胜利油田草区块开发方案设计及经济评价样本

摘要伴随中国经济快速发展，现在我们国家对石油需求量不停增大，从而加大对一批含油区块进行开发力度。所谓油田开发，就是依据详探结果和必需生产试验资料，在综合研究基础上对含有工业价值油田，按石油市场需求，从油田实际情况和生产规律上出发，以提升采收率为最终目标，从而制订出合理开发方案，并对油田进行建设和投产，使油田按方案计划生产能力和经济效益进行生产，直至油田开发结束全过程。依据胜利油田草8区块已经探得部分基础情况，如油层几何参数和各个小层物性，流体基础物性和相关生产工具价格和目前实际经济指标等等，来对胜利油田草8区块进行深入开发方案设计，比如储量计算，开发井网设计，注水井采油井井数等。依据这些数据，对胜利油田草8区块做深入经济评价。相关研究已经表明，胜利油田草8区块下埋藏有大量油气，本文在后面计算中经过油藏储量计算，也算出该区块有较高储量丰度，是高丰度油气藏，同时，该地域地理位置良好，环境气候也很适宜，政治经济条件稳定，这些条件全部可为以后区块油藏开发打下基础。关键词：石油；储量；见水时间；经济指标AbstractWiththerapiddevelopmentofeconomyinourcountry,atpresentourcountry'sgrowingdemandforoil.Andsteppingupeffortstodevelopabatchofoilbearingblock.Theso-calledoilfielddevelopment,isbasedonexplorationresultsandnecessaryproductiontestdata,onthebasisofcomprehensivestudyinfieldsofcommercialvalue,accordingtotheoilmarketdemand,fromtheactualsituationofoilfieldandtheproductionrule,inordertoimprovetheoilrecoveryastheultimategoal,tomakeareasonabledevelopmentscheme,andtheoilfieldconstructionandputintoproduction,makesuretheoilfieldaccordingtotheprogramplanningproductioncapacityandeconomicbenefitinproduction,untiltheendthewholeprocessofoilfielddevelopment.AccordingtoShengLioilfieldCao.8blocksalreadygetsomeofthebasicsituation,suchasgeometricparametersofthereservoirandthephysicalnatureofeachlayer,thebasicphysicalpropertiesoffluidandrelatedtoolsofproductionpriceandcurrentactualeconomicindicators,etc.TodomoredevelopmentintheCao8blockofShengLioilfield,suchasthecalculationofreserves,developmentwellpatterndesign,Injectionproductionwellnumberandsoon,accordingtothedataatthesametime,theeconomyoftheblockstodofurtherevaluation.Relatedstudieshaveshownthat,buriedundertheblockhasalargenumberofoilandgas,inthispaperthecalculationthroughthereservoirbehindthecalculationofreserves.Alsocalculatetheblockswithhighreservesabundance,isahighabundanceratiosreservoirs.Atthesametime,thegeographicalpositionisgood,environmentalclimateisalsoveryappropriate,stablepoliticalandeconomicconditions,theseconditionscanblockreservoirdevelopmentlaysthefoundationforlater.Keywords:oil;reserves;waterbreakthroughtime;economicindicators目录TOC\o"1-3"\h\u2225第1章序言 