油藏工程課程設(shè)計(jì)--一口井的設(shè)計(jì)

1、<p><b>　　課程設(shè)計(jì)</b></p><p><b>　　報(bào)告</b></p><p>　　課 程 鉆井課程設(shè)計(jì) </p><p>　　題 目

2、 一口井的設(shè)計(jì) </p><p>　　院 系 石油工程系 </p><p>　　專業(yè)班級 石油工程10- 班

3、 </p><p>　　學(xué)生姓名 </p><p>　　學(xué)生學(xué)號

4、 </p><p>　　指導(dǎo)教師 </p><p><b>　　課程設(shè)計(jì)任務(wù)書</b></p><p><b>　　主要內(nèi)容：</b></p>

5、<p>　　(1) 油藏地質(zhì)概況 ； (2) 油藏流體物性分析；</p><p>　　(3) 油藏溫度、壓力系統(tǒng)； (4) 油藏儲量計(jì)算；</p><p>　　(5) 油藏驅(qū)動能量及開發(fā)方式的確定； </p><p>　　(6) 開發(fā)井網(wǎng)、開發(fā)層系及開采速度的設(shè)計(jì)；</p><p>　　（7）開發(fā)方案的經(jīng)濟(jì)評

6、價(jià)與對比。</p><p><b>　　基本要求：</b></p><p>　　要求學(xué)生根據(jù)實(shí)例分析，在教師的指導(dǎo)下獨(dú)立地完成設(shè)計(jì)任務(wù)，最終以設(shè)計(jì)報(bào)告的形式完成本專題設(shè)計(jì)，設(shè)計(jì)報(bào)告具體包括以下部分：</p><p>　　(1) 封面；（2）任務(wù)書；(3) 基本數(shù)據(jù)；(4) 目錄；(5)正文；(6)結(jié)論；(7)參考文獻(xiàn)。</p>&

7、lt;p>　　設(shè)計(jì)報(bào)告采用統(tǒng)一格式打印，要求圖表清晰、語言流暢、書寫規(guī)范、論據(jù)</p><p>　　充分、說服力強(qiáng)，達(dá)到工程設(shè)計(jì)的基本要求。</p><p><b>　　主要參考資料：</b></p><p>　　[1] 劉德華.油藏工程基礎(chǔ).石油工業(yè)出版社，2004</p><p>　　[2] 李傳亮.油藏工程原

8、理.石油工業(yè)出版社，2005</p><p>　　[3] 何更生.油層物理.石油工業(yè)出版社，2006</p><p>　　[4] 劉吉余.油氣田開發(fā)地質(zhì).石油工業(yè)出版社，2006</p><p>　　[5] 陳濤平等.石油工程.石油工業(yè)出版社，2000</p><p>　　[6] 李穎川.采油工程. 石油工業(yè)出版社，2009</p>

9、;<p><b>　　目　錄</b></p><p>　　第1章油藏地質(zhì)概況2</p><p>　　1.1油藏構(gòu)造特征2</p><p>　　1.2 油藏儲層特性分析3</p><p>　　第2章 油藏流體物性分析6</p><p>　　2.1油水關(guān)系（邊底水，氣頂，溶解

10、氣）6</p><p>　　2.2油氣水的高壓物性7</p><p>　　2.3滲流物理特性8</p><p>　　第3章 油藏溫度、壓力系統(tǒng)11</p><p>　　3.1 油藏壓力系統(tǒng)11</p><p>　　3.2 油藏溫度系統(tǒng)13</p><p>　　第4章 油藏儲量計(jì)算1

11、5</p><p>　　4.1油藏儲量計(jì)算方法15</p><p>　　4.2 各種儲量參數(shù)的獲得15</p><p>　　4.3最終計(jì)算N、 Gs16</p><p>　　4.4可采儲量及采收率的預(yù)測16</p><p>　　4.5儲量評價(jià)18</p><p>　　第5章 油藏驅(qū)動能

12、量及開發(fā)方式的確定19</p><p>　　5.1天然能量分析19</p><p>　　5.2開發(fā)方式的確定19</p><p>　　第6章 開發(fā)井網(wǎng)、開發(fā)層系及開采速度的設(shè)計(jì)22</p><p>　　6.1開發(fā)層系的劃分22</p><p>　　6.2開發(fā)井網(wǎng)的設(shè)計(jì)22</p><p&

13、gt;　　6.3開發(fā)速度的設(shè)計(jì)22</p><p>　　第7章 開發(fā)方案的對比與經(jīng)濟(jì)評價(jià)25</p><p>　　第1章 油藏地質(zhì)概況</p><p><b>　　1.1油藏構(gòu)造特征</b></p><p>　　中央突起，西南和東北方向延伸平緩，東南和西北方向陡峭——背斜構(gòu)造</p><p>

14、　　東南和西北方向被兩條大斷裂斷開——斷層構(gòu)造 </p><p><b>　　1.1.1構(gòu)造形態(tài)</b></p><p>　　斷背斜構(gòu)造油藏——長軸長：4.5Km, 短軸長:2.0Km 比值：2.25:1，為短軸背斜。 </p><p><b>　　1.1.2圈閉研究</b></p><p>　　閉

