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1、中国石油大学中国石油大学(华东华东)现代远程现代远程教育教育-毕业大作业毕业大作业(实践报告实践报告)中中国国石油大石油大学学（华东华东）现现代代远远程程教教育育毕业大作业（实践报告）毕业大作业（实践报告）题题目：目：64-4-5 64-4-5 井组实践报告井组实践报告学习中心：学习中心：胜利油田滨南学习中心胜利油田滨南学习中心年级专业：年级专业：网络网络 1111春春 油气开采技术油气开采技术学生姓名：学生姓名：周武臣周武臣学学 号：号：1195213201511952132015实践单位：实践单位：胜利油田滨南采油厂二矿胜利油田滨南采油厂二矿实践起止时间：实践起止时间：1212 年年 9
2、9 月月 1010 日日1212 年年 1111 月月 1010 日日中中国国石石油油大大学学（华华东东）远远程程与与继继续续教教育育学学院院完成时间：完成时间：20122012 年年1212 月月1 1 日日二、实践单位及岗位介绍二、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并负责资料的汇总及填写，并负责资料的汇总及填写，64-4-564-4-5 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，井组位于该块西北部，局部构造为一东南向西北倾的单斜构
3、造，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 5 口油井目前平均单井日口油井目前平均单井日油量油量 7 7 吨。吨。三、实践内容及过程（不少于三、实践内容及过程（不少于 15001500 字）字）一、一、基本概况基本概况1 1、区块背景、区块背景644644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，区块油面积油面积3.1Km3.1Km2 2，地质储量，地质储量469469万吨；油藏类型属特低
4、渗透构造岩性油藏，平均孔隙度万吨；油藏类型属特低渗透构造岩性油藏，平均孔隙度 15.85%15.85%，渗透，渗透11.5811.581010-3-3mm2 2。区块自。区块自9191年年8 8月投入开发，至月投入开发，至20032003年年5 5月，油井开井月，油井开井3030口，核实日液水平口，核实日液水平423423吨，日吨，日水平水平122122吨吨,综合含水综合含水68.2%,68.2%,累积采油累积采油82.382.310104 4t,t,采出程度采出程度17.55%17.55%；水井开井；水井开井1717口，日注水平口，日注水平538538月注采比月注采比1.06,1.06,累积
5、注水累积注水21121110104 4m m3 3,累注采比累注采比0.870.87。2 2、井组概况、井组概况64-4-564-4-5 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，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，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 S S3 34 42 2、S S3 34 43 3、S S3 34 44 4、S S3 3其中其中 S S3 34 43 3、S S3 34 45 5小层为主力含油层，油层厚度
6、分别为小层为主力含油层，油层厚度分别为 17.4m17.4m、10.5m10.5m，是井区主要开发目的层。，是井区主要开发目的层。井组油井井组油井 5 5 口，目前开井口，目前开井 3 3 口，井组日产液量口，井组日产液量 60.960.9 吨，日产油量吨，日产油量 19.619.6 吨，综合含水吨，综合含水 67.8%67.8%，平，平单井日油单井日油 7 7 吨，水井吨，水井 1 1 口，日注水口，日注水 52m52m3 3，累注水，累注水 196736 m196736 m3 3。井区分砂层组物性参数统计表井区分砂层组物性参数统计表层位层位4 42 24 43 34 44 44 45 5小
7、计小计面积面积(km(km2 2)0.340.340.340.340.20.20.410.41孔隙度孔隙度(%)(%)12.812.816.916.913.213.214.914.9渗透率渗透率(10(10-3-3m m2 2)101013.613.67.17.18.38.3厚度厚度(m)(m)6.46.417.417.41.91.910.510.5储量储量(10(104 4t)t)10.910.929.629.61.91.921.521.563.963.9油井生产状况统计表油井生产状况统计表井号井号64-1464-1464-2064-2064-1764-1764-1264-1264-1564
8、-15小计小计生产层生产层位位4 45 54 45 54 43 3、4 44 43 34 43 3日液日液8.28.225.625.627.127.160.960.92003.052003.05日油日油含水含水1.61.680.680.67.27.2727211.611.657.157.120.420.467.867.8液面液面15171517100410041192119212381238累油累油50507505073421434214387313873138879388793869338693201024201024累水累水158191581923807238076051760517492
9、75492751980119801169219169219备注备注动关动关二、二、开发阶段特征及对策开发阶段特征及对策（一）（一）、开发阶段、开发阶段1 1、弹性开发阶段（、弹性开发阶段（91.891.892.1192.11）井组开发初期以井组开发初期以 S S3 34 45 5层为主，井组油井层为主，井组油井 4 4 口，阶段累采油口，阶段累采油 1511415114 吨，累采水吨，累采水 116116 吨，开发特点吨，开发特点现为：地层压力持续下降，油井产量下降。现为：地层压力持续下降，油井产量下降。从从 64-1264-12 井测压资料计算，弹性产率井测压资料计算，弹性产率 846.5t
