油藏工程課程設計報告樣本

油藏工程課程設計報告班級：姓名：***學號：指引教師：***單位：中華人民共和國地質大學能源學院日期：3月2日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第七章最佳方案擬定…………25第八章方案實行規(guī)定…………25油（氣）藏地質評價一種構造或地區(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，重要是依照地質資料、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、結識、評價和描述油藏，弄清油氣藏地質特性，查明油氣藏儲量規(guī)模；形成油氣藏（井）產(chǎn)能特性，初步研究油氣藏開發(fā)可行性，為科學開發(fā)方案編制提供根據(jù)。一、油氣藏地質特性運用Petrel軟件對cugb油藏進行地質建模，得出cugb油藏三維地質構造圖（見圖1-1）。圖1-1cugb油藏三維地質構造圖（一）構造特性由圖知：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2.836km。(二)油氣層特性：井號井深(m)厚度(m)R（Ωm）孔隙度（％）C14835-4875403.820C24810-4850403.719.5C34900-4930303.7204930-4940100.610油水界面鑒定：C3井4930-4940m段電阻率為低值0.6，不大于C1井4835-4875m、C2井4810-4850m、C3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相應等深線為4930-(6+94)=4830.0m由C、C、C井測井解釋數(shù)據(jù)可知本設計研究中只有一種油層，沒有隔層（見圖1-2）。水水水C1C2C340m40m30m油-4810m-4900m-4835m圖1-2CUGB油藏構造圖(三)儲層巖石物性特性分析表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50塊樣品，C中60塊樣品，C井70塊樣品分析成果：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)<0.010.01~0.10.1~0.250.25~0.50.5~11~22~55~10>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〉儲層巖石粒度分析成果：含量最多粒徑為0.25mm~0.5mm為細砂巖。<0.01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%）固結限度不高?！?〉粘土礦物含量平均3.93%，其中高嶺石75%，綠泥石8%，伊利石15%?！?〉巖石物性：孔隙度：k=（20%+20%+19.5%）/3=19.67%，孔隙度較大。滲入率：（200+210+190）/3=200（mD）較好，以顆粒支撐粒間孔隙砂巖儲層。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)滲入率k(mD)孔隙度（％）VC140200200.4C24021019.50.3C330190200.5孔隙度/%<55~1010~1515~20>20儲層評價極差差普通好特好（四）儲層非均質性分析儲層非均質性是指油氣儲層各種屬性（巖性、物性、含油性及電性）在三維空間上分布不均勻性。表征滲入率非均質限度定量參數(shù)有變異系數(shù)、單層突進系數(shù)、級差及均質系數(shù)。滲入率變異系數(shù)：Vk=0.39,表達非均質限度較弱；滲入率突進系數(shù)：T===1.05，T<2表達非均質限度弱；滲入級差：J===1.105；非均質限度較弱；滲入率均質系數(shù)：=0.95，均質性較好。綜上三種參數(shù)分析，該儲層非均質性較弱，利于開發(fā)。（五）儲層敏感性分析儲層敏感性指儲層某種損害發(fā)生對外界誘發(fā)條件敏感限度，重要涉及速敏、水敏、酸敏、鹽敏和堿敏等。儲層敏感性評價重要通過流動實驗來實現(xiàn)?！?〉速敏指數(shù)：Iv=0.08,由表4可知為弱速敏。表1-4速敏限度與速敏指數(shù)關系速敏限度強中檔偏強中檔偏弱弱無速敏指數(shù)>0.700.40~0.700.10~0.400.05~0.10<0.05〈2〉水敏指數(shù)：Iw=0.10,由表5可知為弱水敏。表1-5水敏限度分級原則水敏限度極強強中檔偏強中檔偏弱弱無速敏指數(shù)>0.900.70~0.900.50~0.700.30~0.500.05~0.30<0.05二、油氣藏流體性質分析油氣藏流體性質重要研究內容涉及：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，具有溶解氣；油水界面海拔為-4830m。油氣水常規(guī)物性：地面脫氣原油粘度：uos=6.5mpa*s；脫氣原油密度：pos=0.87g/cm3；凝固點TS=~200C；含蠟：4.03%；含硫：0.7%；膠+瀝青：10%；初餾點：500C天然氣相對密度：rg=0.98；天然氣構成見下表：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,且==126.65>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-ppm84641893550214822023569油氣水高壓物性：原始地層壓力下體積系數(shù)Boi=1.08，溶解氣油比(m3/m3)；飽和壓力下體積系數(shù)Bob=1.12地層水粘度uw=0.64mpa*s求解：飽和壓力下原油體積系數(shù)BobStanding運用美國加利弗尼亞州原油和天然氣分析樣品，建立了計算飽和壓力下原油體積系數(shù)如下有關經(jīng)驗公式：；求解：地層水粘度uw重要受地層溫度、地層水礦化度影響，而底層壓力影響很小。經(jīng)驗公式計算地層水粘度：式中：；式中——地層水粘度，mPa·s；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《當代油藏工程》P17、P24）。