15、合面積：通過溢出點(diǎn)的構(gòu)造等高線所圈閉的面積?！?.07km2</p><p>　　閉合高度：儲集層中最高點(diǎn)與溢出點(diǎn)之間的海拔高差?！?50m.</p><p>　　1.1.3斷層研究——兩條斷層</p><p>　　西北斷層延伸4.89km，東南斷層延伸2.83km.</p><p>　　1.2 油藏儲層特性分析</p>&

16、lt;p>　　1.2.1 儲層巖石分布及物性特征</p><p><b>　　一、礦物分析</b></p><p>　　樣品數(shù)量：C1井、C2井、C3、井巖樣各50塊進(jìn)行礦物分析得到如下結(jié)果。</p><p>　　表1-1 儲層巖石礦物含量表</p><p>　　最終可知儲層巖石類型為——巖屑質(zhì)石英砂巖。</

17、p><p>　　表 1-2 儲層粒度分析數(shù)據(jù)</p><p><b>　　粒度分析</b></p><p>　　含量最高的是粒徑為0.25mm~0.5mm——中砂巖</p><p>　　因?yàn)榱?lt;0.01mm的含量為4.03%小于5%，所以儲層巖石的膠結(jié)類型為接觸膠結(jié)，而且是泥質(zhì)膠結(jié)物，所以，儲層巖石的固結(jié)程度不

18、高。</p><p>　　1.2.2 儲層孔滲性特征評價(jià)</p><p>　　孔隙度:孔隙度是儲層評價(jià)的重要參數(shù)之一．核磁共振（NMR）孔隙度只對孔隙流體有響應(yīng)，在確定地層孔隙度方面具有其他測井方法無法比擬的優(yōu)勢．但是，在中國陸相復(fù)雜地層的應(yīng)用中常常發(fā)現(xiàn)NMR孔隙度與地層實(shí)際孔隙度存在差異，有時(shí)差異甚至很明顯，影響了NMR測井的應(yīng)用效果．介紹了NMR孔隙度的理論基礎(chǔ)，在對NMR孔隙度影響因

19、素分析的基礎(chǔ)上，重點(diǎn)考察了國內(nèi)現(xiàn)有的NMR孔隙度測井方法對測量結(jié)果的影響，通過對大量人造巖樣和不同：占性的天然巖樣的實(shí)驗(yàn)測量，提出了適合中國陸相地層的孔隙度測井方法，改善了NMR孔隙度的測量效果．針對中國陸相地層的復(fù)雜性，建議不同地區(qū)應(yīng)根據(jù)；具體情況進(jìn)行巖心分析，確定恰當(dāng)?shù)腘MR測井方法，以獲得比較準(zhǔn)確的NMR孔隙度．</p><p>　　有效孔隙度:在自然狀態(tài)下材料中的的孔隙體積與材料體積之比，叫材料的孔隙度。

20、它包括材料中所有的孔隙，不管它們是否連通。但在研究油貯的孔隙度時(shí)，所測量的孔隙度為連通的孔隙空間與巖石的總體積之比，即有效孔隙度。在一般情況下，有效孔隙度要比總孔隙度少5~10%?！《鄶?shù)油貯的孔隙度，變化在5~30%之間，最普通的是10~20%范圍之內(nèi)。孔隙度不到5%的油貯，一般認(rèn)為是沒有開采價(jià)值的，除非里面存在有取出的巖芯或巖屑中所沒有看到的斷裂、裂縫及孔穴之類。</p><p>　　表4 儲層巖石(砂巖

21、)孔隙度評價(jià)表</p><p>　　儲層非均質(zhì)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(zhì)程度的定量參數(shù)有變異系數(shù)、單層突進(jìn)系數(shù)、級差及均質(zhì)系數(shù)。</p><p>　　滲透率變異系數(shù)：Vk=0.39，表示非均質(zhì)程度較弱；</p><p>　　滲透率突進(jìn)系數(shù)：，TK<2 表示非均質(zhì)程度弱；</p>

22、<p>　　滲透級差：，非均質(zhì)程度較弱；</p><p>　　滲透率均質(zhì)系數(shù)：，均質(zhì)性較好。</p><p>　　綜上三種參數(shù)分析，該儲層非均質(zhì)性較弱，利于開發(fā)。</p><p>　　儲層敏感性指儲層某種損害的發(fā)生對外界誘發(fā)條件的敏感程度，主要包括速敏、水敏、酸敏、鹽敏和堿敏等。儲層敏感性評價(jià)主要通過流動實(shí)驗(yàn)來實(shí)現(xiàn)，常以速敏和水敏為主要研究對象。</

23、p><p>　　表5 速敏程度與速敏指數(shù)關(guān)系</p><p>　　速敏指數(shù)：Iv=0.08，為弱速敏。</p><p>　　表6 水敏程度分級標(biāo)準(zhǔn)</p><p>　　水敏指數(shù)：Iw=0.10，為弱水敏。</p><p><b>　　油藏流體物性分析</b></p><p

