[化學化工論文精品]油藏工程課程設計報告

1、油藏工程課程設計報告 目 錄第一章 油藏地質評價 1第二章 儲量計算與評價 8第三章 油氣藏產(chǎn)能評價 10第四章 開發(fā)方案設計14第五章 油氣藏開發(fā)指標計算17第六章 經(jīng)濟評價22第七章 最佳方案確定25第八章 方案實施要求25第一章 油（氣）藏地質評價一個構造或地區(qū)在完鉆第一口探井發(fā)現(xiàn)工業(yè)油氣流后，即開始了油氣藏評價階段。油氣藏評價，主要是根據(jù)地質資料、地震資料、測井資料、測試資料、取芯資料、巖芯分析、流體化驗和試采等資料，對油氣藏進行綜合分析研究、認識、評價和描述油藏，搞清油氣藏的地質特征，查明油氣藏的儲量規(guī)模；形成油氣藏（井）的產(chǎn)能特征，初步研究油氣藏開發(fā)的可行性，為科學開發(fā)方案的編制提

2、供依據(jù)。一、油氣藏地質特征 利用petrel軟件對cugb油藏進行地質建模，得出cugb油藏的三維地質構造圖（見圖1-1）。圖1-1 cugb油藏三維地質構造圖（一）構造特征 由圖知：此構造模型為中央突起，西南和東北方向延伸平緩，東南和西北方向陡峭，為典型的背斜構造；在東南和西北方向分別被兩條大斷裂所斷開，圈閉明顯受斷層控制，故構造命名為“斷背斜構造”。 (1) 構造形態(tài)：斷背斜構造油藏，長軸長：4.5km, 短軸長:2.0km 比值：2.25:1，為短軸背斜。 (2) 圈閉研究：閉合面積：4.07km，閉合幅度150m。 （3）斷層研究：兩條斷層，其中西北斷層延伸4.89km，東南斷層延伸2

3、.836km。(二) 油氣層特征： 井號井深(m)厚度(m)r（ m）孔隙度（）c14835-4875403.820c24810-4850403.719.5c34900-4930303.7204930-4940100.610油水界面判定：c3 井4930-4940m段電阻率為低值0.6，小于c1 井4835-4875m、c2 井4810-4850m、c 3井4900-4930m三井段高值3.8，故為水層，以上3段為油層。深度校正：平臺高出地面6m，地面海拔94m，故油水界面在構造圖上實際對應的等深線為4930-(6+94)=4830.0m由c、c、c井的測井解釋數(shù)據(jù)可知本設計研究中只有一個油層

4、，沒有隔層（見圖1-2）。水水c1c2c340m40m30m油-4810m-4900m-4835m 圖1-2 cugb油藏構造圖(三) 儲層巖石物性特征分析表1-1 儲層物性參數(shù)表成分石英長石巖屑泥質灰質含量76%4%20%5%7%1巖石礦物分析：由c井中的50塊樣品，c中的60塊樣品，c井的70塊樣品的分析結果：石英76%，長石4%，巖屑20%（其中泥質5%，灰質7%）?？赏茢嘣搶佣螏r石為：巖屑質石英砂巖。粒徑(mm)10含量(%)4.039.1429.536.5512.723.053.231.290.49表1-2 儲層粒度分析數(shù)據(jù) 2儲層巖石粒度分析結果：含量最多的粒徑為0.25mm0.5

5、mm為細砂巖。0.01的泥質含量為4.03%屬于泥質膠結物，接觸式膠結（膠結物含量5%）固結程度不高。3粘土礦物含量平均3.93%，其中高嶺石75%，綠泥石8%，伊利石15%。4巖石物性： 孔隙度：k=（20%+20%+19.5%）/3=19.67%，孔隙度較大。 滲透率：（200+210+190）/3=200（md）較好，以顆粒支撐的粒間孔隙的砂巖儲層。故為高孔低滲油藏。表1-3 儲層巖石(砂巖)孔隙度評價表井號厚度(m)滲透率k(md)孔隙度（）vc140200200.4c24021019.50.3c330190200.5孔隙度/%20儲層評價極差差一般好特好（四）儲層非均質性分析儲層非均

