全国石油工程设计大赛历年作品（共31项部分含图纸
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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
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全国石油工程设计大赛参赛作品 全国石油工程设计大赛参赛作品 评审编号：PS186 方案类型: 油藏 全国石油工程设计大赛组织委员会制 作品说明 本作品在充分研究开发区块的地质特征基础上， 建立了相应的地质模型，计算了地质储量。以该区域的地质特征为基础，进行了油藏工程计算，利用流体特征及油藏的开发动态特征，对该区块进行了数值模拟研究。结合经济评价提出了该区块的合理开发方案， 为油田后续的合理开发提供了有力地指导。本设计的主要工作量和创新点： 1、在地质建模的过程中，充分利用储层构造、钻井、测井、测试等资料，在油田地质综合研究的基础上，应用先进的三维可视化地质建模软件 Petrel，建立工区布井区块的三维地质模型，包括三维构造模型、岩相模型、属性参数模型，并进行地质储量计算，最后根据油藏数值模拟研究需要，粗化三维地质模型。 2、在油藏工程计算中分析了储层的产油能力、吸水能力和天然能量的大小。 考虑到在生产过程中启动压力梯度和压敏效应对低孔低渗储层产能的影响， 建立了考虑启动压力梯度和压敏效应的采油指数公式， 得到了油井的合理产能。 4、在地质建模的基础上，结合流体高压物性参数、油藏相渗特征、油藏开发动态数据等进行了油藏数值模拟。优选了该开发区块新布井网，选择了最合理的布井方式。 结合经济评价提出双台阶水平井井网作为该区块最优的开发方案。 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 第 1 章 油藏地质特征.1 1.1 工区概况.1 1.2 构造特征.1 1.3 地层划分对比.2 1.4 沉积特征.2 1.5 地层矿物组分分析.3 1.6 储层物性.3 1.7 储层非均质特征.4 1.8 储层敏感性.4 第 2 章 油藏特征及储量计算.8 2.1 油藏温度压力特征.8 2.2 油藏类型.9 2.3 油藏物性参数的确定.9 2.4 地质储量的计算.11 2.5 可采储量的计算.12 第 3 章 油藏地质建模.14 3.1 建模基本方法和研究思路.14 3.1.1 建模基本方法.14 3.1.2 建模基本步骤.16 3.1.3 研究思路.16 3.2 构造建模.17 3.2.1 模型建立的空间范围.17 3.2.2 断层建模.17 3.2.3 网格划分.17 3.2.4 层面模型.18 3.3 属性建模.19 3.3.1 沉积岩相模型.19 3.3.2 砂体分布模型.21 3.3.3 物性参数模型.21 第 4 章 油藏工程设计.26 4.1 储层的渗流特征.26 4.2 压敏与压力梯度.28 4.2.1 介质变形系数.28 4.2.2 启动压力梯度的确定.29 4.3 单井产油能力评价.30 4.4 天然能量的评价.34 4.5 产油能力的确定.37 4.6 吸水能力的确定.40 4.7 开采方式的选择.42 4.8 开发层系的划分.42 4.9 注水时机.43 4.10 合理井距的设计.43 4.10.1 合理井距的选择原则.43 4.10.2 井距计算.44 4.11 压力界限.49 4.11.1 注水井最大注入压力.49 4.11.2 采油井合理流动压力.50 第 5 章 油藏数值模拟与指标预测.51 5.1 模拟区域简介.51 5.2 油藏历史拟合.51 5.3 不同井网开发指标预测.55 5.4 不同井网开发效果分析.64 第 6 章 经济效益评价.67 6.1 经济评价基本原则.67 6.2 评价系统.67 6.3 具体评价步骤.67 6.4 经济评价计算.68 第 7 章 方案实施要求.71 7.1 钻井施工.71 7.2 完井要求.71 7.3 射孔要求.71 7.4 压裂要求.72 7.5 动态监测要求.72 参考文献.73 附图.74 附表.76 第 1 章 油藏地质特征 - 1 - 第 1 章 油藏地质特征 1.1 工区概况 该开发区位于 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。 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。该区域的地理概况如下图所示： 图 1.1 开发区的地理位置 1.2 构造特征 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 第 1 章 油藏地质特征 - 2 - 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，圈闭幅度大约为 320m，圈闭面积大约为 6.1km2 (见附图 1.1) 。 1.3 地层划分对比 该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。 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。见附表 1.1 和附表 1.2。 图 1.2 油层划分对比 1.4 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 第 1 章 油藏地质特征 - 3 - 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。 1.5 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 1.1 和表 1.2。 表 1.1 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 1.2 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（%） 间层比 （%） M1 1280泥岩78 7 11 4 65 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，才能确保安全钻进的必要条件。 1.6 储层物性 该油田沙三 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 油藏地质特征 - 4 - 1.7 储层非均质特征 储层非均质性研究包括层内非均质性、层间非均质性和平面非均质性。见附图 1.2 区块砂体分布。 （1）层内非均质性 层内非均质性是指一个单砂层规模内部垂向上的储层性质变化，它是直接影响和控制单砂层层内水淹程度、波及系数的关键地质因素，也是生产中引起层内矛盾的内在原因。 综合已有研究成果，可以看出研究区砂层内部韵律以正韵律为主。砂岩储层都是多韵律层复合叠加形成的厚块状砂层，层内非均质性突出。根据对 M1 M2 井等取心井的物性资料分析结果，可以看出本区储层单砂体内部渗透率的变化比较复杂，有正韵律型、反韵律型以及由正、反韵律叠加组成的复合韵律型 3 种类型，其中以复合韵律型最为普遍。 （2）层间非均质性 层间非均质性是指垂向上相邻单砂层之间岩性、结构、物性等方面的差异，它取决于纵向上各种成因砂体的组合关系、砂体之间泥岩隔层的发育及分布特点。 （3）平面非均质性 从砂层厚度图以及沉积相图上可以看出，研究区砂体薄厚相间发育，成岩作用后期对储层物性的改造，如溶蚀作用的发生对储层物性的改善，以及压实作用、胶结作用对储层物性的破坏，更加剧了储层物性平面上的非均质性。 1.8 储层敏感性 在勘探开发的过程中，钻井、固井、完井、射孔、修井及注水作业中，如果外来流体与储层不匹配，就会导致储层渗流能力的下降。因此，有必要对储层的各种敏感性进行评价。具体分析如下： （1）盐敏性 第 1 章 油藏地质特征 - 5 - 盐敏性实验分析0408012016020000.0010502.005251.002625.501312.75656.380.00地层水盐度（mg/l）Ks/Ki(%)Sc 图 1.3 盐敏性实验分析结果 由盐敏实验结果可知：该储层具有极强的盐敏性。因此，在注水之前要进行水质的检测。其中 Ki为岩样损害前的渗透率。 （2）酸敏性 对于低渗透储层，酸化是储层改造的重要一面，但是在采取酸化措施以前，必须进行敏感性测试（特别是酸敏性测试） ，以保证增产措施能够切实生效。分析数据图得知，酸敏性极强。因此，在开发生产过程中要注意酸敏性。 酸敏性实验分析0.000000.002000.004000.006000.008000.010000.01200地层水15%HCl地层水模拟地层水渗透率（mD）酸处理后渗透率酸处理酸处理前渗透率 图 1.4 酸敏性实验分析结果 第 1 章 油藏地质特征 - 6 - （3）水敏性 水敏性实验分析0.0020.0040.0060.0080.00100.00120.00地层水次地层水去离子水Ks/Ki(%)100.0036.2714.10 图 1.5 水敏性实验分析结果 根据敏感性评价的实验结果以及对水敏指数=(KL-KW)/KL的计算，得出水敏指数为 85.9，因此属于强水敏性。分析认为该水敏性的原因主要是储层的粘土矿物中含有伊利石等。 其中， Ki 为岩样损害前的渗透率，KL为地层水渗透率，KW为去离子水渗透率。 （4）碱敏性 分析 PH 值与 Ks/K 的关系曲线得知临界 PH 为 7.0。此外，碱敏指数为 6.6。由此知道，此区块为中等偏强碱敏性。 碱敏性实验分析0.50.60.70.80.911.17.07.58.08.59.09.510.010.511.011.512.0PH值Ks/K 图 1.6 碱敏性实验分析结果 第 1 章 油藏地质特征 - 7 - （5）速敏性 对于一般的砂岩油藏，注采速度对开发效果和特征影响不大，而砂砾岩油藏长期注水的正反两方面的经验告诉我们，注采速度对开发特征和效果的作用时不可忽视的。产生的原因主要是多类型孔隙群、微观和宏观的严重非均质性、储层微粒迁移状态及油水流度比等因素造成的。对于低渗透率的致密岩样，当流体注入速度尚未达到 6.0ml/min，而压力梯度已大于 3MPa/cm,且随着流量的增加，岩样的渗透率始终没有明显下降时，则认为该岩样无速敏。分析注入速度与渗透率的曲线得知：当注入速度从 0.1ml/min 变化到0.5ml/min 时，渗透率为 88.9%，则可认为此岩样无速敏。 速敏性实验分析0.00000.00500.01000.01500.02000.02500.03000.03500.04000.000.100.200.300.400.500.60注入速度（ml/min）渗透率（mD） 图 1.7 速敏性实验分析结果 综上所述，在该低渗透砂岩油藏中，存在着较强的酸敏性、水敏性和中等强度的碱敏性，基本上没有速敏现象存在。因此，在注水开发的过程中，一定要注意注入水的水质，以免伤害储层。 第 2 章 油藏储量计算 - 8 - 第 2 章 油藏特征及储量计算 一般地，油藏地质储量的计算方法有：经验公式法，容积法和动态特征法。 