油藏工程课程设计参考标准.doc

油藏工程课程设计 油藏工程课程设计 班级：石工02-2 姓名： 学号：基础数据资料1 油区：胜利油田XX区块2 油藏几何参数及各小层物性班级：2学号：23表一、油层物性数据序号油层顶深（m）油层厚度（m）含油面积（km2）孔隙度渗透率(10-3 )121952.614+ （班号）/4+（班里序号）/15 =4+2/4+23/15 =6.030.241585.05221992.850.24864153.006322043.310.23646189.588422093.270.23464244.482522144.050.23562254.268622333.150.23296280.896722383.420.23506217.098822444.280.23569169.092922514.380.23989146.2441022574.230.24066119.658 地层压力梯度：0.1MPa/10m，地温梯度：3.7 C/100m3 流体物性地面条件下油水密度： 地层条件下油水粘度： 1 mPas =10+30/20 =11.5 mPas mPas =0.5+2/20=0.6mPas油藏工程课程设计地层泡点压力： MPa原油体积系数： 水的体积系数： 4 油水相渗关系表二、相对渗透率数据表swkroKrw0.3200.6760.00.3520.6095440.001870.3840.5453760.006490.4160.4837040.01320.4480.4245280.021780.4800.3679520.032120.5120.3141840.044220.5440.2633280.073260.5760.2154880.073260.6080.1709760.089980.6400.1301040.108240.6720.093080.127820.7040.0604240.148830.7360.0328640.171270.7680.0116480.195030.8000.00.23545 井眼半径：0.1 m6 油水井操作条件 注采压差：3MPa排状注水的排距与井距之比为2:1要求油田的初期采油速度达到5油水井正常生产时间为300天/年7 常用经济指标钻井成本：1000元/米注水单价：6元/米3输油单价：60元/吨生产维护费：150元/吨作业费用：20000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：1200元/吨贷款利率：5.86 存款利率：2.25第一章 油田概况1. 油藏地质描述本油区是胜利油田XX区块，含油面积6.5 km2。具有十个小层，油层顶深从2195米到2257米不连续，平均深度2224.4米；每个小层厚度不均，最小2.61米，最大4.38米，平均厚度3.555米；孔隙度分布也不均衡，最小0.23296，最大0.24864，平均孔隙度（按厚度加权平均）为0.237928；渗透率也不均衡，最小85.05md，最大280.896md，平均渗透率（按厚度加权平均）为186.0067md。束缚水饱和度为0.32，残余油饱和度为0.2。地层压力梯度为0.1MPa/10m，地温梯度为3.7 C/100m，泡点压力为20Mpa，地层条件下油水粘度分别为10.7 mPas和0.6 mPas，地面条件下油水密度为和。2. 油藏纵向非均质性评价表1-1 油层非均质性数据表序号油层顶深（m）油层厚度（m）渗透率(10-3 )121952.6185.05221992.85153.006322043.31189.588422093.27244.482522144.05254.268622333.15280.896722383.42217.098822444.28169.092922514.38146.2441022574.23119.658一、 油层纵向非均质性评价1. 储层渗透率突进系数：层内最大渗透率与平均渗透率的比值，也称非均质系数。 所以，储层非均质性弱。2. 储层渗透率变异系数 所以，储层非均质性弱3. 储层渗透率级差 级差比较小，储层非均质性弱综上，本区块储层比较好，非均质性不严重。由表1-2可以看出，该储层的渗透率在纵向上从85.05-280.896不等，数值相近，在纵向上的分布差异不大；油层的构造形态，油水边界，压力系统和原油物性比较接近。综合以上因素和层系划分的原则，可以看出该储层可以采用一套生产井网开采，减少了投资成本，有利于取得较大的经济效益。三、油藏流体分布及其物性描述储层基本参数及各小层物性，见表1-2表1-2序号油层顶深（m）油层厚度（m）含油面积（km2）孔隙度渗透率(毫达西）121952.616.50.241585.05221992.850.24864153.006322043.310.23646189.588422093.270.23464244.482522144.050.23562254.268622333.150.23296280.896722383.420.23506217.098822444.280.23569169.092922514.380.23989146.2441022574.230.24066119.658地层压力梯度：0.1Mpa/10m，地温梯度：3.7C/100m，地层泡点压力：Pb=20MP、流体物性地层条件下油水黏度：o=11.5mPa.s w=0.6 mPa.s地面条件油水密度：o=0.83g/cm3 w=1.0g/cm3原油体积系数：Bo=1.12水的体积系数：Bw=1.02、渗流物性相渗曲线见图1-1图1-1从相渗曲线中我们可以看出，束缚水饱和度Swi=0.32，最大含水饱和度Swmax=0.8，油水相渗曲线交点处的含水饱和度Sw50%，束缚水饱和度Swi下的水相相对渗透率Kro=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。序号油层深度（m）渗透率(10u )1219585.0522199153.00632204189.58842209244.48252214254.26862233280.89672238217.09882244169.09292251146.244102257119.658四、油藏天然驱动能量评价（略）第二章计算油藏的地质储量一、地质储量的计算采用容积法对本区块进行储量估算，由储量公式为=100Ah（1-Swi）o/ Bo，带入数据，各小层储量见表2-1。地质储量为2770.562万吨。储量丰度公式为：o=N/A=100h（1-Swi）o/ Bo代入数据可得储量丰度为：426.24万吨每平方千米，由于储量丰度为高丰度，所以该油藏属于高丰度的油藏，具有很大的开采价值。