24、><b>　　2.1油氣水關(guān)系：</b></p><p>　　該油藏由于油藏平均壓力大于泡點(diǎn)壓力（10Mpa），所以屬于一個(gè)未飽和油藏。該油藏?zé)o氣頂，地下流體為油和水，油內(nèi)溶有溶解氣。由于三口井的資料不足，把該油藏的儲層劃作單層連通的砂巖層，則不存在夾層氣。油水界面先前已經(jīng)確定在海拔-4830m處。</p><p>　　2.1.1油水界面的判定</p>

25、;<p>　　表2-1 油層特征參數(shù)表</p><p><b>　　油水界面判定：</b></p><p>　　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。</p><p><b>

26、;　　深度校正：</b></p><p>　　平臺高出地面6m，地面海拔94m，故油水界面在構(gòu)造圖上實(shí)際對應(yīng)的等深線為4930-(6+94)=4830.0m</p><p>　　儲層屬于底水油藏，無氣頂，含溶解氣。由C、C、C井的測井解釋數(shù)據(jù)可知本設(shè)計(jì)研究中只有一個(gè)油層，沒有隔層（見圖2-1）。</p><p>　　圖2-1 油藏構(gòu)造圖</p&g

27、t;<p>　　2.2油氣水的常規(guī)物性及高壓物性</p><p>　　由于資料嚴(yán)重不足，在這里只能根據(jù)現(xiàn)有資料和經(jīng)驗(yàn)資料得到部分原油的物性和地層水的物性。</p><p>　　地面脫氣原油黏度：uos=6.5mpa.s</p><p>　　脫氣原油密度：pos=0.8g/cm3</p><p><b>　　含蠟量：4.

28、03%</b></p><p><b>　　含硫量：0.7%</b></p><p>　　膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量：10%</p><p>　　天然氣比重：rg=0.98</p><p>　　天然氣組成：指導(dǎo)書12</p><p>　　地層水密度：pw=110g/cm3</p>&

29、lt;p>　　礦物組成及礦化度：指導(dǎo)書13</p><p>　　PH=6.5 ； TSD=243896ppm</p><p>　　當(dāng)量比：[Na+]/[Cl-]=3680.04/4175.21〈1</p><p>　　{[Cl-]-[Na+]}/[Mg2+]=（4175.21-3680.04）/41.83〉1</p><p>　　故

30、判斷該油田水類型為CaCl2型 （對照《油層物理》P17）</p><p>　　原始溶解汽油比Rs=100.5m3/m3</p><p>　　原油體積系數(shù)：Boi=1.08</p><p>　　泡點(diǎn)壓力：Pb=10.0Mpa</p><p><b>　　2.3滲流物性特征</b></p><p>

31、　　巖石潤濕性：指導(dǎo)書18 潤濕指數(shù)IA=Iw-Io=0.5-0.1=0.4</p><p><b>　　該儲層為水濕儲層</b></p><p><b>　　相滲曲線：</b></p><p><b>　　毛管里</b></p><p><b>　　毛管里曲線<

32、;/b></p><p>　?。ㄒ唬┟軌毫η€的應(yīng)用 </p><p>　　1.研究巖石孔隙結(jié)構(gòu)</p><p>　　由于一定的毛管壓力對應(yīng)著一定的孔隙喉道半徑（），因此，毛管壓力曲線實(shí)際上包含了巖樣孔隙喉道的分布規(guī)律。曲線的右側(cè)縱坐標(biāo)上就直接標(biāo)出了孔隙半徑大小。</p><p>　　2.根據(jù)毛管壓力曲線形態(tài)評估巖石儲集性能好壞

33、 </p><p>　　毛管壓力曲線形態(tài)主要受孔隙喉道的分選性和喉道大小所控制。所謂分選性是指喉道大小的分散（或集中）程度。喉道大小的分布越集中，則分選越好，毛管壓力曲線的中間平緩段也就越長，且越接近于橫坐標(biāo)平行?？紫逗淼来笮〖凹谐潭戎饕绊懼€的歪度（又叫偏斜度）。是毛管壓力曲線形態(tài)偏于粗喉道或細(xì)喉道的量度。喉道越大，大喉道越多，則曲線越靠向坐標(biāo)的左下方，稱為粗歪度。反之，曲線靠右上方，則稱為細(xì)歪度。

34、</p><p>　　3. 應(yīng)用毛管壓力曲線確定油層的平均毛管壓力函數(shù)</p><p>　　一般不同儲層其函數(shù)曲線不同，同一儲層中滲透率差別較大的毛管壓力資料也不能獲得統(tǒng)一的函數(shù)曲線。因此，函數(shù)整理毛管壓力方法一般多用在儲層相對比較均勻的情況，在儲層結(jié)構(gòu)比較復(fù)雜，非均質(zhì)比較嚴(yán)重時(shí)，使用函數(shù)有較大誤差。</p><p>　　4.確定油（水）飽和度隨油水過度帶高度之間的

35、變化關(guān)系</p><p>　　在此過度帶內(nèi)，含水飽和度從下至上逐漸減少，由100%含水直至降到束縛水飽和度為止。</p><p>　　5.利用毛管壓力回線法研究采收率</p><p>　　在毛管壓力曲線測量中，采用加壓非濕相驅(qū)替巖心中濕相屬于驅(qū)替過程，所得的毛管壓力曲線稱為驅(qū)替毛管力曲線，簡稱驅(qū)替曲線；降低用濕相驅(qū)替非濕相的毛管力曲線，簡稱吸入（或吸吮）曲線。在壓泵

