油藏工程课程设计范本

23/23基础数据资料1、油区：胜利2、油藏几何参数及各小层物性（见表1）3、班号：3；班里序号：15表1油藏差不多参数表序号油层顶深(m)油层有效厚度(m)含油面积(km2)孔隙度(小数)渗透率(10-3μm2)121952.614+班号/8+班里序号/15=4+3/8+15/15=5.380.345202.5221992.850.3552364.3322043.310.3378451.4422093.270.3352582.1522144.050.3366605.4622333.150.3328668.8722383.420.3358516.9822444.280.3367402.6922514.380.3427348.21022574.230.3438284.9注：第10层底部深度为2263m，钻井过程中要预留20m沉砂口袋。地层压力梯度：0.1MPa/10m；地温梯度：3.7°C/100m。4、流体物性地面条件下油水密度：g/cm3g/cm3地层条件下油水粘度：mPa•s=(40+15/20)mPa•s=40.75mPa•smPa•s=(0.4+3/40)mPa•s=0.48mPa•s地层泡点压力：MPa原油体积系数：水的体积系数：5、油水相渗关系（见表2）表2油水相渗数据表SwKroKrw0.3200.65000.00000.3520.58610.00170.3840.52440.00590.4160.46510.01200.4480.40820.01980.4800.35380.02920.5120.30210.04020.5440.25320.05270.5600.23000.05950.5760.20720.06660.5920.18530.07410.6080.16440.08180.6240.14390.09000.6400.12510.09840.6560.10620.10720.6720.08950.11620.6880.07280.12570.7040.05810.13530.7360.03160.15570.7680.01120.17730.8000.00000.20006、井眼半径：0.1m7、油水井操作条件注采压差：3MPa注采比：1：1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5%油水井正常生产时刻为300天/年8、常用经济指标钻井成本：1500元/m注水单价：6元/m3输油单价：60元/t生产维护费：180元/t油水井作业费用：20000元/（井•年）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：2200元/t贷款利率：5.48%存款利率：1.98%第一章油田概况油藏地质描述本地区是胜利油田某区块，含油面积5.38km2。具有10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；孔隙度分布也不均衡，最小0.3328，最大0.3552，平均孔隙度（按厚度加权平均）为0.3399；渗透率也不均衡，最小202.5md，最大668.8md，平均渗透率（按厚度加权平均）为442.9md。束缚水饱和度为0.32，残余油饱和度为0.2。地层压力梯度：0.1MPa/10m；地温梯度：3.7°C/100m，地层泡点压力：Mpa，地层条件下油水粘度分不为40.75mPa•s和0.48mPa•s，地面条件下油水密度0.9g/cm3和1.0g/cm32．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)油层有效厚度(m)孔隙度(小数)渗透率(10-3μm2)121952.610.345202.5221992.850.3552364.3322043.310.3378451.4422093.270.3352582.1522144.050.3366605.4622333.150.3328668.8722383.420.3358516.9822444.280.3367402.6922514.380.3427348.21022574.230.3438284.9各小层渗透率在纵向上的变化见图1-1图1-1一．油层纵向非均质性评价1.储层渗透率变异系数： ，因此，储层非均质性弱。2.储层非均质系数：<2.0，因此，储层非均质性弱。3.储层渗透率级差：，级差比较小，储层非均质性弱。综上，本区块储层比较好，非均质性不严峻。由表1-2能够看出，该储层的渗透率在纵向上从202.5——668.8不等，数值相近，在纵向上的分布差异不大；油层的构造形态，油水边界，压力系统和原油物性比较接近。综合以上因素和层系划分的原则，能够看出该储层能够采纳一套生产井网开采，减少了投资成本，有利于取得较大的经济效益。三．油藏流体分布及其物性描述储层差不多参数及各小层物性，见表1-2.表1-2序号油层顶深(m)油层有效厚度(m)含油面积(km2)孔隙度(小数)渗透率(10-3μm2)121952.615.380.345202.5221992.850.3552364.3322043.310.3378451.4422093.270.3352582.1522144.050.3366605.4622333.150.3328668.8722383.420.3358516.9822444.280.3367402.6922514.380.3427348.21022574.230.3438284.9地层压力梯度：0.1MPa/10m；地温梯度：3.7°C/100m，地层泡点压力：Mpa。1.流体物性地面条件下油水密度：g/cm3g/cm3地层条件下油水粘度：=40.75mPa•s=0.48mPa•s原油体积系数：水的体积系数：渗流物性：相渗曲线见图1-2图1-2从相渗曲线中我们能够看出，束缚水饱和度Swi=0.32,最大含水饱和度Swmax=0.8,油水相渗曲线交点处的含水饱和度Sw>60%,束缚水饱和度Swi下的水相相对渗透率Krw=0,通过以上特征我们能够得出该储层岩石的润湿性为水湿，有利于油田的开采。四．计算油藏的地质储量采纳容积法对本区块进行储量估算由储量计算公式（t），带入数据，各小层储量见表1-3，地质储量为：3683.812（t）。储量丰度公式为，带入数据可得储量丰度为：684.7234（），由于储量丰度为高丰度，因此该油藏属于高丰度的油藏，具有专门大的开采价值。表1-3序号油层顶深(m)油层有效厚度(m)含油面积孔隙度(小数)渗透率小层储量(km2)(10-3μm2)（)121952.615.380.345202.5274.5172221992.850.3552364.3308.6226322043.310.3378451.4340.8769422093.270.3352582.1334.1656522144.050.3366605.4415.6034622333.150.3328668.8319.5978722383.420.3358516.9350.1199822444.280.3367402.6439.336922514.380.3427348.2457.61281022574.230.3438284.9443.3597层系划分和组合论证一．