油藏工程课程设计任务书.doc

油藏工程课程设计任务书题 目油藏工程课程设计学生姓名学号专业班级设计内容与要求包括：原始数据，技术参数，设计要求，说明书、图纸、实物样品的要求等原始数据：1、陕甘宁盆地中部气田中区初步开发方案，长庆油田勘探局，西南石油学院编。2、一个气井修正等时试井报告。3、一个油井或者注水井的原始试井资料。4、某气田各井产气方程原始数据。5、马各小层参数分类数据表。设计要求：1、遵照油藏工程课程指导书要求，西安石油大学石油工程学院2003(06)。2、结合各自家乡油田情况编写油田概况。3、根据当前油价和当前经济指标计算经济评价。4、根据油藏工程课程指导书附录六所提供油田基础数据计算。5、依据各自学号按公式（1）要求计算含油面积。6、遵照西安石油大学本科毕业设计（论文）撰写规范要求。图纸：1、某井静温静压梯度曲线和修正等时试井分析曲线。2、马储量丰度及容积法计算参数计算表。3、陕甘宁盆地中部气田某气田的二项式产能方程及产量递减分析。4、马的储量丰度图。公式： 含油面积（km2）=4+ （班号）/4+（班里序号）/15 （1）例如 班级：2 学号：23 含油面积（km2）=4+2/4+23/15 =6.03常用经济指标：钻井成本：时价 元/米 注水单价：时价 元/米3 输油单价：时价 元/吨生产维护费：时价 元/吨 作业费用：时价 元/(井年)地面工程建设费用为钻井费用的0.5倍 原油的商品率：95原油价格：时价 元/吨 贷款利率：时率 存款利率：时率 起止时间 年 月 日 至 年 月 日指导教师签名年 月 日系（教研室）主任签名年 月 日学生签名年 月 日前 言油藏工程课程设计是石油工程课程设计的一部分，是本专业重要的教学环节之一。课程设计的主要目的是：综合学生三年来基础课，技术基础课和专业课所学的理论知识，以及生产实习所获得的知识，对给定的油藏，进行油藏工程设计，从而接受油藏工程师的初步训练和工程意识的培养。由于学生平时所学知识都是分门别类和抽象的，与实际应用还相差甚远，如何把这些知识综合起来，并应用于生产实践，学生需要一个理论联系实际和锻炼工程能力的学习环节，课程设计便是实现这一目的的良好机会。世界上没有完全相同的两个油藏，因此，通过一次课程设计，不可能解决所有的工程问题。但是，世界上也没有完全不同的两个油藏，每一个油藏工程设计都要经历类似的步骤和程序，油藏工程设计的方法和原理都是相通的，因此，任何一个油藏的工程设计都能够让学生得到油藏工程师最基本的训练。油藏是一个深埋地下而无法进行直接观察和描述的地质实体，人们所说的油藏都是根据各种间接资料所描述出来的概念模型。资料有多寡，思路有不同，方法也迥异。因此，不同时间，不同人做出的油藏工程设计也必将有所不同。油藏工程的课程设计并不要求学生拘泥于局部的细节，而是要学生对设计有一个宏观和整体的把握。只要设计思路正确，设计最大限度地使用了现有资料，并灵活运用了所学理论和方法，设计就是一个好的设计，课程设计也就达到了预期的目的。一个油藏的发现是以油藏上第一口油井的出油为标志的，第一口出油井通常称为发现井。在油藏被发现以后，即进入油藏开发阶段。一个油藏的开发，大致要经历以下几个阶段：油藏发现、油藏评价、开发方案设计与实施、开发监测与调整，油藏废弃。油藏开发之前，首先要做开发方案设计，对油藏开发做出全面部署。油藏往往并不是孤立存在的，在同一地质背景下形成的若干个油藏组成一个油田。石油开发实际上并不是以一个油藏为研究对象的，而往往以一个油藏组合即一个油田为研究对象，所以，以油藏工程设计在矿场上通常被成做油田开发设计。 本方案的前言、第一章、第二章由张德鑫完成，第三章、第四章由黑永强完成，第五章由高金龙完成，第六章、第七章由国智增完成。