油藏工程课程设计油藏样本

前言陕甘宁盆地是三叠系正式形成一种内陆盆地。三叠系末印支运动使盆地整体抬升，延长组遭到风化剥蚀，形成一种辽阔东倾河谷系统，它以东西向甘陕古河为主干，诸多南北向支流汇入其中。侏罗系地层一方面沉积于这些河谷中，初期富县组沉积期间，盆地继续保持一段时间上升，而后渐趋稳定。马岭油田位于陕甘宁盆地东南部,天环向斜东翼.构造“基底”是三叠系延长组顶部风化壳。当前基本探明含油构造面积约00000㎡，闭合面积18800000㎡，闭合高度20—30m，重要油层系为侏罗系延安组，油藏埋藏深度在—3200m，基本探明原油地质储量7721.1419104t，预测油田面积和储量将进一步扩大。咱们重要研究了油田概况及地质特性，应用各层有效厚度，孔隙度及含油饱和度等参数求得储量丰度进而拟定各个小层地质储量。用容积法计算储量与各小层计算储量相差不大。依照表中所给数据求得主力油层各单井无阻流量，进而拟定该层原油产量，对该油藏产能进行测试，描述了渗入率、产能系数、含水率上升与含水率等关系，拟定了油藏产能大小。并对有藏采收率和可采储量进行了拟定。学习使用新型Swift试井分析软件进行7850水井及1-4a油井试井资料试井分析，输出该井各自资料有因次、无因次双对数曲线和半对数试井曲线。1油藏概况1.1地理环境该油藏层状低渗入砂岩油藏，位于陕甘宁盆地南部，天环向斜东翼斜坡中部，油田探明面积重要分布在陕西，甘肃，宁夏境内，地面海拔1120—1820m,含沙量大，油田所属地区属内陆性干旱气候，夏季最高温度36℃，冬季最低气温-28℃，平均气温7.8℃1.2区域地质构造1.2.1地层层序：该油田自下而上钻遇地层有中生界三叠系延长组，侏罗系富县组，延安组，直罗组和安定组，白垩系志丹组，新生界第三系和第四系，重要油层系为侏罗系延安组，油藏埋藏深度在—3200m。1.2.2生储盖组合：该油藏位于陕甘宁盆地东南部，构造基底是三叠系延长组顶部风化壳，三叠系末期，印支运动使盆地整体抬升，延长组受风化剥削和切割，古地形高低起伏，古河道，古残丘纵横分布，构造面积约00000㎡，闭合面积18800000㎡，闭合高度20—30m，油层分布在平台区和构造高部位，在上倾方向由岩相变化而形成圈闭，为岩性构造油藏结合油藏形态，水动力系统及开发特性，大体上把油田划分为俩大类：层状低渗入砂岩油藏和层状特低渗入砂岩油藏。该油藏属于层状低渗入砂岩油藏。1.2.3沉积类：通过测试该油藏为长石硬砂质石英砂岩沉积，多柔性岩块，为各种透镜状砂叠加而成，粗中粒，成分混杂，杂基含量普通在16%—48%之间，砂体持续性差，分选不好，油层渗入率低，普通仅在﹝1.0—22.7﹞×10，沉积时河流特点是迅速填积，稳定多河道互相交织，低弯曲度，小坡降，侧向受限制网状河流，通过对比，该储层沉积模式为网状河流砂体。1.3勘探成果及开发准备限度：1.3.1地震资料：由于盆地逐渐发展为河流湖沼相环境，形成了一套含煤系地层，沉积厚度9.2—62.2m之间油层重要分布在分流河道小砂体，中一细粒张石质砂岩，杂基含量普通在15%，砂体普通长2—5m，宽200—500m，砂体单层厚度2——5m左右，最大叠加厚度可达30m，呈正韵律，底部有较粗滞留沉积物，向上弯曲。依次浮现交错层理，斜层理，波纹层理等。1.3.2探井资料井资料：该油层分选性好，油层平均渗入率3.7。孔隙度14%——17%，油层沉积环境为三角洲相，浅湖相，由于三角洲不断后移，形成了零分布凸镜状小砂体。在这些不同砂体中，形成了许多以岩性圈闭为主各种类型油藏。2油藏地质特性油藏描述是对油藏动，静态特性综合性技术研究.油藏开发阶段不同,其描述目的与内容有很大差别.开发初期油藏描述是综合地质,测井,地震,岩芯及渗流物性分析试采及生产测试等资料,研究整个油田构造形态,储层岩相,构造特性及油藏基本参数空间分布规律,计算原油地质储量,估算油藏产能与产量,研究油藏开发过程中参数变化,综合构成对油藏动,静态特性详细描述.其中静态某些油藏地质特性描述,如下为马岭层状低渗入油藏地质特性.2.1油藏构造特性马岭油田位于陕甘宁盆地东南部,天环向斜东翼.构造”基底”是三叠系延长组顶部风化壳.三叠系末期,印支运动使盆地整体抬升,延长组遭受风化剥蚀和切割.古地形高低起伏,古河道,古残丘纵横分布，到侏罗系盆地整体下降，延安组初期地层沿河谷以添平补齐方式层层超复于古残丘周边，S1+S2末期，沟谷基本添平，S3及以上地层广布其上，差别压实成果，形成了与古潜山，古残丘基本一致披覆鼻状构造。