6、質性是指油氣儲層各種屬性（巖性、物性、含油性及電性）在三維空間上分布的不均勻性。表征滲透率非均質程度的定量參數(shù)有變異系數(shù)、單層突進系數(shù)、級差及均質系數(shù)。滲透率變異系數(shù)：vk=0.39,表示非均質程度較弱；滲透率突進系數(shù)：t=1.05, t0.700.400.700.100.400.050.100.900.700.900.500.700.300.500.050.300.05二、油氣藏流體性質分析油氣藏流體性質主要研究的內容包括：1 油氣水關系：存在邊水和底水，無隔夾層，油藏壓力高于泡點壓力，沒有氣頂，含有溶解氣；油水界面海拔為-4830m。2 油氣水常規(guī)物性：地面脫氣原油粘度：uos = 6.5

7、mpa*s ；脫氣原油密度：pos =0.87g/cm3 ；凝固點ts =200 c；含蠟：4.03%；含硫：0.7%；膠+瀝青：10%；初餾點：500c天然氣相對密度：r g=0.98；天然氣組成見下表：表1-6 天然氣性質數(shù)據(jù)表組分c1c2c3c4c5c6n2co2air含量40%6%4%3%1%1%20%25%15%地層水密度：=1.10, ph=6.5總礦化度：tsd=243869ppm由=1為氯化鈣水型，為深層封閉環(huán)境（氣田水）（對照油層物理p17）。 表1-7 地層水性質數(shù)據(jù)離子na+ca+mg+cl-so42-hco3-ppm846418935502148220235693 油氣

8、水高壓物性：原始地層壓力下的體積系數(shù)boi=1.08，溶解氣油比(m3/m3); 飽和壓力下的體積系數(shù)bob=1.12地層水粘度uw=0.64mpa*s求解：飽和壓力下的原油體積系數(shù)bob standing利用美國加利弗尼亞州的原油和天然氣的分析樣品，建立了計算飽和壓力下原油體積系數(shù)的如下相關經(jīng)驗公式：；求解：地層水的粘度uw主要受地層溫度、地層水礦化度的影響，而底層壓力的影響很小。經(jīng)驗公式計算地層水粘度： 式中： ；式中 地層水粘度，mpas； tr地層溫度，c； pr地層壓力，mpa；sc地層水礦化度，%。以上兩公式適應本油藏實際條件（陳元千著現(xiàn)代油藏工程p17、p24）。 三、油氣藏壓力

9、和溫度表8 靜壓和靜溫測試數(shù)據(jù)測點深度（m）測點壓力（mpa)測點溫度(攝氏度)c1c2c3c1c2c3480052.6452.5352.09120120.8119.8450050.2950.1849.74113.8113.6113.9420047.9447.8347.39107.5107.9107.4390045.5945.4845.04101.3101.1101.4360043.2343.1242.6895.195.295.3330040.8840.7740.3392.99392.8測試日期2007.062007.092007.122007.062007.092007.12利用excel作

10、圖得井號壓力梯度方程中間深度m中間壓力mpac1p=0.0078h+ 15.006485552.875c2p=0.0078h+ 14.896483052.726c3p=0.0078h+ 14.456491552.793井號溫度梯度方程中間深度m中間溫度（攝氏）c1t=0.0208h + 20.324855121.3c2t=0.0212h + 18.544830120.9c3t=0.0205h + 21.464915122.23300m處可能存在巖性邊界，該組數(shù)據(jù)在計算壓力梯度和溫度梯度時舍去。壓力梯度=0.784 mpa/100m；溫度梯度=2.08c/100m.四、滲流物理特性 1巖石潤濕性

