油藏工程课程设计模板

油藏工程课程设计资料内容仅供参考，如有不当或者侵权，请联系本人改正或者删除。目录TOC\o"1-3"\h\u132381油藏描述 1251321.1油藏概况 1164061.2油藏地层特征 1221771.3油藏沉积特征 2321531.4油藏构造特征 257861.5岩石学特征 3309241.6物性特征 414771.7温压系统 7211441.8原油性质 896251.9地层水性质 95421.10渗流物理性质 997651.11储量计算及评价 1078711.11.1储量计算方法 1047561.11.2储量参数的确定 11151321.11.3储量评价 1278342三维地质模型的建立 13249102.1导入井头数据、分层数据 1311152.2断层模型 144232.3网格模型设计 1578312.4构造模型 15288602.5属性模型的建立 1623302.5.1渗透率模型 16139662.5.2孔隙度模型 1786372.6划定油水界面 17163812.7储量计算 18221522.8三维地质模型储量计算及储量拟合 19197033.数值模型建立 19209053.1地质模型导入 2023053.2流体性质 21231363.3相渗关系 24268813.4储量计算 25148653.5储量拟合 261254油藏工程论证 27120534.1油藏产能评价 27209034.2单井产能 287834.3开发层系划分 29304454.3.1开发层系的分析 29186264.3.2开发层系划分的原则 30148244.4开发方式论证 3196604.4.1天然能量驱动采收率预测方法 3227784.4.2注水开发水驱采收率预测方法 33282554.4.3注水开发可行性论证 3495084.5井网密度的计算 38202254.6井网密度和井距的确定 42205684.7注采压力系统优化 42213074.8注水压力 45273384.9注水井注水量 47257705开发方案设计 4745645.1开发方案设计原则 47257665.2开发井网部署 4874725.3开发方案指标预测 49247645.4经济评价及方案优选 5435965.5方案优选 551油藏描述1.1油藏概况LJ油田位于G省QL山山前地带JX盆地南部LJ隆起带,区块拐点坐标如表1.1所示。油田内地表为丘陵,地面平均海拔830m,呈南高北低的冲积缓坡,地表高差较小,自然条件较差。该油田属大陆性温带干旱气候,干燥多风,每年4～6月为风季,年平均气温6℃,平均降水157.2mm,多集中在6～8月,偶有山洪爆发。油田内水电、通讯设施较为完善,312国道穿过市区,沙石公路直达井场,交通便利。表1.1区块拐点坐标拐点X坐标Y坐标11800000045000002180030004500000318003000450250041800000045025001.2油藏地层特征LJ背斜隆起地区自上而下钻遇的地层主要有第三系SL河群和BY河群,与下伏白垩系红色含砾泥岩呈不整合接触。第三系BY河组的砂岩是LJ油田的良好储层,其中发育的泥岩是良好的区域盖层。根据钻井所揭露的地层岩性、电性及泥岩隔层的特征,将油田的油层段与油层进行划分与对比,划分出1套含油地层(L层),3个砂层组9个小层(表1.2)。油层组砂层组单砂层单砂层个数LL1L11、L12、L133L2L21、L22、L23、L244L3L31、L322表1.2LJ油田油层命名表1.3油藏沉积特征L油藏为河流和三角洲沉积体系,主要发育辫状河、三角洲平原和三角洲前缘等沉积亚相(表1.3)。表1.3L油藏沉积体系划分表沉积体系(相)亚相微相发育特征识别标志分布状况河流辫状河河道砂坝具有宽广的河道,泛滥平原泥质沉积不发育砂岩粒度粗,含砾,砂体厚度大。L3泛滥平原三角洲三角洲平原分流河道研究区以发育河道及其堤泛沉积为主砂泥岩互层,多夹煤线,发育槽状、板状交错层理,含植物和淡水动物化石,见虫孔和植物根,河道间沼泽发育。L2天然堤决口扇河漫滩三角洲前缘水下分流河道有多次级分流汇合作用三角洲前缘沉积由中-细砂岩及粉砂岩组成,并夹泥岩,见槽状、板状交错层理、平行层理和沙纹交错层理,常具滑动变形层理、包卷层理和水平虫迹,含介形虫、叶肢介、瓣鳃类、鱼类化石以及植物化石碎片L1河口坝不太发育,常被后期水下分流河道冲刷远砂坝三角洲前缘向湖延伸的末端,多为厚度不大粉砂岩席状砂分布面积广泛,厚度较薄,砂质较纯水下天然堤属于水下堤泛沉积,常网状水下分流河道分隔水下决口扇分流间湾1.4油藏构造特征L油藏位于LJ背斜带的中部,是该带的一个主要构造。该构造发育在第三系,其总体形态是走向为北西-南东方向的穹隆背斜,长短轴比为2.4,地层倾角一般不超过10,个别地段受构造影响岩层倾角变化大。该区发育两条断层F1、F2,延伸长度分别为4.8km、2.5km,断距最大达70m。总体属于地质构造简单类(图1.1)。图1.1LJ油藏砂岩顶面构造图1.5岩石学特征L油藏储层的岩石碎屑成分,石英占80％,变化范围为70％～90％;长石与岩屑各占10％,长石变化范围为5％～15％,岩屑变化范围为5％～25％。平均粒径为0.07～0.187mm,颗粒磨圆次棱～次圆状,标准偏差为1.432～1.680,颗粒分选较差。岩石的成分成熟度和结构成熟度较高。胶结物的成分主要为泥质和钙质。胶结物含量变化范围为5％～15％,泥质含量为5.9％～11％,碳酸盐含量很少。泥质胶结物中粘土矿物蒙脱石相对含量为41.2％,伊利石为46.8％,高岭石为12％。纵向上L3层钙质含量高,L1层钙质含量少,泥质含量由东向西增加。L3层发育钙质结核,其它层较少,所见结核有一定的滚圆度,是经过短距离搬运后沉积的钙砾。1.6物性特征根据测井解释结果,探井W1~W5井的储层厚度、孔隙度、渗透率等数据如表1.4~表1.8所示。其中,孔隙度变化范围12.3%~23.5%,平均17.9%;渗透率变化范围47.4mD~134.6mD,平均81.8mD。(a)按储层孔隙度大小,将储层分为五类(见表1.4)。表1.4储层孔隙度分类分类碎屑岩孔隙度(%)非碎屑岩基质孔隙度(%)特高≥30高≥25～＜30≥10中≥15～＜25≥5～＜10低≥10～＜15≥2～＜5特低＜10＜2(b)按储层渗透率大小,将储层分为五类(见表1.5)。表1.5储层渗透率分类分类油藏空气渗透率(mD)气藏空气渗透率(mD)特高≥1000≥500高≥500～＜1000≥100～＜500中≥50～＜500≥10～＜100低≥5～＜50≥1.0～＜10特低＜5＜1.0综上可得,该油藏为中孔中渗油藏。

