油藏開發(fā)方案設(shè)計

word.3石油工程綜合訓(xùn)練XXMM油藏工程方案設(shè)計學(xué)專姓院：車輛與能源學(xué)院石油工程龍振平學(xué)號：100113040001指導(dǎo)教師：馬平華講師辯論日期：2023117名目\l“_TOC_250021“開發(fā)原則 3\l“_TOC_250020“開發(fā)方式 3\l“_TOC_250019“開發(fā)方式論證 3\l“_TOC_250018“注入方式和時機(jī)選擇 3\l“_TOC_250017“開發(fā)層系與井網(wǎng)井距 4\l“_TOC_250016“開發(fā)層系 4\l“_TOC_250015“井型、井網(wǎng)與井距 5井型確實定 5\l“_TOC_250014“開發(fā)井的生產(chǎn)和注入力量 10\l“_TOC_250013“開發(fā)井的生產(chǎn)力量 10\l“_TOC_250012“注水井的注入力量 12\l“_TOC_250011“采收率及可采儲量 13\l“_TOC_250010“采收率計算 13可采儲量計算 15\l“_TOC_250009“油藏工程方案比較與推舉 15\l“_TOC_250008“方案比較論證 15\l“_TOC_250007“推舉方案描述與推舉 19\l“_TOC_250006“開發(fā)潛力與風(fēng)險分析 23\l“_TOC_250005“開發(fā)潛力 23\l“_TOC_250004“風(fēng)險分析 23\l“_TOC_250003“方案實施要求 23\l“_TOC_250002“鉆井及完井 24\l“_TOC_250001“油井投產(chǎn)要求 24\l“_TOC_250000“參考文獻(xiàn) 24油藏工程方案開發(fā)原則依據(jù)有關(guān)開發(fā)方針、政策，綜合考慮以下因素，提出油田開發(fā)原則：充分考慮油田的地質(zhì)特點；充分利用油氣資源，保證油田有較高的經(jīng)濟(jì)采收率；〔3)承受合理的采油速度；合理利用油田的自然能量；充分吸取類似油田的開發(fā)閱歷；確保油田開發(fā)有較好的經(jīng)濟(jì)效益。開發(fā)方式開發(fā)方式論證量，利用借鑒高壓物性資料及閱歷公式計算，該塊油藏彈性采收率為13.35%，因此考慮到經(jīng)濟(jì)效益，在開發(fā)方式上初期承受自然能量開發(fā)，后期自然能量降低，產(chǎn)量下降，并且油藏具有邊底水，由油水相滲曲線〔圖2.1〕Swr0.4，所以可承受注水方式開采。M2井承受注水方式開采，產(chǎn)量漸漸上升然后保持一個較高的穩(wěn)定狀態(tài)。綜合M1井M2井試驗室資料和生產(chǎn)資料分析，該地區(qū)應(yīng)承受注注入方式和時機(jī)選擇M油藏油層主要呈條帶狀分布，形態(tài)不規(guī)章，同時油層受斷層掌握，鑒于油藏自然能量缺乏，宜實行早期注水措施。2.1油水相滲曲線1.0001.0000.9000.8000.700w0.600KrwKro0.500K0.4000.3000.2000.1000.0000.00.10.20.30.40.50.60.70.8Sw含水飽和度開發(fā)層系與井網(wǎng)井距開發(fā)層系層系劃分與組合的原則的生產(chǎn)力量，h>10m,G>10萬噸；開發(fā)層系不能夠嚴(yán)格的分開，以避開層系之間發(fā)生水竄，影響分采效果；以防注水過程中形成嚴(yán)峻的單層突進(jìn)；同一開發(fā)層系內(nèi)各油層的油水分布、原油性質(zhì)、壓力系統(tǒng)應(yīng)當(dāng)接近；劃分開發(fā)層系時，應(yīng)當(dāng)考慮當(dāng)前采油工藝技術(shù)水平，同一油藏中相鄰油層應(yīng)當(dāng)盡可能組合在一起，以便進(jìn)展井下工藝措施，盡量發(fā)揮井下又能到達(dá)同樣的開發(fā)效果；多油層油田當(dāng)具有以下地質(zhì)特征時，不能用一套開發(fā)層系開發(fā)：①儲層巖性和物性差異大；②油氣的物理化學(xué)性質(zhì)不同；③油層的壓力系統(tǒng)和驅(qū)動方式不同④油層的層數(shù)太多，含層段過大。