11、 吸水指數(shù)0.5，吸油指數(shù)0.1，由表9可知為水濕。 潤濕指數(shù)ia=iw-io=0.4.表9 巖石潤濕性評價表潤濕指數(shù)親油弱親油中性弱親水親水油濕指數(shù)10.80.70.60.50.30.400.2水濕指數(shù)00.20.30.40.50.70.610.8 2相滲曲線圖1-3 油水相對滲透率曲線3毛管壓力曲線 圖1-4 毛管壓力曲線 五、油氣藏天然能量分析油氣藏天然能量主要包括：油藏中流體和巖石的彈性能、溶解于原油中的天然氣膨脹能、邊水和底水的壓能和彈性能、氣頂氣的膨脹能、重力能等。該油藏無邊水和底水數(shù)據(jù)資料和溶解于原油中的天然氣數(shù)據(jù)，故邊水和底水的壓能和彈性能不計算。而且由于油藏地層壓力大于飽和壓

12、力，故油藏為未飽和油藏，無氣頂。故天然能量只計算油藏中流體和巖石的彈性能。第二章 儲量計算與評價一、儲量計算意義及儲量分類根據(jù)計算儲量所采用資料的來源不同，儲量分為靜態(tài)地質儲量和動態(tài)地質儲量。動態(tài)地質儲量是采用油氣藏生產(chǎn)動態(tài)資料計算而得的儲量數(shù)值，多用作開發(fā)過程中油氣藏評價的參數(shù)。靜態(tài)地質儲量是采用靜態(tài)地質參數(shù)計算而得的儲量數(shù)值，是油氣藏早期評價的參數(shù)。二、儲量計算方法對于處在設計階段的儲量計算，主要采用容積法進行。（）原油儲量計算目前礦場上進行原油地質儲量計算通常采用容積法，即：n=100*a*h*(1-swi)*o/boi參數(shù)計算：儲量計算單元的含油面積a：采用petrel建?？傻胊=4.

13、07km2.平均有效厚度：利用面積加權由petrel建?？傻?h=31.156m；平均有效孔隙度：由c1，c3井位20%，而c2井位19.5%，取為0.2；油層原始平均含水飽和度swi:：小數(shù)，由相滲曲線求得；平均地面原油密度o:：資料已給0.8t/m3；原始的原油平均體積系數(shù)boi：資料已給1.08m3/m3。計算得，石油地質儲量n=1.41*107t；其中溶解氣的地質儲量為：ssi式中：si：原始溶解氣油比，是油氣藏流體高壓物性實驗分析值，可用試采生產(chǎn)氣油比代替；地面條件下的溶解氣地質儲量s=1.41*107*100=1.41*109m3. 三、可采儲量預測可采儲量的預測，也是采收率數(shù)值的

14、預測，目前大都采用經(jīng)驗方法，即采用由許多已開發(fā)油氣田和室內實驗數(shù)據(jù)總結出來的經(jīng)驗公式或圖板進行綜合分析加以確定。本設計油藏采收率計算是根據(jù)guthrie和greenberger法水驅砂巖的經(jīng)驗公式，即采收率er=0.11403+0.2719logk-0.1355loguo+0.25569swi-1.538-0.00115h代入?yún)?shù)求得er=0.327817（來自陳元千著現(xiàn)代油藏工程p74）油藏可采儲量np =ner=4618761(t)四、儲量評價 儲量評價是衡量勘探經(jīng)濟效果、指導儲量合理使用的一項重要工作。儲量評價工作通常按以下幾個方面進行： () 流度（k/u）k/u=200/1.5=13

15、3.3,屬于高流度；() 地質儲量儲量n=1.408944t,屬于中型油田；() 地質儲量豐度=n/a=299.8, 屬于中豐度；() 油氣井產(chǎn)能千米井深穩(wěn)定日產(chǎn)油量q1=32.9t/d.km，屬于高產(chǎn)井；千米井深穩(wěn)定日產(chǎn)氣量q2=0.34,屬于低產(chǎn)井；單位厚度采油指數(shù) 表11 三口井采油指數(shù)井號c1c2c3采油指數(shù)34.3642635.5871913.15789屬于高型；（）儲層埋藏深度屬于超深層油田。第三章 油氣藏產(chǎn)能評價油氣藏（井）產(chǎn)能大小是油氣田開發(fā)地面工程建設和合理開發(fā)油氣資源的重要依據(jù)，在進行油氣層工程設計之前必須首先確定油氣井的產(chǎn)能大小。一、生產(chǎn)井產(chǎn)能確定礦場產(chǎn)能測試法：主要是通

