中國(guó)石油大學(xué)[華東]現(xiàn)代遠(yuǎn)程教育畢業(yè)大作業(yè)[實(shí)踐報(bào)告]

.中國(guó)石油大學(xué)華東現(xiàn)代遠(yuǎn)程教育畢業(yè)大作業(yè)實(shí)踐報(bào)告題 目：64-4-5井組實(shí)踐報(bào)告學(xué)習(xí)中心：勝利油田濱南學(xué)習(xí)中心年級(jí)專業(yè)：網(wǎng)絡(luò)11春油氣開采技術(shù)學(xué)生姓名：周武臣 學(xué) 號(hào)：實(shí)踐單位：勝利油田濱南采油廠二礦實(shí)踐起止時(shí)間：12年9月10日12年11月10日中國(guó)石油大學(xué)華東遠(yuǎn)程與繼續(xù)教育學(xué)院完成時(shí)間： 2012年 12月 1日中國(guó)石油大學(xué)華東現(xiàn)代遠(yuǎn)程教育畢業(yè)大作業(yè)實(shí)踐報(bào)告實(shí)踐單位評(píng)議表年 級(jí)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(xué) 號(hào)學(xué)習(xí)中心 函授站勝利油田濱南學(xué)習(xí)中心實(shí)踐報(bào)告題目64-4-5井組實(shí)踐單位勝利油田濱南采油廠實(shí)踐地點(diǎn)勝利油田濱南采油廠二礦實(shí)踐時(shí)間12年9月10日12年11月10日實(shí)踐單位意見該同志是在工作中和平時(shí)學(xué)習(xí)中積極主動(dòng),能夠做到愛崗敬業(yè),認(rèn)真負(fù)責(zé),態(tài)度端正,勤奮好學(xué)。在日常工作中注重理論和實(shí)踐相結(jié)合,踏實(shí)肯干,吃苦耐勞。有創(chuàng)造性、建設(shè)性地獨(dú)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(xué)知識(shí)有效的運(yùn)用到實(shí)際工作中。能夠認(rèn)真聽取老同志的指導(dǎo),對(duì)于別人提出的工作建議,可以虛心接受；并能仔細(xì)觀察、切身體驗(yàn)、獨(dú)立思考、綜合分析,靈活運(yùn)用自己的知識(shí)解決工作中遇到的實(shí)際困難。能夠做到服從指揮,認(rèn)真敬業(yè),工作責(zé)任心強(qiáng),工作效率高,執(zhí)行指令堅(jiān)決。實(shí)習(xí)單位蓋章2012年 11 月 23 日備 注64-4-5井組實(shí)踐報(bào)告一、實(shí)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(dòng)態(tài)特征,分階段開發(fā)對(duì)策實(shí)施效果對(duì)指導(dǎo)區(qū)塊下步開發(fā)有重要借鑒意義。二、實(shí)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(zé)是負(fù)責(zé)油水井的計(jì)量工作并負(fù)責(zé)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(shí)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(chǔ)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11.58×10-3m2。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(shí)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,累注采比0.87。2、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(gè)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(jì)表層位面積<km2>孔隙度<%>滲透率<10-3m2>厚度<m>儲(chǔ)量<104t>420.3412.8106.410.9430.3416.913.617.429.6440.213.27.11.91.9450.4114.98.310.521.5小計(jì)63.9油井生產(chǎn)狀況統(tǒng)計(jì)表井號(hào)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(dòng)關(guān)64-1743、4387316051764-124325.67.2721004388794927564-154327.111.657.111923869319801小計(jì)60.920.467.81238201024169219二、 開發(fā)階段特征及對(duì)策一、開發(fā)階段1、彈性開發(fā)階段91.892.11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(diǎn)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(cè)壓資料計(jì)算,彈性產(chǎn)率846.5t/Mpa91.8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(chǔ)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(bǔ)孔S343層合注,井組實(shí)現(xiàn)了注水開發(fā)。投入注水開發(fā)以來,針對(duì)開發(fā)動(dòng)態(tài)變化,主要通過合理配注、不穩(wěn)定注水、平面注采井網(wǎng)調(diào)整、鉆補(bǔ)充完善井等開發(fā)對(duì)策,實(shí)現(xiàn)了井組穩(wěn)產(chǎn)。二、開發(fā)對(duì)策及效果1、 及時(shí)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(shí)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(bǔ)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(duì)應(yīng)3口受效油井,注水受效期6-9個(gè)月,受效后10個(gè)月油井產(chǎn)量達(dá)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(dá)59.3噸,日產(chǎn)油量達(dá)58.5噸,增產(chǎn)幅度達(dá)2.24倍。油井注水見效效果對(duì)比表井號(hào)生產(chǎn)層位流動(dòng)系數(shù)受效前受效后對(duì)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(jì)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(chǔ)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(chǔ)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方向形成,64-12井為相對(duì)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(zhǎng),分流線方向油井受效相對(duì)較差,壓力回升慢,穩(wěn)產(chǎn)期短。64-12井實(shí)測(cè)壓力統(tǒng)計(jì)表時(shí)間9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(dòng)用時(shí)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(qiáng)度分別為2.6 t/d.m,1.7t/ d. 