西安石油大学油藏工程课程设计目 录第一章 油田概况11.1 油田基本情况 11.2 勘探成果及开发准备程度 1第二章 油藏地质特征 22.1 油藏区域地质构造 22.2 储层特征 32.3 油藏流体性质 62.4 油藏压力和温度 82.5 驱动能量分析 9第三章 储量计算与分类评价103.1 参数确定 103.2 储量计算 123.3 分类评价 12第四章 产能分析144.1 产能测试及评价144.2 合理产能预测 14第五章 开发（调整）方案设计 165.1 开发（调整）方式165.2 开发（调整）层系 165.3 开发（调整）井网 165.4 开发指标的预测和评价 175.5 注采压力系统 195.6 产能评价 19第六章 油田经济评价216.1 投资估算与预测 216.2 经济评价 216.3 方案优选 23第七章 结论 24参考文献25附录261第一章 油田概况1.1 油田基本情况马岭层状低渗透砂岩油藏，位于陕甘宁盆地南部、天环向斜东翼斜坡中部。该盆地是在加里东、海西运动末期发展起来的一个地台型盆地，盆地内目前已开发的有两套低渗透砂岩含油层系，即三叠系延长组和侏罗系延安组油层，马岭油田目前正在开发的就是侏罗系延安组油藏。马岭油田延安组储油层，是在三叠系末期古地貌谷地内，由限制性河流相沉积形成的一系列不同规模的砂体，经以后较强的成岩作用，使其储集空间变小并复杂化，在油层的上倾方向由一些致密不渗透带形成圈闭油气的遮挡条件，从而成为目前的低渗透多油层复合连片的层状低渗透砂岩油藏。该油藏探明面积主要分布在陕西、甘肃、宁夏境内，地面海拔11201820m，含沙量大，油田所属地区属内陆性干旱气候，夏季最高温度36，冬季最低气温28，平均气温7.8，冬夏多风沙，昼夜温差大，降雨量小，蒸发量大。油田至城区的公路便利，城区已通火车，交通相对便利，油田的开发有利于促进当地经济的发展，改善当地的生活条件，对发展该地区的作用十分明显。1.2 勘探成果及开发准备程度 (1) 地震资料：由于盆地逐渐发展为河流湖沼相环境，形成了一套含煤系地层，沉积厚度9.262.2m之间油层主要分布在分流河道的小砂体，中细粒石质砂岩，杂基含量一般在15%，砂体一般长25m，宽200500m，砂体单层厚度25m左右，最大叠加厚度可达30m，呈正韵律，底部有较粗的滞留沉积物，向上弯曲。依次出现交错层理、斜层理、波纹层理等。（2） 探井资料井资料：该油层的分选性好，油层的平均渗透率3.7，孔隙度14%17%，油层的沉积环境为三角洲相、浅湖相，由于三角洲不断后移，形成了零分布的凸镜状小砂体。在这些不同的砂体中，形成了许多以岩性圈闭为主的多种类型的油藏。第二章 油藏地质特征2.1 油藏区域地质构造马岭油田位于陕甘宁盆地东南部，天环向斜东翼，构造”基底”是三叠系延长组顶部风化壳。三叠系末期，印支运动使盆地整体抬升，延长组遭受风化剥蚀和切割。古地形高低起伏,古河道、古残丘纵横分布，到侏罗系盆地整体下降，延安组早期地层沿河谷以填平补齐方式层层超复于古残丘周围，延10末期，沟谷基本填平，延9及以上地层广布其上，差异压实结果，形成了与古潜山、古残丘基本一致的披覆鼻状构造（图2.1）。构造向西倾没，向东抬升，近东西向，构造面积约200km2,闭合面积18.8 km2，闭合高度20-30m，地层倾角10o-4o。在鼻状构造内部可分为东、中、西三部分，西部为西倾的阶梯状斜坡，与贺旗凹槽相邻，走向东北，它不仅控制着地层沉积，而且也是油气运移的重要通道。中部为微有起伏的平台，东部为三个东西向次的一级隆起，隆凹相间，由北向南依次为岭212-岭116隆起，中75隆起，中64-中73隆起（表2.1）。油层分布在平台区和构造的高部位，在上倾方向由岩相变化形成圈闭，为岩性构造油藏。