16、過對進行實施產(chǎn)能測試，取得產(chǎn)能測試資料，分析產(chǎn)能試井測試資料即可獲得油氣井的產(chǎn)能，這種方法得到的結果比較準確，對于新井而言，每一口都需要進行產(chǎn)能測試。礦場上通常將穩(wěn)定試井資料和不穩(wěn)定試井資料整理成油氣井產(chǎn)能曲線或ipr曲線，然后確定出油氣井的采油指數(shù)、產(chǎn)水指數(shù)、油井最大潛能、氣井絕對無阻流量、油氣藏的單位厚度產(chǎn)能數(shù)據(jù)以及gor和wor等油氣井生產(chǎn)參數(shù)。對c1井來說從圖表可以得pwf = -0.0291q + 53.111 采油指數(shù)為 34.36 t/d/mpa油井最大潛能為 1825.1 t/d 油氣藏的單位厚度產(chǎn)能 45.63 t/d對于c2井而言從圖表得pwf = -0.0281q + 5

17、2.747 采油指數(shù)為 35.59t/d/mpa油井最大潛能為 1877.1t/d 油氣藏的單位厚度產(chǎn)能46.93 t/對于c3井而言從圖表可以看出pwf =-0.076q+53.434 采油指數(shù)為 13.16 t/d/mpa油井最大潛能為 703.08 t/d 油氣藏的單位厚度產(chǎn)能23.44t/d二、油氣藏污染狀況分析 鉆井、完井過程容易對油氣層產(chǎn)生污染并造成傷害，油氣層傷害降低油氣井產(chǎn)能。為使油氣井產(chǎn)能得到很好的發(fā)揮，需對油氣層傷害程度進行評價，并提出保護和改造油氣層的具體措施。油氣井傷害程度是通過分析礦場不穩(wěn)定試井資料研究確定的，主要應用不穩(wěn)定試井資料，采用常規(guī)的試井分析方法或現(xiàn)代試井分

18、析方法，分析出真實的污染系數(shù)，然后可以用污染系數(shù)來評價油氣井的傷害程度，并根據(jù)儲層的地質特性和鉆井完井液的特性研究分析儲層傷害的具體原因，再從油藏工程的提出切實可行的保護和改造油氣層的詳細建議和措施。測試井c1測試日期2007.04.18直線段部分：分析結果：a*qb/m2.129046282k /md79.83923558s2.392061002直線外推得平均地層壓力：pi=51.381mpa 測試井c2測試日期2007.07.18直線段部分：分析結果：a*qb/m3.98841555k149.565583s6.80921554直線外推得平均地層壓力：pi=48.823mpa三、產(chǎn)能分布特征

19、 油氣藏產(chǎn)能是油氣井產(chǎn)能的總和。由于油氣藏的非均質性，油氣藏各個部位及各個層段的產(chǎn)能也有很大的差異。 由于重力分異作用，通常構造高部位的產(chǎn)能較高，這為井位部署提供了參考。四、合理的產(chǎn)能設計 油氣井以多大的產(chǎn)量投入生產(chǎn)，是一個十分復雜的技術經(jīng)濟問題，一般說來，應從以下幾個方面加以考慮：(一) 油氣井產(chǎn)量必須大于經(jīng)濟極限產(chǎn)量；(二) pwfpb或pwfpd，以防止井底出現(xiàn)二相區(qū)而增加滲流阻力、消耗過多的驅替能量；(三) 油氣井產(chǎn)量不能過高、生產(chǎn)壓差不能過大，不能在井底附近產(chǎn)生明顯的非達西流動和井底坍塌以及套管損壞、井底出砂等工程問題；(四) 油氣井產(chǎn)量應充分利用油氣藏能量并能發(fā)揮油氣井產(chǎn)能；(五)

