源回收管理上，要针对矿井地质条件，从源头做起，在保证安全的前提下，要求工作面的设计保证回收率的最大化；在生产组织上，严格落实采放分开和多轮次间隔循环放煤工艺，实施沿空送巷煤柱开采等技术，积极回收边角煤和残留煤。同时，还要把煤炭回收率同

采煤队的工资分配紧密挂起钩来，坚持每天探一次煤厚，工作面每班设两个掏煤工，上抓勾、上扫帚，溜子推后场光地净。通过多项有效措施，确保工作面回收率达到93%以上。狠抓煤质管理，提高煤炭质量。质量是企业的生命线。在煤质管理上，要把地面筛选系统改造作为一项“效益工程”来抓，利用螺旋筛对煤炭进行精选，力保煤炭发热量在5600千卡/千克以上。同时，针对井下地质条件变化情况，有针对性地采取做碴峒、回填、用编织袋装碴回填采空区和实行煤质风险抵押等措施，全面加强现场煤质管理，以优质煤达到增效作用。

二、推进精细化管理，提升煤矿企业竞争力

推进精细化管理是提升企业管理水平的必由之路，也是企业挖潜增效的最有效、最根本的途径。

通过精细化管理，严格细化质量标准。建立“纵到底、横到边，事事有人管、人人有专责”的岗位标准和操作标准，能够使各项精细化的管理渗透到每一个管理环节的“缝隙”，使不同岗位的员工按照各自标准操作，减少工作的盲目性和随意性，避免了盲目和随意造成的诸多安全隐患，从而把安全隐患消灭在萌芽状态，确保实现矿井的长治久安。

通过精细化管理，可以实现煤矿的高产高效。按照系统优化的总体思路，要求控制现场生产的每一道工序，为每一道工序制定标准并使每一道工序结果符合规定的标准。根据

煤炭生产的产品质量、工程质量和安全质量的要求，采取科学、有效的手段，对生产过程中影响工序质量的人员、机器、材料、方法、环境等因素进行的控制，通过对工序的研究，能够理顺生产过程中的关系，减少或取消多余的操作和动作，形成科学、规范、顺畅的生产流程，进而减少生产环节，提高工作效率。

通过精细化管理，规范各种管理行为，能够提升全员的执行力，确保各项工作任务的圆满完成。要不断建立完善岗位责任制和量化分解各项工作，以考核、奖励、处罚等手段，使每个岗位都有责任，各项工作层层分解，实现从区队、班组到个人都权责清晰、责任明确，有利于推进工作和调动员工的积极性。

三、三点联动，增强矿井应对市场变化的能力和水平抓好成本控制点。在经营管理上进一步规范细节、细化流程，建立责权分明、全程监控、严抓细管、运转流畅的经营管理体系，通过落实各项规章制度，提高执行力，实现企业效益最大化；强化物资采购、废旧物资处理等重点工作督察，有效防范经营风险，堵塞管理漏洞；突出抓好预算管理和采购管理，最大限度地盘活资产和设备；优化生产设计，严查重罚不合格工程，从源头上杜绝不经济、不合理的投入；积极强化技术改造、技术革新和技术管理工作，实现技术降本。

抓好节支降耗点。牢固树立“管理增效”的理念，深入开展“节约型矿井”创建活动，在材料管理、用电管理、节能降耗、修旧利废、物资采购、管理费支出等方面进一步强化管理控制，从节约用煤、节电、节水、节材等方面，层层分解节支降耗指标，对物资、材料的计划、审批、领用、现场使用等全过程监控、闭环化考核，严查重罚物资浪费现象。狠抓储备金降低、修旧利废、回收复用等重点工作，对井下回收生产物资实行集中统一管理，构建回收复用的大循环系统；严格控制非生产性费用支出，加强对各类费用的事前、事中、事后审计。

