PS029综合.pdf

全国石油工程设计大赛历年作品(共31项部分含图纸

收藏

资源目录
跳过导航链接。
全国石油工程设计大赛历年作品共31项部分含图纸.zip
PS207钻完井.pdf---(点击预览)
PS197综合.pdf---(点击预览)
PS169综合.pdf---(点击预览)
PS153采油.pdf---(点击预览)
PS151综合.pdf---(点击预览)
PS116综合.pdf---(点击预览)
PS100油藏.pdf---(点击预览)
PS094综合.pdf---(点击预览)
PS089综合.pdf---(点击预览)
PS082油藏 钻完井.pdf---(点击预览)
PS068钻完井.pdf---(点击预览)
PS052油藏.pdf---(点击预览)
PS043钻完井 采油.pdf---(点击预览)
PS033综合.pdf---(点击预览)
PS029综合.pdf---(点击预览)
PS024钻完井.pdf---(点击预览)
PS018钻采.pdf---(点击预览)
PS007采油.pdf---(点击预览)
PS006综合.pdf---(点击预览)
PS001油藏.pdf---(点击预览)
PS074综合
PS074.pdf---(点击预览)
附件:地面集输工程流程图.rar
PS114钻完井
PS127钻完井
PS164地面
PS170综合
PS204综合
PS204.pdf---(点击预览)
MM断块油田抽油井系统优化软件
chouyoujing.accdb
Interop.Office.dll
Interop.VBIDE.dll
抽油井系统优化设计软件.application
抽油井系统优化设计软件.exe
抽油井系统优化设计软件.exe.manifest
抽油井系统优化设计软件.Form2.resources
抽油井系统优化设计软件.Formcover.resources
抽油井系统优化设计软件.Formmain.resources
抽油井系统优化设计软件.pdb
抽油井系统优化设计软件.Resources.resources
抽油井系统优化设计软件.vbproj.FileListAbsolute.txt
抽油井系统优化设计软件.vbproj.GenerateResource.Cache
抽油井系统优化设计软件.vbproj.ResolveComReference.cache
抽油井系统优化设计软件.xml
TempPE
chouyoujingDataSet.Designer.vb.dll
DataSet1.Designer.vb.dll
My Project.Resources.Designer.vb.dll
图纸与图片
新建文件夹
压缩包内文档预览:(预览前20页/共109页)
预览图 预览图 预览图 预览图 预览图 预览图 预览图 预览图 预览图 预览图 预览图 预览图 预览图 预览图 预览图 预览图 预览图 预览图 预览图 预览图
编号:118169254    类型:共享资源    大小:75.24MB    格式:ZIP    上传时间:2021-03-20 上传人:机****料 IP属地:河南
50
积分
关 键 词:
全国 石油 工程设计 大赛 历年 作品 31 部分 图纸
资源描述:
全国石油工程设计大赛历年作品(共31项部分含图纸,全国,石油,工程设计,大赛,历年,作品,31,部分,图纸
内容简介:
全国石油工程设计大赛参赛作品 评审编号:PS029 方案类型: 油藏 钻完井 采油 项目管理 HSE 经济评价 全国石油工程设计大赛组织委员会制 目 录 I 作品说明 为了提升自身能力与专业水平,我们参加了此次大赛。在本次设计大赛中,我们主要做了以下几项内容。首先进行地质图件的 Geomap 化,提取其中的地质参数。然后结合大赛所给其他资料进行地质储量的计算与评价。然后进行油藏工程方案设计,主要包括以下几个方面:利用经验公式、极限经济井网密度初步确定井网密度,在已有井的基础上进行井网的部署;建立东西南断层封闭,北边边水的层状油藏数值模拟模型;开发方案的论证:a 天然能量开发指标计算预测 b 注水开发(注水时机:同期注水;注采井网:边部注水,面积注水五点、反七点、反九点,注采强度:以注采比为基础,论证 0.8/1.0/1.2)论证,推荐三个可选优化方案。进一步,从低渗油藏开发的现场经验及地下地质条件出发,选择丛式定向井进行钻井方案和采油方案的设计。最后,对整个开发方案进行了经济评价。 本次设计主要侧重于使用油藏数值模拟对开发方案目 录 II 的论证。在结合已有资料的基础上查阅了大量文献及资料,在老师的指导及团队成员的通力合作之下完成了本次设计大赛。 本参赛作品由团队成员独立完成, 不存在剽窃、 抄袭等侵权现象。 若违反自愿放弃参赛资格并承担相关责任。 负责人签字: 团队成员签字: 指导老师签字: 时间:2010 年 5 月 6 日 目 录 III 目 录 概 述 . 1 第 1 章 油藏地质特征 . 2 1.1 概况 . 2 1.1.1 地理位置和自然地理概况 . 2 1.1.2 勘探开发历史 . 3 1.2 油田地质特征 . 4 1.2.1 构造位置 . 4 1.2.2 地层分布及储层分布 . 5 1.2.3 沉积特征 . 8 1.2.4 储层性质 . 8 1.2.5 储层流体特征 . 11 1.2.6 储层渗流特征 . 11 1.2.7 储层敏感性分析 . 12 1.2.8 油藏类型 . 16 1.3 储量计算与评价 . 16 1.3.1 储量计算概述 . 16 1.3.2 储量类别 . 18 1.3.3 储量参数确定及储量计算 . 19 1.3.4 地质储量计算及结果 . 22 1.3.5 储量评价 . 22 第 2 章 油藏工程设计 . 23 2.1 开发原则 . 23 目 录 IV 2.2 开发层系划分及井网井距设计 . 23 2.2.1 开发层系划分 . 23 2.2.2 井网密度 . 23 2.2.3 井距、排距的确定及优化 . 25 2.3 数值模拟模型及方案优化 . 29 2.3.1 数值模拟模型建立 . 29 2.3.2 油田开发生产历史拟合 . 29 2.3.3 对模拟区开发井网设计和指标预测 . 30 2.4 油藏注水时机研究 . 35 2.5 最终推荐方案 . 43 第 3 章 钻井和采油工艺 . 44 3.1 编制依据及基础资料 . 44 3.1.1 编制的依据 . 44 3.1.2 基础资料 . 44 3.2 钻井工程设计 . 45 3.2.1 钻前准备 . 45 3.2.2 井身结构 . 45 3.2.3 钻头及钻具 . 46 3.2.4 定向井的设计 . 48 3.2.5 钻机 . 55 3.2.6 钻井液 . 63 3.2.7 钻井其他要求 . 69 3.2.8 钻井进度计划 . 69 目 录 V 3.2.9 钻井费用 . 70 3.3 完井设计 . 70 3.3.1 完井方法 . 70 3.3.2 射孔工艺 . 72 3.4 采油工艺 . 73 3.4.1 油管柱设计 . 73 3.4.2 采油方式 . 74 3.4.3 注水工艺 . 76 3.5 油水井压裂 . 80 3.5.1 压裂层位 . 80 3.5.2 压裂液 . 80 3.5.3 压裂步骤 . 80 3.6 油层保护 . 82 第 4 章 项目组织管理和生产作业 . 83 4.1 生产管理 . 83 4.2 动态监测要求 . 83 第 5 章 投资估算与经济评价 . 85 5.1 投资估算 . 85 5.1.1 依据 . 85 5.1.2 原则 . 85 5.1.3 价格选取 . 85 5.1.4 投资估算项目划分 . 85 5.1.5 投资计算 . 86 目 录 VI 5.2 经济评价 . 91 5.2.1 评价模式及原则 . 91 5.2.2 评价指标与评价方法 . 91 5.2.3 评价结果 . 97 5.2.4 敏感性分析 . 97 第 6 章 职业卫生、安全和环境保护 . 101 6.1 总体原则 . 101 6.2 健康与安全 . 101 6.3 环保要求 . 102 概 述 1 概 述 MM 油藏含油面积为 3.988km2 ,油层平均有效厚度为4.467m,有效孔隙度值为 11.4%,平均含水饱和度为 43.88。通过容积法公式, 计算得到 MM 油藏的石油地质储量为 72.56104t。储量丰度为 18.17104t,确定 MM 油藏属于小型特低丰度油藏。 通过对 MM 油藏建立油藏数值模拟模型, 对不同井网、 井距及注水量的开采系统进行论证对比,从技术角度推荐得出三个较优开发井网系统对其进行经济评价。井网形式为反九点井网,井距为 260 米,井网密度为 13.29 口/km2。开采方式为滞后 12 个月注水开采。开采年限为 14 年,采收率为 27.9%。井网形式为反七点井网,井距为 280 米,井网密度为 17.8 口/km2。开采年限为 20年,采收率为 30.1%。井网形式为七点井网,井距为 260 米,井网密度为 14.4 口/km2。开采年限为 23 年,采收率为 26.6%。 考虑到地面生产管理, 采用丛式井进行钻井设计, 一共使用7 个丛式井单元。其中,定向井为 42 口,直井为 9 口。 采油工艺采用套管射孔完井, 对油井进行压裂增产, 滞后注水开采。油井平均单井配产为每天 6 方,使用有杆泵抽油机进行开采。 通过技术经济评价推荐方案, 确定最优开发方案为: 反九点井网,井距为 260m,滞后 12 个月注水开采,注水量为每天 20 方左右。4 年以后可以回收成本,投资收益为 69812.3 万元,投资收益率为 109.7%。 第 1 章 油藏地质特征 2 第 1 章 油藏地质特征 1.1 概况 1.1.1 地理位置和自然地理概况 1.1.1.1 油田地理位置、气候 地理位置位于 A 市 MN 区和 W 省 HZ 市之间的胜利村西南 1 约公里, 区内农田纵横交错, 村庄遍布, 交通便利。 年平均气温 14,四季分明。 图 1.1MM 断块地理卫星图 1.1.1.2 油田地面状况 该块为新增储量区,没有形成开发井网,周围无井站和集输管网及配套设施,M2 向北 2.2 公里(穿过两条 100 米宽河道,水第 1 章 油藏地质特征 3 深 3-5 米)可进入最近的配套集输设施覆盖区 HE(由此可接入到较大的集输场站,同时可交接油,也有足够的污水来源) ,M1 向东沿河堤土路 4.6 公里上公路。再绕行 10-12 公里可到达 HE。 1.1.2 勘探开发历史 1.1.2.1 勘探历程 断块内钻探 3 口井,MM 断块油藏埋深-2680-2913m,油藏中部海拔-2797m。M1、M2 井试油证实为工业油流井,M3 井为横向测井,录井为油斑显示,综合评价为油层,油层分布稳定,未揭示油水界面,油藏类型为层状构造油藏。油藏驱动类型为边水驱动。地温梯度为 3.54/100m,压力梯度为 1.09,为正常的温压系统。据M1 井 Es33高压物性分析, 饱和压力 9.80 MPa, 地层压力 35.52MPa,属正常压力系统未饱和油藏。 1.1.2.2 开发简况 、试油试采情况: 断块内钻探 3 口井,M1 井,2009 年 10 月完钻,Es33综合解释油层 4.4m/2 层。试油射开 40、41 号层,井段 2871.9-2881.6m,2层 6.6m,压裂后 8mm 油嘴自喷,日产油 19.93t,累产油 135.5t,2010 年 5 月投产, 冲程/冲次, 6m/3 次, 初期日产油 15.2t, 至 2010年 11 月,累计产油 1251.2t, 累计产水 330.7m3。 M2 井,2010 年 8 月完钻,Es33综合解释油层 3.0m/1 层,2010年 10 月试油射开 48、49、50 号层,井段 2892.7-2906.3m,3 层8.0m,压裂后泵排 15MPa,日产油 5.7m3,累产油 16.8m3。2010 年11 月投产,冲程/冲次,6m/2 次,初期日产油 6.98t,至 2010 年11 月,累计产油 150.9t,水 183.3m3。M3 井是 1969 年 3 月完钻的一口老井,测井系列为横向测井,Es33综合解释油层 4.8m/1 层。 第 1 章 油藏地质特征 4 表 1.1 M1、M2 井试油成果表 井号 层位 试油序号 解释 层号 射孔井段 m 厚度 m 试油或 措施 日期 工作 制度 压力 MPa 日产量 累产量 温度 试 油 结 论 油压 套压 静压 流压 油 t 水 m3 油 t 水 m3 测点 深度 m 静温 流温 M1 Es33 1 40、41 2871.9 -2881.6 6.6 压裂 2010. 03.16 自喷 8mm 0 0 32.61 24.8 19.93 / 135.5 / 2824.93 114.8 116 油 层 M2 Es33 1 48、49、50 2892.7 -2906.3 8.0 压裂 2010. 10.04 泵压15MPa 37.28 4.77 / 14.06 / 油 层 密度: 0.8366g/cm3(20) 粘度:5.5mpas(50) 凝固点:20 表 1.2 M1、M2 井生产数据表 井号 层位 试采 层号 试采 井段 m 层数 层 厚度 m 投 产 初 期 产 量 目 前 产 量 累积产量 (截 止10 年 11月 底 ) 日期 工作 制度 压 力 MPa 日产量 日期 工作 制度 压 力 MPa 日产量 油 t 水 m3 油压 套压 油 t 水 m3 油压 套压 油 t 水 m3 M1 Es33 40、41 2871.9 -2881.6 2 6.6 2010. 05.02 6/3 0.95 0.2 15.2 3.8 2010. 11.30 6/3 0.05 1.0 2.57 0.43 1251.2 330.7 M2 Es33 48、49、50 2892.7 -2906.3 3 8.0 2010. 11.17 6/2 1.1 0.85 6.98 8.03 2010. 11.30 6/2 1.1 0.5 10.95 3.85 150.9 183.3 1.2 油田地质特征 1.2.1 构造位置 区域构造位置处于 X 坳陷中区 HB 断层下降盘,北、西为 L 凸起, 南至 QH10 井断层。 MM 断块位于 XX 油田的南部, 是受南侧 L1、西侧 L2,东侧 L3 三条断层夹持的向北西倾斜的断块圈闭构造。高点位于 M1 井以南,高点埋深-2680m,圈闭幅度 320m,圈闭面积 6.1km2。 第 1 章 油藏地质特征 5 图 1.2 MM 断块油层构造图 1.2.2 地层分布及储层分布 XX 油田钻井揭示的地层自上而下依次为:第四系平原组,新近系的明化镇组、 馆陶组, 古近系的东营组、 沙河街组以及中生界。