20、 井底流壓應保證流體的有效舉升；(六) 油氣井產(chǎn)量應能保證注入能力得到及時的補充面壓力水平得到較好的保持。五、注入能力的確定注入能力的確定目前沒有成熟的方法。在確定注入能力時。主要考慮如下因素：（1） 注入設備的承受能力（2） 考慮注水井井底的破裂壓力（3） 考慮注水井的速敏效應（4） 考慮油藏的注采平衡第四章 開發(fā)方案設計4.1開發(fā)方式的確定目前開發(fā)方式總體上氛圍依靠天然能量開采和人工補充能量開采兩類主要開發(fā)方式。開發(fā)方式的選擇，必須合理利用天然能量，又能有效地保持油藏能量，滿足國家對開采速度和穩(wěn)定時間的要求。1、天然能量開采的可行性： 該砂巖油藏是典型的未飽和油藏，儲層中流體水和含有溶解氣

21、的油，無氣頂，自然能量主要是靠彈性能和溶解氣驅。實際計算用平衡方程原理。2、人工補充能量開采的研究 一般的只靠彈性能和溶解氣驅為天然能量的開采是很難滿足達到可采儲量的要求，故此油藏在天然能量開采后必須進行人工能量的補充。這個砂巖油藏適于注水補充地層能量，因為水敏情況比較理想，水敏的傷害不大。但要控制注入速度，防止產(chǎn)生速敏。故此砂巖油藏的開發(fā)方式定為：天然彈性驅動能量+人工注水能量天然能量開采方案：可采儲量np=1.41*107t 原始地層壓力下的體積系數(shù)bob: 1.122飽和壓力下的體積系數(shù) boi: 1.08 天然能量開采總量nn=14089435.56*(1.122-1.08）=5942

22、34 t儲量n=a*h*soi*os/boi=14089435.56 (t)占地質儲量4.2%預計天然能量開發(fā)1年：以0.5mpa生產(chǎn)壓差為例，p=0.5mpa（本設計采用不同生產(chǎn)壓差進行優(yōu)選）理論單井產(chǎn)量qo=kkro(swc)*h*p/uo=56.4063233 t/d油井數(shù)n=n/qo=25 每口井的平均深度h=4855m 年生產(chǎn)天數(shù)為300天單井每天產(chǎn)量：594234/(300*25)=79.23t采出程度： 594234/14089435.56=0.04鉆井和地面建設費用：4855*3500*25* (1+30%)=5.522*108 rmb油田生產(chǎn)管理費用：900000*25=0.

23、225*108 rmb產(chǎn)出液費用：150*79.23*25*300=0.89*108 rmb天然能量開發(fā)總收入：79.23* 300* 1200*25=7.13*108 rmb生產(chǎn)利潤=（7.13-5.522-0.225-0.89）*109=0.493*108 rmb即第一年天然能量開采的經(jīng)濟利潤為4930萬元。4.2開發(fā)層系劃分劃分開發(fā)層系，就是把特征相近的油層組合在一起，用單獨的一套生產(chǎn)井網(wǎng)進行開發(fā)，并以此為基礎進行生產(chǎn)規(guī)劃、動態(tài)研究和調整。 由已知資料知該油藏無隔夾層，非均質性較弱，為單層油藏，故用一套開采層系開發(fā)。4.3井網(wǎng)及井距此試驗選取排狀注水、五點法注水及反九點注水法注水開采。以

24、排狀注水，生產(chǎn)壓差0.5mpa為例， 儲量n=a*h*soi*os/boi=14089435.56 (t)理論單井產(chǎn)量qo=kkro(swc)*h*p/uo=56.4063233 t/d井數(shù)=n*v/300/qo =1.484*107t*3%/300/56.4t=25井距a=1000*(（4/25）0.5)/2=200m4.4開發(fā)速度一般油田的開發(fā)速度在2%-4%之間，這樣的初始開發(fā)的速度符合油田的生產(chǎn)能力，由于這個油藏根據(jù)三口測試井的資料確定是個高產(chǎn)油藏，所以生產(chǎn)能力能夠達到2%-4%的要求。該設計中我們選取3%開采速度。4.5方案設計 由于油藏天然能量較充足，故先利用天然能量開采，年限設為

