油藏开发方案项目设计方案

油藏开发方案工程设计方案开发原则依据有关开发方针、政策，综合考虑以下因素，提出油田开发原则：充分考虑油田的地质特点；充分利用油气资源，保证油田有较高的经济采收率；〔3)合理利用油田的自然能量；充分吸取类似油田的开发阅历；2.开发方式开发方式论证量，利用借鉴高压物性资料及阅历公式计算，该块油藏弹性采收率为13.35%，因此考虑到经济效益，在开发方式上初期承受自然能量开发，后期自然能量降低，产量下降，并且油藏具有边底水，由油水相渗曲线〔图2.1〕Swr0.4，所以可承受注水方式开采。M1M2注入方式和时机选择M典型特低渗透非均质油藏，因此，承受面积注水方式比较适用。鉴于油藏自然能量缺乏，宜实行早期注水措施。2.11.0001.0000.9000.8000.700w0.6000.500KrwKroK0.4000.3000.2000.1000.0000.00.10.20.30.40.50.60.70.8Sw含水饱和度开发层系与井网井距开发层系层系划分与组合的原则h>10m,G>10开发层系不能够严格的分开，以避开层系之间发生水窜，影响分采效果；同一开发层系内各小层的物理性质相像，尤其是渗透率相接近，以防注水过程中形成严峻的单层突进；近；划分开发层系时，应当考虑当前采油工艺技术水平，同一油藏中相邻油层应当尽可能组合在一起，以便进展井下工艺措施，尽量发挥井下又能到达同样的开发效果；多油层油田当具有以下地质特征时，不能用一套开发层系开发：①储层岩性和物性差异大；②油气的物理化学性质不同；③油层的压力系统和驱动方式不同④油层的层数太多，含层段过大。开发层系确实定结果及依据开发较为合理。依据如下：油层分布面积大、单储系数小该块Es33①油层含油面积面积4.74km2，单储系数小，为4.06×104t/〔km2·m，故按一套层系进展开发较为合理。一套层系开发可使油井保持肯定的生产力量油层集中，按一套层系开发方可使油井保持肯定的生产力量。Es33①油层按一套层系开发较为合理。井型、井网与井距井型确实定应用水平井开发的可行性：工程标准参数目标区参数工程标准参数目标区参数裂缝性油藏、有气顶或底水油油藏类型层状构造油藏藏、薄层油藏、稠油油藏埋藏深度(m)1000～40002680～2913m油层厚度《104.07地层系数k×h>1001020利用水平井开发同类型油藏已取得较好效果〔见表3.2〕初期平均单井生产情目前平均单井生产情井数 初期平均单井生产情目前平均单井生产情井数 累积油藏类况况序产油量号型(口)(%)日液日油含水日液日油含水(104t)(t/d)(t/d)(%)(t/d)(t/d)(%)1裂缝287.838.717.654.630.94.585.320.42稠油8724.263.830.652.041.64.190.193.6屋脊断38122.656.640.728.2128.421.283.5195.6块边底水46217.333.419.342.2124.59.292.664.5断块构造岩5143.955.923.757.670.112.182.713.5性123.349.240.817.226.56.974.128.2154.227.710.562.023.24.779.77.2205.635.220.142.868.413.280.715.9349.559.622.662.169.716.875.932.861.714.411.917.118.39.150.20.835910049.527.444.784.412.285.5472.46层状6层状7低渗透薄层薄8互层整装厚9层正韵律地层不10整合合计由于水平井掌握面积大，相应增加了井筒的泄油面积，提高油井产能。(1)井距的估算依据前苏联P·H的阅历关系式：Re=171.8+530K (3.1)式中:Re—泄油半径，m；348m。(2)经济合理井网密度确实定首先利用投入产出理论确定经济极限井网密度及经济最正确井网密度。密度是指总利润最大时的井网密度。肯定井网密度下的总投入为：C=AS(I+I+I)(1+R)T/2 (3.2)in D B C该井网密度下的总产出为：C=NEwC(P-O) (3.3)out Ri式中:A:，km2；S:/km2；R:投资贷款利率；T:a，I:平均单井钻井投资，104/井，DI 单井地面建设投资，104/井；BI:采油工程投资，104/井；CERw:可采储量采出程度；iP:/t；O:/t。水驱采收率ER

与井网密度的关系：其中：

E=Ee-a/sR Da=100*0.1814/(k/u)0.4218

(3.4)(3.5)ERa:/km2。依据投入产出，总利润为:G=NEe-a/swC(P-O)-AS(I+I+I)〔1+R)T/2D i D B C=A(I+I+I)(1+R)T/2(ke-a/s-S)D B C(3.6)式中：k=NEwC(P-0)/A(I+I+I)(1+R)T/2 (3.7)Di D B C经济极限井网密度：ke-a/s-S=0(3.8)经济最正确井网密度：ka/(S2)e-a/s-1.0=0〔3.9〕0.45；原油价格选取近五年77.47/桶(3790/吨)，应缴纳税费种及税率有增值税(17%)、教育附加费(取增值税的3%)、城市建设附加费(取增值税的、企业所得税(25%)及资源税(原油24/吨)。17%。银行贷款年利率目前为6.38%，单井投资总额(I+I+I434万元。开发评估年限为8年，8年内可采储量采出程D C B0.811.87/km2，经济最正确井网密度为8.873.13.2由于断块油藏非均质性较强，单井掌握储量的力量较弱。所以在保持并构成完整的注采系统，对提高该边底水油藏的采收率是有利的，故本争论中承受经济极限井网密度。3.1利润随井网密度变化状况3.2利润偏导随井网密度变化状况开发井的生产和注入力量开发井的生产力量般说来，应从以下几个方面加以考虑：油气井产量必需大于经济极限产量；过多的驱替能量；显的非达西流淌和井底坍塌以及套管损坏、井底出砂等工程问题；油气井产量应充分利用油气藏能量并能发挥油气井产能；井底流压应保证流体的有效举升；油气井产量应能保证注入力量得到准时的补充面压力水平得到较好的保持。注水开发中，产液量计算公式为：Lt/d；L

