中国石油大学(华东)现代远程教育毕业大作业(实践报告)42980

1、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 组实践报告 学习中心：胜利油田滨南学习中心 年级专业: 网络们春油三开采技术 学生姓名：周武臣学号: 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年们月10日 中国石油大学（华东）远程与继续教育学院 完成时间:2012年止月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 网络门春 层次 高起专 专业 油气开采技术 姓名 me 学号 学习中心 （函授站） 胜利油田滨南学习中 心 实践报告题目 6445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

2、油厂二矿 实践时间 12年9月10日12年门月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 效率图， 执行指令坚决。 实习单位盖章 2012年11月

3、23日 备注 64-4-5井组实践报告 、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，

4、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) 、基本概况 K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11.58X WWo区块自91年8月投入开发，至200孙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. 3 X 10%,采出程度17. 55%;水井开井17 ,日注水平538R3,月注采比1.06,累积注水211 X 104m,累注采比

5、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Ss4 S34 Sa4 S34其中S,、S,小层为主力含油层，油层厚度分别为17. 4叭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52累注水196736 m3o 井区分砂层组物性参数统计表 层位 (km2) 孔隙度(%) 渗透率 do-3 遍 厚度(m) (104t) 42 0. 3

6、4 12.8 10 6.4 10.9 43 0. 34 16.9 13.6 17.4 29.6 4 A 0. 2 13.2 7. 1 P 1.9 1.9 45 0. 41 14.9 8.3 10.5 21.5 小计 63.9 油井生产状况统计在 井号生产|2003. 05累油累水 备注 层位日液 日油含水液向 64-14 45 8. 2 1.6 80.6 P 1517 50507 15819 64-20 45 34214 23807 动美 64-17 434 38731 60517 64-12 43 25.6 7.2 72 r 1004 38879 49275 64-15 43 27. 1 1

7、1.61 57. 1 r 1192 38693 19801 小计 60.9 20.4 67.8 1238 201024 169219 开发阶段特征及对策 （一）、开发阶段 K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，累采水门6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

8、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S34 93. 2月补孔S34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 采并网调整、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 仁及时转注，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， S3井层月注采比1.4,阶段累注采比0. 75o 投入注水开发后，地层压力回升，

9、井组油井不同程度见效，以 S3”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 液向 日液 日油 含水 液向 64-15 Ss45 420 9.7 9.0 7.6 1602 23.8 23.8 0 1601 14.8 64-12 Ss45 110 3.5 3.5 0 1690 8.3 8. 1 3. 1 1758 4.6 64

10、-14 回5 90 15. 1 13.6 9. 1 1512 27.2 26.6 2. 1 1428 13.0 小计 28. 3 26. 1 59. 3 58.5 32.4 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 64T7井北部，由于64-20井储层物性好于64T2且距64T7井井距小，水驱主流线方向首先 沿64-20方向形成，64T2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。 64T 2井实测压力统计表 时间 92. 6. 4 92.12.5 93.

11、3. 17 93. 10. 18 94. 3. 28 95.8. 13 96.5. 7 压力 23.81 16. 16 17. 45 16. 19 17. 89 16.017 16. 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，F8T4井压力保持水平好于F29井，受效前压力分别为26.4 Mpax 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. 6t/d.m, 1.7t/d. mo 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

12、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64T2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 S3”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）。 从井组实际液量一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。 片力界后视果系株平th恪 xo MW 00 10 注采比0.8,注采井数比1:3 确定合理压力界限，S3”层低注

13、采比降压开采，控制油井含水上升速度 S3f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 液向 矿化度 水型 矿化度 水型 64-15 39.5 24. 1 39 1 井口 :5341.5 NaHCOa 11105 NaHCOs 64-12 42.2 13.2 68.81 井口 6887 NaHCOs 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0.5

14、0.8,控 制油井含水上升速度，实施后效果较好，S34?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。 In o. e14ItIt 注采比0.6 注采井数比1 : 3 4 冷批工，上和爰第端平 乃2 14/M) 2000 3、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

15、间短（15-30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

16、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 97. 1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S34? 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S34?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

17、含水上升，为改善平面水驱状况，于95.6 月对北部油井64T2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 K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%, S,层目前日油 1.6吨,综合含水80.6%,采出程度达

18、41%。 四、开发认识及下步建议 K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S3”层先强注（注采比1.4）后温和注水（注采比0.8）,对S34?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 v 64T 2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Sb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S34层注水 开发效果 看，相对于同条件压裂改造水井井组平面