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
压缩包内文档预览：(预览前20页/共210页)
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
认证信息
个人认证
高**（实名认证）
河南
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：评审编号：PS170 方案类型方案类型 油藏油藏 钻完井钻完井 采油采油 地面地面 经济评价经济评价 全国石油工程设计大赛组织委员会制 全国石油工程设计大赛作品简介 作品说明 本参赛作品为针对设计大赛提供目标区块设计的综合开发方案，主要由油田地质特征及开发历程、油藏工程方案、钻完井工程方案、采油工程方案、地面工程方案及经济评价六部分组成。本方案深入考虑目标区块储层低渗透及水敏严重的特点，采用单井压裂与高部位注气相结合的开发方式，同时针对该区块油水边界尚不明确的问题，在油藏贴近油水边界的位置设计了一口滚动勘探开发井，通过不断的滚动开发，力求更好地认识油藏，为中后期油藏开发方案的进一步地修改和调整奠定良好的基础。基于考虑油田地质特征及开发历程设计的油藏方案，对钻完井工程方案、采油工程方案、地面工程方案进行了编制，并给出了综合开发方案的经济评价。 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：目录 I 目 录 第第 1 章章 油田地质特征及开发历程油田地质特征及开发历程 . 1 1.1 概况 . 1 1.1.1 地理位置 . 1 1.1.2 区域地质 . 1 1.1.3 油田地面 . 4 1.1.4 基础资料 . 4 1.2 油藏地质特征 . 5 1.2.1 油层组地质特征 . 5 1.2.2 构造特征 . 5 1.2.3 储层特征 . 6 1.2.4 油气藏类型 . 7 1.2.5 地质储量 . 10 1.3 试油试采特征 . 12 1.3.1 试油特征分析 . 12 1.3.2 试采动态分析 . 12 1.4 生产动态特征 . 15 第第 2 章章 油藏工程方案油藏工程方案 . 18 2.1 开发方案设计原则 . 18 2.2 开发方式研究 . 19 2.2.1 天然能量开发可行性研究 . 19 2.2.2 人工补充能量 . 28 2.3 三维地质建模 . 34 2.3.1 数据准备 . 34 目录 II 2.3.2 建模工作流程 . 34 2.3.3 模型的检验 . 39 2.3.4 模型的粗化、输出 . 39 2.4 数值模拟研究 . 41 2.4.1 软件的选择 . 41 2.4.2 数值模型的建立 . 41 2.4.3 主要参数的选取及设置 . 41 2.4.4 井史数据及动态数据处理 . 42 2.4.5 历史拟合 . 43 2.5 开发层系与开发井网部署 . 48 2.5.1 开发层系划分 . 48 2.5.2 井型、井网、井距设计 . 49 2.6 生产和注入能力 . 59 2.6.1 生产井产能论证 . 59 2.6.2 注气能力研究 . 61 2.7 开发方案部署及优选 . 64 2.7.1 方案部署原则 . 64 2.7.2 开发技术政策 . 64 2.7.3 开发方案部署 . 64 2.7.4 开发指标预测 . 66 2.7.5 开发方案优选 . 69 2.8 方案的实施要求 . 70 2.8.1 产能建设部署 . 70 2.8.2 油藏的动态监测 . 70 2.9 小结 . 72 第第 3 章章 钻完井工程方案钻完井工程方案 . 73 3.1 编制的依据及基础资料 . 73 目录 III 3.1.1 钻井工程编制的依据 . 73 3.1.2 钻井工程编制的原则 . 73 3.1.3 基础资料 . 73 3.2 钻井工程设计 . 78 3.2.1 井身结构 . 78 3.2.2 钻头及钻具 . 80 3.2.3 钻机 . 82 3.2.4 钻井液设计 . 85 3.2.5 固井设计 . 93 3.2.6 其他要求 . 96 3.3 完井工程设计 . 101 3.3.1 完井方法 . 101 3.3.2 射孔参数 . 101 3.3.3 完井作业 . 101 3.4 小结 . 103 第第 4 章章 采油工程方案采油工程方案 . 104 4.1 方案编制依据与原则 . 104 4.1.1 方案编制依据 . 104 4.1.2 方案编制原则 . 104 4.1.3 方案编制技术思路 . 104 4.1.4 开发方案部署及对采油工程要求 . 105 4.2 采油工程方案 . 107 4.2.1 射孔工艺设计 . 107 4.2.2 压裂工艺设计 . 118 4.2.3 举升工艺设计 . 133 4.2.4 注气工艺设计 . 151 4.2.5 动态监测 . 162 目录 IV 4.3 采油工程方案费用预算 . 166 4.3.1 完井工程投资 . 166 4.3.2 压裂工程投资 . 166 4.3.3 举升工艺投资 . 166 4.3.4 注气工程投资 . 167 4.4 小结 . 168 第第 5 章章 地面工程方案地面工程方案 . 169 5.1 油气集输系统方案及布局 . 169 5.2 集输油管线 . 170 5.3 小结 . 171 第第 6 章章 经济评价经济评价 . 172 6.1 经济评价思路及目的 . 172 6.1.1 经济评价思路 . 172 6.1.2 经济评价目的 . 172 6.1.3 开发方案概述 . 172 6.2 经济评价的依据、原则及主要参数 . 175 6.2.1 经济评价依据 . 175 6.2.2 经济评价原则 . 176 6.2.3 经济评价参数 . 176 6.3 投资估算 . 178 6.3.1 投资估算编制原则及依据 . 178 6.3.2 建设投资 . 178 6.3.3 建设期利息 . 181 6.3.4 流动资金 . 182 6.3.5 项目总投资结果 . 182 6.3.6 资金筹措 . 183 目录 V 6.4 采油成本估算 . 184 6.4.1 成本估算依据 . 184 6.4.2 成本估算结果 . 188 6.5 销售收入、销售税金及附加计算 . 190 6.5.1 营业收入估算 . 190 6.5.2 营业税金及附加估算 . 190 6.5.3 估算结果 . 191 6.6 财务评价 . 192 6.6.1 盈利能力分析 . 192 6.6.2 偿债能力分析 . 195 6.6.3 财务生存能力分析 . 196 6.7 风险分析及综合结论 . 198 6.7.1 项目风险分析 . 198 6.7.2 小结 . 198 第第 7 章章 综合结论综合结论 . 200 7.1 油藏工程 . 200 7.2 钻完井工程 . 201 7.3 采油工程 . 201 7.4 地面工程 . 202 7.5 经济评价 . 202 第第 8 章章 致谢及感想致谢及感想 . 203 第 1 章 地质及生产资料分析 1 第 1 章 油田地质特征及开发历程 1.1 概况 1.1.1 地理位置 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 1-1 地理位置图 1.1.2 区域地质 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。 地层层序划分：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。在沙河街组内第 1 章 地质及生产资料分析 2 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。具体数据见 M1、M2 井地层分层数据表（表 1-1 和表 1-2） 。 表 1-1 M1 井地层分层数据表 地 层 设 计 分 层 界 系 统 组 段 岩 性 底界 深度 (m) 新 生 界 第四系 更新统 平原组 黄色粘土及散砂 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 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 下 第 三 系 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 沙 河 街 组 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 沙一中 深灰色泥岩 2558 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 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 中生界 紫红色泥岩与紫红色砂质泥岩互层 3050 第 1 章 地质及生产资料分析 3 表 1-2 M2 井地层分层数据表 地 层 设 计 分 层 界 系 统 组 段 岩 性 底界深度 m 厚度 m 新 生 界 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 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 第 1 章 地质及生产资料分析 4 1.1.3 油田地面 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。 1.1.4 基础资料 钻井资料：XX 油田有沙三 3 油组取心井 5 口； 测井资料：M1 和 M2 的测井数据、M1-M2-M3 测井解释成果表、M1-M2-M3 井分层数据表； 测试、试采与先导资料：M1 和 M2 的试采资料。第 1 章 地质及生产资料分析 5 1.2 油藏地质特征 1.2.1 油层组地质特征 测井结果显示， M1 井开采的是两个层位，M2 井只有一个油层。 图 1-2 M3-M1 井油层对比图 1.2.2 构造特征 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3.723km2。 第 1 章 地质及生产资料分析 6 图 1-3 MM 断块 Es33新增石油探明储量含油面积图 1.2.3 储层特征 岩石学特征：沙三 3 油组划分为 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钻遇较少。由于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；胶结物以方解石为主，其次为泥质。 储集空间类型及组合特征：储集空间为孔隙，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。 储层物性：XX 油田沙三 3 油组取心井 5 口，最大孔隙度21.9%， 最小孔隙度 7.1%， 集中分布在 10-18%之间， 平均 15.9%；渗透率最大值 67mD，最小 0.3mD，集中分布在 0.3-5mD 之间，几何平均 3.4mD，为中孔、特低渗型储层。 第 1 章 地质及生产资料分析 7 1.2.4 油气藏类型 （1） 油气水系统 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。 （2） 压力、温度系统 地温梯度为 3.54/100m，压力梯度为 1.09，为正常温压系统。 （3） 流体性质与分布特征 地面原油密度 0.8366-0.8409 t/m3，地面原油粘度 5.33-6.65 mPa.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。属于轻质常规油。据M1 井 Es33试油实际水分析，地层水属 NaHCO3型，总矿化度13519 mg/l，氯离子 3155 mg/l。 表 1-3 M1 井高压物性分析数据表 层 位 射孔 井段 取样 深度 压力 MPa 油层 温度 饱和 压力 气体平均 溶解系数 体积系数 收缩率 原油密度 t/m3 粘度 mPa s 油压 套压 流压 静压 m3/m3 MPa-1 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 m m MPa Es33 3092.9 -3111.0 1000.0 35.52 117 9.8 8.022 1.3138 1.3542 23.88 0.7084 0.8353 2.11 1.79 4.69 （4） 储层渗流物理性质 无毛管压力数据；M2 井岩心实验敏感性分析显示，沙三组有极强酸敏、强盐敏、强水敏、无速敏、中等偏强碱敏；无润湿性数据，但从相渗曲线可以看出，该层位弱亲水；沙三组相第 1 章 地质及生产资料分析 8 渗曲线如图 1-4 和图 1-5。 A油水两相相渗曲线 0.000.200.400.600.801.000.01.0Sw 含水饱和度含水饱和度Kro KrwKrwKro含水率 图 1-4 M2 井油水两相相渗曲线 该相渗曲线有如下特点： 束缚水饱和度wis高， 达到 40%， 说明原始含油饱和度低；残余油饱和度ors高，为 33%； 油相渗透率随含水饱和度增加而迅速下降，水相渗透率随含水饱和度增加而缓慢上升，油水两相渗流范围窄，为 28%； 相对渗透率曲线油水两相等渗点的含水饱和度约为50%，表明地层为中性润湿。 含水率的计算方法为： rwwwrwrowokfkk 通过相渗曲线可以得到， 含水 98%时， 含水饱和度为 57.5%，第 1 章 地质及生产资料分析 9 含水 100%时，含水饱和度为 62%。 驱油效率的计算方法为： ()1wwiDwwissEss 通过该式计算得到含水 98%时，驱油效率为 29.2%，含水100%时，驱油效率为 36.7%，说明水驱效果较差。 B油气两相相渗曲线 该相渗曲线有如下特点： 随着含油饱和度的降低，油相渗透率下降较为平缓，气相渗透率上升缓慢，说明见气后对产量的影响很大； 残余油时气相相对渗透率为 0.3，两相渗流范围为 60%，两相渗流区宽； 由于岩心中含有束缚水，其饱和度为 0.4，为了更好的描述油气两相渗流的规律，将其归一化处理，即对任一相对渗透率对应的含油饱和度和含气饱和度乘以 0.6，得到的归一化油气相渗曲线如图 1-5。 图 1-5 M2 井归一化的油气两相相渗曲线 含气率的计算方法为： 第 1 章 地质及生产资料分析 10 rgggrgrogokfkk 通过油气相渗曲线可以得到，含气 98%时，含气饱和度为31.74%52.9%，含气 100%时，含气饱和度为 95.1%。 驱油效率的计算方法为： ()1ggiDggissEss 通过该式计算得到含气 98%时，驱油效率为 44.0%，含气100%时，驱油效率为 94.17%，说明气驱效果较好。 （5） 天然能量评价 据 M4 井 Es33高压物性分析，饱和压力 9.80 MPa，地层压力 35.52MPa，地饱压差 25.72MPa，属未饱和油藏。油藏驱动类型为边水驱动，边水水体和能量有待进一步论证。 （6） 油气藏类型 按形态分， 为层状油藏； 按圈闭成因分， 为断层圈闭油藏 （构造油藏） 。 1.2.5 地质储量 经过分析认为，第一层含油面积很小，在此只计算第二层的地质储量。采用容积法，地质储量计算方法如下： 100woooiAh sNB 式中： N原油地质储量，104 t； A含油面积，km2； h平均有效厚度，m； 第 1 章 地质及生产资料分析 11 平均有效孔隙度，小数； swo平均原始含油饱和度，小数； o平均地面原油密度，t/m3； oiB原始的原油体积系数，m3/m3。 各参数取值如下表： 表 1-4 地质储量概算时各参数的取值 含油面积 （km2） 平均有效厚度（m） 平均有效孔隙度 平均原始含油饱和度 平均地面原油密度（t/m3） 原油的地下体积系数（m3/m3） 原油地质储量 （104 t） 3.723 3.42 10.29% 52.35% 0.835 1.31 43.5922 第 1 章 地质及生产资料分析 12 1.3 试油试采特征 1.3.1 试油特征分析 M1 井 2009 年 10 月完钻，M2 井，2010 年 8 月完钻，其试油结果如表 1-5，获得的原油参数有：密度 0.8366g/cm3（20） ，粘度：5.5mPa s（50） ，凝固点：20。 表 1-5 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 通过试油资料可以看出： （1）油藏初期单井产量低，初期单井日产量 4.77-19.93 t/d，平均为 12.35t/d，不产水； （2）M1 井能形成自喷，M2 井必须进行机械采油，说明地层能量不足； （3）储层渗透率较低，投产前要进行压裂。 1.3.2 试采动态分析 M1 井 2010.05.02 开始试采，M2 井 2010.11.17 开始试采，其试采数据如表 1-6。 第 1 章 地质及生产资料分析 13 表 1-6 M1、M2 井试采数据表 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 对试采期（2010 年 11 月 30 日前）的动态数据单独进行分析，可以得到 M1 井和 M2 井的试采动态曲线。 如图1-6所示， M1井试采221天， 试采初期日产液18.9 m3/d，平均日产液 7.15 m3/d， 试采初期日产油 15.2 t/d， 平均日产油 5.66 t/d，试采初期日产水 3.8 m3/d，平均日产水量为 1.49 m3/d，平均含水率 18.32%，各压力指标均出现不同程度的下降。 如图1-7所示， M2井试采25天， 试采初期日产液16.01 m3/d，平均日产液 15.02 m3/d，试采初期日产油 6.98 t/d，平均日产油量 6.04 t/d， 试采初期日产水 8.03 m3/d， 平均产水量为 7.33 m3/d，含水较高，平均含水率达到 59.79%，但一直呈下降趋势。 第 1 章 地质及生产资料分析 14 M1生产动态 （Es1,Es3）M1生产动态 （Es1,Es3）02010-4-22010-6-12010-7-312010-9-292010-11-28油压、套压与回压 /MPa7.87.988.18.2油嘴直径 /mm油压 Mpa套压 Mpa回压 Mpa油嘴直径 mm036912151821020406080100日产液 m3日产油 t日产水 m3含水率 %02010-4-22010-6-12010-7-312010-9-292010-11-27.87.988.18.20369121518212010-4-22010-6-12010-7-312010-9-292010-11-28日产液、油、水 /m3020406080100含水率 /%日产液 m3日产油 t日产水 m3含水率 % 图 1-6 M1 井试采动态曲线 02010-11-4.84.955.15.20369121518212010-11-32010-12-3日产液、油、水 /m3020406080100含水率 /%日产液 m3日产油 t日产水 m3地层含水 %M2生产动态 （Es3）M2生产动态 （Es3）02010-11-3油压、套压与回压 /MPa4.84.955.15.2油嘴直径 /mm油压Mpa套压Mpa回压Mpa油嘴直径mm036912151821020406080100日产液 m3日产油 t日产水 m3地层含水 % 图 1-7 M2 井试采动态曲线 第 1 章 地质及生产资料分析 15 1.4 生产动态特征 对生产期（2010 年 11 月 30 日后）的动态数据单独进行分析，可以得到 M1 井和 M2 井的生产动态曲线。 02010-11-302011-1-292011-3-307.87.988.18.20362010-11-302011-1-292011-3-30日产液、油、水 /m3020406080100含水率 /%日产液 m3日产油 t日产水 m3含水率 %M1生产动态 （Es1,Es3）M1生产动态 （Es1,Es3）02010-11-302011-1-292011-3-30油压、套压与回压 /MPa7.87.988.18.2油嘴直径 /mm油压 Mpa套压 Mpa回压 Mpa油嘴直径 mm036020406080100日产液 m3日产油 t日产水 m3含水率 % 图 1-8 M1 井生产动态曲线 如图 1-8 所示， M1 井共生产 122 天， 投产初期日产液 6 m3/d，平均日产液 2.73 m3/d， 投产初期日产油 2.64 t/d， 平均日产油 2.19 t/d，投产初期日产水 3.8 m3/d，平均日产水量为 0.54 m3/d，平均含水率 17.80%，并呈缓慢上升趋势。油压和回压较为平稳，套压缓慢下降。 第 1 章 地质及生产资料分析 16 02010-11-302011-1-292011-3-304.84.955.15.20369121518212010-11-302010-12-302011-1-292011-2-282011-3-30日产液、油、水 /m3020406080100含水率 /%日产液 m3日产油 t日产水 m3地层含水 %M2生产动态 （Es3）M2生产动态 （Es3）02010-11-302011-1-292011-3-30油压、套压与回压 /MPa4.84.955.15.2油嘴直径 /mm油压Mpa套压Mpa回压Mpa油嘴直径mm036912151821020406080100日产液 m3日产油 t日产水 m3地层含水 % 图 1-9 M2 井生产动态曲线 如图 1-9 所示，M2 井共生产 122 天，投产初期日产液 14.8 m3/d，平均日产液 6.47 m3/d，投产初期日产油 10.95 t/d，平均日产油 4.84 t/d，投产初期日产水 3.46 m3/d，平均日产水量为 1.60 m3/d，平均含水率 24.93%，并呈缓慢上升趋势。油压和回压较为平稳，生产后期套压上升。 运用垂直井井筒两相流计算方法，计算 M1 井和 M2 井的井底流压，如图 1-10、图 1-11 所示。 第 1 章 地质及生产资料分析 17 0369121518212010-11-302011-1-292011-3-30日产液 /m32222.52323.52424.525井底流压 /MPa日产液 m3井底流压 Mpa 图 1-10 M1 井日产液与井底流压动态曲线 0369121518212010-11-302010-12-302011-1-292011-2-282011-3-30日产液 /m32222.52323.52424.525井底流压 /MPa日产液 m3井底流压 MPa 图 1-11 M2 井日产液与井底流压动态曲线 由图 1-10 和图 1-11 可以看出，井底流压一直处于小幅波动之中，并且压力参数以天为间隔，因此无法通过试井方法获得地层参数或判定边界。 第 2 章 油藏工程方案 18 第 2 章 油藏工程方案 2.1 开发方案设计原则 （1）该区块属于大断块油藏（1km2） ，具有一定的倾角，含油层系较少，属于构造比较简单的整装油田，从发现到开采的评价阶段必须在含油气面积内钻大量的详探井，较好的处理认识油田和开发油田之间的关系； （2）该区块具有边、底水，既要充分考虑天然能量的利用又要设计合理的采油速度和生产压差，同时在油田客观条件允许的条件下，满足国民经济对原油生产的要求； （3）该区块属于低渗透油藏，要在技术经济论证的基础上才去低污染钻井、完井措施，早期压裂改造油层，提高单井产量，如果具备注水或者注气开发条件，要适当保持油藏开采压力； （4）确保油田要长期稳产、高产，充分利用油气资源，保证油田有较高的经济采收率； （5）根据三口评价井的情况来看，储层横向变化较大，宜采用滚动开发建产。第 2 章 油藏工程方案 19 2.2 开发方式研究 开发方式是指如何依靠天然气能量或人工保持压力开发油田。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，如油田的地质条件和对采油速度的要求等。