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油藏工程课程设计报告 班级：61043姓名：高超学号：6104326指导老师：李治平、刘鹏程、鞠斌山、康志宏 单位：中国地质大学能源学院 日期：2008年3月2日油藏工程课程设计报告 班级：61043姓名：高超指导老师：李治平、刘鹏程、鞠斌山、康志宏第一章 油（气）藏地质评价一个构造或地区在完钻第一口探井发现了工业油气流后，即开始了油气藏评价阶段。油气藏评价，主要是根据地质资料、地震资料、录井资料、测井资料、取芯资料、岩芯资料、流体化验和试采等资料，对油气藏进行综合分析研究、认识、评价和描述油藏，搞清油气藏的地质特征，查明油气藏的储量规模；形成油气藏的概念模型；分析油气藏（井）的产能特征，初步研究油气藏开发的可行性，为科学开发方案的编制提供依据。1.1 油气藏地质特征油气藏地质特征研究是正确认识油气藏的前提，是油气田科学开发的基础，油气藏的地质特征主要应用地震资料、测井资料、录井资料和岩芯资料进行等有关资料来分析研究油气藏的构造、储层、流体性质、渗流物理特征等，从不同的方面全面把握油气藏的基本情况，为油气藏的科学开发奠定基础。（一） 构造特征 所谓构造是指油气藏在三维空间的延展特征，即油气藏的外部形态。构造研究包括构造形态描述、圈闭描述和断裂系统描述。常用来进行构造描述的概念有：（1） 构造形态由图CUGB油藏砂岩顶面构造图分析可知：此构造可命名为断背斜构造，这是因为其形态为西南至东北平缓，东南至西北方向较陡的背斜构造，在东南和西北方向分别被两条大的逆断层断开，断层对圈闭的影响也很重要。该构造的长轴约为21.3*0.6/3.5=3.65km，短轴约为9.4*0.6/3.5=1.61km，其比值为3.65:1.61=2.3:1，因此，该背斜为短轴背斜；该构造的走向：背斜为西南至东北方向，断层为从西南至东北方向，位于背斜西北翼的断层在延伸方向上有所偏转；构造顶面缓坡平缓度：sinA=0.13/(10.7*0.6/3.5)=0.071，A约为4度；陡坡平缓度：sinB=0.13/(4.7*0.6/3.5)=0.16，B约为9度。（2） 圈闭研究（如图）背斜上升，所以偏西北翼断层向东南倾，倾向为西北。而偏东南方向的断层向西北倾，倾向为东南向。所以命名偏东南方向的断层为断层1，偏西北方向的断层为断层2。断层1的断距：h=(0.51*0.51)-(0.1)*(0.1)/(1/2)=0.5km；由图可知断层1在底层5000米就开始发生断裂，断层类型为走向断层。且断层走向与岩层走向基本一致，由于油水界面的海拔高度在-4830米，所以断层1的封闭性与油藏无关。断层2的断距h无法确定，在地层-4770米以下就开始发生断裂。断层走向与地层走向垂直，断层为垂直断层，从确定的油水界面可以看出，油水界面在断层出被切断，说明断层对该油藏有封闭的作用。 （二）储层岩石特征分析1岩石的矿物组成石英：76% 长石：4% 岩屑：20%（其中 泥质：5% 灰质：7%）确定为岩屑质石英砂岩2粒度组成粒径(mm)10含量(%)4.039.1429.536.5512.723.053.231.290.49粒径集中在0.25 mm 左右，属中砂，分选较好。3粘土矿物组成平均粘土含量：3.93% 高岭石：75% 绿泥石：8% 伊利石：15% 蒙脱石：2%从上面的数据分析：高岭石逐渐转化为伊利石和蒙脱石，油层所处的深度比较深，可以判定该油藏属于深层油藏。4岩石物性由此，该背斜油藏的储层类型可定为砂岩储层，以粒间孔为主。孔隙度根据指导书2，三个井的平均孔隙度=（0.2+0.195+0.2）/3=19.67%那么为了方便，近似于20%，从孔隙度角度讲，储层条件较好渗透率根据指导书19，三井的气测渗透率平均值=（190+200+210）/3=200mD也属于较好的渗透率。级别12345K10001000-100100-101011储层评价渗透性极好渗透性好渗透性一般渗透性差渗透性极差（三）储层非均质性分析由渗透率数据表知：K(MD)200210190V变异系数0.40.30.5渗透率变异系数V0.5单层突进系数 N=210/200=1.05渗透率级差 D=210/190=1.105因此储层非均质程度弱，这样利于开发。（四）储层敏感性分析由数据：速敏指数Iv=0.08 水敏指数Iw=0.10由于速敏指数和水敏指数都比较小，说明速敏程度和水敏程度均弱，有利于注水开发方案的实施。（五）油气藏流体性质分析1原油性质分析 粘度：0.85Pa.s 密度：0.87g/cm3 含蜡：4.03% 含硫：0.7% 胶+沥青：10% 初馏点：50上述数据分析得到原油的黏度比较小，含硫量和胶质、沥青质含量都比较小，原油的性质比较好，有利于原油的开采。