油藏工程课程设计参考标准

1、 油藏工程课程设计 02-2 班级：石工 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 渗透油层厚序油层顶含油面积k孔隙-)(10.241512.6185.052195153.00620.248642.852199189.588220433.310.23646244.4820.23464422093.27/15（班里序号4+（班号/4254.26822140.235624.055 =4+2/4+23/15280.896223363.150.23296 =6.03217.0983.42722380.23506169.

2、0920.23569822444.28146.24490.239894.382251 119.658 10 2257 0.24066 4.23 C/100m ，地温梯度：0.1MPa/10m3.7 ?地层压力梯度： 3流体物性 地面条件下油水密度：33?cmg/1.0?.?09g/cm wo地层条件下油水粘度： ?(10?学号/20) mPa s o =10+30/20 =11.5 mPas ?(0.5?班号/20) mPas ws =0.5+2/20=0.6mPa P?20 地层泡点压力：MPa bB?1.12B?1.0 水的体积系数：原油体积系数：wo4油水相渗关系 表二、相对渗透率数据表

3、 swkroKrw0.00.3200.6760.001870.6095440.3520.006490.3840.5453760.01320.4160.4837040.021780.4480.4245280.032120.4800.3679520.044220.3141840.5120.073260.2633280.5440.073260.5760.2154880.089980.6080.1709760.108240.6400.1301040.127820.6720.093080.148830.7040.0604240.171270.7360.0328640.195030.7680.011648

4、0.23540.8000.0 0.1 m 5井眼半径： 6油水井操作条件3MPa 注采压差：2:1 排状注水的排距与井距之比为 5要求油田的初期采油速度达到 年天油水井正常生产时间为300/ 常用经济指标7 米/1000钻井成本：元3 米/元6注水单价： 吨/元60输油单价：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 2。具有十个小层，油层顶深从2195米到本油区是胜利油田XX区块，含油面积6.5 km2257米不连续

5、，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3cm/.083g和密度为条件下油水，10.7 mPa水粘度分别为s和0.6 mPas地面3cm/.0g1。 2. 油藏纵向非均

6、质性评价 表1-1 油层非均质性数据表 序油层顶油层厚渗透-)(1085.05 2195 1 2.61 153.006 2199 2 2.85 189.588 2204 3.31 3 244.482 3.27 2209 4 254.268 2214 5 4.05 280.896 2233 3.15 6 217.098 2238 7 3.42 169.092 2244 4.28 8 146.244 2251 4.38 9 119.658 2257 10 4.23 油层纵向非均质性评价一、 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。 1.K896280.max0.51?

7、2?T?1. 所以，储层非均质性弱。 K0067.K186av 储层渗透率变异系数2. 2/NK)?(Kavi?0.32?V?0.5 所以，储层非均质性弱 KKav3. 储层渗透率级差 K280.896max?3J?.30 级差比较小，储层非均质性弱 KK85.05min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

8、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 2渗透率 孔隙度 含油面积（km） 油层顶深（序号 m） 油层厚度（m）(毫达西） 85.05 1 2195 2.61 0.2415 0.24864 2 2199 2.85 153.006 0.23646 2204 3.31 189.588 3 0.23464 2209 3.27 244.482 4 0.23562 254.268 2214 5 4.05 6.5 0.23296 6 3.15 280.896 2233 0.23506 3.42 217.098 2238 7 0.23569 4.28 8 2244 169.09

9、2 0.23989 9 146.244 2251 4.38 0.24066 119.658 4.23 2257 10 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：=11.5mPa.s w=0.6 mPa.s o3 3 =1.0g/cm =0.83g/cm地面条件油水密度：wo原油体积系数：Bo=1.12 水的体积系数：Bw=1.0 2、渗流物性 相渗曲线见图1-1 图1-1 胜利油田某区块油水相渗曲0.0.Kr0.Kr0.0.0.0.0.0.0.0.0.Sw ，束缚水饱和度从相渗曲线中我们可以看出，Swi=0.3

10、2，最大含水饱和度Swmax=0.8下的水相相对渗透率油水相渗曲线交点处的含水饱和度Sw50%，束缚水饱和度Swi 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。3?u(10渗透率 ) 油层深度（ m）序号85.05 2195 1 153.006 2 2199 189.588 3 2204 244.482 2209 4 254.268 2214 5 280.896 2233 6 217.098 2238 7 169.092 8 2244 146.244 2251 9 119.658 10 2257 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