图2.1 马岭油田中一区构造图（延10项界）表2.1 中一区东部次一级构造数据表隆起名称构造轴向闭合面积km2闭合高度m构造长度km构造宽度km地层倾角,度 北翼南翼岭212-岭116东西3.6233.51.13.03.0中75东西5.4314.81.24.03.5中64-中73北东东6.1264.01.52.53.02.2 储层特征 （1）沉积特征马岭油田自下而上钻遇的地层有中生界三叠系延长组；侏罗系富县组、延安组、直罗组和安定组；白垩系志丹组；新生界第三系和第四系。主要含油层系为侏罗系延安组，油层埋藏深度在14501650m。延安组为一套沙泥岩互层夹煤层沉积，地层厚度为300m，总体上呈下粗上细的正旋回。根据次级旋回及沉积性质的变化，分为延4+5、延6、延7、延8、延9和延10六个油组，43个小层，18个生产层，其中延9和延10是主力产层。马岭油田中一区位于甘陕古河道南侧，碎屑沉积物主要来自西南向东北流的贺旗古河。早期富县组首先沉积在这一沟谷中，随着河谷的充填，到富县组沉积后期，沉积范围已经扩大到台地上，经过短暂的沉积间断后，到延10时期，河流重新下切，沉积范围进一步扩大，河流性质也发生了一系列的变化，由限制河谷充填过渡到网状河、辫状河，到延9时期，则为泛滥平原分流河道沉积（表2.2）。表2.2 分层砂体沉积类型表层号岩性粒度变化沉积构造砂体形态沉积模式延细中粒石英砂岩、含砾和泥质团块不对称向上变细，正韵律斜层理夹水平层理、波状层理、底部有冲刷面砂体在平面上呈网状树枝桠杈状网状河流沉积延粗中中细粒石英砂岩含砾无规则序列与不对称向上变细，正韵律低角度斜层、直线斜层理和水平层理交互，底部有明显冲刷面总体呈度状分布，粗细砂岩带呈条带状，砂体位置固定，分布明显网状辫状河过渡类型延中细细中粒石英砂岩无规则序列与不对称向上变细，正韵律斜层理夹水平层理，底部有冲刷面总体呈席状，粗细砂岩体呈条带状辫状河延9细粗粒长石石英砂岩不对称向上变细，正韵律或多个向上变细，正韵律斜层理和波状层理条带状泛滥平原分流河道砂体（2）岩性特征中一区储层岩性为细中粒为主（含粗粒）的石英砂和长石石项砂岩，基本特点是胶结物含量高，胶结作用强，岩性致密，并含有一定水敏矿物。延10为纯石英砂岩，碎屑含量86.4%，胶结物含量13.6%。碎屑成分中石英占81.8%，长石0.4%，岩屑4.9%，石英含量占碎屑总量93.9%。胶结物以粘土为主，占8.7%，以及后生的碳酸盐硫酸盐（3.0%）、硅质（1.9%）等胶结物（表2.3），胶结物类型以空隙、接触空隙和空隙接触为主，胶结比较致密。表2.3 中一区分层岩性成分表层位岩性碎屑成分，%胶结物含量，%石英长石岩屑合计粘土碳酸盐硫酸盐硅质及其他合计延6长石石英砂岩55.323.07.886.17.65.80.513.9延7长石石英砂岩70.314.96.491.63.54.30.68.4延8长石石英砂岩61.416.49.887.67.15.20.112.4延9长石石英砂岩64.813.68.687.09.52.70.813.0延10石英砂岩81.10.44.986.48.73.01.913.6（3） 厚度延10油层在马岭油田北区和中区沉积了一套石英砂岩，砂岩呈中厚层、薄层状。油层平均厚度9.7m，其上延9油层平均厚度3.9m，其中油层内夹层少，岩心观察，砂体内不连续夹层为砂质泥质，泥质砂岩和致密粉细砂岩。延102夹层主要集中在中下部，延9主要集中在上部。（4） 孔隙类型油层储集空间有原生粒间孔、次生溶蚀孔、晶间孔、裂隙孔组成。延10层长石含量少，岩性纯，孔隙以粒间孔为主，占89.5%，次为溶蚀孔，占6.2%，晶间孔占4.1%，以及极少的裂隙孔。延9油层长石含量较多，在成岩过程中酸性水的溶蚀下，长石发生强烈溶蚀和高岭石化，形成很多次生溶孔，占总空隙20%左右，构成以粒间孔溶蚀孔为主的孔隙网络。