油藏工程課程設(shè)計(jì)

1、各專業(yè)全套優(yōu)秀畢業(yè)設(shè)計(jì)圖紙油藏工程課程設(shè)計(jì)姓 名：學(xué) 號(hào)：2011010194班 級(jí)：石工11-10轉(zhuǎn)專業(yè)班中國(guó)石油大學(xué)（北京）2014年 6 月目 錄第一章 油田概況31.1油藏地質(zhì)描述31.2油藏縱向非均質(zhì)性評(píng)價(jià)3第二章 油藏的地質(zhì)儲(chǔ)量52.1地質(zhì)儲(chǔ)量計(jì)算52.2可采儲(chǔ)量計(jì)算62.3最終采收率評(píng)價(jià)62.4其他參數(shù)計(jì)算6第三章 層系劃分與組合論證73.1層系劃分原則73.2劃分的層系73.3可行性論證7第四章 注采方式選擇84.1注水方式選擇84.2注采井?dāng)?shù)確定8第五章 注采速度確定95.1油井產(chǎn)能分析95.2油藏壓力保持水平95.3合理注采比9第六章 油藏開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)106.1無(wú)水采油期開

2、發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)106.2含水采油期開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)146.3指標(biāo)預(yù)測(cè)結(jié)果14第七章 方案的經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)及方案優(yōu)選167.1評(píng)價(jià)指標(biāo)說(shuō)明167.2指標(biāo)評(píng)價(jià)結(jié)果167.3方案優(yōu)選的結(jié)果18第八章 方案實(shí)施要求19附錄2025第一章 油田概況1.1油藏地質(zhì)描述本區(qū)是勝利油田xx區(qū)塊，含油面積8.17km2，具有10個(gè)小層，頂深從2195m到2257m不連續(xù)，平均深度2224.4m；每個(gè)小層厚度不均，最小厚度為2.61m，最大厚度為4.38m，平均厚度3.555m；孔隙度分布比較均衡，最小值為0.23296，最大值為0.24864，平均孔隙度（按厚度加權(quán)平均）為0.237928；滲透率也不均衡，最小值為85.05

3、10-3m2, 最大值為280.89610-3m2，平均滲透率（按厚度加權(quán)平均）為186.00710-3m2。地層壓力梯度為地層壓力梯度：0.1mpa/10m，地溫梯度：3.7 c/100m，地層泡點(diǎn)壓力：16 mpa，地層條件下的油水粘度分別為20.2mpas和0.9 mpas,地面條件下油水密度分別為0.83g/cm3和1.0 g/cm3。原油體積系數(shù)為1.12，水的體積系數(shù)為1.0，束縛水飽和度為0.32，殘余油飽和度為0.2，原始溶解汽油比為110m3/m3。注：a=6+班號(hào)/6+班里序號(hào)/10 = 6+10/6+5/10=8.17km2；= 20+5/25=20.2 mpas； =

4、0.5+10/25=0.9 mpas。 h=hin=2.61+2.85+4.2310=3.555mk=kihihi=85.052.61+153.0062.85+119.6584.232.61+2.85+4.23 =186.00710-3m2=ihihi=0.24152.61+0.248642.85+0.240664.232.61+2.85+4.23 =0.2379281.2油藏縱向非均質(zhì)性評(píng)價(jià)表1-1 油藏非均質(zhì)性數(shù)據(jù)表序號(hào)油層頂深(m)油層厚度(m)孔隙度滲透率(10-3m2)121952.610.241585.05221992.850.24864153.006322043.310.2364

5、6189.588422093.270.23464244.482522144.050.23562254.268622333.150.23296280.896722383.420.23506217.098822444.280.23569169.092922514.380.23989146.2441022574.230.24066119.658從表1-1和圖1-1中可以明顯看出，油層厚度和滲透率隨油層深度起伏變化較大，而孔隙度隨油層深度波動(dòng)不大。由此得出，該油藏的油層厚度和滲透率縱向分布不均勻，孔隙度縱向分布比較均勻。(1) 儲(chǔ)層滲透率突進(jìn)系數(shù)：最大滲透率與平均滲透率的比值，又稱非均質(zhì)系數(shù)。tk=k

