油藏工程设计

油藏工程设计学生姓名吕登宇学号教学院系石油与天然气工程学院专业年级石油工程2023级完毕时间2023.1.5目录第一章油藏评价 3第一节油藏概况 3一、油藏发现 3二、油藏评价 3三、试油试采 3四、地面概况 3五、地下概况 3第二节油藏地质特性 4一、构造特性 4二、储层特性 5三、油层特性 10四、油藏流体性质 11五、渗流物理模型 13第三节储量计算与评价 19一、储层参数论证 19二、储量计算 20三、采收率预测 21四、储量评价 21第二章油藏工程设计 23第一节产能分析 23一、单井产能 23二、油藏产能分布 26三、储层伤害 26四、合理产能设计 27第二节开发方式 29第三节开发层系 30第四节开发井网 31第五节开发速度 33第三章经济评价与方案 34第一节开发投资 34第二节原油成本 34第三节经济效益评价 34第四章开发部署与实行 35第一节方案部署 35第二节方案实行意见 35第一章油藏评价第一节油藏概况一、油藏发现XN油气藏是通过地质详探和钻井后测井解释等方法综合分析而得出的。X1井于1990年3月在目的层4835.0~4870.0首获工业油气流。随后部署了X2、X3井，均获工业油气流。最终发现了XN油藏。油田地处西南地区腹地，地面交通便利，人口密集，工业化限度较高。二、油藏评价该油藏通过地震资料，探井资料综合对比，拟定油层位置，最终目的层为三叠系上三叠统地层。该区构造为断层圈闭，背斜构造，构造相对简朴。背斜构造长轴长3.54km，短轴长1.62km。该区断层较发育，且为逆断层，一条西南—东北走向断层横贯整个区块，延伸距离长，垂直断距幅度大。油藏圈闭高度为120m,油藏面积Ao=3.59km2。三、试油试采X1井概况：1990年3月底完钻，完钻井深5000.0m，7”套管完井，4月对目的层4835.0～4870.0m井段进行完井测试，折算日产油250t，日产气2.5104m3，测试压差6MPa，不产水。X2井概况：1990年9月完钻，完钻井深5100.0m，7”套管完井，11月对4815.0～4850.0m井段进行完井测试，折算日日产油150t，日产气1.6104m3，测试压差3.5MPa，不产水。X3井概况：1991年3月完钻，完钻井深5100.0m，7”套管完井，4月对4930.0～4940.0m井段进行完井测试，折算日产水10t，测试压差10MPa，不产油。5月对4900.0～4920.0m井段进行完井测试，折算日产油100t，日产气1.0104m3，测试压差4MPa，不产水。四、地面概况油田地处西南地区腹地，地面交通便利，人口密集，工业化限度较高，地面海拔94.0m。五、地下概况油藏位于西南盆地中央隆起，为三叠系上三叠统地层，地下构造为断背斜构造。第二节油藏地质特性一、构造特性1.构造形态地质构造是指组成地壳的岩层和岩体在内、外动力地质作用下发生的变形变为，从而形成诸如褶皱、节理、断层、劈理以及其他各种面状和线状构造等。该地区构造形态为断背斜构造，构造形态如下：XN油藏砂岩顶面构造图2.圈闭研究圈闭是储层中阻止油气继续向前运移，并能聚集和保存油气的场合。圈闭的大小和规模往往决定着圈闭储集油气的能力。由图可知，溢出点海拔为-4835m，闭合高度为135m。3.断层研究该区域有两条大断层，为油气聚集提供了良好的遮挡条件。二、储层特性1.岩石性质碎屑岩储集层是世界上含油气区的重要储集层，它具有分布广、物性好的特点。碎屑岩储集层涉及各种类型砂岩、砾岩、砂砾岩、泥岩以及没有或胶结很松散的砂层。其中，中、细砂岩和粉砂岩储集层分布最广。该油藏目的层岩性重要为碎屑岩，重要成分有石英、泥质岩屑、灰质岩屑及少量长石和其他岩屑。储集层矿物成分分析数据如下：（1）分析样品块数：X1井：50块；X2井：60块；X3井：70块；（2）岩石矿物成分分析结果如：XN油藏岩石矿物成分分析表碎屑含量/%石英长石岩屑泥质岩屑灰质岩屑其他岩屑764578根据实验结果可知，岩石矿物成分以石英为主，含量达76%。岩石中石英含量高，岩石强度和抗变形性能强。2物性分析（1）粘土矿物粘土矿物是高度分散、含水的层状硅酸盐和含水的非晶质硅酸盐矿物的总称。