36、法中，通常又把驅(qū)替叫注入。把吸入叫退出。</p><p>　　6.毛管壓力資料確定儲層巖石的潤濕性</p><p>　　7.用毛管壓力曲線可計(jì)算巖石的絕對滲透率和相對滲透率</p><p>　　8.應(yīng)用高速離心機(jī)所測得的毛管壓力曲線可在室內(nèi)快速評定油井工作液對儲層的損害或增產(chǎn)措施的效果</p><p>　　該方法的原理是：如果地層受到損害，則

37、毛管壓力曲線表現(xiàn)出高的入孔壓力和高的束縛水飽和度，即曲線向右上方移動。因此，通過對比巖樣在接觸工作液前后毛管壓力曲線特征的變化，可判斷儲層是否受到損害以及評價(jià)各種工作液中添加劑的處理效果。</p><p>　　2.4油氣藏天然能量分析</p><p>　　該油藏為一個(gè)未飽和油藏，油藏平均壓力明顯大于泡點(diǎn)壓力，所以在儲層內(nèi)的流體在無氣頂?shù)那闆r下是不存在氣相的，那么，該儲層是一個(gè)沒有氣頂?shù)挠筒?/p>

38、，底層內(nèi)的流體只有油和水。天然能量包括彈性能和溶解氣的能量，（對于地層水的資料嚴(yán)重缺乏，所以忽略一切可能的邊水底水的天然能量）。由于地層的壓力情況表較穩(wěn)定，可以不考慮地層異常壓力的能量。</p><p>　　綜上，天然能量包括彈性能和溶解氣的能量。</p><p>　　第3章 油藏溫度、壓力系統(tǒng)</p><p>　　3.1 油藏壓力系統(tǒng)</p><

39、;p>　　油氣藏的壓力系統(tǒng)，是油氣藏評價(jià)中的重要內(nèi)容。對于每口探井和評價(jià)井，必須不失時(shí)機(jī)地準(zhǔn)確確定該井的原始地層壓力，繪制壓力于埋深的關(guān)系圖，以便用于判斷油藏的原始產(chǎn)狀和分布類型，并用于確定儲量參數(shù)和儲量計(jì)算。</p><p>　　對于任何具有氣頂和邊底水的油藏，或具有邊底水的氣藏，不同部位探井的原始地層壓力于埋深的關(guān)系，可表示如下：</p><p>　　式中 ——原始地層壓力，；

40、</p><p>　　——關(guān)閉后的井口靜壓，；</p><p>　　——井筒內(nèi)靜止液體壓力梯度，；</p><p><b>　　D——埋深，m。</b></p><p>　　井筒內(nèi)的靜止液體梯度，由下式表示：</p><p>　　式中 ——井筒內(nèi)的靜止液體密度，。</p><

41、p>　　由上式可以看出，壓力梯度與地下流體密度成正比，即液體密度小的氣頂部分，比液體密度大的含油部分或邊水部分，具有較小的壓力梯度，而且壓力梯度乘以100即為地層液體密度。因此，可以通過壓力梯度的大小判斷地層液體類型，并確定地層的液體密度。同時(shí)，代表不同地層液體直線的交點(diǎn)處，即為地層流體的界面位置。</p><p>　　該油藏靜壓力測試數(shù)據(jù)如表3-1所示：</p><p>　　表3-

42、1 靜壓和靜溫測試數(shù)據(jù)</p><p><b>　　圖3-1　壓力梯度</b></p><p>　　壓力梯度=0.784 Mpa/100m。</p><p>　　表3-2　壓力梯度和溫度梯度</p><p>　　3.2 油藏溫度系統(tǒng)</p><p>　　油氣藏的溫度系統(tǒng)，也是油氣藏評價(jià)的重要內(nèi)容

43、。它既涉及儲層液體參數(shù)的確定，也是計(jì)算油氣藏儲量的重要參數(shù)。油氣藏的溫度系統(tǒng)，是指由不同深井所測靜溫與相應(yīng)埋深的關(guān)系圖，也可稱為靜溫梯度圖。</p><p>　　應(yīng)當(dāng)指出，油氣藏的靜溫主要受地殼溫度的控制，而不受儲層的巖性及其所含流體性質(zhì)的影響。因此，任何地區(qū)油氣藏的靜溫梯度圖，均為一條靜溫隨埋深變化的直線關(guān)系，并由下式表示：</p><p>　　式中 T——油氣藏不同埋深的靜溫，℃；&

44、lt;/p><p>　　A——取決于地面的平均年平均常溫，℃；</p><p><b>　　B——靜溫梯度，；</b></p><p><b>　　D——埋深，m。</b></p><p>　　實(shí)際資料表明，由于地殼溫度受到構(gòu)造斷裂運(yùn)動及其巖漿活動的影響，因而，不同地區(qū)的靜溫梯度有所不同。比如，我國東北