6、maxk=280.896186.007=1.512.0 突進(jìn)系數(shù)較小，表明儲(chǔ)層非均質(zhì)性弱；(2) 儲(chǔ)層滲透率變異系數(shù)vk=ki-k2nk =0.3210.5 變異系數(shù)較小，表明儲(chǔ)層非均質(zhì)性弱；(3) 儲(chǔ)層滲透率極差 jk=kmaxkmin=280.89685.05 =3.3027 滲透率極差較小，表明儲(chǔ)層非均質(zhì)性弱。就總體而言，該油藏的非均質(zhì)性不強(qiáng)，均質(zhì)性相對(duì)較好。第二章 油藏的地質(zhì)儲(chǔ)量2.1地質(zhì)儲(chǔ)量計(jì)算 nooip=100ah1-swioboi (1)=1008.1735.550.237928(1-0.32)0.83/1.12=3482.38(104t)式中， nooip原油地質(zhì)儲(chǔ)量，104

7、ta含油面積，km2h油層厚度，m 油層平均孔隙度，小數(shù) swi原始含水飽和度，小數(shù) o平均地面原油密度，g/cm3 boi平均原始原油體積系數(shù)。表2-1 各油層地質(zhì)儲(chǔ)量分布表序號(hào)油層頂深(m)油層厚度(m)含有面積(km2)孔隙度小層儲(chǔ)量(104t)總地質(zhì)儲(chǔ)量(104t)121952.618.170.2415259.51 3482.38 221992.850.24864291.75 322043.310.23646322.24 422093.270.23464315.89 522144.050.23562392.88 622333.150.23296302.12 722383.420.235

8、06330.98 822444.280.23569415.31 922514.380.23989432.59 1022574.230.24066419.12 2.2可采儲(chǔ)量計(jì)算 n = nooip1-swc-sor1-swc (2)=3482.38(1-0.32-0.2)/( 1-0.32)=2458.15(104t)式中， n可采儲(chǔ)量?jī)?chǔ)量，104t swc原始含水飽和度，小數(shù) sor殘余油飽和度，小數(shù)2.3最終采收率評(píng)價(jià) er=nnooip=3482.382458.15100%=70.59% (3)由公式(1)、(2)、(3)知， er=nnooip=1-swc-sor1-swc=ed (4

9、)公式(4)中，ed為驅(qū)油效率，最終采收率與驅(qū)油效率相等，即取波及效率等于100%，也就是忽略了地層非均質(zhì)性等因素對(duì)波及效率的影響，由于該油藏的非均質(zhì)性弱，故采收率的計(jì)算近似滿足要求。2.4其他參數(shù)計(jì)算(1) 儲(chǔ)量豐度=nooipa=3482.388.17=426.24(104t/km2)(2) 單儲(chǔ)系數(shù)snf=nooipah=3482.388.1735.55=11.99(104t/(km2m)(3) 溶解氣地質(zhì)儲(chǔ)量ng=nooiprso=3482.381100.8310-4=46.15(108m3)表2-2 勝利油田xx區(qū)塊開發(fā)動(dòng)用儲(chǔ)量計(jì)算結(jié)果表層組含油面積km2含油飽和度地面原油密度g/c

10、m3原油體積系數(shù)原始溶解汽油比m3/m3有效厚度m孔隙度石油地質(zhì)儲(chǔ)量104t石油可采儲(chǔ)量104t溶解氣地質(zhì)儲(chǔ)量108m3儲(chǔ)量豐度104t/km2單儲(chǔ)系數(shù)104t/(km2m)18.170.680.831.121102.610.2415259.51 183.21 3.44 35.71 12.17 22.850.24864291.75 205.97 3.87 39.44 12.53 33.310.23646322.24 227.50 4.27 38.67 11.92 43.270.23464315.89 223.02 4.19 48.09 11.82 54.050.23562392.88 277.

