中国石油大学(华东)现代远程教育-毕业大作业(实践报告).doc

中国石油大学（华东）现代远程教育毕业大作业（实践报告）题 目： 64-4-5井组实践报告 学习中心： 胜利油田滨南学习中心 年级专业： 网络11春 油气开采技术 学生姓名： 周武臣 学 号： 11952132015 实践单位： 胜利油田滨南采油厂二矿 实践起止时间：12年9月10日12年11月10日 中国石油大学（华东）远程与继续教育学院完成时间： 2012 年 12 月 1 日中国石油大学（华东）现代远程教育毕业大作业（实践报告）实践单位评议表年 级网络11春层 次高起专专 业油气开采技术姓 名周武臣学 号11952132015学习中心 （函授站）胜利油田滨南学习中心实践报告题目64-4-5井组实践单位胜利油田滨南采油厂实践地点胜利油田滨南采油厂二矿实践时间12年9月10日12年11月10日实践单位意见该同志是在工作中和平时学习中积极主动，能够做到爱岗敬业，认真负责，态度端正，勤奋好学。在日常工作中注重理论和实践相结合，踏实肯干，吃苦耐劳。有创造性、建设性地独立思维；具有一定的开拓和创新精神，接受新鲜事物较快，涉猎面较宽，能够将所学知识有效的运用到实际工作中。能够认真听取老同志的指导，对于别人提出的工作建议，可以虚心接受；并能仔细观察、切身体验、独立思考、综合分析，灵活运用自己的知识解决工作中遇到的实际困难。能够做到服从指挥，认真敬业，工作责任心强，工作效率高，执行指令坚决。实习单位盖章2012年 11 月 23 日备 注64-4-5井组实践报告一、实践目的（不少于100字）我工作的单位是胜利油田欢滨南采油厂二矿作业三区，地处白鹭湖油田644块西北部，属于稀油区块，开发20多年来，井组5口油井平均单井日产油量8吨以上稳产。目前平均单井日产油量7吨，研究其开发动态特征，分阶段开发对策实施效果对指导区块下步开发有重要借鉴意义。二、实践单位及岗位介绍我目前工作的单位是胜利油田滨南采油厂二矿作业三区。我的岗位职责是负责油水井的计量工作并负责资料的汇总及填写，64-4-5井组位于该块西北部，局部构造为一东南向西北倾的单斜构造，井区油层厚度发育大，是区块平面上四砂组油层迭合厚度最大的井区，井组5口油井目前平均单井日产油量7吨。三、实践内容及过程（不少于1500字）一、 基本概况1、区块背景644块位于白鹭湖油田中区，构造形态为一穹隆背斜。该块主力开发层系为沙三中四砂组，区块含油面积3.1Km2，地质储量469万吨；油藏类型属特低渗透构造岩性油藏，平均孔隙度15.85%，渗透率11.5810-3m2。区块自91年8月投入开发，至2003年5月，油井开井30口，核实日液水平423吨，日油水平122吨,综合含水68.2%, 累积采油82.3104t,采出程度17.55%；水井开井17口，日注水平538m3，月注采比1.06, 累积注水211104m3,累注采比0.87。2、井组概况64-4-5井组位于该块西北部，局部构造为一东南向西北倾的单斜构造，井区油层厚度发育大，是区块平面上四砂组油层迭合厚度最大的井区，自上而下划分为四个含油小层S342、S343、S344、S345，其中S343、S345小层为主力含油层，油层厚度分别为17.4m、10.5m，是井区主要开发目的层。井组油井5口，目前开井3口，井组日产液量60.9吨，日产油量19.6吨，综合含水67.8%，平均单井日油7吨，水井1口，日注水52m3，累注水196736 m3。井区分砂层组物性参数统计表层位面积(km2)孔隙度(%)渗透率(10-3m2)厚度(m)储量(104t)420.3412.8106.410.9430.3416.913.617.429.6440.213.27.11.91.9450.4114.98.310.521.5小计63.9油井生产状况统计表井号生产层位2003.05累油累水备注日液日油含水液面64-14458.21.680.61517505071581964-20453421423807动关64-1743、4387316051764-124325.67.2721004388794927564-154327.111.657.111923869319801小计60.920.467.81238201024169219二、 开发阶段特征及对策（一）、开发阶段1、弹性开发阶段（91.892.11）井组开发初期以S345层为主，井组油井4口，阶段累采油15114吨，累采水116吨，开发特点表现为：地层压力持续下降，油井产量下降。