油藏工程課程設計

班級：2009級石工創(chuàng)新班中國石油大學(北京) 第一章油田概況 1.2油藏(縱向)非均質性評價 61.3油藏流體分布及其物性描述 61.4油藏天然驅動能量評價 7 8 8 82.1.2原油地質儲量的計算 92.2可采儲量計算 3.1.2層系的非均質性評價 4.1.1直線排狀井網 4.2注采井數確定 175.1注水方式選擇油井產能分析 6.1注水方式選擇無水采油期開發(fā)指標預測 6.1.1直線注采系統(tǒng) 6.1.2五點法注采井網 6.2含水采油期開發(fā)指標預測 206.2.1直線井排注采井網 6.3指標預測結果 6.3.1直線井排系統(tǒng)的指標預測表 31 序號油層頂深油層厚度含油面積(km2)孔隙度滲透率1學號后兩位/15=23456789Po=0.9g/cm3Pw=1.0g/cm3要求油田的初期采油速度達到5%地面工程建設費用為鉆井費用的0.5倍原油的商品率：95%貸款利率：5.48%存款利率：1.98%第一章油田概況1.1油藏地質描述濟南、濰坊、淄博、聊城、煙臺等8個城市的28個縣(區(qū))境內，主要工作范圍約4.41.2油藏(縱向)非均質性評價化大、油藏類型多的復式含油盆地。發(fā)現(xiàn)井、探井等勘察資料表明，本油區(qū)含油面積平均孔隙度為0.339897;滲透率也不均衡，范圍為202.5md~668.8md,平均滲透率為層系序號油層頂深(m)油層厚度(m)含油面積孔隙度1234567891.3油藏流體分布及其物性描述原始溶解氣油比為110m^3/t,地面條件下原油密度為0.9g/cm3,地面條件下水密度為1.0g/cm3。地層條件下原油粘度為10.55mPa·s,粘度較低。地層條件下水粘度為1.05層壓力梯度：0.1MPa/10m,地溫梯度：3.7℃/100m。油水相滲曲線如圖1—kro圖1-1油水相滲曲線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Sw=0.8,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，有利于油田的注水開采。1.4油藏天然驅動能量評價L2一一由圖2可以知道，各油層中的壓力均處于飽和壓力以上，油藏的天然氣處于溶解狀態(tài)，無氣頂，油藏在開發(fā)初期是彈性驅替。若有邊水，隨著開發(fā)的進行將逐漸侵入到油藏。隨著開發(fā)的進行，油藏的壓力降到飽和壓力以下，溶解氣將逐漸析出，出現(xiàn)溶解氣驅和彈性油藏自身能量的大小，一般用油藏的彈性采收率或極限舉升的采收率來衡量。 (1) 說明僅靠油藏自身的能量不足已采出足夠數量的原油來彌補開發(fā)的投入，要想獲得可觀的效益，必須人工補充能量。EQ\*jc3\*hps23\o\al(\s\up9(然),P)EQ\*jc3\*hps23\o\al(\s\up9(量),P)第二章油藏的地質儲量2.1地質儲量計算正確的計算油氣儲量是油氣藏的評價工作中十分重要的一環(huán)，是油氣藏科學開發(fā)的基礎。儲量計算的正確與否直接影響開發(fā)決策的成敗與得失。因此實際計算中必須認真對待儲量計算的問題。根據計算所采用的資料來源不同，儲量分靜態(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動態(tài)資料計算而得的儲量數值，多用作開發(fā)過程中油氣藏評價的參數。靜態(tài)地質儲量是采用靜態(tài)地質參數計算所得到的儲量數值，是油氣藏早期評價的參數。根據計算時對地下情況掌握的詳細程度，通常又將地質儲量分為預測儲量、控制儲量和探明儲量，從預測儲量到探明儲量表明油氣藏的勘探探明級別。2.1.2原油地質儲量的計算油層頂深油層有效厚孔隙度123456789原油儲量豐度為：原油的單儲系數為：序號油層有效m孔隙量×10~4t123456789儲量豐度為高豐度，所以該油藏屬于高豐度的油藏，具有工業(yè)開采價值。2.2可采儲量計算K,——第i層儲層滲透率，D:表2-3本區(qū)開發(fā)動用儲量計算結果表儲層序號油層頂含油面積×油層有效厚量×10^4t123456789儲層序號體積系數原始溶解氣各層天然氣地質儲量×可采儲量×123456789由可采儲量的：2.3最終采收率評價由可采儲量計算最終采收率有：第三章層系劃分與組合論證本油區(qū)含油面積4.7333km2。具有約10個小層，油層頂深從2195m到2257m不連續(xù)分布，平均深度2224.4m;各小層厚度不均，最小2.61m,最大4.38m,油層厚度為35.55m,平均厚度3.555m。取心及分析化驗資料表明，儲層孔隙度分布也不均衡，分布在0.3328~0.3552之間，平均孔隙度為0.339897;滲透率也不均衡，范圍為202.5md~668.8md,平均滲透率為442.87311md,層與層之間具有一定的非均質性。3.1層系劃分原則3.1.1.層系劃分的原則劃分開發(fā)層系，就是要把特征相盡的油層合在一起，用一套生產井網單獨開采?？偨Y國內外在開發(fā)層系劃分方面的經驗和教訓，合理組合和劃分開發(fā)層系一般應考慮以下幾項(1)把特性相近的油層組合在一同一開發(fā)層系內，以保證各油層對注水方式和井網具有共同的適應性，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，并具有較長的穩(wěn)產時間和達到較好的經濟指標；(3)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；(4)在分層開采工藝所能解決的范圍內，開發(fā)層系不宜劃分得過細，以利減少建設工作量，提高經濟效果。3.1.2層系的非均質性評價儲層的非均質程度常用滲透率變異系數、滲透率級差、非均質系數、垂直滲透率與水平滲透率的比值定量描述。這里只是用滲透率變異系數、滲透率級差、非均質系數來判斷本區(qū)的層間非均質性。級差接近1儲層較均質。