開發(fā)層系確實定結(jié)果及依據(jù)開發(fā)較為合理。依據(jù)如下：油層分布面積大、單儲系數(shù)小Es334.74km24.06×104t/〔km2·m，故按一套層系進(jìn)展開發(fā)較為合理。一套層系開發(fā)可使油井保持肯定的生產(chǎn)力量4.07m油井保持肯定的生產(chǎn)力量。綜上所述，Es33①油層按一套層系開發(fā)較為合理。井型、井網(wǎng)與井距井型確實定應(yīng)用水平井開發(fā)的可行性：〔3.1〕工程標(biāo)準(zhǔn)參數(shù)目標(biāo)區(qū)參數(shù)裂縫性油藏、有氣頂或底水油油藏類型工程標(biāo)準(zhǔn)參數(shù)目標(biāo)區(qū)參數(shù)裂縫性油藏、有氣頂或底水油油藏類型層狀構(gòu)造油藏藏、薄層油藏、稠油油藏埋藏深度(m)1000～40002680～2913m油層厚度《104.07地層系數(shù)k×h>1001020利用水平井開發(fā)同類型油藏已取得較好效果〔見表3.2〕初期平均單井生產(chǎn)情目前平均單井生產(chǎn)情井?dāng)?shù) 累積表初期平均單井生產(chǎn)情目前平均單井生產(chǎn)情井?dāng)?shù) 累積油藏類況況序產(chǎn)油量號型(口)(%)日液(t/d)日油(t/d)含水(%)日液(t/d)日油(t/d)含水(%)(104t)1裂縫287.838.717.654.630.94.585.320.42稠油8724.263.830.652.041.64.190.193.6屋脊斷38122.656.640.728.2128.421.283.5195.6塊邊底水46217.333.419.342.2124.59.292.664.5斷塊構(gòu)造巖5143.955.923.757.670.112.182.713.5性6層狀123.349.240.817.226.56.974.128.277低滲透薄層薄7低滲透薄層薄8互層整裝厚9層正韻律地層不10整合合計154.227.710.562.023.24.779.77.2205.635.220.142.868.413.280.715.9349.559.622.662.169.716.875.932.861.714.411.917.118.39.150.20.835910049.527.444.784.412.285.5472.4水平井可獲得較高產(chǎn)能由于水平井掌握面積大，相應(yīng)增加了井筒的泄油面積，提高油井產(chǎn)能。井網(wǎng)與井距確實定井距的估算依據(jù)前蘇聯(lián)P·H季雅舍夫統(tǒng)計羅馬什金油田不同滲透率層和泄油半徑的閱歷關(guān)系式：Re=171.8+530K (3.1)式中:Re—泄油半徑，m；173.602m348m。經(jīng)濟(jì)合理井網(wǎng)密度確實定word.8首先利用投入產(chǎn)出理論確定經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度及經(jīng)濟(jì)最正確井網(wǎng)密度。密度是指總利潤最大時的井網(wǎng)密度?？隙ňW(wǎng)密度下的總投入為：Cin=AS(ID+IB+IC)(1+R)T/2 (3.2)該井網(wǎng)密度下的總產(chǎn)出為：Cout=NERwiC(P-O)式中:A:含油面積，km2；S:井網(wǎng)密度，井/km2；R: 投資貸款利率；T:開發(fā)評價年限，a，ID:平均單井鉆井投資，104元/井，IB: 單井地面建設(shè)投資，104元/井；IC:采油工程投資，104元/井；ER:水驅(qū)采收率；wi:可采儲量采出程度；P:稅后原油價格，元/t；O:操作費,元/t。ER與井網(wǎng)密度的關(guān)系：ER=EDe-a/s