新近系的馆陶组和古近系的东营组之间, 古近系的沙三段和中生界之间均为不整合接触。在沙河街组内部,划分为沙一、沙三段,缺失沙二段地层,沙一下地层直接覆盖在沙三段地层之上。含油目的层为沙三段的沙三3油组。 (见 M1、M2 地层分层及岩性剖面) 沙三3油组根据沉积旋回和油层分布特征, 又划分为 2 个砂组。Es33地层分布比较稳定,厚度 70-100m,砂岩发育,岩性以浅灰色、灰褐色细砂岩为主,泥岩为深灰色。Es33在 XX 油田钻遇井较少。 第 1 章 油藏地质特征 6 图 1.3 油层对比图 表 1.3 M1 井地层分层数据表 地 层 设 计 分 层 地层产状 界 系 统 组 段 岩 性 底界深度(m) 厚度 (m) 倾向 () 倾角 () 新 生 界第四系 更新统 平原组 黄色粘土及散砂 255 255 上 第 三 系 上 中新 统 明化镇组 灰绿色、浅灰色中砂岩、浅棕黄色粉砂岩与浅棕红色泥岩不等厚互层 1485 1230 馆 陶 组 浅灰色含砾不等粒砂岩、细砂岩与灰绿色泥岩不等厚互层,底部为杂色中砾岩 1830 345 下 第 三 渐 新 统 东 营 组 浅灰色中砂岩、粉砂岩与灰色、深灰色泥岩不等厚互层 2295 465 沙 河 沙一上 大段灰褐色泥岩夹灰色、浅灰色中砂岩、灰绿色粉砂 2355 60 沙一中 深灰色泥岩 2558 203 第 1 章 油藏地质特征 7 系 街 组 沙一下 灰褐色白云质灰岩、灰褐色油页岩、深灰色泥岩、棕黄色饱含油生物灰岩、灰白色生物灰岩 2670 112 沙三段 上部大段褐灰色泥岩夹浅灰色灰质砂岩、灰褐色白云质灰岩下部深灰色泥岩、灰褐色油斑中砂岩、灰质砂岩、浅灰色粉砂岩 3000 330 中生界 紫红色泥岩与紫红色砂质泥岩互层 3050 50 1.4 M2 井地层分层数据表 地 层 设 计 分 层 地层产状 界 系 统 组 段 岩 性 底界深度 m 厚度 m 倾向() 倾角 () 新 生 第四 系 平原 组 黄色粘土及散砂 255 255 / / 上 第 三 系 明化 镇组 棕红色泥岩与浅灰色、棕红色砂岩互层。 1507 1252 / / 馆陶 组 浅灰色细砂岩、含砾不等粒砂岩,灰绿色、 棕红色泥岩,底部为杂色小砾岩。 1866 359 / / 第 1 章 油藏地质特征 8 界 东营组 上部浅灰色细砂岩、粉砂岩与绿灰色、灰色泥岩不等厚互层,下部大套灰色、 深灰色泥岩。 2252 386 沙一上 深灰色泥岩为主,底部浅灰色细砂岩、泥质粉砂岩。 2366 114 沙一中 深灰色泥岩 2550 184 沙一下 深灰色泥岩、灰褐色油页岩、褐灰质白云质灰岩,灰褐色泥灰岩不等厚互层,夹荧光、油斑细砂岩底部灰白色生物灰岩 2656 106 沙三1 深灰色泥岩夹薄层浅灰色粉砂岩。 2705 350 沙三2 大段深灰色泥岩夹薄层砂质泥岩与细砂岩 2860 155 沙三3 深灰色泥岩为主,夹浅灰色粉砂岩、油斑细砂岩。 3000 140 / / 1.2.3 沉积特征 沉积环境为近岸水下扇, 储层岩性以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主,成分成熟度低(石英含量 25%40%) ,风化程度中等,分选性中-好,颗粒磨圆度以次尖-次圆为主,接触关系为点-线、线接触,胶结类型为孔隙式、孔隙-接触式,结构成熟度较低。胶结物以方解石为主,其次为泥质。 1.2.4 储层性质 第 1 章 油藏地质特征 9 1.2.4.1 地层矿物组分分析 利用在 M1 井 1280m 处取得的岩屑,进行了 X-射线衍射分析实验,分析结果见表 1.5 和表 1.6。 分析表中数据可知:粘土矿物含量超过了 60%,粘土类型以伊蒙混层为主,而且间层比高达 65%。说明该层位岩性为易水化、易膨胀类型的泥岩。因此,研制出强抑制性钻井液,是确保安全钻进的必要条件。 表 1.5 全岩矿物 X-射线衍射分析结果 井号 井 段(m) 岩 石类型 石英% 钾 长石% 斜 长石% 方 解石% 黄 铁矿% 粘土矿物总量% M1 1280 泥岩 23.6 7.2 3.9 3.6 1.4 60.2 表 1.6 粘土矿物 X-射线衍射分析结果 井号 井段(m) 岩石类型 伊蒙混层 % 伊利石% 高岭石 % 绿泥石% 层间比 % M1 1280 泥岩 78 7 11 4 65 1.2.4.2 储层物性分析 XX 油田沙三 3 油组取心井 5 口,最大孔隙度 13%,最小孔隙度10.5%,平均 11.4%;渗透率最大值 27mD,最小 7mD,几何平均14.7mD,为中孔、低渗储层。 第 1 章 油藏地质特征 10 图 1.4 孔隙度等值线图 图 1.5 渗透率等值线图 第 1 章 油藏地质特征 11 1.2.4.3 油藏埋深及油层厚度 1.2.4.3.1 油藏埋深 MM 断块位于 XX 油田的南部,是受南侧 L1、西侧 L2,东侧 L3三条断层夹持的向北西倾斜的断块圈闭构造。MM 断块油藏埋深-2680-2913m,油藏中部海拔-2797m。高点位于 M1 井以南,高点埋深-2680m,圈闭幅度 320m,圈闭面积 6.1km2。 1.2.4.3.2 油层厚度 针对本区块的情况及现有资料,我们采用算术平均法求油层有效厚度。下表(表 1.7)给出各个井所对应的有效厚度。 表 1.7 Es33层各井有效厚度值 井号 M1 M2 M3 有效厚度(m) 4.4 3.6 4.8 经计算,平均有效厚度为 4.267m. 1.2.5 储层流体特征 MM断 块 原 油 属 轻 质 常 规 油 。 地 面 原 油 密 度0.8366-0.8409t/m3,地面原油粘度 5.33-6.65mPa.s,凝固点20-26,含蜡量 10.14-11.28%,含硫 0.09-0.1%,含胶量16.91-17.63%,初馏点 80-86。 据 M1 井 Es33试油实际水分析,地层水属 NaHCO3 型,总矿化度 13519mg/l,氯离子 3155mg/l。 1.2.6 储层渗流特征 1.2.6.1 相对渗透率曲线 M2 井油水相对渗透率试验(表 1.8)表明:M2 井束缚水饱和度 41.0%, 束缚水时油相有效渗透率为 0.008mD; 等渗点的含水饱和度 50.0%、 油水相对渗透率 0.085, 残余油时含水饱和度 60.0%、第 1 章 油藏地质特征 12 水相相对渗透率 20.5%。 表 1.8 M2 井岩心相渗曲线值 Sw 0.4 0.41 0.42 0.43 0.45 0.48 0.5 0.52 Krw 0 0.013 0.018 0.03 0.04 0.065 0.08 0.1 Kro 1 0.77 0.58 0.4 0.25 0.15 0.09 0.06 Sw 0.55 0.58 0.6 0.62 0.635 0.65 0.67 Krw 0.14 0.18 0.205 0.23 0.255 0.28 0.31 Kro 0.03 0.013 0.006 0 0 0 0 0.0000.1000.2000.3000.4000.5000.6000.7000.8000.9001.0000.00.10.20.30.40.50.60.70.8Sw 含水饱和度含水饱和度Kro KrwKrwKro 图 1.6 M2 井油水相对渗透率 1.2.7 储层敏感性分析 敏感性试验结果表明:通过对储层敏感性分析,表明沙三储层为强水敏、极强酸敏、弱盐敏、无速敏、中等偏强碱敏; 1.2.7.1 岩石酸敏性分析报告 第 1 章 油藏地质特征 13 井 号:M2 井 岩 样 号:10-19-1 层 位:沙三 井 深,m:2897.872898.05 岩性描述:荧光砂岩 地层水矿化度, mg/L: 10502 岩样直径,cm:2.51 岩样长度,cm:4.76 孔隙度,%:6.01 空气渗透率10-3 m2: 表 1.9 酸敏试验数据 序号 注入 流体 地层水 盐度 压 差 注入 速度 注入 倍数 KS KS/Ki mg/l MPa ml/min VP 10-3 m2 % 1 注酸前地层水 10502 14.92 0.08 15.71 0.00953 100 2 注酸后地层水 10502 19.79 0.04 10.12 0.0036 37.7 酸液配方 12%HCl+3%HF 注入方式 反向注入 1VP的 15%HCl 的前置液,再注入 0.84VP的 12%HCl+3%HF 酸反应时间 60下反应 1 小时 备注:Ki 岩样损害前的渗透率。 酸敏指数:62.30 酸敏程度:极强酸敏 1.2.7.2 岩石盐敏性分析报告 井 号:M2 井 岩样号:10-20-2 层 位:沙三 井 深,m:2902.012902.29 岩性描述:油斑砂岩 地层水矿化度,mg/L :10502 岩样直径,cm:2.50 岩样长度,cm:5.12 孔隙度,%:14.3 空气渗透率10-3 m2: 第 1 章 油藏地质特征 14 表 1.10 盐敏试验数据表 序号 注入流体 地层水 盐度 mg/l 压差 MPa 注入 速度 ml/min 注入 倍数 VP KS 10-3 m2 KS/Ki % 1 地层水 10502.00 3.35 0.08 23.10 0.0462 100.00 2 1/2 倍地层水 5251.00 3.75 0.08 22.82 0.0390 84.46 3 1/4 倍地层水 2625.50 4.40 0.08 21.99 0.0323 69.97 4 1/8 倍地层水 1312.75 5.30 0.08 20.88 0.0265 57.33 5 1/16 倍地层水 656.38 6.30 0.08 21.43 0.0221 47.89 6 去离子水 0.00 7.01 0.08 22.27 0.0197 42.71 备注:Ki 岩样损害前的渗透率。 临界盐度,mg/l:10502.00 1.2.7.3 岩石水敏性分析报告 井 号:M2 井 岩 样 号:10-19-2 层 位:沙三 井 深,m:2897.872898.05 岩性描述:荧光砂岩 地层水矿化度,mg/L:10502 岩样直径,cm:2.50 岩样长度,cm:4.91 孔 隙 度,%:5.10 空气渗透率10-3 m2: 表 1.11 水敏试验数据表 注 入 流 体 地 层 水 次地层水 去离子水 注 入 速 度,ml/min 0.080 0.040 0.015 压 差,MPa 21.27 27.77 25.29 累计孔隙体积倍数 27.28 23.50 9.73 渗透率,10-3 m2 0.00697 0.00253 0.000983 渗透率比值 K/Ki,% 100.00 36.27 14.10 第 1 章 油藏地质特征 15 水敏指数:85.90 水敏性:强水敏 1.2.7.4 岩石速敏性分析报告 井 号:M2 井 岩 样 号:10-23-2 层 位:沙三 井 深,m:2902.792902.91 岩性描述:油斑砂岩 地层水矿化度, mg/L : 10502 岩样直径,cm:2.51 岩样长度, cm:4.87 孔 隙 度,%:9.74 空气渗透率10-3 m2: 表 1.12 速敏试验数据表 序号 注入速度 压 差 流出液孔隙 渗 透 率 渗透率比值 ml/min MPa 体积倍数 K10-3 m2 K/Ki,% 1 0.10 9.19 28.98 0.0199 2 0.25 16.54 30.32 0.0276 3 0.50 24.25 22.27 0.0376 备 注 对于低渗透的致密岩样,当流体尚未达到 6.0mL/min,而压力梯度已大于 3MPa/cm,且随着流量的增加岩样渗透率始终无明显下降时,则认为该岩样无速敏性。 1.2.7.5 岩石碱敏性分析报告 井 号:M2 井 岩 样 号:10-22-1 层 位:沙三 井 深,m:2902.612902.79 岩性描述 :油斑砂岩 地层水矿化度,mg/L :10502 岩样直径,cm:2.51 岩样长度, cm:5.17 孔 隙 度,%:9.30 空气渗透率10-3 m2: 第 1 章 油藏地质特征 16 表 1.13 碱敏试验数据表 序号 注入流体 注入 速度 压 差 注入倍数 渗 透 率 渗透率比值 ml/min MPa K10-3 m2 K/Ki,% 1 PH=7.0 地层水 0.08 7.92 23.33 0.0196 100.00 2 PH=8.5 碱性溶液 0.08 11.42 21.53 0.0136 69.31 3 PH=10.0 碱性溶液 0.08 13.37 22.13 0.0116 59.21 4 PH=11.5 碱性溶液 0.08 14.11 22.44 0.0110 56.08 5 PH=13.0 碱性溶液 0.08 16.91 21.23 0.00916 46.81 临界 PH 值:7.0 碱 敏 指 数 : 53.19 53.19 碱敏性程度:中等偏强碱敏 1.2.8 油藏类型 1.2.8.1 温度与压力系统 随着油藏深度的增加,地层压力增大、油层温度升高。地温梯度为 3.54/100m,压力梯度为 1.09,为正常的温压系统。据M4 井 Es33高压物性分析,饱和压力 9.80 MPa,地层压力35.52MPa,属正常压力系统未饱和油藏。 1.2.8.2 油藏类型 研究区内油藏类型为层状构造油藏。油藏驱动类型为边水驱动。 1.3 储量计算与评价 1.3.1 储量计算概述 第 1 章 油藏地质特征 17 1.3.1.1 储量计算方法 在油气田勘探的不同阶段都需要研究储量,其目的是通过合理选择储量计算单元、计算方法,准确求取各项储量参数,得到高精度的储量,进而探讨储量增减的影响因素,进行储量评价。本次储量评价依据中华人民共和国国家标准 GBn269-88石油储量规范 和中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T6109-94 石油天然气储量报告图表格式实施。国内外油气藏储量计算方法有:类比法(即经验法) 、容积法物质平衡法、产量递减法、矿场不稳定试井法、水驱特征曲线法、统计模拟法。 对于一个油、气藏选用那种方法,主要取决于勘探程度、油(气)藏的地质特征、驱动类型及矿场资料的拥有情况。 容积法是利用油田静态资料计算油气藏地质储量的主要方法,应用最广泛。它适用于不同勘探开发阶段、不同圈闭类型、不同的储量类型和驱动方式,适用于从油气田开发至开发中后期的各个阶段。 由所给资料中该油田的地质特征及所附砂三顶部构造图可以圈定出含有面积,根据其他资料可以确定出油层的有效厚度及其孔隙度与含油饱和度,所以我们使用容积法来计算及评价储量。 