45、地區(qū)各油氣田的靜溫梯度約為3.5~4.5。油氣田的靜溫?cái)?shù)據(jù)一般在深井進(jìn)行測井和測壓時(shí)由附帶的溫度計(jì)測量。</p><p>　　該油藏靜溫測試數(shù)據(jù)如表3-1所示：</p><p><b>　　圖3-2　溫度梯度</b></p><p>　　溫度梯度=2.08°C/100m。 </p><p>　　底層壓力平均值：

46、52.92Mpa</p><p>　　地層溫度平均值：122.40攝氏</p><p>　　第4章 油藏儲量計(jì)算</p><p><b>　　4.1儲量參數(shù)論證</b></p><p>　　本油藏面積為10.69Km2，利用面積加權(quán)法計(jì)算油藏的有效厚度是31m。油藏的孔隙度和滲透率由測井?dāng)?shù)據(jù)根據(jù)算術(shù)平均法可以確定為20%

47、和0.205mD。油藏儲量計(jì)算的其他數(shù)據(jù)由PVT取樣綜合分析數(shù)據(jù)和原油性質(zhì)數(shù)據(jù)可以知道原油地層體積系數(shù)為1.08，地面標(biāo)準(zhǔn)脫氣原油密度為0.86g/m3，氣油比由試采和PVT取樣綜合分析數(shù)據(jù)可知道是86m3/m3。</p><p>　　4.2油藏儲量計(jì)算方法</p><p>　　設(shè)計(jì)階段的地質(zhì)儲量計(jì)算通常采用容積法。</p><p>　　N=A.h.孔隙度.Soi.

48、pos/Boi</p><p>　　下面就各個(gè)參數(shù)的確定進(jìn)行描述。</p><p>　　面積：由CUGB油藏沙層頂面構(gòu)造圖，在圈定了油水界面-4830m的界限后，連同北西側(cè)的封閉性斷層圈定了圈閉。以小格法確定整個(gè)圈閉面積為3.975平方公里。</p><p>　　H：厚度，由指導(dǎo)書2資料的三口井</p><p>　　C1，C2為40m,<

49、;/p><p>　　C3油層厚度30m,</p><p>　　由于厚度的不同，采用加權(quán)平均計(jì)算儲量。那么，在C1和C3井的中間（-4770m）進(jìn)行劃分，內(nèi)部為厚度40米，面積為1.435平方公里</p><p>　　孔隙度：C1，C3井位20%，而C2井位19.5%，由于相差不是很大，與平均的19.67%相差更是甚小，為方便計(jì)算，均以20%為準(zhǔn)。</p>

50、<p>　　Soi：根據(jù)指導(dǎo)書資料20，</p><p>　　原始的含油飽和度為1-Swi=75%</p><p>　　Pos: 指導(dǎo)書10，0.8g/cm3</p><p>　　Boi; 指導(dǎo)書10, 1.08</p><p>　　加權(quán)平均計(jì)算后得到結(jié)果N=1.484×10^7 噸</p><p>

51、;<b>　　天然氣儲量的計(jì)算：</b></p><p>　　由于是未飽和油藏，只有溶解氣，</p><p><b>　　N=G/GOR</b></p><p>　　根據(jù)指導(dǎo)書6，7，8的試采資料，GOR的值為100，101或102，相差很小，為方便計(jì)算我們同意取100。則G=N.GOR=1.484×10^7/0

52、.8×100=1.855×10^9立方米</p><p>　　4.2 各種儲量參數(shù)的獲得</p><p>　　由提供的資料分析可得以下參數(shù)：</p><p>　　A=4+班級號/8+班內(nèi)序號/15=(4+2)/(8+23)/15=0.0129</p><p>　　h=31.156m； =0.198，=1.08， =0.68

53、，=0.87，=100，</p><p>　　4.3最終計(jì)算N、 Gs</p><p>　　=100×0.0129×31.156×0.2×0.68／1.08</p><p><b>　?。?.06（）</b></p><p>　　=×5.06×100＝0.050

54、6（）</p><p><b>　　儲量豐度：</b></p><p><b>　　單儲系數(shù)：</b></p><p>　　4.3可采儲量及采收率的預(yù)測</p><p><b>　　一、可采儲量</b></p><p>　　對于一個(gè)油氣田，一個(gè)油氣區(qū)，乃

55、至一個(gè)國家來說，油氣田的剩余可采儲量，也就是說目前的剩下的可采儲量，是最有實(shí)際意義和最有實(shí)際價(jià)值的礦產(chǎn)資源。對一個(gè)國家來說，它不但影響到今后產(chǎn)量指標(biāo)的制定和完成，甚至?xí)绊懙絿医?jīng)濟(jì)的發(fā)展決策。同時(shí)，有年度剩余可采儲量與年產(chǎn)量之比所得的儲采比，也是分析油氣田、油氣區(qū)。乃至全國油氣開發(fā)形式的重要指標(biāo)。</p><p>　　可采儲量的預(yù)測，也是采收率數(shù)值的預(yù)測，目前大都采用經(jīng)驗(yàn)方法，即采用由許多已開發(fā)油氣田和室內(nèi)實(shí)驗(yàn)