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(duì)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(shí)施后單井日增油4噸。B、做好注采系統(tǒng)平衡預(yù)測(cè),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(zhǎng)16-25個(gè)月區(qū)塊平均15個(gè)月。從井組實(shí)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(duì)S345層的注采比的選擇是合理的。注采比0.8,注采井?dāng)?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(diǎn)是其是一個(gè)先注后采的過程,地層壓力保持水平高,且井層由于動(dòng)用時(shí)間晚,油層不同程度水淹。S343層上返油井初產(chǎn)統(tǒng)計(jì)表井號(hào)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(shí)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0.50.8,控制油井含水上升速度,實(shí)施后效果較好, S343層油井含水不同程度下降,尤其是新補(bǔ)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(gè)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?dāng)?shù)比1：33、針對(duì)油井見效特點(diǎn),實(shí)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(shí)間短1530天。對(duì)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(dāng)注入速度比較大時(shí),注入水首先進(jìn)入裂縫和裂縫附近的大孔隙,并同時(shí)向裂縫兩側(cè)擴(kuò)展,當(dāng)注入速度比較小時(shí),對(duì)于水濕油藏,毛細(xì)管力作用是驅(qū)油的動(dòng)力,注入水首先在較大的毛細(xì)管力的作用下,進(jìn)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(yùn)輸外,主要是驅(qū)向裂縫,裂縫起著原油的集輸作用。因此實(shí)施不穩(wěn)定注水,充分利用油藏不同驅(qū)油能量,對(duì)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(duì)區(qū)塊數(shù)值模擬預(yù)測(cè)也表明不穩(wěn)定注水方式優(yōu)于常規(guī)注水方式。在實(shí)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(shí)現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)的重要原因。4、做好平面、層間儲(chǔ)量動(dòng)用狀況分析,合理動(dòng)用A、油井補(bǔ)孔,提高層間儲(chǔ)量動(dòng)用狀況針對(duì)64-12井低產(chǎn)低效,97.9月對(duì)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(bǔ)充完善井,提高平面儲(chǔ)量動(dòng)用狀況971月針對(duì)井組西部?jī)?chǔ)量控制儲(chǔ)量相對(duì)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(duì)較小,彈性開采,油井穩(wěn)產(chǎn)產(chǎn)量較低,98.12月對(duì)該井下返補(bǔ)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(shí)油井轉(zhuǎn)注,改善平面水驅(qū)狀況由于長(zhǎng)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(duì)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(qiáng),使油井保持日油15噸以上又穩(wěn)產(chǎn)了30個(gè)月。三、 井組開發(fā)效果評(píng)價(jià)1、井組油井受效程度高,受效后穩(wěn)產(chǎn)期長(zhǎng),實(shí)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(shí)現(xiàn)了高效開發(fā)。2、油藏水驅(qū)充分、儲(chǔ)量動(dòng)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(dá)28.4%,S345層目前日油1.6噸,綜合含水80.6%,采出程度達(dá)41%。四、 開發(fā)認(rèn)識(shí)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(duì)井層間壓力保持狀況的差異,井組調(diào)配過程中我們對(duì)S345層先強(qiáng)注注采比1.4后溫和注水注采比0.8,對(duì)S343層實(shí)施了低注采比0.6降壓開采,開發(fā)實(shí)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(duì)應(yīng)理論含水上升率4.5,實(shí)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(zhǎng)。3、從地層物性分析,縱向上兩主力產(chǎn)層物性相當(dāng),但由于井組中同期分層采液狀況的差異,實(shí)現(xiàn)分層配注對(duì)井組穩(wěn)產(chǎn)是必要的。實(shí)際開發(fā)過程中,水井雖實(shí)施了分層注水,但測(cè)調(diào)達(dá)不到分水要求,是S345層后期供液變差,開發(fā)形勢(shì)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(duì)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(dòng)擴(kuò)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(shì)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(duì)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?dāng)?shù)比1：3,油井以單向受效為主。64-4-5井組井區(qū)井網(wǎng)現(xiàn)狀表層位油井?dāng)?shù)水井?dāng)?shù)注采井?dāng)?shù)比有效注采井?dāng)?shù)比受效方向單向雙向多向43361：22：1214564/22：31：351下步可對(duì)S345層井網(wǎng)進(jìn)行抽稀,油井上返2口：64-15、64-14；同時(shí)水井調(diào)配應(yīng)遵循加強(qiáng)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(dòng)注水方式,調(diào)配周期30天。井區(qū)單井配注表井號(hào)注水方式注采比單井配注K1K2K3小計(jì)64-14分注1.70303064-20合注1.44064-17分注1.030104064-12分注20-3030-5050-8064-15合注1.55064-18分注1.220030508 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