在油田生产的前期， 利用容积法来计算是比较准确的。因此，对于该区块的地质储量的计算，选用容积法。 2.1 油藏温度压力特征 地温梯度为 3.54/100m，压力梯度为 1.09MPa/100m，为正常的温压系统（图 2.1） 。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(图 2.2)。 275028002850290029503000305031003150106108110112114116118120温度（）深度（m） 图 2.1 地温梯度关系 27502800285029002950300030503100315031.53232.53333.53434.53535.5地层压力(MPa)深度(m) 图 2.2 地层压力梯度关系 第 2 章 油藏储量计算 - 9 - 2.2 油藏类型 该区域断块内钻探 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。通过综合地质分析，该区块油层分布稳定，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，见附图 2.1 的油藏剖面。 2.3 油藏物性参数的确定 （1）孔渗参数的取值 由储层物性分析报告知道该油田沙三 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。渗透率的分布如图 2-1 所示，不同区域的孔渗数据如表 2.1 所示： 表 2.1 不同区域的孔渗数据 面积加权 渗透率（mD） 面积加权 孔隙度% 384607.1398 27 10384393 13 778340.1734 23 17901824 12.5 608418.1764 18 10951527 12 556008.4621 13 7228110 11.5 712979.7429 10 7129797 11 705646.8414 7 4939528 10.5 在求取孔隙度和渗透率的过程中，均采用面积平均，计算得渗透率为 15.63md，孔隙度为 11.66%。 第 2 章 油藏储量计算 - 10 - 图 2.3 M 断块 Es33 渗透率等值图 （2）地层有效厚度的计算 图 2.4 M1 井测井解释成果图 由剖面图可知，储层的厚度的分布还是比较平均的且 M1 井钻穿两个油层，因此决定从 M1 的测井数据中读出两个层位的有效厚度。 由测井曲线可知， 上面薄层的厚度为1.6m下面油层厚度为2.8m, 第 2 章 油藏储量计算 - 11 - 其中含有一个含油干层约为 0.1m， 因此为计算地质储量， 认为厚层的厚度为 5.3m，见附图 2.2。 （3）有效含油面积的计算 这里是利用 Geomap 软件来进行有效含油面积的计算，计算的结果界面如下图所示： 图 2.5 Geomap 软件计算结果示意图 由Geomap软件的计算结果可知， 有效含油面积为4.01497km2。 2.4 地质储量的计算 （1）利用容积法对其地质储量进行计算 使用容积法计算地质储量，基本公式如下： oiwiBSAhN/)1 (1000= 表 2.2 储量计算结果表 计算 单元 含油 面积 （km2）有效 厚度 （m） 有效 孔隙度 （%） 含油 饱和度（%）体积 系数 原油 密度 （g/m3）地质 储量 (万吨) 上层 4.014971.6 11.66 60 1.31380.7084 24.233 下层 4.014975.25 11.66 60 1.31380.7084 79.535 总计 6.85 103.768 第 2 章 油藏储量计算 - 12 - 因此，该开发区的地质储量为 103.74615 万吨。 （2）利用油藏地质建模对其地质储量进行计算 储量计算常采用容积法，本次储量计算参数采用的不是平均值，而是基于地质模型中的网格。在建立的油藏地质模型中包括沉积砂岩相、孔隙度、渗透率、砂体厚度和有效厚度等已网格化和数字化，每一个网格均赋予一套储量参数值，所以基于网格的储量计算精度更高。本次储量计算中所采用的含油面积、有效厚度、有效孔隙度都是基于小层的网格化模型，含油饱和度，原油密度和体积系数是取自油田实际资料，分别为 60%，0.854 g/cm3和 1.309。 本次研究中， 建立了5个研究层位的基于网格的储量分布模型，平面网格大小为 50m50m。 计算表明， 研究区原始地质储量为 121104t，其中探明储量 101104t，预测储量 20104t，比原计算储量有所增加。 （3）利用油藏数值模拟对其地质储量进行计算 在油藏数值模拟的过程中，我们可以对其地质储量进行复算，可以得到油藏的地质储量为 110.5843104t。 取以上三种方法所预测的平均值，可得油藏的地质储量为111.45104t。 2.5 可采储量的计算 这里在计算可采储量时，利用地质储量与采收率的乘积来计算。由于假设这里的地层波及系数为 1，所以所计算的可采储量为最大可采储量。 在油藏的波及系数为 1 的情况下，要计算其采收率，只要计算储层的驱油效率即可。储层的相渗特征如下图 2.6 所示。 第 2 章 油藏储量计算 - 13 - 0.00.20.40.60.81.00.00.20.40.60.81.0含水饱和度相对渗透率水相油相 图 2.6 油水相对渗透率曲线 从上图中可以看出，束缚水饱和度为 40%，残余油饱和度为36.5%。经计算油藏的采收率为 44.7%。 因此，可采储量=111.4544.7%=49.8182 万吨。 第 3 章 油藏地质建模 - 14 - 第 3 章 油藏地质建模 3.13.1 建模基本方法和研究思路 3.1.13.1.1 建模基本方法 用于岩相随机建模的随机模型主要有标点过程、截断高斯域、指示模拟、马尔柯夫随机域和二点直方图。在待模拟目标区存在多种沉积相（或岩性）的情况下，标点过程适用于具背景相的沉积相（或岩性） 的随机模拟： 截断高斯域适用于具排序规律的沉积相 （或岩性）的随机模拟：指示模拟、马尔柯夫随机域和二点直方图适用于具镶嵌结构的沉积相（或岩性）的随机模拟。在待模拟目标区只有两种相（或岩性）的情况下，上述各种模型均可使用。 以目标物体为模拟单元的方法主要描述各种离散性地质特征的空间分布，如沉积微相、岩石相、流动单元、裂缝、断层及夹层等地质特征的空间分布，利用标点过程法（布尔方法）建立离散性模型。这种方法适合于具有背景相的目标（物体或相）模拟，如冲积体系的河道和决口扇（其背景相为泛滥平原） 、三角洲分流河道和河口坝（其背景相为河道间和湖相泥岩） 、浊积扇中的浊积水道（其背景相为深水泥岩） 、滨浅海障壁砂坝、潮汐水道（其背景相为砂坪或浅海泥岩）等。另外，砂体中的非渗透泥岩夹层、非渗透胶结带、断层、裂缝均可利用此方法来模拟。 标点过程法是根据点过程的概率定律，按照空间中几何物体的分布规律产生这些物体的中心点的空间分布，然后将物体性质（如物体几何形状、大小、方向等）标注于各点之上。从地质统计学角度来讲，标点过程模拟是模拟物体点及其性质在三维空间的联合分布。根据点过程理论，物体中心点在空间上的分布可以是独立的，也可以是相互关联或排斥的。从标点过程的理论来看，模拟过程是将物体“投放”于三维空间，亦即将目标体投放于背景相中。 第 3 章 油藏地质建模 - 15 - 标点过程法的优点是运算速度快、方法简单和容易理解。该方法在许多方面，如难于忠实井资料和地震资料、目标物体形状简单化、仅适合于稀井网等有了改进。但是，在其应用中要有很强的先验地质知识，如各相的体积含量、各相几何形态（长、宽、厚等） 。 截断高斯随机域属于离散随机模型，用于分析离散型或类型变量。模拟过程是通过一系列门槛值及截断规则网格中的三维连续变量而建立离散物体的三维分布。 该方法的优点是：易于实现、速度快；可在模拟中考虑地质因素； 可以对模拟结果进行条件限制， 使之与条件数据相吻合。由于离散物体的分布取决于一系列门槛值对连续变量的截断，因此，模拟实现中的相分布是排序的。这一方法适合于相带呈排序分布的沉积相模拟，如三角洲（平原、前缘和前三角洲） 、呈同心分布的湖相（滨湖、浅湖、深湖）及滨面相（上滨、中滨、下滨）的随机模拟。 针对工区特点，在本区相建模中采用截断高斯模拟方法，在砂体建模中采用针对目标体的标点过程模拟方法来建立工区沉积相及岩相模型。 用于岩石物理参数随机建模的随机模型主要有高斯随机域、分形随机域、指示模拟和马尔柯夫随机域。高斯随机域适用于各向异性不强的条件下连续变量的随机模拟：指示模拟适用于复杂各向异性的、具奇异值分布的连续变量的随机模拟：分形随机域适用于在数据点很少、且随机变量具有统计自相似性条件下连续变量的随机模拟：马尔柯夫随机域可用于复杂各向异性条件下连续变量的随机模拟，但由于其统计推断和参数求取十分复杂（要求有训练图像） ，因此目前应用很少。总的来看，序贯高斯模拟方法在模拟孔隙度和渗透率等参数时效果最好，故本次建模中采用序贯高斯模拟方法来建立孔隙度、渗透率等属性模型。 第 3 章 油藏地质建模 - 16 - 3.1.2 建模基本步骤 采用多学科综合一体化方法，充分利用地震、钻井、测井、测试等资料，在油田地质综合研究的基础上，应用先进的三维可视化地质建模软件 Petrel，建立工区布井区块的三维地质模型，包括三维构造模型、岩相模型、属性参数模型，并进行地质储量计算，最后根据油藏数值模拟研究需要，粗化三维地质模型，主要有以下几个步骤： （1）数据准备，包括井资料、分层数据和测井解释成果； （2）数据加载并进行质量控制； （3）井分层数据与构造解释相结合建立构造模型； （4）进行数据分析建立储层沉积相及岩相模型； （5）建立相控的岩石属性模型； （6）三维地质模型检查及反复修正； （7）地质模型储量计算； （8）网格粗化，输出油藏数模模型。 3.1.3 研究思路 （1）充分利用地质分层和测井解释数据建立油藏构造模型； （2）按照相控建模的原则，建立孔隙度、净毛比等其他属性模型。 （3）参考储量计算的体积系数等相关参数，应用建立的孔隙度模型、净毛比模型，计算原始地质储量。 （4）在模型粗化中，尽量对主力油层进行细分，保证模型模拟的精度，对水层或干层粗化合并，尽量减少网格数量，从而节省计算时间。 第 3 章 油藏地质建模 - 17 - 3.2 构造建模 3.2.1 模型建立的空间范围 本作品建立模型的区域构造位置处于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，圈闭幅度大约为 320m，圈闭面积大约为 6.1km2。这里以 3 条断层为边界来建立该模型。 3.2.2 断层建模 根据所提供的构造图，共建立了 3 条断层模型（图 3.1） 。由于工区内目的层厚度较小，断层垂向变化简单，因此断层均采用线性Pillar 控制，这样可简化网格形态，提高后续建模速度。 图 3.1 研究区块的断层模型 3.2.3 网格划分 网格划分分平面网格划分和垂向网格划分，平面网格大小与井 第 3 章 油藏地质建模 - 18 - 距及模型精度有关。在一定垂向分辨率下，垂向网格个数与小层厚度成正比，并且与主力油层位置有关。 根据最新的构造解释成果及油水分布范围研究，可将整个模型看成是 1 个区块（图 3.2） 。