表1.6W1井测井解释(KB=719m)层号层位顶深,m底深,m储厚,m解释结论POR,%PERM,mD1L111915.21919.24.0油层17.987.92L121926.91929.93.0油层17.875.73L131936.91941.04.1油层14.862.14L211951.01953.42.4油层22.4124.95L221963.21966.53.3油层16.568.66L231979.91982.62.7油层18.183.47L241992.11997.25.1油层16.672.88L31.4.96.5油层20.1102.99L322026.82030.53.7油层21.6105.4表1.7W2井测井解释(KB=808.4m)层号层位顶深,m底深,m储厚,m解释结论POR,%PERM,mD1L112158.42162.84.4油层20.7107.82L122177.62181.43.8油层1978.83L132193.92198.04.1油层16.871.04L212210.92214.43.5油层22.9134.65L222224.82229.24.4油层17.673.76L232242.42245.63.2油层20.090.47L242258.72264.25.5油层17.984.08L312281.92289.67.7油水同层21.8109.39L322302.92306.94.0油水同层23.5131.9

表1.8W3井测井解释(KB=817m)层号层位顶深,m底深,m储厚,m解释结论POR,%PERM,mD1L11.9.94.0油层17.278.62L122020.72024.03.3油层17.671.83L132032.42036.94.5油层14.058.74L212046.82049.22.4油层21.6106.15L222055.12058.02.9油层15.865.16L232069.22071.22.0油层18.588.07L242081.02085.34.3油层16.164.68L312100.22105.14.9油层19.697.79L322112.32115.63.3油层21.4102.2表1.9W4井测井解释(KB=894.5m)层号层位顶深,m底深,m储厚,m解释结论POR,%PERM,mD1L112234.52237.93.4油层15.363.52L122246.92249.62.7油层17.069.73L132256.92261.34.4油层12.748.24L212269.12272.02.9油层21.197.35L222278.62282.03.4油水同层14.153.76L232290.42292.82.4油水同层17.274.47L242299.72303.43.7油水同层15.257.38L312318.22323.65.4油水同层18.177.79L322333.22334.51.3油水同层20.492.7

表1.10W5井测井解释(KB=891.5m)层号层位顶深,m底深,m储厚,m解释结论POR,%PERM,mD1L112131.52135.03.5油层15.063.92L122143.12145.62.5油层16.669.33L132152.22156.34.1油层12.347.44L212162.22163.31.1油层21.1107.45L222173.12175.72.6油层14.255.76L232187.52189.52.0油层16.070.77L242196.92201.74.8油层14.555.78L312215.52220.44.9油层17.985.29L322226.52228.82.3油层19.992.41.7温压系统W1~W5井均进行了温度、压力测试,如表1.11所示。表1.11W1井温度、压力测试数据井名垂深H,m温度,℃压力,MPaW11928.152.820.6W22178.258.422.8W32021.954.921.4W42247.960.023.4W52143.957.622.5图1.2地层压力梯度曲线图1.3地层温度梯度曲线1.8原油性质根据W1、W3、W5井原油样品分析结果,该区地面脱气原油密度0.832~0.837g/cm3,地层原油粘度3.18~3.25mPa.s,原始条件下原油体积系数1.0615,原油压缩系数1.20×10-3MPa-1,原始溶解气油比24.54m3/t。按原油密度大小,将原油分为四类(表B.8)。表1.12原油密度分类分类原油密度(g/cm3)轻质＜0.87中质≥0.87～＜0.92重质≥0.92～＜1.0超重≥1.0该油藏为轻质油1.9地层水性质L油藏地层水总矿化度63700mg/L,水型CaCl2型。主要离子组合以Cl-—Na+为主,属有利于油气聚集的离子组合类型。油水处于封闭的水文地球化学环境,为较高矿化度封闭型油田水型(表1.10)。表1.13地层水性质项目水型总矿化度(mg/L)Na+＋K+(mg/L)Ca2+(mg/L)Mg2+(mg/L)Cl-(mg/L)SO42-(mg/L)HCO3-(mg/L)原始CaCl2637005281～2939828～3567191～7687771～116803154～1509126～5201.10渗流物理性质W1井3个样品进行了油水相渗及毛管压力测试,结果如表1.11、表1.12所示。其中,束缚水饱和度26%~30%,水驱残余油饱和度22%~25%,残余油下水相相对渗透率0.315~0.331。表1.14油水相渗测试结果样品1Sw0.30.450.550.60.650.70.75Kro10.3470.1280.0670.0190.0040Krw00.0210.0760.120.1770.2470.331样品2Sw0.280.450.550.60.650.70.78Kro10.3410.1330.0770.0290.0030Krw00.0110.0480.0810.1270.1880.323样品3Sw0.260.450.550.60.650.70.77Kro10.3620.1490.0880.0440.010Krw00.0150.0550.090.1370.20.315

