油藏工程课程设计

班级：2009级石工创新班中国石油大学(北京) 第一章油田概况 1.2油藏(纵向)非均质性评价 61.3油藏流体分布及其物性描述 61.4油藏天然驱动能量评价 7 8 8 82.1.2原油地质储量的计算 92.2可采储量计算 3.1.2层系的非均质性评价 4.1.1直线排状井网 4.2注采井数确定 175.1注水方式选择油井产能分析 6.1注水方式选择无水采油期开发指标预测 6.1.1直线注采系统 6.1.2五点法注采井网 6.2含水采油期开发指标预测 206.2.1直线井排注采井网 6.3指标预测结果 6.3.1直线井排系统的指标预测表 31 序号油层顶深油层厚度含油面积(km²)孔隙度渗透率1学号后两位/15=23456789Po=0.9g/cm³Pw=1.0g/cm³要求油田的初期采油速度达到5%地面工程建设费用为钻井费用的0.5倍原油的商品率：95%贷款利率：5.48%存款利率：1.98%第一章油田概况1.1油藏地质描述济南、潍坊、淄博、聊城、烟台等8个城市的28个县(区)境内，主要工作范围约4.41.2油藏(纵向)非均质性评价化大、油藏类型多的复式含油盆地。发现井、探井等勘察资料表明，本油区含油面积平均孔隙度为0.339897;渗透率也不均衡，范围为202.5md~668.8md,平均渗透率为层系序号油层顶深(m)油层厚度(m)含油面积孔隙度1234567891.3油藏流体分布及其物性描述原始溶解气油比为110m^3/t,地面条件下原油密度为0.9g/cm³,地面条件下水密度为1.0g/cm³。地层条件下原油粘度为10.55mPa·s,粘度较低。地层条件下水粘度为1.05层压力梯度：0.1MPa/10m,地温梯度：3.7℃/100m。油水相渗曲线如图1—kro图1-1油水相渗曲线从相渗曲线中我们可以看出，束缚水饱和度Swi=0.32,最大含水饱和度Sw=0.8,束缚水饱和度Swi下的水相相对渗透率Kro=0,通过以上特征我们可以得出该储层岩石的润湿性为水湿，有利于油田的注水开采。1.4油藏天然驱动能量评价L2一一由图2可以知道，各油层中的压力均处于饱和压力以上，油藏的天然气处于溶解状态，无气顶，油藏在开发初期是弹性驱替。若有边水，随着开发的进行将逐渐侵入到油藏。随着开发的进行，油藏的压力降到饱和压力以下，溶解气将逐渐析出，出现溶解气驱和弹性油藏自身能量的大小，一般用油藏的弹性采收率或极限举升的采收率来衡量。 (1) 说明仅靠油藏自身的能量不足已采出足够数量的原油来弥补开发的投入，要想获得可观的效益，必须人工补充能量。EQ\*jc3\*hps23\o\al(\s\up9(然),P)EQ\*jc3\*hps23\o\al(\s\up9(量),P)第二章油藏的地质储量2.1地质储量计算正确的计算油气储量是油气藏的评价工作中十分重要的一环，是油气藏科学开发的基础。储量计算的正确与否直接影响开发决策的成败与得失。因此实际计算中必须认真对待储量计算的问题。根据计算所采用的资料来源不同，储量分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的储量数值，多用作开发过程中油气藏评价的参数。静态地质储量是采用静态地质参数计算所得到的储量数值，是油气藏早期评价的参数。根据计算时对地下情况掌握的详细程度，通常又将地质储量分为预测储量、控制储量和探明储量，从预测储量到探明储量表明油气藏的勘探探明级别。2.1.2原油地质储量的计算油层顶深油层有效厚孔隙度123456789原油储量丰度为：原油的单储系数为：序号油层有效m孔隙量×10~4t123456789储量丰度为高丰度，所以该油藏属于高丰度的油藏，具有工业开采价值。