13541.1研究意义 1289301.2研究内容 123861第2章区域地质概况 392.1胜利油田概况 3248372.2胜利油田草8区块地理位置及地质概况 36203第3章设计基础参数 51013.1油藏几何参数及各小层物性 5114763.2流体物性 5286013.3油水相渗关系 6283553.4井眼半径 6105693.5油水井操作条件 6152853.6常见经济指标 717315第4章设计内容 878634.1分析油藏纵向非均质性并计算储量 8254954.1.1储层非均质性 8180664.1.2储层储量计算 9115204.2储量评价 1079474.3论证划分开发层系可行性 1078324.4注水方法选择 1135404.5利用排状注水开发指标计算 11270484.5.1油田开发井网布署标准 11163914.5.2计算井距和排距 1330794.5.3前缘含水饱和度计算 13216624.5.4见水前及见水后开发指标 14264354.5.5将计算结果汇总,制成开发指标汇总表 19213784.6经济评价 1977094.7计算含水率70%~95%间数据 2121434.7.1计算可采储量和采收率 22116854.7.2确定递减类型和递减规律 23154594.7.3可采储量计算 2421610第5章结论 2616320谢辞 278945参考文件 28第1章序言1.1研究意义油气田开发，是依据详探结果和必需生产性开发试验综合研究基础上对含有工业价值油气田，结合油气田实际和生产规律出发，制订出合理开发方案，并对油气田进行投产和建设，使油气田根据预定生产能力和经济效果长久生产，直到开发结束。它基础任务是在基础探明油、气储量和掌握了油气藏地质持征以后，着手制订合理开发方案，采取科学开采技术和方法，经济、合理地把地下油气资源最大程度地开采出来全部工作。油气田开发特点是：开发过程是长时间由粗到细、由浅入深、由表及里认识过程中完成。油气田是流体矿藏，含有统一水动力系统，开发过程中必需视为一个整体来开发，不能象固体矿藏（如：煤矿、铁矿、铜矿等）那样简单地分隔、独立开发。同时必需重视每口井双重作用—生产和信息。所以说油田外发工程是知识密集、技术密集、资金密集工业[1]。因为对地下情况认识往往不是一次能完成，井钻得越多，资料信息越丰富，则对地层认识越清楚。对油气藏地质结构、形态、断层、含油层系认识总是在不停修正和完善。在油气田整个开发期内，技术在进步，油气田增产方法也伴随科技进步而发展。从而经济效益也伴随时间、市场改变而有所差异。油气田开发是石油工业中关键步骤，它在石油工业中起着举足轻重作用。能否合理地开发油气出，合理到什么程度，这不仅于科学技术水平相关，还和油气田开发方针和技术政策相关[2]。中国油气田开发基础方针：坚持少投入、多产出，努力提升经济效益，大力采取各项优异而又实用工艺技术，确保全国油气田产量连续稳定增加。1.2研究内容针对现在中国对油气田开发研究情况，考察对应文件，本文关键对胜利油田草8区块进行开发方案设计，从简单储量计算，安排井网井距，开发井网见水时间计算，到简单经济评价。在油藏描述建立地质模型和油藏工程模型基础上、研究有效驱油机制和驱动方法，估计未来动态，提出改善开发效果方法和技术，以达成提升采收率目标，同时，针对油田部分基础情况进行计算，从而找出最合理开采开发方法。

第2章区域地质概况2.1胜利油田概况胜利油田是胜利石油管理局、胜利油田分企业统称。工作区域关键分布在山东省东营、滨州、德州、济南、潍坊、淄博、聊城、烟台等8个市28个县（区）内，主体在黄河下游东营市。在山东省境内可供找油找气勘探区域渤海湾盆地（关键有济阳、昌潍、胶莱、临清、鲁西南等5个坳陷，总面积约6.53万平方千米），油田已取得探矿权面积4.89万平方千米，其中济阳坳陷和浅海地域是胜利油田勘探开发主战场。截至1月1日，胜利油田取得探矿权勘探面积达19.4万平方千米，油、气资源总量分别为145亿吨、24738.6亿立方米。胜利油田地处山东北部渤海之滨黄河三角洲地带，地质结构极为复杂，断层密布，落差悬殊，象“一个盘子摔在地上，摔粉碎，又被踢了一脚”。在开发过程中会碰到很多问题。2.2胜利油田草8区块地理位置及地质概况地理位置在山东省东港市市A区B村东北约20公里。该区块周围属广大平原地域，输油管道经过地域除村落地段地下水埋藏较浅（0.4m～2.0m）以外，水量较丰外，其它地段额地下水埋藏较深。工程地域属中温带海洋气候，含有春季多风，夏季多温热，秋季多阴雨，冬季多干旱且伴有少许雨雪特点。