（5） 渗透率非均质性在平面上，延、延油层渗透率变化较大，在油田中部中258岭49中80井一线为高渗透带，南北两侧为低渗透带（图2.2，图2.3）。沿高渗透带由西向东渗透率逐渐降低。图2.2 马岭油田中一区延等渗图图2.3 马岭油田中一区延等渗图2.3 油藏流体性质（1） 流体性质原始条件下原油体积系数=1.7，饱和压力下的原油体积系数=1.5，原油压缩系数=19.561/MPa,地层水压缩系数=4.971/Mpa，岩石压缩系数=6.521/Mpa，原始含水饱和度=0.35，原始含油饱和度=0.65，原始条件下地层水粘度=0.3426mPas，原始条件下原油粘度=1.14 mPas。 （2） 渗流特征 表2.4 高压物性数据P(MPa)9.149.9712.8915.8118.21.33871.3531.4031.4571.5图2.4 原油压缩系数与地层压力关系曲线 表4.5 油水相对渗透率数据31.6835.0040.045.050.055.060.065.070.360.000.0070.0130.0330.0490.0650.0850.110.1621.000.800.490.220.120.0650.030.010.00图2.5油水相对渗透率曲线从相渗曲线中我们可以看出，束缚水饱和度=0.3168，最大含水饱和度=0.7036，油水相渗曲线交点处的含水饱和度50%，束缚水饱和度下的水相相对渗透率=0，通过以上特征我们可以得出该储层岩石的润湿性为水湿，有利于油田的开采。 表2.6 毛管压力数据31.6835.0040.045.050.055.060.065.070.360.850.66990.45440.3240.2210.1650.1350.1160.0963图2.6毛管压力曲线在毛管力曲线中平滑段很短，说明该储层的孔喉比较小，不利于油气的流动，从毛管力曲线也可以求出油柱的高度、确定油水界面。 表4.7 油气相对渗透率数据051015202530354041630.000.000.0420.0760.1250.190.2480.3210.3950.4050.561.000.7060.4820.3160.1980.1160.0630.030.0010.000.00图4.6 油气相对渗透率曲线2.4 油藏压力和温度 （1） 油藏压力原始地层压力=28.8Mpa，饱和压力=18.2 Mpa，废弃地层压力=9.14 Mpa（2）油藏温度深度m200023002600290032003500测点温度（摄氏）7375.281.187.993.6108温度梯度：2.33摄氏/100m在3200-3500米段，温度梯度明显高于其他段，故此层段存在异常温度带。2.5 驱动能量分析 油气藏天然能量主要包括：油藏中流体和岩石的弹性能、溶解于原油中的天然气膨胀能、边水和底水的压能和弹性能、气顶气的膨胀能、重力能等。根据地质资料反应，该油藏的地饱压差大，边水不活跃，且根据已给的参数知道有，则该油藏为欠饱和油藏，驱动方式为弹性水压驱动类型。 根据物质平衡方程可以判断天然能量的大小：则有，所以天然能量比较充足。 第三章 储量计算与分类评价3.1 参数确定正确的计算油气储量是油气藏的评价工作中十分重要的一环，是油气藏科学开发的基础。储量计算的正确与否直接影响开发决策的成败与得失。因此实际计算中必须认真对待储量计算的问题。根据计算所采用的资料来源不同，储量分静态地质储量和动态地质储量。动态地质储量是采用油气藏生产动态资料计算而得的储量数值，多用作开发过程中油气藏评价的参数。静态地质储量是采用静态地质参数计算所得到的储量数值，是油气藏早期评价的参数。国家储委已批准的基本探明储量计算参数的确定方法如下：1. 