整个区块可以看成为一个含油断块。 图 3.2 平面网格划分 根据工区面积、地层厚度以及开发井网平均井距的大小，确定平面网格精度为 5050m，平面网格分布为 7740，一共是 3080个。 由所提供的分层数据可知， 纵向上可以划分为 5 个网格。 因此，该地质体的总网格数为 15400。 3.2.4 层面模型 在断层的分隔和约束下，对地层层面深度利用克里金插值方法计算。克里金估值是根据待估点周围的若干已知信息，应用变差函数所特有的性质，确定待估点周围的已知数据点的参数对待估点的贡献，然后对待估点的未知值做出最优、无偏的估计。通常的插值方法为普通克里金。而普通克里金要求一阶平稳，没有体现出地层趋势变化，因此选择能体现外部趋势的克利金方法。其中具外部漂 第 3 章 油藏地质建模 - 19 - 移的克里金是目前应用最广的算法。具有外部漂移的克里金能够简单有效地利用二级变量的信息来估计主变量。 图 3.3 构造模型三维显示 在本次建模过程中，首先建立下砂岩段顶面的构造模型。具体方法是，用井上对比出的下砂岩段顶面作为主变量，采用具有外部漂移的克里金方法建立地层构造模型。然后在顶界面控制下，以划分的小层分层数据作为井点数据，利用具有外部漂移的克里金方法建立各小层地层层面的构造模型（图 3.3） 。在建立各小层构造模型时，除了受大的构造顶面控制外，小层顶面构造还受到各小层的地层等厚图的影响。因此，在建模之前首先得绘制各小层的地层等厚图。在剖面上来看，建立的各时间单元构造模型与断层接触合理，过井断点准确。构造模型建立后，可得到每个小层的顶面构造图。 3.3 属性建模 3.3.1 沉积岩相模型 在建立沉积岩相模型之前，先要根据测井相特征来识别各单井 第 3 章 油藏地质建模 - 20 - 所属的沉积微相类型。图 3.4 和 3.5 为该区块各井的沉积相划分结果。 图 3.4 该区块沉积岩相划分结果 图 3.5 该区块沉积岩相模型剖面显示 通常用于相建模的模拟方法有多种， 如序贯指示、 示性点过程、截断高斯域、分形等。其中，截断高斯随机域属于离散随机模型，用于分析离散型或类型变量。模拟过程是通过一系列门槛值及截断规则网格中的三维连续变量而建立离散物体的三维分布。 该方法的优点是：易于实现、速度快；可在模拟中考虑地 第 3 章 油藏地质建模 - 21 - 质因素； 可以对模拟结果进行条件限制， 使之与条件数据相吻合。由于离散物体的分布取决于一系列门槛值对连续变量的截断，因此，模拟实现中的相分布是排序的。这一方法适合于相带呈排序分布的沉积相模拟，如三角洲（平原、前缘和前三角洲） 、潮坪（潮下带、潮间带和潮上带） 、呈同心分布的湖相（滨湖、浅湖、深湖）及滨面相（上滨、中滨、下滨）的随机模拟。 3.3.2 砂体分布模型 在沉积相模型建立的基础上，可进一步分析砂体的类型及特征，建立砂体分布模型。具体变化如下图 3.6 所示： 图 3.6 该区块砂体类型划分图 3.3.3 物性参数模型 以砂体模型作为约束，应用序贯高斯模拟算法，对网格化后的测井解释孔隙度和渗透率进行了模拟。采用序贯高斯模拟方法进行相控孔隙度建模时，首先要对参数选择不同类型的岩相进行数据分Es33Horizon 1Horizon 1.1Horizon 1.2Horizon 2bot285028602870288028902900291029202923SSTVDZone 0Zone 1ZoneZone 1.2Zone 1.3Zone 2Zone log linked to Copy of Well tops 1M1.logsM1.logssandclaysandclaysandclaysandclaysandsandbodyOil zoneDry zoneOil zoneDry zoneresultEs33 Horizon 1 Horizon 2 Horizon 1.1 Horizon 1.2 bot M1 SSTVD287028802890290029102920293029402943SSTVDZone 0Zone 1Zone 1Zone 1.2Zone 1.3Zone 2Zone log linked to Copy of Well tops 1M2.logsM2.logsclaysandclaysandclaysandclayclaysandbodyDry zoneOil zoneDry zoneresultEs33 Horizon 1 Horizon 2 Horizon 1.1 Horizon 1.2 bot M2 SSTVD28902900291029202930294029502959SSTVDZone 0Zone 1Zone Zone 1.2Zone 1.3Zone 2Zone log linked to Copy of Well tops 1sandclaysandsandbodyDry zoneOil zoneresultEs33 Horizon 2 Horizon 1 bot Horizon 1.1 Horizon 1.2 M3 SSTVDEs33Horizon 1Horizon 1.1Horizon 1.2Horizon 2bot 第 3 章 油藏地质建模 - 22 - 析，数据分析的内容主要包括数据变换、直方图统计和变差函数拟合等。将数据分析结果作为控制参数，最终得到了孔隙度的三维模型根据孔渗之间的关系式可建立渗透率模型。最后得到了净毛比的分布模型。 （1）孔隙度分布模型 通过数据分析可以得到孔隙度的分布规律如下图所示： 图 3.7 孔隙度分布图 图 3.8 孔隙度分布栅状图 第 3 章 油藏地质建模 - 23 - 从上图中可以看出，储层的孔隙度主要分布在 10-13%。集中在 12%左右。根据砂岩储层孔隙度的评价标准，它属于中等程度的储层。 （2）渗透率分布模型 通过数据分析可以得到渗透率的分布规律如下图所示： 图 3.9 渗透率分布图 图 3.10 渗透率分布栅状图 第 3 章 油藏地质建模 - 24 - 从上图中可以看出，储层的渗透率主要分布在 8-1310-3m2，集中分布在 1110-3m2，根据渗透率的评价标准，该区块属于低渗透油田。 （1）净毛比分布模型 通过数据分析可以得到净毛比的分布规律如下图所示： 图 3.11 净毛比分布图 图 3.12 净毛比分布栅状图 第 3 章 油藏地质建模 - 25 - 从上图中可以看出，储层的净毛比主要分布在 1 左右。由此可见，主力油藏的砂体分布比较好。 第 4 章 油藏工程设计 - 26 - 第 4 章 油藏工程设计 4.1 储层的渗流特征 对该区块渗流特征的研究主要包括以下几个方面： （1）储层的相渗特征 油水两相相对渗透率曲线反映了油层内天然或人工水驱采油时，油水通过岩石孔隙的流动能力及渗流阻力的变化规律。该区块的相渗特征如图 4.1。 0.00.20.40.60.81.00.00.20.40.60.81.0含水饱和度相对渗透率水相油相 图 4.1 油水相对渗透率曲线 0.000.200.400.600.801.001.200.000.100.200.300.400.500.600.700.800.901.00含水率（小数）相对采油、采液指数（无因次）相对采油指数相对采液指数 图 4.2 无因次产液、产油指数随含水率的变化曲线 第 4 章 油藏工程设计 - 27 - 根据相对渗透率曲线数据，所绘制的无因次产液、产油指数随含水率的变化曲线如图 4.2 所示。从无因次产液、产油指数随含水率的变化曲线可以看出：当含水率在 0.000.20 范围时，无因次采液、采油指数随着含水率的增加出现陡减趋势；之后，无因次采液指数随含水的增加基本保持稳定， 在含水率达到 85%时之后开始上升；相比较，无因次采油指数则随含水率的增加不断下降。 （2）储层的润湿性 当油藏岩石孔隙内有油、水或气存在时，会出现复杂的岩石表面润湿现象。岩石表面润湿性是决定岩石空隙中原始的和注水采油过程中油水分布的重要因素之一，并在很大程度上决定残余油饱和度的大小和各相流动能力。因此，了解储油层岩石表面的润湿性，对研究和应用诸如毛管力曲线和相对渗透率曲线等岩心分析资料，对研究各种采油机理和分析油藏采油特征及研究提高油藏采收率方法等都有重要的意义。 根据一般经验，亲水和亲油地层的相对渗透率曲线具有如下一些特征： 表 4.1 油藏润湿性判断标准 特征 亲水 亲油 束缚水饱和度，% 通常20% 通常50% 50% 残余油饱和度下的 Krw 一般50% 从上表中可以看出，束缚水饱和度为 40%，残余油饱和度为33%，油水两相交点饱和度为 51.2%，表现为偏亲水润湿性特征。根据相渗曲线特点，结合亲水和亲油地层相对渗透率曲线特征分析，可以判断该区岩石润湿性为亲水。 第 4 章 油藏工程设计 - 28 - 4.2 压敏与压力梯度 4.2.1 介质变形系数 由于低渗透多孔介质的毛细管较细，介质的渗透率随压力变化较为敏感，压力变化对渗透率的影响已不可忽略，由于油藏开发过程中的地层压力下降，使储层受到有效围压(上覆岩石压力与岩石内孔隙压力之差，或称（有效压力)的作用，渗透率不断降低；有效围压越大， 渗透率降低幅度越大； 渗透率越低， 这种关系越明显，并且这种过程是不可逆的。这种渗透率随压力变化而变化的现象称渗透率的压力敏感性，因渗透率的压力敏感而影响到油田的开发称压敏效应即介质变形的性质。 渗透率变异模型： dPdk(p)k1= 对上式积分得： )(expppkkii= 在实际地层中，净有效覆压是上覆岩石压力 P 上与地层压力 P之差： P =P上-Peff，Pi =P上-Pieff 通过以上几式可得： )(expieffeffiPPkk= 式中： 介质变形系数，MPa-1； ki初始净有效覆压下岩石渗透率，m2； k净有效覆压下的岩石渗透率,m2； Peff净有效覆压，MPa； Pieff初始净有效覆压，MPa。 第 4 章 油藏工程设计 - 29 - )19.50(011. 0exp5 .19=effPk 由于资料中没有相关的计算数据，通过类比相似油藏，最终确定介质变形系数为 0.011MPa-1。 4.2.2 启动压力梯度的确定 大量的试验表明,低渗透油藏的渗流不符合达西定律,其明显的特点抽象化后表现为：具有启动压力梯度,即只有在实际压力梯度大于一临界值时,流动才能进行,这个临界值称为启动压力梯度。 目前，确定启动压力梯度的方法主要有以下四种： （1）室内模拟试验法。该法是最直观的，也是目前比较公认的启动压力梯度的确定方法。但该方法存在 2 方面的困难：试验周期长；岩心应力释放,难以保证岩心处于地下时的自然状态。这样虽然渗流机理是正确的，但是可能造成较大的数据误差。 （2）数值试验法。虽然该法有简便快捷、参数范围变化大等优点,但是这种方法必须依赖于地层的孔喉分布规律和一定的对比试验。结合室内模拟试验方法,该方法可以得到许多与对比试验非常一致的结果。这种方法有望成为室内油藏物理模拟试验的有效辅助手段。 （3）试井解释方法是现场动态的、原位的测试,它动态地反映了油藏的变化规律，因此用试井方法确定的启动压力梯度有积极的现实意义。但这种方法的缺点在于现场施工时间较长且费用较高。 （4）IPR 方法简便而快速，适应于当启动压力梯度很小，很难通过常规岩心试验来确定；又很难利用试井技术来获得(由于低渗地层中常常不能展开稳定试井，即使用不稳定试井，其周期也较常规地层要长得多)的情况下。 