容积法计算油、气储量的实质是计算地下岩石孔隙中油、气所占的体积,然后用地面的重量单位或体积单位表示。原油地质储量计算公式为: N=100Ah (1-Swi)o/Boi (1-1) 式中: N原油地质储量,104t; A 油田含油面积,km2; h平均有效厚度,m; 平均有效孔隙度,小数; Swi油层平均含水饱和度,小数; o平均地面原油密度,t/m3; 第 1 章 油藏地质特征 18 Boi原始的原油体积系数,无量纲。 储量丰度计算公式为: 0=N/A (1-2) 式中:0油藏储量丰度,104t。 1.3.1.2 储量计算单元 储量计算单元指计算一次储量的地层单元。本次储量计算区为由三条断层夹持的向西北倾斜的断块圈闭构造,油藏类型为层状构造油藏,且为中孔、特低渗型储层。研究区含油目的层为沙三 3 油组。沙三 3 油组根据沉积旋回和油层分布特征,又划分为2 个砂组。Es33地层分布比较稳定,厚度 70100m,砂岩发育,Es33在该油田钻遇井较少。研究区主要受断层及边水等因素控制。研究区仅一个储量计算单元,即 Es33,对 Es33进行储量计算。 1.3.2 储量类别 1.3.2.1 勘探开发程度 资料截至日期:2011 年 04 月 01 日。勘探开发程度为基本控制。 1.3.2.2 地质研究与认识程度 根据地质方面研究计算出储量参数,本次储量评价按照中华人民共和国国家标准 GBn269-88石油储量规范和中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T6109-94石油天然气储量报告图表格式实施。主要研究结论和认识,达到了规范规定的认识程度。 1.3.2.3 储量类别 根据计算单元的开发程度、地质研究与认识程度以及储量可第 1 章 油藏地质特征 19 靠性分析,本次研究的计算单元的储量达到了探明储量,仅计算了地质储量。 1.3.3 储量参数确定及储量计算 1.3.3.1 参数确定 1.3.3.1.1 含油面积 含油面积的圈定方法依据油藏类型而定。通常情况下,根据平面上井点的控制程度,采用井间连线、井距之半或井点外推的方法确定含油边界。 本次含油面积的计算, 根据资料包中所给 Es33新增石油探明储量含油面积图(图 1.7) 图 1.7 Es33新增石油探明储量含油面积图 计算出的含油面积为 3.988km2。 1.3.3.1.2 油层有效厚度 计算储量需要代表整个油田或区块的油层平均有效厚度。选第 1 章 油藏地质特征 20 择有效厚度的平均方法与油田地质条件和井点分布情况有关。油层有效厚度的平均值有算术平均法和面积权衡法。算术平均法求油层平均有效厚度为各井油层组有效厚度累加值除以总井数;面积权衡法与算术平均法的不同之处在于面积权衡法的 “权” , 由每口井所控制的面积决定。所以面积权衡法适用于井网不均匀的评估钻探地区。 针对本区块的情况及现有资料及三口井测井资料,绘出 Es33层有效厚度图,我们采用算术平均法求油层有效厚度。下表(表1.14)给出各个井所对应的有效厚度。 表 1.14 Es33层各井有效厚度值 井号 M1 M2 M3 有效厚度(m) 4.4 3.6 5.4 经计算,平均有效厚度为 4.467m. 1.3.3.1.3 有效孔隙度 利用 M1、M2 两口井的测井解释结果,绘出 Es33层有效厚度图 ,用加权平均法计算出有效孔隙度。下表(表 1.15)给出了测井解释中这两口井在 Es33层的孔隙度值。 表 1.15 Es33层各井孔隙度值 井号 M1 M2 有效厚度(m) 4.4 3.6 孔隙度值 0.1146727 0.1135 经计算,有效孔隙度值为 0.114147. 1.3.3.1.4 平均含水饱和度 利用测井解释结果中M1、 M2两口井在Es33层的含水饱和度,用加权平均的方法计算出 Es33层的平均含水饱和度。下表(表第 1 章 油藏地质特征 21 1.16)给出了测井解释中这两口井在 Es33层的含水饱和度。 表 1.16 Es33层各井孔隙度值 井号 M1 M2 有效厚度(m) 4.4 3.6 含油饱和度() 56.675 55.45 含水饱和度() 43.325 44.55 经计算,平均含水饱和度为 43.876. 1.3.3.1.5 地面原油密度及原始原油体积系数 经流体物性研究得知,MM 断块原油属轻质常规油。地面原油密度 0.8366-0.8409t/m3。 又从 M1 井在 Es33层高压物性分析数据表(表 1.17)得到,地面条件下原油密度为 0.8353 t/m3。地层压力条件下,体积系数为 1.3138(见表 1.17). 表 1.17 M1 高压物性分析表 层 位 射孔 井段 m 取样 深度 m 压力 MPa 油层 温度 饱和 压力 MPa 油压 套压 流压 静压 Es33 3092.9 -3111 1000 35.52 117 9.8 气体平均溶解 系数m3/m3 MPa-1 体积系数 收 缩 率 原油密度 t/m3 粘度 mPas 地层 压力 饱和 压力 地层 条件 地面 条件 油层 压力 饱和 压力 地面 条件 第 1 章 油藏地质特征 22 8.022 1.3138 1.3542 23.88 0.7084 0.8353 2.11 1.79 4.69 1.3.4 地质储量计算及结果 根据以上确定的储量计算参数,采用容积法公式(1-1)计算本区石油地质储量为 72.56104t。储量丰度为 18.17104t。 1.3.5 储量评价 根据储量计算结果和储量丰度值大小, MM 属于小型特低丰度油藏。 第 2 章 油藏工程设计 23 第 2 章 油藏工程设计 2.1 开发原则 (1)坚持合理充分利用资源,努力提高采收率。 (2) 坚持合理的开发技术政策, 努力提高单井产量及延长稳产期。 (3)坚持控制投资及成本,确保整体开发效益。 2.2 开发层系划分及井网井距设计 2.2.1 开发层系划分 该断块各小层储层物性、流体性质相近,迭合程度高,纵向跨度较小,故采用一套开发层系。 2.2.2 井网密度 科学合理的井网密度既要使井网对储层的控制程度尽可能的大、要能建立有效的驱替压力系统、要使单井控制可采储量高于经济极限值,又要满足油田的合理采油速度、采收率及经济效益等指标。 2.2.2.1 满足标定水驱采收率的井网密度 北京石油勘探开发研究院根据我国 144 个油田或开发单元的实际资料,按流度统计出最终采收率与井网密度的经验公式。 当流度小于 5 时,最终采收率与井网密度的经验公式如下: sReE10148. 04015. 0 (2-1) 式中: ED采收率,小数; s井网密度,ha/well; 第 2 章 油藏工程设计 24 MM 断块油藏平均渗透率为 3.4mD,且地层原油粘度为5.33-6.65mPa.s,流度为 0.57mD/mPa.S。据此,按注水开发最终采收率为 20%计算,相应的井网密度为 14 口/km2(图2.1) 。 图 2.1 采收率与井网密度关系图 2.2.2.2 经济极限井网密度 科学合理的井网密度既要使井网对储层的控制程度尽可能的大、要能建立有效的驱替压力系统、要使单井控制可采储量高于经济极限值,又要满足油田的合理采油速度、采收率及经济效益等指标。 根据在开发评价期内单位面积总投资和盈利持平的原理,可得到经济极限井网密度计算公式: 2/minRAoo)1)()(TcoRIBIDfENppd (2-2) 由上式可得: 2/RAoomin)1)()(TcoRIBIDENppdf (2-3) 式中: fmin经济极限井网密度, 口/km2; NA储量丰度, 104t/ km2; ER原油采收率,f; R投资贷款利率,f; 0 05 5101015152020252530300 05 510101515202025253030井网密度(口/km井网密度(口/km2 2)采收率()采收率()第 2 章 油藏工程设计 25 do 原油商品率,f; po原油售价,元/t; pco原油操作成本,元/t; ID平均单井钻井投资,万元/口; IB平均单井地面建设投资,万元/口; T井投入开发评价年限,a。 MM断块油田井深按3000m计算,平均钻井与地面成本为240万元/口(包括投产作业,压裂等) , 投资贷款利率为5.7,采收率20,原油价格为4000元/t,得到经济极限井网密度为23.8口/km2(图2.2) 。 图 2.2 MM 断块经济极限井网密度与采收率关系曲线 综合以上几种方法,MM 断块井网密度 1423.8 口/km2左右。 2.2.3 井距、排距的确定及优化 2.3.3.1 注采井距优化 (1)注采井距的影响因素 合理注采井距的确定受储层物性、裂缝发育程度、平面及纵向非均质性和经济效益等多种因素影响。 第 2 章 油藏工程设计 26 特低渗透油藏由于渗透率低,非达西渗流特征和介质变形特征明显, 因此, 启动压力梯度和应力敏感性对注采井距影响较大,一般规律是:要达到相同的采油指数,启动压力梯度和应力敏感系数越大,注采井距要求越小,或者说,随着渗透率下降,启动压力梯度和应力敏感系数增大(图 2.3、图 2.4) ,需缩小注采井距,以达到较高的产量。但随着渗透率下降,单井产量下降,从效益角度讲, 又需扩大注采井距, 因此注采井距的确定存在矛盾,解决矛盾的唯一途径就是经济效益最大化,应在综合考虑经济效益的基础上确定合理的注采井距。 图 2.3 启动压力梯度与井距、产量关系 图 2.4 应力敏感系数与井距、产量关系 第 2 章 油藏工程设计 27 (2)合理注采井距 实际油藏的注采井连线为主流线,主流线中点处渗流速度最小,压力梯度亦相应最小,压力梯度为: drdPPdrdPwwfH2ln (2-4) 式中: HP注水井井底流压,MPa; wfP采油井井底流压,MPa; d注采井距,m; wr井筒半径。 若要中点处的油流动,则驱动压力梯度必须大于该点处的启动压力梯度,则可计算出给定注采压差和油层渗透率条件下的极限注采井距(图 2.5) ,即: drdPPwwfH2ln (2-5) p注水井采油井Drrere一注一采井压力主剖面分布一注一采井压力主剖面分布p注水井采油井Drrere一注一采井压力主剖面分布一注一采井压力主剖面分布 图 2.5 一注一采井压力主剖面分布图 对于一个油藏来说,可以确定一个平均渗透率,但是由于油第 2 章 油藏工程设计 28 层纵向存在非均质性,在一定的注采井距和注采压差条件下,油层纵向的差异性导致启动压力梯度存在差异性,启动压力的差异性最终导致了储层纵向可动用厚度的差异性(图 2.6) 。在注采压力一定的情况下,注采井距越小,井网密度越大、驱替压力梯度越大,单井产量和最终采收率就越高;反之,注采井距越大、井网密度越小、驱替压力梯度越小,储层纵向动用程度低、最终采收率低。 根据前面井网密度优选范围,结合低渗透油田开发经验,因推荐 MM 断块注采井距为 260m,对应井网密度为 15.0 口/km2。 不同注采井距下的产液剖面200m230m260m深度-2068-2070-2072-2074-2076290m 图 2.6 不同注采井距下产液剖面 第 2 章 油藏工程设计 29 2.3 数值模拟模型及方案优化 油藏数值模拟技术是目前油田开发与储层动态研究的最有效方法,是定量研究储层三维空间油水分布的最佳手段,自油藏数值模拟技术开始实际应用于油藏工程研究以来, 方法不断完善,技术日臻成熟,特别是随着油藏精细描述技术的发展,油藏数值模拟愈来愈为广大的油藏工程研究人员所喜爱,其在油田开发中的作用也愈来愈大。 油藏数值模拟是通过建立数学模型来研究油藏的物理性质及流体的流动规律,其基本原理立足于渗流力学、数理方法及计算方法,以工程软件的形式出现,是油田开发研究的重要工具。油藏数值模拟的基本步骤是:建立油藏地质模型生产历史拟合生产动态预测以图表的形式输出预测结果。 2.3.1 数值模拟模型建立 以地质静态提供的静态参数场,形成 MM 断块 Es33油藏三维油藏基础模型。为了反应油藏的动态特征变化,模型的网格系统为:平面上采用 2020 米均匀网格系统,纵向上 1 个小层,这样分别形成 193991 的网格体系,模拟总节点数分别为 19107。模拟软件采用 ECLIPSE。储层区块的孔隙度、渗透率等物性参数分布与地质图趋于一致。 2.3.2 油田开发生产历史拟合 为了取得跟油藏实际动态相一致的一组油藏参数, 可以把模拟计算的动态跟实际生产动态相比较来进行油藏参数调整,这种方法叫历史拟合。历史拟合过程实际是参数校正的过程,主要拟合内容包括:油藏原油储量、油藏的边底水能量与和油藏的接触关系、油藏测压历史、平均日产油水量和其累积动态、单井产油产水量、含水率变化与井底压力动态等。 第 2 章 油藏工程设计 30 模拟计算选择全隐式三维油水两相黑油模型。时间步长设计:最小步长 1 天,最大步长 31 天。模拟起始时间为 2010 年 4月 24 日。 2.3.2.1 储量拟合 在前面工作的基础上,首先我们对 MM 断块 Es33油藏原油储量进行了拟合。 影响油藏储量的参数有油水界面及对应毛管压力、有效厚度、孔隙度、含油饱和度等。根据地质研究结果,初始含油饱和度非均质分布具有一定调整性, 另外主要依据有效厚度图,通过适度调整有效厚度拟合储量。在储量拟合好后,这几项参数基本是确定的参数,必要时仅作局部的修改。 最终拟合结果,MM 断块 Es33油藏原油储量为:68.32104t,地层原生水储量为: 14.48104m3。 原油储量与地质储量计算结果对比,误差小于 1%。 2.3.2.2 生产动态指标拟合 在 MM 断块 Es33油藏历史拟合前,先进行了参数的敏感性分析, 发现调整相渗曲线、 油水粘度比和整体渗透率与方向渗透率,对全区含水率和累积产油量的影响都不明显,具体表现为产液不够和含水率上不去,分析原因可能与低渗透油藏中存在人工压裂裂缝有关。因此,在全区历史拟合中,主要通过调整相渗曲线、井底人工裂缝渗透率来拟合全区的产油量和含水率,其中井底人工压裂裂缝采用修改过井点方向渗透率方式描述。 2.3.3 对模拟区开发井网设计和指标预测 根据对 MM 断块 Es33油藏生产历史拟合所得到的认识:生产井压裂投产在井底附近形成明显人工裂缝。 基于上述认识,利用 MM 断块 Es33油藏现有模型,设计所有生产油井在井底附近形成裂缝半长为 50m 的人工压裂裂缝。所有生产油井在井底附近形成沿 X 方向分布、裂缝半长为 50m 的人工第 2 章 油藏工程设计 31 压裂裂缝,人工裂缝渗透率为地层渗透率的 100 倍。 设计井网分别考虑五点面积注采井网(交错排状注水井网) 、反七点、七点、反九点面积注采井网,分别以不同井距,进行开发模拟指标预测。 