油藏工程课程设计报告样本

油藏工程课程设计报告班级：姓名：***学号：指引教师：***单位：中华人民共和国地质大学能源学院日期：3月2日目录第一章油藏地质评价…………1第二章储量计算与评价………8第三章油气藏产能评价……………………10第四章开发方案设计…………14第五章油气藏开发指标计算…………………17第六章经济评价………………22第七章最佳方案拟定…………25第八章方案实行规定…………25油（气）藏地质评价一种构造或地区在完钻第一口探井发现工业油气流后，即开始了油气藏评价阶段。油气藏评价，重要是依照地质资料、地震资料、测井资料、测试资料、取芯资料、岩芯分析、流体化验和试采等资料，对油气藏进行综合分析研究、结识、评价和描述油藏，弄清油气藏地质特性，查明油气藏储量规模；形成油气藏（井）产能特性，初步研究油气藏开发可行性，为科学开发方案编制提供根据。一、油气藏地质特性运用Petrel软件对cugb油藏进行地质建模，得出cugb油藏三维地质构造图（见图1-1）。图1-1cugb油藏三维地质构造图（一）构造特性由图知：此构造模型为中央突起，西南和东北方向延伸平缓，东南和西北方向陡峭，为典型背斜构造；在东南和西北方向分别被两条大断裂所断开，圈闭明显受断层控制，故构造命名为“断背斜构造”。(1)构造形态： 断背斜构造油藏，长轴长：4.5Km，短轴长:2.0Km比值：2.25:1，为短轴背斜。(2)圈闭研究：闭合面积：4.07km，闭合幅度150m。（3）断层研究：两条断层，其中西北断层延伸4.89km，东南断层延伸2.836km。(二)油气层特性：井号井深(m)厚度(m)R（Ωm）孔隙度（％）C14835-4875403.820C24810-4850403.719.5C34900-4930303.7204930-4940100.610油水界面鉴定：C3井4930-4940m段电阻率为低值0.6，不大于C1井4835-4875m、C2井4810-4850m、C3井4900-4930m三井段高值3.8，故为水层，以上3段为油层。深度校正：平台高出地面6m，地面海拔94m，故油水界面在构造图上实际相应等深线为4930-(6+94)=4830.0m由C、C、C井测井解释数据可知本设计研究中只有一种油层，没有隔层（见图1-2）。水水水C1C2C340m40m30m油-4810m-4900m-4835m图1-2CUGB油藏构造图(三)储层岩石物性特性分析表1-1储层物性参数表成分石英长石岩屑泥质灰质含量76%4%20%5%7%〈1〉岩石矿物分析：由C井中50块样品，C中60块样品，C井70块样品分析成果：石英76%，长石4%，岩屑20%（其中泥质5%，灰质7%）。可推断该层段岩石为：岩屑质石英砂岩。粒径(mm)<0.010.01~0.10.1~0.250.25~0.50.5~11~22~55~10>10含量(%)4.039.1429.536.5512.723.053.231.290.49表1-2储层粒度分析数据〈2〉储层岩石粒度分析成果：含量最多粒径为0.25mm~0.5mm为细砂岩。<0.01泥质含量为4.03%属于泥质胶结物，接触式胶结（胶结物含量<5%）固结限度不高。〈3〉粘土矿物含量平均3.93%，其中高岭石75%，绿泥石8%，伊利石15%。〈4〉岩石物性：孔隙度：k=（20%+20%+19.5%）/3=19.67%，孔隙度较大。渗入率：（200+210+190）/3=200（mD）较好，以颗粒支撑粒间孔隙砂岩储层。故为高孔低渗油藏。表1-3储层岩石(砂岩)孔隙度评价表井号厚度(m)渗入率k(mD)孔隙度（％）VC140200200.4C24021019.50.3C330190200.5孔隙度/%<55~1010~1515~20>20储层评价极差差普通好特好（四）储层非均质性分析储层非均质性是指油气储层各种属性（岩性、物性、含油性及电性）在三维空间上分布不均匀性。表征渗入率非均质限度定量参数有变异系数、单层突进系数、级差及均质系数。渗入率变异系数：Vk=0.39,表达非均质限度较弱；渗入率突进系数：T===1.05，T<2表达非均质限度弱；渗入级差：J===1.105；非均质限度较弱；渗入率均质系数：=0.95，均质性较好。综上三种参数分析，该储层非均质性较弱，利于开发。（五）储层敏感性分析储层敏感性指储层某种损害发生对外界诱发条件敏感限度，重要涉及速敏、水敏、酸敏、盐敏和碱敏等。储层敏感性评价重要通过流动实验来实现。〈1〉速敏指数：Iv=0.08,由表4可知为弱速敏。表1-4速敏限度与速敏指数关系速敏限度强中档偏强中档偏弱弱无速敏指数>0.700.40~0.700.10~0.400.05~0.10<0.05〈2〉水敏指数：Iw=0.10,由表5可知为弱水敏。