胜利石油管理局石油开发中心毕业生见习论文
3.2单井分析 1．草128-P1井
此井位于区块北部构造高部位，草128-斜2井Es31顶地下井位的东部，单井控制含油面积0.12 Km2，控制地质储量9.3×104t，预测可采储量0.84×104t。
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图3 草128-P1井采油曲线图 表3 草128-P1井生产情况统计表
初期 井号 日 液 草128-P1 日 油 含 水 日液 07年3月 日油 含 水 目前 累油 采出 程度 采油速度 8.3 日油 能力 14.9 23.1 22.5 2.4% 8.8 0.7 92.2% 高含水停井 10097.7 10.8%
与地质设计对比看开发效果：
据地质设计，预测草128-P1井第一年平均单井日产油能力为11t/d；综合时率0.68，年生产时间250天；新建产能0.27×104t，吞吐开采5年累积注汽1.5×104m3，累积产油8390t，累积油汽比0.56，采出程度9.02%。
实际2005年7月17日新投开井，第一年平均日产油21.2 t/d，综合含水1.2%，稳产365天，产能0.78×104t，超过预期3倍，累计生产400天后，含水逐渐成上升趋势，至07年3月12日含水达92.2%，停井压水，4月9日重新开井，生产效果依然较差，含水高，6月27日计划关停（见图3，表3）。分析原因，由于此井短时
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间内采出程度大，采油速度高(8.3%)，造成的地层压降大，加上边水能量太强以及储层的非均质性，边水容易沿高渗带指进造成水淹；此外，也和生产层油层薄，含油条带窄有关。从整体开发效果上来看，此井在冷采生产的情况下，累油10097.7t，超过预期1707.7t，起到了很好的开发效果。 2．草128-P2井
此井位于区块北部构造高部位，草128-斜9井的南部，单井控制含油面积0.15Km2，控制地质储量8.2×104t，预测可采储量1.26×104t。
图4 草128-P2井采油曲线图 表4 草128-P2井生产情况统计表
初期 日液 38.5 注汽量 1605 2006年12月 含水 94.50% 回采水率 365.04% 日油 2.1 油汽比 0.27 日液 12.7 一周期 周期天数 252 日油 0.1 累液 6293.5 含水 目前 99.20% 高含水停井 累油 434.6 综合含水 93.10%
与地质设计对比看开发效果：
据地质设计，预测草128-P2井第一年平均单井初期配采液量为60t/d，日油能力为15t/d；综合时率0.68，年生产时间250天；新建产能0.38×104t，吞吐开采6年累积注汽2.2×104m3，累积产油1.26×104t，累积油汽比0.58，采出程度15.3%
实际2006年4月8日新投开井，一年内累计生产252天，平均日产油1.73 t/d，综合含水93.1%，产能0.043×104t，远远低于预期水平，2006年12月11日含水达
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99.2%，计划关停（见图4，表4）。分析原因，与Es133层含油饱和度偏低有关；此外还与井区层多隔层薄，储集层垂向渗透性较好，容易导致底水锥进。从整体开发效果上来看，此井开发未获得成功。 3．草128-P3井
此井位于区块北部构造高部位，草128-斜9井的南部，单井控制含油面积0.12Km2，控制地质储量8.7×104t，预测可采储量1.45×104t。
图5 草128-P3井采油曲线图 表5 草128-P3井生产情况统计表
冷采初期 日液 30.8 日油 23.1 含水 25% 日液 8.1 冷采末期 日油 6.5 20% 生产 含水 天数 23 累液 累油 日油 12 综合 含水 25.72% 372.4 276.6 热采一周期 注汽量 油汽比 2200 回采 水率 1.52 47.76% 周期天数 212 累液 累油 日油 综合 含水 4391.2 3340.4 15.8 23.93% 热采二周期 （截止到2007.8.10） 生产 天数 132 日油 综合 含水 12.9 33.1% 与地质设计对比看开发效果：
据地质设计，预测草128-P3井第一年平均单井日油能力为15t/d；综合时率0.68，年生产时间250天；新建产能0.38×104t， 吞吐开采7年累积注汽2.5×104m3，累积产油1.45×10t，累积油汽比0.58，采出程度16.7%。
实际2006年3月10日新投开井，常规生产产量递减大，4月2日注汽转热采，5月13日转抽；11月26日至07年1月2日转周；第一周期日油15.8t/d，综合含
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水23.93%，累油0.334×104t，油汽比1.52；目前生产至第二周期，到2007年8月10日，日油12.9t，累油0.584×104t（见图5，表5）。从整体开发效果上来看，此井在年产能超过预期0.05×104t，生产开发较为稳定。 4．草128-P4井
此井位于区块北部构造高部位，草128-斜8井的南部，单井控制含油面积0.11Km2，控制地质储量8.3×104t，预测可采储量1.27×104t。
图6 草128-P4井采油曲线图 表6 草128-P4井生产情况统计表 初期 井号 日 液 日 油 含 水 套压 4 冲次 日 液 日 油 目前 含 水 套压 冲次 累油 日油 能力 7.9 C128-P4 24.3 20.4 16% 1.2 14.6 12.8 12% 4.2 0.7 4059.2 与地质设计对比看开发效果：
据地质设计，预测草128-P4井第一年平均单井日油能力为15t/d；综合时率0.68，年生产时间250天；新建产能 0.38×10t，吞吐开采7年累积注汽2.1×10m，累积产油1.27×104t，累积油汽比0.6，采出程度15.3%。
实际2006年3月9日新投开井，采取常规生产方式，4月9日-18日自喷压井，年生产时间356天，平均日油7.2 t/d，综合含水28.7%，产能0.26×104t，截止到2007年8月10日累油0.406×104t（见图6，表6）。因Es312层为气顶油藏，油藏流体处于饱和状态，当油井生产时，由于近井地带压力降低，溶解气会析出，造成在开发过程中出气量大，导致油井气油比高。P4井套压一般在4-5Mpa之间，最高达到
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6.3Mpa，一定程度上影响了开发效果。此外，为了保证开采安全以及控制边水的推进，调低了生产参数，致使此井在常规开采生产的情况下，产能未达到预期值。
3.3水平井和直（斜）井的对比
3.3.1水平井和直（斜）井生产情况的对比 1．总体生产情况对比
水平井与直（斜）井相比，由于改变了与油层的接触关系、渗流条件，开采特征明显不同于直（斜）井（图7），表现在以下几方面：
（1）由于水平井与油层的接触面积大，供液能力加强，因而在平均日液、日油水平上高于直（斜）井。
（2）在开井初期水平井含水相对直（斜）井较低，但随着开采时间的增加含水上升较快，此外日油能力下降也较快。
（3）通过对动液面的分析，也可以了解地层能量的情况。水平井动液面要高于直（斜）井，导致液面偏高的原因是草128-p1井开发后期含水急剧上升、p2井投产后高含水、p4井受出气影响。这是因为128块边底水活跃，地层能量充足，而水流动性好，稠油流动性差，油井开采后井筒流体补充慢，造成边底水侵入，由于水平井排液能力大大强于直井，一旦突破一点就容易造成整个井段的水淹，但同时也提高了地层能量。
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