中國石油大學華東現(xiàn)代遠程教育畢業(yè)大作業(yè)實踐報告.doc

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1、中國石油大學（華東）現(xiàn)代遠程教育畢業(yè)大作業(yè)（實踐報告）題 目： 64-4-5井組實踐報告 學習中心： 勝利油田濱南學習中心 年級專業(yè)： 網(wǎng)絡(luò)11春 油氣開采技術(shù) 學生姓名： 周武臣 學 號： 11952132015 實踐單位： 勝利油田濱南采油廠二礦 實踐起止時間：12年9月10日12年11月10日 中國石油大學（華東）遠程與繼續(xù)教育學院完成時間： 2012 年 12 月 1 日中國石油大學（華東）現(xiàn)代遠程教育畢業(yè)大作業(yè)（實踐報告）實踐單位評議表年 級網(wǎng)絡(luò)11春層 次高起專專 業(yè)油氣開采技術(shù)姓 名周武臣學 號11952132015學習中心 （函授站）勝利油田濱南學習中心實踐報告題目64-4-5

2、井組實踐單位勝利油田濱南采油廠實踐地點勝利油田濱南采油廠二礦實踐時間12年9月10日12年11月10日實踐單位意見該同志是在工作中和平時學習中積極主動，能夠做到愛崗敬業(yè)，認真負責，態(tài)度端正，勤奮好學。在日常工作中注重理論和實踐相結(jié)合，踏實肯干，吃苦耐勞。有創(chuàng)造性、建設(shè)性地獨立思維；具有一定的開拓和創(chuàng)新精神，接受新鮮事物較快，涉獵面較寬，能夠?qū)⑺鶎W知識有效的運用到實際工作中。能夠認真聽取老同志的指導(dǎo)，對于別人提出的工作建議，可以虛心接受；并能仔細觀察、切身體驗、獨立思考、綜合分析，靈活運用自己的知識解決工作中遇到的實際困難。能夠做到服從指揮，認真敬業(yè)，工作責任心強，工作效率高，執(zhí)行指令堅決。實習

3、單位蓋章2012年 11 月 23 日備 注64-4-5井組實踐報告一、實踐目的（不少于100字）我工作的單位是勝利油田歡濱南采油廠二礦作業(yè)三區(qū)，地處白鷺湖油田644塊西北部，屬于稀油區(qū)塊，開發(fā)20多年來，井組5口油井平均單井日產(chǎn)油量8噸以上穩(wěn)產(chǎn)。目前平均單井日產(chǎn)油量7噸，研究其開發(fā)動態(tài)特征，分階段開發(fā)對策實施效果對指導(dǎo)區(qū)塊下步開發(fā)有重要借鑒意義。二、實踐單位及崗位介紹我目前工作的單位是勝利油田濱南采油廠二礦作業(yè)三區(qū)。我的崗位職責是負責油水井的計量工作并負責資料的匯總及填寫，64-4-5井組位于該塊西北部，局部構(gòu)造為一東南向西北傾的單斜構(gòu)造，井區(qū)油層厚度發(fā)育大，是區(qū)塊平面上四砂組油層迭合厚度最

4、大的井區(qū)，井組5口油井目前平均單井日產(chǎn)油量7噸。三、實踐內(nèi)容及過程（不少于1500字）一、 基本概況1、區(qū)塊背景644塊位于白鷺湖油田中區(qū)，構(gòu)造形態(tài)為一穹隆背斜。該塊主力開發(fā)層系為沙三中四砂組，區(qū)塊含油面積3.1Km2，地質(zhì)儲量469萬噸；油藏類型屬特低滲透構(gòu)造巖性油藏，平均孔隙度15.85%，滲透率11.5810-3m2。區(qū)塊自91年8月投入開發(fā)，至2003年5月，油井開井30口，核實日液水平423噸，日油水平122噸,綜合含水68.2%, 累積采油82.3104t,采出程度17.55%；水井開井17口，日注水平538m3，月注采比1.06, 累積注水211104m3,累注采比0.87。2、