抓好效益增长点。积极实施煤炭质量、市场营销和资源回收率“三位一体”增效工程，实行目标化、流程化、全员化煤质管理；坚持灵活的营销策略，建立市场信息动态搜集、分析、报告制度，及时预测和把握市场脉搏，生产适销对路产品，巩固和扩大用户市场。全面强化资源回收率，进一步完善无煤柱开采放顶煤回采工艺和沿底送巷技术，将回收率指标分解到班组，落实到分管人员，严禁资源流失。同时，发挥资源优势，打造拳头产品，拉长产业链条，提高综合经济效益。

四、推行人本管理战略，提升煤炭企业向心力

建立健全人本管理机制。主要有动力机制，实施利益激励机制，即：创造满足员工各种需求的条件，激发员工的上

进动机；压力机制，即：在用人、选人、工资、奖励等管理工作中，充分发挥优胜劣汰的竞争机制；保证机制，即：健全社会保障体系，建立扶贫帮困基金，使员工在病、老、伤、残等情况下没有后顾之忧。同时，建立企业福利制度，以丰厚的福利增强企业凝聚力，培育职工的企业荣誉感、自豪感和归属感，调动全员干事创业的积极性和能动性。

开展人本管理工程。主要有精神风貌工程，即：通过各种精神激励手段，振奋员工的精神。教育员工树立正确的人生观、价值观，增强事业心、责任感、职业道德；环境影响工程，即：进一步加快煤矿企业技术装备的现代化进程，加强煤矿安全生产管理，改善煤矿员工的工作条件和环境，加快矿区绿化、美化建设；煤矿员工培育工程，即：全面提高煤矿员工素质，不断促使员工进步等。通过各种人本管理工程，转变全员的思想观念，形成“众人拾柴火焰高”的强势企业文化，为企业发展注入生机和活力。

调整挖潜篇3

1.1 基本概况

北二西水驱三次加密调整井位于北二西西部，于2004年10月开始陆续投产，到2005年底全部投入生产，共有采油井59口，注水井41口，采用250×250m五点法面积井网注水方式，开采对象为萨、葡、高薄差层和表外储层，北二西西块三次加密井平均单井设计初期产能2.5t/d，含水75%；初期平均单井日注水量为28.5 m3。

1.2 三次加密投产效果

截至2010年8月末，注水井开井41口，日注水1929m3，采油井开井52口，平均单井日产液827t，日产油100t，分别占区块的25.75%、24.33%、17.42%。

三次加密调整井投产初期产能低，未达到设计指标。北二西一、十一队三次加密采油井31口，萨、葡、高油层平均单井射开单砂层19个，砂岩厚度16.7m，有效厚度4.0m，地层系数0.672μm2·m。于2004年10月陆续投产，初期产能较低，平均单井日产液7.0t，日产油1.3t，含水80.3%，注水圈一个月后，产量变化不大，未达到方案设计指标要求。达到方案指标的只有6口井，占19.4%，这6口井中，限流法压裂完井5口井，初期单井日产液8t，日产油4t，含水50.0%；而北二西二、十二队三次加密采油井28口，平均单井射开砂岩厚度18.6m，有效厚度4.2m，地层系数0.687μm2·m。于2005年11月陆续投产，初期产能较低，平均单井日产液9.4t，日产油2.5t，含水73.8%，投产初期基本上能达设计要求，注水井平均单井日注量38m3，比一、十一队三次加密注水井多注11m3/d，同时也反映出二、十二队三次加密调整井的油层发育状况略好于一、十一队三次加密调整井。

2 开发简历

根据不同时期的开发特点将三次加密的开发过程划分为4个阶段：投产阶段、产能提高阶段、平稳生产阶段、综合挖潜阶段。

2.1 投产阶段 (200410-200605)

2004年10月北二西一、十一队三次加密调整井陆续投产，其中采油井31口，注水井20口；2005年11月，北二西二、十二队三次加密调整井陆续投产，其中采油井28口，注水井21口；该阶段日产液304t，日产油64t，含水78.5%。

