油藏模拟实验

1、 周元龙周元龙 史春梅史春梅寒假数值模拟作业汇报寒假数值模拟作业汇报一、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、储层物性特征小层深度孔隙度含油饱和度渗透率10-3m21245025000.290.7280010002250025500.290.723005003255026000.280.681001504260026500.280.6870120526502700

2、0.270.684090一、油藏概况一、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。oiobswiahn/)1 (100小层原油地质储量1415.28104t2415.28104t3378.69104t4378.69104t5365.16104t全区1953.1104toiooiobsvn/wwoofboscsccpvv小层理论弹性储量理论弹性采收率12.696104t0.6493%22.696104t0.6493%32.420104t0.6389%42.420104t0.6389%52.351104t0.6439%全区12.582104t0.6442%(

3、1)地质储量(2)弹性储量二、模型的建立二、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、动态模型的建立压力溶解油气比（m3m3）油体积系数（m3m3）zg原油粘度（mpas）气粘度（mpas）101.32501.0970.997816.910.01251500151.1150.96811.80.0127300022.61.1330.93667.30.0131

4、500031.51.1530.89625.40.0137780044.31.180.84524.80.014917350451.2650.77193.60.0215210001.2640.75713.70.0241265001.2630.73763.80.0291325001.2590.72093.90.0356390001.2540.706340.0444460001.2490.69344.10.0564530001.2470.68254.20.0715600001.2420.6734.30.0907特征参数岩石原油水相气密度（gcm3）0.8361.0000.0012粘度（mpas）pvt

5、表0.6压缩系数（mpa1）310551042104油藏及流体物性参数 二、模型的建立二、模型的建立相对渗透率曲线三、油藏工程论证三、油藏工程论证1 1 开发方式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 2 层系划分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。开发层系变异系数突进系数渗透率极差整个油藏12.8714.57第一套层系0.391.392.28第二套层

6、系0.331.331.98三、油藏工程论证三、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。 2531.0ln8473.0okevn4 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%。 00.36885.206ute四、数值模拟优选开发方案四、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

7、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。(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

8、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

9、，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四、数值模拟优选开发方案根据前面的比较，先确

10、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

11、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、优选方案开发效果五、优选方案开发效果各小层的波及效果图六、经济指标六、经济指标利用动态分析的净现值法进行评价 原油价格,元/吨1300产油各种操作费,元/m370产水处理费,元/m33注水成本,元/m313单井年操作费,万元/井25钻井费用,万元/井500贴现率0.12原油商品率0.97原油增值税率0.187资源税,元m311.1804资源税,元吨120() (1)nttctnpvcicoipt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）

12、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-84000104npv=801.4226*1125104-3*192104-13*1080104-2575104t-84000104=8.03109元六、经济指标六、经济指标七、结论七、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