降水多集中在7-9月份，以短历时大强度雷阵雨为多。夏、秋季多阴雨，是影响工程安全关键气象原因之一。夏、秋季施工应注意井场和住地防洪抗灾，避免人身、财产损失。该块为新增储量区，没有形成开发井网，周围无井站和集输管网及配套设施。该地域交通便利，经过该地域有一条国道，若干省级公路及高速公路，路况好，可通大型车辆或重型机械设备等。但周围无配套集输设施覆盖区，故需要依据自然地理概况及相关设计规范自行设计配套集输方案[3]。工程所在地域地震基础烈度为6度。管道路径地域波状沙丘绵延广布，地势平坦，地表起伏较小，较为开阔，不良地质现象不发育、属管道工程地质条件简单地段。

第3章设计基础参数3.1油藏几何参数及各小层物性表1油藏基础参数表序号油层顶深（m）油层有效厚度（m）含油面积（k㎡）孔隙度渗透率（10-3μ㎡）122162.55120.3300221.2222212.750.3412277.5322262.880.3275348.8422313.560.3243479.6522363.740.3365559.7622433.660.3328588.1722514.020.3298546.5822584.150.3374453.5922644.240.3435338.61022714.320.3436302.6地层压力梯度：0.1MPa/10m，地温梯度度：3.7℃/100m；由上表计算可得（厚度加权法）[4]，底层有效厚度之和：平均孔隙度：平均渗透率：3.2流体物性地面条件下：地层条件下： 地层泡点压力： 原油体积系数： 水体积系数： 3.3油水相渗关系表2油水相渗数据表SwkroKrw0.3200.61700.00000.3520.56440.00530.3840.55210.00720.4160.45030.01180.4480.42320.02030.4800.34880.02750.5120.31050.04110.5440.25400.05350.5600.23210.06270.5760.20650.06420.5920.19580.07580.6080.16350.08380.6240.15020.09010.6400.13050.09780.6560.10570.11100.6720.08950.12640.6880.07020.12430.7040.05590.13770.7360.04110.15390.7680.02650.17830.800.00000.3.4井眼半径井眼半径0.1m；3.5油水井操作条件注采压差：3MPa；排状注水排距和井距之比为2：1；要求油田早期采油速度达成3％；油水井正常生产时间为300天／年；3.6常见经济指标钻井成本：3500元／米；注水单价：10元/米3；输油单价：60元/吨；生产维护费：150元/吨；作业费用：150元/吨；地面工程建设费用为钻井费用30%；原油商品率：95%；原油价格：3000元/吨；贷款利率：6.15%；存款利率：3%；

第4章设计内容4.1分析油藏纵向非均质性并计算储量4.1.1储层非均质性储层多种性质随其空间位置而改变属性，关键表现在岩石物质组成非均质和孔隙空间非均质。碎屑岩储层因为沉积和成岩后生作用差异，其岩石矿物组成、基质含量、胶结物含量均不相同，影响到孔隙形状和大小及储层物性改变，形成储层层内、平面和层间非均质性。在注水开发油田中，储层渗透率是影响油田开发关键原因。常见渗透性表示储层非均质性。通用表示方法有渗透率级差、变异系数、非均质系数[5]。储层非均质性就是陆相储层因为沉积环境、物质供给、水动力条件、成岩作用等原因影响，使得储层在岩性、物性、产状、内部结构等方面存在极不均匀改变和差异。因为因陆相沉积气田含有砂泥岩多旋回性、多韵律性、平面相改变等特征造整天然气储层存在严重非均质性，是严重影响气田高产稳产时间长短和最终采收率高低关键原因之一，那么储层非均质性描述就是气藏开发中后期储层研究关键内容。包含由储层沉积过程、成岩作用和后期结构运动(包含多种断裂运动)所形成多种成因储层非均质性研究。对一个气藏而言，储层非均质性大致上能够分为五个层次:第一层次是气藏规模沉积相造成层间非均质性；第二层次是油层规模沉积微相及砂体切叠和相变关系造成平面非均质性；第三层次是由砂体内部韵律性、沉积结构和沉积结构等造成层内非均质性；第四是由地应力、裂隙、裂缝及多种断裂结构造成储层空间非均质性；第五层次是成岩作用造成孔喉规模微观非均质性。因为结构为一平缓鼻状结构，无大断裂带出现，整体结构简单，韵律性强，上下邻层结构形态一致，无大隆起和断裂带，即使小裂缝也只是偶见，且规律性不强，故结构原因对储层非均质性影响较小；而平面上受沉积微相改变和成岩后生作用影响较大。