石油工程设计大赛油藏工程组获奖作品

第1第1章总论#12000WvE至⅛∙HE⅛12000WvE至⅛∙HE⅛10000800060004000200002000-4000生产时间，年图3.80年度经济指标预测根据开发指标与经济指标对比来看，老区挖潜采用生产井侧钻，注水井改注聚井，注入聚合物溶液总用量为0.4倍注入孔隙体积，质量浓度为1500mg/L，段塞为0.4PV，速度0.12PV/a，后续转注水开发。由于侧钻井和注聚的影响，前期油井日产量增加，含水率降低，相比于注聚前含水率下降最大值为7.2%，含水回升速度减慢；开发评价20年，老区累计产量4.5×104t，提高采收率7.4%，成本回收期3年，累计净现值9962.6万元。新区开发方案优选在前面的内容中，在对该区块生产资料进行了产能预测和动态分析的基础上，对该区油气藏开发政策技术开展研究主要包括开发方式、开发层系划分、井型选择、合理产量等，通过多种方法确定了油气藏的开发政策；在此基础上制定出4种开发方案开展数值模拟研究，通过对4种方案的开发指标进行预测，最终给出推荐实施方案。方案一（正常注水开发）按照开发设计原则和油藏工程论证结果部署开发井网。开发方式设计动用含油面积4.0km2，采用直井与定向井相结合，井网密度为13.71口/km2，注采井数比为1:1的开发井网进行开发。方案设计总井数79口，其中：新钻井66口，平均单井井深1220m。XX油田开发井网部署如表3.28和图3.81所示，新钻井信息详见表3.28。方案设计油田初期采液速度10%，开发方式为注水开发，注采比1:1。表3.27开发井网部署表（方案一）总井数 新钻井（口） （口）定向井（口）总井数 新钻井（口） （口）定向井（口）新注水井

（口）新采油井

（口）平均井深

（m）井网类型79662023431220五点法表3.28井网部署井名XY井类型O117801885.55653313采油井O217802135.55653313采油井O317802385.55653313采油井O417801385.55653563采油井O517801635.55653563采油井O617801885.55653563采油井O717802135.55653563采油井O817802385.55653563采油井O917802635.55653563采油井O1017801385.55653813采油井O1117801635.55653813采油井O1217801885.55653813采油井O1317802135.55653813采油井O1417802385.55653813采油井O1517802635.55653813采油井O1617801385.55654063采油井O1717801635.55654063采油井O1817801885.55654063采油井O1917802135.55654063采油井O2017802385.55654063采油井O2117802635.55654063采油井O2217801385.55654313采油井O2317801635.55654313采油井O2417801885.55654313采油井O2517802135.55654313采油井O2617802385.55654313采油井O2717802135.55654563采油井O2817802385.55654563采油井O2917803385.55654563采油井O3017803635.55654563采油井O3117803385.55654313采油井O3217803635.55654313采油井O3317803885.55654313采油井O3417804135.55654313采油井O3517803635.55654063采油井O3617803885.55654063采油井O3717804135.55654063采油井O3817803635.55653813采油井O3917803885.55653813采油井O4017804135.55653813采油井O4117803885.55653563采油井O4217804135.55653563采油井I117802010.55653438注入井I217802260.55653438注入井I317801510.55653688注入井I417801760.55653688注入井I517802010.55653688注入井I617802260.55653688注入井I717802510.55653688注入井I817801510.55653938注入井I917801760.55653938注入井I1017802010.55653938注入井I1117802260.55653938注入井I1217802510.55653938注入井I1317801510.55654188注入井I1417801760.55654188注入井I1517802010.55654188注入井I1617802260.55654188注入井I1717802260.55654438注入井I1817801885.55654438注入井I1917802135.55654188注入井I2017802385.55654188注入井I2117802635.55653938注入井I2217801635.55653938注入井I2317804010.55653688注入井方案二（先注水再注聚）按照开发设计原则和油藏工程论证结果部署开发井网。开发方式设计动用含油面积4.0km2，采用直井与定向井相结合，井网密度为13.71口/km2，注采井数比为1:1的开发井网进行开发。方案设计总井数79口，其中：新钻井66口，平均单井井深1220m。XX油田开发井网部署如表3.28和图3.82为前期进行注水开发，新钻井信息同见表3.28，注采比1:1，当油藏含水率到达88%时，进行注聚合物开采。表3.29开发井网部署表（方案二）总井数（口）新钻井（口）定向井（口）新注水井（口）新采油井（口）平均井深（m）井网类型79662023431220五点法