表1.15毛管压力测试数据样品1样品2样品3SwPc,MPaSwPc,MPaSwPc,MPa0.290.2230.280.2030.250.2010.450.0400.450.0360.440.0360.550.0190.550.0170.540.0170.600.0140.600.0130.610.0130.650.0100.650.0090.640.0090.700.0080.700.0070.710.0070.750.0060.780.0050.790.0051.11储量计算及评价油藏地质储量开发利用的经济效果不但取决于储量的数量,还取决于储量的质量和开发难易程度。对于油层厚度大,产量高,物性好,储集层埋藏浅,油田所处地区交通方便的储量,其开发建设投资相对较少。对于油层厚度薄,产量低,储集层埋藏深的储量,其开发建设投资相对较大。分析勘探开发效果不但要看探明储量的多少,还要综合分析探明地质储量的质量。因此,在中国颁布的油气储量规范中明确规定:对上报的储量必须进行综合评价。经过计算油水边界,得到LJ油藏含油面积为5.901.11.1储量计算方法当前大多数国家油气田地质储量计算采用的方法有利用静态资料计算的类比法、容积法,利用动态资料计算的物质平衡法、产量递减法、压降法等[6]。对于一个油气田,应根据油气田地质特征,油气田开发实践,选择适用的计算方法。在油气田开发初期资料较少的情况下,可采用类比法。当油田有大量资料,圈定出含油面积,确定出油层有效厚度以及含油饱和度参数时,可使用容积法,这是一种比较广泛采用的方法,对水驱或注水开发的油田,只能用容积法来计算储量。物质平衡法是根据物质守恒原理计算储量的方法,只能在没有外来的气、水侵入时采用,一般有一定压降时效果较好。产量递减法只适用于油田压力下降,产量递减的油田计算储量。压降法是计算有明显压力降的气田储量的一种广泛采用的方法。用容积法计算地质储量:容积法是在油气田经过早期评价勘探,基本搞清了含油气构造、油气水分布、储层类型及岩石物性与流体物性之后,计算油气田原始地质储量的重要或主要方法。根据以下公式计算地质储量(式1.1)(式1.2)式中,N-油藏原油的原始地质储量,104m3;A-含油面积,Km2;h-油层有效厚度,mΦ-有效孔隙度Boi-在原始地层压力下的原油体积系数Soi-原始含油饱和度1.11.2储量参数的确定将表中数据,在R2V在圈出含油面积,导入peterl分别得到各层的含油面积如下表:表1.16含油面积层号123456789A,3.753.994.234.314.564.815.285.675.90由渗透率曲线,计算Soi=1-Swi=1-0.28=0.72将参数=0.8345kg/m³,Soi=0.72,Boi=1.0615带入地层储量计算公式,计算得下表:表1.17储量计算层号123456789h,m3.823.024.252.403.262.404.615.742.81,%16.9817.5113.9321.7215.4817.8315.9219.3321.22N,104t149.98126.99148.62138.86144.72130.70239.80405.26235.69即地质储量N=N1+…+N9=1720.62单位面积控制的地质储量为储量丰度。计算公式如下:(式1.3)计算得储量丰度为Ω=293.32/km2油藏中原油溶解气的原始地质储量为:(式1.4)式中,—溶解气的原始地质储量,;—原始溶解汽油比,。将N=1720.62,=24.54m3/t代入,得==4.39×1081.11.3储量评价表1.18储量规模评价表储量规模,108tN>10N≥1N≥0.1N<0.1油藏类型特大型大型中型小型表1.19储量丰度评价表储量丰度,104t/km2ΩoΩoΩoΩo油藏类型高丰度中丰度低丰度特低丰度表1.20埋藏深度评价表埋藏深度,mD>6000D≥4000D≥D<油藏类型超深层深层中深层浅层根据储量计算结果,结合油田地质储量评价标准(表1.18～1.19),LJ油藏属于中深层-中丰度-中型油藏。

2三维地质模型的建立2.1导入井头数据、分层数据加载井头文件wells(井位),选择文件类型”Wellheads”,导入井口的位置X,Y,补心海拔KB,顶深底深。加载分层文件welltops(层位标记),选择文件类型”Petrelwelltops(ASCII)”,导入井名,层面,深度,类型,如下图所示图2.1直井示意图

2.2断层模型LJ油藏发育两条断层F1、F2,延伸长度分别为4.8km、2.5km,断距最大达70m,断层模型如下图所示:图2.3断层示意图2.3网格模型设计在建模过程中,油藏模型中网格大小的选择,需要综合考虑诸多方面因素。在分析了A区块的大小面积和个方面特征后,该选择不但能够保障生产过程中各井之间保持固定的距离,而不影响后期的布井和数模的建立,又能够很精确的反应油藏的地质特点。最终X方向网格数为63,Y方向网格数为52,纵向上有3个模拟层。图2.4网格模型2.4构造模型结合断层模型并依据测井解释成果以及分层数据,构造出该区的三维构造模型。图2.5构造模型2.5属性模型的建立网格模型建立完成后,需要赋以每个网格相关属性。已知的有关资料包括W1、W3、W4、W5及W6的测井解释成果。建立过程首先是数据的离散化与分析,然后在此基础上构建孔隙度和渗透率模型。2.5.1渗透率模型渗透率模型主要是集中反映流体在储层中不同区域的渗透能力,以及在非均质性极强的油藏的渗透率分布情况,构建得到的渗透率模型如图所示。图2.6渗透率模型2.5.2孔隙度模型孔隙度模型主要集中反映孔隙的分布情况,得到的渗透率模型如图所示。图2.7孔隙度模型2.6划定油水界面经过试井资料计算出LJ油藏的油水界面有两个,以F1断层作为区分,上部分油水界面的海拔高度为1489m,下部分为1425m。模型如下图所示图2.8一区油水界面图2.9二区油水界面图2.10油藏的含油面积2.7储量计算在圈定含有面积之后,在petrol中计算储量,结果如下图所示:图2.11petrol计算储量结果2.8三维地质模型储量计算及储量拟合Petrel软件计算储量的原理依然是容积法。利用Petrel的储量计算模块计算储量时与传统的方法不同,区别在于其参数都是依据三维地质建模结果而确定的。参数确定后,利用Petrel软件计算储量的功能,对A区油藏的储量进行了模拟计算,计算结果为0000m3。容积法计算结果与三维地质模型的储量计算拟合结果如下表所示:表2.1地质储量拟合参数容积法Petrel输出相对误差(%)地质储量/104t(×104m3)2060.623.031误差分析:本次计算的相对误差为3.031%,在R2V软件中勾含油面积的时候存在人为误差,且误差在允许范围内。