11、37 5.21 36.98 11.87 63.150.23296302.12 213.30 4.00 40.51 11.74 73.420.23506330.98 233.67 4.39 50.83 11.85 84.280.23569415.31 293.21 5.50 52.95 11.88 94.380.23989432.59 305.41 5.73 51.30 12.09 104.230.24066419.12 295.90 5.55 426.24 12.13 第三章 層系劃分與組合論證3.1層系劃分原則(1) 油層特性相近的油層組合在同一開發(fā)層系，以保證各油層對(duì)注水方式和井網(wǎng)具有共同

12、的適應(yīng)性，減少開發(fā)過(guò)程中的層間矛盾，單層突進(jìn)。(2) 一個(gè)獨(dú)立的開發(fā)層系應(yīng)具有一定的儲(chǔ)量，以保證油田滿足一定的采油速度，并具有較長(zhǎng)的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間，達(dá)到較好的經(jīng)濟(jì)指標(biāo)。(3) 油田高速開發(fā)要求進(jìn)行層系劃各開發(fā)層系間必須有良好的隔層，以便在注水開發(fā)的條件下，層系間能嚴(yán)格的分開，確保層系間不發(fā)生串通和干擾分。(4) 同一開發(fā)層系內(nèi)油層的構(gòu)造形態(tài)，油水邊界，壓力系統(tǒng)和原油物性應(yīng)比較接近。(5) 在分層開采工藝所能解決的范圍內(nèi)，開發(fā)層系不宜劃分過(guò)細(xì)，以利減少鉆井和地面建設(shè)工作量，提高經(jīng)濟(jì)效益。(6) 多油層油田如果具有下列地質(zhì)特征時(shí)，不能夠用一套井網(wǎng)開發(fā)： 儲(chǔ)油層巖性和特性差異較大，如泥巖和砂巖；油氣的物理

13、化學(xué)性質(zhì)不同，如高粘、低粘；油層的壓力系統(tǒng)和驅(qū)動(dòng)方式不同；油層的層數(shù)太多，含油井段過(guò)長(zhǎng)。3.2劃分的層系基于上述基礎(chǔ)數(shù)據(jù)(地層非均質(zhì)性，孔隙度，滲透率，原油粘度等)，以及層系劃分的原則，可將儲(chǔ)層劃分為以下3個(gè)層系。表3-1 層系劃分結(jié)果層系序號(hào)包含油層有效厚度/m11,2,38.7724,5,6,713.8938,9,1012.983.3可行性論證由于該儲(chǔ)層的非均質(zhì)性弱，各開發(fā)層系內(nèi)油層之間的沉積條件相近，滲透率分布差異不大，各層系有效厚度均在10米左右，油層的含油面積，油水邊界，壓力系統(tǒng)，原油物性相近，如此劃分既可以保證一定的儲(chǔ)量，又可以充分發(fā)揮采油工藝的作用，取得良好經(jīng)濟(jì)效益。第四章 注采

14、方式選擇4.1注水方式選擇 面積注水各種類型的油田，各種情況。適用性強(qiáng)，生產(chǎn)井都能受到注水效果的影響，采油速度高，尤其適用于強(qiáng)化開采。本區(qū)塊油層的非均質(zhì)性弱，連通性好，滲透率高，因此可選擇常用的直線排狀注水或五點(diǎn)法注水，注入水利用率和波及效率高，而且便于生產(chǎn)建設(shè)和生產(chǎn)調(diào)整。4.2注采井?dāng)?shù)確定(1) 單井產(chǎn)油量直線排狀注水(l=2a)：qo=kkroahpolbo=0.1860.68a35554020.22a1.12 =397.49cm3/s=28.50t/d五點(diǎn)法注水(l=a)：qo=kkroahpolbo=0.1860.68a35554020.2a1.12 =794.97cm3/s=57.0