油藏均没有启动压力梯度的相关岩心实验。综合考虑后，采用压力恢复试井资料来确定油藏的启动压力梯度。 当压力恢复至稳定时，Rerw，且忽略井筒体积。那么，可以根据质量守恒定律，推导出启动压力梯度的计算公式： 第 4 章 油藏工程设计 - 30 - 21c3wtBq3)p(hCG= 本区块既无相关压力梯度的实验，又未进行试井测试。借鉴类似油田区块的启动压力梯度为 0.014MPa/m。 4.3 单井产油能力评价 在M1井生产初期，产量符合裘比公式 werrPkhQln2= 表4.2 裘比公式计算参数 此时计算出该区块的产液量33.55 m3/d远大于实际产液量19.93 m3/d。所以该产量公式不再适用于低渗透油藏。考虑了应力敏感效应和启动压力梯度后，通过以下公式计算采液指数 PSrrPrrGPJweokwe+=)/(lnBexp)(0.5428Kho 有效渗透率 (KKro) 1.610-3m2 地层原油 体积系数(Bo) 1.3138m3/m3 地层原油粘度(o) 2.11mPas 有效厚度(h) 6.6m 泄油半径 (re) 160m 井筒半径(rw) 0.108m 生产压差 (P) 7.79MPa 产液量（Q） 33.55 m3/d 第 4 章 油藏工程设计 - 31 - 表 4.3 采液指数参数选取表 根据上式和上表数据可得, M1井的计算采油指数为2.473697m3/(MPad)，计算得出理论产液量 Q=JP=2.4736977.79=19.27m3/d 实际产液量Q=19.93 m3/d，与计算出的理论产液量相比，相对误差为 3.1%。 说明以上的计算方法及其修正具有一定的可靠性与实用性。 相对渗透率Kro Krw均是含水饱和度Sw的函数， 由含水率公式，得出fw与Sw关系如图4.3所示。 fw=owrwroKK+11 M1生产资料中取平均含水率fw=0.1814，由图4.4可得到含水饱和度Sw=0.423，由相渗曲线图4.4得出对应平均含水饱和度Sw=0.423时Kro=0.55。 有效渗透率 (KKro) 1.610-3m2 地层原油 体积系数(Bo) 1.3138m3/m3 地层原油粘度(o) 2.11mPas 有效厚度(h) 6.6m 泄油半径 (re) 160m 井筒半径(rw) 0.108m 启动压力梯度(G) 0.014MPa/m 介质变形系数(k)0.011MPa-1 生产压差 (P) 7.79MPa 表皮系数(S) -6.831 第 4 章 油藏工程设计 - 32 - 00.20.40.60.810.0000.1000.2000.3000.4000.5000.6000.7000.800含水饱和度Sw含水率fw 图 4.3 含水率随饱和度变化曲线 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KroKrwKrwKro 图 4.4 相渗曲线 采油指数公式： PSrrPrrGPJweokweo+=)/(lnBexp)(h0.5428KKoro 第 4 章 油藏工程设计 - 33 - 表 4.4 采油指数参数选取表 计算得到理论采油指数 Jo=1.3605m3/(dMPa) 理论的日产油量 PJQoo=10.5985 m3 对油井产量递减规律的分析是油气藏工程中应用极为广泛的一种方法。由本区块油水相对渗透率曲线可以拟合得到如下方程。 wroSK261.109542. 4Sw=）（ y = -10.261x + 4.9542R2 = 0.86630.000.200.400.600.801.000.390.40.410.420.430.440.450.460.470.480.49含水饱和度SwKro油相相对渗透率线性 (油相相对渗透率)图 4.5 油相相对渗透率曲线 由于该区块的相渗曲线符合上式的线性关系，而上述线性关系对应的指数递减规律，具体变化如下图所示。 有效渗透率 (KKro) 0.8810-3m2 地层原油 体积系数(Bo) 1.3138m3/m3 地层原油粘度(o) 2.11mPas 有效厚度(h) 6.6m 泄油半径 (re) 160m 井筒半径(rw) 0.108m 启动压力梯度(G) 0.014MPa/m 介质变形系数(k)0.011MPa-1 生产压差 (P) 7.79MPa 表皮系数(S) -6.831 第 4 章 油藏工程设计 - 34 - y = 10.194e-0.006xR2 = 0.8662024681012141618050100150200250300350400天数日产油（t/d）日产油指数 (日产油) 图 4.6 递减规律符合指数式 从图4.6中可看出，预测的产油量变化规律基本符合实际产油递减规律， 如果按照理论递减规律， 很难满足油田生产的经济效益。因此，该区块应该采取一些增产措施或提高采收率原理来提高油井的产量。 4.4 天然能量的评价 油藏的天然能量主要包括：边底水驱动能量、弹性驱动能量、溶解气驱动能量以及重力驱动能量等四种形式，因此，下面只对这四种能量予以分析。 （1）弹性驱动能量 采用封闭油藏物质平衡公式计算弹性采收率： ()bioifwiwoiobtRPPSCSCSCPCE+= 式中： ER弹性采收率，%； Ct综合压缩系数，1/MPa； Pb地饱压差，MPa； Co原油压缩系数，1/MPa； 第 4 章 油藏工程设计 - 35 - Cw地层水压缩系数，1/MPa； Cf岩石压缩系数，1/MPa； Swi束缚水饱和度，小数； Soi原始含油饱和度，小数。 表 4.5 各个参数的取值 地层 压力MPa 饱和 压力MPa 地饱 压差MPa 地层油 压缩系数(10-4/MPa)地层水 压缩系数(10-4/MPa)岩石孔隙 体积 压缩系数(10-4/MPa) 弹性采收率(%) 35.52 9.8 25.72 13.64 4.4 5.60 6.66 由此可得，该区块的弹性采收率为 6.66%。 （2）溶解气能量 分析数据得知：平均气体溶解系数为 8.022 m3/m3MPa-1；地饱压差为 25.72MPa。与其它区块相比，该油层油气比处于平均水平，溶解气含量比较有限。 （3）边底水能量 边底水能量的大小，主要取决于边底水体积的大小，水域渗流能力及其油水体地接触情况等。根据目前的地质认识来看，油水分布主要由岩性和构造控制，对边底水的认识还不是很清楚，断块间没有统一的油水界面。边底水驱动能量无法满足开发的需要。 根据已知油藏面积为 4.1561 平方千米，油水界面深度为-2810m，水层高度大约为 103m，地层平均孔隙度为 15.9%，可得天然水域的地层空隙体积为 6.83104m3，故天然水域对油藏的累积水侵量为 We=462.3m3。另外由生产资料可得，累积产水量Wp=422.51m3，累积产油量为 Np=1834.39m3。经过计算得，该油藏的天然水侵驱动系数为 0.205。在总驱动系数为 1 的情况下，边水驱动能量不足，需要人工注水来保持地层能量。 （4）重力能量 重力排驱作用往往与其他如弹性、溶解气驱油能量同时存在， 第 4 章 油藏工程设计 - 36 - 但多数所起的作用不大。以重力作为主要驱动多发生在油田开发的后期和其他能量已枯竭的情况下。应用重力排驱开发油田的条件首先是垂向和水平有效渗透率均大于 50mD，其次是构造倾角至少要15o，且有效厚度要大，同时要减缓采油速度，使油层中溶解气有足够的时间运移到构造高部位，开发时间很长。国内重力驱一般应用在开采稠油、重油等特殊油藏，重力驱动与蒸汽吞吐配合使用。在常规油藏的开发中选择重力驱动比较少，很少作为开发方式的选择。目前国内尚未见到在油藏开发初期阶段采用重力驱的成功做法。江汉油田、玉门油田等在开发地层倾角较大的小断块油田时，一般采用边缘注水方式，在开发后期进入高含水阶段对油藏进行综合调整时考虑利用重力驱动。 有效的重力驱动一般指地层倾角大于 150， 重力因数项大于 10。图 4.3 为地层倾角示意图。 图 4.3 地层倾角示意图 第 4 章 油藏工程设计 - 37 - 重力因数计算公式如下： sin)(=goKoooF 式中： Fo重力因数； Ko原油有效渗透率，10-3m2； o原油粘度，mPas； o原油密度梯度，10-1MPa/cm； g天然气密度梯度，10-1MPa/cm； 地层倾角。 该地层倾角为 48.1。代入公式计算得重力因数为 3.91310，不满足重力驱动条件。 该油层构造倾角相对较大，具有利用重力驱动能量的有利条件。但由于油层平均空气渗透率很低，因此在开发初期不能单纯依靠重力驱动能量，在井位设计时优先在构造低部位部署注水井，依靠重力能量和人工注水，提高开发效果。 以上分析表明布井区块油藏虽具有一定的天然能量，但天然能量有限，要实现高速高效开采，需要有足够的生产压差来保证较高的单井产能，因此，必须将地层压力保持在较高的水平上。故需要采用人工补充地层能量地开发方式，以取得较好的开发效果。 4.5 产油能力的确定 （1）试油井产能分析 试油是确定油藏单井产能的一种重要方法。 从M1，M2井试油资料看，该油藏具有以下特征： 储层物性较差，无自然产能 M1、M2两口工业油流井平均油层厚度7.3m， 平均试油日产量12.035t，平均采油强度为1.808t/dm。两口井全部采用压裂，无自然产能。表明储层物性较差，产能较低。 第 4 章 油藏工程设计 - 38 - M1、M2井产能差异较大 M2井压裂后采用泵压方式进行试油，射开油层厚度为8.0m，日试油产量为4.77t；M1井压裂后采用自喷方式，射开油层厚度为6.6m，日试油产量为19.93t。相比较M2井试油采油强度明显低于M2井试油情况。分析认为储层受物性、含油性等各种因素的影响，储层产油能力贡献不均。 （2）试采井产能分析 在该开发区块，对M1、M2井进行了试采。M1井试采时间为2010年5月2日到2010年11月30日。 试采井段为2871.9-2881.6m，射开厚度为6.6m，初期日产油量为15.2t，采油强度为2.303 t/dm。累计产油量1251.2t；M2井试采时间为2010年11月17日到2010年11月30日。试采井段为2892.7-2906.3m，射开厚度为8.0m，初期日产油量为6.98t， 采油强度为0.873 t/d.m。 累计产油量为150.9t。M1、M2井试采数据见图4.4和4.5所示： M1井试采0.002.004.006.008.0010.0012.0014.0016.0018.0020.00050100150200生产时间（天）日产液量、日产油量、日产水量（吨）日产液量日产油量日产水量 图 4.4 M1 井试采期间日产量与时间的关系图 M1井试采时间为2010年5月2号到2010年11月30号，试采井段为2871.9-2881.6m，有效射开厚度6.6m，共生产213天，累积产油1198.68t，累积产水273.15t，平均日产油5.65t，采油强度约 第 4 章 油藏工程设计 - 39 - 为0.857t/dm，平均日产水1.288t/d。分析曲线得知，日产液量、日产油量和日产水量大致具有下降趋势。 