3.数值模型建立油藏数值模拟是计算机、应用数学和油藏工程三门学科的有机结合,经过数值模拟能够弄清油藏中流体的流动规律、驱油机理及剩余油的空间分布;制定合理的开发方案,选择最佳的开采参数,以最少的投资、最科学的开采方式而获得最高采收率及最大经济效益。近年来,随着应用数学方法的发展及大型高端计算机的普及,油藏数值模拟方法得到迅速发展。油藏数值模拟模型的建立过程是将油藏三维地质模型、岩心实验、流体实验、各种井措施以及井生产注入动态等各方面资料进行整合的过程。3.1地质模型导入将petrol中的地质模型导入eclipse中,并完善孔渗数据。导入结果如下图所示:图311grid数据运算后得到模型如图所示:图3.2地质模型3.2流体性质数值模拟研究所需的流体性质包括地面原油、地层水和天然气的性质。3.2.1地面原油性质地面原油性质包括饱和压力、原油体积系数、原油粘度和原油压缩系数。①计算饱和压力经验公式1:lgpb=1.7447lgpb*=4.0876式中:Rs—溶解气油比,γg—天然气相对γo—原油T—地层温度,℃;pb—饱和压力,MPa根据T取值56.5℃,Rs取值20.49m3/m3,γg取值0.7601,γo经验公式2:Standing于1947年,利用美国加利福尼亚22个油田105个饱和压力数据,建立经验公式:pb=24.46R式中:tR基于上式差距不大,取平均值,得饱和压力为3.7MPa。②原油体积系数为1.675③原油粘度为0.4169m④原油压缩系数为5.738×3.2.2地层水性质①地层水的粘度与地层压力、地层温度、地层水的矿化度和天然气的溶解度有关,但主要受地层温度的影响。其次也受地层水矿化度的轻微影响。在地层条件下,地层水的粘度,一般介于0.2到1.0mpa.s之间。预测地层水的粘度的相关经验公式为:μw=4.33-2.24A+0.484A2-4.637×A=5.625×10-2T+1(3式中:μwT—地层温度,℃,根据T取值56.5℃,计算得到地层水的粘度0.47mPa·s。②地层水的压缩系数地层水的压缩系数是指单位体积地层水在单位压力改变时的体积变化值。地层水的压缩系数,主要用于油气藏工程中的矿场不稳定试井和水驱油油气平衡方程式的计算,影响地层水压缩系数的因素与上述的地层水粘度相同,它的公式为:Cw=1.4504×10a=3.8546-1.9435×10-2Pb=-0.3366+2.2124×10-3Pc=4.021×10-2-1.3069×f=1+4.9974×10-3R式中:CwPRRsw—地层水中天然气的溶解度,m3/m3根据取值PR=22.15MPa,Rsw取值3.73m3/m3,计算得到地层水的压缩系数4.0×10-③地层水的体积系数地层水的体积系数定义为:在地面标准条件下,单位脱气的地层水,在地下占有的体积量。它主要应用于油气藏物质平衡方程式的计算,简单的相关经验公式为:Bw=1.0088-4.4748×10-4P计算结果为0.98。输入上述数据后得到PVDO关系图如下图所示:图3.3原油PVT特性关系图3.3相渗关系W1井3个样品的油水相渗及毛管压力测试结果见表:表3.2油水相渗测试结果样品1Sw0.30.450.550.60.650.70.75Kro10.3470.1280.0670.0190.0040Krw00.0210.0760.120.1770.2470.331样品2Sw0.280.450.550.60.650.70.78Kro10.3410.1330.0770.0290.0030Krw00.0110.0480.0810.1270.1880.323样品3Sw0.260.450.550.60.650.70.77Kro10.3620.1490.0880.0440.010Krw00.0150.0550.090.1370.20.315表3.3毛管压力测试数据样品1样品2样品3SwPc,MPaSwPc,MPaSwPc,MPa0.290.2230.280.2030.250.2010.450.0400.450.0360.440.0360.550.0190.550.0170.540.0170.600.0140.600.0130.610.0130.650.0100.650.0090.640.0090.700.0080.700.0070.710.0070.750.0060.780.0050.790.005根据相渗曲线归一化计算得:表3.4标准相渗曲线数据Sw0.280.450.550.60.650.70.78Kro10.3410.1330.0770.0290.0030Krw00.0110.0480.0810.1270.1880.323Pc0.2030.0360.0170.0130.0090.0070.005导入得到SWOF曲线如下图所示:图3.4油水相渗关系曲线3.4储量计算在输入分区数据和初始化数据之后,运行得到地质储量如下图所示。其中第一区油的储量为12341346m3,二区的为8610440.8m3,总的地质储量为20951787m3。图3.5eclipse储量计算结果3.5储量拟合eclipse软件计算储量的原理依然是容积法。利用eclipse的储量计算模块计算储量时与传统的方法不同,区别在于其参数都是依据三维数值建模结果而确定的。参数确定后,利用eclipse软件计算储量的功能,对A区油藏的储量进行了模拟计算,计算结果为20951787m3。容积法计算结果与三维数值模型的储量计算拟合结果如下表所示:表3.4地质储量拟合参数容积法eclipse输出相对误差(%)地质储量/104t(×104m3)1720.621749.461.677

