油藏工程課程

1、油藏工程課程設(shè)計 姓 名： 班 級：學(xué) 號：中國石油大學(xué)（北京）2010年 6 月基礎(chǔ)數(shù)據(jù)資料1 油區(qū)：勝利油田2 油藏幾何參數(shù)及各小層物性班級：油工2班學(xué)號：06表一 油藏基本參數(shù)表序號油層頂深（m）油層厚度（m）含油面積（km2）孔隙度滲透率(10-3 )121952.615+班號/5+班里序號/20=5+2/5+06/20=5.70.345202.5221992.850.3552364.3322043.310.3378451.4422093.270.3352582.1522144.050.3366605.4622333.150.3328668.8722383.420.3358516.98

2、22444.280.3367402.6922514.380.3427348.21022574.230.3438284.9地層壓力梯度：0.1MPa/10m，地溫梯度：3.7 C/100m3 流體物性地面條件下油水密度： 地層條件下油水粘度： mPas =50+6/25 =50.24 mPas mPas=0.5+2/25=0.58mPas地層泡點壓力： MPa原油體積系數(shù)： 水的體積系數(shù)：4 油水相滲關(guān)系：表二5 井眼半徑：0.1 m6 油水井操作條件 ：注采壓差：3MPa排狀注水的排距與井距之比為2:1要求油田的初期采油速度達到3油水井正常生產(chǎn)時間為300天/年7 常用經(jīng)濟指標(biāo)鉆井成本：100

3、0元/米注水單價：6元/米3輸油單價：60元/噸生產(chǎn)維護費：150元/噸作業(yè)費用：150元/噸地面工程建設(shè)費用為鉆井費用的0.5倍原油的商品率：95原油價格：1200元/噸貸款利率：5.48 存款利率：1.98表二 油水相滲數(shù)據(jù)表SwKroKrw0.3200.65000.00000.3520.58610.00170.3840.52440.00590.4160.46510.01200.4480.40820.02920.4800.35380.01980.5120.30210.04020.5440.25320.05270.5760.20720.06660.6080.16440.08180.6400.

4、12510.09840.6720.08950.11620.7040.05810.13530.7360.03160.15570.7680.01120.17730.8000.00000.20001 油田概況1.1油藏地質(zhì)描述油區(qū)是勝利油田區(qū)塊，含油面積5.7km2。具有十個小層，油層頂深從2195米到2257米不連續(xù)，平均深度2224.4米；每個小層厚度不均，最小2.61米，最大4.38米，平均厚度3.555米；孔隙度縱向分布也略有差異，最小0.345，最大0.3438，平均孔隙度（按厚度加權(quán)平均）為0.34016；滲透率縱向分布也不均一，最小202.5md，最大668.8md，平均滲透率（按厚度

5、加權(quán)平均）為442.71md。地層壓力梯度為0.1MPa/10m，地溫梯度為3.7 C/100m，泡點壓力為20Mpa，地層條件下油水粘度分別為50.24 mPas和0.58 mPas，地面條件下油水密度為0.9g/cm3和1.0g/cm3。1.2油藏（縱向）非均質(zhì)性評價表1-1 油層非均質(zhì)性數(shù)據(jù)表序號油層頂深（m）油層厚度（m）滲透率(mD)121952.6185.05221992.85153.006322043.31Kav=i=110Kihii=110hi=186.0067mD189.588422093.27244.482522144.05254.268622333.15280.89672

6、2383.42217.098822444.28169.092922514.38146.2441022574.23119.658（1）儲層滲透率突進系數(shù)：層內(nèi)最大滲透率與平均滲透率的比值，也稱非均質(zhì)系數(shù)。 屬于均勻型（2）儲層滲透率變異系數(shù) 滲透率比較均勻綜上，本區(qū)塊儲層物性較好，非均質(zhì)性較弱。1.3油藏流體分布及其物性描述儲層基本參數(shù)及各小層物性，表1-2表1-2序號油層頂深（m）油層厚度（m）含油面積（km2）孔隙度滲透率(mD)121952.615.70.345202.5221992.850.3552364.3322043.310.3378451.4422093.270.3352582.1

7、522144.050.3366605.4622333.150.3328668.8722383.420.3358516.9822444.280.3367402.6922514.380.3427348.21022574.230.3438284.9（1）油藏性質(zhì)：地層壓力梯度：0.1MPa/10m，地溫梯度：3.7 C/100m均屬正常范圍（2 流體物性：地面條件下油水密度：o=0.90g/cm3 w=1.0g/cm3地層條件下油水粘度：o =50.24 mPas w=0.58mPas地層泡點壓力： Pb=20MPa原油體積系數(shù)：Bo=1.08 水的體積系數(shù)：Bw=1.0 (3) 滲流物性： 1）各