5、井組概況64-4-5井組位于該塊西北部，局部構(gòu)造為一東南向西北傾的單斜構(gòu)造，井區(qū)油層厚度發(fā)育大，是區(qū)塊平面上四砂組油層迭合厚度最大的井區(qū)，自上而下劃分為四個含油小層S342、S343、S344、S345，其中S343、S345小層為主力含油層，油層厚度分別為17.4m、10.5m，是井區(qū)主要開發(fā)目的層。井組油井5口，目前開井3口，井組日產(chǎn)液量60.9噸，日產(chǎn)油量19.6噸，綜合含水67.8%，平均單井日油7噸，水井1口，日注水52m3，累注水196736 m3。井區(qū)分砂層組物性參數(shù)統(tǒng)計表層位面積(km2)孔隙度(%)滲透率(10-3m2)厚度(m)儲量(104t)420.3412.8106.4

6、10.9430.3416.913.617.429.6440.213.27.11.91.9450.4114.98.310.521.5小計63.9油井生產(chǎn)狀況統(tǒng)計表井號生產(chǎn)層位2003.05累油累水備注日液日油含水液面64-14458.21.680.61517505071581964-20453421423807動關(guān)64-1743、4387316051764-124325.67.2721004388794927564-154327.111.657.111923869319801小計60.920.467.81238201024169219二、 開發(fā)階段特征及對策（一）、開發(fā)階段1、彈性開發(fā)階段（91

7、.892.11）井組開發(fā)初期以S345層為主，井組油井4口，階段累采油15114噸，累采水116噸，開發(fā)特點表現(xiàn)為：地層壓力持續(xù)下降，油井產(chǎn)量下降。從64-12井測壓資料計算，彈性產(chǎn)率846.5t/Mpa（91.8月投產(chǎn)，原始地層壓力29.64Mpa，92.6月階段末地層壓力20.75 Mpa，階段壓降8.89Mpa，階段累油7525噸），每采1%地質(zhì)儲量地層壓降2 Mpa，屬于弱邊水。2、注水開發(fā)階段（92.11目前）92.11月，64-4-5井組井投注，注水層位S345， 93.2月補孔S343層合注，井組實現(xiàn)了注水開發(fā)。投入注水開發(fā)以來，針對開發(fā)動態(tài)變化，主要通過合理配注、不穩(wěn)定注水、平

8、面注采井網(wǎng)調(diào)整、鉆補充完善井等開發(fā)對策，實現(xiàn)了井組穩(wěn)產(chǎn)。（二）、開發(fā)對策及效果1、 及時轉(zhuǎn)注，合理配注，促使油井全面受效為穩(wěn)定油井產(chǎn)能，我們及時轉(zhuǎn)注，轉(zhuǎn)注前地層壓力22.8Mpa，為原始地層壓力的77%，壓力保持狀況較好；合理配注，初期以補充地層能量為主，注水受效前（93.7月）采取高注采比，S345井層月注采比1.4，階段累注采比0.75。投入注水開發(fā)后，地層壓力回升，井組油井不同程度見效，以S345層為例，對應(yīng)3口受效油井，注水受效期6-9個月，受效后10個月油井產(chǎn)量達到峰值。受效前井組日產(chǎn)液28.1噸，日產(chǎn)油26.1噸，受效后井組峰值日產(chǎn)液量達59.3噸，日產(chǎn)油量達58.5噸，增產(chǎn)幅度達

9、2.24倍。油井注水見效效果對比表井號生產(chǎn)層位流動系數(shù)受效前受效后對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小計28.326.159.358.532.4控制油井受效的主要因素是井網(wǎng)狀況和儲層平面物性差異：64-20、64-12井均處于64-17井北部，由于64-20井儲層物性好于64-12且距64-17井井距小，水驅(qū)主流線方向首先沿64-20方向形

10、成，64-12井為相對分流線方向，開發(fā)過程中表現(xiàn)為主流線方向油井先受效，受效后增產(chǎn)幅度大，穩(wěn)產(chǎn)期長，分流線方向油井受效相對較差，壓力回升慢，穩(wěn)產(chǎn)期短。64-12井實測壓力統(tǒng)計表時間92.6.492.12.593.3.1793.10.1894.3.2895.8.1396.5.7壓力23.8116.1617.4516.1917.8916.01716.069受效后控制油井產(chǎn)能的主要因素是地層能量保持狀況：注水受效前由于動用時間晚，F(xiàn)8-14井壓力保持水平好于F29井，受效前壓力分別為26.4 Mpa、20.5Mpa，受效后在工作制度相同的情況下同期采油強度分別為2.6 t/d.m，1.7t/ d.