4油藏工程论证4.1油藏产能评价油井产能是指油井在单位生产压差条件下的油产量或者产液,是反应油气井当前的生产能力的一个最重要、最直接的参数,主要受储层地质条件影响。油井产量是油井配产的重要依据,是油井生产系统分析及生产动态预测的基础。在油气田开发过程中,准确预测油井的产能和分析油井的动态,是科学开发油气田的基础。因此,在油气田开发过程中,油井的产能是油田开发工作者最为关心的问题之一。油井的产能一般用反应地层参数的采油指数、米采油指数表示。相关参数如下表:表4.1相关参数表井名日产油量qo,t井底流压,MPa平均地层压力,MPa储厚h,m是否产水W133.411.4020.611.1不产水W225.0511.5322.812.3不产水W333.411.3321.411.8不产水W425.0511.1523.410.5不产水W533.410.9422.510.1不产水采油指数是一个反映油层性质、厚度、流体参数、完井条件及泄油面积与产量的关系的综合指标,采油指数在计算值上,满足下式:(4.1)式中:—采油指数,t/(d•MPa);—日产油量,t/d;—平均地层压力,MPa;—井底流压,MPa。为了更好的反映油藏的产油能力,就必须消除油层厚度大小对产能的影响,一般使用米采油指数来评价油藏的产能,米采油指数在计算值上,公式如下:(4.2)式中:—米采油指数,t/(dmMPa);—油层平均有效厚度,m。根据采油指数和米采油指数计算公式,计算得下表:表4.2采油指数井名采油指数J,t/(d•MPa)米采油指数Jm,t/(d•m•MPa)W13.630.327W22.220.180W33.320.281W42.040.194W52.890.286油藏2.820.254根据油藏产能指数评价标准表,我们能够判断得到该低油藏平均米采油指数0.5≤Jm≤1.0,属特低产能油藏。表4.3产能评价米采油指数,t/(d·MPa·m)>1.5≥1.0≥0.5<0.5油藏类型高产能中等产能低产能特低产能4.2单井产能单井产量计算公式如下:单井产量,m/d;P—生产压差,MPa;H—油层平均有效厚度,m。计算得到单井的合理产能为32.31m3/d。4.3开发层系划分4.3.1开发层系的分析划分开发层系是为了在开发过程中减少层间的干扰,提高油田的采收率。一个独立开发的层系是指单独布一套生产井和注水井进行开发的油藏部分。常规整装油田在开发初期进行方案设计时,能够明确地提出层系划分,在实施过程中也比较容易实现。在一个相当长的开发阶段划分的层系不分频繁地进行调整,但对于复杂的断块油田就很不容易进行明确的划分。这主要是由于复杂断块油田的地质因素,非均一性变化特别大,不同渗透性的储层性质、不同流体性质、不同油水关系、不同驱动类型的油藏互相镶嵌交错。纵向上互相重叠多变,划分开较单一的层系,从认识上、技术上和经济上都具有很大的难度,因而其层系层系划分方法和过程有它独特的做法。其影响因素有以下几种:(1)开发层系内油层数和有效厚度增加,油层的采油强度明显降低多油层合采,如果各小层的流度值有比较大差异,即使各个小层折算到同一水平面的地层压力相近,低流度小层的生产能力往往得不到发挥,这个道理无论是一般油田或是断块油田都是一致的。这一特点在碳酸盐岩油藏尤为突出,其原因是除了各小层流度值不同之外,层间的压力水平还会有较大的差异。因此随着开发层系内油层数和有效厚度的增加,油层的采油强度会明显降低。(2)大段合采射开油层多、井段长,不利于发挥各类油层的作用大段合采射开油层多、井段长,不利于提高储层的动用程度。层系内层数越多,厚度越大,不吸水层的百分数越大,反映了水驱控制程度越差。(3)划分层系要尽可能减少层系内部渗透率的级差纵向上油层渗透率差异大是导致层间干扰大的基本原因,油层渗透性是液体在地层中流动的先决条件。对注水开发的油田,注水井中某些油层能否吸水或吸水多少,直接和油层的渗透率有关系。同样的道理,与注水井层对应的生产井,其产液剖面的差异也是与曾见渗透率差异及相应注水层位吸水的好坏相关。(4)层系组合要区分开油层驱动条件 由于碳酸盐岩油藏岩性变化大,连通性差,非均质性强,油藏投入开发后,一部分油层处于水驱条件下开采,成为水驱层,而另一部分油层由于与注水井不连通,称为弹性驱层。不同驱动类型的层在同一层内互相干扰。因此,层系组合时应尽可能将不同的驱动类型油层划分开,连通好的层组合在一起,连通差的层在一起,以便于各自发挥其开发效果,也便于分别调整和采取不同的工艺措施。4.3.2开发层系划分的原则划分开发层系,就是要把特征相近的油层组合在一起,用一套生产井网单独开发。油田的非均质性是影响多油层油田开发部署和开发效果的最重要因素之一。合理的划分与组合开发层系是从开发部署上解决多油层油田层状非均质性的基本措施。开发层系划分的原则:(1)把特性相近的层系组合在同一开发层系,以保证各油层对井网、开发方式具有共同的适应性,减少开采过程中的层间矛盾;(2)一个独立的开发层系应具有一定的储量,能保证一定的采油速度和稳产时间,达到较好的经济指标;(3)各层系间具有良好的隔层,以便在注水开发条件下层系间能严格的分开,保证层系间能严格的分开,确保层系间不发生串通和干扰;(4)同一开发层系内,油层的构造形态、油水边界、压力系统和原油物性应比较接近。(5)不宜划分过细,以减少建设工作量,提高经济效益。(6)同一层系内各油层之间的油水接触方式和驱动方式基本一致,这样能够充分利用天然能量和提高注水开发效果。(7)多油层油田当具有下列地质特征时,不能够用一套开发层系开发:①储层岩性和物性差别较大。②油气的物理化学性质不同。③层的压力系统和驱动方式不同。④层的层数太多,含油层段过大。LJ油藏划分出一套含油地层(L层)、3个砂层组、9个小层。由于LJ油藏含油面积小,油层之间沉积条件相近,渗透率在纵向上的分布差异不大,组成层系的基本单元内油层分布面积相同,层内非均质性小,所有的小层有相同的构造形态,油水边界和压力系统,原油物性相同。划分为一个层系开发,既能够保证一定的储量,又能够充分发挥采油工艺措施的作用。这样能够减少钻井,既便于管理,又能够达到较好的经济开发效果。因此将油藏划分为一个开发系统以便充分利用边水底水能量,提高采收率。4.4开发方式论证开发方式是指采用天然能量还是采用人工注入补充能量的方式进行开采。利用天然能量开采,能够节约投资,资金回收也快,工艺简单,管理方便,可是一般情况下利用天然能量开发采出程度都比较低,而且不同的天然能量下,油田的采收率和开发效果大不相同。国内外实践表明一般情况下,水驱效果较好,接下来依次为气顶驱,溶解气驱,弹性驱动。油藏中往往存在多种能量,针对具体的油藏,应该细致的研究油藏的具体地质条件,可供利用的天然能量类型和利用程度,及其技术、经济效益的高低来确定。根据尽量利用天然能量的原则,中国的一般做法如下:(1)对于天然水驱能量充分的油藏,直接利用天然水驱能量进行开发。(2)对于有部分能量但又不是很充分的油藏,则尽量可能利用天然能量并加以人工补充能量的方式。