粘土矿物颗粒通常很细小，大约1~5μm，一般小于2μm且绝大多数是结晶质的，很少数是非晶质的。结晶粘土矿物绝大多数为层状结构，所以它们常表现为片状、板状形态，少数层状结构的粘土矿物呈纤维状、棒状形态。加水后均具有可塑性，许多粘土矿物具有较强的吸附性和离子互换性等特点。晶质含水层状硅酸盐矿物如高岭石、蒙脱石、伊利石、绿泥石等，是我们研究的重要矿物。该储集层粘土矿物分析数据如下：分析样品块数：283块储层粘土矿物分析数据表粘土矿物含量（%）绿泥石伊利石蒙脱石高岭石815275据X衍射定量分析、扫描电子显微镜观测结果，XN油藏平均粘土矿物含量3.93%。粘土矿物低，储层物性最佳。重要粘土矿物类型有高岭石、伊利石、绿泥石，其中高岭石含量达75%。高岭石是比较稳定的非膨胀性粘土矿物，一般不易水化。但是高岭石抗机械力的限度不高，硬度低，具有解理。在机械里的作用或告诉流体的冲击作用下，便会导致解理裂开，分散成鳞片状的微粒，其分散运移的结果将会损害储层渗透率，表现为岩石的速度敏感性效应。油藏也许存在速敏效应。（2）储集层岩石粒度组成分析对于砂岩类型的出层岩石，其骨架是由性质不同、形状各异、大小不等的砂粒胶结而成。颗粒的大小、形状、排列方式，胶结物的成分、数量、性质以及胶结方式必将影响到储层的性质。岩石的粒度和比面是反映岩石骨架构成的最重要指标，也是划分储层、评价储层的重要参数。粒度组成是指构成砂岩的各种大小不同颗粒的重量占岩石总重量的百分数。目前最直接、最常用的是在实验室直接测定。直接发常采用的是用橡皮锤将砂岩捣碎，分开成单个砂粒，再用筛析法和沉降法来测定储油气砂岩的粒度。本实验采用筛析法，实验结果如下：筛析分析数据表粒径(mm)>1010-55-22-11-0.50.5-0.250.25-0.10.1-0.01<0.01含量(%)0.491.293.233.0512.7236.5529.509.144.03由粒度组成分布曲线和粒度组成累积分布曲线分析可知，该岩石颗粒直径以0.1~0.5为主，占总重量的66.05%。不均匀系数是指累积分布曲线上累积质量60%所相应的颗粒直径d60与累积质量10%所相应的颗粒直径d10之比。该岩石的不均匀度系数：分选系数是指累积布曲线上累积质量75%所相应的颗粒直径d75与累积质量25%所相应的颗粒直径d25之比的算术平方根。S=1~2.5为分选好；S=2.5~4.5为分选中档；S>4.5为分选差。该岩石的分选系数：岩石颗粒分选性好。（3）孔隙度与渗透率孔隙度是衡量岩石储集空间多少及储集能力大小的参数，渗透率是衡量油气层岩石渗流能力大小的参数，他们从宏观上表征油气层特性的两个基本参数。孔隙度与渗透率测试结果：储层孔隙度渗透率非均质性参数登记表井号孔隙度（%）渗透率（mD）X120.0200X219.5210X320.0190三口井孔隙度大小如下图：储层有效孔隙度采用算术平均值计算如下：储层孔隙度为中档孔隙度。三口井是渗透率大小如下图：储层有效渗透率采用算术平均值计算如下储层渗透率为高渗透率。（4）岩石压缩系数岩石有效压缩系数，又称岩石的有效孔隙体积压缩系数，是指在恒温条件下每改变单位压力压力单位孔隙体积的变化率，表达为：对于胶结砂岩的有效压缩系数，经验公式如下：带入数据，估算岩石有效压缩系数为：岩石综合压缩系数是总压缩系数与孔隙度的乘积，它的定义为压力每下降1MPa，从单位岩石外表体积的岩石中依靠弹性能量所能排出的流体体积，即：带入数据，计算如下：3.储层非均质性储层的非均质性是指油气储层由于在形成过程中受沉积环境、成岩作用和构造作用的影响，在空间分布及内部各种属性上都存在不均匀的变化。这种不均匀具体表现在储层岩性、物性、含油性及微观孔隙结构等内部属性特性和储层空间分布等方面的不均一性。碎屑岩的非均质性由大到小提成一下四类：（1）层间非均质性层间非均质性是指储层或砂体之间的差异性，是对一个油藏或一套砂、泥岩间含油层系的总体研究，属于层系规模的储层描述。（2）平面非均质性平面非均质性是指一个储层砂体的几何形态、规模、连续性，以及砂体内孔隙度、渗透率的平面变化引起的非均质性。（3）层内非均质性层内非均质性是指一个单砂层在垂向上的储渗性质变化，涉及层内渗透率的剖面差异限度、高渗透率段所处的位置、层内粒度韵律、渗透率韵律及渗透率的非均质限度、层内不连续的泥质薄夹层的分布等。