油藏工程課程

1、油藏工程課程設計 姓 名： 班 級：學 號：中國石油大學（北京）2010年 6 月基礎數據資料1 油區(qū)：勝利油田2 油藏幾何參數及各小層物性班級：油工2班學號：06表一 油藏基本參數表序號油層頂深（m）油層厚度（m）含油面積（km2）孔隙度滲透率(10-3 )121952.615+班號/5+班里序號/20=5+2/5+06/20=5.70.345202.5221992.850.3552364.3322043.310.3378451.4422093.270.3352582.1522144.050.3366605.4622333.150.3328668.8722383.420.3358516.98

2、22444.280.3367402.6922514.380.3427348.21022574.230.3438284.9地層壓力梯度：0.1MPa/10m，地溫梯度：3.7 C/100m3 流體物性地面條件下油水密度： 地層條件下油水粘度： mPas =50+6/25 =50.24 mPas mPas=0.5+2/25=0.58mPas地層泡點壓力： MPa原油體積系數： 水的體積系數：4 油水相滲關系：表二5 井眼半徑：0.1 m6 油水井操作條件 ：注采壓差：3MPa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3油水井正常生產時間為300天/年7 常用經濟指標鉆井成本：100

3、0元/米注水單價：6元/米3輸油單價：60元/噸生產維護費：150元/噸作業(yè)費用：150元/噸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：1200元/噸貸款利率：5.48 存款利率：1.98表二 油水相滲數據表SwKroKrw0.3200.65000.00000.3520.58610.00170.3840.52440.00590.4160.46510.01200.4480.40820.02920.4800.35380.01980.5120.30210.04020.5440.25320.05270.5760.20720.06660.6080.16440.08180.6400.

4、12510.09840.6720.08950.11620.7040.05810.13530.7360.03160.15570.7680.01120.17730.8000.00000.20001 油田概況1.1油藏地質描述油區(qū)是勝利油田區(qū)塊，含油面積5.7km2。具有十個小層，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；孔隙度縱向分布也略有差異，最小0.345，最大0.3438，平均孔隙度（按厚度加權平均）為0.34016；滲透率縱向分布也不均一，最小202.5md，最大668.8md，平均滲透率（按厚度

5、加權平均）為442.71md。地層壓力梯度為0.1MPa/10m，地溫梯度為3.7 C/100m，泡點壓力為20Mpa，地層條件下油水粘度分別為50.24 mPas和0.58 mPas，地面條件下油水密度為0.9g/cm3和1.0g/cm3。1.2油藏（縱向）非均質性評價表1-1 油層非均質性數據表序號油層頂深（m）油層厚度（m）滲透率(mD)121952.6185.05221992.85153.006322043.31Kav=i=110Kihii=110hi=186.0067mD189.588422093.27244.482522144.05254.268622333.15280.89672

6、2383.42217.098822444.28169.092922514.38146.2441022574.23119.658（1）儲層滲透率突進系數：層內最大滲透率與平均滲透率的比值，也稱非均質系數。 屬于均勻型（2）儲層滲透率變異系數 滲透率比較均勻綜上，本區(qū)塊儲層物性較好，非均質性較弱。1.3油藏流體分布及其物性描述儲層基本參數及各小層物性，表1-2表1-2序號油層頂深（m）油層厚度（m）含油面積（km2）孔隙度滲透率(mD)121952.615.70.345202.5221992.850.3552364.3322043.310.3378451.4422093.270.3352582.1

7、522144.050.3366605.4622333.150.3328668.8722383.420.3358516.9822444.280.3367402.6922514.380.3427348.21022574.230.3438284.9（1）油藏性質：地層壓力梯度：0.1MPa/10m，地溫梯度：3.7 C/100m均屬正常范圍（2 流體物性：地面條件下油水密度：o=0.90g/cm3 w=1.0g/cm3地層條件下油水粘度：o =50.24 mPas w=0.58mPas地層泡點壓力： Pb=20MPa原油體積系數：Bo=1.08 水的體積系數：Bw=1.0 (3) 滲流物性： 1）各

8、小層的孔隙度滲透率，如上表1-2 2）由含水飽和度和油水相對滲透率數據，得到相對滲透率曲線（圖1-1）圖1-1從相滲曲線中我們可以看出，束縛水飽和度Swi=0.32，最大含水飽和度Swmax=0.8，殘余油飽和度Sor=0.2油水相滲曲線交點處的含水飽和度Sw50%，束縛水飽和度Swi下的水相相對滲透率Kro=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。2 油藏的地質儲量2.1地質儲量計算(1)根據容積法計算地質儲量容積法計算公式：Nooip =100Ah(1-Swi)o/Boi式中，Nooip，原始石油地質儲量，104t；A，含油面積，km2；h，有效厚度，m；孔