綜合以上對各儲層的非均質性的定量研究表明，本區(qū)的縱向非均質性較弱。其次，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，滲透率在一個數量級上，不會發(fā)生層間干擾，在現(xiàn)有3.2劃分的層系經過非均質性的論證和經濟方面的的考慮，最后決定將所有的小層劃分為一個層系，使用一套注3.3可行性論證可知油層之間的沉積環(huán)境相近，滲透率在縱向上的分布差異較小，油層連通系數為0.733,變異系數為0.34,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，不會發(fā)生層間干擾和竄通。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。第四章注采方式選擇4.1注水方式選擇將整個油藏的看成是一矩形油藏，由于油藏的壓力在飽和壓力附近，原油容易脫氣，所以要保持油層能量開采。在油藏下降到飽和壓力以前就要注水，可以采用早期注水。選用早期注水方式，使油層壓力保持在飽和壓力以上，使油井有較高的產量，有利于保持較高的采有速度和實現(xiàn)較長的穩(wěn)產期。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，優(yōu)先考慮采用排狀注水井網、五點井網。軀替前緣的含水變化規(guī)律由油藏資料可以的到：每一小層的前緣含水飽和度為：0000圖4-1水驅油系統(tǒng)分流量曲線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,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：所以其見水時的面積波及系數為由于在波及系數為100%時，注水開發(fā)最終采收率為34.81%,則預測利用直線排狀系統(tǒng)最終采收4.1.2五點系統(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，使油藏注入水波及體積與驅油效率有一定改善。五點式在流度比為4.73時，(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,注水井數少，采油點較多，可使生產成本較低。反七點在流度比為時：則見水時井網的波及系數為0.5782.則利用反七點法的估算最終采收率20.13%。經比較最終采收率直線井排>反七點系統(tǒng)>五點系統(tǒng)。4.2注采井數確定儲層序號滲透率×10*-3μm2123456789在要求初始采油速度v。=5%時，所需的生產井數為：表4-2各層的初始產量4.2.1五點注采系統(tǒng)：4.2.2井距及排距計算：單井控制面積為：S,=2aL根據排狀注水的排距與井距之比為2:1有L=2an口井的控制面積為：4.2.2.1直線注采系統(tǒng)則排距為：井距為：4.2.2.1五點注采系統(tǒng)則排距為：井距為：5.1注水方式選擇油井產能分析5.2油藏壓力保持水平采用早期注水，保持采油井井底流壓高于油藏飽和壓力，這樣溶解氣不析出，可使油井有較高的產能，切地層中只有油水兩相滲流，便于分析流體動態(tài)。為保持油藏壓力在原始地層壓力水平附近，使油藏壓力水平保持在飽和壓力之上，應注意保持剛性水驅條件，即注入量大于或等于采出液量。5.3合理注采比第六章油藏開發(fā)指標預測6.1注水方式選擇無水采油期開發(fā)指標預測直線井排注采井網A=ah=5362.7175m2L=30A=ah=5362.7175m2L=30見水前的無因次量見表70123以一年(300天)為一個點計算見水前的開發(fā)指標生產年限(a)0123456789算見水后開發(fā)指標(以相滲數據中前緣含水飽和度以后的數據點為間隔進行計算)。又又圖6-1含水飽和度和含水上升率的關系曲線fwsw)=-305.5S?+902.2S?-986.9S?+449.8S3-41.24s2-fw(Sm)=-1833S?+4511S?-3947.6S3+1349.4S2-82要保持注采壓差生產則：見水后的無因次注入時間則無因次生產時間tp又456789--生產年限(a)日產液(m)累產液日產油(t)累產油日注水(m2)累注水度(%)0123456789圖6-4采出程度曲圖6-5含水率曲線表6-5勝利油田XX區(qū)五點法開發(fā)指標預測表日產液(m3)累產液(104m3)日產油(1)日注水(m3)累注水(10?m3)采出程度(%)圖6-9含水率曲線第七章方案的經濟評價及方案優(yōu)選7.1評價指標說明油田開發(fā)方案經濟評價是根據國民經濟發(fā)展戰(zhàn)略和石油工業(yè)中的長期規(guī)劃，在資源評價、工程評價、技術評價和市場預測的基礎上，對擬開發(fā)或調整地油田開發(fā)方案測算投入成本和產出效益，分析不確定因素，對比和優(yōu)化方案的財務經濟可行性，評價和推薦最佳方案，為決策者提供可靠的依據的過程。該油藏主要從企業(yè)角度出發(fā)所進行的財務評價。假設生產井和注水井的數量隨不同的井網類型而發(fā)生變化，鉆井投資每米1000元，注水單價6元/立方米，輸油單價60元/噸，生產維護費150元/噸，作業(yè)費用20000元(井年)地面工程建設費用為鉆井費用的50%,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%,與產出液有關的費用每噸180元。將計算出的油田開發(fā)指標插值到整年，時間最大值定為25年，此后油田報廢。計算經濟指標的公式如下：現(xiàn)金流量=收入+成本開發(fā)初期：成本=鉆井成本+地面工程建設費生產期：當年成本=輸油費+生產維護費+作業(yè)費7.2.1直線井排系統(tǒng)的經濟指標評價表7-1勝利油田XX區(qū)直線井排開發(fā)經濟指標預測表生產年限(a)(萬元)(萬元)(萬元)生產維護費