1、精選優質文檔-傾情為你奉上中國石油大學（華東）現代遠程教育畢業大作業（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： 網絡11春 油氣開采技術 學生姓名： 周武臣 學 號： 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）遠程與繼續教育學院完成時間： 2012 年 12 月 1 日中國石油大學（華東）現代遠程教育畢業大作業（實踐報告）實踐單位評議表年 級網絡11春層 次高起專專 業油氣開采技術姓 名周武臣學 號學習中心 （函授站）勝利油田濱南學習中心實踐報告題目64-4-5井組實踐單位勝利油田

2、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，認真負責，態度端正，勤奮好學。在日常工作中注重理論和實踐相結合，踏實肯干，吃苦耐勞。有創造性、建設性地獨立思維；具有一定的開拓和創新精神，接受新鮮事物較快，涉獵面較寬，能夠將所學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，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，工作責任心強，工作效率高，執行指令堅決。實習單位蓋章2012年

3、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三區，地處白鷺湖油田644塊西北部，屬于稀油區塊，開發20多年來，井組5口油井平均單井日產油量8噸以上穩產。目前平均單井日產油量7噸，研究其開發動態特征，分階段開發對策實施效果對指導區塊下步開發有重要借鑒意義。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三區。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，局部構造為一東南向西北傾的單斜構造，井區油層厚度發育大，是區塊平面上四砂組油層迭合厚度最大的井區，井組5口油

4、井目前平均單井日產油量7噸。三、實踐內容及過程（不少于1500字）一、 基本概況1、區塊背景644塊位于白鷺湖油田中區，構造形態為一穹隆背斜。該塊主力開發層系為沙三中四砂組，區塊含油面積3.1Km2，地質儲量469萬噸；油藏類型屬特低滲透構造巖性油藏，平均孔隙度15.85%，滲透率11.58×10-3m2。區塊自91年8月投入開發，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82.3×104t,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211×104m3,累注采

5、比0.87。2、井組概況64-4-5井組位于該塊西北部，局部構造為一東南向西北傾的單斜構造，井區油層厚度發育大，是區塊平面上四砂組油層迭合厚度最大的井區，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，是井區主要開發目的層。井組油井5口，目前開井3口，井組日產液量60.9噸，日產油量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 m3。井區分砂層組物性參數統計表層位面積(km2)孔隙度(%)滲透率(10-3m2)厚度(m)儲量(104t)420.3412.8106

6、.410.9430.3416.913.617.429.6440.213.27.11.91.9450.4114.98.310.521.5小計63.9油井生產狀況統計表井號生產層位2003.05累油累水備注日液日油含水液面64-14458.21.680.61517505071581964-20453421423807動關64-1743、4387316051764-124325.67.2721004388794927564-154327.111.657.111923869319801小計60.920.467.81238二、 開發階段特征及對策（一）、開發階段1、彈性開發階段（91.892.11）井組

7、開發初期以S345層為主，井組油井4口，階段累采油15114噸，累采水116噸，開發特點表現為：地層壓力持續下降，油井產量下降。從64-12井測壓資料計算，彈性產率846.5t/Mpa（91.8月投產，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%地質儲量地層壓降2 Mpa，屬于弱邊水。2、注水開發階段（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，井組實現了注水開發。投入注水開發以來，針對開發動態變化，主要通過合理配注、不穩定注水、平面注采井網調整、鉆補

8、充完善井等開發對策，實現了井組穩產。（二）、開發對策及效果1、 及時轉注，合理配注，促使油井全面受效為穩定油井產能，我們及時轉注，轉注前地層壓力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。投入注水開發后，地層壓力回升，井組油井不同程度見效，以S345層為例，對應3口受效油井，注水受效期6-9個月，受效后10個月油井產量達到峰值。受效前井組日產液28.1噸，日產油26.1噸，受效后井組峰值日產液量達59.3噸，日產油量達58.5噸，增產幅度達2.24倍。油井注水

9、見效效果對比表井號生產層位流動系數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，水驅主流線方向首先沿64-20方向形成，64-12井為相

10、對分流線方向，開發過程中表現為主流線方向油井先受效，受效后增產幅度大，穩產期長，分流線方向油井受效相對較差，壓力回升慢，穩產期短。64-12井實測壓力統計表時間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，F8-14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. m。2、 做好井組注