表1-5水敏限度分级原则水敏限度极强强中档偏强中档偏弱弱无速敏指数>0.900.70~0.900.50~0.700.30~0.500.05~0.30<0.05二、油气藏流体性质分析油气藏流体性质重要研究内容涉及：油气水关系：存在边水和底水，无隔夹层，油藏压力高于泡点压力，没有气顶，具有溶解气；油水界面海拔为-4830m。油气水常规物性：地面脱气原油粘度：uos=6.5mpa*s；脱气原油密度：pos=0.87g/cm3；凝固点TS=~200C；含蜡：4.03%；含硫：0.7%；胶+沥青：10%；初馏点：500C天然气相对密度：rg=0.98；天然气构成见下表：表1-6天然气性质数据表组分C1C2C3C4C5C6N2CO2air含量40%6%4%3%1%1%20%25%15%地层水密度：=1.10，pH=6.5总矿化度：TSD=243869ppm由=<1,且==126.65>1为氯化钙水型，为深层封闭环境（气田水）（对照《油层物理》P17）。表1-7地层水性质数据离子Na+Ca++Mg++Cl-SO42-HCO3-ppm84641893550214822023569油气水高压物性：原始地层压力下体积系数Boi=1.08，溶解气油比(m3/m3)；饱和压力下体积系数Bob=1.12地层水粘度uw=0.64mpa*s求解：饱和压力下原油体积系数BobStanding运用美国加利弗尼亚州原油和天然气分析样品，建立了计算饱和压力下原油体积系数如下有关经验公式：；求解：地层水粘度uw重要受地层温度、地层水矿化度影响，而底层压力影响很小。经验公式计算地层水粘度：式中：；式中——地层水粘度，mPa·s；tR——地层温度，°C；PR——地层压力，Mpa；SC——地层水矿化度，%。以上两公式适应本油藏实际条件（陈元千著《当代油藏工程》P17、P24）。三、油气藏压力和温度表8静压和静温测试数据测点深度（m）测点压力（Mpa)测点温度(摄氏度)C1C2C3C1C2C3480052.6452.5352.09120120.8119.8450050.2950.1849.74113.8113.6113.9420047.9447.8347.39107.5107.9107.4390045.5945.4845.04101.3101.1101.4360043.2343.1242.6895.195.295.3330040.8840.7740.3392.99392.8测试日期.06.09.12.06.09.12运用Excel作图得井号压力梯度方程中间深度m中间压力MpaC1P=0.0078h+15.006485552.875C2P=0.0078h+14.896483052.726C3P=0.0078h+14.456491552.793井号温度梯度方程中间深度m中间温度（摄氏）C1T=0.0208h+20.324855121.3C2T=0.0212h+18.544830120.9C3T=0.0205h+21.464915122.23300m处也许存在岩性边界，该组数据在计算压力梯度和温度梯度时舍去。压力梯度=0.784Mpa/100m；温度梯度=2.08°C/100m.四、渗流物理特性〈1〉岩石润湿性吸水指数0.5，吸油指数0.1，由表9可知为水湿。润湿指数IA=Iw-Io=0.4.表9岩石润湿性评价表润湿指数亲油弱亲油中性弱亲水亲水油湿指数1~0.80.7~0.60.50.3~0.40~0.2水湿指数0~0.20.3~0.40.50.7~0.61~0.8〈2〉相渗曲线图1-3油水相对渗入率曲线〈3〉毛管压力曲线图1-4毛管压力曲线五、油气藏天然能量分析油气藏天然能量重要涉及：油藏中流体和岩石弹性能、溶解于原油中天然气膨胀能、边水和底水压能和弹性能、气顶气膨胀能、重力能等。该油藏无边水和底水数据资料和溶解于原油中天然气数据，故边水和底水压能和弹性能不计算。并且由于油藏地层压力不不大于饱和压力，故油藏为未饱和油藏，无气顶。故天然能量只计算油藏中流体和岩石弹性能。第二章储量计算与评价一、储量计算意义及储量分类依照计算储量所采用资料来源不同，储量分为静态地质储量和动态地质储量。动态地质储量是采用油气藏生产动态资料计算而得储量数值，多用作开发过程中油气藏评价参数。静态地质储量是采用静态地质参数计算而得储量数值，是油气藏初期评价参数。二、储量计算办法对于处在设计阶段储量计算，重要采用容积法进行。（１）原油储量计算当前矿场上进行原油地质储量计算普通采用容积法，即：N=100*A*h*Φ*(1-SWi)*ρo/Boi参数计算：储量计算单元含油面积A：采用petrel建模可得A=4.07Km2.平均有效厚度ｈ：运用面积加权由petrel建模可得h=31.156m；平均有效孔隙度Φ：由C1，C3井位20%，而C2井位19.5%，取Φ为0.2；油层原始平均含水饱和度Swi:：小数，由相渗曲线求得；平均地面原油密度ρo:：资料已给0.8t/m3；原始原油平均体积系数Boi：资料已给1.08m3/m3。