根据油藏工程井网密度论证,采用井距敏感方法,最终确定MM 断块 Es33油藏 12 种面积注采井网,如表 2-1。 在此基础上,再对每种井网分别进行单井配产,具体考虑三种单井平均配产方案 6m3/d、4m3/d 和 2m3/d,均采用同步注水开发方式,最后形成 36 个开发方案。 通过数值模拟预测各方案开发指标,结果汇总于表 2-2 至表2-5。根据井网密度、开采年限、采收率等指标类比优选出三个最优方案:(1)七点 260 米井距井网,单井配产 6m3/d; (2)反九点260 米井距井网,单井配产 6m3/d; (3)反七点 280 米井距井网,单井配产 6m3/d。 表表 2 2- -1 1 MMMM 断块断块 EsEs3 33 3油藏油藏面积注采井网面积注采井网方案方案 方案 井数(口) 井网形式 井距 a m 总井数 油井数 水井数 Case-1 120 90 30 反九点 180 Case-2 53 40 13 260 Case-3 26 18 8 380 Case-4 126 84 42 反七点 180 Case-5 71 48 23 280 Case-6 19 12 7 420 Case-7 120 80 40 七点 180 Case-8 56 40 16 260 Case-9 27 17 10 380 Case-10 120 61 59 五点 180 Case-11 54 28 26 260 Case-12 26 14 12 320 第 2 章 油藏工程设计 32 表表 2 2- -2 2 反九点法井网各方案预测指标汇总反九点法井网各方案预测指标汇总 方案 井网密度 口/km2 平均单井产液m3/d 开发规模 稳产情况 最终含水98% 104t/ a 稳产年限 a 累积采油 104 t 采出程度 % 开采年限 a 采收率 % Case-1 30.09 2 4.61 1 4.61 6.75 31 27.1 4 8.03 0.58 4.66 6.82 16 27.7 6 3.96 1.3 5.15 7.53 11 28.3 Case-2 13.29 2 2.13 3 6.39 8.49 50 29.9 4 3.72 1.6 5.95 7.9 30 28.8 6 5.67 1 5.67 7.54 16 27.1 Case-3 6.52 2 0.87 6 5.23 7.65 158 29 4 2.49 2.5 6.22 9.12 78 30.2 6 3.31 2 6.62 9.69 51 29.8 第 2 章 油藏工程设计 33 表表 2 2- -3 3 反七点法井网各方案预测指标汇总反七点法井网各方案预测指标汇总 方案 井网密度 定产液生产m3 开发规模 稳产情况 最终含水98% 口/km2 104t/ a 稳产年限 a 累积采油 104t 采出程度 % 开采年限 a 采收率 % Case-4 31.6 2 2.66 2 5.31 7.76 32 28.1 4 8.16 0.75 6.12 8.96 18 31.5 6 12.34 0.5 6.17 9.02 12 31 Case-5 17.8 2 2.44 2 4.88 7.83 59 28.7 4 4.55 1.4 6.37 9.32 32 32.2 6 6.01 0.9 5.41 7.9 20 30.1 Case-6 4.76 2 0.61 8 4.87 7.13 237 29.8 4 1.27 5 6.35 9.29 102 30.1 6 1.95 3 5.84 8.54 77 30.2 第 2 章 油藏工程设计 34 表表 2 2- -4 4 七点法井网各方案预测指标汇总七点法井网各方案预测指标汇总 方案 井网密度 定产液生产 m3 开发规模 稳产情况 最终含水98% 口/km2 104t/ a 稳产年限 累积采油 采出程度 开采年限 采收率 a 104t % a % Case-7 30.09 2 3.89 1.5 5.83 8.53 33 27.5 4 8.87 0.67 5.94 8.69 15 28.7 6 11.78 0.5 5.89 8.62 11 29.2 Case-8 14.04 2 2.07 2.67 5.52 7.33 77 28.8 4 3.91 1.5 5.87 7.81 34 27.1 6 5.78 1 5.78 7.69 23 26.6 Case-9 6.77 2 0.82 6 4.89 7.15 163 27.8 4 1.86 3 5.58 8.16 69 27.9 6 2.77 2 5.54 8.1 52 28.4 第 2 章 油藏工程设计 35 表表 2 2- -5 5 五点法井网各方案预测指标汇总五点法井网各方案预测指标汇总 方案 井网密度 定产液生产m3 开发规模 稳产情况 最终含水98% 口/km2 104t/ a 稳产年限 累积采油 采出程度 开采年限 采收率 a 104t % a % Case-10 30.09 2 2.61 1.7 4.43 7.76 43 27.2 4 4.94 1 4.94 8.63 23 30.2 6 6.84 0.58 3.97 6.96 14 29.3 Case-11 13.54 2 1.16 4 4.64 7.33 98 24.6 4 2.46 2 4.91 7.76 49 28.1 6 3.36 1.5 5.04 8.06 31 26.9 Case-12 6.52 2 0.58 7 4.09 7.15 228 33.2 4 1.15 4 4.59 8.04 94 29.9 6 1.41 3 4.24 7.41 71 29.7 2.4 油藏注水时机研究 对 MM 断块 Ess3油藏,先以反七点 280 米井距井网,单井配产 6m3/d 生产为基础, 分别模拟计算超前 12 个月、 超前 6 个月、同步、 滞后 6 个月、 滞后 12 个月和滞后 24 个月注水的开发历程,预测指标曲线见图 2.7图 2.10,主要技术指标汇总在表 2-6、表2-7。 第 2 章 油藏工程设计 36 图2.7 不同注水时机下反七点280米井距井网地层压力曲线对比 图 2.8 不同注水时机下反七点 280 米井距井网产液曲线对比 图 2.9 不同注水时机下反七点 280 米井距井网产油曲线对比 第 2 章 油藏工程设计 37 图 2.10 不同注水时机下反七点 280 米井距井网 综合含水率曲线对比 表表 2 2- -6 6 反七点反七点 280280 米井距井网不同注水时机产能动态变化预测米井距井网不同注水时机产能动态变化预测 注水时机 不同生产时间产能(t/d) 初期 6 个月 12 个月 24 个月 36 个月 48 个月 超前12个月 202.14 184.5 138.75 79.71 36.18 33.72 超前 6 个月 203.06 19.23 140.71 80.46 50.36 35.08 同步 204.11 189.35 147.06 85.2 52.15 35.51 滞后 6 个月 201.85 166.57 157.51 98.77 58.43 38.2 滞后12个月 201.85 166.57 71.7 111.14 62.55 37.23 滞后24个月 201.85 166.57 71.7 8.05 29.12 18.21 第 2 章 油藏工程设计 38 表表 2 2- -7 7 不同注水时机反七点不同注水时机反七点 280280 米井距井网阶段开发指标预测米井距井网阶段开发指标预测 注水 1 年 2 年 3 年 4 年 最终 时机 累采油(万吨) 含水(%) 累采油(万吨) 含水(%) 累采油(万吨) 含水(%) 累采油(万吨) 含水(%) 采收率(%) 含水(%) 开采年限 (年) 超前 6.62 40.8 10.21 66.1 12.39 78.8 13.82 85.2 30.2 98 23 12个月 超前 6.63 39.9 10.28 65.8 12.47 78.7 13.93 85.2 29.9 98 20 6 个月 同步 6.74 36.8 10.6 63.6 12.88 77.8 14.38 85 30.1 98 20 滞后 6.55 28.2 10.95 56.3 13.57 74.6 15.2 83.5 30.3 98 17 6 个月 滞后 5.33 34.9 9.96 44.2 12.84 69.6 14.49 82 29.9 98 22 12个月 滞后 5.33 34.9 5.66 58.8 6.8 55.4 7.58 72.1 23.4 98 69 24个月 第 2 章 油藏工程设计 39 油藏模拟计算结果表明,由于油藏存在边水补充能量,但能量并不是十分充足,存在一个最优注水时机,对于七点 280 米井网滞后注水 6 个月为最佳注水时机,有明显优势,无论是产能动态和阶段采油量指标都表现出这样的规律。 对 MM 断块 Ess3油藏,再以反九点 260 米井距井网,单井配产 6m3/d 生产为基础, 分别模拟计算超前 12 个月、 超前 6 个月、同步、 滞后 6 个月、 滞后 12 个月和滞后 24 个月注水的开发历程,预测指标曲线见图 2.11图 2.14,主要技术指标汇总在表 2-8、表2-9。 图 2.11 不同注水时机下反九点井网 Case-1 地层压力曲线对比 第 2 章 油藏工程设计 40 图 2.12 不同注水时机下反九点井网 Case-1 产液曲线对比 图 2.13 不同注水时机下反九点井网 Case-1 产油曲线对比 第 2 章 油藏工程设计 41 图2.14 不同注水时机下反九点井网Case-1综合含水率曲线对比 表表 2 2- -8 8 反九点反九点 260260 米井距井网不同注水时机产能动态变化预测米井距井网不同注水时机产能动态变化预测 注水时机 不同生产时间产能(t/d) 初期 6 个月 12 个月 24 个月 36 个月 48 个月 超前12个月 159.87 144.4 111.86 68.13 47.01 34.77 超前 6 个月 164.22 151.76 120.17 73.52 49.34 36.13 同步 165.23 157.25 127.65 78.78 52.16 37.55 滞后 6 个月 163.71 138.24 126.43 87.32 56.98 39.72 滞后12个月 163.71 138.24 80.14 93.35 65.41 44.98 滞后24个月 163.71 138.24 80.14 11.86 7.64 44.01 第 2 章 油藏工程设计 42 表表 2 2- -9 9 不同注水时机反九点不同注水时机反九点 260260 米井距井网阶段开发指标预测米井距井网阶段开发指标预测 注水 1 年 2 年 3 年 4 年 最终 时机 累采油(万吨) 含水(%) 累采油(万吨) 含水(%) 累采油(万吨) 含水(%) 累采油(万吨) 含水(%) 采收率(%) 含水(%) 开采年限 (年) 超前 5.3 42.2 8.28 64.7 10.25 75.7 11.55 81.5 26.4 98 27 12个月 超前 5.51 37.6 8.75 61.7 10.84 74.3 12.32 81.1 27.1 98 16 6 个月 同步 5.67 31.3 9.14 56.9 11.36 71.6 12.92 79.7 27.8 98 16 滞后 5.35 25.6 9.07 48.1 11.52 67 13.18 74.4 27.9 98 15 6 个月 滞后 4.7 29.1 8.27 37.2 11.04 59.1 12.93 73.4 27.9 98 14 12个月 滞后 4.7 29.1 5.52 38.2 7.64 40.3 9.32 60.9 22.3 98 35 24个月 第 2 章 油藏工程设计 43 油藏模拟计算结果表明,由于油藏存在边水补充能量,但能量并不是十分充足,存在一个最优注水时机, 对于九点 260 米井距井网滞后注水 12 个月为最佳注水时机,有明显优势,无论是产能动态和阶段采油量指标都表现出这样的规律。 2.5 最终推荐方案 根据油藏技术指标论证,推荐使用三种优化开发方案进行开发。 (1)井网形式为反九点井网,井距为 260 米,井网密度为13.29 口/km2。采油井数为 41 口,注水井数为 13 口。M1、M2 为油井不变,M3 转为注水井开发。开采方式为滞后 12 个月注水开采。初期产能为 163.71t/d,第一年累计产量为 4.7 万吨,综合含水为 29.1%。开采年限为 14 年,采收率为 27.9%。 (2)井网形式为反七点井网,井距为 280 米,井网密度为17.8 口/km2。采油井数为 48 口,注水井数为 23 口。M1、M2 和 M3均为油井不变。开采方式为滞后 6 个月注水开采。初期产能为201.85t/d,第一年累计产量为 6.55 万吨,综合含水为 28.2%。开采年限为 20 年,采收率为 30.1%。 (3) 井网形式为七点井网, 井距为 260 米, 井网密度为 14.4口/km2。采油井数为 48 口,注水井数为 16 口。M1、M2 和 M3 均为油井不变。开采方式为滞后 6 至 12 个月注水开采。稳产一年。开采年限为 23 年,采收率为 26.6%。 第 3 章 钻井和采油工艺 44 第 3 章 钻井和采油工艺 3.1 编制依据及基础资料 3.1.1 编制的依据 钻井工程设计依据:油藏工程设计;M1、M2 井实钻资料;有关技术规范及技术法规。 3.1.2 基础资料 A) 地质分层 表 3.1 地层分层数据表 地 层 设 计 分 层 地层产状 故障 提示 界 系 统 组 段 岩 性 底界 深度 (m) 厚度 (m) 倾向() 倾角 () 新 生 界 第四系 更新统 平 原 组 黄色粘土及散砂 255 255 防 塌 防气侵 上 第 三 系 上 中新 统 明化镇组 灰绿色、浅灰色中砂岩、浅棕黄色粉砂岩与浅棕红色泥岩不等厚互层 1485 1230 防 塌 防 卡 防气侵 馆 陶 组 浅灰色含砾不等粒砂岩、细砂岩与灰绿色泥岩不等厚互层,底部为杂色中砾岩 1830 345 防掉卡 防 漏 下 第 三 渐 新 统 东 营 组 浅灰色中砂岩、粉砂岩与灰色、深灰色泥岩不等厚互层 2295 465 防 卡 防喷漏 沙 河 沙一上 大段灰褐色泥岩夹灰色、浅灰色中砂岩、灰绿色粉砂 2355 60 防卡 防喷漏 沙一中 深灰色泥岩 2558 203 防掉卡防喷漏 第 3 章 钻井和采油工艺 45 系 街 组 沙一下 灰褐色 白云质 灰岩、 灰褐色油页岩、深灰色泥岩、棕黄色饱含 油生物 灰岩、灰白色生物灰岩 2670 112 防喷漏 防 卡 防气侵 沙三段 上部大段褐灰色泥岩夹浅灰色灰质砂岩、灰褐色白云质灰岩下部深灰色泥岩、灰褐色油斑中砂岩、灰质砂岩、浅灰色粉砂岩 3000 330 防喷漏 防卡 中生界 紫红色泥岩与紫红色砂质泥岩互层 3050 50 防卡 防喷漏 B)通过油藏工程设计,选取反九点井网注水开发井网,井距为260m; 3.2 钻井工程设计 3.2.1 钻前准备 对于 MM 断块,通过油藏工程设计,采用反九点井网,注水井为 13 口,采油井为 41 口,平均井距为 260m。