（4）微观非均质性微观非均质性是指微观孔道内影响流体流动的地质因素，重要涉及孔隙和吼道的大小、连通限度、配置关系、分选限度以及颗粒和填充物分布的非均质性。三、油层特性1.砂体研究该储层砂体比较发育，目的层重要以细粉砂岩兼少量中粗砂岩组成。储层平均厚度为40m。2.隔层研究根据对油层剖面分析和试采试油情况可知，该储层无隔夹层。根据测井解释，分析结果如下表：井号井深（m）厚度（m）R(Ωm)φ(%)X14835.0~4875.0403.820X24810.0~4850.0403.719.5X34900.0~4930.0303.7204930.0~4940.0100.610根据不同的层位厚度、电阻率及孔隙度对比发现，X1井的4835.0~4875.0m，X2井的4810.0~4850.0m以及X3井的4900.0~4930.0m为油层，X3井的4930.0~4940.0m为水层，可拟定油水界面深度为4930m。四、油藏流体性质1.油水关系（分布）油水关系，即拟定油水界面，有单井测井解释成果可推断：X1井4835.0~4875.0段为油层，X2井4810.0~4850.0段为油层，油水界面在4930m以下。4930.0~4940.0段R值小，孔隙度较大，为水层。因此油水界面深度为4930.0m。由于地面海拔为94.0m，补心距为6.0m，故油水界面海拔为-4830m。2.油水饱和度当储层岩石孔隙中同时存在多种流体时，某种流体所占的体积百分数称为该种流体的饱和度。它表征孔隙空间为某种流体所占据的限度。相对渗透率实验结果表SwKroKrw0.251.0000.0000.450.3730.0470.550.2100.1440.600.1480.1530.650.1000.2030.700.0610.2540.750.0330.3220.800.0120.4050.850.0000.500由实验数据可知：残余油饱和度Sor=0.15束缚水饱和度Swi=0.253.油气水常规物性及高压物性（1）地面原油性质以烃类物质为主并含少量其他非烃类物质的液体，称作原油。原油的组成十分复杂，但基本上可以提成烃类和非烃类两大部分。非烃类组分中重要涉及胶质—沥青质、硫和杂质等。截至1992年1月，XN油藏取得地面原油分析资料，其原油密度变化范围0.833～0.878g/cm3，平均0.87g/cm3，50℃时粘度值变化范围5.69～8.56mPa.s，平均为6.5mPa.s，含蜡量变化范围2.45～9.32%，平均为4.03%；凝固点变化范围4～19℃，平均为12℃，原油性质相对较好。XN油藏地面原油性质重要参数表取样井取样点密度50℃粘度含蜡含硫胶质+沥青质凝固点初馏点（g/cm3）（mPa.s）（%）（%）（%）（℃）（℃）X2分离器0.876.54.030.710-2050XN油藏地层原油高压物性参数表取样井取样深PbBoiρoCoμ0μ0（Pi）（m）（Mpa）（g/cm3）（Mpa-1）（mPa.s）（mPa.s）X14835.790.876.54.030.710-20根据上述实验数据可知，该油藏为中质低粘原油。地面原油含硫量为0.7%，在开发开采过程中需防硫。（2）天然气性质XN油藏单井溶解气分析资料，如下XN油藏天然气性质表取样井相对密度组分含量甲烷乙烷丙烷异丁烷正丁烷异戊烷二氧化碳氮气X20.980.40.060.040.030.010.010.250.2有上述实验数据可知，X2井溶解气相对密度为0.98，其中以甲烷、二氧化碳、氮气为主，含少量乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷、异戊烷。（3）地层水性质地层水是指油气层边部、底部、层间和层内的各种边水、底水、层间水及束缚水的总称。地层水中含盐量是地层水有别于地面水的最大特点。地层水中含盐量的多少常用矿化度表达。