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，天然能量开发则主要包括弹性驱动、溶解气驱、水压驱动、气压驱动、重力驱动以及多种驱动方式转换，人工补充能量则包括注水开发、注气开发等。 2.2.1 天然能量开发可行性研究 油田天然能量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，边底水的压能和弹性能，气顶气的膨胀能 和 重 力能等。研究区块为 层状构造油藏，地饱压差（pi=35.52MPa，pb=9.80MPa）较大，在很长一段时间内不会出现溶解气驱；并且储层倾角较小、厚度不大、渗透率偏低，因此重力能量较弱，可以忽略重力驱动；而在构造底部为存在一定能量的边水，目前驱动类型为边水驱动，因此我们重点研究水体能量的大小，以及边水侵入后相应的调整措施。 对该断块的地质构造及生产特征分析认为，该区已经形成边水突进，水侵类型为非定态水侵，当不定态水侵时，水侵量与油藏及供水区之间的形状有关，如果油藏和供给区的形状不是完整的圆形，而是圆形的一部分，它们近似服从平面径向流规律均可使用圆形供水区的不定态方程，根据已建立的适合于圆形油藏圆形供水区的非定态 Van Everdingen Hurst 模型： 在开发 t 时间后，从外围供水区进入油区的累积水侵量 We为： 第 2 章 油藏工程方案 20 0()teDDWBpQt 油藏压力每降低 1MPa 时靠水体弹性能驱入油藏中水的体积定义为水侵系数 B： 202tBh Cr 无因次时间 tD： 2208.64 10DwtkttC r 无因次水体半径 reD： 0/eDwrrr 不同 reD下的无因次水侵函数 QD(tD) 可由图版进行计算。 图 2-1 边水油藏平面图 第 2 章 油藏工程方案 21 该油藏驱动类型为未饱和天然水驱，根据物质守恒定律，当油藏压力下降时，采出油和水的原始体积等于开发初期至任一时刻时剩余油体积与岩石和束缚水的弹性膨胀体积及边水入侵之和，即： Pooitepw()N BNB C pWW B Popwoitw0()tDDN BW BNB CpB BpQt 0()tDDPopwwoitoitpQtN BW BNB BB CpB Cp 令PopwoitN BW BYB Cp，0woit()tDDpQtXBB Cp，则YNBX。于是水体体积倍数可表示为： 21eDHWrh 表 2-1 供水区的相关参数 供水区岩石渗透率/10-3m2 供水区岩石孔隙度/% 油层平均有效厚度/m 水层平均有效厚度/m 水与岩石综合压缩系数/10-3MPa-1 含油区半径/m 地层水粘度/mPa s 30 15 7.2 8.0 2.05 1460 0.7 根据油田生产数据如表 2-2。 第 2 章 油藏工程方案 22 表 2-2 供水区的相关参数 日期 日产液/m3 日产油/t 日产水/m3 fw /% Pwf /MPa Pr /MPa p /MPa Np(Bo/ o)/m3 Wp /m3 20100501 19.2 15.36 3.84 20.0 22.04 32.61 - - - 20100601 12.0 9.00 3.00 25.0 23.65 31.8 0.81 715.77 109.59 20100701 11.2 5.60 5.60 50.0 24.11 30.71 1.90 1178.23 162.83 20100801 4.7 4.09 0.61 13.0 22.16 30.44 2.17 1505.53 193.34 20100901 4.4 3.83 0.57 13.0 22.06 30.16 2.45 1734.96 221.23 20101001 3.5 3.01 0.49 14.0 22.05 29.96 2.65 1957.77 240.10 20101101 3.0 2.58 0.42 14.0 22.05 29.77 2.84 2106.79 263.70 20101201 3.1 2.64 0.47 15.0 21.23 29.58 3.03 2251.56 276.99 20110101 3.1 2.60 0.50 16.0 22.11 29.43 3.18 2399.80 304.54 20110201 3.1 2.57 0.53 17.0 22.17 29.27 3.34 2551.00 320.09 20110301 1.7 1.39 0.31 18.0 22.23 29.15 3.46 2668.29 332.79 根据上述生产数据可以求解水体大小。 （1）无因次时间： tD=8.64 10-2 30 t/(0.15 0.7 2.05 10-3 (1460)2)=0.00565t 分别设水区半径与供油区半径之比 re/ro=1.5、2、2.5、3，根据生产资料每月计算一次，两个月作为一个计算阶段，先对第一阶段进行计算。 第 2 章 油藏工程方案 23 （2）第一阶段：2010.5.1-2010.7.1 tD=0.00565t=0.0056530=0.1695 p1=(pi-p1)/2=(32.61-31.8)/2=0.405MPa p2=(pi-p2)/2=(32.61-30.71)/2=0.95MPa 第一阶段计算结果如表 2-3。 表 2-3 第一阶段计算结果 计 算 段 t /d tD QD(tD) pr /MPa p /MPa pQD(tD) 1.5 2 2.5 3 1.5 2 2.5 3 1 61 0.34465 0.6 0.86 0.86 0.86 31.8 0.405 0.243 0.3483 0.3483 0.3483 2 30 0.1695 0.47 0.52 0.52 0.52 30.71 0.95 0.4465 0.494 0.494 0.494 从而得到： poopw1oit343/1178.23+162.831.3138 2.05 101.926.21 10 mN BW BYB Cp 22(1)11woit3(1.5)0.2430.44651.3138 2.05 101.9134.74MPajDDD jjeDp QttX rBB Cp 第 2 章 油藏工程方案 24 22(1)11woit3(2.0,2.5,3.0)0.34830.4941.3138 2.05 101.9164.60MPajDDD jjeDp QttX rBB Cp （3）第二阶段：2010.7.1-2010.9.1 p3=(p1-p3)/2=(31.8-30.44)/2=0.68MPa p4=(p2-p4)/2=(30.71-30.16)/2=0.275MPa 表 2-4 第二阶段计算结果 计 算 段 t /d tD QD(tD) pr /MPa p /MPa pQD(tD) 1.5 2 2.5 3 1.5 2 2.5 3 1 123 0.69495 0.65 1.27 1.35 1.35 31.8 0.405 0.2633 0.5144 0.5468 0.5468 2 92 0.5198 0.62 1.12 1.14 1.14 30.71 0.95 0.589 1.064 1.083 1.083 3 62 0.3503 0.6 0.84 0.84 0.84 30.44 0.68 0.408 0.5712 0.5712 0.5712 4 31 0.17515 0.47 0.61 0.61 0.61 30.16 0.275 0.1293 0.1678 0.1678 0.1678 43231734.96 221.2329.65 10 m1.3138 2.05 102.45Y 230.26330.5890.4080.1293(1.5)210.59MPa1.3138 2.05 102.45eDXr 230.5144 1.0640.57120.1678(2.0)351.20MPa1.3138 2.05 102.45eDXr 230.5468 1.0830.57120.1678(2.5,3.0)358.99MPa1.3138 2.05 102.45eDXr 第 2 章 油藏工程方案 25 （4）第三阶段：2010.9.1-2010.11.1 表 2-5 第三阶段计算结果 计 算 段 t /d tD QD(tD) pr /MPa p /MPa pQD(tD) 1.5 2 2.5 3 1.5 2 2.5 3 1 184 1.0396 0.65 1.43 1.64 1.64 31.8 0.405 0.2633 0.5792 0.6642 0.6642 2 153 0.86445 0.65 1.34 1.52 1.52 30.71 0.95 0.6175 1.273 1.444 1.444 3 123 0.69495 0.65 1.27 1.35 1.35 30.44 0.68 0.442 0.8636 0.918 0.918 4 92 0.5198 0.62 1.12 1.14 1.14 30.16 0.275 0.1705 0.308 0.3135 0.3135 5 61 0.34465 0.6 0.86 0.86 0.86 29.96 0.24 0.144 0.2064 0.2064 0.2064 6 31 0.17515 0.47 0.61 0.61 0.61 29.77 0.195 0.0917 0.119 0.119 0.119 433-32106.79263.730.99 101.3138 2.05 102.84Ym 330.2633 0.61750.4420.17050.1440.0917(1.5)226.04MPa1.3138 2.05 102.84eDX r 330.5792 1.2730.86360.3080.20640.119(2.0)437.85MPa1.3138 2.05 102.84eDXr 330.6642 1.4440.9180.31350.20640.119(2.5,3.0)1.3138 2.05 102.84555.43MPaeDXr （5）第四阶段：2010.11.1-2011.1.1 第 2 章 油藏工程方案 26 表 2-6 第四阶段计算结果 计 算 段 t /d tD QD(tD) pr /MPa p /MPa pQD(tD) 1.5 2 2.5 3 1.5 2 2.5 3 1 245 1.38425 0.65 1.48 1.93 2.01 31.8 0.405 0.2633 0.5994 0.7817 0.8141 2 214 1.2091 0.65 1.36 1.72 1.72 30.71 0.95 0.6175 1.2920 1.6340 1.6340 3 184 1.0396 0.65 1.43 1.64 1.64 30.44 0.68 0.4420 0.9724 1.1152 1.1152 4 153 0.86445 0.65 1.34 1.52 1.52 30.16 0.275 0.1788 0.3685 0.4180 0.4180 5 123 0.69495 0.65 1.27 1.35 1.35 29.96 0.24 0.1560 0.3048 0.3240 0.3240 6 92 0.5198 0.62 1.12 1.14 1.14 29.77 0.195 0.1209 0.2184 0.2223 0.2223 7 61 0.34465 0.6 0.86 0.86 0.86 29.58 0.19 0.1140 0.1634 0.1634 0.1634 8 31 0.17515 0.47 0.61 0.61 0.61 29.35 0.21 0.0987 0.1281 0.1281 0.1281 434-32399.8304.5431.58 101.3138 2.05 103.18Ym 431.9723(1.5)230.28MPa1.3138 2.05 103.18eDXr434.0226(2.0)469.67MPa1.3138 2.05 103.18eDXr434.7623(2.5)556.03MPa1.3138 2.05 103.18eDXr434.7947(3.0)559.82MPa1.3138 2.05 103.18eDXr （6）第五阶段：2011.1.1-2011.3.1 第 2 章 油藏工程方案 27 表 2-7 第五阶段计算结果 计 算 段 t /d tD QD(tD) pr /MPa p /MPa pQD(tD) 1.5 2 2.5 3 1.5 2 2.5 3 1 304 1.7176 0.65 1.56 2.01 2.24 31.8 0.405 0.2633 0.6318 0.8141 0.9072 2 273 1.54245 0.65 1.51 1.95 2.05 30.71 0.95 0.6175 1.4345 1.8525 1.9475 3 243 1.37295 0.65 1.48 1.93 2.01 30.44 0.68 0.4420 1.0064 1.3124 1.3668 4 212 1.1978 0.65 1.36 1.72 1.72 30.16 0.275 0.1788 0.3740 0.4730 0.4730 5 182 1.0283 0.65 1.43 1.64 1.64 29.96 0.24 0.1560 0.3432 0.3936 0.3936 6 151 0.85315 0.65 1.34 1.52 1.52 29.77 0.195 0.1268 0.2613 0.2964 0.2964 7 120 0.678 0.65 1.27 1.35 1.35 29.58 0.19 0.1235 0.2413 0.2565 0.2565 8 90 0.5085 0.62 1.12 1.14 1.14 29.35 0.21 0.1054 0.1904 0.1938 0.1938 9 59 0.33335 0.59 0.85 0.85 0.85 29.27 0.155 0.0915 0.1318 0.1318 0.1318 10 28 0.1582 0.46 0.60 0.60 0.60 29.15 0.14 0.0644 0.0840 0.0840 0.0840 435-32668.29332.7932.21 101.3138 2.05 103.46Ym 532.169(1.5)232.76MPa1.3138 2.05 103.46eDXr534.6987(2.0)504.21MPa1.3138 2.05 103.46eDXr535.808(2.5)623.26MPa1.3138 2.05 103.46eDXr第 2 章 油藏工程方案 28 536.0506(3.0)649.29MPa1.3138 2.05 103.46eDXr2527293133350200400600800X,MPaY,104m3reD=1.5reD=2.0reD=2.5reD=3.0 图 2-2 水体计算拟合图版 将分别以计算得到的 Y 值与 X 值为纵坐标和横坐标，得出如图 2-2 所示的拟合图版， 从图中可以算出， 当无因次半径 reD=2时，线性关系较好，代入上式可求得水体体积倍数为油藏体积的 3 倍，可见边水能量非常小，很难通过天然能量开采得到要求的采油速度，因此需要人工补充能量。 2.2.2 人工补充能量 注入方式选择 常用的驱替剂主要包括水、气体、泡沫等，为了达到补充地层能量的目的，必须认真选择制定合理的指标，防止注入剂与地层流体地层岩石等不配伍而造成的地层伤害，产生不良后第 2 章 油藏工程方案 29 果。 （1）注水开发可行性分析 从 M2 井岩心水敏测试结果（如图 2-3，表 2-8）可以看出，该油藏水敏指数高达 85.9，属于强水敏储层，不能采用注水开发。 表 2-8 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， 10-3m2 0.00697 0.00253 0.000983 渗透率比值 K/Ki，% 100.00 36.27 14.10 图 2-3 水敏试验结果 第 2 章 油藏工程方案 30 （2）注气开发可行性分析 注气不受矿化度的影响，能解决注水困难或水敏性油藏的许多问题，尤其在低渗透油田开发方面优势明显，但其开发效果受地质参数、注入气体以及注气工艺等多方面的影响。考虑到 CO2和天然气受到气源条件的限制， 因此 N2在注气开发中比较受重视，并且国内注氮气工艺较为成熟，因此我们主要研究了注氮气开发该区块的可行性。 注氮气效果的影响因素主要包括以下几个方面：注气开发油藏的先决条件是要有良好的封闭盖层，以免气体窜漏；为了避免重力影响作用下的超覆现象和分离作用，氮气驱油藏需要满足一定的构造条件，即储层要有一定的倾角，可以采用顶部注气，利用重力分异作用抑制指进现象，实现稳定驱替；润湿性影响气体的传质能力，亲水介质中水的遮挡作用比亲油介质的强，从而影响最终开发效果；储层非均质性影响注入流体的波及系数，使原油采收率降低；原油粘度对开发作用也有一定的影响，原油粘度过高，注气开发时会出现严重的指进现象；溶解气也对注气开发有一定的影响，国外学者研究表明，含一定溶解气的原油比不含溶解气的原油注氮气开发效果好。 经统计国内外低渗透气驱油藏成功案例，建立数据库，运用数理统计的方法得到各指标的范围： 孔隙度 孔隙分布狭窄的岩层更有利于注气开发。在某些情况下,水驱效果比较差的油层，由于固有的微观地质条件较好，注气开发的效果往往很好。目前成功实例的孔隙度分布在 7%-25%左右，加权平均孔隙度为 13.8%。 油藏深度 第 2 章 油藏工程方案 31 由于注氮气混相驱替压力较高， 注气油藏须有一定的埋藏深度，以避免驱替压力超过地层破裂压力，破坏储层及盖层完整性。目前成功实例的孔隙度分布在 1000m-4000m 左右，加权平均油藏深度为 2805m。 储层厚度 储层厚度的增大会导致烃相之间发生重力对流分离和重力舌进，且储层厚度越大，层间矛盾就越突出。因此,储层厚度越小越好，一般要求小于 10m。 原油粘度 不利的流度比会产生黏性指进，降低注入气驱油效率，因此注气开发油藏要求原油粘度要低，对于倾角很小的油藏原油粘度最好低于 1mPa s，目前注氮气项目成功案例主要在 5mPa s 以内，加权平均值为 1.47mPa s。 当前含油饱和度 含油饱和度是预测经济可行性的关键因素， 主要取决于流入流体的成本、油价、油藏流体特性及油藏特性。原油饱和度越大越好，一般要求 So0.4。 溶解气油比 大量实验表明： 含溶解气的原油注氮气驱油效果比不含溶解气原油的驱油效果好，但是过多的溶解气会加速气体运移，引起溶剂的过早突破,而且容易就地稀释溶剂，对相态产生危害作用，降低气驱效果。目前成功实例的溶解气油比的分布在30m3/m3-400m3/m3之间，加权平均数为 190m3/m3。 润湿性 理论研究和岩心试验均表明， 在水湿介质中由于水的存在会使水锁现象更加严重，不利于气驱油藏的开发。所以当岩石润湿性为弱亲油到中等亲油时，气驱效果最佳。 第 2 章 油藏工程方案 32 油藏倾角 在油藏顶部或在构造下倾部位注氮气， 利用重力分异作用能有效地降低残留在顶部的剩余油。油藏倾角越大，这种方式提高采收率效果越好。 非均质性 油层非均质性主要影响注入气波及系数和垂向驱油效率。 纵向非均质性可抑制混相溶剂因重力超覆带来的危害，有助于水平驱替，但对于垂向驱替，非均质性将阻碍溶剂向下运动，并且由于低渗透屏障的截流作用，会造成溶剂大量损失。总的来说， 非均质性对气驱开发是不利的， 一般要求变异系数 Vk 2680 6.6-8 2.11 0.5 285 中性 无 对比本区块以上九个评价参数，认为本区块非常适合采用注气方式进行开发。 （3）其他方式开发可行性分析 通过对本区块资料进行分析，认为泡沫驱、聚合物驱等其他驱替方式目前情况不宜在本区块开展。 注入时机选择 分析表明， MM 断块为低渗区块， 单井产能低， 产量下降快，并且天然能量不足，急需尽快补充人工能量。因此，建议井网第 2 章 油藏工程方案 33 部署完毕即开始注气。第 2 章 油藏工程方案 34 2.3 三维地质建模 油藏地质模型是油藏描述综合研究的最终成果，是对油藏类型、砂体几何形态、规模大小、储层参数和孔隙结构以及流体空间分布的高度概括。无论采用哪种建模方法，最终结果都是希望所建模型能够精确的预测储层及其参数的空间分布，因此，提高井间预测精度是储层建模的核心。 为了提高建模精度，防止穿层现象，在建模过程中应用等时地质约束，即应用高分辨率层序地层学原理确定等时地质界面， 并在等时格架下划分各个小层。 在建模时， 按等时层 （zone）建模，然后，再将其组合为统一的三维模型。这样针对不同的等时层进行三维网格化，可以减小等厚或等比例三维网格化对井间赋值带来的误差，同时，针对不同的等时层（zone）输入不同的反映各自地质特征的建模参数，可使模型更能客观的反映地质规律。 2.3.1 数据准备 研究区块是低渗透率的构造油藏。 本次建模使用Petrel软件，所建模型的层位为 Es33层，共 2 个小层。根据软件要求，三维储层建模准备了四类数据，即井位数据、分层数据、断层数据、储层参数数据。在对构造、岩性、属性解释研究的基础上，对数据进行了细致的收集和整理。 2.3.2 建模工作流程 构造模型 构造模型是相建模和属性建模的基础， 它能有效控制层位深度段岩性和孔隙度、渗透率和含油饱和度的分布，其反映的是第 2 章 油藏工程方案 35 地层界面的三维分布，叠合的层面模型即为地层格架模型。 在建模过程中，合理的网格设计非常重要。一方面，为了节省计算机资源，网格数目应尽可能少；另一方面，为了控制地质体的形态及保证建模精度，网格又不能过少。因此，应根据工区的实际地质情况及井网密度设计出合适的网格。考虑本区纵向上含油层位多，含油层段较长，综合运算量过大，因此，本次建模的模拟网格采用 15 米15 米的网格系统。 以工区内油藏的含油区域研究为依据， 确定了研究区块模型的边界（图 2-4）。 建模区域建模区域建模区域建模区域 图 2-4 研究区块建模工区范围图 本次对研究区块 2 个小层进行建模研究， 为此需要建立的层面模型共有 4 个，其中顶部构造层面由资料提供，因此利用此层面作为构造建模的控制面，其余层段的构造层面（计算层面）由井点解释的层段深度推算得出。 第 2 章 油藏工程方案 36 图 2-5 研究区块第一小层顶面构造模型图 图 2-6 研究区块第二小层顶面构造模型图 综上可见，构造模拟仅仅是地下构造形态的再现，它是通过层面模拟来达到再现的目的的，通过一组层面模型叠和、校正、一致性调整后来反映储层构造的；而储层实体的表现反映在对储层层段及其中属性(孔隙度、渗透率等)分布的描述上。因此，第 2 章 油藏工程方案 37 明确了下一步的工作目标是属性的模拟。 属性建模 储层三维建模的最终目的是建立能够反映地下储层物性（孔、渗、饱、净毛比）空间分布的参数模型。由于地下储层物性分布的非均质性与各向异性，用常规的由少数观测点进行插值的确定性建模，不能够反映物性的空间变化。因此，这里应用地质研究渗透率及孔隙度分布图为基础，建立孔隙度及渗透率模型。 图 2-7 研究区块第一层渗透率模型 第 2 章 油藏工程方案 38 图 2-8 研究区块第二层渗流率模型 图 2-9 研究区块第一层孔隙度模型 第 2 章 油藏工程方案 39 图 2-10 研究区块第二层孔隙度模型 2.3.3 模型的检验 在油藏精细描述基础上建立的油藏三维地质模型可以预测储层空间的砂体分布和物性特征，为油藏工程研究和挖潜提供地质依据，通过油藏工程的研究又可检验储层地质模型的可靠程度。本次开展的储层建模建立了孔隙度、饱和度、渗透率模型，模型直观的再现了该油藏储层的分布特征。所建模型基本符合已有的地质认识，反映出了储层的非均质性，应用效果较好。 2.3.4 模型的粗化、输出 油藏数值模拟技术目前已成为油藏经营管理中非常重要的技术。它是制定油藏开发管理方案、预测油藏动态、分析剩余油分布、进行开发方案调整及提高采收率研究必不可少的手段。而油藏数值模拟结果的准确与否很大程度上取决于粗化后的粗第 2 章 油藏工程方案 40 网格模型能否真实反映原模型的地质特征及流动响应。 