2天然气性质分析 相对密度：0.98 C1=40% C2=6% C3=4% C4=3% C5=1% C6=1% N2=20% CO2=25% air=15%3地层水性质分析密度：1.10g/cm3 矿化度：243869ppm pH=6.5由地层水的粒子浓度可知：属于氯化钙型，深层封闭环境。4原油高压物性分析 泡点压力：10Mpa 溶解汽油比：100m3/m3 原油体积系数：1.08 原油等温压缩系数：6*10-4/Mpa5油气水关系： 该油藏由于油藏平均压力大于泡点压力（10Mpa），所以属于一个未饱和油藏。该油藏无气顶，地下流体为油和水，油内溶有溶解气。由于三口井的资料不足，把该油藏的储层划作单层连通的砂岩层，则不存在夹层气。油水界面先前已经确定在海拔-4830m处。(六)油气藏压力和温度分析 根据静压和静温测试数据表：测试压力(Mpa)测点温度（摄氏）深度mC1C2C3C1C2C3480052.6452.5352.09120128119.8450050.2950.1849.74113.8113.6113.9420047.9447.8347.39107.5107.9107.4390045.5945.4845.04101.3101.1101.4360043.2343.1242.6895.195.295.3330040.8840.7740.3392.99392.8压力梯度:0.78mpa/100m，求得原始地层压力为53.07MPa由于各测点的压力相差无几，故无压力异常温度梯度：2.08摄氏/100m在3300-3600米段，温度梯度明显高于其他段，故此层段存在异常温度带。（七）渗流物理特征1岩石润湿性由数据：吸水指数:0.50 吸油指数；0.10 可判断岩石为水湿。2相渗曲线从水和油的相对渗透率曲线可以得到不同含水饱和度下水、油的相对渗透率，从而可以推算出含水饱和度和含水率的关系。3毛管力曲线在毛管力曲线中存在一段很长的平滑段，说明该储层的孔喉比较大，有利于油气的流动，从毛管力曲线也可以求出油柱的高度、确定油水界面。第二章：储量计算与评价2.1 储量计算意义及储量分类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。根据计算时对地下情况掌握的详细程度，通常又将地质储量分为预测储量、控制储量和探明储量，从预测储量到探明储量表明油气藏的勘探探明级别。2.2储量计算方法对于处于设计阶段的储量计算，主要采用容积法进行计算。（1）原油储量计算：A： 储量计算单元（油气藏或区块）含油气面积；h：油气平均有效厚度，即用标准的测井土板结使得油气层厚度，再用面积加权之后的总平均值；：具有代表性的岩芯分析有效孔隙度，再用体积加权之后的油气藏的平均孔隙度值；Soi：应用岩芯密闭分析化验资料和毛细管压力曲线等其他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；Bo： 地层原油体积系数，是油气藏高压物性实验分析值；N： 油气藏地面条件下的地质储量;A=4km2 h=40m Soi=75% Boi=1.08(2)天然气的储量计算，其中溶解气的地质储量 Rsi：原始溶解气油比 ,是油气藏流体高压物性实验分析值 Rsi=100.8;GS：地质条件下的溶解气的地质储量；N=1200万吨 Gs=12.096亿方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。2.3 开采储量预测可采储量的预测，也是采收率数值的预测，目前采用经验方法，即采用由许多已开发油气田和室内实验数据总结出来经验公式或图版进行综合分析加以确定（常用的经验共识和图版参见杨同佑等编写石油及天然气储量计算方法和秦同洛等编写的实用油藏工程方法）。从目前发表的论文来看，预测采收率的计算公式很多我们要根据不同的油田和不同的油气藏选用适合的公式来计算。采收率ER可根据经验公式得水驱油气藏的采收率：Pa：油气田开发结束时的地层压力或废弃油藏压力;Pb：油气藏的饱和压力；Swi：油气藏的束缚水的饱和度；Sw：油气藏的含水饱和度;, 原始地层条件下原油的黏度和地层水的黏度;Pa=1.03Mpa Pb=10Mpa Swi=25% Swi =1.0mpa ER=36.3%2.4储量评价储量评价是衡量勘探经济效果、指导衡量合理使用的一项重要工作。储量评价工作有以下：（1）流度计算 属于高流度的油藏（2）地质储量为中型油田、小型气田（3）丰度计算 属于中等丰度的油藏（4）油气井的产能较低（5）储层的埋藏深度 含油气层在4700米左右，为超深层。