图3.82井网布置图方案三（调整井距进行注水注聚开发）按照开发设计原则和油藏工程论证结果部署开发井网。为了降低开采成本，根据区域含油饱和度不同，适当增大井距，用更少的井控制更多的储量。开发方式设计动用含油面积4.0km2，采用直井与定向井相结合，井网密度为13.71口/km2，注采井数比为1:1的开发井网进行开发。方案设计总井数56口，其中：新钻井43口，平均单井井深1220m。XX油田开发井网部署如表3.31和图3.83所示，新钻井信息详见表3.31，方案设计油田初期采液速度10%，开发方式为前期进行注水开发，注采比1:1，当油藏含水率到达88%时，进行注聚合物开采。表3.30开发井网部署表（方案三）总井数（口）新钻井（口）定向井（口）新注入井（口）新采油井（口）平均井深（m）井网类型5643148351220五点法表3.31井网部署坐标井名XY井类型N117802265.55653203采油井N217802525.55653203注入井N317801485.55653423采油井N417801745.55653423采油井N517802005.55653423采油井N617802265.55653423采油井

N717802525.55653423采油井N817802785.55653423采油井N917801485.55653683采油井N1017801745.55653683注入井N1117802005.55653683采油井N1217802265.55653683注入井N1317802525.55653683采油井N1417802785.55653683注入井N1517801485.55653943采油井N1617801745.55653943采油井N1717802005.55653943采油井N1817802265.55653943采油井N1917802525.55653943采油井N2017802785.55653943采油井N2117801485.55654203采油井N2217801745.55654203注入井N2317802005.55654203采油井N2417802265.55654203注入井N2517802525.55654203采油井N2617801745.55654463采油井N2717802005.55654463采油井N2817802265.55654463采油井N2917802525.55654463采油井N3017803565.55654463采油井N3117803825.55654463采油井N3217804085.55654463采油井N3317803565.55654203采油井N3417803825.55654203注入井N3517804085.55654203采油井N3617803565.55653943采油井N3717803825.55653943采油井N3817804085.55653943采油井N3917803825.55653683注入井N4017804085.55653683采油井N4117803565.55653423采油井N4217803825.55653423采油井N4317804085.55653423采油井

图3.83井网布置图方案四（开发前期利用反9点后期调整为5点）按照开发设计原则和油藏工程论证结果部署开发井网。为了降低开采成本，开发前期使用反9点法进行生产，后期转变为5点法进行注聚开发。开发方式设计动用含油面积4.0km2，采用直井与定向井相结合，井网密度为13.71口/km2，注采井数比前期调整为1:3，后期为1:1的开发井网进行开发。方案设计总井数56口，其中：新钻井43口，平均单井井深1220m。XX油田开发井网部署如表3.33和图3.84所示，新钻井信息详见表3.33，方案设计油田初期采液速度10%，开发方式为前期进行注水开发，注采比1:1，当油藏含水率到达88%时，进行注聚合物开采，注采比为1:1。表3.32开发井网部署表（方案四）总井数（口）新钻井（口）定向井（口）新注入井（口）新采油井（口）平均井深（m）井网类型前期后期前期后期前期后期56431482235211220反九点法五点法表3.33井网部署坐标井名X Y 井类型前期 后期N117802265.5 5653203 采油井 采油井

N217802525.55653203注入井注入井N317801485.55653423采油井注入井N417801745.55653423采油井采油井N517802005.55653423采油井注入井N617802265.55653423采油井采油井N717802525.55653423采油井注入井N817802785.55653423采油井采油井N917801485.55653683采油井采油井N1017801745.55653683注入井注入井N1117802005.55653683采油井采油井N1217802265.55653683注入井注入井N1317802525.55653683采油井采油井N1417802785.55653683注入井注入井N1517801485.55653943采油井注入井N1617801745.55653943采油井采油井N1717802005.55653943采油井注入井N1817802265.55653943采油井采油井N1917802525.55653943采油井注入井N2017802785.55653943采油井采油井N2117801485.55654203采油井采油井N2217801745.55654203注入井注入井N2317802005.55654203采油井采油井N2417802265.55654203注入井注入井N2517802525.55654203采油井采油井N2617801745.55654463采油井采油井N2717802005.55654463采油井注入井N2817802265.55654463采油井采油井N2917802525.55654463采油井注入井N3017803565.55654463采油井注入井N3117803825.55654463采油井采油井N3217804085.55654463采油井注入井N3317803565.55654203采油井采油井N3417803825.55654203注入井注入井N3517804085.55654203采油井采油井N3617803565.55653943采油井注入井N3717803825.55653943采油井采油井N3817804085.55653943采油井注入井N3917803825.55653683注入井注入井N4017804085.55653683采油井采油井