11、、地质储量的计算 采用容积法对本区块进行储量估算， N=100Ah（1-S） Bo，带入数据，各小层储量见表2-1由储量公式为。 o/wiooip地质储量为2770.562万吨。 储量丰度公式为：=N/A=100h（1-S） Bo o/wio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 2渗透率 含油面积（km） 孔隙度m序油层顶深（m） 油层厚度（）毫达号 () 西(10 1 2 3 2195 2199 2204 2.61 2.85 3.31 0.2415 0.24864 0.23646 85.05 20

12、6.4619153.006 232.1123189.588 256.3705244.482 251.32294 2209 3.27 6.5 0.23464 5 2214 4.05 0.23562 254.268 312.57166 2233 3.15 0.23296 280.896 240.36677 2238 3.42 0.23506 217.098 8 2244 4.28 0.23569 169.092 330.42079 2251 4.38 0.23989 146.244 344.166510 2257 4.23 0.24066 119.658 333.4468小储) 263.322 二

13、、可采储量的计算 1?S） Bo N=100Ah（o/or各小层储量见表2-2。 序 ）油层顶深（m m） 油层厚度（2）含油面积（km 孔隙度渗透率 号 毫达() 西(102.61 0.2415 2195 1 85.05 68.268332.85 2199 0.24864 2 153.006 75.40308189.588 0.23646 3.31 2204 3 小储) 60.7241 73.918510.23464 244.482 4 2209 3.27 6.5 91.932824.05 0.23562 254.268 5 2214 70.696086 0.23296 2233 280.8

14、96 3.15 77.447653.42 7 0.23506 2238 217.098 97.182560.23569 2244 8 169.092 4.28 101.22544.38 2251 146.244 9 0.23989 98.0726119.658 0.24066 2257 10 4.23 可采储量为814.87万吨。 三、最终采收率评价 N814.87?100%?29?.41% N2770.562ooip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

15、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，

16、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

17、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.

18、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/Bo（lnRe/Rw-0.5+S），将有关数据代入此公式得q= o58.67t/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 （年）日产液 累产液3 （(10m） 日产油 43 m) ）（t 累产油 4(10t) 日注水 3(m) 累注水 34(10 m) 0 采出程 度（）0 1981.60

19、6 0 1783.4451 0 54.58618773 111.5268859 171.1559088 233.8943015 300.2860375 371.0550336 1242226.303 1472712.993 1981.6057 0 1 2063.473 60.65132 1857.1253 2063.4725 60.6513 0.02189 2 2156.404 123.9188 1940.7632 2156.4035 123.919 0.04473 3 2263.139 190.1732 2036.825 2263.1389 190.173 0.06864 4 2387.47

20、4 259.8826 2148.7262 2387.4736 259.883 0.0938 5 2534.845 333.6512 2281.3605 2534.845 333.651 0.12043 6 2713.376 412.2834 2442.0384 2713.376 412.283 0.14881 7 2935.863 1242226 2642.2767 2935.863 1242226 448.366 3223.919 8 1472713 2901.5275 3223.9194 1472713 590.619 含水（000000000 见水后开发指标：时间 日产液 累产液 日产油

21、 累产油 4(10t) 389.2757005 440.429773 497.9875212 557.3589459 日注水 累注水 采出程度（） （年）3 （m） (1043（t） m) 3(m) 34) (10 m8.75 4052.969 445.1038 1426.6872 4052.9692 445.104 0.1405 9.96 4624.315 616.8178 1185.7344 4624.3146 616.818 0.15897 11.3 5378.379 881.7767 982.67226 5378.3793 881.777 0.17974 12.6 6333.809 1

22、269.076 807.10096 6333.8086 1269.08 0.20117 13.8 7504.971 1805.736 650.39102 614.1672708 7504.9713 1805.74 0.22168 14.8 8912.93 2516.606 506.53037 665.2019589 8912.9302 2516.61 0.2401 3472.51 10685.9 0.25669 3472.506 377.3089 711.1658541 10685.9 15.4 16 13483.65 270.12214 755.2556752 13483.651 4937.7 0.2726 4937.7 16.4 21009.57 7696.55 7696.55 201.28818 798.9457393 21009.57 0.28837 27.8 21593.9 25637.89 64.869277 871.9676513 21593.904 25637.9 0.31473 0.6090.7150.7970.8580.9040.9370.9610.9780.9890.997 经济评价：累积现时生产数收支纯收钻生及作年注原油维护 （万元）费 （万元）注水费 售额量 费（年） 输油费 面建设费（万（万（万（万（万年产