第三章 油气藏产能评价 油气藏（井）产能大小是油气田开发地面工程建设和合理开发油气资源的重要依据，在进行油气藏工程设计之前必须首先确定出油气井产能的大小。油气井评价包括生产井产能大小的评价和注水井注入能力的评价。3.1 生产井产能确定生产井产能的确定有三种方法，主要有：类比法分析法、矿场产能分析法、经验计算法。该油藏产主要运用IPR曲线进行生产井产能的确定。两种工作制度下的产量及流压 ； 所以在生产压差控制在4MP时单井的产能为168.5t/d3.2油气藏污染状况分析表皮因子S的求取：由PVT取一样综合分析数据可知由压力恢复试井数据得到：地层受污染,但是污染程度较小. 为防止油层污染,在注入流体时速度应该低于临界流速,注入地下的流体矿化度咬高于临界矿化度,注入流体之前咬进行配伍性试验. 3.4 合理的产能设计 油气井以多大的产量投入生产，是一个十分复杂的技术经济问题，在相关数据不祥的情况下，一般简化为地质储量的2%除以总井数，即 五点法时 直线排状法 反七点法 此产量为开发初期产量均值，随着开发的进行，产量会进行动态调整。3.5 注入能力确定方法 在保证井底储层岩石不破坏的情况下，注入井的井底压力应该不超过储层的破裂压力的80%，而地层破裂压力其中Pp-地层压力；Po -上覆地层压力，地层压力梯度Gp=0.0105MP/m;上覆地层压力梯度Go=0.0227MP/m;油层深度H：4855m,代入有因为不能超过地层破裂压力的80%，则注水井地层破裂压力Pf应保持在1.Pf注=73.080%=58.4MPa2.注水时采用=1.1g/cm3的注入水则地层静压Ph=0.009811.14855=52.4MPa由此可得地面设备应给注水井加的压力P=Pf注-Ph=58.4-52.4=6MPa又有速敏指数Iv=0.08 水敏指数Iw=0.10，这两个指数都显示出地层中孔隙受流体速度及水质影响都较小，因此，在考虑到注水井井底的破裂压力等因素情况下，建议注水时井底压力Pf 取58.4MPa.第四章 油藏工程设计 在油气藏评价的基础上，需要对油气藏的开发作出设计，涉及内容包括开发正案方式确定，开发层系划分和井网密度以及开发速度等进行充分论证与设计，是油气藏科学开发的重要研究内容，也是油藏工程师必须面对的重要问题。 4.1 开发方式确定 开发方式是指整体上依靠几种主要驱动方式或驱油机制开采油气藏，它将确定油田开采的最终采收率，而且在油藏工程设计中，合理的井网布置，油井工作方式以及地层压力保持水平在一定程度上要由驱动方式来确定。开发方式确定是一个综合考虑的问题，既要考虑油气藏本身的情况也要考虑油气藏的外部条件。目前开发方式总体上分为依靠天然能量开采和人工补充能量开采两类主要开发方式。 一 、天然能量开采的可行性分析 1.油田天然能量大小 油田天然能量是指弹性能量，溶解气能量，底边水能量，气顶气能量和重力能量等。本油田存在溶解气能量，弹性能量，底边水能量，重力能量。 1)由物质平衡法可知封闭型弹性驱动累积产量的理论值为所以采出油量与封闭型弹性驱动产量的比值为可用来衡量弹性驱动能量在总采油能量中的比例。 从C1井,C2井的静压数据表中可知C1井在测试日期的原始地层压力为53.07MPa,在C2井静压数据中推算C1井油层深度的地层压力为52.96MPa,在这段时间间隔中地层压力下降0.11Mpa,而在这期间累积产油量为大约 指标充足较充足有一定不足Npr3010302102根据表1可知有一定的天然能量 2）底边水能量 在油藏开发过程中，随着原油田和天然气的开采，油藏内部的地层压力下降，必须逐步向外部天然水域以弹性方式传播，并引起天然水域内地层水和储层岩石的弹性膨胀，在天然水域与油藏部分地层压差作用下，会造成天然水域对油藏的水侵。 由于该油藏在东北-西南方向上受两条逆断层的控制，而且水层的厚度比较小，油藏的天然水域比较小，油藏开采所引起的地层压力下降可以很快地波及整个天然水域范围，此时，天然水域对油藏的累积水侵量，可视为与时间无关，并表示为： 所以底边水的能量比较弱。 3）该油藏的Pi=53.07MPa,Pb=10MPa,在很长一段时间内不会出现溶解气驱，也不存在气顶气能量，重力能量也可以忽略不计。从上述分析可知（1）该油藏主要的天然驱动方式为弹性驱动，从构造上看该油藏为断鼻油藏。主要受断层和背斜的控制，断层起封闭作用。在断层一侧不存在底边水，依靠天然能量开采主要依靠的是油和岩石膨胀产生的弹性驱动。（2）油层物性方面：从渗透率（空气）数据表可知井号C1C2C3K（mD）200210190V变异系数0.40.30.5渗透率在1000-100为时渗透率好的油层，而该油层的平均绝对渗透率为200mD,可见该油层的渗透性非常好。