9、隙度，；地面原油密度，o ，t/m3；Swi，原始含水飽和度；Boi，原油體積系數。代入各儲層數據，可得該區(qū)塊的油田得地質儲量Nooip =100Ai=110hii(1-Swi)o/Boi= 5775.556104t并由此可得該區(qū)塊油田個小層的地質儲量分布圖(2)單儲系數=Nooip/(Ah)= 5775.556/(13.5535.55)=11.99104t/（km2m）(3)儲量豐度=Nooip/A= 5775.556/13.55=426.24104t/km2(4)溶解氣地質儲量G=10-4NooipRsi=76.544108m32.2可采儲量計算N=100Ai=110hii(1-Swi-S

10、or)o/Boi= 4076.863104t匯總結果，列于下表區(qū)塊層組儲量級別含油面積Km2有效厚度m孔隙度%含油 飽和度%地面原油密度g/cm3體積系數原始 油氣比m3/t單儲系數104t/（km2m）石油地質儲量104t溶解氣 地質儲量108t儲量豐度104t/km2可采儲量104t勝利油田區(qū)塊1探明儲量13.552.610.24150.680.831.12132.5312.170 430.394 5.704 31.763 303.807 22.850.2486412.530 483.865 6.413 35.710 341.552 33.310.2364611.916 534.434 7

11、.083 39.442 377.247 43.270.2346411.824 523.912 6.943 38.665 369.820 54.050.2356211.874 651.592 8.636 48.088 459.947 63.150.2329611.740 501.072 6.641 36.979 353.698 73.420.2350611.845 548.925 7.275 40.511 387.477 84.280.2356911.877 688.800 9.129 50.834 486.212 94.380.2398912.089 717.455 9.508 52.949

12、506.439 104.230.2406612.128 695.108 9.212 51.300 490.665 合計-5775.556 76.544 -4076.8632.3最終采收率評價=N/Nooip= 4076.863104/5775.556104=0.706以上所求為最大（理想情況）的水驅采收率，但實際油田生產中難以達到，因此試采用下面的經驗的公式來預測最終采收率。ER=21.4289(o/)0.1316代入數據，可得ER=14.75%，對于水驅油藏而言，處于普通的水平。3層系劃分與組合論證根據油藏特點和層系劃分原則論證劃分開發(fā)層系的可行性。主要包括：3.1原則劃分開發(fā)層系，就是把特

13、征相近的油層組合在一起，用獨立的一套開發(fā)井網進行開發(fā)，并以此為基礎進行生產規(guī)劃、動態(tài)研究和調整。合理組合和劃分開發(fā)層系一般應考慮以下幾項原則：（1）把特征相近的油層組合在同一開發(fā)層系內，尤其滲透率要接近，以保證各油層對注水方式和井網就有共同的適應性，減少開采過程中的層間矛盾。（2）一個獨立的開發(fā)層系應具有一定的儲量，以保證油田滿足一定的開采速度，并具有較長的穩(wěn)產時間和達到較好的經濟指標。（3）各開發(fā)層系間必須具有良好的隔層，以便在注水開發(fā)條件下，層系間能嚴格地分開，確保層系間不發(fā)生串通和干擾。（4）同一開發(fā)層系內，油層的構造形態(tài)、油水邊界、壓力系統(tǒng)和原油物性應比較接近。（5）在分層開采工藝所能

14、解決的范圍內，開發(fā)層系不宜劃分的太細，以利于減少建設工作量，提高經濟效果。3.2劃分的層系所有油層劃分在同一套開發(fā)層系內，用一套井網進行開發(fā)。3.3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，滲透率突進系數為1.51，滲透率變異系數為0.32，滲透率的非均質性較弱，組成層系的基本單元內油層分布面積相同，層內非均質小，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。把所有油層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濟開發(fā)效果。經論證，可劃為同一套開發(fā)層系。4 注采方式選擇4.1

15、注水方式選擇油田開發(fā)期望獲得并保持較高的采油速度和實現(xiàn)較長的穩(wěn)產期，所以應注意保持油層能量，盡量在油藏下降到飽和壓力以前進行注水，可采用早期注水，使油層壓力保持在飽和壓力以上，這可使油井有較高的產量。本區(qū)塊油層面積較大并且有一定的延伸長度，油層之間連通性好，油層滲透率較高，具有較高的流動系數，故可采用面積注水。該種方式注水，使所有油井都處于注水井第一線，有利于油井受效；注水面積大，注水受效快；每口油井有多向供水條件，采油速度高。井網部署可采用直線排狀系統(tǒng)，五點井網和反七點井網。其各自的特點如下：（1）直線排狀注水：注采井的排列關系為一排生產井和一排注水井相互間隔，生產井與注水井相互對應。在此系

16、統(tǒng)下生產井數與注水井數之比1：1。排距和井距之比為2:1，每口注水井控制面積F=4a2。便于井網加密和井網變形，水線推進均勻，易于控制，井網布置方便簡單。流度比由下面公式計算：為驅替前緣飽和度 由含水率含水飽和度關系曲線得=0.51M=10.9/0.3718*0.314184+0.04422=10.5所以其見水時的面積波及系數為EA=（1-0.4413*a/d）sqrt（1+m）/2m）=0.577由于在波及系數為100%時，注水開發(fā)最終采收率為70.6%，則預測利用直線排狀系統(tǒng)最終采收率ER=0.577*0.706=0.4073（2）五點系統(tǒng)：因注水井和生產井井數之比為1:1，每口注水井控制