15、1t/d(2) 注采井?dāng)?shù)直線排狀注水：生產(chǎn)井?dāng)?shù)：n=np300qo = 3482.381043.5%30028.50=143注水井?dāng)?shù)：n=143井網(wǎng)密度：s=1432/8.17=35/km2井網(wǎng)井距： a2d143=8.17d=2aa=120md=239m五點(diǎn)法注水：生產(chǎn)井?dāng)?shù)：n=np300qo = 3482.381043.5%30057.01=71注水井?dāng)?shù)：n=71井網(wǎng)密度：s=712/8.17=17/km2井網(wǎng)井距： a2d71=8.17d=aa=239md=239m表4-1 注采系統(tǒng)注水方式直線排狀五點(diǎn)法單井產(chǎn)量(t/d)28.5057.01生產(chǎn)井?dāng)?shù)14371注水井?dāng)?shù)14371井網(wǎng)密度(

16、/km2)3517井距(m)120239排距(m)239239第五章 注采速度確定5.1油井產(chǎn)能分析油井在恒定壓差下生產(chǎn)，注水速度，油井的產(chǎn)液量，產(chǎn)油量，產(chǎn)水量隨時(shí)間變化而變化，理論油井初始產(chǎn)量為：直線排狀注水：qo=28.50t/d五點(diǎn)法注水：qo=57.01t/d初始條件下的地層流動(dòng)系數(shù)kh/o=0.18635.55/20.2=0.33m3/(mpas)，屬于高產(chǎn)油井。5.2油藏壓力保持水平該油藏的地飽壓差近似為p=pi -pb=22000.1/10-16=6mpa，地飽壓差較小，利用天然能量(如邊、底水，巖石和流體的彈性能等)開采的時(shí)間很短，為了防止溶解氣的析出，影響油井產(chǎn)能，可選擇早期

17、注水，在油井投產(chǎn)的同時(shí)或者油藏壓力下降到飽和壓力之前(如降至原始地層壓力的80%，即17 mpa)就及時(shí)注水，保持地層壓力始終在飽和壓力之上，這樣可以使油井有較高的產(chǎn)能，有利于長(zhǎng)期的自噴開采，保持較高的采油速度和實(shí)現(xiàn)較長(zhǎng)的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間。5.3合理注采比對(duì)于水驅(qū)砂巖油藏，合理的注采比應(yīng)在1.11.2之間取值，本設(shè)計(jì)選取注采比為1.2。第六章 油藏開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)6.1無(wú)水采油期開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)根據(jù)油田要求，本設(shè)計(jì)采用恒壓差注水開采。由b-l方程可知x=fwa0tqtdt (5)設(shè)注入孔隙體積倍數(shù)為qi,累積注入量為wi，則 qi=0tqdtvp =wivp (6)x=lqifw (7)設(shè)油水兩相的壓力梯度相

18、等，依據(jù)達(dá)西公式得qt=-kroo+krwokadpdx (8)設(shè)視粘度r-1=1ro+rw，則對(duì)(8)式分離變量積分可得qt=kapi-p0lr-1dx=kapr-1l (9)式中，r-1表示平均視粘度，mpas ； r-1=0lr-1dx0ldx (10)當(dāng)sweswf時(shí)（即見水前） r-1l=0lr-1dx=0xswfr-1dx+xswflr-1dx=xswf swf-1+l-xswfro-1 (11)由(10)和(11)式得r-1=ro-1+swf-1-ro-1qifwf (12)當(dāng)sweswf時(shí)（即見水后）由(7)和(10)式得r-1=0lr-1dx0ldx=0lr-1lqidfw0

19、llqidfw=0fwe r-1dfwfwe (13)根據(jù)附錄表3中的數(shù)據(jù)，在直角坐標(biāo)系中描點(diǎn)，平滑連接各點(diǎn)即可得到油水相滲曲線，如圖6-1。并進(jìn)行多項(xiàng)式擬合得到油水相滲曲線對(duì)應(yīng)的解析方程：kro= 1.5909sw3-0.9694sw2-1.9135sw+1.3341 r2=1 (14)krw= 0.3698sw3+0.2428sw2-0.1586sw+0.0119 r2=0.999 (15)不考慮重力和毛管力的含水率計(jì)算公式為fw=ww+o=11+krowkrwo (16)基于附錄表3中的數(shù)據(jù)，根據(jù)公式(14)、(15)和(16)可計(jì)算相應(yīng)的含水率（見表6-1），并可得到sw-fw曲線（見