构造向西倾没，向东抬升，近东西向。在鼻状构造内部可分为东，中，西三某些，西部为西倾阶梯状斜坡，与贺旗凹槽相邻，走向东北，它不但控制着地层沉积，并且也是油气运移重要通道。中部为微有起伏平台，东部为三个东西向次一级隆起，隆凹相间，油层分布在平台区和构造高部位，在上倾方向由岩相变化形成圈闭，为岩性构造油藏．2.2地层与沉积特性马岭油田自下而上钻遇地层有中生界三叠系延长组，侏罗系富县组，延安组，直罗组和安定组；白垩系志丹组；新生界第三系和第四系；重要含油层系为侏罗系延安组，油层埋藏—3200m．延安组为一套沙泥岩互层夹煤层沉积，地层厚度为300米，总体上呈下粗下细正旋回．依照次级旋回及沉积性质变化，分为，S4-5+S5，S3-4+S4，S1+S2，和S3，四个主力产层．马岭油田中一区位于甘陕古河道南侧，碎屑沉积物重要来自西南向东北流贺旗古河．初期富县组一方面沉积在这一河谷中，随着河谷充填，到富县组沉积后期，沉积范畴已经扩大到台地上.现对主力油层特性做以描述：S3油层：岩性为灰白色－灰褐色石英砂岩，以中砂岩为主，底部含砾和泥质团块，上部为细砂岩，顶部以灰黑色泥岩和泥质粉砂岩结束，下粗上细为不对称正韵律；层理为斜层理夹水平层理，底部有冲刷面，顶部为不规则水平层理或波状层理；层内无泥质夹层，只有少数井有致密砂岩或泥质粉沙岩夹层．S3油层：岩性为灰白色－灰褐色细－含砾粗，中砂岩，粗中－中砂岩占油层厚度70%～80%，层内泥质夹层小，粒度序列不清晰，类型多，正反，复合韵律皆有，以复合韵律为主，总体上呈无规则沉积序列；层理为底角度斜层理，直线斜层理和水平层理交互，顶部为水平层理和波状层理；粗细砂岩分带明显．全剖面岩性粒度粗，序列不清晰，具大型交错层理，层内夹层少和中心滩较固定等特性．S3油层：岩性为灰白色，灰褐色中细－细中粒石英砂岩，岩性纯，局部含砾，下部为中砂岩，上部为细砂岩，总体上看呈现下粗上细正旋回；层理构造为斜层理夹水平层理；砂岩底面有冲刷面，砂岩直接与泥岩接触．2.3油层特性2.3.1油层岩性，厚度，与物性特性中一区储层岩性为细－中粒为主（含粗粒）石英砂和长石石项砂岩，基本特点是胶结物含量高，胶结作用强，岩性致密，并具有一定水敏矿物，S3为纯石英砂岩，碎屑含量86.4%，胶结物含量13.6%．碎屑成分中石英占81.1%，长石0.4%，岩屑4.9%．石英含量占碎屑总量93.9%．胶结物以粘土为主，占8.7%，以及后生碳酸盐硫酸盐硅质等胶结物，胶结物类型以空隙，接触－空隙和空隙－接触为主，胶结比较致密．S3油层在马岭油田北区和中区沉积了一套石英砂岩，砂岩呈中厚层，薄层状．油层平均厚度11.1m，其上S1+S2油层平均厚度13.5m，其中油层内夹层少，岩心观测，砂体内不持续夹层为砂质泥质，泥质砂岩和致密粉细砂岩．S3-4+S4油层平均厚度14.7m，S4-5+S5油层平均厚度10.7m.岩心分析记录，油层平均空隙度12.7％，渗入率6.2毫达西，为明显低渗入．2.3.2油层储积空间与孔隙构造油层储集空间原生粒间孔，次生，溶蚀孔，晶间孔，裂隙孔构成．S3层长石含量少，岩性纯，孔隙以粒间孔为主，次为溶蚀孔，晶间孔，以及很少裂隙孔．S1+S2油层长石含量较多，在成岩过程中酸性水溶蚀下，长石发生强烈溶蚀和高岭石化，形成诸多次生孔隙，构成以粒间孔－溶蚀孔为主孔隙网络．储层非均质特点是：喉道细，属大孔隙，细喉道类型；孔喉系统分为由大喉道连通孔隙体积（40%）、中档喉道连通孔隙体积（40%）和小喉道连通体积（30%）．水驱油实验成果，大喉道连通孔隙多，无水期驱油效率越高；小喉道连通孔隙越多，孔喉月不均匀，残存油越多，水驱油效率越低．石英次生加大破坏了孔喉分选性，渗入率越高，孔喉分选性越差，产生了与原生粒间孔相反特性．2.3.3成岩作用与矿物延安组地层沉积后，经历了机械压实，化学压溶，酸性水溶滤等多期成岩作用，使油层孔隙度减少，渗入率减少．成岩过程中重要自生矿物有伊利石、高龄石和晚期碳酸盐、硫酸盐胶结物．成岩初期产物伊利石对渗入率影响很级大．自生高龄石有两种类型，一种是由长石蚀变而来，另一种是直接在孔隙中沉淀出来．延安构成岩作用特点是成岩作用经历时间长，作用强，地层压实后又经历了自生胶结，石英次生加大普遍固结，高龄石又一次充填，油气运移汇集后，晚期又有碳酸盐，硫酸盐，局部固结，只有充填，很少迁移，孔隙中布满填隙物，化学胶结作用十分强烈，导致了油层低渗入．