油藏工程課程設計范本

基礎數(shù)據(jù)資料1、油區(qū)：勝利2、油藏幾何參數(shù)及各小層物性（見表1）3、班號：3；班里序號：15表1 油藏基本參數(shù)表序號油層頂深(m)油層有效厚度(m)含油面積(km2)孔隙度(小數(shù))滲透率(10-3m2)121952.614+班號/8+班里序號/15 =4+3/8+15/15 =5.380.345202.5221992.850.3552364.3322043.310.3378451.4422093.270.3352582.1522144.050.3366605.4622333.150.3328668.8722383.420.3358516.9822444.280.3367402.6922514.380.3427348.21022574.230.3438284.9注：第10層底部深度為2263m，鉆井過程中要預留20m沉砂口袋。地層壓力梯度：0.1MPa/10m；地溫梯度：3.7C/100m。4、流體物性地面條件下油水密度： g/cm3 g/cm3地層條件下油水粘度： mPas=(40+15/20) mPas=40.75 mPas mPas=(0.4+3/40) mPas=0.48 mPas地層泡點壓力： MPa原油體積系數(shù)： 水的體積系數(shù)：5、油水相滲關系（見表2）表2 油水相滲數(shù)據(jù)表SwKroKrw0.320 0.6500 0.0000 0.352 0.5861 0.0017 0.384 0.5244 0.0059 0.416 0.4651 0.0120 0.448 0.4082 0.0198 0.480 0.3538 0.0292 0.512 0.3021 0.0402 0.544 0.2532 0.0527 0.560 0.2300 0.0595 0.576 0.2072 0.0666 0.592 0.1853 0.0741 0.608 0.1644 0.0818 0.624 0.1439 0.0900 0.640 0.1251 0.0984 0.656 0.1062 0.1072 0.672 0.0895 0.1162 0.688 0.0728 0.1257 0.704 0.0581 0.1353 0.736 0.0316 0.1557 0.768 0.0112 0.1773 0.800 0.0000 0.2000 6、井眼半徑：0.1m7、油水井操作條件 注采壓差：3MPa 注采比：1：1 排狀注水的排距與井距之比為2：1 要求油田的初期采油速度達到5%油水井正常生產(chǎn)時間為300天/年8、常用經(jīng)濟指標鉆井成本：1500元/m注水單價：6元/m3輸油單價：60元/t生產(chǎn)維護費：180元/t油水井作業(yè)費用：20000元/（井年）地面工程建設費用為鉆井費用的0.5倍原油的商品率：95%原油價格：2200元/t貸款利率：5.48%存款利率：1.98%第一章 油田概況1. 油藏地質(zhì)描述本地區(qū)是勝利油田某區(qū)塊，含油面積5.38 km2。具有10個小層，油層頂深從2195米到2257米不連續(xù)，平均深度2224.4米；每個小層厚度不均；最小2.61米，最大4.38米，平均厚度3.555米；孔隙度分布也不均衡，最小0.3328，最大0.3552，平均孔隙度（按厚度加權平均）為0.3399；滲透率也不均衡，最小202.5md，最大668.8md，平均滲透率（按厚度加權平均）為442.9md。束縛水飽和度為0.32，殘余油飽和度為0.2。地層壓力梯度：0.1MPa/10m；地溫梯度：3.7C/100m，地層泡點壓力： Mpa，地層條件下油水粘度分別為40.75 mPas和0.48 mPas，地面條件下油水密度0.9 g/cm3和1.0 g/cm3 2油藏縱向非均質(zhì)性評價 表1-1 油層非均質(zhì)性數(shù)據(jù)表序號油層頂深(m)油層有效厚度(m)孔隙度(小數(shù))滲透率(10-3m2)121952.610.345202.5221992.850.3552364.3322043.310.3378451.4422093.270.3352582.1522144.050.3366605.4622333.150.3328668.8722383.420.3358516.9822444.280.3367402.6922514.380.3427348.21022574.230.3438284.9 各小層滲透率在縱向上的變化見圖1-1圖1-1 一油層縱向非均質(zhì)性評價 1. 儲層滲透率變異系數(shù)：，所以，儲層非均質(zhì)性弱。 2. 儲層非均質(zhì)系數(shù)： 60%,束縛水飽和度Swi下的水相相對滲透率Krw=0,通過以上特征我們可以得出該儲層巖石的潤濕性為水濕，有利于油田的開采。四計算油藏的地質(zhì)儲量 采用容積法對本區(qū)塊進行儲量估算 由儲量計算公式（t），帶入數(shù)據(jù)，各小層儲量見表1-3，地質(zhì)儲量為：3683.812（t）。儲量豐度公式為，帶入數(shù)據(jù)可得儲量豐度為：684.7234（），由于儲量豐度為高豐度，所以該油藏屬于高豐度的油藏，具有很大的開采價值。表1-3 序號油層頂深(m)油層有效厚度(m)含油面積孔隙度(小數(shù))滲透率小層儲量(km2)(10-3m2)（ )121952.615.380.345202.5274.5172221992.850.3552364.3308.6226322043.310.3378451.4340.8769422093.270.3352582.1334.1656522144.050.3366605.4415.6034622333.150.3328668.8319.5978722383.420.3358516.9350.1199822444.280.3367402.6439.336922514.380.3427348.2457.61281022574.230.3438284.9443.3597第二章 層系劃分和組合論證一層系劃分的原則1、同一層系內(nèi)的油層物性應當接近，尤其滲透率要接近。2、一個獨立的開發(fā)層系應具有一定的厚度和儲量。3、各開發(fā)層系間必須具有良好的隔層。4、要考慮到采油工藝技術水平，相鄰油層盡可能組合在一起。5、油層的構造形態(tài)、油水邊界、壓力系統(tǒng)和原油物性比較接近。二劃分的層系 可劃為同一套開發(fā)層系三可行性論證由于油層之間沉積條件相近，滲透率在縱向上的分布差異不大，油層的聯(lián)通系數(shù)為0.73，變異系數(shù)為0.338，組成層系的基本單元內(nèi)油層分布面積相同，層內(nèi)非均質(zhì)性小，所有的小層有相同的構造形態(tài)，油水邊界和壓力系統(tǒng)，原油物性相同。