三、油氣藏壓力和溫度表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.06.09.12.06.09.12運用Excel作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處也許存在巖性邊界，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=0.784Mpa/100m；溫度梯度=2.08°C/100m.四、滲流物理特性〈1〉巖石潤濕性吸水指數(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)1~0.80.7~0.60.50.3~0.40~0.2水濕指數(shù)0~0.20.3~0.40.50.7~0.61~0.8〈2〉相滲曲線圖1-3油水相對滲入率曲線〈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重要涉及：油藏中流體和巖石彈性能、溶解于原油中天然氣膨脹能、邊水和底水壓能和彈性能、氣頂氣膨脹能、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天然氣數(shù)據(jù)，故邊水和底水壓能和彈性能不計算。并且由于油藏地層壓力不不大于飽和壓力，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依照計算儲量所采用資料來源不同，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)資料計算而得儲量數(shù)值，多用作開發(fā)過程中油氣藏評價參數(shù)。靜態(tài)地質儲量是采用靜態(tài)地質參數(shù)計算而得儲量數(shù)值，是油氣藏初期評價參數(shù)。二、儲量計算辦法對于處在設計階段儲量計算，重要采用容積法進行。（１）原油儲量計算當前礦場上進行原油地質儲量計算普通采用容積法，即：N=100*A*h*Φ*(1-SWi)*ρo/Boi參數(shù)計算：儲量計算單元含油面積A：采用petrel建?？傻肁=4.07Km2.平均有效厚度ｈ：運用面積加權由petrel建?？傻胔=31.156m；平均有效孔隙度Φ：由C1，C3井位20%，而C2井位19.5%，取Φ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ρo:：資料已給0.8t/m3；原始原油平均體積系數(shù)Boi：資料已給1.08m3/m3。計算得，石油地質儲量N=1.41*107t；其中溶解氣地質儲量為：Ｇs＝Ｎ·Ｒsi式中：Ｒsi：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；地面條件下溶解氣地質儲量Ｇs=1.41*107*100=1.41*109m3.三、可采儲量預測可采儲量預測，也是采收率數(shù)值預測，當前大都采用經(jīng)驗辦法，即采用由許多已開發(fā)油氣田和室內實驗數(shù)據(jù)總結出來經(jīng)驗公式或圖板進行綜合分析加以擬定。本設計油藏采收率計算是依照Guthrie和Greenberger法水驅砂巖經(jīng)驗公式，即采收率Er=0.11403+0.2719logK-0.1355logUo+0.25569Swi-1.538Φ-0.00115h代入?yún)?shù)求得Er=0.327817（來自陳元千著《當代油藏工程》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、指引儲量合理使用一項重要工作。儲量評價工作普通按如下幾種方面進行：流度（k/u）k/u=200/1.5=133.3,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Ω=N/A=299.8，屬于中豐度；油氣井產(chǎn)能①千米井深穩(wěn)定日產(chǎn)油量Q1=32.9t/d.km，屬于高產(chǎn)井；②千米井深穩(wěn)定日產(chǎn)氣量Q2=0.34,屬于低產(chǎn)井；③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；（５）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)油氣資源重要根據(jù)，在進行油氣層工程設計之前必要一方面擬定油氣井產(chǎn)能大小。一、生產(chǎn)井產(chǎn)能擬定礦場產(chǎn)能測試法：重要是通過對進行實行產(chǎn)能測試，獲得產(chǎn)能測試資料，分析產(chǎn)能試井測試資料即可獲得油氣井產(chǎn)能，這種辦法得到成果比較精確，對于新井而言，每一口都需要進行產(chǎn)能測試。礦場上普通將穩(wěn)定試井資料和不穩(wěn)定試井資料整頓成油氣井產(chǎn)能曲線或IPR曲線，然后擬定出油氣井采油指數(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34.36t/d/Mpa油井最大潛能為1825.1t/d油氣藏單位厚度產(chǎn)能45.63t/d對于c2井而言從圖表得Pwf=-0.0281Q+52.747采油指數(shù)為35.59t/d/Mpa油井最大潛能為1877.1t/d油氣藏單位厚度產(chǎn)能46.93t/對于C3井而言從圖表可以看出Pwf=-0.076Q+53.434采油指數(shù)為13.16t/d/Mpa油井最大潛能為703.08t/d油氣藏單位厚度產(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)生污染并導致傷害，油氣層傷害減少油氣井產(chǎn)能。為使油氣井產(chǎn)能得到較好發(fā)揮，需對油氣層傷害限度進行評價，并提出保護和改造油氣層詳細辦法。油氣井傷害限度是通過度析礦場不穩(wěn)定試井資料研究擬定，重要應用不穩(wěn)定試井資料，采用常規(guī)試井分析辦法或當代試井分析辦法，分析出真實污染系數(shù)，然后可以用污染系數(shù)來評價油氣井傷害限度，并依照儲層地質特性和鉆井完井液特性研究分析儲層傷害詳細因素，再從油藏工程提出切實可行保護和改造油氣層詳細建議和辦法。測試井C1測試日期.04.18直線段某些：分析成果：a*qB/m2.k/md79.83923558s2.