11、m。2、 做好井組注采平衡監(jiān)控，保證油井見效后穩(wěn)產(chǎn)、高產(chǎn)A、根據(jù)地層壓降狀況，確定合理生產(chǎn)壓差，促使油井見效后高產(chǎn)建立地層總壓降生產(chǎn)壓差關(guān)系曲線，根據(jù)地層壓力保持狀況，確定合理生產(chǎn)壓差，對地層壓力保持水平較差的64-12井通過加深泵掛放大生產(chǎn)壓差引效，實施后單井日增油4噸。B、做好注采系統(tǒng)平衡預(yù)測，優(yōu)選注采比S345層溫和注水根據(jù)該塊數(shù)模結(jié)果，注采比與油井含水上升呈正相關(guān)，根據(jù)地層壓力保持水平，穩(wěn)產(chǎn)期井組總體注采比控制在0.7-1.0，油井總體受效較好，表現(xiàn)為無水采油期較長16-25個月（區(qū)塊平均15個月）。從井組實際液量日注水平關(guān)系與井組注采平衡圖是相吻合的，說明在穩(wěn)產(chǎn)期對S345層的注采比

12、的選擇是合理的。 注采比0.8，注采井數(shù)比1:3確定合理壓力界限，S343層低注采比降壓開采，控制油井含水上升速度S343層與S345層開發(fā)不同點是其是一個先注后采的過程，地層壓力保持水平高，且井層由于動用時間晚，油層不同程度水淹。S343層上返油井初產(chǎn)統(tǒng)計表井號初產(chǎn)水分析地層水日液日油含水液面礦化度水型礦化度水型64-1539.524.139井口5341.5NaHCO311105NaHCO364-1242.213.268.8井口6887NaHCO3為此，借鑒S345層開發(fā)中合理地層壓力保持水平的確定，及時制定水井調(diào)配依據(jù)，綜合考慮，以低注采比降壓開采，控制油井含水上升為主，總體月注采比保持在

13、0.50.8，控制油井含水上升速度，實施后效果較好， S343層油井含水不同程度下降，尤其是新補孔井64-12、64-15，64-20井油井產(chǎn)量保持在17噸以上穩(wěn)產(chǎn)了4年， 64-12井日產(chǎn)油量保持在初產(chǎn)13噸以上穩(wěn)產(chǎn)了3年9個月，2井穩(wěn)產(chǎn)階段末含水均低于投產(chǎn)初期含水，取得了較好的控水穩(wěn)油效果。注采比0.6注采井數(shù)比1：33、針對油井見效特點，實施不穩(wěn)定注水，改善水驅(qū)開發(fā)效果因井組油水井多數(shù)均經(jīng)過壓裂改造，加大了油藏平面非均質(zhì)程度，裂縫的存在在注水開發(fā)中起主導(dǎo)作用，反映為注水見效后調(diào)配見效時間短（1530天）。對于裂縫孔隙介質(zhì)油藏，驅(qū)替速度不同，驅(qū)油方式不同。當注入速度比較大時，注入水首先進入

14、裂縫和裂縫附近的大孔隙，并同時向裂縫兩側(cè)擴展，當注入速度比較小時，對于水濕油藏，毛細管力作用是驅(qū)油的動力，注入水首先在較大的毛細管力的作用下，進入較小的孔隙中驅(qū)油，從孔隙系統(tǒng)驅(qū)替出的原油除一部分通過系統(tǒng)本身運輸外，主要是驅(qū)向裂縫，裂縫起著原油的集輸作用。因此實施不穩(wěn)定注水，充分利用油藏不同驅(qū)油能量，對提高油藏波及系數(shù)，改善水驅(qū)效果理論上是可行的。96年在對區(qū)塊數(shù)值模擬預(yù)測也表明不穩(wěn)定注水方式優(yōu)于常規(guī)注水方式。在實際開發(fā)過程中，64-4-5井組井基本采取此種注水方式，也是井組實現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)的重要原因。4、做好平面、層間儲量動用狀況分析，合理動用A、油井補孔，提高層間儲量動用狀況針對64-12井低產(chǎn)低效