计算单元：马岭油田的四个油层之间隔层厚，分别按其含油单元计算2. 有效厚度：根据岩心分析，电性参数各分层测试产能资料编制有效厚度下限图版确定，根据孔渗下限划分单井各层有效厚度。3. 孔隙度：对比常规、全直径、三轴向、地层条件岩心孔隙度和测井计算孔隙度，概率均值插值小于0.5%，最终选择测井孔隙度。4. 含油气饱和度：利用油基泥浆取心、高压压贡、地层含盐量、测井等方法对比，选取各层含油气饱和度。5. 含油气面积圈定：沟槽区附近按有效厚度1.0m。边界沟槽不清楚时，以井点外推1.5km，按有效厚度4.0m线划界，并扣除未获工业油流的井。6. 油藏原始地层压力：28.8MPa7. 油藏温度：90计算结果：含油面积5.85km2，基本探明储量1223.4064104吨。3.2 储量计算储量计算既可以采用平均值法，即先分别求取各个储量参数在整个油气藏的平均值，然后计算储量；也可以采用离散的方法，即把整个油气藏分成若干个均质每个储量单元进行储量计算，然后又进行所有的单元储量之和。储量计算的关键是参数的确定，如面积、厚度、孔隙度、含油饱和度等参数的确定。对于处在设计阶段的储量计算，主要采用容积法进行。（1）原油储量计算：储量计算单元（油气藏或区块）含油气面积；：油气层有效厚度；：具有代表性的岩芯分析有效孔隙度；：应用岩芯资料综合分析确认能代表油气藏的含油气饱和度；：地面脱气原油密度，是油气藏高压物性实验分析值；：地层原油体积系数，是油气藏高压物性实验分析值；：油气藏地面条件下的地质储量。油层组S1+S24.4511.10.130.630.8221.5402159325S34.7216.50.130.650.8151.4623668537S3-4-S45.7814.70.120.620.8181.4413588454S4-5-S55.8510.70.130.610.8181.4412817748油藏总地质储量 =2159325+3668537+3588454+2817748=12234064 t（2）原油可采储量计算：地层原油残余油饱和度。油层组NpS1+S24.4511.10.130.630.8221.540.2964720350.8S34.7216.50.130.650.8151.4621297195S3-4-S45.7814.70.120.620.8181.4411161224S4-5-S55.8510.70.130.610.8181.441883645.8 油藏总可采储量 =720350.8+1297195+1161224+883645.8=4062415.6 t（3）天然气的储量计算，其中溶解气的地质储量：原始溶解气油比 ,是油气藏流体高压物性实验分析值；：地质条件下的溶解气的地质储量。油层组S1+S22132159325459936199S31713668537627319804S3-4+S41923588454688983244S4-5+S51922817748541007621溶解气的地质储量 =459936199+627319804+688983244+541007621=2317246868 3.3 分类评价 储量计算完成后，应该对油气藏储量进行评价，这是衡量勘探经济效果、指导衡量合理使用的一项重要工作。储量评价工作通常按一下几个方面及评价标准进行：(1) 流度计算（k/ 10-3m2/mPa.s）高：80； 中：3080； 低：1030； 特低：10大型油田：110 大型气田：300中型油田：0.11 中型气田：50300小型油田：0.1 小型气田：300 10中丰度：100300 210低丰度：50100 2特低丰度：15 10 中产： 515 310 低产： 15 3 特低产： 1 代入数据： Q/h=21.11/3.018=6.99 t/(dkm) 故属于中产能油气井。