该地区地层水性质测试结果如下表：取样井PH值OH-CO3-2HCO3-Cl-SO4-2Ca+2Mg+2Na+矿化度（ppm）（ppm）（ppm）（ppm）（ppm）（ppm）（ppm）（ppm）（ppm）X36.50056914822023893550284641243869数据解决后如下：离子类型OH-CO3-2HCO3-Cl-SO4-2Ca+2Mg+2Na+（ppm）（ppm）（ppm）（ppm）（ppm）（ppm）（ppm）（ppm）mg/L0056914822023893550284641离子当量30.0061.0135.4548.0320.0412.1523.00当量数/升009.334181.100.48445.8641.323680.04一方面判断1价离子的当量比：可先断定也许是MgCl2或CaCl2水型。另一方面：说明Cl-除与Mg+2离子化合物外，尚有剩余的Cl-离子与Ca+2化合，生成CaCl2，故可判断该油田水型为CaCl2水型该油田的矿化度为，为特高盐度。五、渗流物理模型1.润湿性研究润湿性是指，当存在两种非混相流体时，其中某一相流体沿固体表面延伸或附着的倾向性。150块样品平均数据：吸水指数0.50，吸油指数0.10。根据水湿、油湿指数的大小，按下表评价岩石润湿性：润湿指数润湿性亲油弱亲油中性弱亲水亲水油湿指数0.8~10.6~0.7两指数相近0.3~0.40~0.2水湿指数0~0.20.3~0.40.6~0.70.8~1由水湿指数可知，岩石中性；由油湿指数可知，岩石亲水。水湿指数大于油湿指数，综合分析，岩石亲水。2.渗透性研究渗透率是除孔隙度之外的另一个最重要的岩石物理参数。渗透率定义为岩石允许流体通过的能力。所谓有效（相）渗透率是指多相流体共存和流动时，岩石让其中某一相流体通过能力的大小，就称为该相流体的有效渗透率或相渗透率。绝对渗透率只是岩石自身的一种属性，只要流体不与岩石发生物理化学反映，则绝对渗透率与通过岩石的流体性质无关。同一岩石的有效渗透率之和总是小于该岩石的绝对渗透率。这是由于共用同一渠道的多相流体共同流动时的互相干扰，此时，不仅要克服粘滞阻力，并且还要克服毛管力、附着力和由于液阻现象增长的附加阻力等缘故。通过实验研究分析发现，相对渗透率实验结果如图：结合实验数据可知，残余油饱和度Sor=0.15，束缚水饱和度Swi=0.25，Swi>Sor,岩石是亲水的。3.驱油效率驱油效率又称洗油效率，表达注入工作剂在孔隙中清洗原油的限度。驱油效率可用下式表达：式中：——原始含油饱和度；——残余油饱和度。该油藏的驱油效率为4.储层敏感性储层的敏感性是指储层岩石的物性参数随环境条件（温度、压力）和流动条件（流速、酸、碱、盐、水等）而变化的性质。（1）速度敏感性速敏性评价实验的目的在于了解储层渗透率的变化与渗透速度的变化，假如储层有速敏性则要找出其开始发生速敏现象的临界流速。临界流速是指当注入（或产出）流体的流速逐渐增长到某一数值而引起渗透率下降时的流动速度。根据临界流速大小可拟定油井合理产能及注入速度，以及岩心流动实验评价中的合理流动速度（不超过临界流速的80%）。该油藏速敏实验基础数据如下表：样品编号X1-1样品深度，m4835.79岩石名称灰色中砂岩岩心长度，cm6.26岩心直径，cm2.41孔隙体积，cm35.548孔隙度，%19.4克氏渗透率，mD53.3底层水渗透率，mD23.7地层水粘度，mPa.s1.037速敏实验结果如下：注入速度（ml/min）注入孔隙体积倍数注入压力（Mpa）水测渗透率（mD）0.254.960.025223.700.5010.800.049624.200.7515.500.073824.401.0020.900.098024.101.5026.300.144024.602.0040.700.182025.703.0057.000.246028.604.0071.400.314029.805.0084.900.386030.306.00101.000.454031.00由实验结果可知，岩石不存在临界流速，故岩石没有速敏效应。粘土矿物分析，高岭石含量很高，也许存在速敏效应。但是粘土矿物在岩石矿物组成中只占3.93%，高岭石的绝对含量很低，因此不存在速敏效应。与速敏实验结论不矛盾。（2）水敏性水敏现象是指储层岩石与不配伍的外来流体接触后，引起储层岩石内的粘土膨胀、分散、运移而导致渗透率下降的现象。