20、圖6-2），含水率及含水上升率的解析方程。表6-1 含水率swkrokrwfw0.320.67600.00000.00000.3520.60950.00190.06440.3840.54540.00650.21080.4160.48370.01320.37980.4480.42450.02180.53520.480.36800.03210.66210.5120.31420.04420.75960.5440.26330.05800.83170.5760.21550.07330.88410.6080.17100.09000.92190.640.13010.10820.94920.6720.0931

21、0.12780.96860.7040.06040.14880.98220.7360.03290.17130.99150.7680.01160.19500.99730.80.00000.23541.0000含水率方程為fw=1373sw6-5055.8sw5+7654.5sw4-6079.5sw3+2655.8sw2-597.99sw+53.841(r2=1) (17)含水上升率方程為fw=8238sw5-25279sw4+30618sw3-18238.5sw2+5311.6sw-597.99 (18)過(guò)(swc,0)點(diǎn)做含水率曲線的切線，可得到前緣含水飽和度swf=0.448,前緣含水率 fw

22、f =0.535,前緣含水上升率 fwf=4.47。對(duì)于每個(gè)sw都可以根據(jù)定義式計(jì)算出相應(yīng)的r-1，然后通過(guò)公式(18)計(jì)算出相應(yīng)的fw(見表6-2)，所得r-1與fw的關(guān)系曲線如圖6-3所示。表6-2 r-1與fw計(jì)算結(jié)果swfwr-1/(mpas)swfwr-1/(mpas)0.4484.4722.120.610.939.290.454.4221.340.620.858.830.464.1320.320.630.778.400.473.8319.320.640.717.890.483.5318.550.650.647.610.493.2317.430.660.587.260.5122.60

23、15.460.6720.506.820.522.4014.880.680.456.600.532.1514.110.690.386.300.5441.8512.910.7040.285.940.551.7312.690.710.245.750.561.5512.040.720.175.500.5761.3110.860.7360.075.210.581.2610.840.740.055.030.591.1310.290.750.004.820.6080.959.22r-1與fw的關(guān)系曲線為r-1=-0.0346fw5+0.4401fw4-1.8988fw3+2.9105fw2+3.2197fw

24、+4.8323(r2=0.9994) (19)由公式(13)和(19)可得r-1=-0.0058fwe5+0.0880fwe4-0.4747fwe3+0.9702fwe2+1.6099fwe+4.8323 (20)由公式(7)可得見水后的注水體積倍數(shù)qi=1fwe (21)對(duì)于swfsw1-sor段平均視粘度和注水體積倍數(shù)的求解，可分別通過(guò)公式(20)和(21)進(jìn)行計(jì)算，結(jié)果如表6-3所示。表6-3 平均視粘度swr-1/(mpas)qiswr-1/(mpas)qi0.44813.800.22 0.616.861.07 0.4513.710.23 0.626.651.18 0.4613.220

25、.24 0.636.471.29 0.4712.720.26 0.646.311.42 0.4812.200.28 0.656.151.56 0.4911.690.31 0.666.001.74 0.51210.570.38 0.6725.822.00 0.5210.170.42 0.685.712.24 0.539.680.46 0.695.562.63 0.5449.030.54 0.7045.363.52 0.558.770.58 0.715.274.12 0.568.360.64 0.725.145.75 0.5767.770.76 0.7364.9513.70 0.587.640.8

