油藏工程课程

1、油藏工程课程设计 姓 名： 班 级：学 号：中国石油大学（北京）2010年 6 月基础数据资料1 油区：胜利油田2 油藏几何参数及各小层物性班级：油工2班学号：06表一 油藏基本参数表序号油层顶深（m）油层厚度（m）含油面积（km2）孔隙度渗透率(10-3 )121952.615+班号/5+班里序号/20=5+2/5+06/20=5.70.345202.5221992.850.3552364.3322043.310.3378451.4422093.270.3352582.1522144.050.3366605.4622333.150.3328668.8722383.420.3358516.98

2、22444.280.3367402.6922514.380.3427348.21022574.230.3438284.9地层压力梯度：0.1MPa/10m，地温梯度：3.7 °C/100m3 流体物性地面条件下油水密度： 地层条件下油水粘度： mPa·s =50+6/25 =50.24 mPa·s mPa·s=0.5+2/25=0.58mPa·s地层泡点压力： MPa原油体积系数： 水的体积系数：4 油水相渗关系：表二5 井眼半径：0.1 m6 油水井操作条件 ：注采压差：3MPa排状注水的排距与井距之比为2:1要求油田的初期采油速度达到3油水

3、井正常生产时间为300天/年7 常用经济指标钻井成本：1000元/米注水单价：6元/米3输油单价：60元/吨生产维护费：150元/吨作业费用：150元/吨地面工程建设费用为钻井费用的0.5倍原油的商品率：95原油价格：1200元/吨贷款利率：5.48 存款利率：1.98表二 油水相渗数据表SwKroKrw0.3200.65000.00000.3520.58610.00170.3840.52440.00590.4160.46510.01200.4480.40820.02920.4800.35380.01980.5120.30210.04020.5440.25320.05270.5760.2072

4、0.06660.6080.16440.08180.6400.12510.09840.6720.08950.11620.7040.05810.13530.7360.03160.15570.7680.01120.17730.8000.00000.20001 油田概况1.1油藏地质描述油区是胜利油田区块，含油面积5.7km2。具有十个小层，油层顶深从2195米到2257米不连续，平均深度2224.4米；每个小层厚度不均，最小2.61米，最大4.38米，平均厚度3.555米；孔隙度纵向分布也略有差异，最小0.345，最大0.3438，平均孔隙度（按厚度加权平均）为0.34016；渗透率纵向分布也不均一

5、，最小202.5md，最大668.8md，平均渗透率（按厚度加权平均）为442.71md。地层压力梯度为0.1MPa/10m，地温梯度为3.7 °C/100m，泡点压力为20Mpa，地层条件下油水粘度分别为50.24 mPa·s和0.58 mPa·s，地面条件下油水密度为0.9g/cm3和1.0g/cm3。1.2油藏（纵向）非均质性评价表1-1 油层非均质性数据表序号油层顶深（m）油层厚度（m）渗透率(mD)121952.6185.05221992.85153.006322043.31Kav=i=110Kihi÷i=110hi=186.0067mD189

6、.588422093.27244.482522144.05254.268622333.15280.896722383.42217.098822444.28169.092922514.38146.2441022574.23119.658（1）储层渗透率突进系数：层内最大渗透率与平均渗透率的比值，也称非均质系数。 属于均匀型（2）储层渗透率变异系数 渗透率比较均匀综上，本区块储层物性较好，非均质性较弱。1.3油藏流体分布及其物性描述储层基本参数及各小层物性，表1-2表1-2序号油层顶深（m）油层厚度（m）含油面积（km2）孔隙度渗透率(mD)121952.615.70.345202.5221992

7、.850.3552364.3322043.310.3378451.4422093.270.3352582.1522144.050.3366605.4622333.150.3328668.8722383.420.3358516.9822444.280.3367402.6922514.380.3427348.21022574.230.3438284.9（1）油藏性质：地层压力梯度：0.1MPa/10m，地温梯度：3.7 °C/100m均属正常范围（2 流体物性：地面条件下油水密度：o=0.90g/cm3 w=1.0g/cm3地层条件下油水粘度：o =50.24 mPa·s w=

8、0.58mPa·s地层泡点压力： Pb=20MPa原油体积系数：Bo=1.08 水的体积系数：Bw=1.0 (3) 渗流物性： 1）各小层的孔隙度渗透率，如上表1-2 2）由含水饱和度和油水相对渗透率数据，得到相对渗透率曲线（图1-1）图1-1从相渗曲线中我们可以看出，束缚水饱和度Swi=0.32，最大含水饱和度Swmax=0.8，残余油饱和度Sor=0.2油水相渗曲线交点处的含水饱和度Sw>50%，束缚水饱和度Swi下的水相相对渗透率Kro=0，通过以上特征我们可以得出该储层岩石的润湿性为水湿，有利于油田的开采。2 油藏的地质储量2.1地质储量计算(1)根据容积法计算地质储量

