油藏工程课程设计

第一章油田概 油藏地质描述（概要 油藏（纵向）非均质性评 油藏流体分布及其物性描 油藏天然驱动能量评 第二章油藏的地质储 地质储量计 可采储量计 最终采收率评 第三章层系划分与组合论 原 划分的层 可行性论 第四章注采方式选 注水方式选 注采井数确 第五章注采速度确 注水方式选择油井产能分 油藏压力保持水 合理注采 第六章油藏开发指 注水方式选择无水采油期开发指 含水采油期开发指 指标结 第七章方案的经济评价及方案优 评价指标说 指标评价结 方案优选的结 第八章方案实施要 附 含油面积(10-3m2123456789地层压力梯度：0.1MPa/10m，地温梯度：3.7o0.9g/o

1.0g/ww

Bo

Bw井眼半径：0.12:1要求油田的初期采油速度达到5％300天/年钻井成本：1000元/米注水单价：6元/3输油单价：60元/吨生产费：150元/作业费用：20000元/(井·年0.5倍原油价格：1200元/利率 存款利率第一章田概油藏地质描述（概要地理位地理位置位于XX市X县，胜利油田XX区地质条构造位含气面积约7.47km2，平均储层厚度62m，油层有效厚度35.55m。油藏（纵向）非均质性评因资料残缺，无法分析地层层序及岩性特储层描区孔隙度分布在33.28～34.5%之间平均33.99%渗透率分布在202.5x10-3～668.8x10-3μm2之间，平均值442.87x10-3μm2；其中，孔隙度分布均匀，34%左右，渗透率分布不均，但均在200x10-3μm2以上，表明储层主体属中高韵律性分储层渗透率先上升后下降，最高渗透率为668.8x10-3μm2，最低渗透率为序油层深油层度含油面孔隙渗透(10-3m2123456789非均质性分率间0000000000样数1111111111累数123456789K突进系数：VTKmaxKK变异系数：VK

K0.36（K84.1%的值，为极差：VJKmaxKmin油藏流体分布及其物性描w1.0g/地层条件下水的粘度水的体积系数Bw原油高压物o0.9g/o原油体积系数Bo压力温度系

油藏天然驱动能量评该油藏地层压力梯度为0.1MPa/10m，所以各小层压力分布在21.95MPa~22.57MPa之间均高于地层饱和压力20MPa该地区弹 系数为1.0，可得原油含气量较少，近乎不存在，因而只能选择注水开第二章油藏的地质储地质储量计2-12-1储量丰度可采储量计相渗曲由对岩心的相渗曲线表及相渗曲线图如下2-12-2曲线确定的采收率为70.59%经验公式采用储委油气专业的经验公式经计算得水驱经验采收率为则采出量为oo2-2××油田开发动用储量计算结果m%%××123456789———最终采收率评因此，油藏采收率定为33.18%。第三章系划分与组合论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。主要包括原开发层系划分的原则有①沉积条件相近，属于相近的沉积环境②构造形态相近，油水边界和驱动类型大体一致。减少边部油层交错程度③组合层系的基本单元的平面渗透率及渗透率在平面上的分布差异不大④组合层系的基本单元的含油面积分布接⑤层内非均质程度接⑶不同层系之间需有良好的隔层加以分开划分的层3-1××油田层系划分结果序油层深油层度含油面孔隙渗透(10-3m2123456789将10个小层划分为同一层系，合注合采可行性论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1.510.3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。第四章采方式选注水方式选排距和井距之比为2:1，每口注水井控制面积F=4a2。便于井网加密和井网变流度比由下面公式计算M

wkro

S

式中uo通过切求驱替前缘含水饱和

4-1设在驱替前缘含水饱和度下，图像上改点的坐标为（x0,y0）,该方程过（0.32,0）这点，带入后通过得到解4-25Skrw(S) 0.4413*a/d）sqrt（1+m/2m）=0.695dm，a——井距五点系统：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（1.682Ea=0.718*sqrt（1+m）/2m）=0.641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2:1,21.682时,Ea=0.743*power（1+m）/2m）=0.688注采井数确现利用综合经济法计算注采井网密上式为合理井网密度的计算公ED驱油效率，小数B井网指数

BS

NKEDBAbS2b——平均每口井的总投资额，元/口A——油田开发的总面积，km2综合经济法考虑了地质因素、开发因素和经济因素，计算方法比较可靠，已经被广泛的应用。其ED=(Soi-B=100

k0

假设总井数为400，注采比则b=钻井成本*井深+地面工程费用+作业费+费+注水费+输油 =6.31*10^6带入公式，利用解该密度为经济最佳井网密度，因此n=S*A=474，与假设值相对误差为因为采用排状注水，注采比1:1，所以注水井237口，生产井237口4.2井距和排距确设井距为a=xm，排距为L=2xm所以井距为89m，排距为178m第五章采速度确油井产能分qkkro(swi)p

0eAxhx0e 0iqKKro(Swi)PAKKro(Swi)Pxh0i

442.871030.6530

35.551001009.896cm3/ q1009.89636002410687.255m3/ 由上述计算可知，油井初期产能为87.255m3/d，在无水采油期，注油藏压力保持水合理注采证区块的地层能量。注采比为一般为1.1~1.2。本设计取注采比为1.15。第六章藏开发指无水采油期开发指6-1含水率0156-1y93.87x5236.3x4207.9x372.12x28.279x+6-2通过 求驱替前缘含水饱和设在驱替前缘含水饱和度下，图像上改点的坐标为（x0,y0）,该方程过（0.32,0）这点，带入后通过得到解把y=1带入方程，得到见水前地层平均含水饱和因此，由以上两图和计算可以得到水饱和度Swc=0.32，残余油饱和度见水前地层平均含水饱和度Sav=0.732，含水前缘含水率含水前缘含水率导数r视粘度定义为-1r式

ro为油的流度rw为水的流6-2含水率导数和视粘度r-作出注水井到含水前缘之间的视粘度随含水率导数的曲线并进行5次多y=4.022x5-28.37x4+75.85x3-95.79x2+60.99x+6-3在见水前，总的平均视粘度为其中fwf

f w0f

rf

47.323.762.43

带入得-123.385 当油井见水后，-1-1，得 在计算见水前的驱替动态中，可将Qibt细分成10个增量，这相当于驱动前缘以0.1L增量推进。通过公式计算产液通过公 计算时其中a为井距，d为排距，h为厚度，φ为孔隙度,Ea表6-3见水前动态含水视粘油量采收度00000000000000000000000含水采油期开发指见水后动态是通过将（1-Sor）至Swf的饱和度段细分成50个增量来计算，分别计算出对应于50个饱和度的fw’和视粘度。fw’Y’=469.35x^4-945.2x^3+623.7x^2-144.24x+8.279fw f

r视粘度由1 来计算，w f w产液量 计产水量产油量qo=qt*(1-97%表6-4见水后动态含视粘累积产采收程累积产水指 结