(3.3)(3.4)其中：

a=100*0.1814/(k/u)0.4218

(3.5)式中：ER:驅(qū)油效率；a:井網(wǎng)指數(shù)，井/km2。依據(jù)投入產(chǎn)出，總利潤為:G=NEDe-a/swiC(P-O)-AS(ID+IB+IC)〔1+R)T/2=A(ID+IB+IC)(1+R)T/2(ke-a/s-S)

(3.6)式中：k=NEDwiC(P-0)/A(ID+IB+IC)(1+R)T/2 (3.7)經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度：ke-a/s-S=0 (3.8)經(jīng)濟(jì)最正確井網(wǎng)密度：ka/(S2)e-a/s-1.0=0 〔3.9〕2.11a=8.429井/km20.45；原油價格選取近五年國77.47美元/桶(3790元/噸)，應(yīng)繳納稅費種及稅率有增值稅(17%)、教育附加費(3%)、城市建設(shè)附加費(7%)、企業(yè)所得稅(25%)及資源稅(24元/噸)。17%6.38%，單井投資總額(ID+IC+IB)434萬元。開發(fā)評估年限為8年，8年內(nèi)可采儲量采出程0.8。代入公式，得出經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度為11.87井/km2，經(jīng)濟(jì)最正確8.87井/km2，經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度及經(jīng)濟(jì)最正確井網(wǎng)密度如圖3.13.2所示。由于斷塊油藏非均質(zhì)性較強(qiáng)，單井掌握儲量的力量較弱。所以在保持并構(gòu)成完整的注采系統(tǒng)，對提高該邊底水油藏的采收率是有利的，故本爭論中承受經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度。word.1010024圖3.1 利潤隨井網(wǎng)密度變化狀況圖3.2 利潤偏導(dǎo)隨井網(wǎng)密度變化狀況開發(fā)井的生產(chǎn)和注入力量開發(fā)井的生產(chǎn)力量word.1111124般說來，應(yīng)從以下幾個方面加以考慮：油氣井產(chǎn)量必需大于經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量；過多的驅(qū)替能量；顯的非達(dá)西流淌和井底坍塌以及套管損壞、井底出砂等工程問題；油氣井產(chǎn)量應(yīng)充分利用油氣藏能量并能發(fā)揮油氣井產(chǎn)能；井底流壓應(yīng)保證流體的有效舉升；油氣井產(chǎn)量應(yīng)能保證注入力量得到準(zhǔn)時的補充面壓力水平得到較好的保持。〔4.1〔4.1〕式中：qL：井的產(chǎn)液量，t/d；：生產(chǎn)壓差，MPa。JL：采液指數(shù)，：生產(chǎn)壓差，MPa。依據(jù)油田M1和M2井的E3①s3的單層試油試采以及油層物性流體PVT分析資料綜合儲層的產(chǎn)能特征，建立油組平均采油指數(shù)，作為方案設(shè)計產(chǎn)4.1.5.6t/d4.2表4.1 采油指數(shù)井號有效厚度〔m〕地層壓力〔Mpa〕流壓〔Mpa〕生產(chǎn)壓差〔Mpa〕日產(chǎn)油(t/d)采油指數(shù)(t/d·MpaM16.6032.6124.88.8119.932.262M28.037.281522.284.770.214表4.5 砂組單井產(chǎn)能1212224砂層厚度〔m砂層厚度〔m〕〔Mpa〕日產(chǎn)油(t/d)干擾系數(shù)單井產(chǎn)能(t/d)E3①a37.610.613.940.555.6注水井的注入力量在確定注入力量時，主要考慮如下因素：注入設(shè)備的承受力量考慮注水井井底的裂開壓力考慮油藏的注采平衡系：(4.2)

J /J =Krw(Sor)·uo·Bo/Kro(Swi)·uw.吸 J =3.1m3/(d·Mpa吸 吸J吸=2.483/(d·Mp。6.93Mpa。依據(jù)Q 注

-6.9〔4.1。油藏中深2876m，對應(yīng)井口最大注入壓力20Mpa圖4.1 日注水量與注入壓力關(guān)系曲線17m3/d。計算最大注水量32.4m3/d，滿足注水要求。1313324采收率及可采儲量采收率計算

word.承受閱歷公式法進(jìn)展采收率的計算與標(biāo)定。1：E K0.1316 〔5.1〕0.214289 oR o式中：ER－采收率，小數(shù)；K－平均滲透率，10-3μm2；μ0—地層原油粘度，MPa。利用閱歷公式1計算結(jié)果如表5.15.11計算結(jié)果小層平均滲透率〔10-3μm2〕地層原油粘度〔mPa·s〕采收率〔%〕M115.732.1127.91M214.752.1127.68總15.242.1127.80ER