水敏实验结果如下：岩心编号序号注入水矿化度（ppm）注入孔隙体积倍数渗透率(mD)X1-119361.71055.824680.52046.683蒸馏水3034.56X1-219361.710.135.7624680.520.227.723蒸馏水30.313.56可用水敏指数评价岩样的水敏性。水敏指数定义如下：式中——水敏指数，无量纲；——去离子水（蒸馏水）的渗透率，mD；——岩样没有发生水化膨胀等物理化学作用时的液体渗透率，通常为标准盐水渗透率或地层水渗透率，mD。水敏性强度评价标准见下表：水敏性强度水敏指数无水敏IW≤0.05弱水敏0.05<IW≤0.30中档偏弱水敏0.30<IW≤0.50中档偏强水敏0.50<IW≤0.70强水敏0.70<IW≤0.90极强水敏IW≥0.90对于X1井，水敏指数为X1井，中档偏弱水敏。对于X2井，水敏指数为X2井，中档偏强水敏。5油藏压力和温度压力和温度是油气藏的二个热力学条件。它们不仅决定流体的相态，还对流体的流动行为产生重要的影响。压力系统是决定油气生产优化限度的重要影响因素，温度系统有时决定各种驱替剂驱替效果的重要条件。XN油藏目的层取得的地层压力和地层温度测试资料见下表：测点深度（m）测点压力（MPa）测点温度（℃）X1井X2井X3井X1井X2井X3井480052.6452.5352120120.8119.8450050.2950.1849.74113.8113.6113.9420047.9447.8347.39107.5107.9107.4390045.5945.4845.04101.3101.1101.4360043.2343.1242.6895.195.295.3330040.8840.7740.3392.99392.8测试时间90.0691.0191.0790.0691.0191.07（1）油藏压力油气藏压力是油气藏驱动能量的重要标志。压深关系曲线如下;目的层压力处在40~60MPa范围内，属于高压地层。压力系数计算结果如下表：测点深度（m）测点压力（MPa）X1井X2井X3井平均压力静水压力压力系数480052.6452.535252.39481.09450050.2950.1849.7450.07451.11420047.9447.8347.3947.72421.14390045.5945.4845.0445.37391.16360043.2343.1242.6843.01361.19330040.8840.7740.3340.66331.23目的层3300m~3600m，地层压力为异常高压；3600m~4800m，地层压力为正常压力。（2）油藏温度地层深度与温度关系曲线如下：地层温度介于60~120℃之间，为中档温度。温度梯度计算结果如下：测点深度（m）测点温度（℃）平均温度（℃）温度梯度（℃/km）X1井X2井X3井4800120.0120.8119.8120.24500113.8113.6113.9113.821.44200107.5107.9107.4107.621.03900101.3101.1101.4101.321.0360095.195.295.395.220.8330092.99392.892.918.2温度梯度低于30℃/km，地层相对较冷。第三节储量计算与评价地质储量是指一个特定的地质构造中所聚集的油气数量。地质储量有静态地质储量和动态地质储量之分。静态地质储量是指采用静态地质参数（如含油面积和储集层厚度等）计算的地质储量。油气藏静态地质储量的计算，通常采用容积法。油藏地质储量的计算，涉及石油地质储量计算和溶解气地质储量计算。一、储层参数论证1.含油面积根据XN油藏构造与断层等地质条件，以及油水界面，采用网格法，估算油藏具有面积为3.59km2。2.油藏有效厚度根据测井解释结果分析得到，油藏有效厚度为40m。3.油层有效孔隙度根据储层孔隙度参数登记表得到，油藏有效孔隙度为19.8%。4.油藏束缚水饱和度根据相对渗透率实验数据得到，油藏束缚水饱和度为25%。5.地面脱气原油密度根据XN油藏地面原油性质重要参数表得到，地面脱气原油密度为0.87t/m3。.6.