考虑到地面生产管理,采用丛式井进行钻井设计,丛式井井口间距为 6m。 3.2.2 井身结构 3.2.2.1 井身结构设计 表 3.2 井深结构设计数据表 开钻次序 井 深 m 钻头尺寸 mm 套管尺寸 mm 套管下入 地层层位 套管下 入深度 m 环空水泥 浆返深 m 一开 0-154 346 244.5 平原组 154 地面 二开 154- 2860 222/216 139.7 沙三 距井底23m 水泥返至顶层 3.2.2.2 套管设计 第 3 章 钻井和采油工艺 46 表 3.2 套管设计表 套管程序 井段 m 规范 长度 m 钢级 壁厚 mm 重 量 抗 外 挤 抗内压 抗 拉 尺寸 mm 扣型 每米重 kg/m 段重 t 累计重 t 抗外挤强度Mpa 安全 系数 抗内压强度 Mpa 抗拉强度 kN 安全系数 表层套管 0-154 244.5 短圆 154 J55 8.94 53.58 8.25 8.25 13.9 8.77 24.3 1750 21.64 生产套管 2880.0 139.7 LTC 2880.0 J55 7.72 25.3 72.86 72.86 33.9 1.31 36.7 1100 1.82 说明:抗挤、抗内压、抗拉计算方法 (1)套管设计采用等安全系数法,抗挤按全掏空计算,抗拉不考虑浮力; (2)安全系数:F拉: 1.8,F挤:1.125; (3)钻井液密度:表层套管按 1.05g/cm3,生产套管按 1.08g/cm3。 3.2.3 钻头及钻具 3.2.3.1 钻头的尺寸及类型 第 3 章 钻井和采油工艺 47 表 3.3 钻头尺寸及类型 序号 层位 钻头 钻 压 KN 转速 r/min 比重 g/cm3 泵压 MPa 排量 L/S 沿程 压耗 MPa 钻头 压降 MPa 喷射 速度 m/s 水马 力 KW 比水 马力 W/mm2 冲击 力 N 上返 速度 m/s 功率利用率 % 直径 mm 类型 喷咀 mm 1#、2#、3# 4#、5# 1 平原组 343 MP2 20 100 40 70 1.00 1.02 2 明化镇组 222.2 PDC 22、22、22 20、20 40 100 60 90 1.00 1.01 6.10 12.9 26 34 1.70 3.17 4.40 9.77 88 129 114.4 332.2 3.13 9.08 2264 4477 1.09 1.42 73 76 4 馆陶组 222.2 PDC 22、22、22 20、20 40 100 60 90 1.01 1.02 6.10 11.8 28 34 2.45 4.10 3.65 7.82 80 116 102.6 265.9 2.79 7.27 2230 4024 1.17 1.42 60 67 5 东营组 222.2 PDC 22、22、22 20、20 40 100 60 90 1.01 1.02 6.93 13.3 28 34 3.25 5.74 3.68 7.58 80 109 103.1 257.9 2.82 7.04 2252 4128 1.17 1.42 53 57 6 沙河街组 222.2 PDC 22、22、22 20、20 40 100 60 90 1.02 1.05 7.22 13.4 28 34 3.87 6.66 3.35 6.76 76 103 93.8 229.7 2.56 6.28 2159 3896 1.17 1.42 46 50 螺杆钻 井参数 222.2 222.2 PDC Bit 22 11 22 12 22 13 10 40 105 135 1.00 1.01 4.5 7.0 27 30 1.3 2.50 3.2 5.5 60 100 80.2 201.4 2.9 5.6 2056 3792 1.03 1.31 71 78 备注:在施工中,喷咀直径可选择与当量直径基本相符的直径,遇到特殊情况可以适当调整。 3.2.3.2 钻具组合 (1)钻具组合强度校核 表 3.4 钻具组合强度校核 井眼 尺寸 mm 井段 M 钻井液 密度 g/cm3 钻 具 参 数 累计 重量 kN 安 全 系 数 钻具 名称 钢级 外径 mm 内径 mm 长度 m 重量 kN 抗拉强度 抗拉kN 抗拉余量 kN 241.3 -2860 1.08 钻杆 G105 127 108.6 2718 721.76 910.13 2.91 1622.8 钻铤 165 71.44 142 188.37 188.37 (2) 钻具组合 第 3 章 钻井和采油工艺 48 表 3.5 钻具组合 开钻次序 井眼尺寸(mm)钻进井段 钻具组合 一 开 346(311) 表层钻进 346mmBit( 311PDC)+630*431+7LZ 172mm*1.25(1) +431*460 (直) + 165mmNMDC(1 根) + 165mmDC(9-11根) + 127mmDP 二 开 222 二开钻井 222mmPDC+7LZ 172mm*1.25 (1 )+ 170mm SDC(2-3m) + 209mm- 212mmSTab+461*460(直)+165mmNMDC(1 根) + 165mmDC(8-11 根) + 127mmDP 222 扭方位段 222mmSKH447G+7LZ 172mm*1.25(1)+ 170mm SDC (2-3m)+461*460 ( 直 ) + 165mmNMDC(1根 )+ 165mmDC(12-14 根)+ 127mmDP 3.2.4 定向井的设计 3.2.4.1 定向井井眼轨迹计算 (1)邻井的基本参数 MM 断块邻井剖面设计基本数据 靶点垂深 (米) : 2830.0 设计完钻垂深 (米) : 2854.14 设计位移(米) :259.81 造斜点深(米) :800.00 允许半径:30.00 造斜率(度/百米) :7.20 设计井深(米) :2880.00 转盘钻具增斜率(度/百米) :3.00 最大井斜(度) :7.20 第 3 章 钻井和采油工艺 49 MM 断块邻井剖面设计分段设计 井段 斜深 (米) 垂深 (米) 位移 (米) 井斜 (度) 斜增 (米) 垂增 (米) 平增 (米) 直井段 800.00 800.00 6.00 0.00 800.00 800.00 0.00 造斜段 850.00 844.97 7.41 3.60 50.00 44.97 1.41 增斜段 900.00 889.74 11.65 7.20 50.00 44.77 4.24 稳斜段 2800.00 2774.77 249.78 7.20 1900.00 1885.03 238.14 完钻段 2880.00 2854.14 259.81 7.20 80.00 79.37 10.03 MM 断块邻井剖面设计分段设计 序号 井深(米) 井斜(度) 垂深(米) 位移(米) 1.00 800.00 0.00 800.00 6.00 2.00 850.00 3.60 844.97 7.41 3.00 900.00 7.20 889.74 11.65 4.00 950.00 7.20 939.35 17.92 5.00 1000.00 7.20 988.95 24.18 15.00 1500.00 7.20 1485.01 86.85 25.00 2000.00 7.20 1981.07 149.52 26.00 2050.00 7.20 2030.68 155.78 27.00 2100.00 7.20 2080.28 162.05 第 3 章 钻井和采油工艺 50 28.00 2150.00 7.20 2129.89 168.32 29.00 2200.00 7.20 2179.50 174.58 30.00 2250.00 7.20 2229.10 180.85 31.00 2300.00 7.20 2278.71 187.12 32.00 2350.00 7.20 2328.31 193.38 33.00 2400.00 7.20 2377.92 199.65 34.00 2450.00 7.20 2427.53 205.92 35.00 2500.00 7.20 2477.13 212.18 36.00 2550.00 7.20 2526.74 218.45 37.00 2600.00 7.20 2576.34 224.72 38.00 2650.00 7.20 2625.95 230.98 39.00 2700.00 7.20 2675.56 237.25 40.00 2750.00 7.20 2725.16 243.52 41.00 2800.00 7.20 2774.77 249.78 42.00 2880.00 7.20 2854.14 259.81 (2)角井的基本参数 MM 断块角井剖面设计基本数据 靶点垂深 (米) : 2830.0 设计完钻垂深 (米) : 2859.26 设计位移(米) :360.26 造斜点深(米) :800.00 允许半径:30.00 造斜率(度/百米) :10.00 设计井深(米) :1890.00 转盘钻具增斜率(度/百米) :3.00 最大井斜(度) :10.00 第 3 章 钻井和采油工艺 51 MM 断块角井剖面设计分段设计 井段 斜深(米) 垂深(米) 位移(米) 井斜(度) 斜增(米) 垂增(米) 平增 (米) 直井段 800.00 800.00 6.00 0.00 800.00 800.00 0.00 造斜段 850.00 849.94 8.18 5.00 50.00 49.94 2.18 增斜段 900.00 899.49 14.70 10.00 50.00 49.56 6.52 稳斜段 2850.00 2819.87 353.32 10.00 1950.00 1920.38 338.61 完钻段 2890.00 2859.26 360.26 10.00 40.00 39.39 6.95 MM 断块角井剖面设计分段设计 序号 井深(米) 井斜(度) 垂深(米) 位移(米) 1.00 800.00 0.00 800.00 6.00 2.00 850.00 5.00 849.94 8.18 3.00 900.00 10.00 899.49 14.70 4.00 950.00 10.00 948.73 23.39 5.00 1000.00 10.00 997.97 32.07 6.00 1050.00 10.00 1047.21 40.75 7.00 1100.00 10.00 1096.46 49.43 8.00 1150.00 10.00 1145.70 58.12 21.00 1800.00 10.00 1785.82 170.99 22.00 1850.00 10.00 1835.06 179.67 23.00 1900.00 10.00 1884.30 188.35 24.00 1950.00 10.00 1933.54 197.04 36.00 2550.00 10.00 2524.43 301.22 37.00 2600.00 10.00 2573.67 309.91 38.00 2650.00 10.00 2622.91 318.59 39.00 2700.00 10.00 2672.15 327.27 第 3 章 钻井和采油工艺 52 40.00 2750.00 10.00 2721.39 335.95 41.00 2800.00 10.00 2770.63 344.64 42.00 2850.00 10.00 2819.87 353.32 43.00 2890.00 10.00 2859.26 360.26 3.2.4.2 典型定向井的垂直和水平投影图 (1)典型定向井垂直投影图 第 3 章 钻井和采油工艺 53 图 3.1 典型定向井垂直投影图 (2)典型定向井水平投影图 图 3.2 典型定向井水平投影图 第 3 章 钻井和采油工艺 54 3.2.4.3 丛式井轨迹俯视示意图 图 3.3 丛式井轨迹俯视示意图 3.2.3.4 丛式井网布置 第 3 章 钻井和采油工艺 55 图 3.7 丛式井网布置图 丛式井网由 7 个丛式井网单元组成(如图 3.7) ,其中,定向井 42 口,直井 9 口。 3.2.5 钻机 3.2.5.1 钻机选型及钻井主要设备 第 3 章 钻井和采油工艺 56 表 3.6 钻机选型及钻井主要设备 序 号 名 称 型 号 规 格 数量 备 注 一 钻 机 ZJ32 1 二 井 架 JJ225/43k 1 三 提 升 系 统 绞 车 JC-32 1 天 车 TC-225 1 游动滑车 YC-225 1 大 钩 DG-225 1 水龙头 SL-225 1 四 转 盘 ZP-520 五 循环系统配置 钻井泵 1# F1540 2 钻井液罐 40 2 搅拌器 3 六 普通钻机动力系统 柴油机 1# PZ12V190B 1 柴油机 2# PZ12V190B 1 柴油机 3# 七 发 电 机 组 发电机 1# 12V135Z/200KW 1 发电机 2# 12V135Z/200KW 1 发电机 3# 八 钻机控制自动压风机 1 电动压风机 SH2-50HAC-SUU 1 第 3 章 钻井和采油工艺 57 系统 刹车系统 1 辅助刹车 FDNDS-50 1 九 固 控 震动筛 1# 2ZZSG 1 震动筛 2# 2ZZSG 1 十 加 重 装 置 加重漏斗 1 电动加重泵 1 十一 井 控 系 统 单闸板防喷器 FZ28-21 1 四 通 FS28-21 1 控制装置 FKQ3204B 1 节流管汇 JG21 1 压井管汇 YG21 1 十二 仪 器 仪 表 钻井参数仪表 1 含死绳固定器 测斜仪 1 测斜绞车 1 第 3 章 钻井和采油工艺 58 3.5.2.2 钻井井口及井控设备 各次开钻井口装置示意图(包括套管头的尺寸及型号) (1)一开井口装置示意图(完井的深度要考虑各次的套管头安装高度) 图 3.4 一开井口装置示意图 800mm 1.01.5m 第 3 章 钻井和采油工艺 59 (2)二开井口装置示意图 图 3.5 二开井口装置出口管线出口管线 灌 浆 管灌 浆 管线线节 流节 流 管管汇汇FZ28-35 压 井压 井 管管汇汇四通四通 第 3 章 钻井和采油工艺 60 (3)节流管汇及压井管汇示意图 图 3.6 节流管汇及压井管汇示意图 井控主要措施: 认真贯彻落实石油行业 SY/T6426-2005石油与天然气钻FZ28-35 出 口 管出 口 管灌 浆 管灌 浆 管液动节流阀 止回阀常Y3 常开 Y2 常开 Y1 1#常关 2#常开 3#常开 4#常关 J1半关 J2 常开 回收管线到钻井液回收管线到钻井液J3常关 液(手)动平板阀 第 3 章 钻井和采油工艺 61 井井控技术规程 。