11、采平衡監控，保證油井見效后穩產、高產A、根據地層壓降狀況，確定合理生產壓差，促使油井見效后高產建立地層總壓降生產壓差關系曲線，根據地層壓力保持狀況，確定合理生產壓差，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壓差引效，實施后單井日增油4噸。B、做好注采系統平衡預測，優選注采比S345層溫和注水根據該塊數模結果，注采比與油井含水上升呈正相關，根據地層壓力保持水平，穩產期井組總體注采比控制在0.7-1.0，油井總體受效較好，表現為無水采油期較長16-25個月（區塊平均15個月）。從井組實際液量日注水平關系與井組注采平衡圖是相吻合的，說明在穩產期對S345層的注采比的選擇是合理的。 注

12、采比0.8，注采井數比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層上返油井初產統計表井號初產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層開發中合理地層壓力保持水平的確定，及時制定水井調配依據，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0.50.8，控制油

13、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井油井產量保持在17噸以上穩產了4年， 64-12井日產油量保持在初產13噸以上穩產了3年9個月，2井穩產階段末含水均低于投產初期含水，取得了較好的控水穩油效果。注采比0.6注采井數比1：33、針對油井見效特點，實施不穩定注水，改善水驅開發效果因井組油水井多數均經過壓裂改造，加大了油藏平面非均質程度，裂縫的存在在注水開發中起主導作用，反映為注水見效后調配見效時間短（1530天）。對于裂縫孔隙介質油藏，驅替速度不同，驅油方式不同。當注入速度比較大時，注入水首先進入裂縫和裂縫附近的大孔

14、隙，并同時向裂縫兩側擴展，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油，從孔隙系統驅替出的原油除一部分通過系統本身運輸外，主要是驅向裂縫，裂縫起著原油的集輸作用。因此實施不穩定注水，充分利用油藏不同驅油能量，對提高油藏波及系數，改善水驅效果理論上是可行的。96年在對區塊數值模擬預測也表明不穩定注水方式優于常規注水方式。在實際開發過程中，64-4-5井組井基本采取此種注水方式，也是井組實現穩產的重要原因。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井低產低效，97.9月對該井上

15、返S343層生產，壓裂后油井間噴生產，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S342層，由于油層厚度相對較小，彈性開采，油井穩產產量較低，98.12月對該井下返補孔壓裂S343層生產，初期日產液39.5噸，日產油24噸，綜合含水39%。5、及時油井轉注，改善平面水驅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，為改善平面水驅狀況，于95.6月對北部油井64-12轉注，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，使油井保持日油15噸以上又穩產了

16、30個月。三、 井組開發效果評價1、井組油井受效程度高，受效后穩產期長，實現了高效開發注水開發以來，井組5口油井均注水見效，平均單井日油水平15噸以上穩產了3年，10噸以上穩產了5年，目前平均單井日油水平7噸，實現了高效開發。2、油藏水驅充分、儲量動用程度高、水驅采收率高 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、 開發認識及下步建議1、注采平衡是注采調配的主要依據，在64-4-5井組開發過程中，通過注采系統平衡圖的建立，為井組井層配注提供了依據，針對井層間壓力保持狀況的差異，井組調配過程中我們對

17、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，開發實踐效果較好。2、 不穩定注水是改善油藏水驅開發效果的重要手段，64-4-5井組不穩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，縱向上兩主力產層物性相當，但由于井組中同期分層采液狀況的差異，實現分層配注對井組穩產是必要的。實際開發過程中，水井雖實施了分層注水，但測調達不到分水要求，是S345層后期供液變差，開發形勢變差的主要原

18、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層注水開發效果看，相對于同條件壓裂改造水井井組平面差異小，水驅波及程度高，水驅開發效果好。5、受2002年滾動擴邊影響，2002下半年以來井組開發效果是變差的，主要表現為井組油井含水上升，S343層油井液量下降，開發形勢變差，主要原因一是注采井網不完善，井區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）。 從目前注采井網狀況分析S343層注采井網相對合理，油井以多向受效為主；S345層注采完善程度差，有效注采井數比1：3，油井以單向受效為主。64-4-5井組井區井網現狀表層位油井數水井數注采井數比有效注采井數比