(5) 油层埋藏深度油田 气田浅层： 2000 4000 4000由地质资料可知，马岭油田侏罗系埋藏深度平均为3018m，故该油藏属于深层油藏。第四章 产能分析油气藏产能的大小是油气田开发建设和合理开发油气资源的重要依据，必须在油气藏评价阶段认真研究加以确定。4.1 产能测试及评价 （1）油气井产能分析：通过单井产能试井测试资料分析确定单井产油量、产气量、产水量、生产压差、采油指数、气油比、含水；分析油井最大产能、地层压力递减情况及含水上升情况，以此为基础测油气生产动态，研究确定相应开发措施。（2）油气藏伤害、保护与改造：必须对油气层伤害程度进行评价（用试井分析方法），并提出保护和改造油气层的具体措施，如分析确定压裂、酸化等改造措施效果。（3）产能分布特征：由于油气藏的非均质性，油气藏各部位及层段产能也有很大差异，为合理布井和充分发挥各层段出油气能力，找出主力及非主流部位，区别主要油气层和差油气层，以便制定合理措施，开采出各类油气层中的油气资源。压力降落试井： 油井以定产量进行生产，油井井底压力不断降低，记录压力随时间的变化关系（适于新开发井或油井关井时间长到已达到周围地层压力稳定后）。压力恢复试井：油井生产一段时间后，突然关井测取关井后井底压力随时间的变化关系。 水驱特征曲线： 甲型水驱曲线 乙型水驱曲线 比采油指数与有效渗透率的关系：理论分析表明，当各油田各井层的污染程度相同时，比采油指数与有效渗透率的关系严格遵循过坐标原点的线性关系，其方程为4.2 合理产能预测油气井以多大的产量投入生产，是一个复杂的技术经济问题，可以从以下几个方面考虑确定：（1）根据系统试井流入动态曲线选择合理的生产压差，计算采油指数及每米采油指数。按布井范围内可投入开发的厚度计算单井日产油量；（2）气顶油藏、底水油藏、气顶底水油藏，必须计算油井极限产量和极限压差，结合经济条件选择单井日产量；（3）低渗透、特低渗透油田，单井日产量的确定应考虑增产措施的效果；（4）注水开发油田还需要考虑注采平衡要求，分析流入动态曲线特征，对全油田压力系统进行优化；（5）合理单井日产油量的确定还受采油速度及稳产年限要求的约束，常需对多种方案进行分析、优化后确定。此外，还要考虑：（1）油气井产量必须大于经济极限产量；（2）PwfPb防止井底出现两相区而增加渗流阻力；（3）油气井产量不能过高，生产压差不能过大，以防止井底出砂、坍塌等；（4）油气井产量应充分利用油气藏能量并发挥其产能；（5）井底流压应保持流体的有效举升。注采系统为反九点系统，回收年限为3年，经济极限产油量为19.8104t/a，采油速度为1.6%，根据实际情况，综合选取采油速度为1.7%，则产油量为20.8104t/a，单井产油量为21.11t/d(25.8m3/d，采油井27口，见开发调整方案设计和油田经济评价)。第五章 开发（调整）方案设计5.1 开发（调整）方式根据物质平衡方程可以判断天然能量的大小：则有，所以天然能量比较充足，但是由于马岭油田属于层状特低渗透型油藏，平均渗透率仅为1.3mD，且该油藏是由下部的河流充填式沉积发展为上部的三角洲，沼泽沉积相，在这样的沉积环境中，砂体沉积小，侧向连续性差，地层不能形成良好的渗流条件，依靠天然能量开采，采收率低，因此从经济效益看来必须用人工注水开采方式。根据地质资料反应，该油藏的地饱压差大，边水不活跃，且根据已给的参数知道有，则该油藏为欠饱和油藏，驱动方式为弹性水压驱动类型。 5.2 开发（调整）层系 开发层系的划分，既要达到纵向上波及体积提高，又要有最佳的经济效益，根据层系划分原则，一个独立开发的层系应该具有一定的地质储量，根据容积法计算， 且两个层系相互独立，又因为两个油层的孔隙度，含油饱和度相近，均属低渗透型油藏，原油性质相近，属于一个压力系统，单井采油能力低等特点，可以设计一个开发层系分层注水，合层开发。