重点强调如下几个方面: (1)严格执行石油与天然气钻井井控技术规程 ; (2)表层套管除满足封堵黄土层、水层之外,还应满足井控的基本要求。即表层套管应满足以下两个条件:表套下深80m;进入石板层 30 米以上,座于砂岩井段。 (3)表套必须用水泥进行封固,不允许座塞子。 (4)二开试压: 表 3.7 二开试压 注:其它其它规格表层套管,井控设备试压标准取其抗内压强度的 80和井控设备额定工作压力的最小值。 (5)二开后,在钻出套管鞋进入第一个渗透层 3-5 米时,按细则规定做地层漏失压力实验。 (从式井第一口井做) (6)立足一次井控,有专用灌浆管线,储备足够的加重材料;相关设备、仪器运转正常,并具有防爆功能。在配浆装置附近储备足够的钻井液加重材料,以备急用。 (7)搞好井控培训和防火、防喷演习,加强井控意识;进入目的层前,按照关井操作程序进行演习,做到操作熟练、程序正确。 (8)各种井控设备、钻具内防喷工具(钻具回压阀、方钻杆下旋塞等)、专用工具、消防设施、电路系统、气体监测报警仪等配套系统按照井控管理规定执行。 (9)起钻必须灌好钻井液,钻杆每起 3-5 柱灌 1 次,起钻铤和重 244.5mm*8.94 表套 备注 21MPa 井控设备 试压 19MPa 稳压时间10 分钟,压降0.7MPa) 35MPa 井控设备 试压 32 MPa 稳压时间10 分钟,压降0.7MPa) 第 3 章 钻井和采油工艺 62 点井起钻时必须连续灌满钻井液。 钻开油层后因故空井时间长时,应将钻具下至套管脚,认真落实坐岗制度,井内要经常灌满钻井液。 (10)起钻遇阻时严禁拔活塞,若起钻发现钻井液随钻具上行长流返出,灌不进钻井液时应立即下钻到正常井段,调整好性能,达到正常方可继续起钻。 (11)控制下钻速度,防止压力激动造成井漏。 (12)邻井有注水井的要密切关注停注卸压情况,确保打开油层前地层压力在可控范围之内。 (13)对于丛式井组,第一口井按照上述验收程序验收,后续井由钻井承包商自我验收后,油田公司项目组组织生产运行、消防、安全、技术、监督人员督促和抽查。如果在本井组中任一口井发生油气侵,后续井必须按照第一口井验收程序验收。 (14)钻井队坐岗内容为:钻井液出口量变化、性能变化及液面增减情况,起钻泥浆灌入量或下钻泥浆返出量、有毒有害气体含量。坐岗人员发现溢流征兆等异常情况时, 要立即报告司钻, 停钻观察,根据实际情况及时采取相应措施。天然气井发现溢流征兆等异常情况,应立即停钻关井节流循环 1-2 周确认是否发生溢流,并根据实际情况及时采取相应的井控措施。 (15)钻开油层后密切观察钻井液的返出情况,看是否有气泡或油花,钻井液的总量是否增加,遇有钻时突然加快,放空,悬重增减,泵压下降等现象,立即停钻观察,并把方钻杆提出转盘面,同时采取相应措施,加重钻井液时,附加值为 0.05-0.10g/cm3。 (16)空井发生溢流关井后,根据溢流的严重程度,可采用强行下钻分段压井法、置换法、压回法等方法进行处理。 (17)执行“发现溢流立即关井、疑似溢流关井检查、预测溢流关井循环” 的关井原则。 关井后记录立管压力和套管压力, 及时汇报,15 分钟后再观察并记录立管压力和套管压力,求得加重钻井液密第 3 章 钻井和采油工艺 63 度,配制好后节流循环压井。 (18)电测时要有专人观察井口,每测完一条曲线灌满一次泥浆;若发现井口外溢立即停止测井,起出电缆强行下钻,若井喷来不及时应割断电缆实施关井。 (19)下套管: (1)必须控制下放速度,每 30 根要灌满一次钻井液。下完套管必须先灌满钻井液,开始用小排量顶通,再逐步提高排量循环,防止诱喷或蹩漏地层。 (2)下套管时发现溢流应及时控制井口,按钻具内有单流阀的方法求取立压,并根据立管压力调整钻井液密度。 (3)循环钻井液时,发现溢流要调整钻井液密度,注水泥过程中发现溢流要强行固井并关井候凝,为抵消水泥浆初凝失重而引起的压力损失,可在环空施加一定的回压。 3.2.6 钻井液 表 3.8 钻井液配方一览表 井段 对 应地层 地层特点 性 能 特点 性能控制 泥浆量 体系及加量 表层段 平 原组 黄 土 层 易 发生漏失 聚 合 物和 清 水抢钻 清扫液性能:密度:1.001.01 粘度:35-40s, PH=7 开钻配 30方白土浆,钻进时维持150 方 清水钻完表层后,选择性加入 SM-1、 CMC、白土等, 配制清扫液,清洗井底 二开直井段 明 化镇组 灰绿色、浅灰色中砂岩、浅棕 黄 色 粉 砂岩 与 浅 棕 红色 泥 岩 不 等厚互层 絮凝,无固相,随钻 防 漏堵漏 密 度 : 1.30 135, 粘度:2830s, PH=7 二 开 配 制200 方聚合物胶液 PAM: 15kg/10m3+堵漏剂:总量 1 吨 第 3 章 钻井和采油工艺 64 斜井段 馆 陶组、 东营组、沙 河街组 易卡、易喷漏 聚 合 物护 壁 成膜性强,强抑制,无固相 密 度 : 130 1.35, 粘度:3032s, PH=7 地面维持泥浆量不少于150 方 PAM:15Kg/10m m3 3+KPAM:10Kg/10m m3 3+CMP:15Kg/10 m m3 3 FT-342 :25Kg/10 m m3 3 完钻段 沙 三地层 上 部 大 段 褐灰 色 泥 岩 夹浅 灰 色 灰 质砂岩、灰褐色白 云 质 灰 岩下 部 深 灰 色泥岩、灰褐色油斑中砂岩、灰质砂岩、浅灰色粉砂岩 密 度 满足井控,泥 饼 光滑致密,造 壁 性强,失水小,流动性好 密 度 : 1.30 135, 粘度:50-80s PH:7.59 失水小于 8 CMC:15Kg/10m m3 3+FT-342: 35Kg/10m m3 3+ SM-1:35Kg/10 m m3 3+白土:600Kg/10 m m3 3,白土5%。 备注: 发现油气侵后应该立即组织加重 (附加值标准:在目前地层当量密度基础上附加 0.05-0.10 g/cm3) 3.2.6.1 表层施工 表 3.9 表层石工处理剂 一开钻进表层施工 配方为:清水+0.3-0.5%GD-1。性能要求:密度1.01-1.02g/cm3,粘度 55-70 秒。 处理剂名称 代号 数 量(吨) 聚丙烯酰胺 PAM 0.5 金属熬合聚合物 CMP 0.5 高粘弹性堵漏剂 GD-1 0.5 第 3 章 钻井和采油工艺 65 钻至 60 米后钻井液方面可考虑加水逐步稀释, 同时加入聚合物絮凝剂 PAM 和 CMP,性能要求:密度 1.01-1.03 g/cm3,粘度 29-30 秒。 钻完表层,配 30 方稠浆,循环两周进行清扫井筒,确保井眼干净无沉砂,保证表套顺利下到井底。配方:井浆+0.3-0.4%GD-1。性能要求:粘度 45-50 秒。 表层开钻前(包括冲大小鼠洞)必须配制 GD-1 智能凝胶体系,该体系具有堵漏作用,能有效的预防井漏。 如果井场浅表层发生过漏失,且堵漏无效,则在浅表层下导管堵漏:用 346mm 钻头加焊 216mm 钻头牙轮巴掌,扩眼至漏层以下 5m 后,下入 426mm 的导管,导管下部0.5-1 米处上下焊小螺帽,用毛毡缠绕到一定厚度,尽量为两头小中间大的“腰鼓型”,铁丝穿过小螺帽扎好,做成塞子下入井内坐死。环空采用人工回填办法,再检查灌入钻井液液面能否高于地表面,满足返出要求后,固定导管,割焊出口,恢复钻进作业。 采用双凡尔或开回水或在回水闸门处安装喷嘴的方法控制排量(15 l/s 左右),开泵前先启动转盘,平稳开泵,上提下放要控制速度避免压力激动导致井漏。 每钻完一个单根,应适当循环,确保钻屑带出地面,避免井筒内钻屑堆积太多产生压差压漏地层。 3.2.6.2 二开钻井液技术 材料准备(以 2800 米井深为例) ,见下表: 第 3 章 钻井和采油工艺 66 表 3.10 二开钻井液材料 材料种类 处理剂名称 代号 数量(吨) 聚合物体系 聚丙烯酰胺 PAM 1.1 聚丙烯酸钾 K-PAM 0.8 金属熬合聚合物 CMP 0.8 成膜树脂防塌剂 BLC-1 1 高粘乙烯 BLA-HV 0.7 高粘弹性堵漏剂 GD-1 0.5 完钻阶段细分散体系 白土 15 烧碱 0.6 羧甲基纤维素纳 CMC 0.3 磺化沥青粉 FT-1 1.5 改性石棉 SM-1 0.6 硅氟稀释剂 SF-150 0.3 堵漏剂和辅助材料(根据井场实际需要储备) 粗型综合堵漏剂 HD-1 2 细型综合堵漏剂 HD-2 2 橡胶颗粒 LD-102 2 高粘弹性堵漏剂 GD-1 1 高电阻降滤失剂 GDJ 0.5 加重材料 一般区块 石灰石 12 重晶石 18 井 控 异 常区块 石灰石 16 重晶石 24 (1) 明化镇组 明化镇组胶结疏松,钻时快、砂岩渗透性强。该井段是定向、微调滑动丼段。 钻井液配方:清水+0.150.2%PAM+0.150.2%BLC-1。 性能要求: 密度: 1.001.01g/cm3,漏斗粘度: 2829 秒。 维护处理方法: 禁止清水二开,必须配成粘度在 28-29 秒的聚合物胶液,第 3 章 钻井和采油工艺 67 始终保持地面钻井液量在 200 方以上,加强絮凝。渗漏严重的区块在此基础上加入 0.3-0.4% GD-1 防漏。 滑动钻进钻井液处理方法为: 滑动施工前在上水罐配制 30 方粘度在 45 秒左右的聚合物清扫液,配方为:25kg PAM, 50kg CMP,25kg BLC-1。用清扫液循环 1 周,确保井筒内砂子完全携带出来,井眼畅通的情况下方可进行滑动施工。 滑动施工过程中,保证入井钻井液粘度不小于 30 秒,处理方法为: 每滑动钻进一个单根, 在上水罐加: 25kg BLC-1, 25kg CMP。 滑动施工过程中,开双柴油机确保泵排量,只有环空钻井液返速达到一定要求时,井底砂子才能及时带出井筒,滑动施工才能顺利进行。 (2)馆陶组、东营组、沙河街组 馆陶组、东营组、沙河街组组地层中泥质含量高,易吸水膨胀导致井眼缩径,钻井液处理应加强体系的絮凝效果,强化抑制能力,防止缩径阻卡。 钻井液配方: 井浆+0.20.3%PAM+0.10.15%K-PAM+0.10.15%CMP+0.10.15%BLC-1+0.150.2%BLA-HV。 性能要求:密度: 1.301.35g/cm3,漏斗粘度:3032 秒。 维护处理方法: 日常维护以胶液的形式进行。 (3)完井液转化 完井液的转化分两步进行: (1)预转化:在打开主力油层前 50 米将聚合物钻井液预转化为低固相分散型钻井液体系。 钻井液配方: 第 3 章 钻井和采油工艺 68 井浆+ 0.150.2%NaOH +0.10.15%CMC +0.10.15%FT-1 +0.10.15%SM-1 +23%白土+ 0.050.1%SF-150(若流动性差则加入)。 性能要求: 密度: 1.301.35g/cm3,漏斗粘度:40 秒,滤失量:8ml, 泥饼: 0.5mm, PH 值: 10, 含砂量: 0.2%, 静切力: 12/24Pa,塑性粘度:1015mPa.S,动切力: 48Pa,动塑比:0.30.4Pa/mPa.S。 3.4.3.2 完钻阶段处理:在打口袋或者完钻循环时,使用适量的CMC,SM-1,FT-342,白土配制一罐粘度 80-100 秒的稠浆清扫井底,之后按照以下配方整体处理钻井液,然后循环 2-3 个循环周,钻井液循环均匀,把井底砂子携带干净,以保证电测。钻井液配方如下表: 钻井液配方: 井浆+ 0.050.1%NaOH +0.10.15%CMC +0.30.5%FT-1 +0.20.3%SM-1+46%白土+ 0.050.1%SF-150(若流动性差则加入)。 性能要求: 密度: 1.301.35g/cm3,漏斗粘度:5065 秒,滤失量:6ml,泥饼:0.5mm,PH 值:910,含砂量: 0.2%,静切力: 24/46Pa, 塑性粘度: 1520mPa.S, 动切力: 612Pa,动塑比:0.40.5Pa/mPa.S。3.2.7 固井施工技术要求 (1)所有套管必须按八道工序检查,合格后方可使用。 (2)表层套管和技术套管固井必须先焊后固, 以防地层出水造成复杂情况。 (3)每一根封固油气层段的套管,须加上一只扶正器,确保套管居中。 第 3 章 钻井和采油工艺 69 (4) 阻流环与套管鞋之间的距离10 米。 (5) 油层套管试压 35MPa,稳压 30 分钟,压降不大于 0.5MPa为合格。 (6) 使用优质冲洗隔离液、前隔离液、后隔离液。 (7) 封固主要油气层段的水泥中加入一定量的防气窜剂和降失水剂,防气窜剂要均匀加入到水泥中。 (8)在注水泥施工前,必须模拟井下条件按 API 标准进行全套水泥浆试验。 (9) 注水泥量必须满足返高的要求,水泥浆密度必须达到设计要求。 (10)油层套管固井候凝期间井口敞压、环空加回压。 (11) 表层套管、 油层套管串及固井施工设计固井前由固井公司另作,并按固井技术条例执行。 3.2.7 钻井其他要求 (1) 做好加密丛式井组防碰绕障措施,定向井测斜间距:防碰段每 30m 一点,造斜段每 10-20m 一点,其余井段每 50m 一点; (2)全角变化率(连续三点即 90 米井段) :造斜和扭方位井段不大于 5/30m,其它斜井段的全角变化率不大于 2/30m; (3)中靶半径20m; (4)平均井径扩大率15%,最大井径扩大率20%,油层井径扩大率10%; (5) 取心收获率95%; (6) 固井一次合格率98%,水泥返高和人工井底符合要求。 3.2.8 钻井进度计划 第 3 章 钻井和采油工艺 70 表 3.11 钻井进度计划 开钻 次数 钻头尺寸 (mm) 井 段 (m) 施 工 项 目 累计时间 (d) 内 容 时间(d) 一开 346(311) 154 钻进、辅助 0.5 1 固井、装井口等 0.5 二开 215.9(222.2) 2880 钻进、辅助 10.0 14 电测、固井、装井口等 3 3.2.9 钻井费用 表 3.12:MM 断块钻采工程费用预测表 项目名称 主要内容 单井费用 (万元) 反九点 井数(口) 费用 投产投注 投产 35 39 1365 转投注 25 1 25 钻井 钻井、固井、测井、套管防腐 240 52 12480 合计 13870 3.3 完井设计 3.3.1 完井方法 3.3.1.1 完井方式 第 3 章 钻井和采油工艺 71 由岩性和沉积特征分析该储层宜选用套管射孔完井。 