中国石油大学华东现代远程教育 毕业大作业实践报告.docx
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中国石油大学华东现代远程教育毕业大作业实践报告
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11.58×10-3μm2。
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82.3×104t,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211×104m3,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196736m3。
井区分砂层组物性参数统计表
层位
面积
（km2）
孔隙度
（%）
渗透率
（10-3μm2）
厚度
（m）
储量
（104t）
42
0.34
12.8
10
6.4
10.9
43
0.34
16.9
13.6
17.4
29.6
44
0.2
13.2
7.1
1.9
1.9
45
0.41
14.9
8.3
10.5
21.5
小计
63.9
油井生产状况统计表
井号
生产层位
2003.05
累油
累水
备注
日液
日油
含水
液面
64-14
45
8.2
1.6
80.6
1517
50507
15819
64-20
45
34214
23807
动关
64-17
43、4
38731
60517
64-12
43
25.6
7.2
72
1004
38879
49275
64-15
43
27.1
11.6
57.1
1192
38693
19801
小计
60.9
20.4
67.8
1238
二、开发阶段特征及对策
（一）、开发阶段
1、弹性开发阶段（91.8――92.11）
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20.75Mpa，阶段压降8.89Mpa，阶段累油7525吨），每采1%地质储量地层压降2Mpa，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
64-15
S345
420
9.7
9.0
7.6
1602
23.8
23.8
0
1601
14.8
64-12
S345
110
3.5
3.5
0
1690
8.3
8.1
3.1
1758
4.6
64-14
S345
90
15.1
13.6
9.1
1512
27.2
26.6
2.1
1428
13.0
小计
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
92.6.4
92.12.5
93.3.17
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，F8-14井压力保持水平好于F29井，受效前压力分别为26.4Mpa、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.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
64-15
39.5
24.1
39
井口
5341.5
NaHCO3
11105
NaHCO3
64-12
42.2
13.2
68.8
井口
6887
NaHCO3
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0.5~0.8，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：
3
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
注采井数比
有效注采井数比
受效方向
单向
双向
多向
43
3
6
1：
2
2：
1
2
1
45
6
4/2
2：
3
1：
3
5
1
下步可对S345层井网进行抽稀，油井上返2口：
64-15、64-14；同时水井调配应遵循加强新注水井层方向注水，弱化老注水井层方向注水原则，总体注采比控制在1.0左右，中心水井64-20井采取波动注水方式，调配周期30天。
井区单井配注表
井号
注水方式
注采比
单井配注
K1
K2
K3
小计
64-14
分注
1.7
0
30
30
64-20
合注
1.4
40
64-17
分注
1.0
30
10
40
64-12
分注
0.65-1.0
20-30
30-50
50-80
64-15
合注
1.5
50
64-18
分注
1.2
20
0
30
50
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