5.3 开发（调整）井网 合理的开发井网是高效开发油田的重要条件之一，对于像马岭油田这样的特低渗，非均质性比较明显的非常规性油田，需要确定一套合理的开发井网。根据此油田的地质特征和储层的物性参数，此油田的井网部署需要从以下几个方面来考虑：1） 井网要能最有效的控制住油藏的储量。2） 井网能保证达到一定的生产规模和一定的稳产期。3） 要能保证尽可能高的采收率。4） 钻井投资及工作量最小。5） 为开发后期调整留有余地。根据资料显示，在此区块的早期开发采用面积注水开发试验，采用600m井距，反九点不规则面积注水井网投入开发，随着油田衰竭式的开采，采收率逐渐降低，因此在原井网的基础上进行了加密调整，用数值模拟计算了主力油层，不同井距（300，400，500，600），不同井网（五点法，反七点法，反九点法）的12个方案，从计算结果及经济效益看来，井距增大，打井少，效益好。反七点法效益最差，同一井距五点法比反九点法效益好。对比结果认为：300，400m五点法和反九点法，500m反九点法5个方案可以选用。但是，此5个开发方案中，可采程度差别比较大。经过模拟计算，在同一开发年限下（45年），400m反九点法的含水率，日注水，累积产水，注入倍数均为最小，采出程度，累积采油量均为最大，在含水率为95%时的开采年限超过了45年，所以采用400m反九点法为最佳方案。反九点法的井网分布为：每一个注水单元为一个正方形，其中有一口注水井和八口开发井。注水井位于注水单元中央，四口生产井分布在四个角上（称为角井），另四口井布于正方形的四个边上（称为边井）。其注采井数比为1：3。但是随着油田的开发，井距还应该根据开发现状和剩余油分布进行适当加密。5.4 开发指标的预测和评价由于已知，则此油藏为欠饱和油藏，且该油藏的驱动方式为未饱和油藏的天然弹性水压驱动。该油藏的条件为：，系数m=0，。则该油藏的简化物质平衡方程式为：其中天然水侵量 人工注水量则可以利用物质平衡方程对此油田做一动态预测。5.4.1 确定采出程度原油累积产量的公式为:在注水保持地层压力下，则上式可以简化为：此时，假定此油田现在处于高含水采油期，且目前的含水率约为60%90%，在此假定。则可以计算得马岭油田目前的采出程度为：5.4.2 开发现状就油田开发全过程而言，任何油田的开发都要经历产量上升、产量稳定、产量递减三个阶段，马岭油田现在已经进入高含水开采阶段(油井产量占总产量地2/3)，进行含水类型的拟合，其结果均属于S凹型（有S型，S凹型，凹型三种类型），拟合得相关的S凹型曲线，有公式: 其中平均采出程度含水上升率公式为：由于马岭油田各区块与其它油田含水曲线具有共同特征，即没有无水采油期的S凹型含水曲线类型，只是初始含水的高低影响各油田的采收率。图5.1含水率上升与含水率的关系曲线大致图5.4.3 可采储量和最终采收率的确定由于注水开发油田，其开发指标间存在着线性的关系式，在注水开发油田的过程中，可以根据实际的资料，利用线性回归法求得和的实际关系式，用此对该层系未来动态进行预测。当注水开发实验结束时，可根据此时的含水率得知（例如含水为95%或98%等）累积产水量（）和水油比（），进一步根据甲型水驱特征公式推倒求得可采储量（）和最终采收率（）。5.4.4 高含水期开采马岭油田开发已经十几年，已从低含水开采进入了中高含水开采期，从实际资料来看，油田开发效果是好的，从主力油层的开采实践中，认为该阶段除继续对致密层挖潜外，应考虑改变注水方式及开展三次采油试验来挖潜高含水层、剩余油较多的储层的潜力。