10、/Mpa846.5t/Mpa（91.891.8 月投产，原始地层压力月投产，原始地层压力 29.64Mpa29.64Mpa，92.92.阶段末地层压力阶段末地层压力 20.75 Mpa20.75 Mpa，阶段压降阶段压降 8.89Mpa8.89Mpa，阶段累油阶段累油 75257525吨）吨），每采每采 1%1%地质储量地层压降地质储量地层压降 2 M2 M属于弱边水。属于弱边水。2 2、注水开发阶段（、注水开发阶段（92.1192.11目前）目前）92.1192.11 月，月，64-4-564-4-5 井组井投注，注水层位井组井投注，注水层位 S S3 34 45 5，93.293.2 月补
11、孔月补孔 S S3 34 43 3层合注，井组实现了注水开发层合注，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、钻充完善井等开发对策，实现了井组稳产。充完善井等开发对策，实现了井组稳产。（二）（二）、开发对策及效果、开发对策及效果1 1、及时转注，合理配注，促使油井全面受效及时转注，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，转注前地层压力为稳定油井产能，我们及时转注，转注前地层压力 22.8Mpa22.8Mpa，为原始地层压力的，为原始地
12、层压力的 77%77%，压力保，压力保状况较好；合理配注，初期以补充地层能量为主，注水受效前（状况较好；合理配注，初期以补充地层能量为主，注水受效前（93.793.7 月）采取高注采比，月）采取高注采比，S S3 34 45 5井层井层注采比注采比 1.41.4，阶段累注采比，阶段累注采比 0.750.75。投入注水开发后，地层压力回升，井组油井不同程度见效，以投入注水开发后，地层压力回升，井组油井不同程度见效，以 S S3 34 45 5层为例，对应层为例，对应 3 3 口受效油井口受效油井注水受效期注水受效期 6-96-9 个月，受效后个月，受效后 1010 个月油井产量达到峰值。受效前井
13、组日产液个月油井产量达到峰值。受效前井组日产液 28.128.1 吨，日产油吨，日产油 26.126.1受效后井组峰值日产液量达受效后井组峰值日产液量达 59.359.3 吨，日产油量达吨，日产油量达 58.558.5 吨，增产幅度达吨，增产幅度达 2.242.24 倍。倍。油井注水见效效果对比表油井注水见效效果对比表生生流流井号井号产产动动层层系系日日液液受效前受效前日日含含液液日日液液受效后受效后日日含含液液对对比比位位数数油油S S3 34 45 564-1564-15420420 9.79.79.09.07.67.6 16021602 23.823.8 23.823.80 0 1601
14、1601 1414S S3 34 45 564-1264-121101103.53.53.53.50 0 169016908.38.38.18.1 3.13.1 17581758 4.64.6S S3 34 45 564-1464-14909015.115.1 13.613.6 9.19.1 15121512 27.227.2 26.626.6 2.12.1 14281428 1313油油水水面面油油水水面面日日小计小计28.328.3 26.126.159.359.3 58.558.53232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：控制油井受效的主要因素是井网状况和储层平面物性差
15、异：64-2064-20、64-1264-12 井均处于井均处于 64-1764-17 井北井北由于由于 64-2064-20 井储层物性好于井储层物性好于 64-1264-12 且距且距 64-1764-17 井井距小，井井距小，水驱主流线方向首先沿水驱主流线方向首先沿 64-2064-20 方向形成，方向形成，6 6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，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，流线方向油井受效相对较差，压力回升慢，稳产期短。流线方向油井受效相对较差，压力回升慢，稳产期短。64-12
16、64-12 井实测压力统计表井实测压力统计表时时间间压压力力受效后控制油井产能的主要因素是地层能量保持状况：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，注水受效前由于动用时间晚，F8-14F8-14 井压井压保持水平好于保持水平好于 F29F29 井，受效前压力分别为井，受效前压力分别为 26.426.4 MpaMpa、20.5Mpa20.5Mpa，受效后在工作制度相同的情况下同，受效后在工作制度相同的情况下同采油强度分别为采油强度分别为 2.6 t/d.m2.6 t/d.m，1.7t/d.m1.7t/d.m。2 2、做好井组注采平衡监控，保证油井见效后稳产、高产
17、做好井组注采平衡监控，保证油井见效后稳产、高产A 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、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，对地层压保持水平较差的保持水平较差的 64-1264-12 井通过加深泵挂放大生产压差引效，实施后单井日增油井通过加深泵挂放大生产压差引效，实施后单井日增油 4 4 吨。吨。92.6.492.6.4 92.12.592.12.5 93.3.1793.3.17 93.10.1893.1
18、0.18 94.3.2894.3.28 95.8.1395.8.13 96.5.96.5.23.8123.8116.1616.1617.4517.4516.1916.1917.8917.8916.01716.017 16.0616.06B B、做好注采系统做好注采系统衡预测，优选注采比衡预测，优选注采比S S3 34 45 5层温和注水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，稳产期井组总注采比控制在注采比控制在 0.7-1.00.7-1.0，油井总体受效较好，表现为无水采油