变异系数小于0.5为相对均质油层，0.5-0.7为非均质，大于0.7为严重非均质，该油层的V变异系数都小于0.5，说明该油层为均质油层。从C1,C2,C3测井解释成果表中可知该油层平均孔隙度为20%，属于高孔隙度油藏。从润湿性测试数据表可知150块样品平均吸水指数为0.50，说明储层为亲水油层，原始地层压力为53.07MPa.远大于泡点压力10MPa，原始黏度比较小。以上资料说明储层为高孔隙渗透亲水油层，有利于原油在天然能量下驱动。（3）依靠天然能量开采，地层压力下降比较快，由弹性驱动的理论值为，可知依靠天然能量的开采率为6%左右，如果控制在1年的时间内开采，则单井的产量在3t/d左右，产量比较快，所以利用天然能量开采并不符合经济开采的需要。二 、人工补充能量开采的研究 由于利用天然能量不能满足开采的需求，则需要人工补充地层能量来保持油层压力来开发油田。地下储层为亲水油层，有利于水对油的驱动。原油黏度比较低，储层的均匀性比较好，有利于原油在水的驱动下流动。该油层储层岩石为岩屑石英砂岩，从水敏程序分级标准中水敏程度极强强中等偏强中等偏弱弱无水敏指数0.90.700.900.500.700.300.500.050.300.05可知该油层水敏指数Iw=0.10属于水敏程度中等偏弱的储层，可见注水开发最终采收率比较高，注水开采有利于原油的开采。从速敏程度于速敏指数的关系表中速敏程度强中等偏强中等偏弱弱无速敏指数0.700.400.700.10.400.050.10.05可知Iv=0.08属于弱速敏程度的油层。注水对岩性的影响不大，注水开发是可行的。 注水开发最终采收率的计算： 在相对渗透率曲线上，每隔一定饱和度读出油和水的相对渗透率，算出油水相对渗透率比值，在半对数坐标系中做出关系曲线，曲线中间主体段是直线，直线段可用下式表示： ( 1 ) (2)将1代入2得 当时, a=5674.7 b=13.99 得 4.2 井网及井距 一个注水开发的油田，在开发介入的初期都面临一个突出的问题，就是采用多大的井网密度进行开采，既能满足油田的开采速度和获得最佳的经济效益，又能获得较高的最终采收率。因此，合理井网密度作为一个油田开发初期的最重要的决策参数之一。井网密度受地层参数和流体性质影响。 一 合理井网密度 1、井网密度和原油采收率关系法 谢尔卡乔夫方程导出了原油最终采收率与井网密度的关系： 北京石油勘探开发科学研究院参照谢尔卡乔夫方程，根据我国144个油田或开发单元的实际资料，按不同的流度分为5个区间，归纳为最终采收率与井网密度的关系式： 各类油田井网密度的关系式表 类别流度油藏个数 回归相关系数130060013210030027330100674530195518根据资料该油藏的流度为31，因此选取类别3，结合水驱油藏采收率经验公式：可求得2、合理采油速度法满足一定采油速度的井网密度可由下式确定：由此确定的井网密度为 3、经济井网密度 经济井网密度包括经济最佳井网密度和经济极限井网密度，经济最佳井网密度即经济效益最大时密度，经济极限井网密度即经济效益为零的井网密度，其计算公式：当时用交汇法或试凑法,求出经济极限井网密度,求出当时时用交汇法或试凑法,求出经济极最佳网密度, 求出 计算得该油层平均技术合理井网密度为，经济最佳井网密度为4，经济极限井网密度为21，由于技术合理井网密度大于经济最佳井网密度。但小于经济极限井网密度，因此合理井网密度为17WELL/K 由于井距 二 井网类型 1.直线排状系统 注采井的排列关系为一排生产井和一排注水井相互间隔，生产井与注水井相互对应。在此系统下生产井数与注水井数之比1：1每口注水井的控制面积单元流度比 为驱替前缘饱和度 由含水率含水饱和度关系曲线得=0.569M=6.5/1*0.1714+0.1286=2 所以利用直线排状系统见水时井网的波及系数为0.4838。 由于在波及系数为100%时，注水开发最终采收率为63%，则利用直线排状系统最终采收率可采储量井网密度为17,总共注水井和生产井为68口,注水井数和生产经数比为1:1则生产井数和注水井数都为34口,入股开采时间年限为15年,则单井产量为N单井= 2.五点系统 油水井均匀分布，相临井点位置构成正方形，油井在注水井正方形中心，构成一个注水单元，在此系统下生产井数与注水井数之比1：1，每口注水井控制面积为（*）。五点式在流度比为2时，见水时井网的波及系数为0.622,则利用五点式的最终采收率可采储量注水井数和生产经数比为1:1生产井数和注水井数都为34口,则单井产量为N单井=如果注采平衡注水井每口得 注水量为25.27t/d3.