从64-12井测压资料计算，弹性产率846.5t/Mpa（91.8月投产，原始地层压力29.64Mpa，92.6月阶段末地层压力20.75 Mpa，阶段压降8.89Mpa，阶段累油7525吨），每采1%地质储量地层压降2 Mpa，属于弱边水。2、注水开发阶段（92.11目前）92.11月，64-4-5井组井投注，注水层位S345， 93.2月补孔S343层合注，井组实现了注水开发。投入注水开发以来，针对开发动态变化，主要通过合理配注、不稳定注水、平面注采井网调整、钻补充完善井等开发对策，实现了井组稳产。（二）、开发对策及效果1、 及时转注，合理配注，促使油井全面受效为稳定油井产能，我们及时转注，转注前地层压力22.8Mpa，为原始地层压力的77%，压力保持状况较好；合理配注，初期以补充地层能量为主，注水受效前（93.7月）采取高注采比，S345井层月注采比1.4，阶段累注采比0.75。投入注水开发后，地层压力回升，井组油井不同程度见效，以S345层为例，对应3口受效油井，注水受效期6-9个月，受效后10个月油井产量达到峰值。受效前井组日产液28.1吨，日产油26.1吨，受效后井组峰值日产液量达59.3吨，日产油量达58.5吨，增产幅度达2.24倍。油井注水见效效果对比表井号生产层位流动系数受效前受效后对比日油日液日油含水液面日液日油含水液面64-15S3454209.79.07.6160223.823.80160114.864-12S3451103.53.5016908.38.13.117584.664-14S3459015.113.69.1151227.226.62.1142813.0小计28.326.159.358.532.4控制油井受效的主要因素是井网状况和储层平面物性差异：64-20、64-12井均处于64-17井北部，由于64-20井储层物性好于64-12且距64-17井井距小，水驱主流线方向首先沿64-20方向形成，64-12井为相对分流线方向，开发过程中表现为主流线方向油井先受效，受效后增产幅度大，稳产期长，分流线方向油井受效相对较差，压力回升慢，稳产期短。64-12井实测压力统计表时间92.6.492.12.593.3.1793.10.1894.3.2895.8.1396.5.7压力23.8116.1617.4516.1917.8916.01716.069受效后控制油井产能的主要因素是地层能量保持状况：注水受效前由于动用时间晚，F8-14井压力保持水平好于F29井，受效前压力分别为26.4 Mpa、20.5Mpa，受效后在工作制度相同的情况下同期采油强度分别为2.6 t/d.m，1.7t/ d. m。2、 做好井组注采平衡监控，保证油井见效后稳产、高产A、根据地层压降状况，确定合理生产压差，促使油井见效后高产建立地层总压降生产压差关系曲线，根据地层压力保持状况，确定合理生产压差，对地层压力保持水平较差的64-12井通过加深泵挂放大生产压差引效，实施后单井日增油4吨。B、做好注采系统平衡预测，优选注采比S345层温和注水根据该块数模结果，注采比与油井含水上升呈正相关，根据地层压力保持水平，稳产期井组总体注采比控制在0.7-1.0，油井总体受效较好，表现为无水采油期较长16-25个月（区块平均15个月）。从井组实际液量日注水平关系与井组注采平衡图是相吻合的，说明在稳产期对S345层的注采比的选择是合理的。 注采比0.8，注采井数比1:3确定合理压力界限，S343层低注采比降压开采，控制油井含水上升速度S343层与S345层开发不同点是其是一个先注后采的过程，地层压力保持水平高，且井层由于动用时间晚，油层不同程度水淹。S343层上返油井初产统计表井号初产水分析地层水日液日油含水液面矿化度水型矿化度水型64-1539.524.139井口5341.5NaHCO311105NaHCO364-1242.213.268.8井口6887NaHCO3为此，借鉴S345层开发中合理地层压力保持水平的确定，及时制定水井调配依据，综合考虑，以低注采比降压开采，控制油井含水上升为主，总体月注采比保持在0.50.8，控制油井含水上升速度，实施后效果较好， S343层油井含水不同程度下降，尤其是新补孔井64-12、64-15，64-20井油井产量保持在17吨以上稳产了4年， 64-12井日产油量保持在初产13吨以上稳产了3年9个月，2井稳产阶段末含水均低于投产初期含水，取得了较好的控水稳油效果。