计算得，石油地质储量N=1.41*107t；其中溶解气地质储量为：Ｇs＝Ｎ·Ｒsi式中：Ｒsi：原始溶解气油比，是油气藏流体高压物性实验分析值，可用试采生产气油比代替；地面条件下溶解气地质储量Ｇs=1.41*107*100=1.41*109m3.三、可采储量预测可采储量预测，也是采收率数值预测，当前大都采用经验办法，即采用由许多已开发油气田和室内实验数据总结出来经验公式或图板进行综合分析加以拟定。本设计油藏采收率计算是依照Guthrie和Greenberger法水驱砂岩经验公式，即采收率Er=0.11403+0.2719logK-0.1355logUo+0.25569Swi-1.538Φ-0.00115h代入参数求得Er=0.327817（来自陈元千著《当代油藏工程》P74）油藏可采储量Np=NEr=4618761(t)四、储量评价储量评价是衡量勘探经济效果、指引储量合理使用一项重要工作。储量评价工作普通按如下几种方面进行：流度（k/u）k/u=200/1.5=133.3,属于高流度；地质储量储量N=1.408944t,属于中型油田；地质储量丰度Ω=N/A=299.8，属于中丰度；油气井产能①千米井深稳定日产油量Q1=32.9t/d.km，属于高产井；②千米井深稳定日产气量Q2=0.34,属于低产井；③单位厚度采油指数表11三口井采油指数井号C1C2C3采油指数34.3642635.5871913.15789属于高型；（５）储层埋藏深度属于超深层油田。第三章油气藏产能评价油气藏（井）产能大小是油气田开发地面工程建设和合理开发油气资源重要根据，在进行油气层工程设计之前必要一方面拟定油气井产能大小。一、生产井产能拟定矿场产能测试法：重要是通过对进行实行产能测试，获得产能测试资料，分析产能试井测试资料即可获得油气井产能，这种办法得到成果比较精确，对于新井而言，每一口都需要进行产能测试。矿场上普通将稳定试井资料和不稳定试井资料整顿成油气井产能曲线或IPR曲线，然后拟定出油气井采油指数、产水指数、油井最大潜能、气井绝对无阻流量、油气藏单位厚度产能数据以及GOR和WOR等油气井生产参数。对c1井来说从图表可以得Pwf=-0.0291Q+53.111采油指数为34.36t/d/Mpa油井最大潜能为1825.1t/d油气藏单位厚度产能45.63t/d对于c2井而言从图表得Pwf=-0.0281Q+52.747采油指数为35.59t/d/Mpa油井最大潜能为1877.1t/d油气藏单位厚度产能46.93t/对于C3井而言从图表可以看出Pwf=-0.076Q+53.434采油指数为13.16t/d/Mpa油井最大潜能为703.08t/d油气藏单位厚度产能23.44t/d二、油气藏污染状况分析钻井、完井过程容易对油气层产生污染并导致伤害，油气层伤害减少油气井产能。为使油气井产能得到较好发挥，需对油气层伤害限度进行评价，并提出保护和改造油气层详细办法。油气井伤害限度是通过度析矿场不稳定试井资料研究拟定，重要应用不稳定试井资料，采用常规试井分析办法或当代试井分析办法，分析出真实污染系数，然后可以用污染系数来评价油气井伤害限度，并依照储层地质特性和钻井完井液特性研究分析储层伤害详细因素，再从油藏工程提出切实可行保护和改造油气层详细建议和办法。测试井C1测试日期.04.18直线段某些：分析成果：a*qB/m2.k/md79.83923558s2.直线外推得平均地层压力：Pi=51.381MPa测试井C2测试日期.07.18直线段某些：分析成果：a*qB/m3.98841555k149.565583s6.80921554直线外推得平均地层压力：Pi=48.823MPa三、产能分布特性油气藏产能是油气井产能总和。由于油气藏非均质性，油气藏各个部位及各个层段产能也有很大差别。由于重力分异作用，普通构造高部位产能较高，这为井位布置提供了参照。四、合理产能设计油气井以多大产量投入生产，是一种十分复杂技术经济问题，普通说来，应从如下几种方面加以考虑：油气井产量必要不不大于经济极限产量；Pwf>Pb或Pwf>Pd，以防止井底浮现二相区而增长渗流阻力、消耗过多驱替能量；油气井产量不能过高、生产压差不能过大，不能在井底附近产生明显非达西流动和井底坍塌以及套管损坏、井底出砂等工程问题；油气井产量应充分运用油气藏能量并能发挥油气井产能；井底流压应保证流体有效举升；油气井产量应能保证注入能力得到及时补充面压力水平得到较好保持。五、注入能力拟定注入能力拟定当前没有成熟办法。在拟定注入能力时。重要考虑如下因素：注入设备承受能力考虑注水井井底破裂压力考虑注水井速敏效应考虑油藏注采平衡开发方案设计4.1开发方式拟定当前开发方式总体上氛围依托天然能量开采和人工补充能量开采两类重要开发方式。开发方式选取，必要合理运用天然能量，又能有效地保持油藏能量，满足国家对开采速度和稳定期间规定。