25、一年，由于存在邊底水等因素，一年天然能量開采后油藏能量遞減，生產(chǎn)井均見水，即該設計定油藏的無水采油期為一年，且恰為利用天然能量開采的第一年。然后對油藏進行注水開發(fā)，以補充地層能量，維持正常生產(chǎn)。注水開采目前有多種方法，如五點法，反九點法，排狀注水等。本設計全部用排狀注水進行注水開采，利用不同的生產(chǎn)壓差對應不同的井距、生產(chǎn)井數(shù)及生產(chǎn)效益原理，本設計分別采用0.5mpa、1mpa、1.5mpa生產(chǎn)壓差進行設計，其對應的井距分別為200m,280m,336m，其對應的生產(chǎn)井數(shù)為25，13，9.方案10.5mpa生產(chǎn)壓差，第一年打25口生產(chǎn)油井，利用天然能量開采，第二年后加25口注水井，排狀注水開采，

26、排距：井距=2：1，采注比=1:1,采收速度：3%。 方案21mpa生產(chǎn)壓差，第一年打13口生產(chǎn)油井，利用天然能量開采，第二年后加13口注水井，排狀注水開采，排距：井距=2：1，采注比=1:1,采收速度：3%。 方案31.5mpa生產(chǎn)壓差，第一年打9口生產(chǎn)油井，利用天然能量開采，第二年后加9口注水井，排狀注水開采，排距：井距=2：1，采注比=1:1,采收速度：3%。 表4-1 開發(fā)方案設計表方案開發(fā)方式采油速度井網(wǎng)類型井距總井數(shù)油井數(shù)注入井數(shù)單井日產(chǎn)/t油藏年產(chǎn)/t注采井比注采比天然+注水3%排狀20050252556.54237501:11:1天然+注水3%排狀280261313113.14

27、410901:11:1天然+注水3%排狀3361899169.64579201：11：1第五章 油田開發(fā)指標的計算 一、0.5mpa生產(chǎn)壓差排狀注水開發(fā)指標1 單井初始日產(chǎn)油量單井初始日產(chǎn)油量qoi=kkro*swc*h*p/uo= 816.0637052 cm3/s= 56.406323 t/d2.井數(shù)、排距、井距所需油井數(shù)n= 14089436*0.03/300/56.406323=24.97846904取n=35 水井數(shù)=25總井數(shù)=2*n=50井距a=1000*(（4/25）0.5)/2=200排距=2a=500m3. 生產(chǎn)指標計算：（1）、假定出口端飽和度swe，求出i、f(swe)

28、及swf到swe時的無因次時間tdeswkrokrwfwfwif(swe)tde0.60.1480.1530.70762282.6651581551.2876070100.650.10.2030.82616341.9933990310.91574847-0.0776620.0776617270.70.0610.2540.90696271.318971870.58454954-0.2494720.2494722560.750.0330.3220.95806060.8053939420.34968451-0.5932340.5932341020.80.0120.4050.98750210.4193

29、941310.18027151-1.5365281.5365282740.8500.510（2）計算排液速度q(t)和累積注入量v（t）v（t）= v（t）* al=1/f(swe)無因次產(chǎn)液速度q(t)= f(swe)/kro(swc)*i(swe)q(t)= qoi*q(t)swfwq(t)q(t)產(chǎn)水量產(chǎn)油量v（t）v（t）0.60.70762280.650.82616342.176797559153.8670653953395.03362006080.501656254449.60.70.90696272.256390235159.49307841084907.1051112910.7

30、58166384556.90.750.95806062.303201635162.8019451169805.95251208.641.241628629778.40.80.98750212.326458146164.44583291217929.59215414.152.3843921209411（3）計算累計產(chǎn)油量見水時：vfo(tf)=swf+(1-f(swf)/ f(swf)-swc見水后：veo(te)=swe+(1-f(swe)/ f(swe)-swc見水后無因次累積產(chǎn)油量= veo(te)- vfo(tf)見水后整個油田無因次累積產(chǎn)油量=2n*( veo(te)- vfo(tf)