M2井试采0.004.008.0012.0016.0020.0024.000246810121416生产时间（天）日产液量、日产油量、日产水量（吨）日产液量日产油量日产水量 图 4.5 M2 井试采期间日产量与时间的关系图 M2井试采时间为2010年11月17日到2010年11月30日，试采井段为2892.7-2906.3m，有效射开厚度8.0m，共生产13天，累计产油116.81t，累积产水100.81t，平均日产油8.985t/d，采油强度为1.123 t/d.m，平均日产水7.755t/d。可得单井产能为7.3175t/d。从曲线分析得知，日产液量和日产油量在开始阶段有上升趋势，之后日产液量、日产油量和日产水量大致具有下降趋势。 （3）单井日产油量的确定 通过统计该区块的生产动态数据得到M1、M2井生产情况如下表所示。 表 4.6 M1 和 M2 生产情况数据 井号 厚度 （m）初期 日产油量（t） 目前 日产油量（t） 初期产油 强度 （t/dm）目前产油 强度 （t/dm） M1 6.6 15.2 2.57 2.303 0.390 M2 8.0 6.98 10.95 0.873 1.369 平均值 11.09 6.76 1.588 0.880 第 4 章 油藏工程设计 - 40 - 从表4.6可知，初期平均日产油量为11.09t，初期采油强度为1.588 t/dm；目前平均日产油量为6.76t，采油强度为0.880 t/dm。 4.6 吸水能力的确定 由于此区块属于新区， 没有可借鉴的注水资料， 根据本区实际，采用油藏工程方法计算确定拟布井区吸水能力。 （1）根据注采平衡公式计算吸水能力 MQBQQWRwoooIP+= 式中： RIP注采比； W注水量，m3； Q 溢流量，m3 Qo产油量，t/d； Qw产水量，m3/d； Bo原油体积系数； M油水井数比； o原油粘度。 表 4.7 注采比计算结果表 目前工作制度 井位 油水井数比 采水量（t） 产油量 （t）体积 系数 原油 密度 g/m3 溢流量（t）注 采 比 注水量（t） M1 1 0.43 2.57 1.31380.70840.8 1.2 7.035 M2 1 3.85 10.95 1.31380.70840.8 1.2 29.79 上述公式中考虑了在采油量一定的情况下，满足注采平衡所需要的注水量。按照初期采用五点法注水，M1 井稳定日产油量为3.03t， M2 井稳定日产油量为 0.72t， 合采开发初期日产油量 3.75t，油水井数比为 1，注采比 1.2 计算。 第 4 章 油藏工程设计 - 41 - 表 4.8 注采比计算结果表 初期工作制度 井位 油水井数比 采水量（t） 产油量（t） 体积系数 原油 密度 g/m3 溢流量（t）注采比 注水量 （t） M1 1 3.8 15.2 1.31380.70840.8 1.2 39.19 M2 1 8.03 6.98 1.31380.70840.8 1.2 25.97 （2）根据流度比估算地层吸水能力 按达西定律，油层吸水指数与采油指数的比值与地下油水粘度比和油水相渗曲线密度有关。吸水指数与采油指数的比值为： ()()oowirooworrwowBSKSKJJ= 式中： Krw(Sor)残余油饱和度下的水相相对渗透率 Kro(Swi)束缚水饱和度下的油相相对渗透率 w地层水粘度 o地层原油粘度 o原油相对密度 Bo原油体积系数 Jo采油指数 Bo原油体积系数 Jo采油指数 表 4.9 吸水指数参数计算表 上述公式考虑了在一定的储层性质和最大注水压差条件下油层所能吸收的注水指数。 Krw(Sor) w Kro(Swi)o o Bo Jo Jw 0.310 1 1 2.11 0.8353 1.3138 2.558 2.63167 第 4 章 油藏工程设计 - 42 - 4.7 开采方式的选择 该油田储层的渗透率较低，属于中孔特低渗透油田，天然能量不足。应该进行注水开发。从探井、评价井试油情况看，本区块经压裂后产量较高，因此压裂后采用机抽方式开采。 4.8 开发层系的划分 （1）层系划分原则 一个油田开发层系划分与组合的是否合理，是决定油田开发效果好坏的关键因素之一，对于需要注水保持压力开发的油田则尤为重要。因此，根据国内外油田开发的实践经验和研究成果，开发层系的划分与组合有以下几点原则： 一套开发层系中的油藏类型、油水分布、压力系统和流体性质等特征应基本一致。不同类型油藏的驱油机理和开采特征很不一样，应该用不同方式、不同井网分层开采。 一套开发层系中油层沉积条件应该大体相同，油层性质主要是渗透率差异不应过大，一般同一套开发层间渗透率差异不宜超过510 倍。 一套开发层系中油层不能太多，井段不能太长。 一套开发层系中要有一定的油层厚度、油井产能和单井控制储量，以保证达到较高的经济效益。 不同开发层系之间要有比较稳定的泥岩隔层。 （2）层系划分论证 按照层系划分原则，结合此油层发育的特点：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。通过试油结果可看出M1井有厚度为1.6m和3.8m的两个含油层。M2井有3.6m的含油层。M3井有5.4m的含油层。虽然具有 第 4 章 油藏工程设计 - 43 - 一定厚度，但是厚度偏小，对厚度的划定具有一定的风险性。本区的产油能力较低。从目前看来，单层开采的经济风险、储量风险都比较大。所以目前优选的布井区域采用一套井网开采比较合适。 （3）层系划分结果 根据以上分析看，确定XX油田初期采用一套层系开发，后期可以根据开发情况对层系再进行适当的调整。 4.9 注水时机 低渗透油田的开发实践证明，低渗透油田投产后，如果能量补充不及时，地层压力会大幅度下降，油井产量迅速递减，以后即使地层压力上升，油井产量也难以恢复，这是因为低渗透油田储层弹塑性变形比较突出，压力敏感性变强，当孔隙压力下降后，储层孔隙度、渗透率急剧减小，而空隙压力再上升时，其值恢复很少。该油层属于中孔低渗油藏， 考虑地层压力的稳定， 建议采用同步注水。 4.10 合理井距的设计 4.10.1 合理井距的选择原则 合理的开发井距必须要大于经济极限井距，小于相应启动压力对应的极限注采井距，在满足这两个条件的前提下，合理开发井距还必须考虑其他因素： 合理开发井距应该考虑储层的连续性，尽可能提高水驱控制程度和采收率 储层连续性是优选经网密度必须考虑的首要条件，连续性越差，要求注采井距越小，才能达到一定的水驱控制程度和水驱采收率；储层连续性越好，注采井距和井网密度对水驱控制程度的敏感性相对减弱。 井网密度必须满足一定采油速度的要求 考虑到油井及油田设施的利用寿命，一个油田应在设施完好期 第 4 章 油藏工程设计 - 44 - 间采出可采储量的主要部分，井网密度必须满足这一基本采油速度的需要。 我国低渗透砂岩油藏开发设计一般要求在 2030 年内采出可采储量的 7080%，一次初期力争保持较高的采油速度。 井网密度必须保持足够的单井控制储量 当油田储量丰都较低时，合理的井网密度必须保持足够的单井控制储量，才能在油田开发中进行合理调整，延长油田开发期限。 4.10.2 井距计算 A. 经济极限井距 具体的计算公式如下所示： ()()() ()20002min1d0365. 01qTCTBDkDOPTRII+= （6-1） ()()()iTBDkWOPRIIN+=002mind1 （6-2） ()()()RiTBDgEWOPRIIN+=002mind1 （6-3） ()()()0200min1ARIIENOPdfTBDR+= （6-4） min1fL = （6-5） 式中具体字母代表的意义如下： qmin单井平均日产油量经济极限，t/d； qmink单井初期平均日产油量经济极限，t/d Nmink单井控制可采储量经济极限，万吨； Nming单井控制地质储量经济极限，万吨； 第 4 章 油藏工程设计 - 45 - min井网密度经济极限，口/km2 ； L经济极限井距，m； ID平均单井钻井投资（包括射孔、压裂等） ，万元/井； IB平均单井地面投资 （包括系统工程和矿建等） ， 万元/井； R投资贷款利率，小数，6.31%； T开发评价年限，年； 油井系数，即油水井总数与油井数的比值，小数； o采油时率，小数； do 原油商品率，小数； Po原油销售价格，元/t； O原油成本，元/t； 0.0365年时间单位换算； Dc油田年综合递减率，小数； Wi开发评价年限内可采原油储量采出程度，小数； ER原油采收率，小数；N原油地质储量，t； Ao含油面积，km2 。 计算参数取值如下： 钻井成本：1030元/m；单井基建投资：140万元/口；压裂费用：52万元/口；测井：8.0万元/口；射孔作业费用：33万元/井；原油操作费：800元/吨；原油价格：90、100、110美元/桶；原油商品率：98%；开发评价年限：15；油田综合递减率：0.20；油井系数：1.33 ；采油时率：0.8；原油采收率：0.447 从计算结果可以看出，在油价为90美元/桶的条件下，此区块经济下限井距为144.79m。 第 4 章 油藏工程设计 - 46 - 表 4.10 该区块经济极限井距计算结果表 油价 (美元/桶) 油价( 元/t) 操作费（元/t） 评价期内单井平均日产油经济极限（t/d） 评价期内单井初期日产油经济极限（t/d）经济极限地质储量（104t）经济极限井网密度（口/ km2） 经济极限井距（m） 90 42760.735 3.920 0.6772 47.69 144.7 100 47510.647 3.449 0.5957 54.21 135.8 110 52268000.577 3.079 0.5318 60.73 128.3 B.技术井距 这里确定两种技术井距： （1）极限注采井距 确定合理的注采井距以克服流体渗流启动压力梯度，是确保低渗透油藏有效注水开发的关键之一。 根据有关文献总结了极限注采井距公式，即 Hww2.lnpppdpRdxRr= 用试算法编程可以对上式进行合理注采井距求解。 式中： 启动压力梯度，MPa/m； R注采井距，m； rw井筒半径，m； PH为注水井井底流压，MPa； Pw为采油井井底流压，MPa； 上式反映的是在注采压差一定的条件下注采井间驱动压力梯度最小值刚好等于启动压力梯度时的井距大小。即在满足在该井距大小设置的条件下，注采井间主流线区域内的流体渗流在任何一点都能克服启动压力梯度带来的渗流阻力，因而能被启动，在这里称 第 4 章 油藏工程设计 - 47 - 该井距为极限注采井距。 根据该区块M1井试井解释数据，正常生产时油井流压保持在24.8 MPa，静压为35.52 MPa 、饱和压力为9.8 MPa ，注入压力45.085 MPa。rw=0.1m， K=3.4mD （面积加权平均得出的平均渗透率） ，结合如下公式： 8078. 00029. 0=K 算出=3.14715357Mpa/m。注采压差=20.285MPa代入上式得井距R=283.8m，即在压差为20.285MPa下极限注采井距为283米左右。 （2）技术合理井距 经验公式法：根据谢尔卡乔夫公式的推导，得出了储量物性和原油粘度与井网密度的定量化公式。关系式如下： 2531. 00)ln(8473. 0=kEn ns/850000= 866. 