常见处理纵向非均质方法是，按渗透率分布将油区分成除渗透率不一样处，其它各项参数全部相同等厚度，每一个层全部被认为是均质，各层之间相互隔绝。本油区10个小层，孔隙度改变不大，全部在0.3351左右，近似认为其厚度全部是相同，此方法进行计算求得反应渗透率非均质程度参数—变异数[6]。表3各小层平均渗透率符号12345678910渗透率10-3um2221.2277.5348.8479.6559.7588.1546.5453.5338.6302.6（4-1）渗透率变异系数为（4-2）（4-3）则，由此可知，渗透率分布为弱非均质性。4.1.2储层储量计算现在，中国外油气藏储量计算方法关键有：类比法（即经验法）容积法物质平衡法产量递减法，矿场不稳定试井法，水驱特征曲线法，统计模拟法等，而这些方法又分为静态法和动态法。静态法是利用油气藏静态地质参数，根据油气所占孔隙空间来计算；动态法则是利用油气藏压力产量累计产量等随开发时间改变生产动态数据，来计算对于一个油气藏到底选择那种方法比较适宜，关键取决于该油气藏勘探开发阶段地质条件驱动类型及矿场资料等拥有情况[7]。储量计算：（4-5）式中：N：地质储量（）；S：含油面积()；：束缚水饱和度；H：油层有效厚度（）；：孔隙度；：原油体积系数；石油储量丰度：（4-6）：石油储量丰度；4.2储量评价（1）储量规模：为中型油田；（2）储量丰度：为高丰度；（3）储层埋深：为中等深度[8]。4.3论证划分开发层系可行性划分开发层系，是将特征相近油层合在一起，用一套生产井网单独开采，依据开发层系划分标准，油层特征相近油层合在同一开发层系，以确保各油层对注水方法和井网含有共同适应性，降低开发过程中层间矛盾，单层突进油层性质相近包含：沉积条件，渗透率，油层分布面积，层内非均质程度等。依据油区各小层基础资料，该油藏各小层渗透率多在200-600（）间分布，属于高渗油藏,且各小层孔隙度全部比较靠近，改变不大，均质程度很好，所以将以10小层作为一个开发层系进行开发[9]。4.4注水方法选择经过查找相关资料，结合胜利油田草8区块实景情况，决定选择排状注水方法进行开发。因为采油速度要达成3％，而排状注水适适用于高速开采油田。4.5利用排状注水开发指标计算4.5.1油田开发井网布署标准布署井网时，应采取科学、合理、经济、有效井网布署应以提升藏油动用储量、采收率、采气速度、稳产年限和经济效益为目标，其总标准是[10]：（1）井网能有效地动用油藏储量；（2）能取得可高采收率；(3)能以最少井数达成预定开发规模；(4)在多层组油藏中，应依据储层和流体性质、压力纵向分布、油水关系和隔层条件，合理划分和组合层系，尽可能做到用最少井网数开发最多层系。在总井网布署标准下，具体进行井网设计时，应以地质为基础，关键采取油藏数值模拟技术，进行多套方案计算、对比和优化，论证不一样地质特点和要求井网和最大井距，论证单井最优控制面积和储量，论证取得最好经济效益井网系统、密度和井距。在设置对比方案进行数值模拟计算前，依据油田开发特点、油藏类型、驱动方法、相同油田经验，进行井网井距对比方案论证和计算。布井方法确实定布井方法选择关键取决于：a、结构形态；b、储层分布及其非均质性；c、边底水分布情况。从油藏开发全过程分析，不均匀布井有它很多优点，如高产井多、地面采输比较集中、早期开发经济效果好，但不均匀布井缺点是地层压力分布不均匀，在开发后期将影响气藏最终采收率，在依据本题实际情况，可采取均匀布井方法。因为该地层储集性质相对较为均匀，使用正方形或三角形均匀布井系统在开发过程中不形成共同压降漏斗，即在开发过程中，每口井地层压力基础上靠近，而且等于当初平均地层压力。所以，均匀布井在油藏中含有以下优点：(1)油井产量大于其它布井系统时产量；(2)油田开发所需井数也是最少；(3)各井井口压力基础上是相近；(4)在更长时间里全部不需要增压开采。计算初始产量，并依据油田产量要求确定油井数及水井数。初始产量： （4-7）设井距为X（m)，则排距为，截面积;由相渗关系数据表知，束缚饱和度对应=0.617（4-8）化为地面产量： 早期采油速度为3%，故初始年采油量为：（4-9）取井数n=86口，因为油水井比数为1：1，故水井数量口。4.5.2计算井距和排距井距[11]井距确定标准①有效地控制和动用绝大多数油层和储量；②在水驱开发条件下，确保有较高注水波及系数；③能够满足一定采油速度和稳产年限要求；④要有很好经济效益。设井距为X,则排距为2X,如右图：则图4.1布井位置4.5.3前缘含水饱和度计算依据相渗关系表中数据，计算含水率及随改变。所用公式：（4-10）其中全部计算结果见图4.2：图4.2相对渗透率曲线依据表中数据、、，在坐标纸中认为横坐标，认为纵坐标，分别绘出关系曲线和关系曲线。