26、0 0.744.9219.63 0.597.350.88 0.754.8423.17 0.6086.901.05 在計(jì)算見水前的驅(qū)替動(dòng)態(tài)中，將突破時(shí)累計(jì)注入倍數(shù)qibt細(xì)分為11個(gè)增量，這相當(dāng)于驅(qū)動(dòng)前緣以0.09l增量推進(jìn)。對(duì)于一組特定的流體和巖石性質(zhì)來(lái)說(shuō)，r-1是qi的唯一函數(shù)。見水前，0qiqibt，ro-1=okroswi=29.88(mpas) swf-1=13.80(mpas) fw=4.47由公式(12)得r-1=-71.88qi+29.88 (22)令tn和tn+1為兩個(gè)連續(xù)的的時(shí)間，那么對(duì)于每個(gè)時(shí)間，式(6)可以改寫為qin=0tnqtdtvp (23)qin+1=0tn+1q

27、tdtvp (24)式(24)減去式(23)得qin+1-qin=0tn+1qtdt-0tnqtdtvp (25)即qin+1-qin=tntn+1qtdtvp (26)假設(shè)式(26)中的qt可用qtn+qtn+12逼近，則可得到tn+1=tn+2qin+1-qinvpqtn+qtn+1 (27)由式(22)可計(jì)算見水前的平均視粘度r-1，并根據(jù)式(9)計(jì)算相應(yīng)的產(chǎn)量及采出程度等指標(biāo)，再根據(jù)式(27)計(jì)算注水開發(fā)時(shí)間，并將見水前開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)結(jié)果列于表6-4和表6-5中。6.2含水采油期開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)見水以后的動(dòng)態(tài)是將(1-sor)至swf的飽和度段分成若干增量來(lái)計(jì)算，根據(jù)式(20)和(21)分別

28、計(jì)算r-1和qi，并根據(jù)式(9)計(jì)算相應(yīng)的產(chǎn)量及采出程度等指標(biāo)，再根據(jù)式(26)計(jì)算注水開發(fā)時(shí)間，并將見水后開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)結(jié)果列于表6-4和表6-5中。6.3指標(biāo)預(yù)測(cè)結(jié)果表6-4 直線排狀注水開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)結(jié)果t/dqt/(104m3d-1)qo /(104m3d-1)qw /(104m3d-1)wi /104m3wp/104m3np/104m3r%fwqir-1/(mpas)0 1.10 1.10 0 0 0 0 0 0029.88 0.41 1.15 1.15 0 171 0 142 3.39 00.0228.44 0.80 1.22 1.22 0 341 0 285 6.78 00.0427

29、.00 1.17 1.28 1.28 0 513 0 427 10.18 00.0625.57 1.52 1.36 1.36 0 684 0 570 13.58 00.0824.13 1.85 1.45 1.45 0 855 0 713 16.99 00.122.69 2.16 1.54 1.54 0 1027 0 856 20.41 00.1221.25 2.45 1.66 1.66 0 1200 0 1000 23.83 00.1419.82 2.72 1.79 1.79 0 1373 0 1144 27.26 00.1618.38 2.97 1.94 1.94 0 1546 0 1288

30、 30.70 00.1816.94 3.19 2.12 2.12 0 1720 0 1433 34.16 00.2015.50 3.44 2.38 1.11 1.27 1928 93 1514 36.08 0.5352 0.22 13.80 3.47 2.39 1.07 1.33 1951 104 1522 36.29 0.5546 0.23 13.71 3.61 2.48 1.01 1.47 2085 170 1568 37.36 0.5940 0.24 13.22 3.79 2.58 0.95 1.63 2245 254 1617 38.54 0.6309 0.26 12.72 3.98

31、2.69 0.91 1.78 2436 360 1671 39.82 0.6621 0.28 12.20 4.21 2.81 0.85 1.96 2661 490 1727 41.17 0.6971 0.31 11.69 4.79 3.10 0.75 2.36 3309 900 1857 44.27 0.7596 0.38 10.57 5.03 3.23 0.71 2.51 3591 1083 1909 45.51 0.7785 0.42 10.17 5.36 3.39 0.67 2.72 3991 1350 1976 47.09 0.8012 0.46 9.68 5.86 3.63 0.61