注采比0.6注采井数比1：33、针对油井见效特点，实施不稳定注水，改善水驱开发效果因井组油水井多数均经过压裂改造，加大了油藏平面非均质程度，裂缝的存在在注水开发中起主导作用，反映为注水见效后调配见效时间短（1530天）。对于裂缝孔隙介质油藏，驱替速度不同，驱油方式不同。当注入速度比较大时，注入水首先进入裂缝和裂缝附近的大孔隙，并同时向裂缝两侧扩展，当注入速度比较小时，对于水湿油藏，毛细管力作用是驱油的动力，注入水首先在较大的毛细管力的作用下，进入较小的孔隙中驱油，从孔隙系统驱替出的原油除一部分通过系统本身运输外，主要是驱向裂缝，裂缝起着原油的集输作用。因此实施不稳定注水，充分利用油藏不同驱油能量，对提高油藏波及系数，改善水驱效果理论上是可行的。96年在对区块数值模拟预测也表明不稳定注水方式优于常规注水方式。在实际开发过程中，64-4-5井组井基本采取此种注水方式，也是井组实现稳产的重要原因。4、做好平面、层间储量动用状况分析，合理动用A、油井补孔，提高层间储量动用状况针对64-12井低产低效，97.9月对该井上返S343层生产，压裂后油井间喷生产，日增液42吨，日增油13.2吨。B、打补充完善井，提高平面储量动用状况971月针对井组西部储量控制储量相对较差，钻零星完善井1口，初期投产S342层，由于油层厚度相对较小，弹性开采，油井稳产产量较低，98.12月对该井下返补孔压裂S343层生产，初期日产液39.5吨，日产油24吨，综合含水39%。5、及时油井转注，改善平面水驱状况由于长期注水受效方向单一，64- 15井95.1月开始含水上升，为改善平面水驱状况，于95.6月对北部油井64-12转注，增加了64-20井受效方向，有效控制了油井含水上升，油井供液状况得到了加强，使油井保持日油15吨以上又稳产了30个月。三、 井组开发效果评价1、井组油井受效程度高，受效后稳产期长，实现了高效开发注水开发以来，井组5口油井均注水见效，平均单井日油水平15吨以上稳产了3年，10吨以上稳产了5年，目前平均单井日油水平7吨，实现了高效开发。2、油藏水驱充分、储量动用程度高、水驱采收率高 井组目前日油水平20.4吨，综合含水67.8%，采出程度达28.4%，S345层目前日油1.6吨，综合含水80.6%，采出程度达41%。四、 开发认识及下步建议1、注采平衡是注采调配的主要依据，在64-4-5井组开发过程中，通过注采系统平衡图的建立，为井组井层配注提供了依据，针对井层间压力保持状况的差异，井组调配过程中我们对S345层先强注（注采比1.4）后温和注水（注采比0.8），对S343层实施了低注采比（0.6）降压开采，开发实践效果较好。2、 不稳定注水是改善油藏水驱开发效果的重要手段，64-4-5井组不稳定注水期间井组含水上升幅度小，97.11月98.10月井组含水58.2%64%，对应理论含水上升率4.5，实际阶段含水上升率为2.0， 64-15、64-12等主要受效井含水保持零增长。3、从地层物性分析，纵向上两主力产层物性相当，但由于井组中同期分层采液状况的差异，实现分层配注对井组稳产是必要的。实际开发过程中，水井虽实施了分层注水，但测调达不到分水要求，是S345层后期供液变差，开发形势变差的主要原因。4、白鹭湖油田四砂组注水井不采取压裂改造措施是可行的，从64-4-5井组S343层注水开发效果看，相对于同条件压裂改造水井井组平面差异小，水驱波及程度高，水驱开发效果好。5、受2002年滚动扩边影响，2002下半年以来井组开发效果是变差的，主要表现为井组油井含水上升，S343层油井液量下降，开发形势变差，主要原因一是注采井网不完善，井区采油速度的提高使阶段含水上升幅度增大；二是由于新井钻井期间，影响水量较大，造成阶段累注采比低（0.62）。 从目前注采井网状况分析S343层注采井网相对合理，油井以多向受效为主；S345层注采完善程度差，有效注采井数比1：3，油井以单向受效为主。64-4-5井组井区井网现状表层位油井数水井数注采井数