0SX = 式中： n井网密度，口/ km2 ； E体积波及系数 K有效渗透率，m2；o地层原油粘度，mPas。 S单井控制面积， m2/口；X井距，m。 在不考虑油层连通情况下，注水波及体积系数一定的情况下，不同类型油藏，井网密度主要取决于储层渗透率、原油粘度。 表 4.11 合理井网密度计算结果表 层位 体积 波及 系数 渗透率m2 地层 原油 粘度mPas 井网 密度 单井 控制 面积m2/口井距 (m) 0.7 0.0034 5.5 15.4146355142.4252.339 第 4 章 油藏工程设计 - 48 - 规定单井产能法 单井产能分析法，根据采油速度和油井的单井产能，计算出所需的油井数，由油井数与总井数的关系，可确定出总井数，进而求出井网密度。 ARqVNANSotooow=365 式中： A含油面积，km2；N地质储量，104t； Vo采油速度，%；油井综合利用率，f； qo油井单井产能，t/d；Rot油井数与总井数之比。 表 4.12 规定单井产能法井距计算结果表 层位 单井产能(t/d)油井综合利用率年生产时率地质储量(104t) 油井系数 含油面积(km2)采油速度井网密度井距(m) 2.570.80.8103.7460.754.0142 11.48295.14 由此可知，采用2%的采油速度所需井距为295.14m。从以上的经济极限井距和技术井距计算结果可以得出，该区块的井网密度不得低于11.48-15.414口/ km2 ，要求的井距为252-295m 左右。 然而根据储层平面分布来看，储层物性较差，因此井距不宜过大。所以该区块的井距大概定在290m，局部地区可以适当调整。但是考虑到压裂，井距应该适当的扩大。 第 4 章 油藏工程设计 - 49 - 4.11 压力界限 4.11.1 注水井最大注入压力 M1 井中得出油层 1 平均破裂压力梯度 0.009811.7100=1.6677MPa/100m； M2 井得到油层 2 平均破裂压力梯度： 0.009811.8100=1.7658MPa/100m 油层 1 薄层的破裂压力：2872.41.6677/100=47.903MPa 油层 2 厚层的破裂压力: 29031.7658/100=51.2612MPa 注入水井注入最高压力可按如下公式计算 1009 . 0maxwmctLiffHDppppP+= 式中：Pfmax注入井最高井口注入压力，MPa pf 破裂压力，MPa pi 为防止超过破裂压力而设定的保险压差MPa ptl 油管摩擦压力损失，MPa pmc 水嘴压力损失，MPa Dw 流体密度，g/cm3 H油层中部深度，m 表4.13 注入压力参数表 油层 油井破裂压力MPa 保险压差MPa 油管摩擦压力损失MPa 水嘴压力损失MPa 油藏中部深度m 流体密度g/cm3最高注入压力MPa 1 47.9031.6 0.5 0.5 2872.41.0 18.6073 2 51.26121.6 0.5 0.5 2903 1.0 20.8596 根据国内外油田开发实践经验，井口注入压力的合理上限应低于导致井底油层破裂的井口压力。结合计算结果，原则上把导致油 第 4 章 油藏工程设计 - 50 - 层破裂时井口压力作为注水井可操作的最高工作压力，因此确定油层1的井口最高注入压力应不超过18.6073MPa，油层2的井口最高注入压力不超过20.8596MPa。 4.11.2 采油井合理流动压力 低渗透油田采油指数小，为了保持一定的油井产量，一般需要降低流动压力， 放大生产压差， 但如果流动压力低于饱和压力太多，会引起油田脱气半径扩大，使液体在油层和井筒中流动条件变差，对于油井正常生产造成不利影响，据李道品研究，合理流动压力应当在饱和压力的2/3左右，油层平均饱和压力为9.8MPa。根据这一原则，折合合理流动压力6.6MPa。 油井的流动受多种因素影响，对于抽油井影响因素更多，其中，判断其是否合理的一项主要指标是泵的吸入口压力是否合理，若吸入口压力过低，液流中气液比G过大，将严重影响泵的工作效率。泵的吸入口压力可用下式计算： ()oroggiWBSSTZGP+=410353. 011 泵吸入口压力理论值为 10.0-15.7MPa。 第 5 章 油藏数值模拟研究 - 51 - 第 5 章 油藏数值模拟与指标预测 一般而言，利用油藏工程方法所计算的结果，都指的是储层的平均特性。然而，由于开发区块具有一定程度的非均质性。因此要得到比较准确的结果，需要进行油藏数值模拟的研究。 5.1 模拟区域简介 该开发区位于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。以该开发区的3条断层为边界建立了该区的油藏地质模型。模拟区一共有77405个网格。鉴于eclipse软件具有强大的数值模拟的功能，所以选用eclipse软件来完成油藏数值模拟的研究。 5.2 油藏历史拟合 5.2.1 历史拟合简介 应用数值模拟方法计算油藏动态时，由于人们对油藏地质情况的认识还存在着一定的局限性。在模拟计算中所使用的油层物性参数，不一定能准确地反映油藏的实际情况。因此，模拟计算结果与实际观测到的油藏动态情况仍然会存在一定的差异，有时甚至相差悬殊。在这个基础上所进行的动态预测，也必定不完全准确，甚至会导致错误的结论。为了减少这种差异，使动态预测尽可能接近于实际情况，现在在对油藏进行实际模拟的全过程中广泛使用历史拟合方法。 所谓历史拟合方法就是先用所录取的地层静态参数来计算油藏开发过程中主要动态指标变化的历史，把计算的结果与所观测到的油藏或油井的主要动态指标例如压力、产量、气油比、含水等进行对比，如果发现两者之间有较大差异，而使用的数学模型又正确 第 5 章 油藏数值模拟研究 - 52 - 无误， 则说明模拟时所用的静态参数不符合油藏的实际情况。 这时，就必须根据地层静态参数与压力、产量、气油比、含水等动态参数的相关关系，来对所使用的油层静态参数作相应的修改，然后用修改后的油层参数再次进行计算并进行对比。如果仍有差异，则再次进行修改。 这样进行下去， 直到计算结果与实测动态参数相当接近，达到允许的误差范围为止。这时从工程应用的角度来说，可以认为经过若干次修改后的油层参数，与油层实际情况已比较接近，使用这些油层参数来进行抽藏开发的动态预测可以达到较高的精度。这种对油藏的动态变化历史进行反复拟合计算的方法就称为历史拟合方法。 5.2.2 历史拟合的主要原则 油藏数值模拟计算的过程是把所录取的油层物性参数代人符合油藏渗流规律的数学模型来求得油藏的产量、压力、含水、气油比等动态参数。这个过程是一种求解的正过程，而历史拟合却要反过来根据所观测到的实际动态参数来反求和修正这些油层物性参数，因此，这是一个反演的逆过程。这种反演过程可以用两种方法来表示：一种是用比较严格的数学方法来直接求解这种逆过程。这种方法目前仅处于对一些比较简单的问题进行理论探索的阶段，还没有实际应用。另一种是反复修改物性参数来反复进行计算和试凑的办法，这是目前普遍使用的方法。这种反演问题常常是多解的，也就是说可能有很多种物性参数的组合都可以得到类似的结果。不难理解，由于很多物性参数都可以使同一动态参数发生某种程度的变化，例如，当不同的油层物性参数和孔隙度、岩石或流体的压缩系数以至渗透率的分布等代人数学模型进行计算后，都可以使压力发生某些变化，虽然这些参数所造成的压力变化的幅度可能是不同的。所以当反过来要把计算出来的压力拟合到实测压力时，可以修改孔隙度，也可以修改压缩系数或渗透率的分布，甚至综合地修改 第 5 章 油藏数值模拟研究 - 53 - 这些参数的某种组合。对于历史拟合目前还没有一套通用的方法，这里提出修改参数时一般应遵循的原则。 5.2.3 历史拟合的主要内容 由于该区块的开发时间比较短，大约只有一年多的时间。所能得到的压力数据很少，所以没有进行压力拟合。针对该区块的实际情况，历史拟合的主要内容如下： （1）单井产油量的拟合 （2）单井产液量的拟合 这里只有M1和M2两口井有生产数据，因此，只需要拟合这两口生产井的开发指标即可。 5.2.4 历史拟合的主要结果 历史拟合的主要结果包含两部分内容： （1）单井产油量的拟合 M1和M2的单井拟合结果如下图所示： 图 5.1 M1 井单井产油量拟合 第 5 章 油藏数值模拟研究 - 54 - 图 5.2 M2 井单井产油量拟合 从上面的两个图中可以看出，单井预测产油量与实际产油量基本上重合，说明单井产油量的拟合效果非常好。 （2）单井产液量的拟合 M1和M2的单井拟合结果如下图所示： 图 5.3 M1 井单井产液量拟合 第 5 章 油藏数值模拟研究 - 55 - 图 5.4 M2 井单井产液量拟合 从上面两个图中可以看出，单井预测产液量与实际产液量误差比较小，说明单井产液量的拟合效果比较好。 5.3 不同井网开发指标预测 本开发区属于新开发区，开采时间只有1年多。为了后续的开发必须给本区块进行布井。这里选用不同类型的井网来得到各自的水驱开发指标。油田的开发指标主要包括有日产油量、日产水量、日产液量、累积产油量、累积产水量、累积产液量和含水率。最主要的是能够求出日产油量Qo和含水率fw随时间的变化关系。其余的开发指标可以以日产油量Qo和含水率fw为基础，根据以下公式进行计算： )1(wwowffQQ=，woLQQQ+=，=opQN，=wpQW，=LpQL。 根据以上公式，就可以求出年产油量、年产水量、年产液量、 第 5 章 油藏数值模拟研究 - 56 - 累积产油量、 累计产水量、 累积产液量和含水率随时间的变化情况。将会为油田的进一步开发提供一定的依据。根据本区块油藏的开发特性，本区块选用了四种布井方式，分别是五点法、反九点法、水平井五点法井网和双台阶水平井五点法井网。利用各种井网的生产动态如下。 5.3.1 五点法井网 五点法注采井网的主要特点是井网为正方形，每口生产井受4口注水井影响，每口注水井给周围5口生产井注水，生产井与注水井比例为1：1，这是一种强注强采的布井方式。五点法注采井网主要适用于以下5类油藏：油层分布不规则、延伸性差，多星透镜状分布，用切割注水不能控制多数油层；油层渗透性差、流动系数低，采油速度较低；油层面积大，构造不够完整；开发后期强采强注提高采收率；进一步提高采油速度。 由于该研究区块是新开发的低渗透油田，所以利用这种布井方式也比较符合。 （1）布井简介 以五点法井网为基础，结合实际油藏的形状，在该区域所部井网如下图所示： 从上图中可以看出， 全区一共有26口井。 其中注水井是从M17到M26，共10口，采油井是从M1到M16，共16 口。 第 5 章 油藏数值模拟研究 - 57 - 图 5.5 全区井位分布图 （2）全区日产油量变化规律 图 5.6 全区日产油量预测曲线 从上图中可以看出， 在新井的投产初期， 全区的产油量不稳定，主要可能是油井的工作制度还没有稳定。而在生产的后期，产量递减速度比较慢，说明区块的注水井可以保证全区的地层压力下降速度比较缓慢。 第 5 章 油藏数值模拟研究 - 58 - （3）全区含水率变化规律 图 5.7 全区含水率预测曲线 从上图中可以看出，全区油井的平均含水率刚开始比较低，且上升速度也比较慢；而后油井的含水上升比较快；当全区的含水率达到70%以后，含水率上升速度又变得比较平缓。总体来说，全区的含水变化满足一般油田含水的变化规律。 