2.2可采储量计算K,——第i层储层渗透率，D:表2-3本区开发动用储量计算结果表储层序号油层顶含油面积×油层有效厚量×10^4t123456789储层序号体积系数原始溶解气各层天然气地质储量×可采储量×123456789由可采储量的：2.3最终采收率评价由可采储量计算最终采收率有：第三章层系划分与组合论证本油区含油面积4.7333km2。具有约10个小层，油层顶深从2195m到2257m不连续分布，平均深度2224.4m;各小层厚度不均，最小2.61m,最大4.38m,油层厚度为35.55m,平均厚度3.555m。取心及分析化验资料表明，储层孔隙度分布也不均衡，分布在0.3328~0.3552之间，平均孔隙度为0.339897;渗透率也不均衡，范围为202.5md~668.8md,平均渗透率为442.87311md,层与层之间具有一定的非均质性。3.1层系划分原则3.1.1.层系划分的原则划分开发层系，就是要把特征相尽的油层合在一起，用一套生产井网单独开采。总结国内外在开发层系划分方面的经验和教训，合理组合和划分开发层系一般应考虑以下几项(1)把特性相近的油层组合在一同一开发层系内，以保证各油层对注水方式和井网具有共同的适应性，减少开采过程中的层间矛盾；(2)一个独立的开发层系应具有一定的储量，并具有较长的稳产时间和达到较好的经济指标；(3)同一开发层系内，油层的构造形态，油水边界，压力系统和原油物性应比较接近；(4)在分层开采工艺所能解决的范围内，开发层系不宜划分得过细，以利减少建设工作量，提高经济效果。3.1.2层系的非均质性评价储层的非均质程度常用渗透率变异系数、渗透率级差、非均质系数、垂直渗透率与水平渗透率的比值定量描述。这里只是用渗透率变异系数、渗透率级差、非均质系数来判断本区的层间非均质性。级差接近1储层较均质。综合以上对各储层的非均质性的定量研究表明，本区的纵向非均质性较弱。其次，油层的构造形态，油水边界，压力系统和原油物性比较接近，渗透率在一个数量级上，不会发生层间干扰，在现有3.2划分的层系经过非均质性的论证和经济方面的的考虑，最后决定将所有的小层划分为一个层系，使用一套注3.3可行性论证可知油层之间的沉积环境相近，渗透率在纵向上的分布差异较小，油层连通系数为0.733,变异系数为0.34,组成层系的基本单元内油层分布面积相同，层内非均质小，所有的小层有相同的构造形态，油水边界和压力系统，原油物性相同，不会发生层间干扰和窜通。划分为一个层系开采，既可以保证一定的储量，又可以充分发挥采油工艺措施的作用。这样可以减少钻井，既便于管理，又可以达到较好的经济开发效果。经论证，可划为同一套开发层系。第四章注采方式选择4.1注水方式选择将整个油藏的看成是一矩形油藏，由于油藏的压力在饱和压力附近，原油容易脱气，所以要保持油层能量开采。在油藏下降到饱和压力以前就要注水，可以采用早期注水。选用早期注水方式，使油层压力保持在饱和压力以上，使油井有较高的产量，有利于保持较高的采有速度和实现较长的稳产期。本区块油层面积较大并且有一定的延伸长度，油层之间连通性好，油层渗透率较高，具有较高的流动系数，优先考虑采用排状注水井网、五点井网。躯替前缘的含水变化规律由油藏资料可以的到：每一小层的前缘含水饱和度为：0000图4-1水驱油系统分流量曲线注采井的排列关系为一排生产井和一排注水井相互间隔，生产井与注水井相互对应。在此系统下生产井数与注水井数之比1:1。排距和井距之比为2:1,便于井网加密和井网变形，水线推进均匀，易于控制，井网布置方便简单。流度比由下面公式计算：所以其见水时的面积波及系数为由于在波及系数为100%时，注水开发最终采收率为34.81%,则预测利用直线排状系统最终采收4.1.2五点系统因注水井和生产井井数之比为1:1,每口注水井承担的注水量比较适中，(在平衡注采的情况下，每口注水井的日注水量接近于每口采油井的平均日采出量)。