粗化网格设计 粗化模型的设置包括平面网格设置和垂向网格设置，在设置过程中要以工区储层和油藏分布以及油藏数值模拟的要求而定，要遵循以下原则： 小的网格规模 网格平行于流动方向 精确描述断层边界 尽量保持正交性 粗化网格二维网格步长 30m 30m，纵向上以地质分层为依据，建立 11 个纵向网格。 属性粗化 根据数模的要求， 需要输入粗化的孔隙度模型、 渗透率模型。孔隙度模型，在粗化时主要应用算术平均法和均方根法进行粗化。 储层随机建模作为一项新技术， 在实际中的推广应用只在近几年，虽然有许多优势，但在模拟复杂的地下地质体的分布中仍有许多技术问题需要解决。加之建模研究也是一项综合地质、地震、测井以及建模本身的综合性研究工作，所有的研究成果数据都将影响到三维定量模型对实际地质体的刻画精度。此次建模只是在现有资料和认识的基础上建立了一个接近实际的地质模型，尚需根据不断增加的资料和新的研究补充和完善地质模型。第 2 章 油藏工程方案 41 2.4 数值模拟研究 2.4.1 软件的选择 从国内外数值模拟的应用情况看，模型先进、成熟，使用广泛的主要有 ECLIPSE、VIP、WorkBench、CMG，其中 ECLIPSE在各油田较为通用。 运用 ECLIPSE 在网格三维方向的细分处理较好，可以方便的进行网格局部加密，且对底水油藏有较好的适应性。因此选择 ECLIPSE 作为模拟器。 2.4.2 数值模型的建立 为精细描述目标区块的动态特征，网格类型选择角点网格，并使井在网格中心，且井与井之间至少有 2 个以上的空网格分隔。具体参数如表 2-10 所示。 表 2-10 研究区块数模模拟网格汇总表 油组 单层数 数模模拟层数 水平网格大小（m） 网格总数(万) Es33 2 11 30*30 9.15 2.4.3 主要参数的选取及设置 （1）相渗数据 为了更好地贴近储层的实际情况， 本次数值模拟利用现场提供的相渗曲线进行模拟。 第 2 章 油藏工程方案 42 0.0000.400.500.600.700.800.901.000.000.200.400.600.801.00Sg 含气饱和度含气饱和度Kro Krgkrgkro 图 2-11 M2 井油气两相相渗曲线 （2）流体性质数据 通过对高压物性资料进行处理分析，然后在模拟中进行修正，最后得到数值模拟中的油藏流体的物性参数如表 2-11。 表 2-11 研究区块数模模拟网格汇总表 地面条件下的水密度（g/cm3） 1.00 地面条件下的油密度（g/cm3） 0.835 原始油藏条件下地层水体积系数（m3/m3） 1.026 原始油藏条件下地层水粘度（mPa s） 0.25 原油体积系数（m3/m3） 1.31 原始油藏条件下地层水压缩系数（MPa-1） 4.8410-5 原始油藏条件下岩石的压缩系数（MPa-1） 5.3310-5 2.4.4 井史数据及动态数据处理 井史数据是全面反映一口井状况的数据， 是油藏数值模拟主要的资料之一。主要包括补孔、堵层及转注等信息，其时间的处理方法同生产数据处理方法；根据建立的数值模型，按分层数据进行校核，以使射孔、补孔、堵层层位与实际投产层位完第 2 章 油藏工程方案 43 全一致。 对研究区块有开发历史所有单井及总体生产数据及其它动态测试资料都进行了处理，用于数值模拟油藏建模及历史拟合。 历史拟合计算时，生产井按实际生产数据以定油量生产为主，对压力异常的井选用定液生产，拟合指标主要是压力和含水率。 区块整体生产指标数据处理包括：全区块日产油量、全区块日产液量、全区块含水率、全区块平均地层压力。 单井生产动态指标数据处理包括：油井的日产油量、油井的日产液量、油井含水率、油井的井底流压、油井的平均气油比。 单井注水动态指标数据处理包括：水井的日注水量、水井的井底流压。 2.4.5 历史拟合 油藏地质模型建立后，对目标区块的开发进行了历史拟合，使模拟区自投产以来的生产历史得以重现。在拟合过程中所有注水井定注水量，采油井以定油量生产为主，对压力出现异常的井采用定液量生产。 （1）确定参数的可调范围 在历史拟合过程中，由于模型变化参数较多，可调自由度较大，为了避免参数修改的随意性，需要进行参数敏感性分析。通过对可调参数的修改计算，确定油藏模型地质参数的可调范围，使模型参数的修改在合理的范围之内。 孔隙度的调整：根据油藏单井的解释成果，MM 断块油藏储层孔隙度一般在 9%13%之间，拟合过程中，可以在个别区域作合理的、幅度较小的调整。 渗透率的调整：由于测井解释和岩心分析结果与实际有一定的差别，而且 MM 断块油藏各层的渗透率在平面上和纵向上第 2 章 油藏工程方案 44 的变化较大，在拟合的过程中，可对渗透率的值作较大范围的调整。 岩石和流体压缩系数的调整：这些系数的变化范围一般较小，可以作为确定的参数来处理，但由于受岩石内的饱和压力，以及油藏中压力、温度、溶解气的影响，在拟合的过程中，允许对岩石和流体的压缩系数作一些必要的调整。 相对渗透率曲线的调整：由于油藏中存在着较强的非均质性，而测定的相对渗透率曲线只反映有限区域的情况。另外，本油藏埋藏较深，油藏温度高，采用常规方法测定的相渗曲线与实际情况可能有一定差距。因此，可对相对渗透率曲线根据油藏实际动态情况作较大的调整。 油、气、水的 PVT 性质：在拟合的过程中，可作适当、较小的调整。 （2）区块历史拟合 区块历史拟合主要包括油藏储量、含水率等指标。其中综合含水率是反映油藏内油水运动规律的主要指标之一，综合含水率拟合是数值模拟历史拟合过程中一项主要内容。 （3）模型静态验证 根据储层评价的研究结果所建立起来的地质模型，是否能代表实际油藏的特性，有待历史拟合检验，包括静态验证和动态验证。静态验证的目的，一是计算油藏的初始状态条件，为后续的动态历史拟合提供初始状态参数场；二是进行油藏原油地质储量的拟合。 数模所需静态参数包括顶部深度、砂层厚度、有效厚度、孔隙度、渗透率和原始含油饱和度，以井点数据为基础，参考油藏描述油藏储层等值线图，建立分层分节点的网格差分数据，形成数模静态模型。原始地质储量按各油层数据（有效厚度、第 2 章 油藏工程方案 45 孔隙度、含油饱和度）分别拟合。含油饱和度根据相对渗透率曲线端点确定，不同类型储层含油饱和度不同，具体情况在模拟运行时再作相应的调整。 （4）储量拟合 本区储量计算的地质储量相差较小， 证明建立的数值模型是可信的，为动态历史拟合奠定了良好的基础，拟合结果见表2-12。 表 2-12 区块储量计算表 区块 第一层储量（万吨） 第二层储量（万吨） M1 6.26 43.3 用容积法计算的第二层储量为 43.59 万吨，与模型结果误差较小，为 0.67%。 （5）区块含水率、累产水拟合 本次拟合主要是通过控制产油量与实际生产数据一致， 拟合含水率和累产油指标。全区拟合曲线见图 2-12 和图 2-13。 图 2-12 研究区块含水率拟合曲线 图 2-13 研究区块累产水拟合曲线 第 2 章 油藏工程方案 46 （6）单井历史拟合 本次拟合主要是通过控制产油量与实际生产数据一致， 拟合含水率和累产油指标。全区拟合曲线见图 2-14图 2-17。 图 2-14 M1 井含水率拟合曲线 图 2-15 M1 井累产油拟合曲线 图 2-16 M2 井含水率拟合曲线 图 2-17 M2 井累产油拟合曲线 （7）拟合结果误差分析 经过历史拟合计算的，模拟与计算的储量误差很小，拟合储量已满足精度要求。此次数值模拟研究拟合了 2 口单井，拟合第 2 章 油藏工程方案 47 效果较好，这表明所建立的地质模型可以作为开发方案模拟预测的基础。第 2 章 油藏工程方案 48 2.5 开发层系与开发井网部署 2.5.1 开发层系划分 根据国内外油田开发层系合理划分经验应考虑如下因素： 一套层系应有相近的油层特性，渗透率的差异不能过大，一般渗透率的级差不超过 4 倍； 一套独立开发层系油层要有一定的厚度、油井的生产能力和单井控制储量，以保证油田的开发达到最低经济效益要求应有的储量，满足一定的开采速度和经济效益要求； 不同层系应有良好的隔层，保证在油田开发中或井下作业后，层系之间不串通。隔层的厚度一般要求 3-5m 以上； 同一层系内油层的构造形态、油水分布、压力系统应基本一致； 同一层系内油层应具有相同的开采方式。 具体油田还必须结合注水方式、井网等总体开发部署，做出经济技术评价后才能具体化。根据我国低渗透油田开发经验，开发层系的划分和组合，应考虑以下具体特殊问题： 低渗透砂岩油藏产能低，需要较大厚度才能达到单井经济产量要求，水驱油渗流阻力大，注采井距一般不能过大，相对井网密度较大；因此一般情况下，开发层系要相对简单化，不宜过多； 低渗透砂岩油藏一般较早采用人工举升和较大生产压差采油，层间干扰相对减弱，同一层系的油层间渗透率级差可以适当扩大； 具有裂缝低渗透砂岩油藏或储层与夹层间岩石力学差别小时，由于普遍采用压裂改造油层，隔层的隔挡能力易受到天然或人工裂缝破坏或降低，在划分层系时要考虑这一条件； 第 2 章 油藏工程方案 49 不划分开发层系又不足以克服层间矛盾时，对于低渗透多层砂岩油藏，用一套井网分开发层系逐层上返的开采，也是一种可供选择的方式。 本区开发目的层为 Es33油层，该油层又分两个小层，有效厚度小，最大单层厚度 3.6m，第一层地质储量小，隔层厚度为2.3m，各井产能低，因此采用划分为一套层系一套井网开发。 2.5.2 井型、井网、井距设计 一个油田合理的井网部署应满足下列四个条件： 对地质储量有较高的控制程度； 在注水开发的条件下能有较高的波及系数； 有较好的经济效益； 能够满足开发上对采油速度的要求，并在此前提下达到尽可能高的最终采收率。 井型选择 Es33油层厚度小，分为两个小层，地层有一定倾角，并且该断块为新增储量，地质储量小，因此无论是从技术和经济的角度，都不适合水平井开发，建议采用直井开发。 井网部署 对于低渗透油藏而言， 人工补充能量开发既要充分考虑注入井和采油井之间的压力传递关系，注采井距不能过大，同时，井距也不能太小，而影响到经济效益；另外还要最大程度地延缓方向性的窜流以及淹没时间。 低渗透油藏普遍存在天然裂缝，加之储层物性较差、渗流阻力较大、自然产能极低，各井都需要压裂投产。裂缝在油田开发过程中，表现出双重性。一方面，裂缝的存在提高了流体渗第 2 章 油藏工程方案 50 流能力；另一方面，裂缝给注气带来不利影响，因此，对裂缝做到扬长避短，既有利于提高单井产量，又有利于提高驱替波及系数及采收率，是低渗透油田开发井网部署的关键。 （1）井排方向 根据所提供的资料，认为 MM 断块裂缝方向为沿构造线方向，即 NE70 ，因此注采井网应尽量避开该方向，延缓生产井见气时间。 （2）井网部署 基于前期研究，充分利用原有的 M1、M2 和 M3 井，将考察两种井网三套方案，分别是变形反九点井网、交错井排井网一和交错井排井网二。具体方案见 2.7.3。 井距设计 （1）井网密度 采油速度法 此法根据选取的油井产能和采油速度，计算出所需的油井数，由油井数与总井数的关系计算出总井数，进而计算出与之对应的井网密度，如表 2-13。 365ooootNVsqR A 式中，s井网密度，井/km2；N地质储量，t；Vo合理采油速度（小数） ；qo单井日产油，t/d；o油井综合利用率，取 0.9； A含油面积，km2；Rot油井数与总井数之比，小数，对于变形反九点注气井网，该值为 9/11。 表 2-13 不同采油速度下的井网密度 采油速度 含油面积 地质储量 单井日产油 井网密度 井数 2.0 3.723 49.567 5.02 2.537 9.447 3.0 3.723 49.567 5.02 3.806 14.170 4.0 3.723 49.567 5.02 5.075 18.893 第 2 章 油藏工程方案 51 5.0 3.723 49.567 5.02 6.343 23.617 6.0 3.723 49.567 5.02 7.612 28.340 7.0 3.723 49.567 5.02 8.881 33.064 8.0 3.723 49.567 5.02 10.150 37.787 9.0 3.723 49.567 5.02 11.418 42.510 10.0 3.723 49.567 5.02 12.687 47.234 谢尔卡乔夫公式 前苏联谢尔卡乔夫 1974 年提出了著名的公式： BfRDEE e 式中，ER采收率，%；ED驱油效率，%；B井网指数，口/km2；f井网密度，口/km2。 井网指数 B： 20.056()0.6()2.13khkhB 计算 B 值时，渗透率单位为 D。渗透率取 17mD，有效厚度3.42m，原油粘度 2.11 mPa s，注气驱油效率取 0.8，得到不同井网密度下的采收率如图 2-18。 0.00.7012345678910井网密度(口/平方千米)采收率 图 2-18 井网密度与采收率之间的关系（谢尔卡乔夫公式） 第 2 章 油藏工程方案 52 当采收率为 25%时，井网密度为 2.348 口/km2。 交汇法一 中国石油勘探开发研究院开发所俞启泰在此基础上，引入经济学投入与产出的因素，推导出计算经济最佳井网密度和经济极限井网密度的方法。经济最佳井网密度是总产出减去总投入达到最大时，亦即经济效益最大时的井网密度；其简要计算方法如下： 经济最佳井网密度公式： ()ln2ln1()(1)2oobbDBNV Tca LPa ssTA IIr 经济极限井网密度公式： ()lnln1()(1)2oommDBNV Tca LPa ssTA IIr 0.42180.1814()ooak a井网系数（根据实验或经验公式求得） ，ha/井， ； ko空气渗透率，取 18 10-3m2； o地层原油粘度，取 2.11mPa s； sb经济最佳井网密度，ha/井； sm经济极限井网密度，ha/井； A含油面积，372.3 ha； N原油地质储量，49.56 104t； Vo评价期间平均可采储量年采油速度，小数； T投资回收期，取 5a； r贷款年利率，取 0.1； o驱油效率，取 0.8； 第 2 章 油藏工程方案 53 c原油商品率，取 0.95； L原油售价，取 5000 元/t； P原油成本价，取 650 元/t； ID单井钻井投资，取 250 万元/井； IB单井地面建设投资，取 100 万元/井。 运用迭代法计算得到不同采油速度下的经济合理井网密度，并将单位转换为口/平方千米，如图 2-19 所示。 0.020.030.040.050.060.070.080.01.82.83采油速度井网密度(口/平方千米)经 济 合 理 井 网 密 度 图 2-19 不同采油速度下的经济合理井网密度 采油速度取 4%时，得到的经济合理井网密度为 2.129 口/km2。同样，计算得到不同采油速度下的经济极限井网密度。 交汇法二 油田调整项目的净利润可以用下式计算： 式中： V利润，万元； 第 2 章 油藏工程方案 54 V1销售净收入，万元； V开发投资，万元； V操作成本，万元 销售净收入等于因井网密度增加而增加可采储量价值的折现值减去销售税金。结合谢尔卡乔夫公式，不同井网密度的销售净收入现值为： iitEeENRPVtRsaDTax/ 1)1(/)()(/1 式中： N地质储量，104t； A油藏面积，km2； s井网密度，口/km2； P原油价格，元/t； RTax税率，元/t； ED驱油效率，小数； ER采收率，小数； a井网系数，小数； i贴现率，小数； t评价年数。 开发投资主要为钻井投资和地面建设投资，投资现值为： 12)1 (tiMAsV 式中：M单井投资，104元/口； 操作成本包括动力费、注入费、作业费、生产工人工资和福利等于生产直接相关的成本及管理费用，其现值可用下式计算： iitEeEGNVtRsaD/ 1)1(/ )(/3 式中：G吨油操作成本，元/t。 将1V、2V、3V分别代入净现值公式，并整理，则加密调整第 2 章 油藏工程方案 55 项目的净现值为： 1/)1)(1)1 ()(ttRsaDTaxinAsMiitEeEGRPNV 经济合理井网密度解析算法： 在其他条件不变的情况下，加密增加的利润随着井网密度的增加而增加，到达一个峰值后，会随着井网密度的增加而减小，在利润到达峰值处时，井网密度为在一定的开发方式和经济条件下的加密经济合理井网密度。 经济极限井网密度解析算法： 在利润 V=0 时，井网密度为在一定的开发方式和经济条件下的加密经济极限井网密度。 假设不同的井网密度，计算出相应的产量和利润净现值，可以得到井网密度和净现值之间的关系，净现值最大时对应的井网密度为经济合理井网密度，净现值为 0 时的井网密度为经济极限井网密度。 评价年限取为 15 年，油藏面积 3.723km2，地质储量49.7873 104t，计算得到不同原油价格和不同单井投资条件下利润与井网密度的关系如图 2-20 和图 2-21 和表 2-14。 第 2 章 油藏工程方案 56 图 2-20 不同原油价格下的井网密度 图 2-21 不同总投资下的井网密度 表 2-14 不同条件下的经济合理和经济极限井网密度 单井投资 /104元 原油价格/(元/t) 经济合理 井网密度/(口/km2) 经济极限 井网密度/(口/km2) 200 5000 2.4 45.4 250 5000 2.1 36.3 300 5000 2.0 30.2 350 5000 1.8 25.9 400 5000 1.7 22.6 450 5000 1.6 20.1 350 3000 1.1 11.0 350 4000 1.5 18.5 350 5000 1.8 25.9 350 6000 2.0 33.3 350 7000 2.2 40.7 第 2 章 油藏工程方案 57 综上所述，采油速度取 4%，单井总投资取 350 万，油价取5000 元/t，得到不同方法的井网密度如表 2-15。 表 2-15 不同计算方法得到的井网密度 方法 采油速度法 谢尔巴乔夫法 交汇法一 交汇法二 井网密度 （口/km2） 4.152 2.348 2.129 1.8 综合各方案结果，取井网密度为 2.5 口/km2，共需 9.3075 口井，取整数 9 口井。但是，井数过少不利于形成一套完整的注采单元，因此，部署各类井共计 911 口，井网密度为 2.422.95口/km2。 （2）井距 相同井网密度、不同井网形式的井距是不同的。正方形反九点井网井距 d、井数 n 的关系为： Fdn 交错井网的井距 d、井数 n 的关系为： 1.1547Fdn 式中，F 为含油面积。计算得到反九点井网和交错井排井网的井距如表 2-16。 表 2-16 不同井网和井数下的井距 井数 9 10 11 反九点井网的井距（m） 643.2 610.2 581.8 第 2 章 油藏工程方案 58 直线交错井网的井距（m） 477.7 429.9 390.8 第 2 章 油藏工程方案 59 2.6 生产和注入能力 2.6.1 生产井产能论证 影响产能的因素很多，主要有两点： （1）地质因素：油井产能大小取决于油藏储层特性、井的位置所处沉积相、流体性质和天然能量以及生产能力； （2）开发和工程因素：开采工艺技术、完井等技术。 产能是油井的生产能力， 我们主要采用 3 种方法来进行产能的分析和预测，分别是：经验公式法、采油指数法、视流度法，并结合试油分析和试采分析，将五种方法的结果进行对比分析、筛选，最后得出 MM 断块的产能预测值。 经验公式法 根据各产油井的开采曲线， 选取产油量稳定且生产时间较长的井，计算其采油强度，作为合理采油强度。 经过对国内 5 个类似油田的采油速度资料统计结果表明， 采油速度和流动系数和井网密度之间存在着以下关系： 0.827250.3163lg(/ )2.73450.7545oVkhs 式中： Vo采油速度，%； k渗透率，mD； h有效厚度，m； 原油地下粘度，mPa s； s井网密度，口/km2。 渗透率 17mD， 油藏有效厚度取 3.42m， 原油粘度 2.11 mPa s，井网密度取 2.5 口/km2，由此计算合理采油速度为 2.48%，一年以 300 个工作日计算，单井产能 4.41 t/d，即 5.28m3/d。 第 2 章 油藏工程方案 60 采油指数法 根据钻井压力预测结果，M1 井 Es33层位地层压力梯度取1.03， 油藏中深取 2878m； M2 井 Es33层位地层压力梯度取 1.16，油藏中深取 2903m，即可分别计算对应的地层压力。井底流压数据见图 1-10 和图 1-11，计算结果见表 2-17。 表 2-17 生产动态参数表 井号 层位 有效厚度（m） 日产油（t/d） 地层压力 （MPa） 流压（MPa） 生产压差 （MPa） 米采油指数 t/(dMPam) M1 Es33 4.4 2.19 29.64 22.3 7.34 0.068 M2 Es33 3.6 4.84 33.67 22.5 11.17 0.120 算得两井的平均米采油指数为 0.094 t/(d MPa m)，取平均有效厚度 3.42m，生产压差 9.8MPa，计算得单井产能为 3.15 t/d。 视流度法 根据鄂尔多斯盆地侏罗系 19 个开发区块及安塞油田三叠系实际资料统计，米采油指数与流度的关系为： log0.473log1.077ohkI 式中： Ioh每米采油指数，t/(d MPa m)； k空气渗透率概率中值，mD； 地层原油粘度，mPa s。 渗透率 17mD， 原油粘度 2.11 mPa s， 算得米采油指数为 0.20 第 2 章 油藏工程方案 61 t/(d MPa m)，取生产压差 9.8MPa，有效厚度 3.42m，则单井产能为 7.53t/d。 根据试油结果，平均日产量为 12.35t/d，取其三分之一，即单井产能为 4.12 t/d。 根据试采结果，M1 井平均日产油 5.66 t/d，M1 井平均日产油 6.04 t/d。 表 2-18 不同计算方法得到的单井产能 试油 试采 经验公式法 采油指数法 视流度法 4.12 6.04 4.41 3.15 7.53 综合上述方法，最终设计单井产能 4.175t/d，即 5.03m3/d。 2.6.2 注气能力研究 在非混相驱替研究的基础上，对油藏的注气能力进行理论分析。 最大注入压力 P.A.迪基法预测油层破裂压力公式为： 0.0230.75fpH 将该方法的计算结果与钻井时的地层破裂压力预测结果进行对比，如表 2-19。 表 2-19 不同计算方法得到的地层破裂压力 井号 油层中深 P.A.迪基法 钻井预测破裂压力 M1 2880 49.68 48.10 M2 2903 50.08 51.96 M3 2917 50.32 / 因此，将地层破裂压力取值为 49.5MPa。 第 2 章 油藏工程方案 62 注入井井底流压由下式确定： wfifpp 式中，为经验系数，通常取 0.851.0，这里取 0.9。故而得到注入井的最大井底流压wfip为 44.55MPa。 吸气指数的计算 由于该区块没有实际注气资料， 对油层的吸气能力从理论上进行分析，按油气相渗曲线，计算公式如下： ()()orgcrgsgooorosggkJBJkB 式中： ()orrgsk残余油饱和度下水相相对渗透率； ()gcro sk束缚水饱和度下油相相对渗透率。 设计单井产能 4.175 t/d，取生产压差 9.8MPa，采油指数为0.426 t/(d MPa)，地层条件下的原油密度为 0.7084t/m3，即采油指数为 0.5695 m3/(d MPa)，则可得出吸气指数，如表 2-20。 表 2-20 吸气指数计算时各参数的取值 ()orrgsk ()gcro sk 地下原油 粘度（mPa s） 地下气体 粘度（mPa s） 原油体积系数 气体体积系数 采油指数oJ m3/(d MPa) 吸气指数gJ m3/(d MPa) 0.3 1.0 2.110 0.022 1.310 0.006 0.601 3747.17 计算得到吸气指数为 0.3747 104 m3/(d MPa)，处于合理水平。 第 2 章 油藏工程方案 63 注入量的计算 为达到注采平衡， 则注入气体在地层条件下的体积应该和采出原油在地层下的体积一致，根据这个原则，可以计算不同井网下全区的注入量如表 2-21。 