19、期较长，油井总体受效较好，表现为无水采油期较长 16-2516-25 个月（区块平均个月（区块平均 1515 个月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，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，说明在稳产期对说明在稳产期对 S S3 34 45 5层的注采层的注采的选择是合理的。的选择是合理的。注采比注采比 0.80.8，注采井数比，注采井数比 1:31:3确定合理压力界限，确定合理压力界限，S S3 34 43 3层低注采比降压开采，控制油井含水上升速度层低注采比降压开采，控制油井含水上升速度S S3 34 43 3层与层与 S S3 34 45 5层开发不同
20、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，且井层由于动时间晚，油层不同程度水淹。时间晚，油层不同程度水淹。S S3 34 43 3层上返油井初产统计表层上返油井初产统计表初产初产水分析水分析地层水地层水井号井号日液日液日油日油含水含水液面液面矿化度矿化度水型水型矿化度矿化度水型水型64-1564-1539.539.524.124.13939井口井口5341.55341.5NaHCONaHCO3 31110511105NaHCONaHCO3 364-1264-1242.242.213.213.268.868.8井口井口6
21、8876887NaHCONaHCO3 3为此，借鉴为此，借鉴 S S3 34 45 5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，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，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 0.50.80.50.8，控制油井含水上升速度，控制油井含水上升速度实施后效果较好，实施后效果较好，S S3 34 43 3层油井含水不同程度下降，尤其是新补孔井层油井含水不同程度下降，尤其是新补孔井 64-1264-12、64-1564-15，64-2064
22、-20 井油井产井油井产保持在保持在 1717 吨以上稳产了吨以上稳产了 4 4 年，年，64-1264-12 井日产油量保持在初产井日产油量保持在初产 1313 吨以上稳产了吨以上稳产了 3 3 年年 9 9 个月，个月，2 2 井稳井稳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。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。注采比注采比0.60.6注采井注采井数比数比 1 13 3、针对油井、针对油井效特点，实效特点，实不稳定注水不稳定注水改善水驱开改善水驱开效果效果因因井井组组水井多数均水井多数均过压裂改造，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
23、，反映为注水见效过压裂改造，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，反映为注水见效调配见效时间短（调配见效时间短（15301530 天）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，从孔隙系统作用是驱油的动力
24、，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。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，改善水驱效果理论是可行的。是可行的。9696 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。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。6055波动注采比预测结果对比图含水50454012345目
25、前波动0.97注比0.97注比0.9时间678910在实际开发过程中，在实际开发过程中，64-4-564-4-5 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。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 4、做好平面、层间储量动用状况分析，合理动用、做好平面、层间储量动用状况分析，合理动用A A、油井补孔，提高层间储量动用状况、油井补孔，提高层间储量动用状况针对针对 64-1264-12 井低产低效，井低产低效，97.997.9 月对该井上返月对该井上返 S S3 34 43 3层生产，压裂后油井间喷生产，日增液层生产，压裂后油井间喷生产，日增液4242 吨，吨，增油
26、增油 13.213.2 吨。吨。B B、打补充完善井，提高平面储量动用状况、打补充完善井，提高平面储量动用状况97971 1 月针对井组西部储量控制储量相对较差，钻零星完善井月针对井组西部储量控制储量相对较差，钻零星完善井 1 1 口，初期投产口，初期投产 S34S342 2层，由于油层，由于油厚度相对较小，弹性开采，油井稳产产量较低，厚度相对较小，弹性开采，油井稳产产量较低，98.1298.12 月对该井下返补孔压裂月对该井下返补孔压裂 S S3 34 43 3层生产，初期日产层生产，初期日产39.539.5 吨，日产油吨，日产油 2424 吨，综合含水吨，综合含水 39%39%。5 5、及
27、时油井转注，改善平面水驱状况、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，由于长期注水受效方向单一，64-1564-15 井井 95.195.1 月开始含水上升，为改善平面水驱状况，于月开始含水上升，为改善平面水驱状况，于 95.695.6 月月北部油井北部油井 64-1264-12 转注，转注，增加了增加了 64-2064-20 井受效方向，井受效方向，有效控制了油井含水上升，有效控制了油井含水上升，油井供液状况得到了加油井供液状况得到了加使油井保持日油使油井保持日油 1515 吨以上又稳产了吨以上又稳产了 3030 个月。个月。三、三、井组开发效果评价井组开发效果评价1 1、井