地层原油体积系数根据XN油藏地层原油高压物性参数表得到，地层原油体积系数为1.08。7.原油溶解气油比根据产能测试数据得到，原油溶解气油比为100.5m3/t随风倒，化为标准单位为87.44m3/m3。二、储量计算1.石油地质储量的容积计算公式式中——油藏石油地质储量，m3；——油藏含油面积，m2;——油藏有效厚度，m；——储集层岩石的孔隙度——油藏束缚水饱和度；——地层原始条件下的原油体积系数。带入数据，计算如下：换算质量，结果为：该油田属于中型油田。储量丰度为：该油田属于高丰度。2.溶解气地质储量计算公式式中——溶解气地质储量（地面标准条件），m3；——地层原始条件下的原油溶解气油比，m3/m3。代入数据，计算如下：三、采收率预测原油采收率是采出地下原油占原始地质储量的百分数，即采出原油与地下原油储量的比值。考虑影响采收率的因素，得出了不同类型的预测水驱采收率的经验公式：仅考虑地层岩石渗透率和原油地下粘度与采收率的关系，即带入数据，计算如下：四、储量评价1.储量规模油田地质储量为，属于中型油田。2.储量丰度储量丰度为，属于高丰度。3.储集层埋深储层埋深属于深层。4.地层压力地层压力为高压。5.地层压力系数目的层3300m~3600m，地层压力为异常高压；3600m~4800m，地层压力为正常压力。6.地层温度地层温度介于60~120℃之间，为中档温度。7.地层水矿化度地层水的矿化度为，为特高盐度。8.储集层孔隙度储集层孔隙度为19.8%,为中档孔隙度。9.储集层渗透率储层渗透率为200mD，为高渗透率。10.地面脱气原油密度地面脱气原油密度为0.87g/cm3，为中质原油。第二章油藏工程设计第一节产能分析一、单井产能X1井产能测试资料如下：X1井产能测试数据表X1井生产日期油嘴（mm）产油（t/d）产水（t/d）GOR（m3/t）井底压力（MPa）90.06.014110010102~054105010290.06.064105010050.0790.06.076175010108~116175010090.06.126175010148.0090.06.138245010014~178245010190.06.188245010046.0090.06.196174010120~306174010090.07.016170010102~3161700100X1井IPR曲线方程：采油指数：最大产能：X2产能测试资料如下：X2井产能测试数据表X2井生产日期油嘴（mm）产油（t/d）产水（t/d）GOR（m3/t）井底压力（MPa）91.01.014108010102~054101010091.01.064101010049.9092.01.076172010108~116172010191.01.126172010047.9591.01.138240010114~178240010091.01.188240010146.0091.01.196170010020~316170010191.02.016165010002~3061650101X2井IPR曲线方程：采油指数：最大产能：X3产能测试资料如下：X3井产能测试数据表X3井生产日期油嘴（mm）产油（t/d）产水（t/d）GOR（m3/t）井底压力（MPa）91.07.01455010102~05454010091.07.06454010149.9091.07.07686010008~11686010191.07.12686010047.9591.07.138120010114~178120010091.07.188120010146.0091.07.19685010020~30685010191.07.01684010002~306840101X1井IPR曲线方程：采油指数：最大产能：二、油藏产能分布由试井试采数据可知，在X1井，X2井，X3井中均钻遇油气层，不同的是X1井和X2井均不产水，而X3井一段产水，另一段不产水。因此，X1井和X2井距油藏中部较近，X3井距油藏中部较远。三口井均有油气显示，说明XN油藏在垂向上分布较为均匀，无明显差异。三、储层伤害1.伤害因素油气井生产或注入井注入能力显著下降的因素及其作用的物理、化学、生物变化过程称为油气层损害机理。