表 2-21 不同生产井数时全区注入量的计算 采油 井数 单井配产（方/天） 地面条件下全区产量（方/天） 原油体积系数 气体体积系数 地面标况下全区 注入量（方/天） 6 5.03 30.180 1.310 0.0060 6595.057 7 5.03 35.210 1.310 0.0060 7694.233 8 5.03 40.240 1.310 0.0060 8793.409 第 2 章 油藏工程方案 64 2.7 开发方案部署及优选 2.7.1 方案部署原则 根据低渗透油田的开发经验，结合 MM 断块油藏特点，充分发挥 M1 和 M2 井的作用， 并以地质研究成果和试采情况作为布置井网的依据。 2.7.2 开发技术政策 （1）采用一套层系，一套井网，同步注气开发。 （2）井网密度 2.5 口/km2，共打井 911 口，其中老井 3 口，注气井 23 口。 （3）由于地层能量不足，建议各生产井以定井底流压 20MPa生产。 2.7.3 开发方案部署 基于前期研究，充分利用原有的 M1 和 M2 的井，将考察两种井网三套方案，分别是变形反九点井网、交错井排井网一和交错井排井网二。图中，黄色标注为新打注气井，绿色标注为新打生产井，蓝色直线为缝的走向。 方案一：变形反九点井网（图 2-22） 第 2 章 油藏工程方案 65 图 2-22 变形反九点井网（N3 和 N5 注入） 该方案共需井 11 口，利用老井 3 口，新打井 8 口，其中注气井两口（N3 和 N5） 。 方案二：交错井排井网一（图 2-23） 图 2-23 交错井排井网一（N1、N2、N3 注入） 第 2 章 油藏工程方案 66 该方案共需井 10 口，利用老井 3 口，新打井 7 口，其中注气井三口（N1、N2、N3） 。 方案三：交错井排井网二（图 2-24） 图 2-24 交错井排井网二（N1 和 N2 注入） 该方案共需井 9 口，利用老井 3 口，新打井 6 口，其中注气井两口（N1 和 N2） 。 2.7.4 开发指标预测 根据方案部署的三套方案，利用前面所建立的数值模型，对各套方案分别进行指标预测。具体参数及预测结果如下所示： 方案一：变形反九点井网 利用该方案的井位部署，新钻井 N1、N2、N3、N4、N5、N6、N7、N8 投产前进行压裂，形成半长为 100 米的裂缝，在预测中所有生产井采用定井底压力生产，井底压力保持为第 2 章 油藏工程方案 67 20MPa。两口注气井的日注气量为 50000m3/d，生产井的生产气油比达到 3000 （m3/m3） 时关井停止生产。 依照此原则进行预测，预测结果如表 2-21。 表 2-22 变形反九点井网预测结果 年份 年产油量（方） 年产液量（方） 气油比 （方/方） 注气量（方） 含水率 采出程度 （%） 2011 26791.5039 36158.4417 31.63246 8335368.5 0.186395 4.8263755 2012 40021.658 49256.083 682.39124 27096187.5 0.193178 11.484995 2013 30145.211 38270.762 990.22058 36457908 0.228595 16.502492 2014 26398.051 36074.8 1051.6208 36499996 0.311846 20.90 2015 21974.32 32693.77 939.50586 36500000 0.357872 24.55 2016 20122.27 35548.14 1565.4583 36600000 0.469629 27.90 2017 16442.23 32286.97 2264.0425 36500000 0.502631 30.64 2018 10419.32 20505.03 1496.7927 36178170 0.486983 32.37 2019 10280.62 20294.87 1908.364 28501710 0.519938 34.08 2020 9006.86 20022.22 2597.783 25702310 0.574943 35.58 2021 5417.25 14620.87 3000 0.629485 36.481458 方案二：交错井排井网一 利用该方案的井位部署，新钻井 N1、N2、N3、N4、N5、N6、N7 投产前进行压裂，形成半长为 100 米的裂缝，在预测中所有生产井采用定井底压力生产，井底压力保持为 20MPa。三口注气井的日注气量分别为 33000m3/d、 34000m3/d、 33000m3/d，生产井的生产气油比达到 3000（m3/m3）时关井停止生产。依照此原则进行预测，预测结果如表 2-22。 表 2-23 交错井排井网一预测结果 年份 年产油量（方） 产液量 （方） 气油比 （方/方） 注气量（方） 含水率 采出程度（%） 2011 26502.68 36860.92 94.09584 9163729 0.207287 4.777772 2012 30175.49 40803.31 769.1829 26300219 0.295893 9.797651 2013 22772 34074.28 339.0222 30652376 0.36475 13.58737 2014 33444.75 51859.61 910.3593 31602284 0.351912 19.15245 第 2 章 油藏工程方案 68 2015 21059.8 33658.99 1764.056 33722632 0.389446 22.65617 2016 14931.61 29358.53 1746.405 33152310 0.510031 25.14099 2017 13578.88 27550.83 2144.087 33439520 0.596146 27.40032 2018 10497.5 23536.33 1070.65 34280740 0.38952 29.14642 2019 6863.14 15399.12 1600.049 26685660 0.632869 30.28721 2020 6673.7 21018.47 2039.053 18947730 0.716399 31.3958 2021 6786.99 20885.69 2482.129 19854660 0.632011 32.52274 2022 3754.46 10333.81 3000 18901880 0 33.14715 方案三：交错井排井网二 利用该方案的井位部署，新钻井 N1、N2、N3、N4、N5、N6 投产前进行压裂，形成半长为 100 米的裂缝，在预测中所有生产井采用定井底压力生产，井底压力保持为 20MPa。两口注气井的日注气量为 50000m3/d，生产井的生产气油比达到 3000（m3/m3）时关井停止生产。依照此原则进行预测，预测结果如表 2-23。 表 2-24 交错井排井网二预测结果 年份 年产油量（方） 产液量 （方） 气油比 （方/方） 注气量（方） 含水率 采出程度（%） 2011 21655.2129 30207.965 30.007685 6083266.5 0.233235 3.96918 2012 32698.836 41635.461 293.98544 17233795.5 0.200295 9.40821 2013 32988.192 42294.801 657.60217 30755486 0.268142 14.8972 2014 24974.623 37162.08 1047.0607 29186364 0.348055 19.05 2015 19497.21 29825.97 1645.9482 32020368 0.35344 22.30 2016 15752.78 30434.64 1249.191 32784610 0.482163 24.92 2017 15774.93 29638.28 2033.9304 32546780 0.485065 27.54 2018 13898.71 27312.38 1951.2458 34422340 0.47413 29.85 2019 12221.66 25586.94 1983.1635 35000480 0.582177 31.89 2020 8508.67 18534.46 1002.7272 31962730 0.516099 33.30 2021 7522.11 18264.13 1528.2579 21252870 0.631323 34.5512 2022 7000.22 20339.12 1978.8665 18275680 0.615061 35.715 2023 6805.17 18108.38 2811.2144 20511550 0.626542 36.8471 2024 1881.06 5019.65 3000 15551680 0 37.1588 第 2 章 油藏工程方案 69 2.7.5 开发方案优选 将采用方案一、方案二、方案三进行开发油藏的采收程度及整个油藏的生产气油比随时间的变化关系进行对比，如图2-25 所示。 0204060201020122014201620182020202220242026年份/ y年份/ y采出程度/ %采出程度/ %-4000-3000-2000-10000100020003000气油比/ m气油比/ m3 3/m/m3 3采出程度（方案一）采出程度（方案二）采出程度（方案三）气油比（方案一）气油比（方案二）气油比（方案三） 图 2-25 三种方案优选结果 由上图可以看出，采用方案一对油藏进行开发，在前期开发效果较好，但生产气油比最早达到 3000（m3/m3） ，有效生产时间短，最终采出程度为 36.48%；方案二开发效果相对较差；方案三虽然前期的开发效果较方案一稍差，但其生产气油比相对上升较慢，有效生产时间长，最终采收率为 37.16%，优于方案一。又由于方案三新钻井只有 6 口，小于方案一的 8 口和方案二的 7 口，因而方案三更为合理，为推荐方案。第 2 章 油藏工程方案 70 2.8 方案的实施要求 2.8.1 产能建设部署 MM 断块含油面积小，地质储量低，开发方案半年建成，整体实施，迅速投产。 2.8.2 油藏的动态监测 基于前期研究，充分利用原有的 M1、M2 和 M3 井，采交错井排井网二。 （1）动态监测的原则 根据油田的地质特点和开发要求确定监测内容。 油田开发动态监测系统按开发区块和层系建立。 监测井网的部署要采取一般区块同重点区块典型解剖相结合的办法。重点区块内要进行加密测试，定期监测，系统观察。 监测井点的部署。在构造位置、岩性、开采特点上应具有代表性，在时间阶段上要有连续性、可对比性，应针对不同类型的油田确定监测井数。 监测系统部署采用固定与非固定的方法。 监测系统中各种测试方法、测试手段要综合部署，合理安排。 选定的监测井，其井口设备和井下技术状况要符合测试技术要求。 （2）动态监测井数的确定和安排 油气井地层压力与温度监测井数的确定 根据石油行业标准和动态监测原则，Es33油层井选取 12口井作为测压井。 第 2 章 油藏工程方案 71 注气井吸气剖面的监测 注气井每年监测 1 次，时间间隔不少于 9 个月。 产液剖面监测 选采油井开井数的 10%-15%的井测产液剖面，井数为 12口，每年测 1 次，时间间隔不少于 9 个月。 裂缝延伸监测 为更准确地掌握各区块岩石力学性质、 地应力分布和人工裂缝延伸规律，本区应尽快开展地应力和裂缝的相关基础测试。 油水界面监测 为准确掌握油水界面的位置， 建议通过试井或其他方法进行判断。 （3）动态监测方案实施要求 动态监测方案执行过程中如需要调整可根据油藏动态变化及时调整。 首先实施重点监测项目即油水井压力监测，注入及产出剖面监测。 第 2 章 油藏工程方案 72 2.9 小结 通过前期的研究，对 MM 断块注气开发方案进行了编制，为合理有效地开发该断块提供了理论依据和技术支持。同时，取得了以下主要结论和认识： 1、从试油结果看，油藏初期单井产量低，初期单井日产油量 1.41-6.03m3/d，平均为 3.45 m3/d，不产水，投产前要进行压裂措施，说明地层渗透率低。 2、从试采结果看，初期单井日产油量 6.98-15.2 t/d，平均日产油量为 5.85 t/d。 3、 M1 井和 M2 井投产初期日产液分别为 6m3/d 和 14.8m3/d，平均日产油分别为 2.19 和 4.84 t/d，平均含水率分别为 17.80%和 24.93%。 4、 M2 井岩心敏感性分析实验表明， 沙三组强酸敏、 强盐敏、强水敏、无速敏、中等偏强碱敏，不适合注水开发。 5、气驱油实验表明，油气两相共渗区的范围宽，驱油效率较高，说明该断块适于气驱。 6、MM 断块边水能量弱，其他天然能量不足，建议采用注气开发。 7、本区开发目的层为 Es33，油层厚度小，采用一套层系一套井网同步注气开发。 8、井网密度 2.5 口/km2，共需 911 口井，以形成一套完整的注采单元，其中老井 3 口，注气井 12 口。 9、生产井单井产能 5.02 m3/d，注气井的全区注入量为0.660.88 104 m3/d。由于地层能量不足，建议各生产井以定井底流压 20MPa 生产。 10、数值模拟结果表明，方案三最终采收率为 37.16%，并且新钻井只有 6 口，因而更为合理，为推荐方案。 第 3 章 钻完井工程方案 73 第 3 章 钻完井工程方案 3.1 编制的依据及基础资料 3.1.1 钻井工程编制的依据 引用石油行业标准 SY/T10011-2006 油田总体开发方案编制指南 SY/T5333-1996 钻井工程设计格式 SY/T5955-2004 定向井井身轨迹质量 SY/T5088-2008 钻井井身质量控制规范 SY/T5964-2006 钻井井控装置组合配套安装调试与维护 SY/T6426-2005 钻井井控技术规程 SY/T5431-2008 井身结构设计方法 SY/T5724-2008 套管柱结构与强度设计 SY/T6283-1997 石油天然气钻井健康、安全与环境管理体系 GB/T 16783.1-2006 石油天然气工业 钻井液现场测试 GB/T8978-1996 污水综合排放标准 xx 油田开发方案的地质、油藏方案 3.1.2 钻井工程编制的原则 科学、先进、可操作性强，在确保安全的前提下最大限度地减少钻井投资。 3.1.3 基础资料 地理位置位于 A 市 MN 区和 W 省 HZ 市之间的胜利村西南第 3 章 钻完井工程方案 74 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。 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。 地质分层 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钻遇较少。 方案部署 根据油藏方案，以交错井排井网布井，整个油区部署新井 6口，其中采油井 4 口，注气井 2 口；加上工区内现有开发井，总井数 9 口，其中产油井 7 口，注气井 2 口，见图 3-1。 第 3 章 钻完井工程方案 75 图 3-1 xx 油区井位部署图 储层物性 XX 油田沙三 3 油组取心井 5 口，最大孔隙度 21.9%，最小孔隙度 7.1%，集中分布在 10-18%之间，平均 15.9%；渗透率最大值 67mD，最小 0.3mD，集中分布在 0.3-5mD 之间，几何平均3.4mD，为中孔、特低渗型储层。 压力系统 根据油井测压资料，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。 表 3-1 M1 地质分层表 地 层 设 计 分 层 界 系 统 组 段 岩 性 底界 深度 (m) 新 第四系 更新统 平原组 黄色粘土及散砂 255 第 3 章 钻完井工程方案 76 生 界 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 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 下 第 三 系 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 沙 河 街 组 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 沙一中 深灰色泥岩 2558 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 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 中生界 紫红色泥岩与紫红色砂质泥岩互层 3050 表 3-2 M2 井地质分层表 地 层 设 计 分 层 界 系 统 组 段 岩 性 底界深度 m 厚度 m 新 第 四 系 平 原 组 黄色粘土及散砂 255 255 第 3 章 钻完井工程方案 77 生 界 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 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 第 3 章 钻完井工程方案 78 3.2 钻井工程设计 3.2.1 井身结构 井身结构设计数据 根据本区块内已完钻井的井身结构统计分析（表 3-3） ，区块内的所有已完钻井都采用三开井身结构， 一开采用 444.5mm的钻头钻至基岩 151m 完钻，下入 339.7mm 的套管，水泥返深地面。 二开采用 311.1mm 的钻头钻至 1842m， 下入 244.5mm的技术套管，三开采用 215.9mm 钻至设计井深，下入139.7mm 的油层套管。 表 3-3 本区已钻井井身结构统计表 井号 开次 井深 (m) 钻头尺寸 套管尺寸 (mm) M1 3 3050 444.5 339.7+311.2 244.5+215.9 139.7 M2 3 3000 311.2 244.5+215.9 177.8+153.4 127 一开推荐使用 444.5mm 钻头，下 339.7mm 的表层套管；二开使用 311.2mm 的钻头钻至沙一下且在油层上(大约 2670m左右)，下 244.5mm 的技术套管，三开使用 215.9mm 的钻头钻穿沙三段(大约 3000m 左右)，下 139.7mm 的油层套管。此井身结构为本区块目前使用的井身结构，采用目前钻井行业最成熟的、机械钻速最优的钻头尺寸，套管尺寸跟钻头尺寸搭配合理，满足后期的压裂等增产措施，见表 3-4。 表 3-4 井身结构及套管程序设计数据表 开钻次序 钻头尺寸 (mmm) 套管尺寸 (mm) 备注 1 444.5 155 339.7 154 常规固井 第 3 章 钻完井工程方案 79 2 311.22671 244.52670 常规固井 2 215.93001 139.73000 常规固井 套管下深依据 表层套管的套管鞋下入基岩 155m，封住平原组的黄土层和风化层；244.5 技术套管下深至沙一下处，215.9 的油套下至井底。 井身结构设计图 井身结构设计图见图 3-2。 图 3-2 直井井身结构示意图 第 3 章 钻完井工程方案 80 3.2.2 钻头及钻具 钻头尺寸及类型 根据地质层序与岩性预测进行钻头选型与推荐。 在平原组的黄土层推荐使用铣齿钻头，适合疏松地层。 在明化镇组、馆陶组、东营组和沙一上组钻进地层推荐使用镶齿硬质合金钻头/PDC 钻头/螺杆+PDC 钻头。这些地层为含石英砂岩和砾石的地层，硬度，研磨性较高，且含较多夹层，避免因为频繁更换钻头而降低转速。 下部的沙一下组、沙三 1 组、沙三 2 组和沙三 3 地层，由于地层为泥岩为主，含少量砂岩层，建议使用三牙轮钻头，提高机械钻速，节省钻井成本。 区块钻具组合 结合井型要求，根据区域地层岩性特点、地层倾角大小、构造走向、地层漂移规律、地层压力情况及钻井工艺技术状况、参考井下复杂情况提示，依据有利于优质、高效钻井原则进行钻具组合设计。钻具组合设计见表 3-5。 表 3-5 钻具组合设计表 开钻次序 井眼尺寸 (mm) 钻进井段 钻具组合 一 开 17 1/2 0255 17 1/2bit+730NC610 +9钻铤1 根+17 1/2螺扶1 个+9钻铤1 根+17 1/2螺扶1 个+9钻铤1 根+NC611NC560+8钻铤13 根+8随钻1 根+8钻铤3 根+520NC560+5钻杆+5 1/4方钻杆 第 3 章 钻完井工程方案 81 二 开 12 1/4 2552671 12 1/4bit+630*NC610 1 根+9减震器1 个+9钻铤2 根+ NC611*NC560+8钻铤 14+8震击器 1+8钻铤 2+ NC561*410+5加重钻杆 15+411*520+5 1/4方钻杆 三开 8 1/2 26713001 8 1/2bit+630*NC610 1根+6 1/4减震器1个+6 1/4钻铤2 根+ NC611*NC560+5 1/4钻铤 14+5 1/4震击器 1+5 1/4钻铤 2+ NC561*410+5加重钻杆 15+411*520+5 1/4方钻杆 钻具组合强度校核 钻具组合设计参数表 3-6。 表 3-6 钻具组合设计参数表 井眼 尺寸 (mm) 井段 (m) 钻井液 密度 (g/cm3) 钻 具 参 数 累计 重量 (t) 安 全 系 数 钻具 名称 钢级 外径 (mm) 内径 (mm) 长度 (m) 线重 (Kg/m) 重量 (t) 抗拉 抗挤 抗拉余量 (t) 215.9 165-2350 1.07 钻杆 G105 5 4 1/4 2211 29.08 61.39 87.02 2.83 3.25 159.48 1.07 钻铤 158.8 57.2 189 135.6 25.63 25.63 钻具使用要求 根据钻井周期、井深、井况复杂情况，必须制定严格的钻具使用制度，保证钻具使用安全，保证钻进施工顺利。 第 3 章 钻完井工程方案 82 要求所有钻杆使用 1 级以上钻杆。 所有运到井场的钻杆、钻铤、特殊工具、接头、方钻杆等钻具需经探伤检查， 并按照 SY/T5369 有关规定或施工需要进行定期检查，防止出现钻具事故。 定期倒换钻具，防止钻具疲劳损坏。 必须使用标准配合接头。 使用前对钻具的台肩、丝损、外观必须严格检查，钻具提升到钻台时必须对钻具丝扣进行保护。 必须使用符合 API 标准的钻具丝扣油， 所用的丝扣油不允许稀释后使用。 钻杆上、卸扣，大钳必须打到接头上，严禁大钳打钻杆本体。 钻具入井前必须经认真清洗，不用的钻具也须进行保养。 定期更换保护接头，经常检查钻具的磨损情况。 应备液压大钳、扭矩表并保持其性能良好，仪表准确，按标准扭矩上扣。 3.2.3 钻机 钻机类型选择的依据 依据钻机负荷的选择原则，确定选择的钻机设备负荷能力及配置能够满足钻井的需要。 要求设备工况良好，设备防护与安全设施齐全，动力与传动系统效率高，循环与钻井液净化、维护处理系统能够满足不同井段对排量、钻井液性能维护与钻井液储备的要求。 钻机类型的选择 第 3 章 钻完井工程方案 83 ZJ32 型钻机系列，主要设备如下表 3-7。 表 3-7 ZJ32 钻机钻井主要设备表 名称 型号 规范或特征 载荷 KN 数量 绞车 井架 天车 游车 大钩 水龙头 转盘 井架底座 钻井泵 动力机 防喷器 控制系统 振动筛 除砂器 除泥器 离心机 储备罐 TJ-41 TC-130-2 YC-130-2 DG-130-3 SL-700 ZP-520 3NB-1300 PZ12V190B-1 KPY(或 ZS 系列) 第 三 类 ZS 2400 1200 ZCJ 300 2 ZOJ100 10 LW500 1250-NY ZXZ 32 41 m 六 轮 五 轮 中心管内径 75mm 通孔 520mm 高 4 m 2 956 kw 2 882 kw 550kW 1960 1960 1960 1960 1960 1 1 1 1 1 1 1 1 2 2 1 1 1 2 1 1 1 各次开钻井口装置及试压要求 各次开钻井口装置及试压要求见表 3-8。 