17、面積為F=2a2。因而每口注水井承擔的注水量比較適中，（在平衡注采的情況下，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）。這樣注入水推進比較適中，使油藏注入水涉及體積與驅油效率有一定改善。五點式在流度比為10.5時，Ea=0.718*sqrt（1+m）/2m）=0.531則五點系統(tǒng)見水時井網的波及系數為0.531,則估算利用五點式的最終采收率0.375。（3）反七點井網斜七點：生產井構成斜六邊形,注水井在中心,在此系統(tǒng)下,生產井和注水井之比為2:1,注水井控制面積F=3a2。注水井數少，采油點較多，可使生產成本較低。反七點在流度比為10.5時,Ea=0.743power（1+m）/2m

18、，3）=0.607則見水時井網的波及系數為0.607.則利用反七點法的估算最終采收率0.429。4.2注采井數確定油田初期采油速度為3.5%，所以可得年產量：Na=5775.556*104*0.035=2021444.68t/a日產油量；Nd=2021444.68/300/0.83=8118.25m3/d由油井產量公式，可得單井日產量為，q=2*丌*Ko*H*P/（oBolnRe/Rw）=79.98m3/d所以，油井數為，n=Nd/q=8118.25/79.98=102（1）直線排狀井網：油水井數比為1:1，所以油井為102口，注水井102口井網密度S=n/A=204/13.55=15well

19、/km2排狀注水的排距和排距和井距之比為2:1.，所以可以得到井距a=182.24m，排距d=364.48m（2）五點法井網：油水井數比為1:1，所以油井為102口，注水井102口井網密度S=n/A=204/13.55=15well/km2，由此得到排距d=257.72m（3）反七點井網斜七點：油水井數比為2:1，所以油井為102口，注水井51口井網密度S=n/A=153/13.55=12well/km2，由此得到排距d=297.59m5 油藏開發(fā)指標預測5.1無水采油期開發(fā)指標預測由已知條件，uo=10.9mPa.s,uw=0.85mPa由分流量方程：fw=f/k式中，由此代入油藏滲流數據，

20、可以計算得到含水率和含水飽和度之間的關系：由此，可以做出油水相對滲透率曲線和分流量曲線： 從以上兩圖中可以讀出，束縛水飽和度Swc=0.32，殘余油飽和度Sor=0.2 含水前緣含水飽和度Swf=0.51，見水前地層平均含水飽和度Sav=0.62，由得到的fw曲線，對其進行擬合，可以得到：y = 104.18x6 - 599.82x5 + 1264.8x4 - 1308.6x3 + 708.81x2 - 188.32x + 19.198對其求導，可以得到含水率導數關于含水飽和度的函數：y=625.08x5-2999.1x4+5059.2x3-3925.8x2+1417.62x-188.32由此

21、可以得到含水率導數的曲線： 所以可計算得到各個含水飽和度下的視粘度，和各含水飽和度下的含水率導數列于表將視粘度從最大含水飽和度到前緣含水飽和度積分，積分變量為含水率導數，即利用下面公式進行數值積分,然后，可以得到，從注水井到含水前緣的平均視粘度：由4.2可得初始產油量，即為初始注水量，把一維地層等分為10段，計算無因次倍數，計算總平均視粘度。代入含水前緣推進到各處時的總平均視粘度，可以得到所處時刻的產量。計算相應的各段開發(fā)時間，直到出口斷面，計算見水時間及各項生產指標。所選三種井網具體無水采油期開發(fā)指標如下：（均取單井控制單元進行預測）（1）直線排狀注水: a=182.24m d=364.48

22、m 所以，單井控制單元面積F=a*d= 具體開發(fā)指標如下表所示由表可知，生產1.33年時油井見水，見水時油井累計產油168199.04m3（2）五點系統(tǒng)井網注水： a=d=257.72m 所以，控制單元面積F=2*a2=具體開發(fā)指標如下表所示由上表可知，油井在生產2.21年見水，此時油井累計產油336381.70m3（3）反七點井網注水： a=d=297.59m 所以，單井控制單元面積F=3*a2*= 具體開發(fā)指標如下表所示由上表可知，油井在生產4.42年時見水，此時油井累計產油675112.22m35.2含水采油期開發(fā)指標預測取從前緣飽和度到最大含水飽和度的已知數據，根據下面的公式計算見水后的油層總平均視粘度。它是一個隨著開發(fā)不斷變化的值，與出口端含水飽和度有關。計算該出口端飽和度下產液速度qt，又因為，qw=qt*fw，qo=qt-qw，由此得到產水速度和產油速度。對于見水之后有，fw和qi的關系公式， 式中，所以，由