反七点（正四点）注水井的井点位置构成正三角形,中心为生产井,而生产井构成正六边形,注水井在中心,在此系统下,生产井和注水井之比为2:1,F=2.598=2.5980.12=0.31176反七点在流度比为2时,见水井网的波及系数为0.675.则利用反七点法的 最终采收率为可采储量注水井数和生产经数比为1:2生产井数为45口注水井为23口.单井产量为N单井=根据注采平衡,单井每日注水量N注=20.7145/23=40.52t/d第五章 油田开发指标的计算进行在油藏工程设计以后，需要了解不同设计方案下开发指标变化，如产量、产液量、产水量随开发时间的变化，油田开发指标的计算方法有：概算法、经验计算法、油藏数值模拟法。一、第一年产量的确定第一年采油速度按照地质储量的4%开采，而且第一年为纯采油阶段，不见水，则第一年的单井产量为：1、 直线排状系统总共注水井和生产井为68口,注水井数和生产经数比为1:1则生产井数和注水井数都为34口2、 五点法 总共注水井和生产井为68口,注水井数和生产经数比为1:1则生产井数和注水井数都为34口3、 反七点法（正四点法） 总共注水井和生产井为68口,注水井数和生产经数比为1:2，则生产井数为45口，注水井数为23口。 二、开发指标的预测 开发指标的预测方法：第一年为纯采油阶段，根据注采平衡可知产油量等于注水量，则地下油层含水饱和度的增加量=注入水的量/油层孔隙的总体积，再加上原油层的束缚水饱和度即为现今地下的含水饱和度。把现今的含水饱和度作为下一年的初始含水饱和度，即可求出该饱和度下油的相渗透率和含水率。单井油产量的预测：1、 直线排状系统 2、 五点系统3、 反七点系统 ， 则三种井网的预测指标如下： 直线排状法： 时间（a）单井产油(t/d)油藏产油年产油量累计产油采出程度含水饱和度单井日注油藏日注年注水量累计注水产水量含水率142.781452.52484840.2549.171671.8655.1755.1700253.611822.6725.2873.286.10.2825.9880.4829.0684.232.030.083343.341474.8323.596.788.10.324.08818.7427.02111.253.60.117437.011258.1821.14117.929.80.3221.67736.6724.31135.564.530.157532.1531093.220.31138.2311.50.33520.8707.3623.34158.94.580.164627.3928.2318.3156.5313.040.3518.75637.421.03179.935.260.2722.39761.2717.27173.814.80.36217.69601.4519.85199.785.50.217820.461695.6715.96189.7615.810.37516.36556.1118.35218.136.180.252918.53630.0815.17204.9317.080.38615.54528.3717.43235.566.420.2691016.54562.514.09219.0218.250.414.44490.8516.2251.766.490.2861116.08546.613.19232.2119.350.4113.52459.615.17266.936.940.3141214.62496.6112.22244.4320.370.4212.52425.5914.04280.977.010.3331314.03477.0311.29255.7221.130.4311.56393.1512.91293.947.080.3531413.44457.1610.61266.3322.190.43410.87369.712.2306.147.130.3691512.69431.3110.14276.4723.030.4410.39353.2911.66317.88.710.394五点系统：时间单井产油(t/d)油藏产油(t/d)年产油量(*104t)累计产油采出程度含水饱和度单井日注油藏日注年注水量累计注水产水量含水率142.781454.52484840.2549.171671.8655.1755.700222.53766.0225.2873.286.10.2825.9880.4829.0684.232.030.083320.95712.323.596.788.10.324.08818.7427.02111.253.60.1172418.85640.921.14117.829.80.3221.67737.6724.31135.564.530.157518.1615.3220.31138.2311.50.33