2.4油藏类型2.4.1古地貌特性陕甘宁盆地是三叠系正式形成一种内陆盆地。三叠系末印支运动使盆地整体抬升，延长组遭到风化剥蚀，形成一种辽阔东倾河谷系统，它以东西向甘陕古河为主干，诸多南北向支流汇入其中。侏罗系地层一方面沉积于这些河谷中，初期富县组沉积期间，盆地继续保持一段时间上升，而后渐趋稳定.2.4.2油藏圈闭在鼻状构造内部可分为东，中，西三某些，西某些为西倾阶梯状斜坡，与贺旗凹槽相邻，它不但控制着地层沉积，并且也是油气运移重要通道。中某些为微有起伏平台，东部为三个东西向次一级隆起，隆凹相间油层分布在平台区和构造两部位，在上倾方向由岩相变化形成圈闭，为岩性构造油藏。2.5油藏中流体性质与渗流特性2.5.1流体性质（高压物性）原油属低粘，低含硫石蜡基原油，原油性质较好。原始条件下原油体积系,饱和压力下原油体积系数,原油压缩系数原油粘度地层水性质：地层水压缩系数原始含水饱和度,地层水粘度天然气性质：本区天然气属于油藏伴气愤，在地下处在溶解状态。原始地层原油粘度为,地层水粘度为,油水粘度比为3.327对油流动比较有利。表1-1油藏基本参数含油面积（）27.7平均有效渗入率(µm2)0.0062地质储量（104t）7627.8777地面原油密度(g/cm3)0.818原始地层压力（MPa）28.8地面原油粘度(mPa.s)1.14原始饱和压力（MPa）18.2地层油体积系数1.7平均有效厚度（m）5平均有效孔隙度（%）12.7平均有效孔隙度（%）12.7体积系数1.52.5.2渗流特性油水相对渗入率，依照对样品油水相对渗入率测试，。(见图表)表2-1油水相对渗入率31.683540455055606570.3600.0070.0130.0330.0490.0650.0850.110.16210.80.490.220.120.0650.030.010图2-1油水相对渗入率曲线图2-2原油压缩系数与地层压力曲线关系曲线表2-2原油黏度与地层压力关系地层压力(MPa)18.215.8112.899.979.14原油黏度(mPa·s)1.11.191.281.371.46图2-3原油黏度与底层压力关系曲线表2-3毛管压力Sw(%)31.683540455055606570.36pcow(MPa)0.850.66990.45440.3240.2210.1650.1350.1160.0963图2-4毛管压力曲线表2-4相对渗入率关系含气饱和度%05101520253035404163气体相对渗入率000.0420.0760.1250.190.2480.3210.3950.4050.56原油相对渗入率10.7060.4820.3160.1980.1160.0630.030.00100图2-5油气像对渗入率关系曲线2.6驱动及流体分布把延安组油层岩心铸体薄片孔隙体系光刻到玻璃板上，制成显微模型，在显微镜下进行油驱水和水驱油实验，直观揭示了水驱油过程，残存油分布，相对数量及形成机理。微观模型常规水驱油显示为润湿性不同，水驱时油水运动形式明显不同。在亲水模型中，注入水一方面沿大孔隙壁楔入爬行，水膜逐渐加厚，水从边部逐渐向孔隙中部推动，从而把油驱出，当注入水到达孔隙出口喉道处，孔喉比较大时，水很容易把油卡断，形成孤岛状残存油留在孔隙中间，对于普通并联孔道来说，注入水能比较快占据小孔道，当孔喉太小时注入水绕国这些小孔隙喉道所控制含油某些。从而有较多原油呈簇状残留下来。当油层渗入率分布不均匀时，虽然毛管力是驱动力，但注入水重要还是在高渗入某些窜流，低渗入某些是很难进水，当提高注水压力，这些残存油仍也许发生流动原已被水占据大孔道仍有也许再被油侵入，这时油以油柱或细长油滴形式在孔道中心部位移动。在亲油模型中注入水一方面沿大孔道轴部推动，指进现象非常明显无水期很短，大量油是在油水同流期采出，油水同流是以较大油滴形式产出，被小孔道包围大孔隙油较难排出，残存油明显高于亲水模型，亲油限度越高指进现象越严重，残存油饱和度越高，模型中残存油饱和度最高可达50%以上。残存油分布特性是：在亲水模型中残存油重要形式是以不规则珠状，索状和簇状，绝大某些被水分割成孤立状态滞留在孔隙中。在亲油模型中残存油形态有三种，一是以被小喉道包围大孔隙中大片油块；另一方面是残在小孔隙和一端封闭死孔隙中原油；三是以油膜，油珠状态吸附在孔壁上原油。