套管射孔完井方式能够有效地封隔和支撑疏松易坍塌的地层,有防沙作用,封隔水层。且射孔完井是目前国内外最广泛和最主要使用的完井方式,同时比其他完井方式都经济。根据储层特点,和套管射孔完井的优点,选用套管射孔完井方式,套管射孔完井如图 3.8。 图 3.8 套管射孔完井 3.3.1.2 完井要求 (1)完井井场应做到工完料净,大小鼠洞填平,井场平整; (2)完井井口平正,封固可靠,油层套管接箍上端面高出井场 平面 0.10.2m,使用厚度40mm 的环形钢板,环形钢板外圆 周与表层套管焊牢在一起,油层套管必须坐在环形钢板上,按规定戴好护帽。护帽、环型钢板均焊上井号字样,字迹清楚; (3)完井井口管外不气窜、水窜;井口周围水泥胶结良好,井口无晃动,井场环保事项达到有关规定。 第 3 章 钻井和采油工艺 72 3.3.2 射孔工艺 3.3.2.1 射孔液 由五敏实验分析可知,此储层为极强酸敏、强水敏地层和中等偏强碱敏,无速敏,选用油基射孔液。性能要求: (1)密度可调节,必须适合油层压力,防止压死油层和井喷。 (2)腐蚀性小,对套管和油管的腐蚀少,减少产生不容物,对产层的伤害。 (3)性能稳定,防止温度压力变化时产生结晶。 (4)无固相,防止堵塞孔道。 3.3.2.2 射孔方式 表 3.13 砂三油水井储层改造方式及参数推荐表 (1)射开油层中上部,依隔层状况,油井射开程度 4080%,水井射开程度大于 80%。 (2)射孔要避开钙质夹层及泥质含量较高的井段,并对注水井今后分注留足分隔器位置;为了保护套管,连续射孔不得超过6 m,并避开接箍射孔。 3.3.2.3 实施要求 (1)射孔避开套管接箍,发射率达到 100; (2)压井液灌至井口,严格执行压井液配方; (3)施工过程中,监测有毒有害气体浓度做好安全措施; (4)射孔半小时后,方可接近井口进行后续作业; (5)措施后 8 小时内抽汲,连续、平稳排液,每班抽次 3035 次; 采油井油层顶部20-40102枪/102或注入井油层有利位置60127复合弹16孔 密 (孔/米)井 别射孔位置射开程度(%) 改造方式枪/弹类型高能复合射孔第 3 章 钻井和采油工艺 73 (6) 抽汲沉没度控制在 100200m, 抽汲见油稳定 3 班次以上,排液完交井。 3.3.2.4 注意事项 (1)排液结束后必须冲砂、探砂面、洗井后方可投产。 (2)试油按方案设计取高压物性,测压力恢复曲线,并测准原始地层压力。 (3)做好 H2S、CO 等有毒有害气体的预防工作及紧急预案。 3.4 采油工艺 3.4.1 油管柱设计 管柱主要受轴向拉力、外挤力和内压力。 (1) 轴向拉力可以看成下部自生在液体中产生的重力和液体上行时产生的摩擦力。 a.轴向拉力 (3.1) b.摩擦力取为摩擦系数正压力 N 的乘积 (3.2) (2)外挤力由管外液柱产生 第 3 章 钻井和采油工艺 74 (3.3) (3)管柱内压力由地层流体及特殊作业产生 (3.4) (4)根据所选管径, 和管柱受力, 选择合适的油管钢级和壁厚以及螺纹类型。 表 3.14 油管参数 类型直径壁厚钢级下入深度m平式油管73mm5.5mmN801498-2880外加厚油管73mm5.5mmN800-1498 螺纹接头:标准加厚+平式变扣接头,直径 73mm,钢级 N80 油管挂:直径 73mm,钢级 N80 3.4.2.采油方式 3.4.2.1 选择原则 根据试采试油数据, 为保持地层压力, 选用有杆泵采油方式。这种采油方式相比较来说(如下表) ,发展时间长,技术成熟,工艺比较配套,实用性强,设备装置耐用,故障率低,抽深和排量能够满足其要求,且经济适用。 第 3 章 钻井和采油工艺 75 表 3.15 各种人工举升适用性对比 3.4.2.2 有杆泵采油 (1)机械参数优选 抽油机 表 3.16 抽油机参数表 井深抽油机(m)选型MM断层砂三2760-2880 6型节能机181.52.537冲次范围(次/min)区块层位要求减速箱最大扭矩(kNm)冲程范围(m) 第 3 章 钻井和采油工艺 76 抽油泵 表 3.17 抽油泵参数表 MM断层砂三66235.9938冲次(次/min)计算泵径(mm)拟选泵径(mm)区块层位预测液量(m3/d)冲程(m) 抽油杆 表 3.17 抽油杆参数表 区块井深(m)泵挂深度(m)抽油杆柱组合MM断层2760-28802600-2800 19+22(2)采油配套工具 采油配套工具从井口到井下主要有光杆、 盘根盒、 采油井口、泄油器等。 采油井口:KY65/21 型标准采油井口; 盘根盒:推荐采用可调偏心、耐高压的二级密封盘根盒; 光杆:1KD 级标准光杆; 泄油器:推荐采用防喷泄油器; 3.4.3 注水工艺 3.4.3.1 注水注水水源与水质 (1)XX 油田区块向北有 100 宽的河道,为油田注水提供了充足的淡水水源,同时采出地下水处理回注。 (2)储层为水敏性地层,且淡水水源高含氧,携带有大量悬浮物和微生物。必须经过各种强化处理如图 3.9,将注入水配成与底层相适应矿化度的水, 使注入水为 NaHCO3型, 总矿化度 13519mg/l左右, 氯离子 3155mg/l; 另外使用采出水处理后的回注并可以减少第 3 章 钻井和采油工艺 77 注入水与底层不配伍。 图 3.9 注入水处理过程 3.4.3.2 注水方式 (1)由试油试采数据及测井资料,可知该块油藏具有边水,但天然能量较充足,产量在一定时间后逐步下降;在油藏工程论证滞后注水效果最佳。注水方式采用滞后注水,和正注的方式进行注水,以满足生产需求且不造成浪费。 (2)由测井资料分析,该储层主要为单油层,且地层性质但方向变化不大,注水不需要分层,采用笼统注水方式。井下部分主要包括:封隔器、扶正器、流量计和配注芯,如图 3.10 所示。 第 3 章 钻井和采油工艺 78 图 3.10 笼统注式井下部分 (3)注水地面井口设施,示意图 3.11 所示 图 3.11 注水地面井口设施 (4)注水管柱选用62mm 喇叭口+油管,下到油层以下 20米,管柱如图 3.12 所示: 第 3 章 钻井和采油工艺 79 图 3.12 注水管柱 (5)注水速度见油藏数值模拟论证部分。 (6)注水压力 由底层压力预测资料,注水目的层砂三层破裂压力当量密度 为 1.79g/cm3,最低为 1.67g/cm3。为保证注水时地层不被破坏,井底注水压力当量密度必须小于 1.67g/cm3 压力安全系数Sf=0.06 取井底注水压力当量密度必须小于1.67-0.06g/cm3注水井井口压力 P岩=P井口+P静水-P管P水嘴 P静水为井筒内静水柱水柱产生的压力,P静水=0.1H0.0981, 注水合理压力为: P井口=(0.161-0.1)H0.0981+P管柱+P水嘴 其中 H=2880 米 ,P管柱和 P水嘴为 0.5MPa 注水井口最大压力为 17.6MPa。 同时正注必须井底流压大于底层空隙压力, 结合 M1、 M2 测井及压力预测,空隙压力当量密度略小于 1.18 g/cm3,井口注水大于压力 5.6MPa,为满足生产和设备维护的要求采用井口注水压力为 10 MPa。 图 3.12 注水管住 第 3 章 钻井和采油工艺 80 3.4.3.3 注水井投注前预处理 由于该储层为极强酸敏、强水敏地层,注水前必须处理,包括: (1)排液,清除井筒内的腐蚀物、杂物; (2)洗井,注泡沫负压洗井,将井壁及近井地带的堵塞物清洗掉,替出井内不清洁的水。 (3)注入粘+稳定剂,或者防膨剂。减少注水对储层的伤害。 处理液注入由小到大,初期 12 小时内进口水量小于出口水量,然后保持平衡洗井,排量应达到并保持在 2530m3/h,达到进出口水质一致为止。 3.5 油水井压裂 3.5.1 压裂层位 表 3.18 压裂层位 层 位 井 段 (m) 厚度/层数(m/n) 孔隙度(%) 目前地层压力 (MPa) 备注 砂三 2780-2880 6/1 15.9 35.52 待压裂 3.5.2 压裂液 该储层为强水敏性地层,为减少对储层的伤害,选用油基压裂液:稠化油(原油+脂肪酸皂) 。 3.5.3 压裂步骤 (1)填砂:下 73mm 填砂管柱下带笔尖,正填石英砂,砂面2820m ,沉砂 8 小时后探砂面,2 小时后复探合格后起出填砂管柱。 (2)换井口:拟射地层压力 35.52MPa,紧固套管短节,按标准第 3 章 钻井和采油工艺 81 对井口进行试压。 (3)测压:提前通知测试队测压,并将测压结果报地质研究所管理室。 (4)下压裂管柱:下入 N80- 89mm 压裂管柱下带喇叭口,喇叭口 2960m。按标准装好 KY65-105 型井口上半套。用地锚把井口固定好,连接好放喷硬管线。 (井场外挖 35m3土池,压裂前土池为空池,以备砂堵洗井) (5)压裂:压裂施工。压裂前后测井温,压裂过程中监测裂缝。 (6)放喷:压后放喷,压后放喷时两侧油管闸门均安装油嘴套,高压软管放喷管线出口与罐车顶部油壬连接固定。用 3mm 油嘴控制放喷排液,以后可逐级放大油嘴,以排液不含砂为原则,始终保持一侧不间断放喷;放喷出的液体拉至指定地点。 (7)起压裂管柱:压后若喷,则自喷生产;不喷则按标准安装好FZ18-35 型防喷器并进行试压,起出压裂管柱。 (8)换井口,探砂面冲砂:电缆软探砂面,若砂面高于 2820m,则下 73mm 冲砂管柱冲砂至砂面 2820m,用处理污水反洗井至进出口一致,起出冲砂管柱。 (9)下泵:自下而上为:73mm 公丝堵1498m+73mm 平式油管+双层筛管1498m73mm 平式油管+ 38mm6.8m 泵1382m+73mm 加厚油管+悬挂器。 (根据压裂后的油气显示情况可调整泵深和泵径; 更换泵上 10 根油管, 悬挂器下第一根油管换新油管) 。 、油管柱试压:管柱试压 8-10MPa,稳定 30min,压力下降值不超过 0.5MPa 为合格,否则返工。 、下杆:抽油杆组合(自下而上)为:19mm*300m(固化杆)+19mm*780m +22mm*1300m。 、完井:上提防冲距 1.90m,井口光余 1-1.5m,试抽正常,第 3 章 钻井和采油工艺 82 并井口憋压 2.5MPa,稳定 15min,压力下降值不超过 0.5MPa,井口装置齐全,出油正常。出油正常后现场交接给采油区管理。 3.6 油层保护 据五敏试验,实验结果表明该储层为强水敏、极强酸敏、弱盐敏、无速敏、中等偏强碱敏。 (1)在钻井过程中保证钻井液与储层的配伍, 防止钻井液引起膨胀,甚至发生堵塞等。粘土钻井压差控制在适当范围,防止钻井液及固相进入地层。 (2)注水泥时保证固井质量, 防止水泥浆滤液进入储层, 以免造成粘土膨胀分散。水泥的水化作用会使强氧化物过饱和,重结晶,沉淀在空隙中。 (3)该储层采用套管射孔完井。 在进行射孔时, 要保证射孔液与储层配伍,防止固相堵塞,保持合理的射孔压差。 (4)在进行压裂增产措施时, 保持压裂液与储层的配伍。 在采油过程中应设置合理的采油速度和生产压差,防止油气层微粒发生运移。 (5)注水生产时必须使用合格水质, 保持合理的注采强度, 防止井壁附近地带流速过大而引起地层微粒运移,发生井壁坍塌等事故。 第 4 章 项目组织管理和生产作业 83 第 4 章 项目组织管理和生产作业 4.1 生产管理 (1)应用节点分析,优选抽油参数。 (2)搞好防蜡、防垢、防气,提高泵效及油井免修期。 (3)取全取准各项动态资料,及时进行综合分析。 (4) 录取该区溶解气气体组分百分含量, 特别是 H2S 的含量。 4.2 动态监测要求 动态监测严格按照资料录取及测试要求进行监测,为及时、准确进行生产动态调控奠定基础,对核心井开展动态监测,探讨间开间采试验。 (1)进行动态试井,及时掌握地层压力、产液指数、采油指数情况。 (2)产出剖面测井,对重点油井生产进行监测,录取分层产液量、产水量、压力、温度等分层动态资料。 (3) 注入剖面测井, 在注水井正常注水时测试分层注入量和吸入厚度。注水井投注后都要进行系统试井,确保合理的注水压力,注水井每年测一次吸水剖面及吸水指示曲线,对吸水状况变化大的井组,注采动态出现异常时要及时加测,以便调整注水参数及注水剖面。 (4)检测地层流体性质的变化,分年分区进行原油分析、地层原油高压物性、地层水分析。 (5) 取全、 取准油、 水井各项生产资料, 特别是采油井产量、生产气油比、动液面及注水井井口压力、日注水量等资料。在保第 4 章 项目组织管理和生产作业 84 证日产水平相当情况下,探讨间开采油试验,部分油井可采用不连续方式进行计量。 第 6 章 投资估算与经济评价 85 第 5 章 投资估算与经济评价 根据油藏工程中所推荐的三种布井方案,第一个方案,井网井距为 260 米九点法面积丼网,第二个方案,井网井距为 260 米七点法面积丼网,第三个方案,井网井距为 280 米反七点法面积丼网,进行投资估算与经济评价,从而选择出较好的方案。 5.1 投资估算 5.1.1 依据 投资估算的依据包括: (1) 国家及有关部门颁布的法律、法规和标准。 (2) 企业或相关行业的工程定额及相关规定。 (3) 设备、材料的询价资料或以往工程的采办价格资料。 (4) 设备清单及工程量表。 (5) 工程项目实施的进度计划。 5.1.2 原则 投资估算本应依据中国石油化工集团公司 石油化工项目可行性研究投资估算编制办法(试行) ,编制原则上本应采用工程量法。 但本次估算由于数据及资料有限, 不做细致的工程量清单,均用单井,单位产量的价格来计算总体价格。 5.1.3 价格选取 考虑主要设备、材料的价格,钢结构预制或加工的价格,安装建设工程、施工作业装置和机具的价格等,均按照一定比例折算到单井,单位产量的价格中。 5.1.4 投资估算项目划分 第 6 章 投资估算与经济评价 86 建设项目总投资由建设投资、固定资产投资方向调节税(暂停征收) 、 建设期借款利息及流动资金组成。 其中建设投资分为固定资产投资费用、无形资产费用、其他资产费用及预备费用四部分。 项目上报政府部门审批、核准、备案时,建设投资、固定资产投资方向调节税、建设期几款利息以及辅底流动资金构成项目报批总投资。 5.1.5 投资计算 此次投资计算考虑钻井费用,采油费用和地面建设费用,其中钻井费用和采油费用根据市场调查,暂定为钻井费用单井 240万元人民币,采油费用 700 元人民币每吨。