15、，97.9月對該井上返S343層生產(chǎn)，壓裂后油井間噴生產(chǎn)，日增液42噸，日增油13.2噸。B、打補充完善井，提高平面儲量動用狀況971月針對井組西部儲量控制儲量相對較差，鉆零星完善井1口，初期投產(chǎn)S342層，由于油層厚度相對較小，彈性開采，油井穩(wěn)產(chǎn)產(chǎn)量較低，98.12月對該井下返補孔壓裂S343層生產(chǎn)，初期日產(chǎn)液39.5噸，日產(chǎn)油24噸，綜合含水39%。5、及時油井轉(zhuǎn)注，改善平面水驅(qū)狀況由于長期注水受效方向單一，64- 15井95.1月開始含水上升，為改善平面水驅(qū)狀況，于95.6月對北部油井64-12轉(zhuǎn)注，增加了64-20井受效方向，有效控制了油井含水上升，油井供液狀況得到了加強，使油井保持日

16、油15噸以上又穩(wěn)產(chǎn)了30個月。三、 井組開發(fā)效果評價1、井組油井受效程度高，受效后穩(wěn)產(chǎn)期長，實現(xiàn)了高效開發(fā)注水開發(fā)以來，井組5口油井均注水見效，平均單井日油水平15噸以上穩(wěn)產(chǎn)了3年，10噸以上穩(wěn)產(chǎn)了5年，目前平均單井日油水平7噸，實現(xiàn)了高效開發(fā)。2、油藏水驅(qū)充分、儲量動用程度高、水驅(qū)采收率高 井組目前日油水平20.4噸，綜合含水67.8%，采出程度達28.4%，S345層目前日油1.6噸，綜合含水80.6%，采出程度達41%。四、 開發(fā)認識及下步建議1、注采平衡是注采調(diào)配的主要依據(jù)，在64-4-5井組開發(fā)過程中，通過注采系統(tǒng)平衡圖的建立，為井組井層配注提供了依據(jù)，針對井層間壓力保持狀況的差異，

17、井組調(diào)配過程中我們對S345層先強注（注采比1.4）后溫和注水（注采比0.8），對S343層實施了低注采比（0.6）降壓開采，開發(fā)實踐效果較好。2、 不穩(wěn)定注水是改善油藏水驅(qū)開發(fā)效果的重要手段，64-4-5井組不穩(wěn)定注水期間井組含水上升幅度小，97.11月98.10月井組含水58.2%64%，對應(yīng)理論含水上升率4.5，實際階段含水上升率為2.0， 64-15、64-12等主要受效井含水保持零增長。3、從地層物性分析，縱向上兩主力產(chǎn)層物性相當，但由于井組中同期分層采液狀況的差異，實現(xiàn)分層配注對井組穩(wěn)產(chǎn)是必要的。實際開發(fā)過程中，水井雖實施了分層注水，但測調(diào)達不到分水要求，是S345層后期供液變差，

18、開發(fā)形勢變差的主要原因。4、白鷺湖油田四砂組注水井不采取壓裂改造措施是可行的，從64-4-5井組S343層注水開發(fā)效果看，相對于同條件壓裂改造水井井組平面差異小，水驅(qū)波及程度高，水驅(qū)開發(fā)效果好。5、受2002年滾動擴邊影響，2002下半年以來井組開發(fā)效果是變差的，主要表現(xiàn)為井組油井含水上升，S343層油井液量下降，開發(fā)形勢變差，主要原因一是注采井網(wǎng)不完善，井區(qū)采油速度的提高使階段含水上升幅度增大；二是由于新井鉆井期間，影響水量較大，造成階段累注采比低（0.62）。 從目前注采井網(wǎng)狀況分析S343層注采井網(wǎng)相對合理，油井以多向受效為主；S345層注采完善程度差，有效注采井數(shù)比1：3，油井以單向受

19、效為主。64-4-5井組井區(qū)井網(wǎng)現(xiàn)狀表層位油井數(shù)水井數(shù)注采井數(shù)比有效注采井數(shù)比受效方向單向雙向多向43361：22：1214564/22：31：351下步可對S345層井網(wǎng)進行抽稀，油井上返2口：64-15、64-14；同時水井調(diào)配應(yīng)遵循加強新注水井層方向注水，弱化老注水井層方向注水原則，總體注采比控制在1.0左右，中心水井64-20井采取波動注水方式，調(diào)配周期30天。井區(qū)單井配注表井號注水方式注采比單井配注K1K2K3小計64-14分注1.70303064-20合注1.44064-17分注1.030104064-12分注0.65-1.020-3030-5050-8064-15合注1.55064-18分注1.22003050