28、组油井受效程度高，受效后稳产期长，实现了高效开发、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，井组注水开发以来，井组 5 5 口油井均注水见效，平均单井日油水平口油井均注水见效，平均单井日油水平 1515 吨以上稳产了吨以上稳产了 3 3 年，年，1010 吨以吨以稳产了稳产了 5 5 年，目前平均单井日油水平年，目前平均单井日油水平 7 7 吨，实现了高效开发。吨，实现了高效开发。2 2、油藏水驱充分、储量动用程度高、水驱采收率高、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井组目前日油水平 20.420.4 吨，综合含水吨，综合含水 67.8%67.8%，
29、采出程度达，采出程度达 28.4%28.4%，S S3 34 45 5层目前日油层目前日油 1.61.6 吨，综吨，综含水含水 80.6%80.6%，采出程度达，采出程度达 41%41%。四、四、开发认识及下步建议开发认识及下步建议1 1、注采平衡是注采调配的主要依据，在、注采平衡是注采调配的主要依据，在64-4-564-4-5 井组开发过程中，通过注采系统平衡图的建立，为井井组开发过程中，通过注采系统平衡图的建立，为井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 S S3 34 45 5层先强注（
30、注层先强注（注比比 1.41.4）后温和注水（注采比）后温和注水（注采比 0.80.8），对，对 S S3 34 43 3层实施了低注采比（层实施了低注采比（0.60.6）降压开采，开发实践效果较好）降压开采，开发实践效果较好2 2、不稳定注水是改善油藏水驱开发效果的重要手段，不稳定注水是改善油藏水驱开发效果的重要手段，64-4-564-4-5 井组不稳定注水期间井组含水上升幅井组不稳定注水期间井组含水上升幅小，小，97.1197.11月月98.1098.10 月井组含水月井组含水 58.2%64%58.2%64%，对应理论含水上升率对应理论含水上升率 4.54.5，实际阶段含水上升率为实际阶
31、段含水上升率为64-1564-15、64-1264-12 等主要受效井含水保持零增长。等主要受效井含水保持零增长。3 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、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，实现分配注对井组稳产是必要的。配注对井组稳产是必要的。实际开发过程中，实际开发过程中，水井虽实施了分层注水，水井虽实施了分层注水，但测调达不到分水要求，但测调达不到分水要求，是是层后期供液变差，开发形势变差的主要原因。层后期供液变差，开发形势变差的主要原因。4 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
32、，从、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 64-4-564-4-5 井组井组 S S3 34 43 3层注水开发效果看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。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 5、受受 20022002 年滚动扩边影响，年滚动扩边影响，20022002 下半年以来井组开发效果是变差的，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主要表现为井组油井含水上S S3 34 43 3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层油
33、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（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（0.620.62）。从目前注采井网状况分析从目前注采井网状况分析 S S3 34 43 3层注采井网相对合理，油井以多向受效为主；层注采井网相对合理，油井以多向受效为主；S S3 34 45 5层注采完善程层注采完善程差，有效注采井数比差，有效注采井数比 1 1：3 3，油井以单向受效为主。，油井以单向受效为主。64-4-564-4-5 井组井区井网现状表井组井区井网现状表层
34、层油井油井 水井水井注注有效有效受效方向受效方向位位数数数数采采井井数数比比注采注采井数井数比比单单向向5 5双双多多向向向向2 21 11 14 43 34 45 53 36 66 61 1：2 2 2 2：1 14/24/22 2：3 3 1 1：3 3下步可对下步可对 S345S345 层井网进行抽稀，油井上返层井网进行抽稀，油井上返 2 2 口：口：64-1564-15、64-1464-14；同时水井调配应遵循加强新注；同时水井调配应遵循加强新注井层方向注水，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1.01.0 左右，中心水
35、井左右，中心水井64-2064-20 井采取井采取动注水方式，调配周期动注水方式，调配周期 3030 天。天。井区单井配注表井区单井配注表单井配注单井配注井号井号注水方式注水方式注采比注采比K1K1K2K2K3K3小计小计64-1464-14分注分注1.71.70 03030303064-2064-20合注合注1.41.4404064-1764-17分注分注1.01.030301010404064-1264-12分注分注0.65-1.00.65-1.020-3020-3030-5030-5050-8050-8064-1564-15合注合注1.51.5505064-1864-18分注分注1.21.220200 030305050