31、swfwvfo(tf)veo(te)單井無因次累積產(chǎn)油量油田無因次累積產(chǎn)油量整個油田無因次累積產(chǎn)油量 0.60.70762280.650.82616340.4591130.4872060.0280931.404677124760.70.90696270.4591130.5205380.0614251.535624778898.90.750.95806060.4591130.5520730.092962.32401111787840.80.98750210.4591130.57980.1206873.0171761530371累積產(chǎn)油量np=1530371*0.8=1224296.8儲量np=1

32、00ahsoi/bo=14089435.6 t采出程度r=np/np=8.7%開發(fā)年限t=35.5年，此時油田含水超過98.7%，油井廢棄二、1mpa生產(chǎn)壓差排狀注水開發(fā)指標1、單井初始日產(chǎn)油量單井初始日產(chǎn)油量qoi=kkro*swc*h*p/uo=113.1t/d2.井數(shù)、排距、井距所需油井數(shù)n= 14089436*0.03/300/113.1=12.46取n=13 水井數(shù)=13總井數(shù)=2*n=26井距a=1000*(（4/13）0.5)/2=280排距=2a=560m3. 生產(chǎn)指標計算：（1）、假定出口端飽和度swe，求出i、f(swe)及swf到swe時的無因次時間tdeswkrokrw

33、fwfwif(swe)tde0.60.1480.1530.70762282.6651581551.2876070100.650.10.2030.82616341.9933990310.91574847-0.0776620.0776617270.70.0610.2540.90696271.318971870.58454954-0.2494720.2494722560.750.0330.3220.95806060.8053939420.34968451-0.5932340.5932341020.80.0120.4050.98750210.4193941310.18027151-1.5365281.

34、5365282740.8500.510（2）計算排液速度q(t)和累積注入量v（t）v（t）= v（t）* al=1/f(swe)無因次產(chǎn)液速度q(t)= f(swe)/kro(swc)*i(swe)q(t)= qoi*q(t)swfwq(t)q(t)產(chǎn)水量產(chǎn)油量v（t）v（t）0.60.70762280.650.82616342.176797559307.7341306991530.8347208632.30.50165571489326.24430.70.90696272.256390235318.98615671128303.389115742.60.75816628739532.421

35、90.750.95806062.303201635325.603891216598.1953256.981.241628411211112.240.80.98750212.326458146328.89166561266646.77516030.722.384391972325789.489（3）計算累計產(chǎn)油量見水時：vfo(tf)=swf+(1-f(swf)/ f(swf)-swc見水后：veo(te)=swe+(1-f(swe)/ f(swe)-swc見水后無因次累積產(chǎn)油量= veo(te)- vfo(tf)見水后整個油田無因次累積產(chǎn)油量=2n*( veo(te)- vfo(tf)swfw

36、vfo(tf)veo(te)單井無因次累積產(chǎn)油量油田無因次累積產(chǎn)油量整個油田無因次累積產(chǎn)油量 0.60.70762280.650.82616340.4591127320.4872060.0280930.3652143562380.70.90696270.4591127320.5205380.0614250.798525778898.90.750.95806060.4591127320.5520730.092961.20848611787840.80.98750210.4591127320.57980.1206871.5689321530371累積產(chǎn)油量np=1530371*0.8=122429

37、6.8儲量np=100ahsoi/bo=14089435.6 t采出程度r=np/np=8.7%開發(fā)年限t=27.3年,此時油田含水超過98.7%，油井廢棄三、1.5mpa生產(chǎn)壓差排狀注水開發(fā)指標1、單井初始日產(chǎn)油量單井初始日產(chǎn)油量qoi=kkro*swc*h*p/uo=169.6t/d2.井數(shù)、排距、井距所需油井數(shù)n= =14089436*0.03/300/169.6=8.3取n=9 水井數(shù)=9總井數(shù)=2*n=18井距a=1000*(（4/9）0.5)/2=336排距=2a=672m3. 生產(chǎn)指標計算：（1）、假定出口端飽和度swe，求出i、f(swe)及swf到swe時的無因次時間tdes