另一方面尚有显分:提高注入压力，残存水，残存油分布状况也许发生变化，并继续流动，但靠提高压力来提高水驱效果很不抱负，当注入压力提高一倍时只有少量残存油被驱动,因而现场难以实现。2.7地层压力原始地层压力,饱和压力废弃地层压力3储量计算3.1储量计算容积法油、气储量是指引油田勘探与开发，拟定投资规模重要根据。在油田勘探初期，要算准储量比较困难，容积法正是在油田投产前唯一可运用静态资料计算储量办法，它合用油藏类型广泛，对不同圈闭类型、储集类型和驱动方式油藏均可使用。它沿用时间长，从发现油田到开发中期都可使用。因此容积法是国内储量计算中使用最广泛一种办法。容积法计算储量可靠性随资料增多而提高。从经验来看，普通大、中型构造油藏储量计算精度较高，断块，岩性和裂缝性复杂油气藏储量计算精度较差。容积法计算油、气储量实质是计算地下岩石孔隙中油、气所占体积，然后用地面重量单位或体积单位表达。原油地质储量计算公式为：N=100AhΦ(1-Swi)ρo/Boi（3-1）式中N——原油地质储量，104tA——含油面积，km2h——平均有效厚度，m；——平均有效孔隙度，%；Swi——平均束缚水饱和度，%；ρo——平均地面脱气原油密度，t/m3;Boi——平均地层原油体积系数。代入数据，对S1+S2油层组：N1=100×25.0×11.1×0.13×0.63×0.822/1.540=2876.9971（10t）对S3油层组：N2=100×22.3×13.5×0.13×0.65×0.815/1.462=3031.1（10t）对S3-4+S4油层组：N3=100×12.9×14.7×0.12×0.62×0.818/1.441=1663.0192（10t）对S4-5+S5油层组：N4=100×1.5×10.7×0.13×0.61×0.818/1.441=150.0256（10t）地质储量：N=N1+N2+N3+N4=2876.9971+3031.1+1663.0192+150.0256=7721.1419（10t）3.2参数拟定3.2.1油层有效厚度平均值计算储量需要代表整个油田和区块油层平均有效厚度。选取有效厚度平均办法与油田地质条件和井点分布状况关于。油层有效厚度平均值有算术平均法和面积权衡法。算术平均法求油层平均有效厚度为各井油层组有效厚度累加值除以总井数；面积权衡法与算术平均法不同之处在于面积权衡法“权”，由每口井所控制面积决定。因此面积权衡法合用于井网不均匀评价钻探地区。平均有效厚度（用算术平均法计算h=有效厚度总和/含油面积）h=（11.1×25.0+13.5×22.3+14.7×12.9+10.7×1.5）÷27.7=28.3（m）3.2.2油层平均孔隙度计算孔隙度平均值，应当用油层有效厚度范畴内分析样品数据，或测井数据。平均有效孔隙度应采用岩石体积权衡法。此外，需要计算平均体积系数、平均原油密度等。平均有效孔隙度（用有效厚度作权系数Ф=∑hjФj/∑hj）3.2.3油层渗入率平均值K=0.0062µ3.2.4平均束缚水饱和度计算平均束缚水饱和度，也可通过取芯并进行室内实验，通过加权即可求得。平均束缚水饱和度（用有效厚度作权系数Swi=∑hj·Swij/∑hj）3.3储量评价储量计算完毕后，应对油气藏储量进行评价，这是衡量勘探经济效果，指引储量合理使用一项重要工作。储量评价工作普通按如下几种方面及评价原则进行。3.3.1流度K/μ高：>80；中：30—80；低：10—30；特低：<10。代入数据，5.44<10故该油田为特低流度油田3.3.2地质储量（108吨——油田、108方——气田）特大油田：>10大型油田：1—10大型气田：>300中型油田：0.1—1中型气田：50—300小型油田：<0.1小型气田：<50总地质储量N=7721.141910t=0.772110t0.1<0.7721<1故该油田为中型油田3.3.3地质储量丰度（油：N/A气：G/A）油田(104t/km2)气田(108m3高丰度：>300>10中丰度：100—3002—10低丰度：50—100<2特低丰度：<50代入数据，N/A==278.7416(104t/km2)100104t/km2<278.7416104t/km2<300104t/km2故该油田为中储量丰度油田3.3.4油气井产能千米井深稳定日产油量t/d·km千米井深稳定日产气量104m3高产：>1510中产：5—153—10低产：1—5<3特低产：<1代入数据，千米井深稳定日产油量==0.6349（t/d·km）（平均单井产能计算见下某些）0.6349<1千米井深稳定日产油量属于特低产水平单位厚度采油指数t/d·MPa·m高：>1.5；中：1—1.5；低：0.5—1；特低：<0.5单位厚度采油指数====0.00601(t/d·MPa·m)0.00601<0.5,故为特低水平。