56、數(shù)據(jù)總結(jié)出來的經(jīng)驗(yàn)公式或圖板進(jìn)行綜合分析加以確定。</p><p>　　本設(shè)計(jì)油藏采收率計(jì)算是根據(jù)Guthrie和Greenberger法水驅(qū)砂巖的經(jīng)驗(yàn)公式，即采收率</p><p>　　可采儲量的預(yù)測有多個(gè)公式，根據(jù)CUGB油藏的特征，我們決定采用以下公式：</p><p>　　ER=0.11403+0.2719logK-0.1355log(uo)+0.25569

57、Swi-1.538*孔隙度-0.0015h</p><p>　　下面就參數(shù)確定進(jìn)行討論：</p><p><b>　　K為滲透率；</b></p><p>　　H為平均的厚度，我們可以根據(jù)先前對圈閉按照厚度不同劃分加權(quán)球體積，在除以總面積3.975平方公里，得平均厚度h=33.6m</p><p>　　Uo=1.5mp.

58、s (指導(dǎo)書10)</p><p>　　Swi=0.25（指導(dǎo)書20）</p><p><b>　　孔隙度=20%</b></p><p>　　計(jì)算結(jié)果ER=0.3132=31.32%</p><p>　　儲量評價(jià)：流度；0.2Darcy/1.5mp.s=133.3×10^3um2/mp.s</p>

59、<p><b>　　屬于高流度的油藏</b></p><p>　　地質(zhì)儲量：1.484*10^7t屬于中型的油田，在這個(gè)中型范圍內(nèi)，屬于較小的</p><p>　　地質(zhì)儲量豐度：N/A=1.484*10^7/3.975km2=373.33*10^4 t/km2</p><p><b>　　屬于高豐度的油藏</b&g

60、t;</p><p><b>　　油氣井產(chǎn)能：</b></p><p>　　C1，C2千米日產(chǎn)均大于15，屬于高產(chǎn)</p><p>　　C3則屬于低產(chǎn)（1-5）</p><p>　　三井平均為：34.2 屬于高產(chǎn)</p><p>　　儲層埋深：三個(gè)井的儲層中間埋深都大于4000m，是個(gè)典型的超深層

61、儲層。</p><p><b>　　4.5儲量評價(jià)</b></p><p>　　根據(jù)N＞10× 為 特 大 油 田；N在（1~10）×之 間 為 大 型 油 田； </p><p>　　N在（0.1~1）×之 間 為 中 型 油 田；N＜0.1× 為 小 型 油 田?？?知N=7.73

62、（）＜0.1×，所以該油田為小型油田</p><p>　　第5章 油藏驅(qū)動能量及開發(fā)方式的確定</p><p><b>　　5.1天然能量分析</b></p><p>　　油藏驅(qū)動:又稱油層驅(qū)動(oil reservoir drive)。在油層開發(fā)中驅(qū)使石油流入井底的能量,即排油的動力?？梢则?qū)油的動力有巖石的彈性、油氣水的彈性,水壓頭

63、,溶解氣的膨脹和油的重力等。在開發(fā)過程中根據(jù)起作用的主要動力可分為彈性驅(qū)動(以巖石及邊水的彈性膨脹)、水壓驅(qū)動(以邊底水的壓力)、氣壓驅(qū)動(以氣頂?shù)膹椥耘蛎洖橹?、動力驅(qū)動、溶解氣驅(qū)動(油中溶解氣的析出及膨脹)、重力驅(qū)動(石油自身的重力)以及混合驅(qū)動(以上驅(qū)動的混合)等。石油的采出是巖石孔隙或裂隙中的石油被另一種流體(氣或水)排替的過程。由于能源補(bǔ)充能力及替驅(qū)劑的洗油效率的差異,不同驅(qū)動方式的石油采收率有很大差異。一個(gè)油藏究竟取什么驅(qū)動

64、方式,一方面要看天然能量的來源及其大小,另一方面在很大程度上還決定于儲油層性質(zhì)、油質(zhì)、開發(fā)速度以及開發(fā)方式。</p><p>　　驅(qū)動方式包括：天然驅(qū)動能量和人工驅(qū)動能量。</p><p>　　5.1.1 油藏天然驅(qū)動：</p><p>　　彈性驅(qū)動：依靠油層巖石和流體的彈性膨脹能進(jìn)行原油驅(qū)動的方式。 二、溶解氣驅(qū)：油層壓力低于飽和壓力時(shí)，溶解狀態(tài)的氣體分離

65、出的氣泡膨脹而將石油推向井底的驅(qū)動方式。 三、水壓驅(qū)動：當(dāng)油藏有邊水、底水時(shí)就會形成水壓驅(qū)動，可以分為剛性水驅(qū)和彈性水驅(qū)。 四、氣壓驅(qū)動：當(dāng)油藏存在氣頂，氣頂中的壓縮氣為驅(qū)油的主要能量時(shí)為氣壓驅(qū)動，可分為剛性氣驅(qū)和彈性氣驅(qū)。 五、重力驅(qū)動：對于一個(gè)無原始?xì)忭敽瓦叺姿娘柡突蛭达柡陀筒?，?dāng)期油藏儲層的向上傾斜度比較大時(shí)，就能存在并形成重力驅(qū)，靠原油自身的重力將油驅(qū)向井底即為重力驅(qū)動。</p><