38、wkrokrwfwfwif(swe)tde0.60.1480.1530.70762282.6651581551.2876070100.650.10.2030.82616341.9933990310.91574847-0.0776620.0776617270.70.0610.2540.90696271.318971870.58454954-0.2494720.2494722560.750.0330.3220.95806060.8053939420.34968451-0.5932340.5932341020.80.0120.4050.98750210.4193941310.18027151-1.5

39、365281.5365282740.8500.510（2）計算排液速度q(t)和累積注入量v（t）v（t）= v（t）* al=1/f(swe)無因次產(chǎn)液速度q(t)= f(swe)/kro(swc)*i(swe)q(t)= qoi*q(t)swfwq(t)q(t)產(chǎn)水量產(chǎn)油量v（t）v（t）0.60.70762280.650.82616342.176797559461.60119591029666.636216656.60.501656706804.60.70.90696272.256390235478.47923511171699.673120194.30.75816610682130.7

40、50.95806062.303201635488.40583511263390.42955305.331.24162817493840.80.98750212.326458146493.33749861315363.95916647.292.3843923359474（3）計算累計產(chǎn)油量見水時：vfo(tf)=swf+(1-f(swf)/ f(swf)-swc見水后：veo(te)=swe+(1-f(swe)/ f(swe)-swc見水后無因次累積產(chǎn)油量= veo(te)- vfo(tf)見水后整個油田無因次累積產(chǎn)油量=2n*( veo(te)- vfo(tf)swfwvfo(tf)veo(t

41、e)累積產(chǎn)油量累積產(chǎn)油量整個油田無因次累積產(chǎn)油量 0.60.70762280.650.82616340.4591130.4872060.0280930.2528413562380.70.90696270.4591130.5205380.0614250.552825778898.90.750.95806060.4591130.5520730.092960.83664411787840.80.98750210.4591130.57980.1206871.0861841530371累積產(chǎn)油量np=1530371*0.8=1224296.8儲量np=100ahsoi/bo=14089435.6 t采出

42、程度r=np/np=8.7%開發(fā)年限t=26.3年,此時油田含水超過98.7%，油井廢棄。第六章 經(jīng)濟評價各費用指標如下：鉆井：3500元/米； 地面建設費用是鉆井費用的30%；生產(chǎn)管理費用每口井每年：900000元；產(chǎn)出液有關費用：150元/t；注入液有關費用：10元/t；原油價格：1200元/t本設計進行15年的經(jīng)濟評價，具體參數(shù)如下：一、方案一經(jīng)濟評價參數(shù)時間t年產(chǎn)油量/m3年產(chǎn)油量t年注水量產(chǎn)出液年收入（ci）年支出（co）ci-co 純盈利05942340071307000066389000049180000491800001192432.6153946.096192432.6211

43、34572184735315.2622272490.6-437537175.4-3883571752183060.5146448.384183060.481140212.83175738060.868797862.4106940198.4-2814169773173985.6139188.464173985.581145666.48167026156.867618125.499408031.4-1820089464165207.9132166.336165207.921150932.95158599603.266477029.692122573.6-898863725156727.512538

44、2156727.51156012.241504584006537457585083825-48025476148544.3118835.456148544.321160904.35142602547.264310761.678291785.673489238.67140658.4112526.704140658.381165609.28135032044.863285589.471746455.41452356948133069.7106455.744133069.681170127.03127746892.862299058.465447834.4210683528.49125778.210

45、0622.576125778.221174457.6120747091.261351168.659395922.62700794511011878495027.21187841178600.9911403264060441920535907203236701711111208789669.616112087.021182557.2107603539.259571312.648032226.6371702397.612105687.384549.824105687.281186326.23101459788.858739346.442720442.44144228401399584.787966

46、7.82499584.781189908.0895601388.857946021.437655367.4452078207.41493779.5275023.61693779.521193302.7590028339.257191337.632837001.64849152091588271.570617.288271.51196510.24847406405647529528265345513180554二、方案二經(jīng)濟評價參數(shù)時間t年產(chǎn)油量/m3年產(chǎn)油量t年注水量產(chǎn)出液年收入（ci）年支出（co）ci-co 純盈利0594234007130808003880083503250724503250724501248192.3198553.808248192.261181203.69238264569.6342