表 3-8 各次开钻井口装置及试压要求表 开钻 次数 名 称 型 号 试 压 要 求 井口试压 (MPa) 稳压时间 (min) 允许压降 (MPa) 三 开 双单闸板 2FZ2821 35 30.0 0.5 各次开钻井口装置示意图 第 3 章 钻完井工程方案 84 图 3-3 一开井口 图 3-4 二开和三开井口 直井井控要求 第 3 章 钻完井工程方案 85 按照 35MPa 压力等级安装防喷器及节流管汇 1）确保安装质量，保证按标准试压合格，经有关部门验收合格，方能开钻。 2） 必须安装液面报警器， 泥浆罐中泥浆量计量一定要准确，并指定专人坐岗，每 15 分钟记录一次，发现泥浆量增减 3m3，应立即报告司钻或值班干部，及时采取措施防止井喷。 3）井队平台经理、工程师、司钻必须掌握所钻井的油气层深度、压力系数和钻井液密度，使井内液柱压力符合井下要求。 4）试压 a.钻水泥塞前必须对套管、 井口装置及管汇按标准整体试压一次。 b.进入油气层后,每只钻头对防喷器功能试验一次。 5）下套管前必须将防喷器闸板芯子尺寸换为与套管尺寸相符的。 3.2.4 钻井液设计 各井段钻井液的选择原则 依据中华人民共和国国家标准水基钻井液现场测试程序(GB/T 16783-1997)所规定的钻井液常规性能和滤液分析测试程序。 依据所提供的 M1-M2 井的地层层序、岩性剖面、地层压力预测、对钻井液的性能要求。 依据所提供的 M1-M2 井的井身结构设计数据。 第 3 章 钻完井工程方案 86 钻井液类型及性能要求 （1）一开钻井液设计 一开井段钻井液体系、主要配方、性能要求见表 3-9。 表 3-9 一开井段钻井液体系、主要配方、性能要求表 开钻 次序 井段 (m) 常规性能 流变参数 固含 () 膨润土 含量 (g/L) 密度 (g/cm3) 漏斗 粘度 (S) API 失水 (ml) 泥饼 (mm) pH 值 含砂 () HTHP 失水 (ml) 摩阻 系数 静切力(Pa) 塑性 粘度 (MPa s) 动切力 (Pa) n 值 K 值 初切 终切 一开 第四系 1.021.05 2535 78 0.51 115 类型 配方 处理方法与维护 第 3 章 钻完井工程方案 87 无固相 钻井液 淡水 0.10.2KPAM 0.10.2FA367 开钻前配制无固相钻井液 6080m3， 将聚合物处理剂配成稀溶液， 再均匀加入井内。 钻进过程中，维持钻井液中的 KPAM 和 FA367 含量。 强化固控措施，保证振动筛及其它固控设备连续使用。 井场应储备足够量的堵漏剂，以便及时堵漏。 砂塌和渗漏严重时，换入预水化膨润土浆钻进。 停泵作业和下套管前用粘度为 6080s 的稠浆循环携砂、垫底。(稠浆其推荐配方为：57%膨润土浆+0.20.4% HV- CMC)固井候凝时清洗锥型罐、沉淀罐。 （2）二开钻井液设计 二开井段钻井液体系、主要配方、性能要求见表 3-10。 表 3-10 二开井段钻井液体系、主要配方、性能要求表 开钻 次序 井段 (m) 常规性能 流变参数 固含 () 膨润土 含量 (g/L) 密度 (g/cm3) 漏斗 粘度 (S) API 失水 (ml) 泥饼 (mm) pH值 含砂 () HTHP 失水 (ml) 摩阻 系数 静切力(Pa) 塑性 粘度 (MPa s) 动切力 (Pa) n 值 K值 初切 终切 第 3 章 钻完井工程方案 88 二开 明化镇组沙一下 1.051.2 2840 8 1 78 0.2 / / 0.51 11.5 915 510 0.40.6 / / / 类型 配方 处理方法与维护 第 3 章 钻完井工程方案 89 强抑制聚合物钻井液 (2.03.0)%坂土浆(0.50.7)% LV-PAC(3.05.0)%SMP(3.05.0)%SMC(34.5)%PA-1+(2.03.0)%聚合醇3%KCl+重晶石? 严禁使用清水钻开地层，必须使用加有足够量抑制剂和包被剂的钻井液钻进，保证井壁稳定。 流变性调节以 LV-PAC 为主配制低粘度效应的胶液，推荐配比为1520kg/m3LV-CMC，每次按总循环体积的 810%补充，一般连续补充 2 次即可使 PV 值降低 2328%，但动切力基本维持不变，可以较明显的提高动塑比值；聚合物或纤维素类助剂调节体系综合流型。这样可以兼顾流型调节与降低滤失量。通过控制胶液补充量调节流变性能。在正常的维护过程中合理选择处理剂配伍，可以控制和调节泥浆的流变参数； 以 LV-PAC 为主配制低粘度效应的胶液，推荐配比为 1520kg/m3LV-CMC，每次按总循环体积的 810%补充， 一般连续补充 2 次即可使 PV 值降低 2328%， 但动切力基本维持不变，这样可以较明显的提高动塑比值； 井深增加逐渐加入 KCL 转化为 KCL-磺化体系，进一步增强钻井液的抑制性； 如果井下出现井塌现象或携砂不良，应立即将井浆转化为低膨润土聚合物钻井液钻进，聚合物钻井液推荐配方为：4%膨润土+ 0.3%ZSC201 +0.51%CMS +1%LFT-70+0.5%胺盐+0.2%LV-CMC。进入油层前 50m 加入 4%复合暂堵剂和0.2%HFR(液相返排剂)做好油气层保护工作。 （3） 三开钻井液设计 三开井段钻井液体系、主要配方、性能要求见表 3-11。 第 3 章 钻完井工程方案 90 表 3-11 三开井段钻井液体系、主要配方、性能要求表 开钻 次序 井段 (m) 常规性能 流变参数 固含 () 膨润土 含量 (g/L) 密度 (g/cm3) 漏斗 粘度 (S) API 失水 (ml) 泥饼 (mm) pH 值 含砂 () HTHP 失水 (ml) 摩阻 系数 静切力(Pa) 塑性 粘度 (MPas) 动切力 (Pa) n 值 K 值 初切 终切 三开 沙三段 1.21.25 2840 5 0.5 78 0.2 / / 0.51 11.5 915 510 0.40.6 / / / 类型 配方 处理方法与维护 第 3 章 钻完井工程方案 91 无固相 钻井液 0.2KPAM0.2FA367 +2%CMS+0.3%ZSC201 +25% KCl 严禁使用清水钻开地层，必须使用加有足够量抑制剂和包被剂的钻井液钻进，保证井壁稳定。 钻塞时加 50kg 的 Na2CO3除钙，采用无固相钻井液钻进，推荐配方为：(0.2KPAM0.2FA367 +2%CMS+0.3%ZSC201)。进入油层前 50m 加入 4%复合暂堵剂和 0.2%HFR(液相返排剂)做好油气层保护工作。 该井段裸眼段长、携砂防垮塌是关键；停泵作业前，应用稠浆携砂、垫底。 用好无固相钻井液的关键是搞好固控工作，机械除砂(保证钻进中振动筛、除砂器、除泥器稳定运转。)与人工除砂相结合，采用筛、掏的方法最大限度地降低无用固相含量，控制好钻井液密度。(采用井口固控设备大土池离心机上水罐的方式大循环，尽量沉降钻屑) 维护井内钻井液性能时，将聚合物处理剂配成稀溶液，再均匀加入井内。 如果出现水侵应根据井下实际情况，适当调高钻井液密度以控制出水；同时调整钻井液性能以满足顺利钻井的要求。 如果井下出现井塌现象或携砂不良，应立即将井浆转化为低膨润土聚合物钻井液钻进，聚合物钻井液推荐配方为：4%膨润土+ 0.3%ZSC201 +0.51%CMS +1%LFT-70+0.5%胺盐+0.2%LV-CMC。进入油层前 50m 加入 4%复合暂堵剂和0.2%HFR(液相返排剂)做好油气层保护工作。 井场应储备足够量的堵漏剂，以便及时堵漏；井漏漏速小，向井浆中加入12%CY-1 承压防漏堵漏剂； 漏速大于 5m3采用综合堵漏法。 井漏严重时应请示甲方，确定下步堵漏措施。 第 3 章 钻完井工程方案 92 钻井液数量及材料准备 （1）预计的钻井液量 预计钻井液用量表见表 3-12。 表 3-12 预计钻井液用量表 井段 (m) 地面系统 (m3) 井眼容积 (m3) 损耗量 (m3) 总需要量 (m3) 0155 60 15 28 103 1553001 60 120 260 440 备注：裸眼段钻井液量按井眼容积的 10%附加计算。 （2）钻井液材料储备 钻井液材料储备见表 3-13。 表 3-13 钻井液材料储备表 序号 材料名称 计划用量 (t) 单价 (元/t) 费用 (元) 1 聚丙烯酸钾 K-PAM 0.6 19000 11400 2 两性离子聚合物 FA-367 0.6 16000 9600 3 羧甲基淀粉 2 4000 8000 4 氢氧化钠 NaOH 0.2 3250 650 5 羧甲基纤维素钠 LV-CMC 0.8 13000 10400 6 钠土 3 750 2250 7 纯碱 0.2 2000 400 8 LFT-70 1 6000 6000 9 铵盐 1 5600 5600 10 ZSC201(固相清洁剂) 1.5 18000 27000 11 复合暂堵剂 6 4000 24000 12 HFR(液相返排剂) 0.4 16000 6400 合 计 111700 排放、回收或处理的措施和要求 第 3 章 钻完井工程方案 93 （1）废水、废钻井液的处理要求： 井场应有足够容量的废浆池，以便收集事故溢出的钻井液或被置换的废钻井液。在任何情况下，废水、钻井液不得排出井场。 （2）对于低渗储层，常规泥浆将对储层产生较为严重的污染，而保护储层暂堵型钻井液可有效控制滤失量，减轻由于钻井液压差造成的储层伤害程度，适当放宽钻井液密度要求； 在钻井液中加入高效聚合物抑制剂可有效防止储层中的敏感矿物因滤液入侵而引起的敏感性伤害； （3）对于存在渗透性漏失的储层或有裂缝发育的储层，应在钻井液中及时加入 CY-1 承压防漏堵漏剂，可以有效减少钻井液在储层中的漏失，保护储层渗流通道。 （4）复合暂堵剂由经过粒径优化的架桥粒子和可软化变形的 ST-3 按一定比例复配而成，可以形成致密的泥饼以减少钻井液的侵入量和侵入深度； （5）由两种表面活性剂复配组成的 HFR 可有效降低油/水界面张力而显著降低储层水锁损害的程度。有助于将侵入储层的液相返排出来，提高油相饱和度和渗透率，改善储层的渗流能力。 3.2.5 固井设计 本区实钻井固井分析 根据目前区块内已固井资料分析， XX 油田一开采用常规固井方式固井，水泥浆密度为 1.851.89 g/cm3；由于本区块属于低压地层，为了在防止地层被压漏的同时又能保证固井质量，二开一般都采用双密度固井，低密度水泥浆密度控制在 1.451.55 g/cm3之间，高密度水泥浆密度控制在 1.801.89 g/cm3之第 3 章 钻完井工程方案 94 间，高密度固产层段，保证产层的固井质量，低密度固非产层段。 固井、完井要求 a. 表层和技术套管固井水泥浆返至地面。 b. 油层套管高密度水泥浆封油层顶部以上 200m， 低密度水泥浆返至洛河组以上 50m，注水井、有高压地层和硫化氢的井必须返至地面。 c. 阻流环必须放在距最低油层底部 30m 以下。 固井、完井工艺选择 a.一开套管采用常规水泥浆体系及固井工艺固井。 b.二开和三开采用双密度水泥浆体系及常规固井工艺。 套管设计 能够满足钻井完井、油气层开发和产层后期酸化、压裂、调剖、堵水改造工艺等要求。抗拉安全系数1.80，抗外挤安全系数1.125，抗内压安全系数1.10。套管柱强度校核数据见表 3-14。 表 3-14 套管柱强度校核数据表 外径 (mm) 序 号 井段 (m) 段长 (m) 钢级 壁厚 (mm) 扣 型 每米 重量 (kg/m) 段重 (t) 累重 (t) 安 全 系 数 抗拉 抗挤 抗内压 244.5 1 01665 1665 C-75 10.03 长圆 59.53 84.08 9.18 2.23 1.05 1.27 第 3 章 钻完井工程方案 95 2 1665-2122 458 N-80 11.05 长圆 64.74 25.10 5.86 6.52 1.05 1.64 3 2122-2667 545 P-110 11.99 长圆 69.94 32.3 3.3 17.05 1.16 2.44 139.7 3 02997 2997 C-75 7.72 长圆 25.30 75.13 7.67 1.72 1.53 1.76 注：套管强度计算采用SY/T 5724-2008 套管柱结构与强度设计 注水泥设计 注水泥设计见表 3-15。 表 3-15 注水泥设计表 开钻 序号 套管 外径 (mm) 套管 下深 (m) 水泥上返深度 (m) 水泥浆密度 (g/cm3) 水泥 型号 注水泥量(t) 固井 方式 一开 339.7 0155 井口 1.851.90 G 13 常规 二开 244.5 02670 井口 1.851.90 G 120 常规 三开 139.7 03000 2000 1.851.90 G 28 常规 注：(1)水泥用量及上返深度为理论数据，施工中应根据单井实测井径进行修正。 (2)注水泥前，应测试裸眼承压能力，确保在压稳、不漏的基础上进行固井施工。 (3)按上述设计用量增加 30%的附加量。 采用水泥浆类型及性能 第 3 章 钻完井工程方案 96 固井添加剂及部分附件材料见表 3-16。 表 3-16 固井添加剂及部分附件材料表 材 料 名 称 用 量 备 注 一开 二开、三开 水泥 添加剂 消泡剂 0.2% 0.2% 0.2% 添加剂及其加量可根据实际情况进行调整，必须满足水泥浆性能要求和施工要求。 降失水剂 0.8% 1.5% 1.2% 缓凝剂 / / / 分散剂 0.3% 0.4% 0.3% 早强剂 1.0% 3.5% 1.0% 膨胀剂 0.3% 0.3% 粉煤灰 / 70% / 漂珠 / 30% / 微硅 6.5% / 隔离液 (m3) 2 8 固井附件 常规附件(套) 1 1 套管 扶正器 扶正器(只) 0 70 扶正器规格必须与井眼及套管尺寸匹配。 3.2.6 其他要求 第 3 章 钻完井工程方案 97 取心要求 1) 下钻前保养好取芯筒，更换新的岩芯瓜，调整内筒至钻头内台阶面间隙 152.4mm 钻头为 810mm， 保证悬挂总成和内筒上各道扣用链钳上紧扣，保证内筒转动灵活； 2) 取芯钻具组合根据现场实际情况可以减少钻铤数量； 3) 钻头在地面手动带紧扣后，在井口用液气大钳高速带紧扣； 4) 起下钻时盖好井口，防止井口落物； 5) 起钻时每 35 柱灌满钻井液一次， 起钻完， 按空井防喷演习动作关井后再出心、保养取心筒，然后从节流阀上放压后，再开井下钻； 6) 取心筒起出井口，抽出内筒，盖好井口出芯，出芯完后，用压缩气吹净内外筒上钻井液，换掉芯爪，检查轴承，轴向间隙小于 4mm，涂好黄油。取出钢球，用专用卸扣器卸下钻头，然后甩下取心筒。 7) 最后一个单根接方钻杆开泵下放，如不遇阻探井底方入，否则开泵 90 冲划眼到底，然后开泵 90 冲循环 15 分钟，观察泵压变化，如无异常投球，小排量 40 冲送球到位；152.4mm 井眼参数依据全面钻进钻井参数作相应调整。 8) 投球到位后下放开始树芯， 152.4mm 井眼取芯参数： 钻压 12t，转速 5565rpm，排量 8(0.5)l/s，树心进尺 0.5m。 9) 152.4mm 井眼取芯钻进参数：钻压 46t，转速 6065rpm，排量 8(0.5)l/s， 注意树芯至取芯过渡过程中必须逐渐加大钻压(1215 分钟内完成)； 10) 取芯钻进时， 发现泵压和扭矩异常变化， 司钻必须立即通知当班干部处理； 11) 取芯过程中如发现井漏(大于 3 方)，立即割心，以钻具体积的 1.22.0 倍吊灌起钻；如发现溢流，立即上提钻具(割芯)，按第 3 章 钻完井工程方案 98 钻进时溢流关井程序关井。 测试要求 目的层段钻井液要求 在钻井工程许可的情况下，钻井液电阻率(Rm)大于0.5.m/20，或钻井液总矿化度不超过 10000mg/L，以确保感应与自然电位等测井资料的质量、饱和度准确计算以及渗透层的有效划分；对于奥陶系碳酸盐岩储层，若应用高矿化度无固相钻井液体系， 电成像测井之前， 必须将裸眼及套管鞋以上 1000米井段的钻井液全部替换成总矿化度不超过 10000mg/L 的低矿化度钻井液，以确保成像测井资料的质量。 在确保安全钻井的情况下，钻井液比重应尽可能低，以降低钻井液滤液的侵入深度。 为了确保测井仪器起下畅通，钻井液粘度不宜过高，建议粘度控制在 5070s 范围内。 井眼要求 钻井起下钻井眼畅通无阻，无明显阻卡现象；严格控制井眼轨迹，避免较大狗腿出现；目的层段井眼稳定，无严重的井眼垮塌，目的储层段井径变化不超过0.5，并且井壁平滑。 为了确保固井测井资料的质量和评价效果，7和 5套管固井候凝 48 小时后应及时测井，并且要求先刮壁再测井。 其它要求 测井期间，钻井队为测井施工提供所必须的井口吊装、地面场地、照明和水电蒸汽等工作条件；在井口安装、打捞和其它工艺测井等过程中钻井队提供密切的配合工作；测井期间，杜绝任何影响测井施工安全和资料质量的交叉作业。 测井队必须遵守井场相关规定，严防井口落物，严禁违章施工，紧急情况下必须服从现场统一指挥。 第 3 章 钻完井工程方案 99 电法测井期间，为了确保 SP 等资料的质量，钻井队严禁从事电焊、灌钻井液、冲洗井架等作业，必要时需经过测井队伍负责人同意方可进行。 在钻井取心的井段，回放 1：100 放大曲线。 要求测井队离井前将对比测井图、井斜、井眼容积、井底温度和固井质量测井图等资料提供给地质监督。试油 本井钻达油气层，若显示好要及时进行中测，由驻井地质监督与塔中勘探开发一体化项目经理部提出中测意见，报油田公司领导批准后实施。 钻井进度要求 表 3-17 钻井进度计划表 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 444.5 0150 钻进、辅助 1 1 固井、装井口等 2 3 二开 311.2 1502670 钻进、辅助 11 14 固井、装井口等 2 16 三开 215.9 26703001 钻进、辅助 2 18 电测、固井、装井口等 4 22 钻井费用 钻井投资钻前费用+钻井直接费用+固井费用+测井费用+套管费用+油气层保护费用+管理费用。测算单井投资(表 3-18)。 表 3-18 单井投资预算 单位：万元 序号 项 目 费 用 1 钻前费用 4 第 3 章 钻完井工程方案 100 2 钻井直接费用 228 3 固井费用 9 4 测井费用 1.25 5 套管费用 55.56 6 油气层保护费用 6 7 管理费用 27.4 合 计 331.21 根据钻井费用和工作量，投资测算结果(表 3-19)。方案钻井工程总投资估算为 2906.18 万元。 表 3-19 钻井投资估算表 数量 投资 老井利用（口） 3 918.92 新钻井（口） 5 6 331.21=1987.26 合计 7 2906.18 第 3 章 钻完井工程方案 101 3.3 完井工程设计 3.3.1 完井方法 完井方式 根据完井历史，采用射孔完井方式。 完井设计要求 （1）工程要求 完井时,油管头底法兰要露出自然地面 305 厘米。 钻井液必须保证性能稳定,不发生起泡、沉淀等不正常现象。 若进行试油工作，则见试油设计。 （2）地质要求 视含油气情况决定完井措施。 3.3.2 射孔参数 127 枪，1 米弹，孔密 16 孔/m，相位 90 3.3.3 完井作业 完井液 采用无固相完井液，密度：约 1.14 g/cm3(现场可根据实际情况进行调整)。 配 方 ： 清 水 +NaCl(CaCl2)+1%XH-F3 （ 粘 稳 剂 ）+0.5%XH-WS-1(缓蚀剂)+0.6%ZCJ(增稠剂)。 完井工序 (1)刮壁、通径,并用完井液循环洗井至进出口液性一致； 第 3 章 钻完井工程方案 102 (2)换装油管头四通，装防喷器组，并试压合格； (3)下入射孔测试管柱，按照射孔通知单要求对 TIII 油组进行射孔测试； (4)根据测试情况，确定投产方式。若有产能且能自喷，则下完井管柱，拆封井器装采油树，试压合格后，原油替喷投产；若有产能且不能自喷，则机采投产，机采设计另出；若无产能，则需要压裂，另见压裂设计。 第 3 章 钻完井工程方案 103 3.4 小结 （1）依据科学、先进、可操作性强原则，在确保安全的前提下最大限度地减少钻井投资为目标，对 MM 断块钻井工程进行了合理地设计； （2）考虑目标开发区块地质层序与岩性预测结果，进行钻头选型与推荐，提高了机械钻速，节省了钻井成本。其中疏松地层特征的平原组使用铣齿钻头，硬度较高的沙一上组等使用镶齿硬质合金钻头/PDC 钻头/螺杆+PDC 钻头，以泥岩为主的沙一下组等地层使用三牙轮钻头； （3）结合目标开发区块地质情况，依据钻机负荷的选择原则，确定钻机设备以 ZJ32ZJ32 钻机为主，其负荷能力及配置能够很好满足该区块钻井的需要。 （4）依据 M1-M2 井的地层层序、岩性剖面、地层压力预测、分井段设计了钻井液，满足钻井过程中对钻井液的性能要求。 （5）根据目前区块内已固井资料分析，目标区块不同井段采用不同固井方式，满足工程需要，节省固井成本。其中一开采用常规固井方式固井，二开采用双密度固井，高密度固产层段，保证产层的固井质量，低密度固非产层段。 第 4 章 采油工程方案 104 第 4 章 采油工程方案 4.1 方案编制依据与原则 4.1.1 方案编制依据 （1）依据石油天然气行业标准油田总体开发方案编制指南 （SY/T10011 -2006）以及与射孔、举升、压裂、注气等工艺设计相关的行业标准。 （2）依据本课题（油藏、地质部分）中地质油藏研究成果、开发部署及对采油工程要求。 （3）根据本区块试采现状，针对工艺存在问题进行采油工程方案编制。 4.1.2 方案编制原则 本课题采油工程方案编制以地质方案为依据，以满足油藏工程方案确定的油田配产为目标，以降低工艺投资、提高机采系统效率、提高采油工艺的可操作性为目的，方案编制遵循的基本原则是： （1）从油田开发的总体目标出发，以油田的地质特征和开发现状为依据，在满足产量规划的基础上，配套采油工艺，保持油藏的高产、稳产； （2）应体现油田开发的经济、高效的特点 （3）工艺技术要切合油田开发的实际，具备良好的可操作性和科学性； （4）适应性强，经济上相对合理。 4.1.3 方案编制技术思路 第 4 章 采油工程方案 105 （1）方案编制紧紧围绕本课题开发总体部署，以地质、油藏工程方案为基础，充分利用现有的动静态研究成果，编制出科学实用的工艺方案； （2）按照开发方案的总体要求和目标，通过详实的计算分析，对目前已开发油井进行评价分析，同时在借鉴其它区块的成功经验和做法的基础上，开展射孔方式、采油方式、注气、增产措施等工艺设计和技术研究。 4.1.4 开发方案部署及对采油工程要求 开发方式 Es33采用交错井排井网的布井方式，井距 610.2m（注气井到角井） 排距 429.9m，注气开发，注气井排方向为 NE65 。 图4-1 交错井排井网二 方案部署 井区地质储量为 49.5 104t，部署新井 6 口，其中采油井 4口，注气井 2 口，加上工区内另外已有的采油井 2 口、老井 1第 4 章 采油工程方案 106 口，总井数 9 口，其中产油井 7 口，注气井 2 口。 对采油工程要求 （1）动态监测井资料录取要求齐全准确，并尽可能采用先进测试工艺手段，以便准确、定量分析。 （2）资料录取要求有系统性、可比性、对应性，便于准确地分析开发状况，指定完善的措施。 第 3 章 钻完井工程方案 107 4.2 采油工程方案 4.2.1 射孔工艺设计 射孔完井的必要性 （1）完井方式的选择原则 选择完井方式时，应以满足勘探开发的需要，提高最终采收率，获得最长的生产井寿命为目的，对油层的物性、开采方式和综合经济指标进行分析对比，本着科学、经济、合理的原则选择完井方式。 合理的完井方式应力求满足以下要求： 油层和井筒之间应保持最佳的连通条件，油层所受的损害最小； 油层和井筒之间应具有尽可能大的渗流面积，油流入井的阻力最小； 确保油井正常生产； 施工工艺简便，成本较低； 井眼安全可靠，工艺便于实现。 （2）完井方式优选 目前，完井方式有多种类型，但都有其各自的适用条件和局限性。只有根据油气藏类型和储层特性去选择最合适的完井方式，才能有效地开发油气田，延长油气井寿命和提高其经济效益。