《油藏模拟实验》PPT课件.ppt

周元龙 史春梅,寒假数值模拟作业汇报,提 纲,一、油藏概况 二、模型的建立 三、油藏工程论证 四、数值模拟优选开发方案 五、优选方案的开发效果 六、经济指标 七、结论 八、参考文献,一、油藏概况,1、地质构造特征 该区块为长3000m，宽2000m的砂岩理想油藏（全部含油）。纵向上分为5层，每层厚度为50m，有效厚度为5m。 2、储层物性特征,一、油藏概况,3、地质储量及理论弹性储量 已知原油密度0.836，原油体积系数1.261。,(1)地质储量,(2)弹性储量,二、模型的建立,在模型网格划分时，纵向上分有5个模拟层；平面上X方向有60个网格，步长50m，Y方向有40个网格，步长50m，共有网格数6040512000个 。,1、静态模型的建立,二、模型的建立,建立动态模型包括分区、初始化数据（油藏特征参数、原油PVT数据、相渗数据）等。,2、动态模型的建立,油藏及流体物性参数,二、模型的建立,相对渗透率曲线,三、油藏工程论证,1 开发方式 该油藏渗透率水平方向上极差极小，具有弱非均质性。纵向上极差较大，且小层间垂向渗透率为0，因此采用两套开发层系分层开采，先利用天然能量进行开采，开采一定年限后转注。 2 层系划分 该油藏渗透率水平方向上极差极小，具有弱非均质性。然而纵向上非均质很强。 表征垂向非均质性的参数有渗透率变异系数、渗透率突进系数和渗透率极差等。,三、油藏工程论证,3 井距的确定 经验公式法 采用常规矿场经验公式的方法来确定井网密度： (1)第一套层系井网密度为8.212口km2，井距为348.9m。 (2) 第二套层系的平均渗透率为0.091m2井网密度为13.4525口km2，井距为272.6m。,4 采油速度 新区采油速度与稳产时间的公式： 式中：t为稳产时间，月；为稳产期平均采油速度。 现确定该油藏的稳产年限为20年，计算得出合理采油速度为2.81%。,四、数值模拟优选开发方案,1 井网方案设计 第一套层系有两种方案： 第一套开发层系采用三角形反七点法布井。第一层有采油井33口，注水井18口，设定单井产液量为24m3，注入量为44m3 ，注采比1:1。 (2)第一套开发层系采用反五点法布井。第一层有采油井27口，注水井24口，设定单井产液量为28m3，注入量为31.5m3 ，注采比1:1。,第一层系的开发指标比较,四、数值模拟优选开发方案,第二套层系有两种方案： (1)第二套开发层系采用正方形反七点法（歪四点）布井。第二层有采油井78口，注水井39口，设定单井产液量为14m3，注入量为28m3 ，注采比1:1。在地层压力下降到等于饱和压力注入。 (2)第二套开发层系采用反九点法布井。第二层有采油井87口，注水井30口，设定单井产液量为12m3，注入量为34.8m3 ，注采比1:1。在地层压力下降到等于饱和压力注入。,第二层系的开发指标比较,四、数值模拟优选开发方案,油藏前期依靠天然能量开采，当开采到天左右时，弹性采收率稳定在0.58%，如图所示，压力持续下降至175bar。,2、弹性开采,弹性开发指标示意图,四、数值模拟优选开发方案,初步设计该油藏采用前期天然能量开采，进行一段时间后分层注水开采，后期进行转注的开发方案。 现确定三种注入时机： (1)地层压力下降泡点压力以上10%开始转注，即192.5bar。 (2)地层压力下降到泡点压力开始转注，即175bar。 (3)地层压力下降泡点压力以下10%开始转注，即157.5bar。,3、注入时机的选择,四、数值模拟优选开发方案,3、注入时机的选择,第一套开发层系采用三角形反七点法布井。注采比为1:1。开采20年进行比较。,地层压力下降泡点压力以下10%开始转注效果较好。,第一层系的开发指标比较,四、数值模拟优选开发方案,3、注入时机的选择,第二套开发层系采用正方形反七点法（歪四点）布井。注采比为1:1。开采20年进行比较。,地层压力下降泡点压力以下10%开始转注效果较好。,第二层系的开发指标比较,四、数值模拟优选开发方案,根据前面的比较，先确定采用地层压力下降到饱和压力以下10%是开始注水，并对注采比0.9:1 、1:1、 1.1:1进行选择。,4、注采比的选择,注采比为0.9：1开发效果较好。,第一层系的开发指标比较,四、数值模拟优选开发方案,4、注采比的选择,根据前面的比较，先确定采用地层压力下降到饱和压力以下10%是开始注水，并对注采比0.9:1 、1:1、 1.1:1进行选择。,注采比为0.9：1开发效果较好。,第二层系的开发指标比较,五、优选方案开发效果,最终确定采用地层压力下降到饱和压力以下15%是开始注水，采用第一种井网方案，即第一套开发层系采用三角形反七点法布井。第二套开发层系采用正方形反七点法（歪四点）布井。注采比为0.9:1。采油速度为2.81%。生产20年。,优选方案的开发指标,五、优选方案开发效果,各小层的波及效果图,六、经济指标,利用动态分析的净现值法进行评价,Pt投资回收期， CI现金流入量（主要指销售收入）， CO现金流出量（主要指投资、成本及销售税金）， （CI-CO）t第t年的净现金流量， 式中：ic称为折现率，（1+ic）-t称为折现系数，把未来金额按一定的折现率折算为现值的过程称为折现，亦称贴现。,经济指标数据,销售收入=累积产油量油价原油商品率=1047.6 Q油元 产油各种操作费=累计产油量70元/m3=70 Q油元 产水处理费=累积产水量3元/m3=3Q水元 注水成本=累积注水量13元/m3=13Q注元 所有井总年操作费=10325万元t=2575104t元 钻井费用=500万元/井168口=84000104元 增值税=(1/0.187-1)销售收入=164.997 Q油元 资源税=Q油11.1804元/m3=11.1804 Q油元 整理后得： NPV=801.4226Q油-3Q水-13Q注-2575104t-84000104 NPV=801.4226*1125104-3*192104-13*1080104-2575104t-84000104 =8.03109元,六、经济指标,七、结论,1. 由于该油田区块垂向渗透率为0，垂向无窜流干扰，平面非均质性好，因此该油田开发年限长，采收率相当高，是高产油田。 2. 注水时机在低于饱和压力的15%时产生的经济效果比高于饱和压力注水5%时产生的经济效果好。 3. 注水比为0.9时的经济效果比注水比为1和1.1要好。 4. 对应该油藏，采用反七点法生产效果较好。 5. 合理的采油速度为2.81%，井网密度第一层系为8.212口/km2，第二层系