1、天然能量开采可行性：该砂岩油藏是典型未饱和油藏，储层中流体水和具有溶解气油，无气顶，自然能量重要是靠弹性能和溶解气驱。实际计算用平衡方程原理。2、人工补充能量开采研究普通只靠弹性能和溶解气驱为天然能量开采是很难满足达到可采储量规定，故此油藏在天然能量开采后必要进行人工能量补充。这个砂岩油藏适于注水补充地层能量，由于水敏状况比较抱负，水敏伤害不大。但要控制注入速度，防止产生速敏。故此砂岩油藏开发方式定为：天然弹性驱动能量+人工注水能量天然能量开采方案：可采储量Np=1.41*107t原始地层压力下体积系数Bob：1.122饱和压力下体积系数Boi：1.08天然能量开采总量Nn=14089435.56*(1.122-1.08）=594234t储量N= A*h*Φ*Soi*ρos/Boi=14089435.56(t)占地质储量4.2%预测天然能量开发1年：以0.5Mpa生产压差为例，Δp=0.5Mpa（本设计采用不同生产压差进行优选）理论单井产量Qo=Kkro(Swc)*h*Δp/Uo=56.4063233t/d油井数n=N/Qo=25每口井平均深度h=4855m年生产天数为300天单井每天产量：594234/(300*25)=79.23t采出限度：594234/14089435.56=0.04钻井和地面建设费用：4855*3500*25*(1+30%)=5.522*108rmb油田生产管理费用：900000*25=0.225*108rmb产出液费用：150*79.23*25*300=0.89*108rmb天然能量开发总收入：79.23*300*1200*25=7.13*108rmb生产利润=（7.13-5.522-0.225-0.89）*109=0.493*108rmb即第一年天然能量开采经济利润为4930万元。4.2开发层系划分划分开发层系，就是把特性相近油层组合在一起，用单独一套生产井网进行开发，并以此为基本进行生产规划、动态研究和调节。由已知资料知该油藏无隔夹层，非均质性较弱，为单层油藏，故用一套开采层系开发。4.3井网及井距此实验选用排状注水、五点法注水及反九点注水法注水开采。以排状注水，生产压差0.5Mpa为例，储量N= A*h*Φ*Soi*ρos/Boi=14089435.56(t)理论单井产量Qo=Kkro(Swc)*h*Δp/Uo=56.4063233t/d井数=N*v/300/Qo=1.484*10^7t*3%/300/56.4t=25井距a=1000*(（4/25）^0.5)/2=200m4.4开发速度普通油田开发速度在2%-4%之间，这样初始开发速度符合油田生产能力，由于这个油藏依照三口测试井资料拟定是个高产油藏，因此生产能力可以达到2%-4%规定。该设计中咱们选用3%开采速度。4.5方案设计由于油藏天然能量较充分，故先运用天然能量开采，年限设为一年，由于存在边底水等因素，一年天然能量开采后油藏能量递减，生产井均见水，即该设计定油藏无水采油期为一年，且恰为运用天然能量开采第一年。然后对油藏进行注水开发，以补充地层能量，维持正常生产。注水开采当前有各种办法，如五点法，反九点法，排状注水等。本设计所有用排状注水进行注水开采，运用不同生产压差相应不同井距、生产井数及生产效益原理，本设计分别采用0.5Mpa、1Mpa、1.5Mpa生产压差进行设计，其相应井距分别为200m,280m,336m，其相应生产井数为25，13，9.方案10.5Mpa生产压差，第一年打25口生产油井，运用天然能量开采，次年后加25口注水井，排状注水开采，排距：井距=2：1，采注比=1:1,采收速度：3%。方案21Mpa生产压差，第一年打13口生产油井，运用天然能量开采，次年后加13口注水井，排状注水开采，排距：井距=2：1，采注比=1:1,采收速度：3%。方案31.5Mpa生产压差，第一年打9口生产油井，运用天然能量开采，次年后加9口注水井，排状注水开采，排距：井距=2：1，采注比=1:1,采收速度：3%。表4-1开发方案设计表方案开发方式采油速度井网类型井距总井数油井数注入井数单井日产/t油藏年产/t注采井比注采比Ⅰ天然+注水3%排状20050252556.54237501:11:1Ⅱ天然+注水3%排状280261313113.14410901:11:1Ⅲ天然+注水3%排状3361899169.64579201：11：1第五章油田开发指标计算一、0.5MPa生产压差排状注水开发指标单井初始日产油量单井初始日产油量Qoi=Kkro*Swc*h*Δp/Uo=816.0637052cm^3/s=56.406323t/d2.井数、排距、井距所需油井数n=14089436*0.03/300/56.406323=24.97846904 取n=35水井数=25总井数=2*n=50井距a=1000*(（4/25）^0.5)/2=200排距=2a=500m3.