直線外推得平均地層壓力：Pi=51.381MPa測試井C2測試日期.07.18直線段某些：分析成果：a*qB/m3.98841555k149.565583s6.80921554直線外推得平均地層壓力：Pi=48.823MPa三、產(chǎn)能分布特性油氣藏產(chǎn)能是油氣井產(chǎn)能總和。由于油氣藏非均質性，油氣藏各個部位及各個層段產(chǎn)能也有很大差別。由于重力分異作用，普通構造高部位產(chǎn)能較高，這為井位布置提供了參照。四、合理產(chǎn)能設計油氣井以多大產(chǎn)量投入生產(chǎn)，是一種十分復雜技術經(jīng)濟問題，普通說來，應從如下幾種方面加以考慮：油氣井產(chǎn)量必要不不大于經(jīng)濟極限產(chǎn)量；Pwf>Pb或Pwf>Pd，以防止井底浮現(xiàn)二相區(qū)而增長滲流阻力、消耗過多驅替能量；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；油氣井產(chǎn)量應充分運用油氣藏能量并能發(fā)揮油氣井產(chǎn)能；井底流壓應保證流體有效舉升；油氣井產(chǎn)量應能保證注入能力得到及時補充面壓力水平得到較好保持。五、注入能力擬定注入能力擬定當前沒有成熟辦法。在擬定注入能力時。重要考慮如下因素：注入設備承受能力考慮注水井井底破裂壓力考慮注水井速敏效應考慮油藏注采平衡開發(fā)方案設計4.1開發(fā)方式擬定當前開發(fā)方式總體上氛圍依托天然能量開采和人工補充能量開采兩類重要開發(fā)方式。開發(fā)方式選取，必要合理運用天然能量，又能有效地保持油藏能量，滿足國家對開采速度和穩(wěn)定期間規(guī)定。1、天然能量開采可行性：該砂巖油藏是典型未飽和油藏，儲層中流體水和具有溶解氣油，無氣頂，自然能量重要是靠彈性能和溶解氣驅。實際計算用平衡方程原理。2、人工補充能量開采研究普通只靠彈性能和溶解氣驅為天然能量開采是很難滿足達到可采儲量規(guī)定，故此油藏在天然能量開采后必要進行人工能量補充。這個砂巖油藏適于注水補充地層能量，由于水敏狀況比較抱負，水敏傷害不大。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原始地層壓力下體積系數(shù)Bob：1.122飽和壓力下體積系數(shù)Boi：1.08天然能量開采總量Nn=14089435.56*(1.122-1.08）=594234t儲量N= A*h*Φ*Soi*ρos/Boi=14089435.56(t)占地質儲量4.2%預測天然能量開發(fā)1年：以0.5Mpa生產(chǎn)壓差為例，Δp=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*Δp/Uo=56.4063233t/d油井數(shù)n=N/Qo=25每口井平均深度h=4855m年生產(chǎn)天數(shù)為300天單井每天產(chǎn)量：594234/(300*25)=79.23t采出限度：594234/14089435.56=0.04鉆井和地面建設費用：4855*3500*25*(1+30%)=5.522*108rmb油田生產(chǎn)管理費用：900000*25=0.225*108rmb產(chǎn)出液費用：150*79.23*25*300=0.89*108rmb天然能量開發(fā)總收入：79.23*300*1200*25=7.13*108rmb生產(chǎn)利潤=（7.13-5.522-0.225-0.89）*109=0.493*108rmb即第一年天然能量開采經(jīng)濟利潤為4930萬元。4.2開發(fā)層系劃分劃分開發(fā)層系，就是把特性相近油層組合在一起，用單獨一套生產(chǎn)井網(wǎng)進行開發(fā)，并以此為基本進行生產(chǎn)規(guī)劃、動態(tài)研究和調節(jié)。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)及井距此實驗選用排狀注水、五點法注水及反九點注水法注水開采。以排狀注水，生產(chǎn)壓差0.5Mpa為例，儲量N= A*h*Φ*Soi*ρos/Boi=14089435.56(t)理論單井產(chǎn)量Qo=Kkro(Swc)*h*Δp/Uo=56.4063233t/d井數(shù)=N*v/300/Qo=1.484*10^7t*3%/300/56.4t=25井距a=1000*(（4/25）^0.5)/2=200m4.4開發(fā)速度普通油田開發(fā)速度在2%-4%之間，這樣初始開發(fā)速度符合油田生產(chǎn)能力，由于這個油藏依照三口測試井資料擬定是個高產(chǎn)油藏，因此生產(chǎn)能力可以達到2%-4%規(guī)定。該設計中咱們選用3%開采速度。4.5方案設計由于油藏天然能量較充分，故先運用天然能量開采，年限設為一年，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，即該設計定油藏無水采油期為一年，且恰為運用天然能量開采第一年。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)。注水開采當前有各種辦法，如五點法，反九點法，排狀注水等。本設計所有用排狀注水進行注水開采，運用不同生產(chǎn)壓差相應不同井距、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，其相應井距分別為200m,280m,336m，其相應生產(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，運用天然能量開采，次年后加25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21Mpa生產(chǎn)壓差，第一年打13口生產(chǎn)油井，運用天然能量開采，次年后加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，運用天然能量開采，次年后加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Ⅰ天然+注水3%排狀20050252556.54237501:11:1Ⅱ天然+注水3%排狀280261313113.14410901:11:1Ⅲ天然+注水3%排狀3361899169.64579201：11：1第五章油田