在含水率和含水和度曲线图中，经过束缚水饱和度点对先作切线。得到切点所对应含水饱和度即为水驱油前缘含水饱和度，所以求得前缘含水饱和度（见图）。4.5.4见水前及见水后开发指标①求非活塞因子B（4-11） 由数据知，；束缚水饱和度为，；残余油饱和度为，；积分（4-12）②以十二个月为一个点计算见水前开发指标（以下q均为单井日产量）公式：（4-13）其中，为初始产量，为油水前缘位置[12]。(4-14)第十二个月：未见水。(4-15)第二年：将第十二个月中求得有因次化，作为第二年初始产量。同理求得：第三年：将第二年中求得有因次化，作为第三年初始产量。小于第四年：将第三年中求得有因次化，作为第四年初始产量。小于第五年：将第四年中求得有因次化，作为第五年初始产量。大于由以上计算可知，油藏在开采第五年见水。无因次见水时间依据定义，，将有因次化得见水时间。设见水时刻为第五年第X天，则：解得X=226.3故见水时间，即在第1427天见水。见水时刻无因次量为将其又因次化为第五年（以后）将作为此73天产量对应曲线，找到3.583对应为0.48由数据表中数据可计算将其有所以化：无因次开发时间第三年：将第二年中计算所得年末产液量作为第三年产量，用一样步骤计算，及对应有因次产量，，，直到，若在曲线图中查到不是数据表中含水饱和度，则利用插值法求得对应，计算结果以下[13]：见水时刻：第五年末：第十十二个月末：4.5.5将计算结果汇总,制成开发指标汇总表其中：日产液=单井日产量×井数采出程度=累计产油量÷地质储量每十二个月含水率取上十二个月年末来计算求得含水率。因为是在在第四年见水，故将第四年分成两部分：见水前和见水后，对应表中第两个第四年。表4见水前，后开发指标汇总表时间（年）日产液累产液日产油（t）累产油（t）日注水累注水含水率（%）09161274821681722451600916127482160110235.358188037926.84482965210235.358188030211826.793668137689713636211826.793668130314264.8136462537458937387114264.8136462530419146.2179924407234.61154425119146.217992440042925983475925.7119768272925883470519961.2261167073715.21309138719961.22611670757.562094132399007333614092187209413239900781.372450439750207348415137387245043975020784.182035145855507250915890087203514585550785.891806451274707211716525187180645127470787.7103263061063707264217317787326306106370788.3112620968926407188717883887262096892640791.9122356175994707148418329087235617599470792.8132604283807307159418807287260428380730793.7143988995774007179519345787398899577400795.54.6经济评价4.6.1经济评价概要油田经济评价就是对多种可能开发方案从经济上进行分析和评价，从而优选出经济效益最好方案；或对给定，依据评价中是否考虑资金时间价值，油田开发方案经济评价方法分为静态经济评价方法和动态经济评价方法；从经济评价角度，又可分为财务评价和国民经济评价。项目经济评价采取费用—效益法。在油田地质、油藏工程、钻井工程、采油工程和地面工程等课题研究结果基础上，根据国家计委颁布经济评价方法和参数要求，依据国家现行财税制度和价格体系，结合某企业实际情况，对方案投资、采油成本费用和油价进行了具体估算、估计。对油藏工程设计多个技术上可行开发方案进行评价；考察方案盈利能力、清偿能力等财务情况，据以判别方案财务可行性[14]。因为能力有限，本文只进行简单开采，建设，生产等方面经济评价。