合理的完井方式应该根据油田开发要求，做到充分发挥各油层段的潜力，油井管柱既能满足油井自喷采油的需要，又要考虑后期人工举升采油的要求，同时还要为一些必要的井下作业措施创造良好的条件，本方案中统计典型投产油井 2 口，全部为直井，根据本课题的地质特点和开采要求，结合几种直井完井方式的适应条件，作出如下分析： 第 4 章 采油工程方案 108 裸眼完井虽然完善程度高，但使用局限很大，本课题主要含油小层，属中孔低渗透储层，进行压裂，才能获得油气流，裸眼完井无法进行。 储层岩性比较致密，岩石强度较高，在正常开发情况下不会出砂，虽然已投产的油井，有出砂现象，其主要原因是油层压裂增产措施造成的，而非地质原因，因此，无需采用防砂方式完井。 射孔完井可选择性地射开不同压力、不同物性的油层，以避免层间干扰，而且能够为注气、压裂、堵水、调剖等井下作业措施提供较好的井筒条件，基本符合本课题的地质条件和开采要求，应作为本课题直井首选完井方式。 射孔工艺设计 （1）射孔中主要存在的问题 结合以上 2 口典型投产油井射孔投产后的生产数据，发现本课题大部分油井产油量较低，可能由以下几个方面造成： 钻井液、完井液对储层伤害； 大多采用电缆传输射孔，该工艺是在正压条件下进行，对地层有一定的污染； 采用的射孔参数，不利于产层最大程度的解放； 目前本课题油井采用 139.7mm 油层套管射孔完井， 使得射孔枪弹的选择受到限制，能够采用的最大射孔枪外径为114mm，井筒条件限制了使用高性能射孔枪、弹系列； （2）射孔工艺优选 目前，国内外常用的射孔工艺有三种：电缆传输射孔、过油管射孔、油管传输射孔。 电缆传输射孔分为正压电缆传输射孔和负压电缆传输射孔，正压电缆传输射孔具有施工简单、成本低和高孔密、深穿第 4 章 采油工程方案 109 透的优点，但射孔造成的地层损害可能对油气井的产能造成不利的影响；负压电缆传输射孔可对井筒液柱进行适当的淘空，具有深穿透、负压清洗的双重特点，但对于油气藏厚度大的井需多次下射孔抢，第二次射孔则不能保持必要的负压。 过油管射孔具有负压射孔、减小储层伤害的优点，尤其适用于生产井不停产补孔和打开新层位，避免了压井和起下油管作业。但过油管射孔抢直径受油管内限制，易发生阻、卡等工程事故，无法实现高孔密、深穿透，其深度难以超过 200mm。 油管输送射孔具有高孔密、深穿透的优点，负压值高，易于解除射孔对底层的伤害。一次射孔层段厚度较大，特别适合定向井、水平井和稠油井等电缆难以下入的井，由于在井口预先装好采油树，故安全性能好，非常适于高压地层和气井。同时射孔后即可投入生产，也便于测试、压裂、酸化等和射孔联做，减少压井和起下管柱次数，减少了对油层的伤害和作业费用，但是油管不能有弯曲，对下井器材的使用要求高。 根据上述各种射孔工艺的优缺点，结合现场射孔实际经验，认为在本课题 139.7mm 套管完井射孔中，新井投产采用油管负压传输射孔，Es33需压裂投产，可采用射孔压裂联作，老井补孔采用电缆传输射孔。 （3）射孔枪的优选 油层套管下入井中固井后，其内径尺寸决定了所能使用射孔枪的最大尺寸，而射孔枪外壁与套管内壁之间的间隔距离，即枪、套间隙，对射孔的性能指标有一定的影响，如果间隙过大，容易影响射孔效果，而间隙过小，易造成卡枪等事故。因此，合理的间隙至关重要，最佳间隙为 013mm。一方面，枪套间隙较小， 有利于增大穿深， 研究表明， 间隙/枪外径大于 30%时，明显影响射孔弹的穿深；另一方面，射孔枪下井时不是居第 4 章 采油工程方案 110 中的，大直径的射孔枪使枪身与套管之间各方位环空的间隙差较小，有利于孔深孔径均匀一致。 研究区油井采用 139.7 mm 油层套管（壁厚 7.72mm）射孔完井，能够采用的射孔枪外径主要有 4 种枪、套间隙与枪外径的比值，如表 4-1 所示，可见，102 枪的枪套间隙与枪外径的比值最小，因此，研究区 139.7mm 油层套管完井射孔中采用 102枪较适合。 表4-1 枪套间隙与枪外径的比值表 枪外径(mm) 60 73 89 102 间隙/枪外径(%) 53.55 35.1 19.8 10.9 目前 102 枪使用的射孔枪弹性能见表 4-2。 表4-2 102 枪能够使用的射孔弹的主要数据 射孔弹型 混凝土 靶孔深 (mm) 混凝土 靶孔径 (mm) 压实 深度 (mm) 压实 程度 102-DP40RDX 600 15 13.5 0.22 YD1021501(HB) 聚能射孔弹 580 11.4 10.98 0.20 （4）布孔方式优选 目前，主要有螺旋、交错和简单三种布孔方式，螺旋布孔优于交错布孔，而交错布孔又优于平面简单布孔，由于螺旋布孔是在枪身的每一平面上只射一个孔，枪身变形小、有利于施工，因此，最优选择应为螺旋布孔。 （5） 射孔弹优选 表4-3 Es33层油藏地质数据表 第 4 章 采油工程方案 111 开发层系 主要数据 Es33 油层中部深度（m） 2900 地层渗透率（10-3m2） 0.774 地层孔隙度（） 10.73 地层非均质性 0.296 地层平均压力（MPa） 14.9 地层平均温度（ C） 63.3 钻井污染深度（mm） 130 钻井污染程度 0.3 根据研究区的地质情况和上述射孔参数敏感性分析的结果，在研究区油田 139.7mm 套管（钢级为 J-55）完井射孔中，根据研究区主力油层 Es33层的数据（表 4-5） ，选择孔密为 13 孔/米或 16 孔/米或 20 孔/米，相位角为 120 或 135 ，计算在各种射孔弹下的产能比和套管强度降低系数，结果如下： 1）Es33地层射孔相位角为 120 度时： 表4-4 Es33层各射孔弹计算结果（相位 120，孔密 13 孔/米） 射孔弹型号 孔密(孔/米) 钢靶孔径(m) 混凝土靶孔深(m) 射孔相位角( ) 产率比 套管强度降低系数(%) YD1021502S(DQ) 13 0.0127 0.639 120 0.745 1.0461 102-DP43RDX-1 13 0.0117 0.657 120 0.7371 0.8869 表4-5 Es33层各射孔弹计算结果（相位 120，孔密 16 孔/米） 射孔弹型号 孔钢靶混凝射产率套管强第 4 章 采油工程方案 112 密(孔/米) 孔径(m) 土靶孔深(m) 孔相位角( ) 比 度降低系数(%) YD1021502S(DQ) 16 0.0127 0.639 120 0.7732 1.3017 102-DP43RDX-1 16 0.0117 0.657 120 0.7667 1.1028 表4-6 Es33层各射孔弹计算结果（相位 120，孔密 20 孔/米） 射孔弹型号 孔密(孔/米) 钢靶孔径(m) 混凝土靶孔深(m) 射孔相位角( ) 产率比 套管强度降低系数(%) YD1021502S(DQ) 20 0.0127 0.639 120 0.7994 1.6514 102-DP43RDX-1 20 0.0117 0.657 120 0.7943 1.3976 2）Es33地层射孔相位角为 135 度时： 表4-7 Es33层各射孔弹计算结果（相位 135，孔密 13 孔/米） 射孔弹型号 孔密(孔/米) 钢靶孔径(m) 混凝土靶孔深(m) 射孔相位角(度) 产率比 套管强度降低系数(%) YD1021502S(DQ) 13 0.0127 0.639 135 0.6349 1.0537 102-DP43RDX-1 13 0.0117 0.657 135 0.6297 0.8928 表4-8 Es33层各射孔弹计算结果（相位 135，孔密 16 孔/米） 射孔弹型号 孔密钢靶孔径(m) 混凝土靶射孔产率比 套管强度降低第 4 章 采油工程方案 113 (孔/米) 孔深(m) 相位角( ) 系数(%) YD1021502S(DQ) 16 0.0127 0.639 135 0.6765 1.3135 102-DP43RDX-1 16 0.0117 0.657 135 0.6719 1.1119 表4-9 Es33层各射孔弹计算结果（相位 135，孔密 20 孔/米） 射孔弹型号 孔密(孔/米) 钢靶孔径(m) 混凝土靶孔深(m) 射孔相位角( ) 产率比 套管强度降低系数(%) YD1021502S(DQ) 20 0.0127 0.639 135 0.7185 1.6704 102-DP43RDX-1 20 0.0117 0.657 135 0.7145 1.4123 根据射孔参数计算结果和射孔弹的性能，推荐射孔参数如表 4-11 所示。 表4-10 Es33层推荐射孔参数 层位 弹型 原始孔深 (mm) 地下孔深（mm） 孔径 (mm) 孔密 （孔/m） 相位角 （ ） Es33 小米弹-DP46RDX-1 835 796 12 16 120 （6）射孔液优选 表4-11 主要产油层敏感性分析 层位 水敏性 酸敏性 碱敏性 盐敏性 速敏性 Es33 无 无 中等 中等偏强 无 根据该区块的五敏实验结果，研究区射孔液体系选择无固敏 感 性 第 4 章 采油工程方案 114 相清洁盐水射孔液能满足现场施工要求，具有成本低、配置方便、使用安全的特点，同时射孔液中无固相颗粒，不会发生外来固相侵入油层的问题，选择盐类型为无机盐，采用 KCl。 （7）射孔负压设计 射孔负压值的确定首先考虑确保孔眼清洁的需要，同时避免引起大量出砂、套管挤毁、封隔器失效以及其他方面的问题，考虑地层渗透率、储层厚度、泥岩隔层的声波时差等，合理射孔负压值的选择应当是既大于最小负压又不超过最大负压，根据美国 Conoco 公司计算公式和声波时差计算公式， Es33合理负压值为 8.5-9.5MPa，液垫高度 350-450m。 （8） 射孔工艺方案实施建议 1） 研究区 139.7mm 套管完井射孔中，新井投产采用油管负压传输射孔，Es33需压裂投产，可采用射孔压裂联作，老井补孔采用电缆传输射孔。 2）Es33储层采用 102 枪小米弹-DP46RDX-1 型弹，孔密 16孔/m，相位角 120 ，螺旋布孔，Es33合理负压值为 8.5-9.5MPa。 （9） 射孔过程中的储层保护要求 1）Es33采用射孔压裂联作，以缩短施工周期，降低对储层的污染程度。 2）根据地层参数，设计合理负压值，以减少射孔压差对储层的伤害。 3）应用射孔优化设计软件优选射孔弹和射孔参数，降低射孔参数不合理对油层造成的损害，提高射孔质量。 4）采用无固相清洁盐水压井液作为射孔液。 井下油管柱 （1） 主体油管柱结构 研究区的油井建议采用如图 4-14 所示的采油管柱，结构简第 4 章 采油工程方案 115 单，起下管柱方便，主要由回音标、泄油器、气锚、眼管（缠上致密网布）等井下工具组成。 回音标 在测量抽油井动，静液面时，用回音标来测量计算井下声波传播速度。 泄油器 泄油器的作用是在检泵作业时，将油管内的液体导入井筒中。 气锚 气锚主要是让气体进入管外空间，而脱气原油进入泵内，抽吸至地面，研究区投产油井，伴生气不回收，直接套管放空，安装气锚，可防止气体进入泵内影响泵效。 眼管 眼管是地层流体进入油管的入口，研究区 Es33采用压裂投产，为防止储层压裂后破碎的岩石砂粒进入油管，影响油井正常生产，在眼管缠上致密网布，达到防砂、防杂物的目的，另外，可用筛管替换缠有致密网布的眼管，效果一样。 第 4 章 采油工程方案 116 图4-2 油管柱结构示意图 （2） 油管尺寸 研究区已投产油井都采用机抽，产液量范围为 0.58m3/d，目前，研究区油井的抽油泵均为管式泵，根据表 4-13，常规管式泵（整体泵筒）与油管、套管的匹配关系，外径为 73mm 油管能联接泵的公称直径范围为 32mm57mm，基本上满足了研究区油井产液量和套管尺寸的要求；若采用杆式泵，根据常规杆式泵与油管、套管的匹配关系（表 4-13） ，选取外径为 73mm油管比较适合。 表4-12 常规管式泵（整体泵筒）与油管、套管的匹配关系 泵的公称直径 （mm） 联接油管外径 （mm） 理论排量 （m3/d） 推荐套管尺寸 （in） 32 73 1435 551/2 38 73 2044 551/2 44 73 2666 551/2 第 4 章 采油工程方案 117 57 73 40110 551/2 70 88.9 67166 51/2 83 114.3 94234 7 95 114.3 122306 7 表4-13 常规杆式泵与油管、套管的匹配关系 泵的公称直径 （mm） 联接油管外径 （mm） 理论排量 （m3/d） 推荐套管尺寸 （in） 32 60.3 1435 551/2 38 73 2049 551/2 44 73 2666 551/2 51 73 3588 51/2 56 88.9 43106 51/2 57 88.9 44110 51/2 63 88.9 54135 7 （3） 油管强度校核 研究区的油井油管柱未锚定，不用计算封隔器解封拉力，根据油管柱在井中的受力状况，考虑在井下承受抗外挤、抗内压、轴向拉力等因素。主要计算校核参数包括：抗外挤、抗内压、抗拉。 A.抗外挤力计算 计算外挤压力时，按最危险的情况考虑，认为油管在油井中，处于没有内液柱压力的全掏空状态，油管环空充满压井液。这时油管柱承受的外挤压力主要来自油套环空液柱压力。 B.抗内压强度计算 第 4 章 采油工程方案 118 开发中后期需要注气、注气补充地层能量。高压注气时，油套环空取充满保护液或注入水状态，油管内壁承受注入水的压力最大，取井底最大安全注气压力极限不超过地层破裂压力的 85 %。 C.抗拉强度计算 抗拉强度校核时，以油管在井口处的轴向拉力最大点为计算校核点。该点受力主要有：油管自重 G、摩阻 F、浮力 Gf和弯曲产生的附加拉力 Wtb。 结合理论和现场实际经验(油管新旧程度、油管柱的设计使用年限) 对安全系数取值：抗外挤、抗内压屈服强度取 1.1，抗拉强度取1.6， 低于这些系数认为油管柱在井下服役时不太安全，太高认为不经济，从计算结果（表 4-15）可知，钢级为 J-55 的油管，抗拉强度安全系数低于 1.6；钢级为 N-80，不同壁厚的油管，各项安全系数计算值均大于规定值，油管处于安全状态，因此，从安全经济的角度，对于研究区的油井，建议选择钢级为 N-80、外径为 73mm，内径为 62mm 油管。 表4-14 油管强度校核 油管外径(mm) 壁厚(mm) 油管内径 (mm) 重量(kg/m) 钢级 抗外挤(MPa) 抗内压(MPa) 抗拉 (KN) 安全系数 抗外挤 抗内压 抗拉 73 5.51 62 9.52 N-80 76.9 72.9 645 2.61 1.80 2.18 7.01 58.98 11.61 N-80 95.8 92.7 802 3.25 2.29 2.30 7.82 57.36 12.8 N-80 105.5 103.4 884 3.58 2.56 2.33 5.51 62 9.52 J-55 53 50.1 443 1.80 1.24 1.49 4.2.2 压裂工艺设计 第 4 章 采油工程方案 119 压裂工艺现状分析 该油田研究区 Es33储层埋深 28712911m，最大孔隙度21.9%，最小孔隙度 7.1%，渗透率最大值 67mD，最小 0.3mD，集中分布在 0.3-5mD 之间，几何平均 3.4mD，为中孔、特低渗型储层，根据试采特征分析，天然能量不足，油井均需要压裂投产。目前，共统计分析该油田研究区已压裂投产井 2 口，压裂施工过程中各种压力参数如图所示。 M1M1井压裂施工曲线图井压裂施工曲线图01020304050607080901001601120118012401300136014201012345678910油压套压排量砂比 图4-3 M1 井压裂施工曲线 第 4 章 采油工程方案 120 M2M2井压裂施工曲线图井压裂施工曲线图(2010.10.14)(2010.10.14)010203040506070809010016011201180124013001012345678910油压套压排量砂比 图4-4 M2 井压裂施工曲线 压裂工艺方案设计 该油田研究区为低渗砂岩油藏，采用水力压裂，整体压裂。水井暂不压裂，若注气不进，则考虑清水压裂或清水低砂比压裂。 （1）压裂规模 压裂在地层中产生的裂缝，其导流能力对油藏的开采动态会产生很大的影响，对于研究区的 Es33储层属低渗透性储层，需要相对较长的支撑缝长以增加油井的导流能力和产量，图4-15 为 StimPlan 软件模拟研究区油井在裂缝不同导流能力下，裂缝半长与初期产量的关系，可以看出，随着裂缝半长的增加，不同导流能力下，油井初期产量逐渐增大，但增幅比渐渐变缓，因此，推荐油井压裂裂缝半长 100-120m，裂缝导流能力为40m2cm。 第 4 章 采油工程方案 121 024681012050100150200裂缝半长(m)初期产液量(m3/d)10 D.cm20 D.cm30 D.cm40 D.cm50 D.cm60 D.cm 图4-5 不同导流能力下，裂缝半长与初期产量的关系 （2）压裂管柱设计 该油田研究区的 Es33平均温度在 80，封隔器要求耐压55MPa，耐温 80，压裂管柱主要采用 62mm、76mm N-80级外加厚油管，配液压坐封、解封封隔器，有套和无套喷砂器组成。 第 4 章 采油工程方案 122 图4-6 中深井单层压裂管柱 （3）压裂材料的评价优选 1）压裂液 针对储层的特点，考虑到压裂施工工艺要求，通过对添加剂及用量的系统筛选，得出了适合该地区的中压裂液配方。主要由增稠剂、交联剂、破胶剂、粘土稳定剂、表面活性剂等添加剂组成。 压裂液配方组成如下： 增稠剂 增稠剂是水基压裂液的最主要添加剂，其增粘能力及耐温、抗盐、抗剪切性等应用性能一直是压裂液领域研究的重点。常用的增稠剂有：植物胶（胍胶、羟丙基胍胶、香豆胶、田菁胶）及其衍生物、纤维素的衍生物（羧甲基和羟乙基纤维素等） 、生物聚合物以及合成聚合物等。其中，植物胶及其衍生物这种增稠剂来源广、性能好，应用广泛。对 30 种羟丙基瓜尔胶进行取样检验，检验结果见表 4-15。 表4-15 羟丙基瓜尔胶检验结果 序号 检验项目 单位 标准要求值 检验结果 备注 1 外观 / 自由流动粉末 合格 检验依据：Q/SH 0050-2007； 检验环境：23； 样品数量：1000g； 主要检验设备：分析天平、标准分析样筛、恒温干燥箱、秒表、Fan-35旋2 0.125/0.09 筛余量，% / 1 1.1-1.8 3 0.071/0.09 筛余量，% / 15 18.4-28.5 4 含水率，% / 10.0 10.3-11.5 5 表观粘度 （30，mPa.s 105 45-100.5 第 4 章 采油工程方案 123 170s-1,0.6%） 转粘度计。 6 水不溶物，% / 7.5 7.6-13.3 7 PH 值 （0.6%水溶液） / 6.5-7.5 6.0 8 交联性能 / 能用玻璃棒挑挂 合格 9 流动性 / 一般 合格 检验结果表明：30 种羟丙基瓜尔胶检验样品中，6 种样品检验合格，24 种样品检验不合格。检验不合格的项目主要是表观粘度，其不合格项平均值是 87.1 mPa.s，远远小于最低标准值105 mPa.s，其次是 PH 值、含水率、筛余量及水不溶物。 选择适宜的增稠剂用量既能满足储层和施工工艺要求，又能达到降低成本和顺利破胶排液的目的。选用羟丙基胍胶为增稠剂，综合考虑压裂液粘度与成本要求，确定增稠剂用量在0.30-0.4%之间，原胶液粘度为 25.5-48.0mPa.s。 交联剂 对于低渗油气井，选用常见的硼砂作交联剂的羟丙基胍胶压裂液体系就可以满足使用要求（见表 4-16） 。 表4-16 几种常见交联剂的性能及特性 类别 硼砂 有机钛 有机硼 交联浓度，% 0.40.8 0.41.0 0.41.0 用量，% 0.010.1 0.5 0.5 耐温程度， 90 180 180 特性 清洁无毒，破胶彻适用温度高，可延迟交联至 12min，第 4 章 采油工程方案 124 底，对储层伤害小，交联速度太快 可延迟交联，破胶困难 且可调节，适用温度范围大，自动破胶 破胶剂体系研究 采用氧化还原破胶体系，能使压裂液彻底破胶化水，从而提高压裂液返排率，减小对储层的损害，保证压裂增产效果。 a.破胶剂主剂 植物胶型压裂液常用的破胶剂有过硫酸铵和酶。而过硫酸铵因为适用的 pH 值和温度范围较宽， 是最经济有效的破胶剂主成分。它的破胶作用是通过过硫酸根分解产生游离基，攻击聚合物的主链使之破胶成小分子而破胶的。因此，破胶速度取决于过硫酸盐的分解速度。由于在 70以下时，过硫酸铵的半衰期长达 152h，分解太慢。因此，在压裂液破胶剂体系中，除了采用过硫酸铵主剂外，必须加入破胶助剂，才能有效地提高破胶速度，促使压裂液彻底破胶化水。 b.破胶助剂 破胶助剂主要为还原性物质，通过引发过氧化物的自由基，释放出氧破坏冻胶结构，从而达到破胶的目的。它与过硫酸铵作用为放热反应，并且有一的延迟释放特性。建议采用硫酸盐作为破胶助剂。在不同温度下，过硫酸铵与破胶助剂不同配比的条件下，对压裂液进行破胶试验，结果表明，破胶助剂用量一定的条件下，过硫酸铵用量增大，压裂液破胶速度加快。在过硫酸铵与破胶助剂配比一定的情况下，温度越高，压裂液破胶速度越快。确定温度和破胶剂的配比及用量，即可控制破胶时间。 表面活性剂 表面活性剂常用于压后助排和防乳、破乳。 推荐表面活性剂选用 HF-605。 第 4 章 采油工程方案 125 适应低渗易水锁储层条件下的高活性复合表面活性剂。 表面活性：HY-605 和 HF-605 两种新型的高活性复合表面活性剂体系。表面张力为 22-17mN/m，界面张力0.1mN/m。 表4-17 产品表面活性数据 名 称 表面张力，mN/m 界面张力，mN/m 自来水 72 18.1 HY-605 20.0-22.0 0.1 HF-605 17.0-20.0 0.1 备注 活性剂用量 0.2% 其他添加剂 粘土稳定剂：KCl 破乳剂：AP-169 PH 调节剂：NaCO3和 NaHCO3 杀菌剂:甲醛溶液 （2）压裂液体系评价 依据 SY/T 5107-1995，对压裂液进行取样检验，检验项目为 PH 值、粘弹性、初始粘度、90min 粘度，检验结果表明压裂液均能满足现场应用。 1）压裂体系配方： 0.3%-0.4%胍胶+0.05%-0.1%粘土稳定剂+0.2%-0.3%助排剂+0.1%-0.2%破乳剂+0.01%激活剂。 对压裂液进行取样检验，检验结果伤害率为 12%，残渣含量 4%。推荐压裂液体系满足下列要求： 粘温性 2570，170s-1下剪切 1h，冻胶粘度保持在100mPa s 左右，破胶后粘度 2mPa s 以下。 滤失量 0.8-1 10-3m/min1/2。 第 4 章 采油工程方案 126 伤害 小于 15%。 残渣 低于 5%。 2）支撑剂 压裂支撑剂的作用在于充填压开的水力裂缝，使之不再重新闭合并在储层中形成一个具有高导流能力的流动通道。支撑剂的类型、物理性质及支撑剂在裂缝中的铺置浓度时整体压裂方案设计中的重要环节，也是保证压后增产，提高油藏开发水平的关键。 A 石英砂、陶粒特性比较 石英砂、陶粒支撑剂特性比较见表 4-18。 表4-18 石英砂和陶粒的比较 类 别 石 英 砂 陶 粒 特 点 密度低，便于泵送；100 目（0.154mm）粉砂可作为固体防滤添加剂；来源广，价格便宜 抗压强度大，能提供较高的导流能力和较长的有效期；具有耐温、抗盐的性能 抗压强度低，承压超过 20MPa 后即开始大量破碎，导流能力低，相对陶粒压后效果差 密度高，对压裂液性能和泵送条件要求高， 适用条件 低闭合压力（20MPa）的浅井 不同闭合压力与深度的压裂井 B 导流能力评价 裂缝导流能力与闭合压力、支撑剂物理性质、支撑剂在缝中的铺置浓度、支撑剂对储层岩石的嵌入、承压时间以及压裂液对裂缝支撑剂层的伤害有关。 进入水力裂缝中的支撑剂承受着裂缝的闭合压力，即储层第 4 章 采油工程方案 127 最小主应力与井底流压之差。由表 4-19 可见，不同类型支撑剂的导流能力均随闭合压力的增加而下降；而在同一闭合压力下，导流能力取决于支撑剂的类型。 