66、p>　　5.1.2 人工驅(qū)動能量：人工注水和人工注氣。</p><p>　　驅(qū)動方式的選擇原則： 既要合理的利用天然能量又要有效的保持油藏能量以滿足對開采速度和穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間的要求。</p><p>　　該油藏選擇天然驅(qū)動能量和人工補(bǔ)充能量。</p><p><b>　　5.2天然能量分析</b></p><p>　　天

67、然驅(qū)動能量的形成條件：該油藏有底水，無氣頂、含有溶解氣且屬于未飽和油氣藏。</p><p><b>　　彈性產(chǎn)油量：</b></p><p>　　其中：Boi=1.08 ；Bob=1.12；Ce=19.82*10-4；</p><p>　　N=已知；Pi=52.8MPa；Pb=14.76MPa。</p><p>　　油田

68、的開采速度一般為2%—4%，則預(yù)計(jì)該儲量可開發(fā)多少年？所以這幾年依靠彈性驅(qū)動能開發(fā)，每年開發(fā)300天，則日產(chǎn)量為Npb/300.若單井日產(chǎn)量56.4t/d，則需要打多少口油井？</p><p>　　每年開發(fā)300天，則日產(chǎn)量為Npb/300=18.66 </p><p>　　若單井日產(chǎn)量56.4t/d，一口井三個(gè)月天采完</p><p><b>　　需要打

69、一口生產(chǎn)井</b></p><p>　　5.2.2人工補(bǔ)充能量開采研究</p><p>　　一般只依靠彈性能開采很難達(dá)到開采速度的要求，故第一年之后，要補(bǔ)充人工能量，有人工注水及注氣油藏的適應(yīng)條件可知該油藏適合人工注水。</p><p>　　注水時(shí)間：早期注水和中期注水和晚期注水。 注水方

70、式：切割注水和面積注水和邊緣注水。 </p><p>　　由以上的分析，我們對該油田采用人工注水開發(fā)。這就需要我們選擇一個(gè)合理的注水時(shí)間。注水時(shí)間分為三類：早期注水、中期注水和晚期注水。</p><p><b>　　（一）早期注水</b></p><p>　　早期注水的特點(diǎn)是在地層壓力還沒有降到飽和壓力之前就及時(shí)進(jìn)行注水，使地層壓力始終保

71、持在飽和壓力以上。由于地層壓力高于飽和壓力，油層不脫氣，原油性質(zhì)較好，注水后，隨著含水飽和度增加，油層內(nèi)只是油水兩相流動，其滲流特征可由油水兩相相對滲透率曲線所反映，油井產(chǎn)能高，采油速度高，具有較長的穩(wěn)產(chǎn)期。</p><p><b>　?。ǘ┩砥谧⑺?lt;/b></p><p>　　晚期注水的特點(diǎn)是油田開發(fā)初期依靠天然能量開采，在沒有能量補(bǔ)給的情況下，地層壓力將逐漸降到

72、飽和壓力以下，原油中的溶解氣析出，油藏驅(qū)動方式轉(zhuǎn)為溶解氣驅(qū)，導(dǎo)致原油粘度增加，采油指數(shù)下降，產(chǎn)油量下降，氣油比上升。但這種注水方式初期生產(chǎn)投資少，原油成本低。</p><p><b>　　(三)中期注水</b></p><p>　　中期注水方式介于上述兩者之間，即投產(chǎn)初期依靠天然能量開采，當(dāng)?shù)貙訅毫ο陆档降陀陲柡蛪毫?，在氣油比上升到最大值之前注水。此時(shí)油層中將由油、

73、氣兩相流動變?yōu)橛蜌馑嗔鲃?，隨著注水恢復(fù)壓力，可以有兩種情況：</p><p>　　一種是壓力恢復(fù)到一定程度，僅低于飽和壓力，在地層壓力穩(wěn)定條件下，形成水驅(qū)混氣驅(qū)動方式。當(dāng)從原油中析出的氣體尚未形成連續(xù)相時(shí)，這部分氣體有一定驅(qū)油作用，有利于提高采收率。</p><p>　　另一種是通過注水，將地層壓力恢復(fù)到飽和壓力以上，此時(shí)脫出的游離氣可以重新溶解到原油中，但其過程并不可逆，溶解氣油比和

74、原油性質(zhì)均不可能恢復(fù)到初始情況，產(chǎn)能低于初值。但在地層壓力高于飽和壓力條件下，將井底流壓降到飽和壓力下，盡管采油指數(shù)較低，然而由于采油井的生產(chǎn)壓差大幅度提高，也可能使油井獲得較高的產(chǎn)量，從而獲得較長的穩(wěn)產(chǎn)期。</p><p>　　結(jié)論：經(jīng)過對該油藏的分析，我們選擇早期注水。</p><p>　　第6章開發(fā)層系、開采速度及開發(fā)井網(wǎng)、設(shè)計(jì)</p><p>　　6.1開發(fā)