開發(fā)指標計算一、0.5MPa生產(chǎn)壓差排狀注水開發(fā)指標單井初始日產(chǎn)油量單井初始日產(chǎn)油量Qoi=Kkro*Swc*h*Δp/Uo=816.0637052cm^3/s=56.406323t/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)'及Swf到Swe時無因次時間ΔtdeSwKroKrwfwfw'IF(swe)'Δtde0.60.1480.1530.70762282.1.2876070100.650.10.2030.82616341.0.91574847-0.0776620.0.70.0610.2540.90696271.318971870.58454954-0.2494720.0.750.0330.3220.95806060.0.34968451-0.5932340.0.80.0120.4050.98750210.0.18027151-1.5365281.0.8500.510（2）計算排液速度q(t)和累積注入量V（t）V'（t'）=V（t）*ALΦ=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）0.60.70762280.650.82616342.153.8670653953395.0336080.501656254449.60.70.90696272.159.49307841084907.1051112910.758166384556.90.750.95806062.162.8019451169805.95251208.641.241628629778.40.80.98750212.164.44583291217929.59215414.152.3843921209411（3）計算合計產(chǎn)油量見水時：V'fo(tf')=Swf+(1-f(Swf))/f’(Swf)-Swc見水后：V'eo(te')=Swe+(1-f(Swe))/f’(Swe)-Swc見水后無因次累積產(chǎn)油量=V'eo(te')-V'fo(tf')見水后整個油田無因次累積產(chǎn)油量=2n*(V'eo(te')-V'fo(tf')SwfwV'fo(tf')V'eo(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=Σ100AhΦρSoi/Bo=14089435.6t采出限度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*Δp/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時無因次時間ΔtdeSwKroKrwfwfw'IF(swe)'Δtde0.60.1480.1530.70762282.1.2876070100.650.10.2030.82616341.0.91574847-0.0776620.0.70.0610.2540.90696271.318971870.58454954-0.2494720.0.750.0330.3220.95806060.0.34968451-0.5932340.0.80.0120.4050.98750210.0.18027151-1.5365281.0.8500.510（2）計算排液速度q(t)和累積注入量V（t）V'（t'）=V（t）*ALΦ=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）0.60.70762280.650.82616342.307.7341306991530.8347208632.30.50165571489326.24430.70.90696272.318.98615671128303.389115742.60.75816628739532.42190.750.95806062.325.603891216598.1953256.981.241628411211112.240.80.98750212.328.89166561266646.77516030.722.384391972325789.489（3）計算合計產(chǎn)油量見水時：V'fo(tf')=Swf+(1-f(Swf))/f’(Swf)-Swc見水后：V'eo(te')=Swe+(1-f(Swe))/f’(Swe)-Swc見水后無因次累積產(chǎn)油量=V'eo(te')-V'fo(tf')見水后整個油田無因次累積產(chǎn)油量=2n*(V'eo(te')-V'fo(tf')SwfwV'fo(tf')V'eo(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0.60.70762280.650.82616340.0.4872060.0280930.3652143562380.70.90696270.0.5205380.0614250.798525778898.90.750.95806060.0.5520730.092961.20848611787840.80.98750210.0.57980.1206871.5689321530371累積產(chǎn)油量Np’=1530371*0.8=1224296.8儲量Np=Σ100AhΦρSoi/Bo=14089435.6t采出限度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*Δp/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時無因次時間ΔtdeSwKroKrwfwfw'IF(swe)'Δtde0.60.1480.1530.70762282.1.2876070100.650.10.2030.82616341.0.91574847-0.0776620.0.70.0610.2540.90696271.318971870.58454954-0.2494720.0.750.0330.3220.95806060.0.34968451-0.5932340.0.80.0120.4050.98750210.0.18027151-1.5365281.0.8500.510（2）計算排液速度q(t)和累積注入量V（t）V'（t'）=V（t）*ALΦ=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）0.60.70