3.3.5油层埋藏深度油田气田浅层：<<1500中深层：—32001500—3200深层：3200—40003200—4000超深层：>4000>4000由地质资料可知，马岭油田侏罗系埋藏深度在—3200间，故该油藏为中深层油藏通过储量评价，即可为全面规划投产油田顺序、资金分派等作出决策。3.4采收率预测设定1988年5月1日至1989年5月1日这一年时间采油速度为0.2%，这一年时间采油量Np=N0.2%=7721.14190.2%=15.4423（10t）产量Q=423.077（t/d）=517.209（m/d）单井平均产量为5.172m/d（初期总采油井数为100口，见油藏工程设计某些）由pwf（t）=pi-2.1208（lgt+lg+0.8686S+1.9077）（3—2）取S=0，pwf（t）=pi-2.1208（lgt+lg+0.8686S+1.9077）=28.8-2.1208{lgt+lg[0.0062/(0.127×1.14×20.65××)]+1.9077}取：pwf（t）=pb=18.2MPact=cP+coSo+cwSw+cgSg初期Sg=0ct=6.52+19.560.628+4.970.372+0=20.65（1/MPa）取S=0，pwf（t）=pb=18.2MPa，并把其他数据代入公式（3—1）得t=0.0183h由上面计算可知，油井生产很短时间，井底压力减少到饱和压力，为了有效开发油藏，防止溶解气分离，故一开始就进行注水，见油藏工程设计某些。对反九点法注水井网：注水井井底压力p==29.4MPa=pe设定此油藏为圆形油藏，流体作平面径向稳定渗流，由丘比公式得：（3—3）取pwf（t）=pb=18.2MPa，并把其他数据代入公式（3—2）得：q=1.9047（m/d）油田1988年5月试采，1996年见水。这9年间持续注水，100口井共可获得原油量为64.0668104t，1990年刚开始见水时，采出限度为1.57%。假定含水率按每年2%增长速度递增，则累积产水量与累积产油量可预测如下表：表3-1时间/年累积产油量N/m累积产水量W/mlgW1988708799.213373.131989775539.94117.93.611990840890.28289.23.921991904850.013850.94.141992967419.420803.14.3219931028598.429145.74.4619941088386.938878.74.5919951146785.050002.14.7019961203792.762516.04.80运用上表数据，以Np为横坐标，以lgWp为纵坐标在直角坐标系绘制下面关系图,并拟合出直线方程。图3-1N-lgW关系曲线图即lgW=1.156+3NB=3，A=1.156当含水率为98%时，WOR=49W==7.092199t由lgW=1.156+3N知，N=189.826m3当含水率为98%时,采出限度为2.004%以上分析阐明：仅靠水驱办法提高采收率，采收率很难提高。因此，针对油田特低渗入性，可采用超前注水、压裂、酸化等办法提高采收率。4油田开发方针和原则高效开发油田主线规定是少投入，多产出，获取最大经济效益。然而，油田开发效果是由若干因素所决定，例如：开发规模，井网形式，进距，井数，开发方式，采油速度，配产等不同，都将对油田开发效果产生很大影响，而最优开发方案只能在各种不同方案技术经济指标对比分析后来才干得出。油田开发应坚持“少投入，多产出”原则，以尽量获取最大经济效益。为此，在气田开发中应尽量采用高新合用技术，综合配套，全面提高气田开发效果。4.1开发方案设计.钻采工艺设计和地面工程设计应协调衔接，保证油田开发系统整体效益。4.2总体规划布置，分期实行.在保证产油量前提下，初期尽量少打井，避免资金积压，减少投入，减少成本，缩短投资回收期。4.3由于长S1+S2、S3、S3-4+S4、S4-5+S5四油层组除含油面积和深度有异外，其她参数均很接近。