(3)对于天然能量不充分的,又有条件进行注水开发的,则一般都采用注水的方式进行开发。(4)对于天然能量不足,可是储层为连通很差的小透镜砂体,或断块过小而不能形成注采系统时,一般只能采用溶解气开采。4.4.1天然能量驱动采收率预测方法(1)弹性驱动采收率油田开发的天然能量包括油藏自身的能量和油藏的边底水能量。油藏自身能量的大小,一般用油藏的弹性采收率或极限举升条件的采收率来衡量(4.4)(4-5)(4-6)根据以上公式,取值0.179,计算得Mpa-1;,,取值0.28,计算得;油藏依靠弹性驱动的采收率Re=3.87%。(2)溶解气驱采收率若原油溶解有较多的天然气,溶解气驱能够进一步提高原油的采出程度。溶解气驱动能量的大小能够用溶解气驱采收率来衡量,美国石油学会(API)采收率委员会于1967年给出的溶解气驱采收率计算经验公式为(4-7)式中:Boμobpb根据以上公式,取值22.14Mpa,取地层压力的30%为6.64Mpa,取值81.8mD,计算得溶解气驱采收率。4.4.2注水开发水驱采收率预测方法若油藏天然能量驱动的采收率较低,则需要考虑采用人工补充能量的开发方式进行开发。由于注水开发成本较低,水源较易获得,注入过程简单又比较容易实现,一般情况下补充能量的开采方式首选注水开发。大多数的轻质和中质常规原油,在地层非均质条件中等偏好的情况下,都能够选用注水开发。(1)经验公式法经验公式法是根据已开发油田的数据统计出的经验公式进行计算,方法简便,但可靠性相对较低。预测油田水驱采收率的经验公式很多。美国石油学会(API)采收率委员会于1967年给出的注水开发砂岩油田的经验公式 (4-8)式中:ER∅——地层孔隙度,小数;Swc——原生Boik——储集层渗透率,mD;μwi——原始条件下的地层水粘度,mPas;μoi——原始条件下的地层原油粘度,mPas;pipabn计算得油气储委1985年根据二百多个水驱砂岩油藏资料统计研究得到的与流度有关的经验公式 (4-9)式中:ERk——储集层渗透率,mD;μoi——地层原油粘度,mPas。将K=81.8mD,=3.22mPa·s带入(式1.7),计算得采收率:=32.80%Guthrie和Greenberger于1955年根据73个水驱砂岩油藏资料建立的经验公式(4-10)式中:ERk——储集层渗透率,mD;8、μo——地层原油粘度,mPas;Swc——束缚水饱和度,f∅——储集层孔隙度,f;h——有效厚度,m。将K=81.8mD,=3.22mPa·s,Swc=28%,∅=17.9%,h=3.65m带入上式,计算的采收率:=35.74%LJ油藏水驱采收率为34.76%。4.4.3注水开发可行性论证LJ油藏依靠天然能量开发的采收率较低,因此,必须经过人工补充地层能量二次采油来提高油藏采收率。一方面补充地层能量,减缓由于能量不足造成的产量递减,另一方面抑制底水锥进。既要有效地保持油藏能量,又要合理地利用天然能量,以满足对开采速度和稳产时间的要求。油田的开发应主要从取得最大经济效益及资金加速周转出发,总是尽量减少投资,充分利用天然能量,进行油田衰竭式开发或天然驱动,然后再辅之第二、第三次采油。4.4.3.1油田注水方式的选择(1)油田注水的时间分类与时机选择从注水时间上分为三种类型:早期注水、中期注水、晚期注水。注水时间的选择是一个比较复杂的问题,既要考虑到油田开发初期的效果,又要考虑油田中后期的效果,必须在开发方案中进行全面的技术经济论证,在不影响油田开发效果和完成宏观计划的前提下,适当推迟注水时间,能够减少初期投资,缩短投资回收期,有利于扩大再生产,取得较好的经济效益。本次LJ油田地层水为氯化钙水型,属于较高矿化度的封闭油田水型,由于地表水无法及时向地下补充能量,判断油藏边水水体能量不充分,需要早期注水增加水体能量。另外油田早期注水,能够保持较高的地层压力,防止油层孔隙和渗透率大幅度降低,保持良好的渗流条件。早期注水能够始终使地层保持在饱和压力之上,使油井有较高的产能,有利于长期的自喷开采,并由于生产压差调整余地大,有利于保持较高的采油速度和实现较长时期的稳产。综合考虑下LJ油藏采取早期注水。(2)注水方式的确定注水方式是指注水井在油藏中所处的部位和注水井与生产井之间的排列关系。主要有两种:面积注水和排状注水。面积注水的布置形式很多、在均匀面积井网中广泛采用的是五点法、四点法和反九点法,她常见于低渗透性、低产能、高粘度的油藏,也可用于高产能层系达到高速开采,缩短生产年限。LJ油藏采取面积注水。4.4.3.2井型选择当前,开发井型主要有直井、水平井、U型井、羽状水平井和侧钻井。由于不同井型的技术和工艺差异大,使得不同井型在同一地区的开发效果差别大,且不同井型对地质条件、地形条件和投资成本等有着不同的适应性。因此,需要从地质条件、技术条件、工艺条件和投资成本等几个方面选择适合的井型。(1)羽状水平井和U型井工艺复杂、技术不成熟、投资大,而碳酸盐油藏开采难度大、收益小,采用羽状水平井或U型井开发风险大。因此,不宜采用羽状水平井和U型井。(2)水平井工艺简单、技术成熟,投资成本较高,与地层接触面较大,单井对地面地质储量控制效果较好,产量较高。水平井的适用条件及机理:①适用于地面环境条件限制的情况。②适用于地下地质复杂的情况。③对于特殊油气藏的运用。水平井的优势有以下几点:①水平井的突出特点是井眼穿过油层的长度长,大大增加了井与油层的接触表面积,从而使油井的单井产量高,油井的生产速度快,减少了生产时间。②水平井在具有天然裂缝的岩层中,能够将天然裂缝相互连接起来,由于天然裂缝的渗透率要远大于岩石基质的渗透率,降低了油气流入井筒的压力损耗,形成阻力很小的输油线路,从而能够使一大批用直井或普通定向井无开采价值的油藏具有工业开采价值。③水平井能减少气锥的有害影响,提高油井产量。④水平井能够连续贯穿几个薄油层,从而使不具有工业开采价值的油层也能进行生产,提高了原油的采收率。(3)侧钻井工艺较复杂、技术成熟、投资成本高,建设周期较长。技术优势有以下几方面:①使死井复活,老井更新,保持和完善原有井网。②能强化采油,延长油藏开采年限,提高最终原油采收率。③充分利用老井上部井眼,大幅度降低钻井成本。④充分利用老井场和地面设施,节约投资,保护环境。⑤获得新的地质资料,为重新认识油层提供依据。(4)直井直井工艺简单、技术成熟,投资成本低,建设周期短。