762280.650.82616342.461.60119591029666.636216656.60.501656706804.60.70.90696272.478.47923511171699.67314.30.75816610682130.750.95806062.488.40583511263390.42955305.331.24162817493840.80.98750212.493.33749861315363.95916647.292.3843923359474（3）計算合計產(chǎn)油量見水時：V'fo(tf')=Swf+(1-f(Swf))/f’(Swf)-Swc見水后：V'eo(te')=Swe+(1-f(Swe))/f’(Swe)-Swc見水后無因次累積產(chǎn)油量=V'eo(te')-V'fo(tf')見水后整個油田無因次累積產(chǎn)油量=2n*(V'eo(te')-V'fo(tf')SwfwV'fo(tf')V'eo(te')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=Σ100AhΦρSoi/Bo=14089435.6t采出限度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30%；生產(chǎn)管理費用每口井每年：900000元；產(chǎn)出液關于費用：150元/t；注入液關于費用：10元/t；原油價格：1200元/t本設計進行經(jīng)濟評價，詳細參數(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純賺錢05942340049180000491800001192432.6153946.096192432.621134572.2.6-.4-2183060.5146448.384183060.481140212.83.868797862.4.4-3173985.6139188.464173985.581145666.48.867618125.499408031.4-4165207.9132166.336165207.921150932.95.266477029.692122573.6-898863725156727.5125382156727.51156012.246537457585083825-48025476148544.3118835.456148544.321160904.35.264310761.678291785.673489238.67140658.4112526.704140658.381165609.28.863285589.471746455.48133069.7106455.744133069.681170127.03.862299058.465447834.4.49125778.2100622.576125778.221174457.6.261351168.659395922.61011878495027.21187841178600.9960441920535907201111208789669.616112087.021182557.2.259571312.648032226.6.612105687.384549.824105687.281186326.23.858739346.442720442.41399584.7879667.82499584.781189908.0895601388.857946021.437655367.4.41493779.5275023.61693779.521193302.7590028339.257191337.632837001.61588271.570617.288271.51196510.24847406405647529528265345二、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純賺錢0594234001248192.3198553.808248192.261181203.69.6.8-.2.82232450185960.032232450.041188760.51.453618505.2.23217366.3173893.072217366.341195986.41.451657624.2.2.24202941.2162352.928202941.161202881.39.649782350.8.85189174.5151339.6189174.51209445.45479926856176066.4140853.088176066.361215678.59.646288626.8.8.87163616.7130893.392163616.741221580.81.444670176.2.28151825.6121460.512151825.641227152.11.443137333.2.29140693.1112554.448140693.061232392.49.641690097.893375239.810130219104175.21302191237301.95403284708468177011120403.596322.768120403.461241880.49.639052449.876534871.812111246.488997.152111246.441246128.11.437862037.268934545.213102747.982198.352102747.941250044.8198638022.436757232.261880790.21494907.9675926.36894907.961253630.5991111641.635738034.855373606.81587726.570181.287726.51256885.45842174403480444549412995三、方案三經(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純賺錢05942340.1.1.11256620.4205296.352256620.441225617.95.4.2-284.8.32239711.8191769.408239711.761234103.72.647362528.8.8.13223540178831.968223539.961242589.49.645260194.8.8.94208105166484.03220810