通过一翻实验与比较，决定采用反九点法面积井网对两层同步进行开发。S1+S2含油面积25km2且油藏厚度为11.1m，S3含油面积22.3km2，且油藏厚度13.5m，S3-4+S4含油面积12.9km2，且油藏厚度14.7m。S4-5+S5含油面积1.5km2，且油藏厚度10.7m.因此，初期可以先以S4-5+S4.4为保证油量持续供应，建议初打井数不应超过筹划打井数80%，留下20%井数应考虑在中后期作为开发调节使用。4.5由于所属油藏K=0.0062（µm2）。孔隙度为0.127，故其属于低渗油气藏。因此，要采用压裂注水开采方针，努力改造地层性质，实现原油持续开采。4.6在方案实行过程中逐渐建立完整动态监测系统。初期运用不具备工业原则探井做观测研究。开发中运用低效开发井，并补充个别新钻井作观测井。5油藏工程设计5.1开发方式拟定依照物质平衡方程可以判断天然能量大小：==（5-1）=11.02则有10<Npr<30，因此天然能量比较充分，但是由于马岭油田属于层壮特低渗入型油藏，平均渗入率仅为6.2µm2，且该油藏是由下部河流充填式沉积发展为上部三角洲，沼泽沉积相，在这样沉积环境中，砂体沉积小，侧向持续性差，地层不能形成良好渗流条件，依托天然能量开采，采收率低，因而从经济效益看来必要用人工注水开采方式。依照地质资料反映，该油藏地饱压差大，边水不活跃，且依照已给参数懂得有pi>pb，则该油藏为欠饱和油藏，驱动方式为弹性水压驱动类型。5.2开发层系划分开发层系划分，既要达到纵向上波及体积提高，又要有最佳经济效益，依照层系划分原则，一种独立开发层系应当具备一定地质储量，依照容积法计算，四个层系原油地质储量分别为：对S1+S2油层组：N1=100×25.0×11.1×0.13×0.63×0.822/1.540=2876.9971（10t）对S3油层组：N2=100×22.3×13.5×0.13×0.65×0.815/1.462=3031.1（10t）对S3-4+S4油层组：N3=100×12.9×14.7×0.12×0.62×0.818/1.441=1663.0192（10t）对S4-5+S5油层组：N4=100×1.5×10.7×0.13×0.61×0.818/1.441=150.0256（10t）地质储量：N=N1+N2+N3+N4=2876.9971+3031.1+1663.0192+150.0256=7721.1419（10t）且四个层系互相独立，又由于四个油层孔隙度，含油饱和度相近，均属低渗入型油藏，原油性质相近，属于一种压力系统，单井采油能力低等特点，可以设计一种开发层系分层注水，合层开发。5.3开发井网布置合理开发井网是高效开发油田重要条件之一，对于像马岭油田这样特低渗，非均质性比较明显非常规性油田，需要拟定一套合理开发井网。依照此油田地质特性和储曾物性参数，此油田井网布置需要从如下几种方面来考虑：5.3.1网要能最有效控制住油藏储量。5.3.2井网能保证达到一定生产规模和一定稳产期。5.3.3要能保证尽量高采收率。5.3.4钻井投资及工作量最小。5.3.5为开发后期调节留有余地。依照资料显示，在此区块初期开发采用面积注水开发实验，采用600m井距，反九点不规则面积注水井网投入开发，随着油田衰竭式开采，采收率逐渐减少，因而在原井网基本上进行了加密调节，用数值模仿计算了主力油层，不同井距（300，400，500，600），不同井网（五点法，反七点法，反九点法）12个方案，从计算成果及经济效益看来，井距增大，打井少，效益好。反七点法效益最差，同一井距五点法比反九点法效益好。对比成果以为：300，400m五点法和反九点法，500m反九点法5个方案可以选用。但是，此5个开发方案中，可采限度差别比较大。通过模仿计算，在同一开发年限下（45年），400m反九点法含水率，日注水，累积产水，注入倍数均为最小，采出限度，累积采油量均为最大，在含水率为95%时开采年限超过了45年，因此采用400m反九点法为最佳方案。反九点法井网分布为：每一种注水单元为一种正方形，其中有一口注水井和八口开发井。注水井位于注水单元中央，四口生产井分布在四个角上（称为角井），另四口井布于正方形四个边上（称为边井）。其注采井数比为1：3。但是随着油田开发，井距还应当依照开发现状和剩余油分布进行恰当加密。