5.3.2 反九点井网 反九点法井网的主要特点是井网为正方形，每口注水井周围有8口生产井。利用这种井网进行开采所投入的生产井比较多，而且这种井网还便于后期调整，因此，这里可以考虑利用这种开采方式进行该区块的生产。 （1）布井简介 以五点法井网为基础，结合实际油藏的形状，在该区域所部井网如下图5.8所示： 第 5 章 油藏数值模拟研究 - 59 - 图 5.8 全区井位分布图 从上图中可以看出，全区一共有26口井。其中注水井从M22到M26，共5口，采油井从M1到M21，共21口。 （2）全区日产油量变化规律 图 5.9 全区日产油量预测曲线 从上图中可以看出， 在新井的投产初期， 全区的产油量不稳定，主要可能是油井的工作制度还没有稳定。而在生产的后期，产量递 第 5 章 油藏数值模拟研究 - 60 - 减速度比较慢，说明区块的注水井可以保证全区的地层压力下降速度比较缓慢。与五点法井网相比较，反九点法油井的初期产量比较低，但后期的递减速度比较慢。 （3）全区含水率变化规律 图 5.10 全区含水率预测曲线 从上图中可以看出，全区油井的平均含水率刚开始比较低，且上升速度也比较慢；而后油井的含水上升比较快；当全区的含水率达到80%以后，含水率上升速度又变得比较平缓。总体来说，全区的含水变化满足一般油田含水的变化规律。 5.3.3 水平井五点法井网 随着水平井钻井技术的发展及钻井成本的大幅度降低,水平井与直井联合布井方式越来越受到人们的重视,并已应用到油田的实际生产过程中，.当水平井和直井联合面积布井时， 在同样的压差下，水平井的产量要高于相应直井井网的直井产量的25倍。因此，在理论上利用水平井五点法井网开采也是合理的。 （1）布井简介 以五点法井网为基础，由于水平井适合分布在油藏的中间，因此在油藏中间打水平井，以扩大水平井的控制范围结合实际油藏的 第 5 章 油藏数值模拟研究 - 61 - 形状，在油藏的水平在该区域所布的井网如下图所示： 图 5.11 全区井位分布图 从上图中可以看出，全区一共有18口井。其中注水井8 口，直井采油井6口，水平井采油井4口。 （2）全区日产油量变化规律 图 5.12 全区日产油量预测曲线 从上图中可以看出， 在新井的投产初期， 全区的产油量不稳定，主要可能是油井的工作制度还没有稳定。而在生产的后期，产量递减速度比较慢，说明区块的注水井可以保证全区的地层压力下降速 第 5 章 油藏数值模拟研究 - 62 - 度比较缓慢。它的产油量变化与反九点法油井的变化有些相似，但后期的递减更加平缓。 （3）全区含水率变化规律 图 5.13 全区含水率预测曲线 从上图中可以看出，全区油井的平均含水率刚开始比较低，且上升速度也比较慢；而后油井的含水上升比较快；当全区的含水率达到70%以后，含水率上升速度又变得比较平缓。总体来说，全区的含水变化满足一般油田含水的变化规律。但是由于该油藏是边水油藏，所以含水率的总体上升速度比直井井网要慢，说明水平井可以在一定程度上抑制含水上升。 5.3.4 双台阶水平井五点法井网 由前面的地质分析可知，该区块的储油层有两个主力油层。这两个油层的厚度分别是1.6m和5.25m， 显然是两个薄层油层。 而双台阶水平井指的是有两个水平段的油井，双台阶水平井五点法井网指的是一口双台阶水平井周围有4口直井是注水井。利用这两个水平段去生产这两个薄油层不仅可以提高油井的产量，而且还可以节约钻井成本。 因此， 在理论上利用水平井五点法井网开采是合理的。 （1）布井简介 第 5 章 油藏数值模拟研究 - 63 - 以五点法井网为基础，由于双台阶水平井适合分布在油藏的中间，因此在油藏中间打双台阶水平井，以扩大双台阶水平井的控制范围。结合实际油藏的形状，在油藏的水平在该区域所布的井网如下图所示： 图 5.14 全区井位分布图 从上图中可以看出，全区一共有16口井。其中注水井8口，采油井直井6口，采油井双台阶水平井2口。 （2）全区日产油量变化规律 图 5.15 全区日产油量预测曲线 第 5 章 油藏数值模拟研究 - 64 - 从上图中可以看出， 在新井的投产初期， 全区的产油量不稳定，主要可能是油井的工作制度还没有稳定。而在生产的后期，产量递减速度比较慢，说明区块的注水井可以保证全区的地层压力下降速度比较缓慢。与水平井井网相比较，它的产油量相对少一些。 （3）全区含水率变化规律 图 5.16 全区含水率预测曲线 从上图中可以看出，全区油井的平均含水率刚开始比较低，且上升速度也比较慢；而后油井的含水上升比较快；当全区的含水率达到70%以后，含水率上升速度又变得比较平缓。总体来说，全区的含水变化满足一般油田含水的变化规律。但是由于该油藏是边水油藏，所以含水率的总体上升速度比直井井网要慢，说明双台阶井也可以在一定程度上抑制含水上升。 5.4 不同井网开发效果分析 5.4.1 不同井网的累积产油量对比 由预测的各口油井的日产油量可以得到不同井网下的累积产油量。经统计得各种类型的井网在不同年份的累积产油量如图5.17。 第 5 章 油藏数值模拟研究 - 65 - 0500001000001500002000002500000510152025生产年数累积产油量（m3）五点井网反九点井网双台阶井网水平井井网 图 5.17 全区累积产量的变化规律 表 5.1 全区不同井网累积产量的变化规律 年数 五点井网 （t） 反九点井网 （t） 双台阶井网 （t） 水平井井网 （t） 1 18378.96 18150.09 16608.51 7723.112 2 36705.06 34419.63 43962.99 48289.01 3 51974.93 48977.43 62243.98 72768.06 4 63522.66 61549.22 76064.85 90073.47 5 72940.47 73054.82 87119.4 103419.5 6 81308.55 83883.09 96487.33 114392.7 7 88983.74 94125.81 104594.9 123775.3 8 96201.04 103879.5 111840.9 132030.4 9 103090.1 113201 118468.7 139442.6 10 109727.2 122152 124616.8 146215.1 11 116109.9 130702.7 128805.5 152432.1 12 122284.8 138928.1 134258.4 158197.7 13 128270.7 146832.9 139392.6 163593 14 134102.4 154450 144261.9 168692.7 15 139772.7 161756.3 148869.2 173513.2 16 145320.7 168783.7 153257.2 178096.8 17 150754.6 175539.2 157448.2 182465.9 18 156086.1 181938.3 161469.7 186651.4 19 161296 187981.1 165314.6 190650.7 20 166412.2 193722.4 169005.2 194494.6 第 5 章 油藏数值模拟研究 - 66 - 具体的数据变化如上表5.1所示。从表中可以看出，就不同年份的累积采油量而言，水平井井网的最高，五点法井网的最低。而且，反九点井网的累积产量稍小于水平井井网；双台阶水平井的累积产量稍大于五点法井网。 通过对比分析，最终开发方案选用双台阶水平井五点法井网，一共有16口井，其中注水井8口，采油井直井6口，双台阶水平井2口。 第 6 章 经济效益评价 - 67 - 第 6 章 经济效益评价 6.1 经济评价基本原则 经济评价依据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中的规定石油工业建设项目，和勘探开发的经验和经济评价方法与规范的要求，对该油田进行了系统的经济评价。评价后认为：尽管该油田的开发投资大、周期长、费用多，但仍具有投资价值，可以投入开发。 本次评价采用现金流法。同时吸取了一些国内外石油勘探开发经济评价的经验和成果，在此做以补充： (1)如为限制较少的项目，如流动资金的估算、油气开采成本不做限制等，即可选出选出最有代表性和最合适的计算方法； (2)如为有多种选择，但实际运用时才能确定的多限制的项目，如固定资产折旧方法、城建税税率等，要根据实际参数进行计算； (3)对石油工业建设项目经济评价方法与参数中未做规定而实际处理中可能会遇到的项目，需要根据油田开发情况进行处理。 6.2 评价系统 此次采用的经济评价系统是 TEAs1.0， 为一种现金流分析方法，可对勘探开发项目进行一体化评价，主要包括： (1)开发投资测算； (2)规范和详细的财务报表计算； (3)得到经济评价结果表； 6.3 具体评价步骤 本次勘探项目评价采用现金流法，其过程如下： 第 6 章 经济效益评价 - 68 - (1)确定开发设计方案、井网，预测油田产量、产液量、注水量； (2)进行投资估算，开发投资等： (4)成本费用确定，包括采油成本、管理费用、财务费用和销售费用等的确定； (5)计算预计收入计算； (6)计算预计收入税后，如增值税、城建及教育和资源税等税金的确定； (7)得出评价结果。 6.4 经济评价计算 流动资金的估算方法 按固定资产投资的一定比例，一般去 1%5%； 按占销售收入的一定比例估算，取 15%20%； 按占经营成本的一定比例估算，一般取 25%30%。 销售收入：销售收入=原油产量原油商品率吨油价格 原油商品率根据油田自用油情况估算，如 98%。 所得税：所得税=应纳税所得额33%； 应纳税所得额=利润总额-弥补前年度亏损额。 利润： 利润额税=销售收入-总成本-销售税金及附加-技术转让费 税后利润=应纳税所得额-所得税。 油田建设投资为： 总投资=勘探投资+开发投资+流动资金。 勘探投资： 指在区域勘探、 圈闭预探和详探阶段所发生的物资、探井、钻井辅助工程、探区建设工程和安装设备购置等费用。 开发投资：包括钻前、测井、固井、试油等工程费用。地面建设投资包括：采油工艺资、油气集输工程、注水注气工程投资、油 第 6 章 经济效益评价 - 69 - 气处理 （供电供排水、 通讯工程、 道路工程和矿区建设工程投资等。 万吨产能投资（投资效果） K=I/Q 式中：I油田建设总投资；Q油田建设的生产能力。 h) 现金流出：建设一个项目，必须投入劳动力、投入资金购买设备、材料、建工房等，这就是现金流出。 现金流出=总投资+经营成本+销售税金及附加+所得税 现金流入：投产后得到的收入，可用货币计量，叫现金流入。 现金流入=销售收入+回收固定资产余值+回收流动资金。 净现金流量：现金流入与现金流出的差额叫净现金流量。 某年净现金流量=销售收入-经营成本-销售税金及附加-所得税-总投资+回收固定资产余值+回收流动资金。 在生产服务期内净现金流量=销售收入-经营成本-销售税及附加-所得税 i) 财务净现值 FNPV 财务净现值是反映项目在计算期内获利能力的动态评价指标。