520.8707.3623.34158.94.580.164616.31554.4518.3156.5313.040.3518.75637.421.03179.935.260.2715.39523.1917.27173.814.480.36217.69601.4519.85199.785.50.217814.23483.715.96189.7615.810.37516.36556.1118.35218.136.180.252913.52459.8415.17204.9317.080.38615.54528.3717.43235.566.420.2691012.56426.9414.09219.0218.250.414.44490.8516.2251.766.490.2861111.76399.813.19232.2119.350.4113.52459.615.17266.936.940.3141210.89370.1812.22244.4320.370.4212.52425.5914.04280.977.010.3331310.06342.2111.29255.7221.130.4311.56393.1512.91293.947.080.353149.46321.6410.61266.3322.190.43410.87369.712.2306.147.130.369159.04307.3610.14276.4723.030.4410.39353.2911.66317.88.710.394反七点系统：时间单井产油(t/d)油藏产油年产油量累计油量采出程度含水饱和度单井日注油藏日注年注水量累计注水产水量含水率132.31453.548484%0.2572.641670.8555.1355.1400230.871389.1545.893.87.80%0.267669.421596.7252.7107.83.780.067325.811161.4838.33132.1311.00%0.317458.051335.1544.1151.97.780.15422.441009.833.32165.4413.80%0.34550.48116138.3190.210.180.21520.19908.5530185.4415.50%0.36945.41044.334.5224.710.310.23618.24820.827.09212.5317.70%0.3941.02943.431.1255.811.340.267716.25731.2524.13236.6619.72%0.4136.54840.527.74283.5411.890.3815.14681.322.5259.1621.60%0.42734.05783.125.84309.3812.740.33913.46605.719.99279.1523.30%0.44330.27696.222.97332.3513.320.3671011.78530.117.49296.6424.70%0.45826.49609.320.1352.4513.40.41111.11499.9516.5313.1426.10%0.4724.98574.718.96371.4114.310.431210.1454.515328.1427.30%0.48222.71522.417.24388.6516.110.463139.25416.2513.74341.8828.49%0.49320.8478.4515.79404.4417.460.525148.68390.612.89354.7729.56%0.50319.52448.9714.82419.2618.70.558158.14366.312.09366.8630.57%0.51218.31421.0313.89433.1523.660.63在15年开发指标的预测中：直线排状系统累计产油量为，累计注水量为，含水率为39.4%，采出程度为23.7%五点系统累计产油量为反七点系统累计采油量为，累计注水量为，含水率为63%，采出程度为30.57%第六章 油田开发方案经济评价油田开发方案经济评价是根据国民经济发展战略和石油工业中的长期规划，在资源评价、工程评价、技术评价和市场 预测的基础上，对拟开发或调整地油田开发方案测算投入成本和产出效益，分析不确定因素，对比和优化方案的财务经济可行性，评价和推荐最佳方案，为决策者提供可靠的依据的过程。该油藏主要从企业角度出发所进行的财务评价。在该油藏区域钻井的总数量为68口，生产井和注水井的数量随不同的井网类型而发生变化，钻井投资每米3500元，地面建设投资为钻井投资的30%，油田生产管理费用每口井每年90万元，与产出液有关的费用每吨150元，与注入液有关的费用每方10元，原油销售价格为1200元/吨。