5.4开发指标预测和评价由于已知pi=28.8MPa，pb=18.2MPa，pi>pb，则此油藏为欠饱和油藏，且该油藏驱动方式为未饱和油藏天然弹性水压驱动。该油藏条件为：pi>pb，系数m=0，Rp=Rs=Rsi，Bo-Boi=BoiCo△P则该油藏简化物质平衡方程式为：，其中—天然水侵量—人工注水量得：=，=则可以运用物质平衡方程对此油田做一动态预测。5.4.1拟定采出限度原油累积产量公式为（5-2）在注水保持地层压力下，Boi>>Bo，则上式可以简化为：=2155.6926(104t)此时，假定此油田当前处在高含水采油期，且当前含水率约为60%~90%，在此假定Sw>>0.80。则可以计算得马岭油田当前采出限度为：5.4.2开发现状就油田开发全过程而言，任何油田开发都要经历产量上升，产量稳定，产量递减三个阶段，马岭油田当前已经进入高含水开采(幽静产量占总产量地2/3)，进行含水类型拟合，其成果均属于S—凹型（有S型，S—凹型，凹型三种类型），拟合得有关S—凹型曲线，有公式：其中—平均采出限度含水上升率公式为：由于马岭油田各区块与其他油田含水曲线具备共同特性，即没有无水采油期S—凹型含水曲线类型，只是初始含水高低影响各油田采收率。表5-10.011550.183290.365490.5593560.766653.310893.50563.724753.9730974.256857图5-1含水率上升与含水率关系曲线大体图5.4.3可采储量和最后采收率拟定由于注水开发油田，其开发指标间存在着线性关系式，在注水开发油田过程中，可以依照实际资料，运用线性回归法求得和实际关系式，用此对该层系将来动态进行预测。当注水开发实验结束时，可依照此时含水率得知（例如含水为95%或98%等）累积产水量(Wp)max和水油比(WOR)max，进一步依照甲型水驱特性公式推倒求得可采储量。（Npmax）和最后采收率（）。5.4.4高含水期开采马岭油田开发已经十几年，已从低含水开采进入了中高含水开采期，从实际资料来看，油田开发效果是好，从主力油层开采实践中，以为该阶段除继续对致密层挖潜外，应考虑变化注水方式及开展三次采油实验来挖潜高含水层，剩余油较多储层潜力。5.5注采压力系统注水开发油田需要获得好开发效果，除了合理注采井网外，还要建立合理注采压力系统，需要满足油田开采速度所需要注采压差，必要达到注采压力系统平衡。在拟定此区块采用400m井距，反九点法井网，做出符合上述条件下不同含水，不同压力下注采压力平衡图（IPR—IIR曲线），由此可以拟定出不同含水时，满足注采平衡条件最大产液量及地层压力界限。马岭油田反九点法注采井数比为1:3（例如30口注水井，100口采油井），做其相应IPR—IIR曲线，从曲线上求出不同含水时达到注采平衡条件下最大采液速度及地层压力界限值，再做出给定不同采油速度与含水关系曲线，由此图可以求得任意一地层压力下，不同含水时最大采液量。5.6产能评价5.6.1单井产能测试特点及成果在当前条件下，酸化是油井正常投产必备条件，起初，酸化规模也许很小，仅能起到溶解作用，但是，随着酸化技术发展，油层进一步改造，预测产能尚有潜力。由于马岭油田属于特低渗入型油田，因而仅依托纯注水来提高原油生产能力尚有一定开发难度。压裂改造是提高低渗入油层生产基本手段已被理论和实践所证明。油井投产后需要通过压裂来扩大有效体积系数来提高各分层驱替效果：使油藏开采限度进一步得到提高。5.6.2油井合理配产办法和稳产法对油井合理配产是高效开发油田一种重要环节。各种配产办法为油井和分阶段实行方案配产提供了可靠曲线。经常采用办法有：经验记录法，采油曲线法，双目的优化法，协调配产法，拟稳态法，物质平衡法（MBE），数值模仿法，试采评价等办法。其中，采油曲线法是从油井二项产能出发，油井生产压差pcpwf为地层压力pc和油井产量q函数。本地层压力一定期，生产压差仅使油井产量函数，当产量q较小时，油井生产压差与产量q生产关系呈直线关系，△P与q呈曲线关系且凹向压差轴,将偏离直线那一点产量作为油井配产产量配产办法就是采油曲线配产法。物质平衡法是运用物质平衡方程结合二项式采油方程:Pr2-pwf2=Aq+Bq2,对油井生产动态预测前面已经提到，此油层为不封闭型欠饱和油藏，驱动方式为弹性水压驱动，其物质平衡方程为：N={NpBo-(We-Wp)Bo}/BoiCtP，以该井最低井底流压pwfmin及稳产时间不不大于为限制条件，当油井以某一产量生产，其井底压力达到最小值时生产时间不不大于，则以为油井这一产量为该油田稳产产量。