表4-19 支撑剂导流能力评价 闭合压力MPa 0.50.80mm 石英砂 0.81.25mm 石英砂 0.450.90mm 陶粒 甘肃兰州砂 湖南岳阳砂 甘肃兰州砂 湖南岳阳砂 宜兴陶粒 成都陶粒 FRCD K FRCD K FRCD K FRCD K FRCD K FRCD K 10 88 276 82 260 106 353 179 553 153 462 141 515 20 42 142 48 143 59 211 69 225 111 347 115 421 30 15 62 22 75 24 99 27 93 85 272 92 345 40 6 29 62 205 74 283 50 44 148 57 221 60 31 108 45 177 70 18 65 37 146 80 13 46 28 116 注：(1) 导流能力单位为 m2.cm 渗透率单位为 m2； (2) API 导流室，22 3 C；等质量法；铺砂浓度 5.0kg/m2，试验流体为脱去离子蒸馏水。 支撑剂粒径对裂缝导流能力有很大的影响。低闭合压力下，较粗的砂子有更高的导流能力。随着应力增加和颗粒破碎，颗粒导流能力相差逐渐减少。在给定粒度范围内，大颗粒所占比例越多，导流能力越高。然而，使用大颗粒支撑剂必须考虑其工艺技术条件。 不同类型支撑剂有不同的物理性质，在相同闭合应力作用下不同产地的石英砂之间的导流能力有一定的差别，而且石英砂和陶粒的导流能力差别很大。尤其在较高闭合压力下，这种影响更明显，而压裂规模设计的裂缝导流能力为 40um2cm，因第 4 章 采油工程方案 128 此， 建议研究区压裂支撑剂采用 0.5-0.8mm 陶粒， 破碎率 （28MPa下）14%。 （4） 压裂施工参数优化 压裂施工参数的优化应基于地层的应力特征、压裂管柱、压裂设备及开发方案的要求，这样才能达到开发方案提出的要求，保证施工质量及安全，在最大砂比为 40%条件下，使用水力裂缝模拟软件（StimPlan），对施工排量、地面平均加砂浓度、前置液量等参数进行优化。从图 4-7图 4-11 可以看出，较优的施工参数如下：施工排量 2.53m3/min，前置液比例 19%，平均砂比 25%，井口施工压力 1719MPa。 1101151201251301351400.001.002.003.004.005.006.00排量(m/min)总液量(m) 图4-7 施工排量与总液量的关系图 第 4 章 采油工程方案 129 2022242628300.001.002.003.004.005.006.00排液量(m/min)支撑剂体积(m) 图4-8 施工排量与支撑剂体积的关系图 0102030400123456排量(m/min)前置液比例 % 图4-9 施工排量与前置液比例的关系图 60.270.280.001.002.003.004.005.006.00排量(m/min)平均砂液比 第 4 章 采油工程方案 130 图4-10 施工排量与平均砂液比的关系图 01020300.001.002.003.004.005.006.00排量(m/min)井口施工压力 MPa 图4-11 施工排量与井口施工压力的关系图 压裂配套工艺 （1）压后缝面处理剂 其原理是通过催化剂、增效剂与三元复合氧化剂的协同效应，使之在较低的温度下，快速破坏交联冻胶结构与聚合物主链，并能有效地溶解压裂液残渣以及聚合物滤饼。避免了固体粒子占据支撑裂缝有效孔隙空间和粘性流体长时间滞留造成的地层损害。采用高效有机氟表面活性剂，返排彻底。 1）对压裂液的降解能力：在 40下，4h 压裂液已基本破胶化水；在 60以上 2h，压裂液已彻底破胶化水。 2）对压裂液残渣的影响：与常规破胶剂相比，残渣含量降低 70%以上。 表4-20 裂缝处理剂对压裂液残渣影响的试验数据 温度 残渣含量（mg/L） 备注 2h 4h 6h 8h 12h 40 480.6 470.5 337.5 285.9 60 579.4 398.2 223.5 217.0 195.2 第 4 章 采油工程方案 131 80 446.5 203.0 194.0 175.4 132.9 80 952.3 776.4 651.8 592.6 常规破胶剂 残渣降低率% 78.7 75.0 73.1 77.6 80下对比数据 3）处理剂对压裂液滤饼的降解效果：80下破胶 6h，岩心端面光滑清洁，无任何残留物存在，滤饼已发生全部降解。 4）对支撑裂缝导流能力的影响：与常规破胶相比,相对导流能力提高幅度在 40%以上。 表4-21 处理剂对导流能力的影响 （2）裂缝诊断及监测技术 深入了解水力压裂裂缝的几何形态和延伸情况有助于改善低渗油藏压裂增产作业效果，改善油井产能并提高采收率。 人工水力压裂可导致裂缝周围的岩石发生特有的扭曲变形，用精确的木工水准仪,地面测斜仪和井下测斜仪,通过测量能得到水力裂缝在各种(地面和井下)产生的倾角(变形和扭曲),裂缝的方位和裂缝的几何形状。 井下压力温度压裂监测及压后评价技术，可对井下压力温度全过程进行监测，对压裂工艺及压后投产有较强的指导作用。 作业过程中随压裂管柱下入井下压力温度计，全程监测压裂过程中及压裂前后的地层压力及温度的变化，压裂及测试结束后，随压裂管柱取出压力温度计，分析测试数据。 （3）压后快速返排工艺 第 4 章 采油工程方案 132 1）压裂施工后（关井时间根据小型压裂数据现场确定）尽快放喷排液，既要尽可能快地排液，又要严防地层吐砂。放喷初期采用 3、5、8mm 油嘴控制放喷，压力 15Mpa 以上采用3mm 油嘴放喷，压力 1510Mpa 采用 5mm 油嘴放喷，压力102Mpa 采用 8mm 油嘴放喷，压力 2Mpa 以下敞开放喷。根据压力变化情况和出砂情况用针形阀控制逐渐放大放喷，若出砂则改用小一级油嘴放喷，如 8mm 出砂则换成 5mm 放喷，5mm 出砂则换成 3mm 放喷。放喷排液时套管闸门关闭。 2）若停喷，立即下泵抽汲。 3） 在排液过程中要求准确计量排出液量及砂量 （具体要求，返排设备的要求） 。当排液量达到压入地层压裂液 80%以上，且Cl-含量在 2 天内波动值小于 5%时，排液作业结束。 4）测试队伍要准确记录返排液时的油套压力、流量、液量以及砂量；同时密切注意出砂情况，记录出砂量，及时检查更换油嘴。在放喷 0.5h、1h、4h、8h、16h、24h、及以后每天取一个样，测返排压裂液的粘度、pH 值和含砂量。每 60min 准确记录一次油、气、水产量及井口油套压，8h 取一次水样进行 Cl-含量分析。 5）取返排结束时的油、气、水样品进行全分析。 压裂工艺方案实施建议与要求 （1）油井压裂裂缝半长推荐 100-120m，裂缝导流能力为40m2cm。 （2） 压裂管柱主要采用 62mm、 76mm N-80 级外加厚油管，配液压坐封、解封封隔器，有套和无套喷砂器组成。 （3）压裂体系配方：0.3%-0.4%胍胶+0.05%-0.1%粘土稳定剂+0.2%-0.3%助排剂+0.1%-0.2%破乳剂+0.01%激活剂。 第 4 章 采油工程方案 133 （4）压裂支撑剂采用 0.5-0.8mm 陶粒，破碎率（28MPa下）14%。 （5）施工排量 2.53m3/min，前置液比例 19%，平均砂比 25%，井口施工压力 2022MPa。 （6）所有压裂液配液设备干净，严格按照配方比配置压裂液，保证压裂液性能达到设计指标。 （7）严格按照操作流程、按泵注程序进行压裂施工，压裂施工符合 HSE 管理规定。 压裂过程中的储层保护 （1）通过采用破胶活化技术、优化破胶剖面及裂缝强制闭合技术，实现了快速返排，最大限度地降低了压裂液对储层的伤害。 （2）优选优质助排剂，增大压裂液粘度，降低滤失，减少水相的侵入，增加地层能量，提高自喷返排率，缩短入井流体在储层的滞留时间，从而尽可能地减少入井流体对储层的伤害。 （3）采用射孔压裂一体化技术，减少作业周期，缩短排液时间。 4.2.3 举升工艺设计 举升方式优选 （1） 优选原则及依据 1）举升方式优选原则 采用现有的先进技术和设备在经济、可行的条件下尽量满足方案规定的产量。 以地质特点为基础进行举升工艺设计，充分利用天然气能量，且符合油田开发的要求，发挥整体经济效益； 第 4 章 采油工程方案 134 举升方式选择要进行系统的研究、分析和论证，通过综合评价，提出工艺措施。 2）举升方式优选依据 单井产能及开发方案设计的单井产量。 （2） 人工举升技术与适应性评价 目前国内外所采用的机械采油方式主要有：有杆泵（抽油机） 、螺杆泵、气举采油、水力活塞泵、水力射流泵和电潜泵等。各种采油方式的技术适应性见表 4-22。 表4-22 各种人工举升方式适应性比较表 对比项目 适应条件 有杆泵 螺杆泵地面驱动 电动潜油泵 水力活塞泵 水力射流泵 气举 系统 基本情况 复杂程度 简单 简单 井下复杂 地面复杂 地面复杂 地面复杂 一次投资 低 低 较高 较高 较高 最高 运行费 较低 较低 高 较低，但高含水后运行费用高 较低 较低，但小油田较高 排量 m3/d 正常范围 1-100 10-200 80-700 30-600 10-500 30-3180 最（中）250 1400 （1293） 1590 （7945） 第 4 章 采油工程方案 135 大值 300 （美）410 2500 （4769） 泵深 m 正常范围 3000 1500 2000 4000 2000 0.3mm，确认工具可继续使用后，将新的纤维重新填入即可继续使用。防砂效果明显，经济效益好。维修费用通常只占原成本的 1%。作业时把它接在泵下 50-100m 处，以下再接 20-50m 尾管和丝堵。 根据地层出砂程度和产液量确定滤砂管长度，一般情况使用 12-15m，产量高和出砂严重的油井应适当加大筛管使用长度，以保证充足的供液能力。 举升方案实施建议 （1） 针对研究区的实际情况，通过采油方式适应性分析，确定最适合的采油方式为抽油机有杆泵。 （2） 研究区Es33层产液能力较差，选择32mm泵都可以满足要求，冲程2.4-4m，冲次4次，抽油杆可采用D级杆，22mm+19mm+加重杆的杆柱组合，也可采用C级杆，25mm+22mm+19mm+加重杆的杆柱组合，抽油机选10型抽油机。 （3）定向斜井中有杆泵采油要配套使用旋转井口、抽油杆第 4 章 采油工程方案 150 扶正器，有效防止管、杆偏磨，延长检泵周期。 有杆泵抽油系统诊断技术 利用动力仪测得的光杆示功图进行解释，以判断机抽井的故障。但这种诊断方法只适用于浅井和部分低冲次的中深井。 （1）光杆理论示功图 首先计算出机抽井的上行程静载荷和下行程静载荷，然后再计算出油管和抽油杆的弹性变形；然后用力比和减程比将上行程静载荷、下行程静载荷、油管和抽油杆的弹性变形折算到示功图上的长度画在示功图上；再将理论施工图与实测光杆示功图对比，偏离理论施工图之处，就是抽油系统的问题所在。 （2）计算机诊断技术 该方法可以绘出抽油杆柱任意截面和泵的功图，克服了光杆示功图诊断的缺陷，该方法二十多年以来一直作为计算机诊断的理论基础。 （3）泵功图诊断技术 光杆示功图经计算机处理得到泵功图，它已经清除了抽油杆柱的变形、粘滞阻尼、振动和惯性载荷等的影响，真实地反映了泵的工作状况。将泵功图与理论施工图比较，就可很容易地判断出有杆抽油系统存在的问题。 在现场，可以采用碰泵、蹩压等与示功图、动液面结合的办法判断有杆泵抽油系统出现的问题。 采油过程中的油层保护措施及要求 （1）执行中、低渗油藏采油工程入井液质量相关的标准； （2）生产过程中控制合理的生产压差，防止速敏性矿物对储层伤害； （3）选择与地层配伍的低伤害清洁盐水压井液，并尽量推第 4 章 采油工程方案 151 行不压井作业。 低产井洗井的几点建议 （1）洗井压力不宜太高，以防止洗井液压入地层而造成地层污染； （2）采用活性水洗井。 4.2.4 注气工艺设计 该油田 Es33油藏天然能量较弱，根据油藏工程研究结果,建议早期部署注气井，尽快补充地层能量，填补地层亏空，为进一步更好更快地开发该油区打下基础。 注气工艺参数设计 （1） 配注方式的确定 该井区油层分布密集，为调整油田层间矛盾，提高注气波及系数，建议根据油层连通情况及注采平衡要求采用笼统注气和分层注气相结合。按照目前分层注气工艺技术水平，分层工具分注多层一般是可行的。一般 3000m 左右的井以 2 层或 3 层为宜，这样基本能保证注气井正常注气时间在 85%以上。 （2） 注气压力设计 根据 的计算，本区 Es33井底破压为 49.9MPa。按照注气井井底最大流压不超过破裂压力 90%的原则， 即 44.85MPa，考虑液注压力及井筒摩阻，该油田该区 Es33油层注气井最大井口注入压力为 33MPa。 注气管柱设计 对该井区而言注气工艺管柱优化设计基本原则 第 4 章 采油工程方案 152 （1）注气管柱应能够满足方案配注要求，即要满足油藏对注气压力及注气量的要求； （2）注气管柱应能够满足作业措施的要求，即要油管强度要保证作业时起下管柱工作安全可靠； （3）管柱要达到技术上可行，经济上合理的要求。 （4）选用注气管柱能满足油田注气要求，即套管保护、生产测井、洗井、增注工艺实施。 （5）注气管柱配套完善可靠，有效卡封各注气层段，能顺利实施投捞调配、满足各层段注气工作制度调整要求。 1） 注气管柱结构 笼统注气管柱如图 4-12 所示，分层注气效果图如图 4-13 所示。 注气层注气层注气层注气层 图4-12 笼统注气管柱效果图 第 4 章 采油工程方案 153 注 气 层注 气 层注 气 层注 气 层注 气 层注 气 层注 气 层注 气 层 图4-13 分层注气管柱效果图 2） 井下工具性能参数 a. 封隔器参数 表4-34 封隔器参数表 型号 项目 Y341-114 总长（mm） 1248 最大外径（mm） 114 最小内径（mm） 56 工作压差 Mpa 1520 工作温度 120 b. 配水器参数 表4-35 配水器参数表 型号 项目 KPX-114 总长（mm） 1160 最大外径（mm） 114 第 4 章 采油工程方案 154 最小内径（mm） 46 耐 压 Mpa 30 适用套管内径 mm 120 以上 耐 温 200 3）注气管径的确定 图4-14 不同注气量与管柱摩阻的关系 由以上计算结果并综合井眼条件，推荐采用 2 7/8（内径为62mm）油管完井。 4）注气管柱受力分析计算 注气管柱受力应考虑：一种为管柱起下作业时的工作状态，另一种为管柱在井内正常注气时的工作状态。 A起下管柱时的受力分析计算 起下管柱作业时， 管柱主要受到油管自重、 水对管柱的浮力，起下管柱开始时加速阶段和突然停止时所引起的动载荷对管柱的作用力。 a在井内水中空悬时受力 sPLAsq L 空 oPLAs 浮 第 4 章 采油工程方案 155 (1/)sosofPPPLAsKq L 浮水中空 式中： Kf浮力系数；q每米油管在空气中的重量，Kg/m； L管柱长度，m；o水的密度，Kg/m3； S管柱材料的密度，Kg/m3；As油管金属材料横截面积，m2； P空管柱在空气中的重量，Kg；P浮管柱在水中的浮力，Kg； P水中管柱在水中的重量，Kg； b起下管柱时，管柱与套管内壁及水的摩擦力 摩擦力的大小与井斜和方位角大小变化、井深、套管与管柱的间隙、井内液体的性能、管柱的刚度等因素相关，一般较难准确计算，实际当中应根据具体情况分析。根据钢与钢的摩擦系数 1在 0.15-0.25 之间，考虑其它因素影响，其关系为： 1PP摩擦载荷水中 c起下管柱时引起的动载荷 起下管柱时，开始提升的加速阶段（或因突然停止时）引起的动载荷与操作状况及提升情况有关，其关系如下式： PKP动载荷动载系数水中 式中： P动载荷动载荷，Kg； K动载荷系数动载荷系数； K动载荷系数=V/gt； V油管提升速度，m/s； t动力机加速延续时间，s； g重力加速度，m/s2； 通井机大钩速度通常为 0.1-0.3 m/s， 加速时间为 0.1-0.3 秒，第 4 章 采油工程方案 156 计算得到动载荷系数，如表 4-46 所示，根据实际情况并参考钻井工艺数据，取动载荷系数 2在 0.15-0.25 之间，所以： 2PP动载荷水中 表4-36 动载荷系数 V(m/s) T（s） 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 0.1 0.102 0.204 0.306 0.408 0.510 0.612 0.714 0.816 0.918 0.2 0.051 0.102 0.153 0.204 0.255 0.306 0.357 0.408 0.459 0.3 0.034 0.068 0.102 0.136 0.170 0.204 0.238 0.272 0.306 0.4 0.025 0.051 0.076 0.102 0.127 0.153 0.178 0.204 0.206 0.5 0.020 0.041 0.061 0.082 0.102 0.122 0.143 0.163 0.180 因此，起下管柱时，管柱的工作载荷为： 12(1)PPPPPKP工作载荷水中动载荷摩擦载荷水中水中 式中： Pz管柱工作载荷，kg； K工作载荷系数，1.3 到 1.5 之间； 因起下管柱时受力远比正常注气时管柱受力大，因此在计算管柱强度时，考虑管柱在起下作业时的受力情况。 B油管抗拉强度计算 只校验抗拉强度，同时考虑腐蚀对管柱屈服极限的影响。 a校核油管抗拉强度 其强度校核以屈服极限为依据，危险断面的选择：平式油管在丝扣处，加厚油管在本体，其计算公式如下： 平式油管： 22(2 ) /4rsPDhd 加厚油管： 22() /4rsPDd 第 4 章 采油工程方案 157 式中： Pr油管抗拉强度，Kg； s钢材屈服强度，Kg/cm2； 对 N80 油管 s=5620 Kg/cm2； 对 P105 油管 s=7380 Kg/cm2； D油管外径，cm； d油管内径，cm； h丝扣螺纹径向高度，cm。 根据公式计算六种规格油管的抗拉强度，常见油管主要性能指标见表 4-50。 b油管最大下深 /()rLPmqK下深 式中： L下深油管最大下深，m； q每米油管空气中的重量，Kg/m；m安全系数。 按照上式计算的最大下深参见表 4-37。 表4-37 几种常用油管主要性能指标 油管 规格 英寸 外径 (mm) 重量 (kg/m) 壁厚 (mm) 内径 (mm) 最小连接强度（t） 最小抗内压 （kg/m2） 最大下深 （m） N80 P105 N80 P105 N80 P105 2 3/8 （平式） 60.3 6.84 4.83 50.6 32.63 42.82 787.4 1033.4 3084 4053 2 7/8 （平式） 73.0 9.50 5.51 62.0 47.89 62.85 743.1 975.1 3166 4154 2 7/8 （平式） 73.0 12.80 7.82 57.4 71.94 94.46 1054.5 1384.2 3530 4635 2 3/8 （加厚） 60.3 6.89 4.83 50.6 47.33 62.12 787.4 1033.4 4336 5698 第 4 章 采油工程方案 158 2 7/8 （加厚） 73.0 9.67 5.51 62.0 65.75 86.30 743.1 975.1 4269 5604 2 7/8 （加厚） 73.0 12.95 7.82 57.4 89.75 117.86 1054.5 1384.2 4353 5719 c腐蚀影响 按石油行业对腐蚀速度最低标准计算，其计算公式取总公司标准年腐蚀速度为 0.076 2=0.152mm 则 7 年、10 年、13 年的腐蚀时最大下深见表 4-38，最小连接强度见表 4-39。 表4-38 2-7/8油管腐蚀年限下的最大下深 油管规格 英寸 壁厚 mm 新油管 的下深 （m） 各种腐蚀量下的下深（m） 1.06mm（7 年） 1.52mm（10 年） 2mm（13 年） N80 P105 N80 P105 N80 P105 N80 P105 2 7/8（平式） 5.51 3166 4154 2772 3639 2596 3410 2428 3186 7.82 3530 4635 3263 4284 3146 4132 3022 3968 2 7/8（加厚） 5.51 4269 5604 3875 5090 3708 4869 3533 4639 7.82 4353 5719 4105 5368 3974 5218 3852 5057 表4-39 2-7/8油管腐蚀年限下的最小连接强度 油管规格 英寸 壁厚 mm 新油管的最小连接强度（t） 各种腐蚀量下的最小连接强度（t） 1.06mm （7 年） 1.52mm （10年） 2mm（13 年） N80 P105 N80 P105 N80 P105 N80 P105 2 7/8（平式） 5.51 47.73 62.68 36.59 48.04 39.28 51.59 41.93 55.05 7.82 71.94 94.46 66.50 87.31 64.12 84.21 61.60 80.89 2 7/8（加厚） 5.51 65.75 86.30 59.68 78.38 57.10 74.98 54.40 71.44 7.82 89.75 117.86 84.30 110.70 81.94 107.60 79.41 104.28 从经济和安全角度考虑，注气管柱建议选用钢级为 N80，2 7/8平式油管，壁厚 5.51mm。 第 4 章 采油工程方案 159 注气井投注前预处理 （1）排液 1） 排液目的 （1）清除井底周围油层内脏物，减少注入阻力。 （2）在井的附近形成低压区，便于将水注入地层。 （3） 采出部分原油， 减少注气井附近油层原油储量的损失。 2） 排液要求 （1）注气井的排液强度不能过大，其生产压差和排液强度不应损害油层结构为原则，含砂量控制在 0.2%以下。 （2）排液过程中要及时进行计量监测化验，注意液量、含砂变化。 排液时间及强度。要依据油层性质和油田开发方案确定，排液强度以不伤害油层为原则，排出液含砂量小于 0.2%。 尽可能地排除井底附近地层内污染物。要根据试井解释，求出伤害半径，用公式（2-20）计算伤害体积。其排液界限一般配为 2 倍井筒容积加上 10 倍的地层伤害体积。现场上一般为简化计算，常采用 1000m3为排液体积。地层伤害体积计算公式如下： 2HRV 式中： V伤害体积，m3； H地层有效厚度，m； R伤害半径，m； 地层孔隙度，%。 排液时井底液压尽可能大于 0.9 倍饱和压力， 防止井底附近天然气逸出，降低水相渗透率。但对严重污染井，可以考虑大幅度降低井底流动压力，直到憋通渗流通道后，及时恢复正常排液压力。 第 4 章 采油工程方案 160 （2） 洗井 注气井洗井的目的首先是确保井筒清洁，其次是在正式洗井之前要使地层反吐一段时间，将渗滤表面的污染物排出。洗井液质量首先应当保持清洁、优质，与油层配伍性好，不能造成油层伤害。洗井时要严格遵守操作规程，排量应由小到大，最大排量不超过 30m3/h，连续平稳。 洗井液的相对密度应当比压井液的相对密度略低，敞开油层时油层可以反吐，开始洗井时控制出口回压能保持油层不喷不漏或微漏，这样才能将井筒洗干净，否则油层不断反吐，井筒永远也洗不干净。一般采用盐水作为洗井液，氯化钠盐水相对密度 1-1.18，氯化钙溶液相对密度一般为 1-1.26。 洗井液与油层配伍性要好，一般常用洗井液多采用盐水或地层产出水经除油处理和清除固相处理，达到注入水的水质标准的要求 。 必要时可下冲洗炮眼管柱，清洗炮眼。洗井时要不断取进、出口的液样分析，直至两者的性质基本一致时为合格。 （3）注气井试注要求 试注工艺是低渗透油田注气的关键环节，试注不好将导致注气启动压力高，油层吸水能力差。试注前首先要洗井，经洗井合格后开始试注，步骤如下： 关井，依照注气流程，上紧井口丝堵并装好压力表。 装好并校对计量水表。 投入试注，试注初期，采用橇装式注气设备，先放大注气一周，测绘吸水指示曲线，确定启动压力，然后按配注要求注气，按资料录取要求录取水量、油压等数据。 测绘画注气指示曲线。要求在注气井吸水量稳定后进行，一般在 3-10 天内。计算公式如下，要求测量点不少于 5 个。 第 4 章 采油工程方案 161 2121QQKPP 式中：K吸水指数，m3/(d MPa)； Q2、Q1不同压力下的注气量，m3/d； P2、P1不同注气量对应的注气压力，MPa。 （4） 投（转）注方式 投注时采用压井作业，选用的压井液必须符合保护油层要求。具体投注方式如下： 排液。 