N4117803565.55653423采油井注入井N42采油井采油井N43采油井注入井崩崩图3.84井网布置图3.9.3.4开发方案指标预测根据开发方案设计结果（表3.34），采用数值模拟技术，预测不同开发方案开发指标，预测期21年。从开发指标预测结果来看（图3.85-图3.86），不同开发方案开发效果皆良好。方案一为水驱采出程度，方案二和方案三都为注水后注聚采出程度，方案四为调整前期井网和注采比。表3.34不同方案开发指标预测结果方案累产油量，104km3采出程度，%方案一232.7139.45方案二288.3548.88方案三271.1245.96方案四283.0446.98

i.MlF+062∙U)E⅛062.00C÷06!.00t÷06s,ooe+%o.oor÷∞时问.年-方五一果收串i.MlF+062∙U)E⅛062.00C÷06!.00t÷06s,ooe+%o.oor÷∞时问.年-方M二采收率-方看三果收*一方安四采收率方看一察产油量，H方累二取产油IB方言三累产油量方M四累产油量年%时EKAE二飘也迎图3.85不同方案的采出程度与累产油量年%时EKAE二飘也迎图3.86不同方案的含水率与累产油量开发方案优选一般而言，油田开发项目的推荐实施方案，必须尽可能同时满足技术可行和经济效益最大化。从不同方案数值模拟指标预测结果来看，不同开发方案开发效果皆良好，注聚驱油采收率比注水效果更好，但注聚驱油方案之间差别较小，均具备较高的技术可行性。再结合经济的角度考虑，定向井钻井成本高于直井，在采出程度相差不大的情况下，最终选择方案四为最终开发方案（表3.35）。

表3.35最终开发方案井网部署图3.84井网类型前期反九点式井网，后期五点式井网开发方式前期进行注水开发，后期转注聚转注聚时机含水率到达88%时注采比1:1注采井数比前期1:3，后期1:1采油速度1.5%累计产油量283.04×104m2预测采出程度46.98%方案实施要求(1)钻井采用井工厂作业，在实施过程中严格执行方案随钻分析，确保单井产量；钻井地质设计必须考虑层压力、伴生气组分等；严格控制进尺，控制井眼轨迹；作业选择春夏季进行。(2)采油进行早期注水，完成试油后，生产井即可开始生产；重视储层保护，严格控制注入水水质；注意注聚压力，防止地层破裂。(3)地面建设以整体经济效益为中心，近、远期相结合以整体经济效益为中心，积极推广成熟技术、创新发展特色技术、吸收利用实，建设新型地面模式。方案预测方案四为推荐方案，其预测指标如表3.36所示。表3.36方案三预测指标年份日产液(m3/d)日产水(m3/d)含水率(%)年产油(104m3/a)累产油(104m3)采出程度(%)20192171.85589.1666.6931.4431.445.3320202042.79149.1730.3425.8056.6413.2620211965.31542.7851.3824.5072.3419.9820221955.27980.4866.3423.9899.1124.6720231977.891267.9374.9422.38122.4927.9820242001.351461.6780.1317.14143.6330.45

20252019.971602.7583.611.62160.2532.3420262040.61699.7386.111.32171.5733.8420272057.181771.2387.9411.14182.3035.0920282034.271765.5689.3610.99193.2936.1720291917.031634.7390.529.25204.5437.2720301725.611439.4491.5410.44213.9838.420311555.91265.2292.4610.69223.6839.5520321393.11101.3793.2710.41233.0840.7420331233.77953.0593.969.47244.5541.8820341092.9845.1494.578.24252.7942.932035986.06774.1895.17.01259.8143.842036896.06718.9295.576.82265.6344.412037833.13687.0695.995.83270.4644.962038800.58679.4196.465.04275.4745.392039839.32738.4396.794.32279.7945.632040930.23846.7497.243.80283.0446.98最终开发方案根据以上模拟的多种开发井网的多种开发方案进行模拟，对生产井配产、注水井注水量和注聚量以及注入时机进行优选，并合理利用天然能量，考虑经济效益，以最终采收率为目标，最终确定为前期利用反九点法进行注水开发，后期利用五点井网中心对区块进行注聚开发，注水时机选择在含水率达到88%是，具体开发方案以长270m，宽为270m的注采单元的反九点井网和规则五点井网，其角单井配产为35m3/d，其中心井于2019年1月开始注水，注水量为105m3/d，与2030年1月进行转注聚合物并调整井网，注聚量为30m3/d，到模拟2040年结束，此方案最终采出程度为46.98%，比注水开发采出程度提高了7.53%。参考文献盛浩.兴古7块油藏工程设计研究[J].化工管理,2018,No.488(17):115.程巍.沈67块多元开发油藏工程设计研究[D].东北石油大学,2016.丁波,蔡建钦.MM区块油藏工程设计[J].中国石油和化工标准与质量,2013(24):156-156.周辉,张焱,陈晓喜,等.油藏工程数值模拟后处理软件设计问题探讨[J].石油地质与工程,2002,16(1):48-49.刘伟,刘红岐,李建萍,etal.PETREL软件在油藏储层地质建模中的应用实例[J].国外测井技