9、容积法计算公式：Nooip =100Ah(1-Swi)o/Boi式中，Nooip，原始石油地质储量，104t；A，含油面积，km2；h，有效厚度，m；孔隙度，；地面原油密度，o ，t/m3；Swi，原始含水饱和度；Boi，原油体积系数。代入各储层数据，可得该区块的油田得地质储量Nooip =100Ai=110hii(1-Swi)o/Boi= 5775.556×104t并由此可得该区块油田个小层的地质储量分布图(2)单储系数=Nooip/(Ah)= 5775.556/(13.55×35.55)=11.99×104t/（km2·m）(3)储量丰度=Nooip

10、/A= 5775.556/13.55=426.24×104t/km2(4)溶解气地质储量G=10-4Nooip×Rsi=76.544×108m32.2可采储量计算N=100Ai=110hii(1-Swi-Sor)o/Boi= 4076.863×104t汇总结果，列于下表区块层组储量级别含油面积Km2有效厚度m孔隙度%含油 饱和度%地面原油密度g/cm3体积系数原始 油气比m3/t单储系数×104t/（km2·m）石油地质储量×104t溶解气 地质储量×108t储量丰度×104t/km2可采储量×

11、104t胜利油田××区块1探明储量13.552.610.24150.680.831.12132.5312.170 430.394 5.704 31.763 303.807 22.850.2486412.530 483.865 6.413 35.710 341.552 33.310.2364611.916 534.434 7.083 39.442 377.247 43.270.2346411.824 523.912 6.943 38.665 369.820 54.050.2356211.874 651.592 8.636 48.088 459.947 63.150.23296

12、11.740 501.072 6.641 36.979 353.698 73.420.2350611.845 548.925 7.275 40.511 387.477 84.280.2356911.877 688.800 9.129 50.834 486.212 94.380.2398912.089 717.455 9.508 52.949 506.439 104.230.2406612.128 695.108 9.212 51.300 490.665 合计-5775.556 76.544 -4076.8632.3最终采收率评价=N/Nooip= 4076.863×104/5775.

13、556×104=0.706以上所求为最大（理想情况）的水驱采收率，但实际油田生产中难以达到，因此试采用下面的经验的公式来预测最终采收率。ER=21.4289(o/)0.1316代入数据，可得ER=14.75%，对于水驱油藏而言，处于普通的水平。3层系划分与组合论证根据油藏特点和层系划分原则论证划分开发层系的可行性。主要包括：3.1原则划分开发层系，就是把特征相近的油层组合在一起，用独立的一套开发井网进行开发，并以此为基础进行生产规划、动态研究和调整。合理组合和划分开发层系一般应考虑以下几项原则：（1）把特征相近的油层组合在同一开发层系内，尤其渗透率要接近，以保证各油层对注水方式和井网

14、就有共同的适应性，减少开采过程中的层间矛盾。（2）一个独立的开发层系应具有一定的储量，以保证油田满足一定的开采速度，并具有较长的稳产时间和达到较好的经济指标。（3）各开发层系间必须具有良好的隔层，以便在注水开发条件下，层系间能严格地分开，确保层系间不发生串通和干扰。（4）同一开发层系内，油层的构造形态、油水边界、压力系统和原油物性应比较接近。（5）在分层开采工艺所能解决的范围内，开发层系不宜划分的太细，以利于减少建设工作量，提高经济效果。3.2划分的层系所有油层划分在同一套开发层系内，用一套井网进行开发。3.3可行性论证由于油层之间沉积条件相近，渗透率在纵向上的分布差异不大，渗透率突进系数为1

15、.51，渗透率变异系数为0.32，渗透率的非均质性较弱，组成层系的基本单元内油层分布面积相同，层内非均质小，所有的小层有相同的构造形态，油水边界和压力系统，原油物性相同。把所有油层划分为一个层系开采，既可以保证一定的储量，又可以充分发挥采油工艺措施的作用。这样可以减少钻井，既便于管理，又可以达到较好的经济开发效果。经论证，可划为同一套开发层系。4 注采方式选择4.1注水方式选择油田开发期望获得并保持较高的采油速度和实现较长的稳产期，所以应注意保持油层能量，尽量在油藏下降到饱和压力以前进行注水，可采用早期注水，使油层压力保持在饱和压力以上，这可使油井有较高的产量。本区块油层面积较大并且有一定的延

16、伸长度，油层之间连通性好，油层渗透率较高，具有较高的流动系数，故可采用面积注水。该种方式注水，使所有油井都处于注水井第一线，有利于油井受效；注水面积大，注水受效快；每口油井有多向供水条件，采油速度高。井网部署可采用直线排状系统，五点井网和反七点井网。其各自的特点如下：（1）直线排状注水：注采井的排列关系为一排生产井和一排注水井相互间隔，生产井与注水井相互对应。在此系统下生产井数与注水井数之比1：1。排距和井距之比为2:1，每口注水井控制面积F=4a2。便于井网加密和井网变形，水线推进均匀，易于控制，井网布置方便简单。流度比由下面公式计算：为驱替前缘饱和度 由含水率含水饱和度关系曲线得=0.51