这样注入水推进比较适中，使油藏注入水波及体积与驱油效率有一定改善。五点式在流度比为4.73时，(3)反七点井网——斜七点：生产井构成斜六边形，注水井在中心，在此系统下，生产井和注水井之比为2:1,注水井数少，采油点较多，可使生产成本较低。反七点在流度比为时：则见水时井网的波及系数为0.5782.则利用反七点法的估算最终采收率20.13%。经比较最终采收率直线井排>反七点系统>五点系统。4.2注采井数确定储层序号渗透率×10*-3μm2123456789在要求初始采油速度v。=5%时，所需的生产井数为：表4-2各层的初始产量4.2.1五点注采系统：4.2.2井距及排距计算：单井控制面积为：S,=2aL根据排状注水的排距与井距之比为2:1有L=2an口井的控制面积为：4.2.2.1直线注采系统则排距为：井距为：4.2.2.1五点注采系统则排距为：井距为：5.1注水方式选择油井产能分析5.2油藏压力保持水平采用早期注水，保持采油井井底流压高于油藏饱和压力，这样溶解气不析出，可使油井有较高的产能，切地层中只有油水两相渗流，便于分析流体动态。为保持油藏压力在原始地层压力水平附近，使油藏压力水平保持在饱和压力之上，应注意保持刚性水驱条件，即注入量大于或等于采出液量。5.3合理注采比第六章油藏开发指标预测6.1注水方式选择无水采油期开发指标预测直线井排注采井网A=ah=5362.7175m²L=30A=ah=5362.7175m²L=30见水前的无因次量见表70123以一年(300天)为一个点计算见水前的开发指标生产年限(a)0123456789算见水后开发指标(以相渗数据中前缘含水饱和度以后的数据点为间隔进行计算)。又又图6-1含水饱和度和含水上升率的关系曲线fwsw)=-305.5S⁶+902.2S⁵-986.9S⁴+449.8S³-41.24s²-fw(Sm)=-1833S⁵+4511S⁴-3947.6S³+1349.4S²-82要保持注采压差生产则：见水后的无因次注入时间则无因次生产时间tp又456789--生产年限(a)日产液(m)累产液日产油(t)累产油日注水(m²)累注水度(%)0123456789图6-4采出程度曲图6-5含水率曲线表6-5胜利油田XX区五点法开发指标预测表日产液(m³)累产液(104m³)日产油(1)日注水(m³)累注水(10⁴m³)采出程度(%)图6-9含水率曲线第七章方案的经济评价及方案优选7.1评价指标说明油田开发方案经济评价是根据国民经济发展战略和石油工业中的长期规划，在资源评价、工程评价、技术评价和市场预测的基础上，对拟开发或调整地油田开发方案测算投入成本和产出效益，分析不确定因素，对比和优化方案的财务经济可行性，评价和推荐最佳方案，为决策者提供可靠的依据的过程。该油藏主要从企业角度出发所进行的财务评价。假设生产井和注水井的数量随不同的井网类型而发生变化，钻井投资每米1000元，注水单价6元/立方米，输油单价60元/吨，生产维护费150元/吨，作业费用20000元(井年)地面工程建设费用为钻井费用的50%,原油的商品率95%,原油价格1200元/吨。贷款利率5.48%,存款利率1.98%,与产出液有关的费用每吨180元。将计算出的油田开发指标插值到整年，时间最大值定为25年，此后油田报废。计算经济指标的公式如下：现金流量=收入+成本开发初期：成本=钻井成本+地面工程建设费生产期：当年成本=输油费+生产维护费+作业费7.2.1直线井排系统的经济指标评价表7-1胜利油田XX区直线井排开发经济指标预测表生产年限(a)(万元)(万元)(万元)生产维护费