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 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 11
2、952132015 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，
3、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
4、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3.1Km 2，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 -3m 2。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6
5、8.2%, 累积采油82.3104t,采出程度17.55%；水井开井17口，日注水平538m 3，月注采比1.06, 累积注水21110 4m3,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、S 343、S 344、S 345，其中 S343、S 345 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
6、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(10-3m 2)厚度(m)储量(104t)42 0.34 12.8 10 6.4 10.943 0.34 16.9 13.6 17.4 29.644 0.2 13.2 7.1 1.9 1.945 0.41 14.9 8.3 10.5 21.5小计 63.9油井生产状况统计表2003.05井号 生产层位 日液 日油 含水 液面 累油 累水 备注64-14 45 8.2 1.6 80.6 1517 50507 1581964-20 45 34214 23
7、807 动关64-17 43、4 38731 6051764-12 43 25.6 7.2 72 1004 38879 4927564-15 43 27.1 11.6 57.1 1192 38693 19801小计 60.9 20.4 67.8 1238 201024 169219二、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
8、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%
9、，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，S 345 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受效前 受效后井号 生产层位流动系数 日液 日油 含水 液面 日液 日油 含水 液面对比日油64-15 S345 420 9.
10、7 9.0 7.6 1602 23.8 23.8 0 1601 14.864-12 S345 110 3.5 3.5 0 1690 8.3 8.1 3.1 1758 4.664-14 S345 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
11、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 26.4 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
12、 。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、061218240 2 4 6 8 10 12 14总压降生 产 压 差地 层 总 压 降 -生 产 压 差 关 系 曲 线1200160020002400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.
13、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。0.010.020.030.00.020.040.060.080.0100.00 2 4 6 8 10 12 14单井日产液（t/d）单井日注水（m3/d）总 压 降 （ MPa）64-13井 组 S345层 注 采 系 统 平 衡 图P14P12P16P181600140018002000注采比 0.8，注采井数比 1:3确定合理压力界限，S 343层低注采比降压开采，控制油井含水上升速度S343 层与
14、 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初产 水分析 地层水井号日液 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 NaHCO364-12 42.2 13.2 68.8 井口 6887 NaHCO3 11105 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0.50.8，控制油井含水上升速度，实施后效果较好， S343 层油井
15、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
16、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。0.020.040.060.00.040.080.0120.00 2 4 6 8 10 12 14单井日产液（t/d）单井日注水（m3/d）总 压 降 （ MPa）64-12井 组 S343层 注 采 系 统 平 衡
17、 图P13P15P171600140018002000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
18、 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
19、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 345 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
20、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。波 动 注 采 比 预 测 结 果 对 比 图40455055601 2 3 4 5 6 7 8 9 10时 间含水目 前波 动 0.97注 比 0.97注 比 0.93、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
21、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，S 343 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；S 345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
22、组井区井网现状表受效方向层位 油井数 水井数 注采井数比有效注采井数比 单向 双向 多向43 3 6 1：2 2：1 2 145 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。井区单井配注表单井配注井号 注水方式 注采比K1 K2 K3 小计64-14 分注 1.7 0 30 3064-20 合注 1.4 4064-17 分注 1.0 30 10 4064-12 分注 0.65-1.0 20-30 30-50 50-8064-15 合注 1.5 5064-18 分注 1.2 20 0 30 50
