中国石油大学华东现代远程教育 毕业大作业实践报告精品名师资料.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精品名师资料
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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