排液程度以不破坏油层为原则， 含砂应控制在 0.2%以内。 洗井。投（转）注时首先洗井，把近井地带的堵塞物清洗掉，但含砂量应该控制在 0.2%以内。然后升压至近平衡，替出井内不清洁的水后再升压采用注热水、热泡沫或活性水正压洗井，将井筒内和近井地带的死油、蜡、杂质、泥砂等溶解或清洗掉。排量由小到大逐步提高，但不超过330m h，洗至水质合格后再稳定洗井两小时。同时进行水质监测，保证洗净质量合格，做到配水间来水、井口注入水、返出水水质均符合标准。 地面管线冲洗 为防止不合格的水进入井内， 洗井前应采用大排量 （325m h以上）注入水把地面来水管线冲洗干净，要求管线出口处水质达到水质标准。 （5）注气井井筒保护措施 注气井井筒保护主要在于防止腐蚀及其腐蚀产物对水质的损害造成油层二次损害，保护井筒的根本措施在于严格控制水质符合标准，特别是控制氧和细菌的含量，同时注气管柱采用内外涂层管柱。 （6）注气井增注措施 第 4 章 采油工程方案 162 增注措施是保证注够水的有效手段，特别针对低渗透油田注气困难，见效慢，存在水敏等问题，更应该搞好增注工作。 在选择具体的增注措施之前，首先要充分认识油层，有针对性地采取增注措施。其次要从保护油层的目的出发进行入井液的室内实验研究，优化配方，防止入井液对油层造成新的损害。根据吴起该油田地质特点，提出如下增注措施： 小型压裂增注：以降低注入压力为目的，其有效裂缝长度不超过 80m。 2）酸化增注，具体实施酸化措施前应首先对油藏岩石成分进行化验分析，根据酸化流动实验选择酸液体系。 注气工艺方案实施建议 （1）为完成配注量要求，注气井采取增注措施。 （2）注气井首先要进行试注，取得油层的吸气指数、启动压力等资料。 （3）注气井要录取油压、套压、泵压、注气量和水质，及时取全取准资料，及时分析，及时调整。 （4）要提高注气井测试质量、提高注气合格率、提高施工作业水平。 4.2.5 动态监测 动态监测原则 油田动态监测系统按层系建立，同时兼顾各层系的相互关系。 建立固定监测井，保证资料的连续性和可对比性。 结合油田埋藏浅、老井井身质量问题和渗透率低的问题，应增加相关动态监测量。 第 4 章 采油工程方案 163 动态监测的内容 （1） 压力监测系统 地层压力监测，油井以 10%的井数作为定点井，每年测两次；水井选开井数 30%以上的井每年关井测压一次，同时选一口定点井，每年测压降一次；注气井转注前要测静压。 （2）油井产液剖面测试 选取总井数 1015%的井每年测产液剖面一次，总井数的5%作为固定井点。 （3）注气井吸水剖面测试 注气井 30%的井每年测吸水剖面一次，总井数的 15%的井作为固定井点。 （4）流体性质监测 选取 10%以上的井，进行流体性质全分析。 （5） 井下技术状况监测 2 口定点井，每年至少进行一次时间推移测井，监测套管质量情况，管外验窜 2 口井。 （6）产层参数监测 根据油田开发的需要， 在不同的开发阶段分别钻 1-2 口密闭取芯井，分析油层水淹、水洗状况和分析残余油饱和度；同时选取 1-2 口井进行普通取芯， 研究开发过程中孔隙度、 渗透率及孔隙结构的变化。 （7）日常生产资料求取 日常工作应及时求全求准各项生产资料，包括油咀、油套压、产量、含水、油气比、含砂比、动液面、示功图及井温等资料。 （8） 抽油井工况监测 要求所有生产机采井每月测一次工况。 第 4 章 采油工程方案 164 （9） 试井工作 对油水井定期进行稳定试井，以求取产液指数和吸水指数，确定合理的产量和注入量，使油水井在最佳状况下生产。同时要定期进行不稳定试井，以计算地层压力、油井边界、地层物性参数，进行完井评价，定量解释完井的污染情况及完善程度，为各项增产、增注措施提供可靠的依据。适当开展干扰试井，以搞清复杂区块的注采关系。 表4-40 动态监测工作量预测 监测项目 监测周期 工作量（井次/年） 备注 压力监测 油井 半年 20 水井 一年 18 产液剖面 一年 25 吸水剖面 一年 18 流体性质 PVT 一年 全分析 一年 26 井下技术状况 时间推移 一年 2-5 井径 一年 2-5 剩余油饱和度 碳氧比 临时安排 取芯 临时安排 压力恢复 探边 临时安排 井间连通 临时安排 产液量、含水和含砂 一周 每周测试一遍 监测仪器和设备配套要求 （1）地层压力监测仪器 常规油井流压、静压测试，选用准精度在 0.1% 0.5%的机械式或电子存储式井下压力计。 探边测试和井间干扰试井，选准确度在万分级的高精度地面直读式井下压力计。 第 4 章 采油工程方案 165 （2） 生产测井和工程测井仪器 为完成生产剖面和井下技术状况监测，根据少下井、多取资料的原则，选用美国哈利伯顿（HLBT）公司的 DDL 型生产测井仪表车及相应的井下测试工具。可供选择的仪器设备还有，如西南油气田成功应用电阻探针和氢探针监测腐蚀情况，每套价格为 3-5 万元；多臂井径仪如英国 SONDEX 公司的多臂井径仪磁性测厚仪联合使用可以较好地解决腐蚀检测的问题。 （3）测试车辆 包括生产测井车、配套吊车、井架车和试井车，车身底盘满足沙漠运输条件，仪表操作间必须密闭、空调，绞车部分设置双滚筒，各滚筒容量要大于 7000m，最大拉力大于 25KN。 （4）井口设备 电缆、钢丝防喷装置、BOP 防喷阀等井口设备，目前耐压较高、性能可靠的产品以引进为主。 第 4 章 采油工程方案 166 4.3 采油工程方案费用预算 研究区计划共部署新井 6 口，其中采油井 4 口，注气井 2口，利用老井 3 口，采油工程投资预算包括：完井工程投资、压裂工程投资、举升工艺投资、注气工程投资、修井费用等。 4.3.1 完井工程投资 主要是射孔费用，包括射孔弹和射孔液以及作业费，共计4.4 万元/口井。 4.3.2 压裂工程投资 压裂费用包括加砂的费用、压裂液的费用以及施工的费用，按 18 万元/口井计算。 4.3.3 举升工艺投资 抽油机和井口装置属于地面设备投资，采油方案省略。参照吴起生产井安装费，本区油管按 3000 米，抽油杆按 2800 米计算，则油管费用为 11.8 万元，抽油杆费用为 3.9 万元。 表4-41 新井单井采油工程投资预算 项目 单井费用 小计 完井 射孔 4.4 4.4 举 升 工 艺 油管 11.8 16.6 油杆 3.9 扶正器 0.37 泵筒 0.23 光杆 0.1 气锚 0.2 压裂 18 18 合计 39 第 4 章 采油工程方案 167 4.3.4 注气工程投资 新井的注气的费用应该包括涂料油管费用（价格按 85 元/m计算） 、作业费用（包括投注、洗井） 、试注化学药剂（活性剂、粘土稳定剂、防垢剂单价按 2.5 万元/t） 、注气井口费用下表所列的几部分构成。 表4-42 新井注气投资 涂料油管费用 作业费 压裂 试注化学药剂费用 单井费用 15.3 2 18 1.5 36.8 第 4 章 采油工程方案 168 4.4 小结 （1）依据石油天然气行业标准，对 MM 断块的开发区块特征进行了射孔、举升、压裂、注气等工艺设计，为油藏高产、稳产提供了技术保证； （2）考虑 MM 断块储层低渗、高侵角等储层特征，结合试采、生产特征及注气量大小，设计的射孔、举升、压裂、注气等工艺流程，具备良好的可操作性和科学性； （3）根据据地质油藏研究成果、开发部署，并针对目前工艺存在问题进行采油工程方案编制，满足了目标油田开发的经济、高效的特点。 第 5 章 地面工程方案 169 第 5 章 地面工程方案 5.1 油气集输系统方案及布局 图 5-1 XX 断块油气集输方案 如图 5-1 所示，将 M1，M2，M3 以及 N3，N4，N5 与 N6各井产出液汇于 M3 处， 在各井附近设置一联合站， 接受各井汇管产出液，并完成对产出液的分离与处理，分别得到油气水。联合站的流程示意图如图 5-2 所示。 第 5 章 地面工程方案 170 气液分离加药泵两相分离器电脱水器沉降罐加热炉缓冲罐外输泵计量站污水处理来油出油沉降罐 图 5-2 联合站油气集输流程 经过联合站处理之后，得到的气体会经过计量后供加热炉使用，分离得到的水经过污水处理之后达到外排标准后可排出，分离得到的原油满足外输标准后经外输泵输出进入长输管线，最终达到配套集输设施覆盖区 HE。 5.2 集输油管线 根据前面计算， 各井在 2011-2024 年之间总的平均产油量为15798.53m3，已知管道经济流速的变化范围一般取 1.0-2.0m/s，在此取经济流速为 1.5m/s，根据下式： vDQ42 计算得到从联合站至 HE 区的管径 D=206.26mm， 根据规范可选内径为 219mm 的管道。 已知 HE 位于 M2 向北 2.2 公里（穿过两条 100 米宽河道，第 5 章 地面工程方案 171 水深 3-5 米） ， 根据地形的特殊性， 在铺设管道经过两条河道时，由于河道水深较深不选择河底穿跨越施工，选择架桥的方式，将管道越过河道到达 HE 区。 5.3 小结 地面工程新建油井 4 口，油区内初步组合井场 6 座，联合站1 座，节能型抽油机 5 台；新建注气井 2 口，注气站 1 座，站外集输油管线，原油外输管道，站外供配电线路和通信，道路等配套工程同期建设。 第 6 章 经济评价 172 第 6 章 经济评价 6.1 经济评价思路及目的 6.1.1 经济评价思路 建设项目经济评价是项目前期研究工作的重要内容， 应根据国民经济与社会发展以及行业、地区发展规划的要求，在项目初步方案的基础上，采用科学、规范的分析方法，从项目角度出发，计算项目范围内的财务效益和费用，分析项目的盈利能力和清偿能力，对项目的财务可行性和经济和理性进行分析论证，做出全面评价，为项目的科学决策提供经济方面的依据。 6.1.2 经济评价目的 建设项目经济评价是建设项目决策的重要依据，对于提高建设项目决策的科学化水平，引导和促进各类资源的合理有效配置，优化投资结构，充分发挥投资效益具有重要的作用。 传统的项目评价工作只是为提高项目决策的科学性和有效性服务，因此一般也只用于项目的初步可行性研究与可行性研究。随着人们对提高国家整体投资效率认识的深入，评价方法逐步被用于行规划、大型项目的规划研究和机会识别阶段，并取得了显著的成果。在项目开始实施后，通过对实施过程进行监督，并与项目前期评价的结论对照，投资人可以发现问题，进行相应的改进，从而提高项目实施的效率。项目完工后，再次对照项目早期的评估结论进行全面的后评价，包括对项目实际取得的经济效益进行测算和评估可以总结经验教训，为今后的建设项目科学决策提供参考信息。 6.1.3 开发方案概述 第 6 章 经济评价 173 自然与地理条件 XX 油田 MM 断块位于 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。 勘探开发现状 MM 断块为新增储量区，含油面积 3.723km2，含油层位为Es33，该层位有两个小层，地质储量分别为 6.26 和 43.3 万吨。 截至 2011 年 4 月 1 日，投产井 2 口；两井试油期平均日产油 12.35t/d，未产水；试采期间平均日产油 5.85 t/d，平均含水分别为 18.32%和 59.79%；两井投产 122 天，期间平均日产油分别为 2.19t/d 和 4.84t/d，平均含水分别为 17.80%和 24.93%。 油藏工程方案概要 MM断块Es33层位的地质储量为49.56 104t，部署新井6口，其中采油井4口，注气井2口；加上工区内已有的采油井2口，老井1口，总井数9口，其中产油井7口，注气井2口。 2011年6月建成投产，生产至2024年，其生产指标见附表1。 钻完井工程方案概要 （1）井身结构 区块内的所有已完钻井都采用三开井身结构，一开采用444.5mm 的钻头钻至基岩 151m 完钻，下入 339.7mm 的套管，水泥返深地面。二开采用 311.1mm 的钻头钻至 1842m，下入244.5mm 的技术套管，三开采用 215.9mm 钻至设计井深，下入 139.7mm 的油层套管。 （2）钻井设备选择 第 6 章 经济评价 174 该区选择 ZJ32 型钻机系列。 （3）钻井进度计划 一开施工计划 3 天，二开施工计划 12 天，三开施工计划 18天，总施工计划 33 天。 （4）完井工艺 采用射孔完井方式，新井采用油管传输工艺，老井补孔采用电缆传输工艺。 采油工程方案概要 增产工艺：油井压裂投产，注气井小型压裂增注或酸化增注； 完井管柱：油管 N80、外径 73mm、内径 62mm，注水井的管柱采用油管 N80、外径 73mm、内径 62mm； 采油方式：选用节能 10 型抽油机，38mm 的抽油泵；D 级抽油杆，22mm+19mm 的杆柱组合。 地面工程方案概要 地面工程新建油井 4 口，油区内初步组合井场 6 座，联合站 1 座，节能型抽油机 5 台（配给 M3 一台） ；新建注气井 2 口，注气站 1 座，站外集输油管线，原油外输管道，站外供配电线路和通信，道路等配套工程同期建设。 第 6 章 经济评价 175 6.2 经济评价的依据、原则及主要参数 6.2.1 经济评价依据 （1）国家和石油行业制定颁布的有关石油工业建设项目的法律、法规和经济政策。 （2）国家发展和改革委员会、建设部颁发的建设项目经济评价方法与参数 （第三版） （发改投资20061325号文） ； （3）税费文件： 中华人民共和国企业所得税法 （2007年中华人民共和国主席令第63号）和关于西部大开发税收优惠政策问题的通知 （财税2001202号） 中华人民共和国增值税暂行条例 （1993年国务院令第134号） ； 中华人民共和国城市维护建设税暂行条例 （国发198519号文） ； 1990年国务院第60号令“关于修改征收教育费附加的暂行规定的决定” ； 2005年7月29日财税2005115号 财政部、 国家税务总局关于调整原油天然气资源税税额标准的通知 ； 国务院及财政部下发的国务院关于开征石油特别收益金的决定 、 石油特别收益金征收管理办法等； 高危行业企业安全生产费用财务管理暂行办法 （财企2006478号） 。 （4）中国石油化工股份有限公司油气田开发项目经济评价方法与参数 （2007年版） （石化股份计油2007138号）及中国石油化工股份有限公司油气勘探开发与管道经济评价参数（2009年征求意见稿）和中国石油天然气股份有限公司建设第 6 章 经济评价 176 项目经济评价方法与参数（2008） （勘探开发管道） 。 （5） XX油田MM断块油藏工程方案 ，中国石油大学（北京） ，开发团队。 （6） XX油田MM断块钻井工程方案 ，中国石油大学（北京） ，开发团队。 （7） XX油田MM断块采油工程方案 ，中国石油大学（北京） ，开发团队。 （8） XX油田MM断块地面工程方案 ，中国石油大学（北京） ，开发团队。 （9）其它相关政策及文件。 6.2.2 经济评价原则 1、经济评价方法执行中国石油化工股份有限公司油气田开发项目经济评价方法和参数 （2007 年版） 和建设项目经济评价方法与参数 （国家发展改革委和建设部发布的 2006 年第三版） 。 2、实事求是，科学公正；动态分析与静态分析相结合，以动态分析为主；定量分析与定性分析相结合，以定量分析为主。 3、效益与费用对应原则。全面、准确地反映本次开发建设项目的投入产出情况，效益与费用计算口径一致，不考虑通货膨胀率。 4、直接经济效益分析与社会效益分析相结合。在对产能建设项目的直接经济效益进行计算和分析的同时，对该项目所产生的社会效益也进行合理分析。 6.2.3 经济评价参数 经济评价参数包括计算、 衡量项目的财务费用效益的各类计算参数和判定项目财务和理性的判据参数。 第 6 章 经济评价 177 判据参数主要包括下列判断项目盈利能力的参数和判断项目偿债能力的参数： （1）判断项目盈利能力的参数主要包括财务内部收益率（FIRR） 、总投资收益率、项目资本金净利润率等指标的基准值或参考值。 （2）判断项目偿债能力的参数包括利息备付率、偿债备付率、资产负债率、流动比率、速动比率等指标的基准值或参考值。 第 6 章 经济评价 178 6.3 投资估算 6.3.1 投资估算编制原则及依据 投资估算编制原则 1. 按照“安全、环保、节能、节地”的基本原则，严格执行国家法律、法规及本行业的相关标准及规范。 2. 充分利用已建设施， 发挥系统潜力， 合理确定工程投资，降低工程造价。 3. 使费用和效益相统一，充分把握好经济效益优先的原则。 投资估算编制依据 1. 石油建设项目可行性研究投资估算编制规定； 2. 石油化工工程建设费用定额 （2007 版） ； 3. 石油化工安装工程概算指标 （2007 版）和石油建设安装工程费用定额 （2007 版） 。 6.3.2 建设投资 项目总投资包括建设投资、建设期利息、流动资金等构成。建设投资包括利用老井投资和新增开发投资。 新增开发投资=钻井工程投资+采油工程投资+地面工程投资+前期研究费 （1）利用老井投资 根据 MM 断块的勘探开发情况，方案利用老井 2 口，M1 井2009 年 10 月完钻，M2 井 2010 年 8 月完钻，M3 为 1969 年 3月完钻的一口老井，按 2010 年该区钻井结算价，综合考虑生产时间， 将其折算到 2011 年年初， 老井资产净值共计 918.92 万元。 第 6 章 经济评价 179 （2）钻井工程投资 钻井工程投资主要包括钻前费用、钻井费用、固井费用、测井费用、套管费用等；钻井投资钻前费用+钻井直接费用+固井费用+测井费用+套管费用+油气层保护费用+管理费用，根据 XX 油田 2010 年钻井施工作业指导价格，测算单井投资见表7-1。 表 7-1 XX 油田钻井施工作业指导价 单位：万元 序号 项 目 费 用 1 钻前费用 4 2 钻井直接费用 228 3 固井费用 9 4 测井费用 1.25 5 套管费用 55.56 6 油气层保护费用 6 7 管理费用 27.4 合 计 331.21 根据钻井费用和工作量，投资测算结果见表 7-2。折算到2011 年年底时，方案钻井工程总投资估算为 1544.97 万元。 表 7-2 钻井投资估算表 单位：万元 数量 投资 老井利用（口） 3 918.92 新钻井（口） 5 6 331.21=1987.26 合计 7 2906.18 （3）采油工程投资 采油工程一次性投资预算主要包括射孔费用、压裂费用、举升费用等。抽油机、井口及地面管网费用不包括在内。 第 6 章 经济评价 180 单井采油费用预算 根据采油工程方案，XX 油田新井单井采油工程预算见表7-3、注气井单井费用见表 7-4。 表 7-3 采油井单井采油费用预算表 单位：万元 项目 单井费用 小计 完井 射孔 4.4 4.4 举 升 工 艺 油管 11.8 16.6 油杆 3.9 扶正器 0.37 泵筒 0.23 光杆 0.1 气锚 0.2 压裂 18 18 合计 39 表 7-4 注气井单井投产费用预算表 单位：万元 涂料油管费用 作业费 压裂 试注化学药剂费用 单井费用 15.3 2 18 1.5 36.8 投资测算结果 根据 XX 油田新井单井采油工程预算和方案设计工作量， 确定本项目采油工程投资为 268.6 万元。 （3）地面工程投资 地面建设及系统工程投资包括：节能型抽油机 5 台、联合站1 座、井场 6 座、站外集输油管线、原油外输管道、站外供配电线路和通信、道路等。 通过测算，推荐地面工程方案的投资为 4176.5 万元，详见表 7-5。 第 6 章 经济评价 181 表 7-5 投资估算汇总表 单位：万元 序 号 项 目 方案 1 工程费用 4139.5 1） 集输部分 890.6 （1） 联合站 300 （2） 站外系统 590.6 10 型节能型抽油机 5 台 150 井场 6 座 93.6 集油管线，作业带，单井管线 124 穿越支沟 8 处 54 穿越公路 4 处 13 穿越河道 2 处 156 2） 注气部分 3113.9 注气站 1 座 86 注水干线 9.6Km，支线 7.5Km 23.9 压缩机 1 台 3000 注气井口（保温）2 套 4 3） 供电部分 75 4） 通信部分 15 5） 道路部分 45 2 其他费用 27 3 预备费 10 4 工程总投资 4176.5 6.3.3 建设期利息 贷款利率按中国人民银行 2011 年 4 月 6 日发布的五年期以上贷款年利率为准，即 6.8%。在建设期均不考虑还款，为简化计算，且假定建设期新增投资借款发生当年在年中支用，按半第 6 章 经济评价 182 年计息，前期贷款按全年在建设期计息。通过测算，建设期利息累计为 155.946 万元。 6.3.4 流动资金 根据石油行业油气田新区项目经济评价方法，结合公司的规定，对新建项目考虑一定的流动资金。因此，本项目采用扩大指标估算法计算，流动资金按新增建设投资和建设期利息的3%估算，通过计算，流动资金为 201.249 万元。 6.3.5 项目总投资结果 建设项目总投资包括建设投资、建设期利息和流动资金。建设项目报批投资包括建设投资、建设期利息和流动资金。 按目前价格水平估算，本项目总投资为 7828.48 万元（表3-6） ， 其中： 建设投资为 7471.28 万元 （其中新增 6552.36 万元） ，建设期利息 155.946 万元，流动资金 201.249 万元。新增建设投资中钻井投资 1987.26 万元、采油工程 268.6 万元、地面工程4176.5 万元、前期研究费 120 万元。 表 7-6 项目建设总投资 项目名称 投资额（万元） 投资结构（%） 总投资合计 7828.48 100.00% 1、建设投资 7471.28 95.44% （1） 老井资产净值 918.92 11.74% （2） 开发直接投资 6432.36 82.17% 钻井 1987.26 25.39% 采油 268.6 3.43% 地面 4176.5 53.35% （3）前期研究费 120 1.53% 第 6 章 经济评价 183 2、建设期利息 155.946 1.99% 3、流动资金 201.249 2.57% 6.3.6 资金筹措 按照石油工业建设项目经济评价方法与参数和项目资本金制度中的规定， 建设投资必须至少有 30%的铺底资金， 70%由银行贷款，本方案假设铺底资金为 38%。方案资金筹集情况见表 7-7。 表 7-7 建设投资和资金结构表 项目名称 2011 2012 合计 资金比例 1、建设投资 7471.28 7471.28 100% （1） 已发生建设投资 918.92 918.92 12% （2）新增建设投资 6552.36 6552.36 88% 2、 建设投资资金结构 7471.28 7471.28 100% （1）资本金 2241.38 2241.38 30% 已发生投资 918.92 918.92 12% 新增 1322.46 1322.46 18% （2） 债务资金 （贷款） 5229.90 5229.90 70% 已发生 新增 5229.90 5229.90 70% 3、流动资金结构 181.12 20.12 201.25 100% （1）资本金 54.34 6.04 60.37 30% （2） 债务资金 （贷款） 126.79 14.09 140.87 70% 第 6 章 经济评价 184 6.4 采油成本估算 本项目成本费用估算方法原则上遵循国家自 2007 年 1 月 1日起施行的企业会计准则规定石油行业的成本和费用核算办法，同时，结合 XX 油田的有关财务规定进行分类归集和预测。 6.4.1 成本估算依据 采油成本分析 综合成本包括操作成本、专项费用、固定成本和期间费用。 操作成本包括材料、燃料、修理费、动力费、工资、福利费等项目。成本构成比例较大的为工资、材料、燃料、修理费、动力和运费。 固定成本包括折耗/折旧、油田维护费、储量使用费、石油开发费、石油特别收益金。折耗/折旧、油田维护费、储量使用费为提取的费用，用于企业维持简单再生产和扩大再生产使用。从 2011 年起
- 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。
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。
川公网安备: 51019002004831号