生产指标计算：（1）、假定出口端饱和度Swe，求出I、F(swe)'及Swf到Swe时无因次时间ΔtdeSwKroKrwfwfw'IF(swe)'Δtde0.60.1480.1530.70762282.1.2876070100.650.10.2030.82616341.0.91574847-0.0776620.0.70.0610.2540.90696271.318971870.58454954-0.2494720.0.750.0330.3220.95806060.0.34968451-0.5932340.0.80.0120.4050.98750210.0.18027151-1.5365281.0.8500.510（2）计算排液速度q(t)和累积注入量V（t）V'（t'）=V（t）*ALΦ=1/f’(Swe)无因次产液速度q'(t')=f’(Swe)/Kro(Swc)*I(Swe)q(t)=qoi*q'(t')Swfwq'(t')q(t)产水量产油量V'（t'）V（t）0.60.70762280.650.82616342.153.8670653953395.0336080.501656254449.60.70.90696272.159.49307841084907.1051112910.758166384556.90.750.95806062.162.8019451169805.95251208.641.241628629778.40.80.98750212.164.44583291217929.59215414.152.3843921209411（3）计算合计产油量见水时：V'fo(tf')=Swf+(1-f(Swf))/f’(Swf)-Swc见水后：V'eo(te')=Swe+(1-f(Swe))/f’(Swe)-Swc见水后无因次累积产油量=V'eo(te')-V'fo(tf')见水后整个油田无因次累积产油量=2n*(V'eo(te')-V'fo(tf')SwfwV'fo(tf')V'eo(te')单井无因次累积产油量油田无因次累积产油量整个油田无因次累积产油量0.60.70762280.650.82616340.4591130.4872060.0280931.404677124760.70.90696270.4591130.5205380.0614251.535624778898.90.750.95806060.4591130.5520730.092962.32401111787840.80.98750210.4591130.57980.1206873.0171761530371累积产油量Np’=1530371*0.8=1224296.8储量Np=Σ100AhΦρSoi/Bo=14089435.6t采出限度R=Np’/Np=8.7%开发年限t=35.5年，此时油田含水超过98.7%，油井废弃二、1MPa生产压差排状注水开发指标1、单井初始日产油量单井初始日产油量Qoi=Kkro*Swc*h*Δp/Uo=113.1t/d2.井数、排距、井距所需油井数n=14089436*0.03/300/113.1=12.46 取n=13水井数=13总井数=2*n=26井距a=1000*(（4/13）^0.5)/2=280排距=2a=560m3.生产指标计算：（1）、假定出口端饱和度Swe，求出I、F(swe)'及Swf到Swe时无因次时间ΔtdeSwKroKrwfwfw'IF(swe)'Δtde0.60.1480.1530.70762282.1.2876070100.650.10.2030.82616341.0.91574847-0.0776620.0.70.0610.2540.90696271.318971870.58454954-0.2494720.0.750.0330.3220.95806060.0.34968451-0.5932340.0.80.0120.4050.98750210.0.18027151-1.5365281.0.8500.510（2）计算排液速度q(t)和累积注入量V（t）V'（t'）=V（t）*ALΦ=1/f’(Swe)无因次产液速度q'(t')=f’(Swe)/Kro(Swc)*I(Swe)q(t)=qoi*q'(t')Swfwq'(t')q(t)产水量产油量V'（t'）V（t）0.60.70762280.650.82616342.307.7341306991530.8347208632.30.50165571489326.24430.70.90696272.318.98615671128303.389115742.60.75816628739532.42190.750.95806062.325.603891216598.1953256.981.241628411211112.240.80.98750212.328.89166561266646.77516030.722.384391972325789.