5.5 注采压力系统注水开发油田需要取得好的开发效果，除了合理的注采井网外，还要建立合理的注采压力系统，需要满足油田开采速度所需要的注采压差，必须达到注采压力系统的平衡。5.6 产能评价在确定此区块采用400m井距，反九点法的井网，做出符合上述条件下的不同含水，不同压力下的注采压力平衡图（IPR曲线），由此可以确定出不同含水时，满足注采平衡条件的最大产液量及地层压力界限。马岭油田的反九点法的注采井数比为1:3（例如9口注水井，27口采油井），做其相应的IPR曲线，从曲线上求出不同含水时达到注采平衡条件下的最大采液速度及地层压力界限值，再做出给定的不同采油速度与含水关系曲线，由此图可以求得任意一地层压力下，不同含水时的最大采液量。5.6.1单井产能测试特点及结果在目前的条件下，酸化是油井正常投产的必备条件，起初，酸化的规模可能很小，仅能起到溶解的作用，但是，随着酸化技术的发展，油层进一步改造，预计产能还有潜力。由于马岭油田属于特低渗透型油田，因此仅依靠纯注水来提高原油的生产能力还有一定的开发难度。压裂改造是提高低渗透油层生产的基本手段已被理论和实践所证实。油井投产后需要通过压裂来扩大有效体积系数来提高各分层的驱替效果：使油藏的开采程度进一步得到提高。5.6.2油井合理配产方法和稳产法对油井合理配产是高效开发油田的一个重要环节。各种配产方法为油井和分阶段实施方案配产提供了可靠曲线。经常采用的方法有：经验统计法，采油曲线法，双目标优化法，协调配产法，拟稳态法，物质平衡法（MBE），数值模拟法，试采评价等方法。其中，采油曲线法是从油井二项产能出发，油井生产压差为地层压力和油井产量Q的函数。当地层压力一定时，生产压差仅使油井产量的函数，当产量Q较小时，油井生产压差与产量Q的生产关系呈直线关系，P与Q呈曲线关系且凹向压差轴,将偏离直线的那一点产量作为油井配产产量的配产方法就是采油曲线配产法。物质平衡法是利用物质平衡方程结合二项式采油方程: 对油井的生产动态预测前面已经提到，此油层为不封闭型欠饱和油藏，驱动方式为弹性水压驱动，其物质平衡方程为：，以该井的最低井底流压及稳产时间大于10年为限制条件，当油井以某一产量生产，其井底压力达到最小值时的生产时间大于10年，则认为油井的这一产量为该油田的稳产产量，经计算，马岭油田的稳产产量为43.685910t第六章 油田经济评价6.1 投资估算与预测 本项目投资估算包括固定资产投资估算、建设期利息估算及流动资金估算。（一）固定资产投资估算1勘探投资按照本项目动用中部油田探明储量的比例，考虑到利用已5口井的投资进行估算，该项目的勘探投资估算为5000万元。2.开发井投资本油田开发钻井36口，成本每米4000元，平均井深3018米，估算开发钻井投资为43459万元。3地面建设投资地面建设投资为钻井投资的50%，估算为21730万元。（二）流动资金流动资金按固定资产投资的3%估算，估算值为2106万元。6.2 经济评价 本项目经济评价是依据国家计委、建设部建设项目经济平均方法与参数（1993年7月第二版）、石油工业建设项目经济评价方法与参数的规定及有关政策进行的，主要考察该项目的获利能力、清偿能力及负债情况，以判断项目在财务上的可行性。（一）采油成本估算1. 成本估算依据 开发及地面建设方案 全行业油气成本资料 其他有关资料2本开发项目生产期分自然稳产齐、调整稳产期等阶段 折旧费：固定资产形成率80%，综合残值率3%，综合折旧年限为9年，固定资产折旧费每吨原油100元。 储量使用费：按每吨原油59元，每千方气5元计算。 操作费用：包括材料费、燃料费、动力费、井下作业费、注水费、三脱费、维护费等，合计每吨油356元。（二）销售收入及税金估算1销售收入按商品率95%计算，产品价格为每吨油3271元，每方气1.98元计算。2税金 按产品销售税率5%计算 （三）财务评介及结果 按照建设