2.2 产能提高阶段（200606-200612)

为提高区块的注采比，及时补充地下能量，注水井采取酸化9口井，水量增加了193m3，大修1口井，水量增加了54m3，采油井及时放大生产压差。对3口采出井实施压裂，日增液21.2t，日增油4.9t，含水下降了4.3个百分点，流压上升到0.76MPa。

2.3 平稳生产阶段（200701-200801)

该阶段注水井无大幅度调整，采出井无措施开采，保持平稳注水、平稳开采的良性开采状态。

2.4 综合挖潜阶段（200802-目前）

对采油井采取了压裂等措施，对水井实施酸化、压裂等措施，以完善该层系的注采关系。注水井措施25口，日增注572m3，采出井措施14口，日增液111t，日增油16.1t，含水下降0.9个百分点，流压上升1.82MPa。到了2009年11月由于泵压低的影响，注水量减少，产量下降。虽然通过油水井的治理措施，见到了一定的增油效果，但含水呈现上升趋势。

3 存在的问题

3.1 含水上升速度快

北二西水驱三次加密调整井至2010年8月，综合含水84.9%，与投产初期相比上升了11.51个百分点，平均每月上升0.16个百分点；不论是同期对比还是相同含水阶段对比，年含水上升速度均高于北二西水驱其它层系。

3.2 开采强度大

三次加密调整井的砂岩及有效注水强度均高于其它层系，而有效产液强度也高于其它层系，产液强度高于其它层系0.6-0.9t/d.m，采液强度过大同时也加剧了含水上升速度。

3.3 措施后含水值下降逐渐减缓

统计投产以来的措施，采取措施后含水由最初的2006年下降11.7个百分点，到2009年下降2.6个百分点，含水下降值逐渐减缓，控制含水上升速度难度越来越大。2010年措施后含水下降6个百分点，与2009年的2.6个百分点相比有所好转，主要原因是北2-350-31井实施了补孔、压裂结合的措施，采取与本层系及一次加密井对应补孔。采取措施后日增液33.6t，日增油7.2t，含水下降了8.8个百分点，取得了很好的效果。因此，重点应考虑与一次加密井网相结合，相互完善注采关系。

4 解决方案

4.1 控制三次加密含水上升速度

4.1.1 控制连通注水井的注水强度，降低三次加密采油井的采液强度。

4.1.2 加大连通注水井的细分力度。

4.1.3 做好注水井的精细测调工作，保证各小层按方案注水。

4.2 提高油层的动用程度

4.2.1 继续完善井网的注采关系，应多实施补孔、补压结合等措施，对于高含水井也可尝试补、压、堵结合的措施方式。

4.2.2 加大采油井的改造油层的力度。

4.2.3 改善注水井的吸水状况，通过注水井酸化、压裂提高注水井的吸水能力，另外通过小层单卡及层段重组减小层间矛盾。

5 几点认识

5.1 三次加密井油层发育极差，注采系统难以完善，产量递减迅速，稳产难度大。

5.2 同水驱其它层系相比，三次加密井开采强度大，采油速度高，随着进一步开采含水上升速度会有所趋缓，但仍会高于其它层系。

5.3三次加密是增加可采储量的有效途径, 与一次加密井网相结合, 针对三次加密调整层系补孔, 可以增加注水井点, 相互完善注采关系, 真正起到缩小井距的作用, 对研究三次加密井的调整有借鉴意义。

摘要：萨北开发区北二西水驱于2004年开始实施三次加密调整, 至今已完成北二西西部三次加密调整任务。通过对已调整的三次加密区块的跟踪, 投产初期平均单井产量未能完成预测指标, 含水上升速度快, 稳产效果差。下面就北二西西部三次加密的开采特点进行归纳、总结, 旨在提高对三次加密调整的认识, 对以后的三次加密调整有借鉴意义。