489（3）计算合计产油量见水时：V'fo(tf')=Swf+(1-f(Swf))/f’(Swf)-Swc见水后：V'eo(te')=Swe+(1-f(Swe))/f’(Swe)-Swc见水后无因次累积产油量=V'eo(te')-V'fo(tf')见水后整个油田无因次累积产油量=2n*(V'eo(te')-V'fo(tf')SwfwV'fo(tf')V'eo(te')单井无因次累积产油量油田无因次累积产油量整个油田无因次累积产油量0.60.70762280.650.82616340.0.4872060.0280930.3652143562380.70.90696270.0.5205380.0614250.798525778898.90.750.95806060.0.5520730.092961.20848611787840.80.98750210.0.57980.1206871.5689321530371累积产油量Np’=1530371*0.8=1224296.8储量Np=Σ100AhΦρSoi/Bo=14089435.6t采出限度R=Np’/Np=8.7%开发年限t=27.3年,此时油田含水超过98.7%，油井废弃三、1.5MPa生产压差排状注水开发指标1、单井初始日产油量单井初始日产油量Qoi=Kkro*Swc*h*Δp/Uo=169.6t/d2.井数、排距、井距所需油井数n==14089436*0.03/300/169.6=8.3取n=9水井数=9总井数=2*n=18井距a=1000*(（4/9）^0.5)/2=336排距=2a=672m3.生产指标计算：（1）、假定出口端饱和度Swe，求出I、F(swe)'及Swf到Swe时无因次时间ΔtdeSwKroKrwfwfw'IF(swe)'Δtde0.60.1480.1530.70762282.1.2876070100.650.10.2030.82616341.0.91574847-0.0776620.0.70.0610.2540.90696271.318971870.58454954-0.2494720.0.750.0330.3220.95806060.0.34968451-0.5932340.0.80.0120.4050.98750210.0.18027151-1.5365281.0.8500.510（2）计算排液速度q(t)和累积注入量V（t）V'（t'）=V（t）*ALΦ=1/f’(Swe)无因次产液速度q'(t')=f’(Swe)/Kro(Swc)*I(Swe)q(t)=qoi*q'(t')Swfwq'(t')q(t)产水量产油量V'（t'）V（t）0.60.70762280.650.82616342.461.60119591029666.636216656.60.501656706804.60.70.90696272.478.47923511171699.67314.30.75816610682130.750.95806062.488.40583511263390.42955305.331.24162817493840.80.98750212.493.33749861315363.95916647.292.3843923359474（3）计算合计产油量见水时：V'fo(tf')=Swf+(1-f(Swf))/f’(Swf)-Swc见水后：V'eo(te')=Swe+(1-f(Swe))/f’(Swe)-Swc见水后无因次累积产油量=V'eo(te')-V'fo(tf')见水后整个油田无因次累积产油量=2n*(V'eo(te')-V'fo(tf')SwfwV'fo(tf')V'eo(te')累积产油量累积产油量整个油田无因次累积产油量0.60.70762280.650.82616340.4591130.4872060.0280930.2528413562380.70.90696270.4591130.5205380.0614250.552825778898.90.750.95806060.4591130.5520730.092960.83664411787840.80.98750210.4591130.57980.1206871.0861841530371累积产油量Np’=1530371*0.8=1224296.8储量Np=Σ100AhΦρSoi/Bo=14089435.6t采出限度R=Np’/Np=8.7%开发年限t=26.3年,此时油田含水超过98.7%，油井废弃。