经计算，带入数据得：得：=221.552t马岭油田稳产产量为221.552t。6经济评价6.1投资估算本项目投资估算涉及固定资产投资估算、建设期利息估算及流动资金估算。6.1.1固定资产投资估算6.1.1.1勘探投资按照本项目动用中部气田探明储量比例，考虑到运用已钻58口井投资进行估算，该项目勘探投资估算为2950万元。6.1.1.2开发井投资本油田开发钻井100口，成本每米5000元，平均井深3018米，估算开发钻井投资为30180万元。6.1.1.3地面建设投资地面建设投资为钻井投资30%，估算为9054万元。6.1.2流动资金流动资金按固定资产投资3%估算，估算值为1327万元。6.2经济估算本项目经济评价是根据国家计委、建设部《建设项目经济平均办法与参数》（1993年7月第二版）、石油工业建设项目经济评价办法与参数》规定及关于政策进行，重要考察该项目获利能力、清偿能力及负债状况，以判断项目在财务上可行性。6.2.1采油成本估算6.2.1.1成本估算根据①开发及地面建设方案②全行业油气成本资料③其她关于资料6.2.1.2本开发项目生产期分自然稳产齐、调节稳产期等阶段①折旧费：固定资产形成率80%，综合残值率3%，综合折旧年限为9年，固定资产折旧费每吨原油100元。②储量使用费：按每吨原油59元，每千方气5元计算。③操作费用：涉及材料费、燃料费、动力费、井下作业费、注水费、三脱费、维护费等，共计每吨油356元。6.2.2销售收入及税金估算6.2.2.1销售收入按商品率97%计算，产品价格为每吨油1000元，每方气0.5元计算。6.2.2.2税金按产品销售税率18%计算6.2.3财务评价及成果按照《建设项目经济评价办法与参数》（第二版）规定办法，根据前面所选定参数进行财务评价，编制相近流量表详见表二，重要财务评价指标见表一表6-1财务指标汇总表序号项目单位成果备注1财务内部收益率%12.35所得税后%14.51所得税前2投资回收期年5.413财务净现值万元26344投资利润率%7.765投资利税率%10.826.2.4评价结论从评价成果可以看出，本项目具备一定经济效益，所得税前内部收益率为14.51%，所得税后内部收益率为12.35%，均不不大于基准收益率12%。本项目在财务上是可以接受。本项目投资回收期为5.41年，阐明项目投产后具备较强偿债能力，且投资可以在较段时间内回收。项目实行后要拟定合理油气价格，并要采用办法保证油田稳产。表6-2财务钞票流量表（所有投资）（单位：万元）序号项目123451钞票流入1.1产品销售收入014979.0314979.0314979.0314979.031.2其她00000共计014979.0314979.03114979.03114979.0312钞票流出2.1勘探投资500000002.2钻井开发投资3018000002.3地面建设投资905400002.4折旧费01544.231544.231544.231544.232.5储量使用费(油)0911.096911.096911.096911.096储量使用费(气)030.93930.93930.93930.9392.6操作费0497.459497.459497.459497.459税金02696.2262696.2262696.2262696.226小计442345182.4915182.4915182.4915182.4913净钞票流量-442349796.549796.549796.549796.544合计钞票流量-44234-34437.46-24640.92-14844.38-5047.84序号项目6789101钞票流入1.1产品销售收入14979.0314979.0314979.0314979.0314979.031.2其她00000共计14979.0314979.0314979.0314979.0314979.032钞票流出2.1勘探投资000002.2钻井开发投资000002.3地面建设投资000002.4折旧费1544.231544.231544.231544.231544.232.5储量使用费(油)911.096911.096911.096911.096911.096储量使用费(气)30.93930.93930.93930.93