地面建设费用根据以往油田的投资为依据,暂定为占钻井费用与地面建设费用总和的70%。此次钻井均为第一年全部钻完。 根据市场调查,暂定年利率为 6.072%,原油价格为 4000 元每吨。在各方案计算总投资费用贴现时以复利方式计算。 复利计算公式为:F=A*(1+r)m 式中,F-费用贴现值,万元; A-当年总费用,万元; r-年利率,为百分数; m-折算年限。 最后将各年投资的费用贴现值累加起来,为总投资估算值,即 G=F 式中,G-总投资估算值,万元。 净收益 M=W-G 其中 M-净收益贴现值,万元; W-收入贴现值,万元。 其中收入 W=P 第 6 章 投资估算与经济评价 87 式中 P-年收入贴现值,万元/年。 5.1.5.1 井距为 260 米九点法面积丼网投资估算 该方案中总井数为 52 口,生产时间为 30 年,将费用贴现到第一年年初,相关参数计算得到下表 5-1: 表 5-1 井距为 260 米九点法面积丼网投资估算表 时间(年) 年产量(t) 采油成本(万元/年) 钻井成本(万元) 地面建设费用(万元) 总费用(万元/年) 总费用贴现值(万元/年) 2011 42400.1 2968.0 12480 29120 44568.0 44568.0 2012 38825.1 2717.8 0 0 2717.8 2882.8 2013 24217 1695.2 0 0 1695.2 1907.3 2014 16441.4 1150.9 0 0 1150.9 1373.5 2015 12020.1 841.4 0 0 841.4 1065.1 2016 9132.3 639.3 0 0 639.3 858.4 2017 7086.0 496.0 0 0 496.0 706.5 2018 5980.3 418.6 0 0 418.6 632.4 2019 5134.1 359.4 0 0 359.4 575.9 2020 4479.5 313.6 0 0 313.6 533.0 2021 3935.1 275.5 0 0 275.5 496.7 2022 3584 250.9 0 0 250.9 479.8 2023 3223.8 225.7 0 0 225.7 457.8 2024 2928.4 205 0 0 205 441.1 2025 2664.6 186.5 0 0 186.5 425.7 2026 2506.8 175.5 0 0 175.5 424.8 2027 2314.0 162 0 0 162 416 2028 2150.1 150.5 0 0 150.5 410 2029 1993.3 139.5 0 0 139.5 403.2 2030 1859.0 130.1 0 0 130.1 398.8 2031 1801.7 126.1 0 0 126.1 410.0 2032 1697.7 118.8 0 0 118.8 409.8 第 6 章 投资估算与经济评价 88 2033 1594.7 111.6 0 0 111.6 408.3 2034 1505.2 105.4 0 0 105.4 408.8 2035 1422.8 99.6 0 0 99.6 409.9 2036 1348.7 94.4 0 0 94.4 412.1 2037 1273.4 89.1 0 0 89.1 412.8 2038 1208.3 84.6 0 0 84.6 415.4 2039 1166.7 81. 7 0 0 81.7 425.5 2040 1145.8 80.2 0 0 80.2 443.2 合计(万元) 63612.77 应用复利公式计算,最后得到总投资估算值 G=63612.77 万元。 5.1.5.2 井距为 260 米七点法面积丼网投资估算 该方案中总井数为 54 口, 生产时间为 25 年, 将费用贴现到第一年年初,相关参数计算得到下表 5-2: 表 5-2 井距为 260 米七点法面积丼网投资估算表 时间(年) 年产量(t) 采油成本(万元/年 钻井成本(万元) 地面建设费用(万元 总费用(万元/年) 费用贴现 (万元/年) 2011 44001.9 3080.1 12960 30240 46280.1 46280.1 2012 38124.2 2668.7 0 0 2668.7 2830.7 2013 23931.2 1675.2 0 0 1675.2 1884.8 2014 16183.6 1132.9 0 0 1132.9 1352 2015 11785.9 825.0 0 0 825.0 1044. 4 2016 8854.2 619.8 0 0 619.8 832.2 2017 6886.7 482.1 0 0 482.1 686.6 第 6 章 投资估算与经济评价 89 2018 5785.2 405 0 0 405 611.8 2019 4984.6 348.9 0 0 348.9 559.2 2020 4341 303.9 0 0 303.9 516.5 2021 3810.2 266.7 0 0 266.7 480.9 2022 3385.7 237 0 0 237 453.3 2023 3073.6 215.2 0 0 215.2 436.5 2024 2779. 7 194.6 0 0 194.6 418.7 2025 2554.5 178.8 0 0 178.8 408.1 2026 2331.6 163.2 0 0 163.2 395.1 2027 2294.1 160.6 0 0 160.6 412.4 2028 1975.5 138.3 0 0 138.3 376.7 2029 1797.0 125.8 0 0 125.8 363.5 2030 1692.6 118.5 0 0 118.5 363.1 2031 1576.9 110.4 0 0 110.4 358.9 2032 1480.3 103.6 0 0 103.6 357.3 2033 1381.2 96.7 0 0 96. 7 353.6 2034 1250 87.5 0 0 87.5 339.5 2035 1166.7 81.7 0 0 81. 7 336.1 合计(万元) 62452.14 应用复利公式计算,最后得到总投资估算值 G=62452.14 万元。 第 6 章 投资估算与经济评价 90 5.1.5.3 井距为 280 米反七点法面积丼网投资估算 该方案中总井数为 68 口,生产时间为 21 年,将费用贴现到第一年年初,相关参数计算得到下表 5-3: 表 5-3 井距为 280 米反七点法面积丼网投资估算表 时间(年) 年产量(t) 采油成本(万元/年) 钻井成本(万元) 地面建设费用(万元) 总费用(万元/年) 总费用贴现 (万元/年) 2011 51286.5 3590.1 16320 38080 57990.1 57990.1 2012 43828.6 3068 0 0 3068 3254.3 2013 25534.2 1787.4 0 0 1787.4 2011.0 2014 16112.7 1127.9 0 0 1127.9 1346.1 2015 11251.3 787.6 0 0 787.6 997.0 2016 8237.6 576.6 0 0 576.6 774.3 2017 6329.9 443.1 0 0 443.1 631.1 2018 5263.5 368.4 0 0 368.4 556.6 2019 4469.9 312.9 0 0 312.9 501.4 2020 3875.5 271.3 0 0 271.3 461.1 2021 3475.4 243.3 0 0 243.3 438.6 2022 3097.4 216.8 0 0 216.8 414.7 2023 2788.9 195.2 0 0 195.2 396.0 2024 2538 177.7 0 0 177.7 382.3 2025 2314.1 162 0 0 162 369.7 第 6 章 投资估算与经济评价 91 2026 2127.7 148.9 0 0 148.9 360. 6 2027 1965.2 137.6 0 0 137. 6 353.3 2028 1869.1 130.8 0 0 130.8 356.4 2029 1737.5 121.6 0 0 121.6 351.4 2030 1624.7 113.7 0 0 113.7 348.6 2031 1564.9 109.5 0 0 109.5 356.1 合计(万元) 72650.82 应用复利公式计算,最后得到总投资估算值 G=72650.82 万元。 5.2 经济评价 5.2.1 评价模式及原则 采用国家有关部门的规定或油气田开发合同规定的模式进行。坚持以经济效益为核心,以及费用与效益计算口径相一致的原则。 5.2.2 评价指标与评价方法 进行工程建设项目财务评价,使用的主要评价指标为投资收益、投资收益率和投资回收期。 (1)井网井距为 260 米九点法面积丼网方案 下表为评价指标相关值的计算数据表 5-4: 第 6 章 投资估算与经济评价 92 表 5-4 井距为 260 米九点法面积丼网评价指标相关值计算表 时间(年) 年产量(t) 总费用(万元/年) 收入(万元/年) 总费用贴现值(万元/年) 收 入 贴现值 (万元/年) 收益(万元/年) 投资收益率 (%) 2011 42400 44568 16960.1 44568 17989.9 -26578 2012 38825 2717.8 15530 2882.8 17473.2 -11988 2013 24217 1695.2 9686.8 1907.3 11560.6 -2334.3 2014 16441 1150.9 6576.6 1373.5 8325.3 4617.5 2015 12020 841.4 4808 1065.1 6456.1 2016 9132.3 639.3 3652.9 858.4 5202.9 2017 7086 496 2834.4 706.5 4282.2 2018 5980.3 418.6 2392.1 632.4 3833.4 2019 5134.1 359.4 2053.6 575.9 3490.8 2020 4479.5 313.6 1791.8 533 3230.7 2021 3935.1 275.5 1574 496.7 3010.4 2022 3584 250.9 1433.6 479.8 2908.3 2023 3223.8 225.7 1289.5 457.8 2774.8 2024 2928.4 205 1171.3 441.1 2673.6 2025 2664.6 186.5 1065.8 425.7 2580.5 2026 2506.8 175.5 1002.7 424.8 2575.1 2027 2314 162 925.6 416 2521.4 第 6 章 投资估算与经济评价 93 2028 2150.1 150.5 860.1 410 2485.1 2029 1993.3 139.5 797.3 403.2 2443.7 2030 1859 130.1 743.6 398.8 2417.4 2031 1801.7 126.1 720.7 410 2485.1 2032 1697.7 118.8 679.1 409.8 2484 2033 1594.7 111.6 637.9 408.3 2474.9 2034 1505.2 105.4 602.1 408.8 2477.8 2035 1422.8 99.6 569.1 409.9 2484.4 2036 1348.7 94.4 539.5 412.1 2498.1 2037 1273.4 89.1 509.4 412.8 2501.8 2038 1208.3 84.6 483.3 415.4 2518.1 2039 1166.7 81.7 466.7 425.5 2578.9 2040 1145.8 80.2 458.3 443.2 2686.6 合计(万
温馨提示:
1: 本站所有资源如无特殊说明,都需要本地电脑安装OFFICE2007和PDF阅读器。图纸软件为CAD,CAXA,PROE,UG,SolidWorks等.压缩文件请下载最新的WinRAR软件解压。
2: 本站的文档不包含任何第三方提供的附件图纸等,如果需要附件,请联系上传者。文件的所有权益归上传用户所有。
3.本站RAR压缩包中若带图纸,网页内容里面会有图纸预览,若没有图纸预览就没有图纸。
4. 未经权益所有人同意不得将文件中的内容挪作商业或盈利用途。
5. 人人文库网仅提供信息存储空间,仅对用户上传内容的表现方式做保护处理,对用户上传分享的文档内容本身不做任何修改或编辑,并不能对任何下载内容负责。
6. 下载文件中如有侵权或不适当内容,请与我们联系,我们立即纠正。
7. 本站不保证下载资源的准确性、安全性和完整性, 同时也不承担用户因使用这些下载资源对自己和他人造成任何形式的伤害或损失。
提示  人人文库网所有资源均是用户自行上传分享,仅供网友学习交流,未经上传用户书面授权,请勿作他用。
关于本文
本文标题:全国石油工程设计大赛历年作品(共31项部分含图纸
链接地址:https://www.renrendoc.com/paper/118169254.html

官方联系方式

2:不支持迅雷下载,请使用浏览器下载   
3:不支持QQ浏览器下载,请用其他浏览器   
4:下载后的文档和图纸-无水印   
5:文档经过压缩,下载后原文更清晰   
关于我们 - 网站声明 - 网站地图 - 资源地图 - 友情链接 - 网站客服 - 联系我们

网站客服QQ:2881952447     

copyright@ 2020-2025  renrendoc.com 人人文库版权所有   联系电话:400-852-1180

备案号:蜀ICP备2022000484号-2       经营许可证: 川B2-20220663       公网安备川公网安备: 51019002004831号

本站为文档C2C交易模式,即用户上传的文档直接被用户下载,本站只是中间服务平台,本站所有文档下载所得的收益归上传人(含作者)所有。人人文库网仅提供信息存储空间,仅对用户上传内容的表现方式做保护处理,对上载内容本身不做任何修改或编辑。若文档所含内容侵犯了您的版权或隐私,请立即通知人人文库网,我们立即给予删除!