劃分為一個層系開采，既可以保證一定的儲量，又可以充分發(fā)揮采油工藝措施的作用。這樣可以減少鉆井，既便于管理，又可以達到較好的經(jīng)濟開發(fā)效果。經(jīng)論證，可劃為同一套開發(fā)層系。第三章 注采方式的選擇注水方式選擇：采用排狀注水。 第四章 計算排狀注水的開發(fā)指標 1、求初始產(chǎn)量，并根據(jù)油田產(chǎn)能要求確定油井數(shù)及水井數(shù) (1) 計算初始產(chǎn)量，假設流動為一維流動。 每一小層的初始產(chǎn)量為：，其中A=ah，h為每一小層厚度。代入數(shù)據(jù)，得各小層的初始產(chǎn)量見表4-1。 表4-1油層有效厚度(m) 10-6qoi(m3/s)2.6112.2.8524.3.3135.3.2745.4.0558.3.1550.3.4242.4.2841.4.3836.4.2328. (2) 油井數(shù)和水井數(shù)：油田總的生產(chǎn)井數(shù)n：，帶入數(shù)據(jù)計算的：n=113.1847。2、計算井距及排距： ，帶入數(shù)據(jù)得：L=218.0205，a=109.0103。3、計算前緣含水飽和度： 代入數(shù)據(jù)，計算得表4-2 表4-2SwKroKrwfw(i)0.320.65000.3520.58610.00170.0.3840.52440.00590.0.4160.46510.0120.0.4480.40820.01980.0.480.35380.02920.0.5120.30210.04020.0.5440.25320.05270.0.560.230.05950.956450.5760.20720.06660.0.5920.18530.07410.0.6080.16440.08180.0.6240.14390.090.0.640.12510.09840.0.6560.10620.10720.0.6720.08950.11620.0.6880.07280.12570.0.7040.05810.13530.0.7360.03160.15570.0.7680.01120.17730.0.800.21 4、計算見水前開發(fā)指標 (1) 求非活塞因子E （2）求無因次見水時間，通過有因次化得到見水時間。 代入數(shù)據(jù)計算得：，（3）以一年為一個點計算見水前的開發(fā)指標。 無因次參數(shù)、，通過參數(shù)的有因次化，計算油田總的開發(fā)指標，數(shù)據(jù)表見表4-3表4-3t累積注水V(t)/104m3瞬時產(chǎn)量q(t)/(m3/d)累積產(chǎn)量q/104m3日注水量/m30000000010.0.1.247.9323.2228279.8263.20.0.1.587.14360.337710.11306.122972.0.0.3.857.25190.3831466.18292.58141 見水前開發(fā)指標見表4-4表4-4時間（年）日產(chǎn)液(m3)累產(chǎn)液(104m3)日產(chǎn)油(t)累產(chǎn)油(104t)日注水(m3)累注水(104m3)采出程度(%)含水率(%)00000000019323.279.7769.352233.8263.8704247.6.0214360.33662710.11966.95592.11306.123587.16.02.25190.382971466.2182720991.991221.18292.581857.33.05、計算見水后開發(fā)指標（1）計算無因次開發(fā)時間。（2）計算無因次開發(fā)指標（）、和參數(shù)，并進行有因次化，計算油田總的開發(fā)指標（其中日產(chǎn)油量），數(shù)據(jù)表見表4-5。表4-5時間日產(chǎn)液累產(chǎn)液日產(chǎn)油累產(chǎn)油日注水累注水采出 程度() 含水率 (m3/d)(104 m3) （t/d）(104t) (m3/d) (104 m3)（） 2.49 25190.38 1688.84 20991.99 1407.37 18292.58 857.01 38.20 0.00 4.02 15900.78 2419.28 4153.30 1598.16 58148.84 3528.21 39.06 73.88 5.52 19494.19 3297.18 3174.17 1741.10 97480.14 7918.11 42.56 83.72 7.26 26375.83 4673.51 2745.20 1884.35 .14 16325.76 46.06 89.59 8.90 35279.52 6400.63 2390.80 2001.39 .36 28939.36 48.92 93.22 10.44 49652.72 8703.58 2216.26 2104.19 .10 45866.19 51.43 95.54 11.63 58214.83 10772.32 2112.71 2179.26 .76 63798.19 53.27 96.37 12.75 75727.42 13319.33 2230.85 2254.30 .65 84490.99 55.10 97.05 13.94 82427.86 16259.60 1965.42 2324.40 .36 .85 56.81 97.62 15.25 90728.77 19846.62 1748.50 2393.53 .38 .34 58.50 98.07 16.71 97589.12 24094.62 1503.31 2458.97 .00 .34 60.10 98.46 18.34 .88 29244.10 1294.35 2522.29 .30 .39 61.65 98.77 20.22 .54 35580.04 1078.90 2583.19 .00 .13 63.14 99.04 22.30 .33 42987.03 890.27 2638.68 .15 .59 64.50 99.25 25.92 .90 56775.52 716.07 2716.54 .15 .58 66.40 99.44 31.30 .25 75913.01 497.32 2796.80 .04 .35 68.36 99.58 42.67 .12 .33 252.77 2883.01 .55 .63 70.47 99.80 100.08 .82 .50