75、層系的劃分</p><p>　　原則：劃分開發(fā)層系，就是把特征相近的油層組合在一起，用獨(dú)立的一套開發(fā)井網(wǎng)進(jìn)行開發(fā)，并以此為基礎(chǔ)進(jìn)行生產(chǎn)規(guī)劃、動態(tài)研究和調(diào)整。合理組合和劃分開發(fā)層系一般應(yīng)考慮以下幾項(xiàng)原則： </p><p>　?。?）把特征相近的油層組合在同一開發(fā)層系內(nèi)，尤其滲透率要接近，以保證各油層對注水</p><p>　　方式和井網(wǎng)就有共同的適應(yīng)性，減

76、少開采過程中的層間矛盾。 </p><p>　?。?）一個(gè)獨(dú)立的開發(fā)層系應(yīng)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(chǎn)時(shí)間和達(dá)到較好的經(jīng)濟(jì)指標(biāo)。 </p><p>　?。?）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(yán)格地分開，確保層系間不發(fā)生串通和干擾。 </p><p>　　（4）同一開發(fā)層系內(nèi)

77、，油層的構(gòu)造形態(tài)、油水邊界、壓力系統(tǒng)和原油物性應(yīng)比較接近。 </p><p>　?。?）在分層開采工藝所能解決的范圍內(nèi)，開發(fā)層系不宜劃分的太細(xì)，以利于減少建設(shè)工作量，提高經(jīng)濟(jì)效果。</p><p>　　6.2開發(fā)速度的設(shè)計(jì)</p><p>　　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(gè)油藏根據(jù)三口測試井的資料確定是

78、個(gè)高產(chǎn)油藏，所以生產(chǎn)能力能夠達(dá)到2%-4%的要求。  </p><p>　　其實(shí)，這個(gè)油藏的產(chǎn)能很高，通過IPR曲線我們可以看到推測最大產(chǎn)能遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過了測試井在測試階段所得到的最大產(chǎn)能。但是速度過快可能會損害油井附近的儲層，到后期反倒不利于生產(chǎn)，所以我們還是將其控制在上述范圍之內(nèi)。為方便我們選取3%的開采速度。</p><p>　　6.3開發(fā)井網(wǎng)的設(shè)計(jì)</p>

79、<p>　　井網(wǎng)密度=含油面積/油井?dāng)?shù)</p><p>　　開發(fā)井網(wǎng)的基本形式有三種：排狀井網(wǎng)、環(huán)狀井網(wǎng)、面積井網(wǎng)。</p><p>　　由于本油藏含油面積中等滲透性和連通性均一般，故采用面積井網(wǎng)。</p><p>　　根據(jù)各種井網(wǎng)的優(yōu)缺點(diǎn)和對XN油藏分析的結(jié)果以及開發(fā)井網(wǎng)的可調(diào)性，認(rèn)為該油藏選擇9點(diǎn)井網(wǎng)比較合適，這主要是因?yàn)?點(diǎn)井網(wǎng)適合吸水指數(shù)較大的

80、地層。</p><p><b>　　井距</b></p><p><b>　　鉆井投資數(shù)據(jù):</b></p><p>　　單井鉆井費(fèi)用:3000萬元；地面建設(shè)投資為鉆井投資的30%。采油成本：每噸250元；原油銷售價(jià)格：每噸800元（不含稅）。 即：N=2.52t P=800元/噸 C=250元/噸 A=1

81、0.69Km E=0.4093 F=3900萬元 B=1.5</p><p>　　所以開發(fā)油田的總盈利為:</p><p>　　其中：——開發(fā)油田的總盈利；</p><p><b>　　——井網(wǎng)密度。</b></p><p>　　表12 油田開發(fā)盈利能力與井網(wǎng)密度數(shù)據(jù)表</p>

82、<p>　　繪制M—f曲線圖如下：</p><p>　　由圖6 油田開發(fā)盈利能力與井網(wǎng)密度關(guān)系曲線</p><p>　　由圖6曲線中看出，最佳井網(wǎng)密度</p><p><b>　　故最佳開發(fā)井?dāng)?shù)：口</b></p><p>　　9點(diǎn)井網(wǎng)的注采比：m=3</p><p>　　最佳單井控制

83、含油面積：</p><p>　　最佳單井控制儲量：，因采用正方形井網(wǎng)進(jìn)行開采，故最佳井距：。</p><p>　　第7章 開發(fā)方案的評價(jià)及對比</p><p><b>　　根據(jù)指導(dǎo)書</b></p><p><b>　　各個(gè)費(fèi)用指標(biāo)如下：</b></p><p>　　鉆井：3

84、500元/米； 地面建設(shè)費(fèi)用是鉆井費(fèi)用的30%；</p><p>　　生產(chǎn)管理費(fèi)用每口井每年：900000元；</p><p>　　產(chǎn)出液有關(guān)費(fèi)用：150元/t；</p><p>　　注入液有關(guān)費(fèi)用：10元/t；</p><p>　　原有價(jià)格：1200元/t</p><p>　　那么三套方案各項(xiàng)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)為如下：<

85、/p><p><b>　　主要參考資料：</b></p><p>　　[1] 劉德華.油藏工程基礎(chǔ).石油工業(yè)出版社，2004</p><p>　　[2] 李傳亮.油藏工程原理.石油工業(yè)出版社，2005</p><p>　　[3] 何更生.油層物理.石油工業(yè)出版社，2006</p><p>　　[4]