各种井网类型的经济评价：1、 直线排状系统 具体的井口产量和注水产水量如下表：时间/年单井产油t/d油藏年产油量累计产油油藏年需注水量油藏年产水量实际年需注水量142.78484855.17055.17253.6160108.16124.316.26118.05343.3448156.83180.210.49169.71437.0141.52198.35227.9313.86214.07532.15336.08234.43269.415.11254.29627.336.63271.06304.6116.95287.66722.3925.12296.18333.4916.74316.75820.46122.96319.14359.8818.34341.54918.5320.79339.93383.7820.94362.841016.5418.56358.49405.1121.33383.781116.0818.04376.53425.8525.34400.511214.6216.4392.93444.728.28416.421314.0315.74408.67462.7930.8431.991413.4415.07423.74480.1235.98444.141512.6914.23437.97496.4938.16458.3315年预算利润表产液费用注入液费用万元原油销售额万元累计销售额/万元生产管理累计费用/万元累计总的利润/万元0551.757600576006120-10377201180.57200012979212240-38328.501697.1576001881961836013438.902140.7498242380202448056699.302542.943296281316 3060093473.102876.64395632527236720130975.403167.53014435541642840154708.503415.42755238296848960175892.603628.42494840791655080194507.603837.82227243018861200210450.204005.12164845183667320225810.904164.21968047151673440239211.804319.91888849040479560251824.104441.41808450848885680263666.604583.31707652556491800274480.72、 五点系统共有生产井34口，注水井34口。产量如下：时间/年单井产油t/d油藏年产油量10-4t累计产油10-4t油藏年需注水量10-4m3油藏年产水量10-4m3实际年需注水量10-4m3142.78484855.17055.17222.5325.2873.2829.066.2622.8320.9523.596.7827.0210.4916.53418.8521.14117.9224.3113.8610.45518.120.31138.2323.3415.118.23616.3118.3156.5321.0316.954.08715.3917.27173.819.8516.743.11814.2315.96189.7618.3518.340.01913.5215.17204.9317.4320.94-3.511012.5614.09219.0216.221.33-5.131111.7613.19232.2115.1725.34-10.171210.8912.22244.4314.0428.28-14.241310.0611.29255.7212.9130.8-17.89149.4610.61266.3312.235.98-23.78159.0410.14276.4711.6638.16-26.515年预算利润表产液费用注入液费用万元原油销售额万元累计销售额/万元生产管理累计费用/万元累计总的利润/万元0551.757600576006120-1037720228303368793612240-792320165.32820011613618360-57089.30104.52536814150424480-37780.5082.32437216587630600-19506.3040.82196018783636720-3624.8031.1207242085604284010988.900.1191522277124896024051.9526.501