毕业大作业（实践报告）

题    目：        -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： *********** 

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

（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-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.Mpa，92.6月阶段末地层压力20.75 Mpa，阶段压降8.Mpa，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，-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

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：-20、-12井均处于-17井北部，由于-20井储层物性好于-12且距-17井井距小，水驱主流线方向首先沿-20方向形成，-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。

-12井实测压力统计表

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-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

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，-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-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，- 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-12转注，增加了-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-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，-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%~%，对应理论含水上升率4.5，实际阶段含水上升率为2.0， -15、-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-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。

-4-5井组井区井网现状表

井区单井配注表