表2-1序号油层顶深（m）油层厚度（m）含油面积（km2）孔隙度渗透率(毫达西)小层储量(104 m3)121952.616.50.241585.05206.4619221992.850.24864153.006232.1123322043.310.23646189.588256.3705422093.270.23464244.482251.3229522144.050.23562254.268312.5716622333.150.23296280.896240.3667722383.420.23506217.098263.322822444.280.23569169.092330.4207922514.380.23989146.244344.16651022574.230.24066119.658333.4468二、可采储量的计算N=100Ah（）o/ Bo各小层储量见表2-2。序号油层顶深（m）油层厚度（m）含油面积（km2）孔隙度渗透率(毫达西)小层储量(104 m3)121952.616.50.241585.0560.7241221992.850.24864153.00668.26833322043.310.23646189.58875.40308422093.270.23464244.48273.91851522144.050.23562254.26891.93282622333.150.23296280.89670.69608722383.420.23506217.09877.44765822444.280.23569169.09297380.23989146.244101.22541022574.230.24066119.65898.0726可采储量为814.87万吨。三、最终采收率评价第三章层系划分与组合论证一、层系划分的原则（1）把特征相近的油层组合在同一开发层系内，以保证各油层对注水方式和井网就有共同的适应性，减少开采过程中的层间矛盾。（2）一个独立的开发层系应具有一定的储量，以保证油田满足一定的开采速度，并具有较长的稳产时间和达到较好的经济指标。（3）各开发层系间必须具有良好的隔层，以便在注水开发条件下，层系间能严格地分开，确保层系间不发生串通和干扰。（4）同一开发层系内，油层的构造形态、油水边界、压力系统和原油物性应比较接近。（5）在分层开采工艺所能解决的范围内，开发层系不宜划分的太细，以利于减少建设工作量，提高经济效果。划分开发层系，就是要把特征相尽的油层合在一起，用一套生产井网单独开采。总结国内外在开发层系划分方面的经验和教训，合理组合和划分开发层系一般应考虑以下几项原则：（1）把特性相近的油层组合在一同一开发层系内，以保证各油层对注水方式和井网具有共同的适应性，减少开采过程中的层间矛盾。（2）一个独立的开发层系应具有一定的储量，并具有较长的稳产时间和达到较好的经济指标。（3）同一开发层系内，油层的构造形态，油水边界，压力系统和原油物性应比较接近。（4）在分层开采工艺所能解决的范围内，开发层系不宜划分得过细，以利减少建设工作量，提高经济效果。二、划分的层系可划为同一套开发层系。三、可行性论证由于油层之间沉积条件相近，渗透率在纵向上的分布差异不大，油层连通系数为0.73，变异系数为0.338，组成层系的基本单元内油层分布面积相同，层内非均质小，所有的小层有相同的构造形态，油水边界和压力系统，原油物性相同。划分为一个层系开采，既可以保证一定的储量，又可以充分发挥采油工艺措施的作用。这样可以减少钻井，既便于管理，又可以达到较好的经济开发效果。经论证，可划为同一套开发层系。第四章注采方式选择一、注水方式选择由于要保持油层能量，在油藏下降到饱和压力以前就要注水，可以采用早期注水。选用早期注水方式，使油层压力保持在饱和压力以上，使油井有较高的产量，有利于保持较高的采有速度和实现较长的稳产期。本区块油层面积较大并且有一定的延伸长度，油层之间连通性好，油层渗透率较高，具有较高的流动系数，故采用排状注水。二、注采井数确定、单井产量计算：油田的初期采油速度为3.5%。则年采油量为2770.562*3.5%=96.97万吨，日产油量为96.97*10000/300=3232.32t/d用公式q=2*丌*Ko*H*P/oBo（lnRe/Rw-0.5+S），将有关数据代入此公式得q= 58.67t/d。2、油井数和水井数的确定利用井数公式n=NV/300/q(其中q为单井产量)得出油井数n=55采用排状注水方式，水井数n=55。第五章 油田开发指标预测采用解析法预测开发指标，见水前开发指标预测见表1时间日产液累产液日产油累产油日注水累注水采出程度（）含水率（年）（m3）(104 m3)（t）(104t)(m3)(104 m3)（）01981.60601783.445101981.605700012063.47360.651321857.125354.586187732063.472560.65130.02189022156.404123.91881940.7632111.52688592156.4035123.9190.04473032263.139190.17322036.8251711389190.1730.06864042387.474259.88262148.7262233.89430152387.4736259.8830.0938052534.845333.65122281.3605300.28603752534.845333.6510.12043062713.376412.28342442.0384371.05503362713.376412.283086312422262642.27671242226.3032935.8631242226448.366083223.91914727132901.52751472712.9933223.91941472713590.6190见水后开发指标：时间日产液累产液日产油累产油日注水累注水采出程度（）含水率（年）（m3）(104 m3)（t）(104t)(m3)(104 m3)8.754052.969445.10381426.6872389.27570054052.9692445.1040.14050.6099.964624.315616.81781185.7344440.4297734624.3146616.8180.158970.71511.35378.379881.7767982.67226497.98752125378.3793881.7770.179740.79712.66333.8091269.076807.10096557.35894596333.80861269.080.201170.85813.87504.9711805.736650.39102614.16727087504.97131805.740.221680.90414.88912.932516.606506.53037665.20195898912.93022516.610.24010.93715.410685.93472.506377.3089711.165854110685.93472.510.256690.9611613483.654937.7270.12214755.255675213483.6514937.70.27260.97816.421009.577696.55201.28818798.945739321009.577696.550.288370.98927.821593.925637.8964.869277871.967651321593.90425637.9