但由于直井与地层的接触面有限,单井对地质储量的控制效果差,产能较低,只有当地层物性较好,厚度储层大的情况下,采用直井开发才能获得较好的开发效果。根据LJ油藏的构造特征和开发成本的考虑,最终采用直井。4.4.3.3注采比确定(4.11)根据上式,=0.323,=0.23,=0.47mpa.s,=1,=0.28,=3.22mpa.s,计算得m=0.8031。4.4.3.4井网类型常规油藏的注采井网能够分为行列(排状)注采井网与面积注采井网。行列(排状)注采井网适用于油层分布稳定、连通性好、渗透率高,构造形态规则的较大油田。面积注采井网既适用于大型油田,同时更适用于分布面积较小、形态不规则,连通性差、渗透率低的油层及各种复杂类型的油藏。故该油藏采用面积注采井网较好。表4.4不同注采井网的主要特征参数表注采井网项目四点法五点法七点法九点法线状注采井网正井网m1:21:12:13:11:1F5.196a22a22.598a21.33a22a2A1.732a2a21.732a2a2a2反井网m2:11:11:21:31:1F2.598a22a25.196a24a23.464a2①A1.732a2a21.732a2a21.732表4.5不同注采井网的扫油面积系数表①注采井网流度比(mo/mw)1234510203040直线0.5530.4790.4510.4370.4280.4100.4010.3980.395五点0.7180.6220.5860.5680.5560.5320.5200.5160.513反九点0.5250.4550.4280.4150.4070.3890.3800.3770.375反七点0.7430.6750.6490.6350.6270.6080.5990.5960.594根据上表能够看出四点法(反七点)注采井网的没口井控制的面积最大,而且扫油面积最大。考虑开发成本的影响采用四点发注采井网。同时考虑注采比为0.803,接近于1,可选择五点法注采井网,且五点法注采井网布井简单,方便后期增注增采调整井网。4.5井网密度的计算井网密度受储层特性、原油性质、采油工艺等因素的制约,是油田开发中影响技术经济指标的重要之一。油田所处的开发阶段不同,其井网密度会发生变化。确定井网密度需要考虑储层物性、原油粘度、开发方式、埋藏深度、储层非均质性等诸多因素。开发井网部署的基本原则如下:(1)最大限度的控制储量;(2)较高的驱油效率和面积波及系数;(3)较高的采油速度和较长的稳产时间;(4)保证一定的单井控制储量;(5)所选井网有利于今后的调整及综合利用;(6)满足采油工艺和增产措施技术需要;(7)最大采收率和最佳经济效益。同时既要考虑单井控制储量和整个油田开发的经济合理性,井网不能太密;又要充分注入井和采油井之间的压力传递关系,注采井距不能太大也不能太小,影响经济效益。考虑该油藏的稠油粘度和埋藏深度,以及开采后期蒸汽驱等采油工艺的要求,可选取五点作为井网方式。科学合理的井网密度既要使井网对储层的控制程度尽可能的大、建立有效的驱替压力系统、使单井控制可采储量高于经济极限值,又要满足油田的合理采油速度、采收率及经济效益等指标。技术井网密度是指在没有考虑开发经济效益的井网密度值,经济井网密度是随着油田开发的深入和经济技术条件的改变而变化的,是一个动态指标,一般是指考虑了油价和财税政策等条件所计算出的井网密度。关于油田井网密度的确定,计算方法有很多种。油田开发井数、开发井距、开发井网密度以及单井控制地质储量之间是紧密相关的,确定了1个参数之后,就能够确定出另外3个参数。在进行油田开发方案设计时,一般需要确定两种井距参数:经济极限井距和最佳井距。(1)经济极限井网密度经济极限井网密度是能使油田在一定油价下盈利为零的井网密度。要保持盈利,油藏中的井网密度就必须小于经济极限井网密度,否则会出现亏损。经济极限井网密度是油藏井网密度的上限。经济极限井网密度能够由下式确定 (4-12)式中:Sel—经济极限井网密度,口/km2N—油田地质储量,t;ERP—税后油价,元/t;C—操作成本,元/t;F—平均单井投资,万元/井;Ao—含油面积,km2根据上式,N取17206200t,取0.3505,P取2205.4元,C取1000元,F取1336.4万元/井,取5.9km2。计算得Sel=92.19(2)最佳经济井网密度油田开发的根本目的,一是获得最大的经济效益、二是最大限度地采出地下的油气资源,同时满足这两个目的的开发井网密度就是最佳井网密度。很显然,油田最佳开发井网密度是经济效益最大化的井网密度。确定油田最佳井网密度的方法一般称做综合经济分析法或综合评价法。油田开发的最终采出程度,即采收率(ER)与驱油效率(Ep)和井网密度(f)之间满足下面的统计关系式(4-13)一般把式(2-15)称做谢尔卡乔夫公式。由式(5-38)能够看出,井网密度越大,油田的最终采收率也就越大。当井网密度达到无穷大时,油藏的采收率达到驱替效率的数值,因此,也能够把驱替效率理解为油田采收率的极限值(图2-9)。图2-9油田采收率与井网密度关系曲线井网指数与油层的流动系数有关,一般经过实验或矿场试验方法加以确定,经过数值模拟结果也能够近似确定井网指数的大小。井网指数一般随流动系数的增大而减小,经过特定油田的开发数据统计出的结果为(4-14)式中—地层流动系数,D.m/(mPa.s)。根据公式,K取0.0818D,h取32.886m,取3.22mPa.s,计算得B=1.6688。(4-15)式中,Soi—原始含油饱和度;Sor—残余油饱和度。根据上式,取0.24,取0.28,计算得=0.6625。若油田钻井和地面建设的单井总费用为F元,则油田总的建设投资为A·f·F。如果原油的采油成本为C元/t,则总的采油费用为A·ER·C。若原油税后价格为P元/t,则开发油田的销售收入为N·ER·P。因此,开发油田的总盈利为(4-16)把式(2-15)代入式(2-17),得(4-17)作图得:图4.1最佳经济井网密度计算曲线从图中可知:(3)采油速度法合理的采油速度,一是根据国民经济发展对产能(年产油量)的需求来确定,即当国民经济发展对产油量的需要紧迫和油价高涨有利的情况下,采油速度能够适当提高,反之则可控制较低一些。二是根据采油速度对开发效果的影响来确定,特别是对于裂缝性油藏,合理控制采油速度非常重要:(1)控制合理的采油速度,有利于减缓不同宽度裂缝间注入水推进速度的差异,有利于提高裂缝系统的驱油效率;(2)控制合理的采油速度,有利于减缓沿裂缝方向的水窜和水淹现象,有利于提高基质岩块系统的毛管力自吸排油作用。