中国石油大学(华东)现代远程教育-毕业大作业(实践报告)

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 姓 名 实践报告题目 实践单位 实践地点 实践时间 网络11春 周武臣 64-4-5井组 胜利油田滨南采油厂 胜利油田滨南采油厂二矿 12年9月10日～12年11月10日 层 次 学 号 高起专 11952132015 专 业 油气开采技术 学习中心 胜利油田滨南学习 （函授站） 中心 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；并实 践 单 位 意 见 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196736 m3。 井区分砂层组物性参数统计表 层位 42 43 44 45 小计 面积 (km2) 0.34 0.34 0.2 0.41 生产层位 45 45 43、4 43 43 孔隙度 (%) 12.8 16.9 13.2 14.9 渗透率 (10-3μm2) 10 13.6 7.1 8.3 厚度 (m) 6.4 17.4 1.9 10.5 储量 (104t) 10.9 29.6 1.9 21.5 63.9 井号 64-14 64-20 64-17 64-12 64-15 小计 日液 8.2 25.6 27.1 60.9 油井生产状况统计表 2003.05 累油 累水 备注 日油 含水 液面 1.6 80.6 1517 50507 15819 34214 23807 动关 38731 60517 7.2 72 1004 38879 49275 11.6 57.1 1192 38693 19801 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（91.8――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20.75 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%，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 受效前 生产流动层位 系数 日液 日油 含水 9.7 3.5 28.3 9.0 3.5 26.1 7.6 液面 1602 0 1690 9.1 1512 对比日液 日油 含水 液面 日油 23.8 23.8 8.3 59.3 8.1 58.5 27.2 26.6 0 1601 14.8 3.1 1758 4.6 2.1 1428 13.0 32.4 受效后 64-15 S345 420 64-12 S345 110 64-14 S345 90 小计 15.1 13.6 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 92.6.4 92.12.5 93.3.17 93.10.18 94.3.28 95.8.13 96.5.7 时间 23.81 16.16 17.45 16.19 17.89 16.017 16.069 压力 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。 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。