储层伤害重要分为四大类：①物理损害；②化学损害；③生物损害；④热力损害。物理损害是指钻井、完井、压井、增产措施中设备和工作液直接与储层发生物理作用导致的渗透率下降。重要涉及微粒运移、固相侵入、相圈闭损害、机械损害、射孔损害、应力损害等。化学作用损害涉及不利的岩石—外来流体反映和地层流体—外来流体反映导致的油气层损害。生物损害是指油气层原有的细菌或者随外来流体一起进入的细菌，在作业过程中，当油气层环境适宜时，他们会不久繁殖，它们不久繁殖，它们自身的数量及分泌物堵塞空隙、喉道甚至代谢物产生酸性物质与设备表面反映引起沉淀。热力损害：温度越高，油气层表现出的各种敏感性的损害限度越强，温度升高，各种工作液的粘度减少，控制滤失的能力下降，最终导致严重的损害。2.防止措施在油气井钻完井及生产过程中，针对不同的损害因素有相应的防止措施。比如，对于物理损害中防止颗粒运移可以采用裸眼完井或者对于射孔完井，通过高密度射孔增长流动面积，减少流速等。对于化学、生物及热力损害，可通过调节钻井液性能，改变钻井液中添加剂含量与配方，防止或减少油气层损害。3.增产措施在油气田开发过程中，增产措施重要有酸化、压裂两种方式，也可以通过增注增采，改变井型增长、热力增产等方式。压裂、酸化则重要是通过改变地层孔隙条件，提高渗透率，从而提高产量。增注增采及不同完井方式和新型钻井则为增长油气渗流通道，增大油气流面积提高产量。热力增产为改变储层油气粘度，增长流动性，从而提高油气产量。四、合理产能设计X1井压力恢复试井测试数据如下：X1井（测试时间：90.08.01）Δt（min）Pws（MPa）047.910.3647.92148.602.4649.20549.601050.103050.496050.5812050.6818050.7430050.8160050.91由于X1井在90.06.01时已经开始生产，生产时间大于两个月，测试时间为600min，生长时间远大于测试时间，因此采用MDH方法。MDH曲线如下：MDH曲线的斜率为油井产量为：换算到地层产量为：地层的流动系数为：地层系数为：地层的渗透率为：岩石综合压缩系数为：地层导压系数为：1ks时，关井压力为：井底流压为：井眼半径为：油井的表皮因子为代入数据得：油井受到中档限度的伤害。建议进行产能优化。在实际开发过程中，常碰到油井产水过快，产能减少。因此，要控制好油井产能，并合理选用完井方式和完井参数。此外，要在经济极限产量和油田最大采出量之间选出最优值。第二节开发方式一、天然能量分析1.静态水体由XN油藏砂岩顶面构造图可知，该油藏为背斜构造圈闭，被断层遮挡。通过作X1井、X2井、X3井连线方向剖面图，得到该油藏的溢出点为-4835m，为边水油藏。2.天然能量开采指标根据地面原油举升条件，地层压力必须大于原油液柱产生的压力，才干将原油举升到地面。三口井均可依靠天然能量将原油举升到地面。3.天然能量运用方式XN油藏为边水油藏，且该油藏存在断层，故随着生产开发的进行，油井到一定期期便然会见水。因此，需要选择合适的生产压差，以避免水侵。当井底压力低于泡点压力时，要及时补充能量。二、人工补充能量当井底压力下降到泡点压力时，要人工补充能量进行开采。为了达成补充能量的目的，必须认真选择制定合理的指标，防止注入剂与地层不配伍，导致储层伤害。常用的注入剂有水、空气、泡沫等。一般补充能量采用水，但要注意XN油藏也许发生水敏。因此，要选择合理的注入水矿化度，并且注入水要与地层岩石和流体相配伍。水的注入可钻一口注水井，也可在压力下降到泡点压力时，选择原采油井中产水量较高的井，作为注水井。第三节开发层系一、层系研究XN油藏单井测试解释成果可知，当X1、X2、X3井钻遇油层时，油藏虽然所处的海拔高度不同样，但是这三个目的层的电阻率和孔隙度都很接近。三口井钻遇同一油层，且油层在同一背斜上连续。根据地质资料，地层对比，非均质参数等数据分析可知，该储层均匀，压力温度系统统一，属于单一油层，无隔层。二、层系划分原则划分开发层系就是将特性相近的油层组合在一起，用一套井网单独进行开发，以避免因层间差异而导致驱替效率的减少。开发层系的划分一般遵循以下原则：1.储层特性相近原则2.储量