32、 3.02 4648 1806 2068 49.28 0.8317 0.54 9.03 6.09 3.74 0.60 3.15 4958 2023 2109 50.26 0.8410 0.58 8.77 6.49 3.93 0.56 3.37 5525 2428 2176 51.86 0.8582 0.64 8.36 7.17 4.22 0.49 3.73 6562 3192 2276 54.24 0.8841 0.76 7.77 7.35 4.29 0.48 3.81 6836 3395 2301 54.85 0.8881 0.80 7.64 7.80 4.47 0.44 4.02 7565

33、 3942 2362 56.29 0.9010 0.88 7.35 8.65 4.76 0.37 4.39 9022 5062 2456 58.55 0.9219 1.05 6.90 8.75 4.79 0.37 4.42 9190 5191 2467 58.80 0.9231 1.07 6.86 9.25 4.93 0.33 4.60 10077 5880 2517 59.99 0.9326 1.18 6.65 9.78 5.07 0.30 4.77 11038 6634 2564 61.12 0.9411 1.29 6.47 10.35 5.20 0.26 4.94 12105 7478

34、2609 62.19 0.9492 1.42 6.31 10.98 5.34 0.24 5.10 13329 8453 2655 63.27 0.9556 1.56 6.15 11.73 5.47 0.21 5.26 14791 9624 2701 64.38 0.9618 1.74 6.00 12.84 5.63 0.18 5.46 17048 11446 2760 65.79 0.9686 2.00 5.82 13.79 5.75 0.16 5.59 19014 13039 2806 66.87 0.9723 2.24 5.71 15.35 5.90 0.14 5.76 22328 157

35、37 2870 68.41 0.9767 2.63 5.56 表6-5 五點(diǎn)法注水開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)結(jié)果t/dqt/(m3d-1)qo /(m3d-1)qw /(m3d-1)wi /104m3wp/104m3np/104m3rfwqir-1/(mpas)0 1.09 1.09 0 0 0 0 0 0029.88 0.41 1.14 1.14 0 169 0 141 3.35 00.0228.44 0.80 1.20 1.20 0 338 0 281 6.71 00.0427.00 1.17 1.27 1.27 0 507 0 422 10.07 00.0625.57 1.52 1.34 1.34 0

36、 676 0 564 13.43 00.0824.13 1.85 1.43 1.43 0 846 0 705 16.80 00.1022.69 2.16 1.53 1.53 0 1016 0 847 20.18 00.1221.25 2.45 1.64 1.64 0 1186 0 989 23.56 00.1419.82 2.72 1.77 1.77 0 1357 0 1131 26.96 00.1618.38 2.97 1.92 1.92 0 1529 0 1274 30.36 00.1816.94 3.19 2.09 2.09 0 1701 0 1417 33.78 00.2015.50

37、3.44 2.35 1.09 1.26 1907 92 1497 35.68 0.5352 0.22 13.80 3.47 2.37 1.05 1.31 1930 103 1505 35.88 0.5546 0.23 13.71 3.61 2.45 1.00 1.46 2062 168 1550 36.95 0.5940 0.24 13.22 3.79 2.55 0.94 1.61 2220 251 1599 38.11 0.6309 0.26 12.72 3.98 2.66 0.90 1.76 2409 356 1652 39.38 0.6621 0.28 12.20 4.21 2.78 0

38、.84 1.94 2631 484 1708 40.71 0.6971 0.31 11.69 4.79 3.07 0.74 2.33 3272 890 1837 43.77 0.7596 0.38 10.57 5.03 3.19 0.71 2.48 3551 1071 1888 45.00 0.7785 0.42 10.17 5.36 3.35 0.67 2.69 3947 1335 1954 46.56 0.8012 0.46 9.68 5.86 3.59 0.60 2.99 4596 1786 2045 48.73 0.8317 0.54 9.03 6.09 3.70 0.59 3.11