4.6.2计算每十二个月现金流量第i年累计现金流量=（第i-1年累积现金流量）×（1+利率）计息周期+（第i年纯收入）（4-16）将计算结果列表5其中：钻井费用=钻井成本×(油井数+水井数)×井深表5经济评价表时间（年）生产数据收入纯收入年产油量年注水量原油销售额生产维护注水费输油费作业量钻井及地面维护费024516002748216367740001648929612378052307058735670780184235220223067003548010346005002128806003223740042794403356100025676640042602956648209439044340388925640续表5时间（年）生产数据收入纯收入年产油量年注水量原油销售额生产维护注水费输油费作业量钻井及地面维护费51114560598836016718400359301606687360006100080062823001501376938006004800007104520073512001567800044107200627108752700610530036631800451609635100541920095265000325152003810600095265000010792600978900058734000475560000115661007862700849150004717620033966000849150000124452007068300667800004240980026716678000001347820078126007173000046875600286971730000014538500119667008077500071800200323100008077500004.7计算含水率70%~95%间数据4.7.1计算可采储量和采收率第五型水驱规律曲线方程为（4-17）依据见水后开发指标中累积产油量，含水率资料，可求出水油比R及表6累积产油表时间（年）累积产油Np（100000t）含水率fw，%水油比RRmax/Rlog(Rmax/R)6140.981.34.34711.271.0527151.384.15.2899.2640.96678158.985.86.0428.1090.90899165.287.77.1306.8720.837010173.188.37.5476.4920.812311178.891.911.344.3200.635412183.292.812.883.8040.580213188.093.714.873.2950.5178依据表6绘制以下图表：图4.3累积产油量图图4.3所表示：将曲线向左延伸，在横坐标Rmax/R=1取得：这是该油田可采储量，由此得其最终水驱采收率为：4.7.2确定递减类型和递减规律指数递减半对数直线关系为：调和递减半对数直线关系为：所以，将时间t，产量Q，累积产量Np及logQ计算数据填入下表得：表7产量递减表tQ(10000t/a)logQNp(100000t)6100.12.0140.97104.522.019151.3875.271.876158.9963.511.802165.21079.261.899173.11156.611.752178.81244.521.648183.21347.821.679188.0依据上面数据表，分别绘出logQ~t，Np~logQ曲线图。图4.4调和递减图图4.5指数递减图比较上述两图可知，递减类型更符合调和递减，基础为一条直线，利用表中t=6和t=9时两点可求得调和递减类型斜率为：令Q=1，设则初始递减率为：方程为：4.7.3可采储量计算可采储量是指原始地质储量和采收率乘积[15]。即在现有经济技术条件下能从储油层中采出油量。它首先取决于地质储量。另外，不仅和油藏类型、驱动方法、储层物性、流体性质等自然条件相关，而且和布井方法、开采方法、采油工艺,油田管理水平及经济条件等人为原因相关。伴随油田开发技术改善，采收率提升，可采储量也随之改变[16]。由开发指标汇总表可知第十五年末含水率已经达成95.5%，经过深入计算可知在第十七年末含水率超出了98%，此时产液量为，产油量为。则年产油量为：将含水率为98%所对应极限产量代入上式可得到：即递减期最大累积产油量为总最大累积产油量为（4-18）可得采收率为：（4-19）

第5章结论胜利油田在中国东部沿海地域，是全国第二大油田。依据计算，胜利油田草8区块是高丰度中等产量油田，且油层顶深较浅，多在2200米，而且在经济较为发达东部地域，轻易开发，有很大潜力。经过我计算，利用水驱特征曲线方法，求得该地域油藏储量为，估计该地域油藏可采储量为：，递减规律为调和递减，最大采收率为33.30%。有很好经济前景，见水时间为第五年第227天，见水时间较晚，理论上是很理想油气田。开采过程中，采取均匀布井，排状注水，且排状注水排距和井距之比为2：1。经过仔细计算，合理开采井数为172口井，其中注水井86口，采油井86口。不过该地域油粘度较低，，是低粘度油藏。而且在开采到第五年以后，且含水量上升较快。在未来开发中，能够利用其它部分方法，提升采收率，做深入优化完善。