根据合理的采油速度和符合油田实际的单井产量,就能够采用如下公式计算井网密度:(4-18)式中——井网密度,井/km2——油井系数,即油水井总数与油井数的比值;——采油速度,%;——原油地质储量,t;——平均单井日产量,t/d;——年生产时率,d;——含油面积,km2。油井产量的大小,不但取决于储层性质的好坏,还与原油性质、油层厚度以及工艺技术水平等因素有关。引用对国内5个油田和3个区块设计和实际达到的采油速度资料进行分析,结果表明采油速度和流动系数之间存在一定的关系,且随着流动系数的增加,相关性变好。采油速度和流动系数回归关系式为:vo=1.6545lgKhμ式中:vo—合理采油速度,%Khμ—根据以上公式,取值为8.332,确定出采速2.29%带入式(4-19)得:f=13.9口/km2。4.6井网密度和井距的确定考虑LJ油藏不规则,较为复杂的构造特征和开发成本,最终井网密度采取最佳经济井网密度和采油速度法的井网密度的平均值,即f=14.9%若采用正方形井网进行开采,则井距为(4-20)计算得=259.6m若采用三角形井网进行开采,则井距为(4-21)计算得=278.9m4.7注采压力系统优化油藏注水开发过程中,一方面要充分提高注水井吸水能力和采油井生产能力,另一方面要防止压破地层产生裂缝,防止注入水沿裂缝窜进,避免油井暴性水淹。因此,如何建立油藏合理的注采压力系统,是油藏注水开发中的重要研究课题。在油藏注采压力系统中,值得特别关注的是地层压力、流动压力、油层破裂压力(裂缝开启压力)和注水压力。4.7.1地层压力油藏注水开发中地层压力是影响油田开发效果的一个非常重要的因素,它直接影响油井的生产能力、各种采油工艺措施效果的发挥、油井的开采方式等,在很大程度上决定了油田开发的主动权。地层压力保持水平的高低,对油井生产能力的大小有直接的影响,因此,保持一定的地层压力水平,是保证油井具有旺盛的生产能力,实现油田较长时间稳产的重要条件。确定地层压力保持水平的原则和方法如下。(1)地层压力保持水平的上限油藏的地层压力上限应该不会使油层破裂或裂缝开启,因而允许的地层压力上限为: (4-22)式中pmax——允许的地层压力上限,MPa;——经验系数,0.85~1.0;pf——裂缝开启压力或油层破裂压力,MPa;pwfmax——最大注入压差,MPa;Qmax——平均单井最大注入量,m3/d;Jmin——最小吸水指数,m3/(d.MPa)。计算得允许的地层压力上限为。(2)地层压力保持水平的下限保持的地层压力,应该高于饱和压力,避免油层脱气,影响油井产能。因此,地层压力保持水平的下限为: (4-23)式中pmin——允许的地层压力下限,MPa;———经验系数,一般取1.1;pb———饱和压力,MPa。计算得允许地层压力下限如果地层压力低于饱和压力,在油层中全面脱气,转入油、气、水三相流动,不但使油井的生产压差减小,生产能力迅速下降,而且使油井气油比大幅度增加,影响油井的正常生产,导致油井产量大幅度下降。例如大庆萨中西三断块天然能量采油试验,当地层压力低于饱和压力后,油井产量与开发初期相比下降30%以上,若折算至相同流压,其差值将超过50%。4.7.2最低合理流动压力为了保持一定的油井产量,一般需要降低流动压力,加大生产压差。但如果流动压力低于饱和压力太多,会引起油井脱气半径扩大,使液体在油层和井筒中流动条件变差,对油井正常生产造成不利影响。因而流动压力应控制在正常合理范围内。油井最小井底流压主要受地层流入动态和抽油井合理泵效的影响。根据地层流入动态曲线方程确定最小井底流压。地层流入动态曲线主要是从地层的供液能力角度,来分析确定油井最小井底流压。根据三相流入动态曲线方程。下式给出了油井最小允许流动压力与饱和压力和地层压力之间的定量关系,即:pwf=11-nnn=0.1033αT1-fw式中:α—原油溶解系数,;fw—油井含水率,Bo—原油体积系数,T—油层温度,Ｋ。上式两端同时除以饱和压力,则流动压力经验公式为:pwfminpb=1由上式能够看出,当n值一定时,pR/pb与pwf/pb呈二次抛物线关系。根据18个油田(油井)的高压物性分析资料,分别计算了pwfpb=0.10119.846式中:pwfmin—油井最小允许流动压力,Mpapb—饱和压力,MPapR—地层压力,MPa根据前面的计算,该油藏地层压力为22.14MPa,饱和压力为3.7MPa,代入上述经验公式,确定油井最小允许流动压力为5.08MPa。4.7.3油层破裂压力与裂缝开启压力(1)油层破裂压力油层破裂后注入水容易沿裂缝窜进,造成油井暴性水淹,严重影响油田开发效果。因而注水压力不能超过油层破裂压力,这个原则对于裂缝性油藏特别重要。因此,正确确定油层破裂压力是确定合理注水压力的关键。油层破裂压力的确定方法主要有以下两种。泊松比法采用泊松比法计算油层破裂压力的公式为: (4-28)式中pf——油层破裂压力,MPa;ps———上覆岩层压力,MPa;pt——注水井井底附近地层压力,MPa;r——泊松比。根据上式,,r=0.3,=22.14Mpa,计算得=36.6Mpa。4.8注水压力(1)最大井底注水压力注水井最大井底注水压力主要受地面设备条件,特别是储层破裂压力(或裂缝开启压力)的限制,即注水井最高井底压力,一般不能超过储层的破裂压力(或裂缝开启压力)。在已知油层破裂压力(或裂缝开启压力)的情况下,能够采用以下公式计算注水井的最大井底注水压力,即: 或(4-30)式中,pwfmax——最大井底注水压力,MPa;pf——油层破裂压力(或裂缝开启压力),MPa;pi——防止超过破裂压力(或裂缝开启压力)而设定的保险压力(一般取1.0~2.0),MPa;——经验系数,一般取0.85~1.0。根据上式,取=2Mpa,计算得=34.6Mpa。(2)最大井口注水压力油田开发实际中,一般直接利用井口压力考虑注水井的合理配注量。因此,根据注水井的最大井底注水压力,反算到井口,就能够得到注水井对应的最大井口注水压力。其计算公式如下: (4-31)式中pwhmax——注水井最大井口注水压力,MPa;ptL——油管摩擦压力损失,MPa;pmc——水嘴压力损失,MPa;Hm——油层中部深度,m;m——注入水密度,g/cm3,取1.0g/cm3。其它符号同前。计算的=11.36Mpa。4.9注水井注水量为保持地层能量,稳定合理的开采压差,提高原油采收率注水井注水量确定如下:(4-32)(4-