Kh0.121log 0.016o

〔5.2〕式中：ER－采收率，小數(shù)；K－平均滲透率，10-3μm2；地層原油粘度，mPa.s；h—有效厚度，m。利用閱歷公式2計算結(jié)果如表5.2.小層平均滲透率地層原油粘度有效厚度〔m〕采收率〔%〕小層平均滲透率地層原油粘度有效厚度〔m〕采收率〔%〕1414424word.〔10-3μm2〕〔mPa.s〕M115.732.114.419.94M214.752.113.618.55總15.242.118.022.92林志芳、俞啟泰公式:＝0.6911〔0.5757－0.1157lg+0.03753lg〕〔5.3〕式中：ER－采收率，小數(shù)；μR－油水粘度比；K－平均滲透率，10-3μm2。利用林志芳、俞啟泰公式計算結(jié)果如表5.3。表5.3 林志芳、俞啟泰公式計算結(jié)果小層油水粘度比平均滲透率〔10-3μm2〕采收率〔%〕M12.1115.7340.30M22.1114.7540.23總2.1115.2440.26采收率標(biāo)定閱歷公式5.4采收率計算表采收率127.80%閱歷公式5.4采收率計算表采收率127.80%222.92%最終采收率25.36%word.1515524可采儲量計算25.36%78.2819.85萬噸。油藏工程方案比較與推舉方案比較論證(6.1)(6.2)條件下的合理油水井?dāng)?shù)比：(6.1)(6.2)(6.3)(6.3)

Iw：注水井的吸水指數(shù)；JL： 生產(chǎn)井的產(chǎn)液指數(shù)；Rwo：油水井?dāng)?shù)比；Ii=1,2,3；Hii層厚度；NTGii層凈毛比。6.1列出了各參數(shù)的取值：表6.1 儲層物性參數(shù)表word.1616624由此可計算出：R =1.14wo型、承受何種注水方式等問題。本次爭論中，首先對正方形井網(wǎng)和三角形井網(wǎng)等兩種井網(wǎng)類型進(jìn)展了比照。為降低其他參數(shù)對結(jié)果的影響，比照過程中盡量保證兩種井網(wǎng)中其11.87/km2，結(jié)合4.07km2491.14〔實1.04，且均承受直線注水。正方形井網(wǎng):6.1、6.2。其中藍(lán)色圓點代表注入井，黑色圓點代表生產(chǎn)井。由于是優(yōu)化井網(wǎng)類型的模這個問題來說，是否考慮已存在的井對結(jié)果的影響不大。word.1717724圖6.1 正方形井網(wǎng)布井word.1818824圖6.2 三角形井網(wǎng)布井圖6.3 不同井網(wǎng)原油采出程度8立方米/8立方米/156.3為兩種井網(wǎng)類型下地層原油采出6.4為含水率比照。word.19199246.4不同井網(wǎng)含水率變化系統(tǒng)。推舉方案描述與推舉在油藏開發(fā)過程中，合理的開發(fā)程序?qū)μ岣卟捎退俣?、推遲含水率上升可以在井網(wǎng)確定的狀況下來查找最優(yōu)的生產(chǎn)制度。word.2020024在構(gòu)造高部位多打生產(chǎn)井。依據(jù)這些原則，我設(shè)計了下面一種開發(fā)方案。初始注采方案本方案的井網(wǎng)類型、注采井比例、井排井距等均取最優(yōu)化后的結(jié)果，M1井6.5M3井改為采油井，M1、M2兩口井轉(zhuǎn)變?yōu)樽⑺?760m井深度在2760m以下的井，均按直線型注水方式分布；2760m以上均為生產(chǎn)井。注入井定注入速度8立方米/天注水，生產(chǎn)井定產(chǎn)液量8立方米/天生產(chǎn)。邊緣生產(chǎn)井轉(zhuǎn)注到達(dá)90%以上，此時可將構(gòu)造北側(cè)部生產(chǎn)井轉(zhuǎn)為注入井，以提高產(chǎn)油速度，6.6。word.2121124圖6.5 初始油水井網(wǎng)圖6.6 邊緣轉(zhuǎn)