层系划分的原则1、同一层系内的油层物性应当接近，尤其渗透率要接近。2、一个独立的开发层系应具有一定的厚度和储量。3、各开发层系间必须具有良好的隔层。4、要考虑到采油工艺技术水平，相邻油层尽可能组合在一起。5、油层的构造形态、油水边界、压力系统和原油物性比较接近。二．划分的层系可划为同一套开发层系三．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，油层的联通系数为0.73，变异系数为0.338，组成层系的差不多单元内油层分布面积相同，层内非均质性小，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。划分为一个层系开采，既能够保证一定的储量，又能够充分发挥采油工艺措施的作用。如此能够减少钻井，既便于治理，又能够达到较好的经济开发效果。经论证，可划为同一套开发层系。第三章注采方式的选择注水方式选择：采纳排状注水。第四章计算排状注水的开发指标1、求初始产量，并依照油田产能要求确定油井数及水井数(1)计算初始产量，假设流淌为一维流淌。每一小层的初始产量为： ，其中A=ah，h为每一小层厚度。代入数据，得各小层的初始产量见表4-1。表4-1油层有效厚度(m)10^-6qoi(m3/s)2.6112.645690182.8524.841684053.3135.74921843.2745.543075464.0558.664374233.1550.406184053.4242.297007364.2841.228215954.3836.490505524.2328.83432699(2)油井数和水井数：油田总的生产井数n： ，带入数据计算的：n=113.1847。2、计算井距及排距： ，带入数据得：L=218.0205，a=109.0103。3、计算前缘含水饱和度： 代入数据，计算得表4-2表4-2SwKroKrwfw(i)0.320.65000.3520.58610.00170.1975880.3840.52440.00590.4885330.4160.46510.0120.6865590.4480.40820.01980.8046080.480.35380.02920.8751040.5120.30210.04020.9186790.5440.25320.05270.9464380.560.230.05950.956450.5760.20720.06660.9646490.5920.18530.07410.9713870.6080.16440.08180.9768740.6240.14390.090.9815150.640.12510.09840.9852460.6560.10620.10720.9884650.6720.08950.11620.9910090.6880.07280.12570.9932240.7040.05810.13530.9949670.7360.03160.15570.9976150.7680.01120.17730.9992560.800.214、计算见水前开发指标(1)求非活塞因子E（2）求无因次见水时刻，通过有因次化得到见水时刻。代入数据计算得：，（3）以一年为一个点计算见水前的开发指标。无因次参数、、，→通过参数的有因次化，计算油田总的开发指标，数据表见表4-3表4-3t累积注水V(t)/10^4m3瞬时产量q(t)/(m3/d)累积产量q/10^4m3日注水量/m30000000010.033999980.037863231.256382247.91611219323.2228279.69668328263.87040520.067999960.089665391.935175587.099801214360.337710.506781911306.122972.4918340.0847223060.130887273.394613857.007205825190.3831466.21827118292.58141见水前开发指标见表4-4表4-4时刻（年）日产液(m3)累产液(104m3)日产油(t)累产油(104t)日注水(m3)累注水(104m3)采出程度(%)含水率(%)00000000019323.222773279.6966837769.352233.08056938263.8704247.91611216.3271570140214360.33662710.50678211966.95592.088984911306.123587.099801216.0727253402.49183425190.382971466.2182720991.991221.84855918292.581857.007205833.1680487205、计算见水后开发指标（1）计算无因次开发时刻。（2）计算无因次开发指标（）、、和→参数，并进行有因次化，计算油田总的开发指标（其中日产油量），数据表见表4-5。表4-5时刻日产液累产液日产油累产油日注水累注水采出程度(％)含水率(m3/d)(104m3)（t/d）(104t)(m3/d)(104m3)（％）2.4925190.381688.8420991.991407.3718292.58857.0138.200.004.0215900.782419.284153.301598.1658148.843528.2139.0673.885.5219494.193297.183174.171741.1097480.147918.1142.5683.727.2626375.834673.512745.201884.35161123.1416325.7646.0689.598.9035279.526400.632390.802001.39257654.3628939.3648.9293.2210.4449652.728703.582216.262104.19364951.1045866.1951.4395.5411.6358214.8310772.322112.712179.26504610.7663798.1953.2796.3712.7575727.4213319.332230.852254.30615236.6584490.9955.1097.0513.9482427.8616259.601965.422324.40751731.36111305.8556.8197.6215.2590728.7719846.621748.502393.53907394.38147180.3458.5098.0716.7197589.1224094.621503.312458.971097719.00194963.