〔4.1〕LL

MPa)；：生产压差，MPaM1M2E3①s3

的单层试油试采以及油层物性流体PVT分4.1.5.6t/d，4.24.1采油指数井号有效厚度〔m〕地层压力〔Mpa〕流压〔Mpa〕生产压差〔Mpa〕日产油(t/d)采油指数(t/d·MpaM16.6032.6124.88.8119.932.262M28.037.281522.284.770.2144.5砂组单井产能砂层砂层厚度〔m〕压差〔Mpa〕日产油(t/d)干扰系数单井产能(t/d)E3①a37.610.613.940.555.6注水井的注入力量在确定注入力量时，主要考虑如下因素：注入设备的承受力量考虑注水井井底的裂开压力考虑油藏的注采平衡系：J/J=K(S

)·u·B/K(S)·u(4.2)

吸 油 rw

o o ro wi w.J=3.1m3/(d·Mpa〕吸由于无际试水资料，取80%作为油组实际应用值，即J吸=2.483/(d·Mpa。6.93Mpa。Q

=2.48〔-6.93〔4.1。注油藏中深2876m，对应井口最大注入压力20Mpa4.1日注水量与注入压力关系曲线满足注采比1:1条件下，单井日注水最高为17m /d。计算最大注水5.采收率及可采储量采收率计算承受阅历公式法进展采收率的计算与标定。

E K0.13160.214289 oR o〔5.1〕ERK－平均渗透率，10-3μm2；μ—地层原油粘度，MPa。0利用阅历公式1计算结果如表5.1小层5.1平均渗透率〔10-3μm2〕1地层原油粘度〔mPa·s〕采收率〔%〕M115.732.1127.91M214.752.1127.68总15.242.1127.80ER

Kh0.121log 0.016o〔5.2〕式中：ER－采收率，小数；平均渗透率，10-3μm2；μ，mPa.s；0h—有效厚度，m。利用阅历公式2计算结果如表5.2.5.22小层平均渗透率〔10-3μm2〕地层原油粘度〔mPa.s〕有效厚度〔m〕采收率〔%〕M115.732.114.419.94M214.752.113.618.55总15.242.118.022.92林志芳、俞启泰公式:ER＝0.6911×〔0.5757－0.1157lgμR+0.03753lgK〕〔5.3〕式中：ER－采收率，小数；μR－油水粘度比；平均渗透率，10-3μm2。利用林志芳、俞启泰公式计算结果如表5.3。5.3林志芳、俞启泰公式计算结果小层油水粘度比平均渗透率〔10-3μm2〕采收率〔%〕M12.1115.7340.30M22.1114.7540.23总2.1115.2440.26采收率标定25.36%，见5.4。阅历公式采收率5.4阅历公式采收率127.80%222.92%最终采收率25.36%可采储量计算78.2819.85万吨。油藏工程方案比较与推举方案比较论证条件下的合理油水井数比：式中：

(6.2)(6.3)

(6.1)IwJ 生产井的产液指数；LRwoI，i=1,2,3；HiiNTGi层净毛比。i表6.1表6.1储层物性参数表由此可计算出：R=1.14wo型、承受何种注水方式等问题。本次争论中，首先对正方形井网和三角形井网等两种井网类型进展了比照。为降低其他参数对结果的影响，比照过程中尽量保证两种井网中其11.87/km2，结合4.07km2491.14〔实1.04，且均承受直线注水。正方形井网:6.1、6.2。其中蓝色圆点代表注入井，黑色圆点代表生产井。由于是优化井网类型的模个问题来说，是否考虑已存在的井对结果的影响不大。6.1正方形井网布井6.2三角形井网布井6.3不同井网原油采出程度在模拟过程中，注入井定注入速度8立方米/天注水，生产井定产液8/156.36.46.4不同井网含水率变化系统。推举方案描述与推举在油藏开发过程中，合理的开发程序对提高采油速度、推迟含水率上升可以在井网确定的状况下来查找最优的生产制度。在构造高部位多打生产井。依据这些原则，我设计了下面一种开发方案。初始注采方案本方案的井网类型、注采井比例、井排井距等均取最优化后的结果，并承受直线注水。其中，M1、M2M3M1井位6.5。其中，M3M1、M22760m2760m2760m产井。注入井定注入速度8立方米/天注水，生产井定产液量8立方米/天生产。边缘生产井转注90%以上，此时可将构造北侧部生产井转为注入井，以提高产油速度，6.6。图6.5初始油水井网图6.6边缘转注后注采井网线型注水网转正七点注水网当边缘的生产井完全转变为注入井后，一局部剩余的原油被驱出，产油速度明显提高，注入肯定时间后，产水率重上升，此时需要将原先的直线型注入网改为正七点注水网注入，见图6.7。后，一般均伴随着含水率的上升，且转注之后瞬时的采油速度下降，但最终会上升。图6.7正七点开采