39、4903 2000 2085 49.70 0.8410 0.58 8.77 6.49 3.88 0.55 3.33 5463 2401 2152 51.28 0.8582 0.64 8.36 7.17 4.17 0.48 3.69 6489 3157 2251 53.64 0.8841 0.76 7.77 7.35 4.25 0.48 3.77 6760 3357 2276 54.24 0.8881 0.80 7.64 7.80 4.42 0.44 3.98 7481 3898 2335 55.66 0.9010 0.88 7.35 8.65 4.70 0.37 4.34 8922 5006

40、2429 57.89 0.9219 1.05 6.90 8.75 4.73 0.36 4.37 9088 5133 2440 58.15 0.9231 1.07 6.86 9.25 4.88 0.33 4.55 9964 5815 2489 59.32 0.9326 1.18 6.65 9.78 5.01 0.30 4.72 10915 6560 2536 60.43 0.9411 1.29 6.47 10.35 5.15 0.26 4.89 11970 7395 2580 61.50 0.9492 1.42 6.31 10.98 5.28 0.23 5.04 13180 8359 2625

41、62.57 0.9556 1.56 6.15 11.73 5.41 0.21 5.20 14626 9517 2671 63.66 0.9618 1.74 6.00 12.84 5.57 0.18 5.40 16858 11319 2730 65.06 0.9686 2.00 5.82 13.79 5.69 0.16 5.53 18802 12894 2774 66.13 0.9723 2.24 5.71 15.35 5.84 0.14 5.70 22080 15562 2838 67.65 0.9767 2.63 5.56 第七章 方案的經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)及方案優(yōu)選7.1評(píng)價(jià)指標(biāo)說(shuō)明鉆井成本：鉆井總成

42、本=井深鉆井成本井?dāng)?shù)注水成本：注水總成本=注水單價(jià)累計(jì)注水量輸油成本：輸油總成本=輸油單價(jià)累計(jì)產(chǎn)油量作業(yè)成本：作業(yè)總成本=作業(yè)費(fèi)用生產(chǎn)年數(shù)井?dāng)?shù)生產(chǎn)維護(hù)成本：維護(hù)總成本=生產(chǎn)維護(hù)費(fèi)用累計(jì)產(chǎn)油量地面工程建設(shè)費(fèi)用=鉆井總費(fèi)用0.5總成本=鉆井成本+注水成本+輸油成本+作業(yè)成本+生產(chǎn)維護(hù)成本+地面工程建設(shè)費(fèi)用收入=累計(jì)產(chǎn)油量原油價(jià)格商品率利潤(rùn)=收入-成本現(xiàn)金流量=收入+成本7.2指標(biāo)評(píng)價(jià)結(jié)果直線排狀注水方案經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)結(jié)果如表6-6所示。五點(diǎn)法注水方案經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)結(jié)果如表6-7所示。表6-6 直線排狀注水方案經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)結(jié)果 鉆井費(fèi)用/億元地面建設(shè)費(fèi)用/億元注水費(fèi)用/億元輸油費(fèi)用/億元生產(chǎn)維護(hù)費(fèi)用/億元作業(yè)費(fèi)用/

43、億元成本/億元收入/億元利潤(rùn)/億元現(xiàn)金流量/億元凈現(xiàn)值/億元6.463.23000010 0 -10 10 10 0.10 0.71 2.13 0.02 3 13 10 16 17 0.20 1.42 4.27 0.05 6 27 21 33 34 0.31 2.13 6.41 0.07 9 40 32 49 50 0.41 2.84 8.55 0.09 12 54 42 66 67 0.51 3.55 10.69 0.11 15 67 53 82 84 0.62 4.26 12.84 0.12 18 81 63 99 101 0.72 4.98 15.00 0.14 21 95 74 115 117 0.82 5.70 17.16 0.16 24 108 84 132 134 0.93 6.42 19.32 0.17 27 122 95 149 151 1.03 7.14 21.50 0.18 30 136 106 165 168 1.16 7.54 22.71 0.20 32 143 112 175 177 1.17 7.58 22.84 0.20 32 144 112 176 176 1.25 7.81 23.51 0.21 33 148 116 181 183 1.35 8.05 24.25 0.22 34