17、M=10.9/0.3718*0.314184+0.04422=10.5所以其见水时的面积波及系数为EA=（1-0.4413*a/d）sqrt（1+m）/2m）=0.577由于在波及系数为100%时，注水开发最终采收率为70.6%，则预测利用直线排状系统最终采收率ER=0.577*0.706=0.4073（2）五点系统：因注水井和生产井井数之比为1:1，每口注水井控制面积为F=2a2。因而每口注水井承担的注水量比较适中，（在平衡注采的情况下，每口注水井的日注水量接近于每口采油井的平均日采出量）。这样注入水推进比较适中，使油藏注入水涉及体积与驱油效率有一定改善。五点式在流度比为10.5时，Ea=0

18、.718*sqrt（1+m）/2m）=0.531则五点系统见水时井网的波及系数为0.531,则估算利用五点式的最终采收率0.375。（3）反七点井网斜七点：生产井构成斜六边形,注水井在中心,在此系统下,生产井和注水井之比为2:1,注水井控制面积F=3a2。注水井数少，采油点较多，可使生产成本较低。反七点在流度比为10.5时,Ea=0.743power（1+m）/2m，3）=0.607则见水时井网的波及系数为0.607.则利用反七点法的估算最终采收率0.429。4.2注采井数确定油田初期采油速度为3.5%，所以可得年产量：Na=5775.556*104*0.035=2021444.68t/a日产

19、油量；Nd=2021444.68/300/0.83=8118.25m3/d由油井产量公式，可得单井日产量为，q=2*丌*Ko*H*P/（oBolnRe/Rw）=79.98m3/d所以，油井数为，n=Nd/q=8118.25/79.98=102（1）直线排状井网：油水井数比为1:1，所以油井为102口，注水井102口井网密度S=n/A=204/13.55=15well/km2排状注水的排距和排距和井距之比为2:1.，所以可以得到井距a=182.24m，排距d=364.48m（2）五点法井网：油水井数比为1:1，所以油井为102口，注水井102口井网密度S=n/A=204/13.55=15well

20、/km2，由此得到排距d=257.72m（3）反七点井网斜七点：油水井数比为2:1，所以油井为102口，注水井51口井网密度S=n/A=153/13.55=12well/km2，由此得到排距d=297.59m5 油藏开发指标预测5.1无水采油期开发指标预测由已知条件，uo=10.9mPa.s,uw=0.85mPa由分流量方程：fw=f/k式中，由此代入油藏渗流数据，可以计算得到含水率和含水饱和度之间的关系：由此，可以做出油水相对渗透率曲线和分流量曲线： 从以上两图中可以读出，束缚水饱和度Swc=0.32，残余油饱和度Sor=0.2 含水前缘含水饱和度Swf=0.51，见水前地层平均含水饱和度S

21、av=0.62，由得到的fw曲线，对其进行拟合，可以得到：y = 104.18x6 - 599.82x5 + 1264.8x4 - 1308.6x3 + 708.81x2 - 188.32x + 19.198对其求导，可以得到含水率导数关于含水饱和度的函数：y=625.08x5-2999.1x4+5059.2x3-3925.8x2+1417.62x-188.32由此可以得到含水率导数的曲线： 所以可计算得到各个含水饱和度下的视粘度，和各含水饱和度下的含水率导数列于表将视粘度从最大含水饱和度到前缘含水饱和度积分，积分变量为含水率导数，即利用下面公式进行数值积分,然后，可以得到，从注水井到含水前缘

22、的平均视粘度：由4.2可得初始产油量，即为初始注水量，把一维地层等分为10段，计算无因次倍数，计算总平均视粘度。代入含水前缘推进到各处时的总平均视粘度，可以得到所处时刻的产量。计算相应的各段开发时间，直到出口断面，计算见水时间及各项生产指标。所选三种井网具体无水采油期开发指标如下：（均取单井控制单元进行预测）（1）直线排状注水: a=182.24m d=364.48m 所以，单井控制单元面积F=a*d= 具体开发指标如下表所示由表可知，生产1.33年时油井见水，见水时油井累计产油168199.04m3（2）五点系统井网注水： a=d=257.72m 所以，控制单元面积F=2*a2=具体开发指标如下表所示由上表可知，油井在生产2.21年见水，此时油井累计产油336381.70m3（3）反七点井网注水： a=d=297.59m 所以，单井控制单元面积F=3*a2*= 具体开发指标如下表所示由上表可知，油井在生产4.42年时见水，此时油井累计产油675112.22m35.2含水采油期开发指标预测取从前缘饱和度到最大含水饱和度的已知数据，根据下面的公式计算见水后的油层总平均视粘度。它是一个随着开发不断变化的值，与出口端含水饱和度有关。计算该出口端饱和度下产液速度qt，又因为，qw=qt*fw，qo=qt-qw，由此得到产水速度和产油速度。对于见水之后有，fw和qi的