一个项目的财务净现值是指项目按基准收益率或设定的折现率，将各年的净现金流量折现到建设起点的现值之和，其表达式为： () ()011niIcitFNPVCCi=+ 式中： CI现金流入量； CO现金流出量； (CI - CO)t第 t 年的净现金流量； n计算期； ic基准收益率或设定的收益率。 财务净现值可通过现金流量表中的净现金流量求得。其结果不外乎是净现值大于、等于或小于零三种情况。大于零时，表明项目获利能力达不到基准收益率或设定折现率水平。一般来说，大于等 第 6 章 经济效益评价 - 70 - 于零的项目是可以考虑接受的。财务内部收益率 j) 财务内部收益率是反映项目获利能力常用的重要动态评价指标。财务内部收益率本身是一个折现率，它是项目在整个计算期内各年净现金流量的累积折现值等于零时的折现率。 () ()0110niIitFNPVCCFIPR=+= 财务内部收益率可通过财务现金流量表现值计算，用试凑法求得。 一般来说， 试算用的两个相邻高低折现率之差， 最好不超过2%，最大不超过5%。经过计算可以看出，不管是在计入所得税之前，还是所得税之后，财务内部收益率都要大于基准收益率，这表明项目的获利能力超过或等于基准收益率的获利水平，从财务上看，该项目是可行的。 （基准收益率取12%） 。 投资利润率：投资利润率是指项目生产期内年平均利润总额与总投资的比率。 （5）经济评价结果 对于不同的井网形式，每年的经济效益都不同。以下是不同年份的经济效益的变化，具体变化如附表所示： 从附表3，4，5，6中可以看出，双台阶水平井的经济效益最好。主要是由于它在减少钻井井数时节约了钻井成本，而且随着钻井技术的发展，钻双台阶水平井的成本将会进一步降低，到时双台阶水平井的经济效益将会更好。 第 7 章 方案实施要求 - 71 - 第 7 章 方案实施要求 7.1 钻井施工 （1）钻井顺序：按照正常开发首钻井后在实施外甩开发首钻井。每口井完钻后，根据钻井的资料反馈的信息，以及调整钻井运行。直井段：采用 9 寸钻铤 18m+带扶正器的钟摆钻具。定点测斜，及时纠偏， 防斜打直。 水平段： 采用直径为 216mmPDC 钻头+5LZ165mm1.25单弯双扶正器螺杆+165mm 无磁钻铤 1 根+MWD 无磁短节1.69m+631410 无磁接头+127mm 无磁承压钻杆 1 根+127mm/斜坡钻杆 29 根+127mm 斜坡加重钻杆的钻具组合。 （2）按照设计进行钻井。 （3）进行抽油开采，再根据其实际生产能力再决定是否加密井网。 （4）严格控制泥浆比重和失水量，要求钻穿油层泥浆电阻率大于每米 3.5 欧姆，钻井必须采用防漏、防污染措施。 (5)根据计算井斜角大概为 48。 7.2 完井要求 1）封固质量：要求固井质量优良，油层井段封固质量要求优质。 2）有效厚度达到 5.0 米或单层有效厚度大于 2.0 米的井下套管，构造低部位与油井连通的井只要有砂岩也可下套管作为注水井，增加水驱控制程度。 3）在钻井时若未见任何油气显示的井，要及时调整完井方式。 7.3 射孔要求 1）投产之前进行精细的油层对比，设计较为完善的注采关系， 第 7 章 方案实施要求 - 72 - 为优化射孔方案提供依据。 2）油井投产初期一般只射开纯油层。 7.4 压裂要求 1）油井原则上需要压裂投产，但对储层物性较好的井可采取不压裂方式投产。 2）注水井一般不需要压裂，对小型注水困难可采取算话、小型压裂措施增住。 3）油井射孔、压裂在地面投产准备后就绪后方可实施，及时排液，减少射孔液、压裂液在油层中的浸泡时间。对压裂井要求加破乳助排剂，提高反排速度。射孔压裂后 48 小时必须投产。 7.5 动态监测要求 要求严格按照中国石油天然气股份有限公司油田开发管理纲要和具体的管理要求，搞好区块动态监测，按照油水井数的 20%比例选取部分开发进行动态监测，取全、取准各类动态资料，为油田开发管理和开发调整提供基础，具体监测井井号根据开发井钻后具体情况选择。 - 73 - 参考文献 1 罗蛰谭，王允诚.油气储集层的孔隙结构M.科学出版社，1986:21-137. 2 沈平平.油水在多孔介质中的运动理论与实践M.北京:石油工业出版社，2000:6-35. 3 高慧梅， 姜汉桥， 陈民锋.多孔介质孔隙网络模型的应用现状J，大庆石油地质与开发，2007，26(2):74-75. 4 姚军，赵秀才，衣艳静等.数字岩心技术现状及展望J.油气地质与采收率，2005，12(6):52-54. 5 周济福.渗流力学研究的现状和发展趋势J.力学与实践，2007，29(3):1-6. 6 罗蛰潭，王允诚.储层孔隙结构、润湿性和油田采收率J，成都理工大学学报，19(5):1-16. 7 廖明光， 夏宏全.孔隙结构新参数的顶点及其应用J.石油勘探与开发，1997，24(3):78-81. 8 廖明光，巫祥阳.毛管压力曲线分析新方法及其在油气藏描述中的应用J.西南石油学院学报，1997，19(2):5-9. 9 王尤富，凌建军等.低渗透砂岩储层岩石孔隙结构特征参数研究J.特种油气藏，1999，6(4):25-39. 10 李传亮.孔喉比对地层渗透率的影响J，油气地质与采收率，2007，14(5):78-87. 11 A.H.ThomPson. Fractal Sand stone Pores: Implications for Conductivity and Pore FormationJ.PhysiealReviewLetters.1985，54(12) 附图附表 - 74 - 附图 附图1.1 油层顶面构造 附图1.2区块砂体厚度等值线图 附图附表 - 75 - 附图2.2 油藏剖面图 附图 2.3 油藏有效厚度等值线图 附图附表 - 76 - 附表附表 附表1.1 M1井地层分层表 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 () 故障 提示 第四系 更新统 平原组 黄色粘土及散砂 255255 防塌 、 气侵 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 14851230 防 塌 防 卡 、 气侵 上 第 三 系 上 中新 统 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 1830345 防卡 防漏 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 2295465 防卡 、 喷漏 沙一上 大段灰褐色泥岩夹灰色、浅灰色中砂岩、灰绿色粉砂 235560 防卡 防喷漏 沙一中 深灰色泥岩 2558203 防卡、漏 沙一下 灰褐色白云质灰岩、灰褐色油页岩、棕黄色饱含油生物灰岩、灰白色生物灰岩 2670112 防漏 防卡 、 气侵 新 生 界 下 第 三 系 渐 新 统 沙 河 街 组沙三段 上部大段褐灰色泥岩夹浅灰色灰质砂岩、灰质砂岩、浅灰色粉砂岩 3000330 防漏 防卡 中生界 紫红色泥岩与紫红色砂质泥岩互层 305050 防卡 防漏 附图附表 - 77 - 附表1.2 M2井地层分层表 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 （） 故障 提示 第 四 系 平 原 组 黄色粘土及散砂 255 255 / / 防塌 明 化 镇 组 棕红色泥岩与浅灰色、棕红色砂岩互层。 1507 1252/ / 防卡 防喷漏 防气侵 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 / / 防掉卡 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 防卡 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 防卡 沙一中 深灰色泥岩 2550 184 防卡 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 防卡 防喷漏 防气侵 沙三1 深灰色泥岩夹薄层浅灰色粉砂岩。 2705 350 防卡 沙三2 大段深灰色泥岩夹薄层砂质泥岩与细砂岩 2860 155 防卡 新 生 界 上 第 三 系 沙三3 深灰色泥岩为主，夹浅灰色粉砂岩、油斑细砂岩。3000 140 / / 防卡 喷漏 气侵 - 78 - 附表 3 五点法： 涉及到时间的单位：年 涉及到费用的单位：万元 涉及到产量的单位用：吨 时间 井成本 地面建设 注水费 作业费生产维护费输油费油井年产量 油价 收入 现金流量累积利润0 7800 2500 0 0 0 0 0.00 4755.33 0.00 -10300.00 -10300.00 1 0 0 1200 44 500 500 18378.96 4755.33 8739.80 6495.80 -3804.20 2 0 0 1200 44 500 500 18326.10 4755.33 8714.66 6470.66 2666.46 3 0 0 1200 44 500 500 15269.87 4755.33 7261.32 5017.32 7683.78 4 0 0 1200 44 500 500 11547.73 4755.33 5491.32 3247.32 10931.10 5 0 0 1200 44 500 500 9417.81 4755.33 4478.48 2234.48 13165.58 6 0 0 1200 44 500 500 8368.08 4755.33 3979.30 1735.30 14900.87 7 0 0 1200 44 500 500 7675.20 4755.33 3649.81 1405.81 16306.68 8 0 0 1200 44 500 500 7217.30 4755.33 3432.06 1188.06 17494.74 9 0 0 1200 44 500 500 6889.04 4755.33 3275.96 1031.96 18526.70 10 0 0 1200 44 500 500 6637.11 4755.33 3156.16 912.16 19438.87 11 0 0 1200 44 500 500 6382.71 4755.33 3035.19 791.19 20230.06 12 0 0 1200 44 500 500 6174.86 4755.33 2936.35 692.35 20922.40 13 0 0 1200 44 500 500 5985.96 4755.33 2846.52 602.52 21524.92 14 0 0 1200 44 500 500 5831.66 4755.33 2773.15 529.15 22054.07 15 0 0 1200 44 500 500 5670.33 4755.33 2696.43 452.43 22506.50 16 0 0 1200 44 500 500 5548.03 4755.33 2638.27 394.27 22900.76 17 0 0 1200 44 500 500 5433.86 47
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