第六章经济评价各费用指标如下：钻井：3500元/米；地面建设费用是钻井费用30%；生产管理费用每口井每年：900000元；产出液关于费用：150元/t；注入液关于费用：10元/t；原油价格：1200元/t本设计进行经济评价，详细参数如下：一、方案一经济评价参数时间t年产油量/m3年产油量t年注水量产出液年收入（CI）年支出（CO）CI-CO纯赚钱05942340049180000491800001192432.6153946.096192432.621134572.2.6-.4-2183060.5146448.384183060.481140212.83.868797862.4.4-3173985.6139188.464173985.581145666.48.867618125.499408031.4-4165207.9132166.336165207.921150932.95.266477029.692122573.6-898863725156727.5125382156727.51156012.246537457585083825-48025476148544.3118835.456148544.321160904.35.264310761.678291785.673489238.67140658.4112526.704140658.381165609.28.863285589.471746455.48133069.7106455.744133069.681170127.03.862299058.465447834.4.49125778.2100622.576125778.221174457.6.261351168.659395922.61011878495027.21187841178600.9960441920535907201111208789669.616112087.021182557.2.259571312.648032226.6.612105687.384549.824105687.281186326.23.858739346.442720442.41399584.7879667.82499584.781189908.0895601388.857946021.437655367.4.41493779.5275023.61693779.521193302.7590028339.257191337.632837001.61588271.570617.288271.51196510.24847406405647529528265345二、方案二经济评价参数时间t年产油量/m3年产油量t年注水量产出液年收入（CI）年支出（CO）CI-CO纯赚钱0594234001248192.3198553.808248192.261181203.69.6.8-.2.82232450185960.032232450.041188760.51.453618505.2.23217366.3173893.072217366.341195986.41.451657624.2.2.24202941.2162352.928202941.161202881.39.649782350.8.85189174.5151339.6189174.51209445.45479926856176066.4140853.088176066.361215678.59.646288626.8.8.87163616.7130893.392163616.741221580.81.444670176.2.28151825.6121460.512151825.641227152.11.443137333.2.29140693.1112554.448140693.061232392.49.641690097.893375239.810130219104175.21302191237301.95403284708468177011120403.596322.768120403.461241880.49.639052449.876534871.812111246.488997.152111246.441246128.11.437862037.268934545.213102747.982198.352102747.941250044.8198638022.436757232.261880790.21494907.9675926.36894907.961253630.5991111641.635738034.855373606.81587726.570181.287726.51256885.45842174403480444549412995三、方案三经济评价参数时间t年产油量/m3年产油量t年注水量产出液年收入（CI）年支出（CO）CI-CO纯赚钱05942340.1.1.11256620.4205296.352256620.441225617.95.4.2-284.8.32239711.8191769.408239711.761234103.72.647362528.8.8.13223540178831.968223539.961242589.49.645260194.8.8.94208105166484.03220810