8、小層的孔隙度滲透率，如上表1-2 2）由含水飽和度和油水相對滲透率數(shù)據(jù)，得到相對滲透率曲線（圖1-1）圖1-1從相滲曲線中我們可以看出，束縛水飽和度Swi=0.32，最大含水飽和度Swmax=0.8，殘余油飽和度Sor=0.2油水相滲曲線交點處的含水飽和度Sw50%，束縛水飽和度Swi下的水相相對滲透率Kro=0，通過以上特征我們可以得出該儲層巖石的潤濕性為水濕，有利于油田的開采。2 油藏的地質(zhì)儲量2.1地質(zhì)儲量計算(1)根據(jù)容積法計算地質(zhì)儲量容積法計算公式：Nooip =100Ah(1-Swi)o/Boi式中，Nooip，原始石油地質(zhì)儲量，104t；A，含油面積，km2；h，有效厚度，m；孔

9、隙度，；地面原油密度，o ，t/m3；Swi，原始含水飽和度；Boi，原油體積系數(shù)。代入各儲層數(shù)據(jù)，可得該區(qū)塊的油田得地質(zhì)儲量Nooip =100Ai=110hii(1-Swi)o/Boi= 5775.556104t并由此可得該區(qū)塊油田個小層的地質(zhì)儲量分布圖(2)單儲系數(shù)=Nooip/(Ah)= 5775.556/(13.5535.55)=11.99104t/（km2m）(3)儲量豐度=Nooip/A= 5775.556/13.55=426.24104t/km2(4)溶解氣地質(zhì)儲量G=10-4NooipRsi=76.544108m32.2可采儲量計算N=100Ai=110hii(1-Swi-S

10、or)o/Boi= 4076.863104t匯總結(jié)果，列于下表區(qū)塊層組儲量級別含油面積Km2有效厚度m孔隙度%含油 飽和度%地面原油密度g/cm3體積系數(shù)原始 油氣比m3/t單儲系數(shù)104t/（km2m）石油地質(zhì)儲量104t溶解氣 地質(zhì)儲量108t儲量豐度104t/km2可采儲量104t勝利油田區(qū)塊1探明儲量13.552.610.24150.680.831.12132.5312.170 430.394 5.704 31.763 303.807 22.850.2486412.530 483.865 6.413 35.710 341.552 33.310.2364611.916 534.434 7

11、.083 39.442 377.247 43.270.2346411.824 523.912 6.943 38.665 369.820 54.050.2356211.874 651.592 8.636 48.088 459.947 63.150.2329611.740 501.072 6.641 36.979 353.698 73.420.2350611.845 548.925 7.275 40.511 387.477 84.280.2356911.877 688.800 9.129 50.834 486.212 94.380.2398912.089 717.455 9.508 52.949

12、506.439 104.230.2406612.128 695.108 9.212 51.300 490.665 合計-5775.556 76.544 -4076.8632.3最終采收率評價=N/Nooip= 4076.863104/5775.556104=0.706以上所求為最大（理想情況）的水驅(qū)采收率，但實際油田生產(chǎn)中難以達到，因此試采用下面的經(jīng)驗的公式來預(yù)測最終采收率。ER=21.4289(o/)0.1316代入數(shù)據(jù)，可得ER=14.75%，對于水驅(qū)油藏而言，處于普通的水平。3層系劃分與組合論證根據(jù)油藏特點和層系劃分原則論證劃分開發(fā)層系的可行性。主要包括：3.1原則劃分開發(fā)層系，就是把特

13、征相近的油層組合在一起，用獨立的一套開發(fā)井網(wǎng)進行開發(fā)，并以此為基礎(chǔ)進行生產(chǎn)規(guī)劃、動態(tài)研究和調(diào)整。合理組合和劃分開發(fā)層系一般應(yīng)考慮以下幾項原則：（1）把特征相近的油層組合在同一開發(fā)層系內(nèi)，尤其滲透率要接近，以保證各油層對注水方式和井網(wǎng)就有共同的適應(yīng)性，減少開采過程中的層間矛盾。（2）一個獨立的開發(fā)層系應(yīng)具有一定的儲量，以保證油田滿足一定的開采速度，并具有較長的穩(wěn)產(chǎn)時間和達到較好的經(jīng)濟指標(biāo)。（3）各開發(fā)層系間必須具有良好的隔層，以便在注水開發(fā)條件下，層系間能嚴(yán)格地分開，確保層系間不發(fā)生串通和干擾。（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

14、解決的范圍內(nèi)，開發(fā)層系不宜劃分的太細，以利于減少建設(shè)工作量，提高經(jīng)濟效果。3.2劃分的層系所有油層劃分在同一套開發(fā)層系內(nèi)，用一套井網(wǎng)進行開發(fā)。3.3可行性論證由于油層之間沉積條件相近，滲透率在縱向上的分布差異不大，滲透率突進系數(shù)為1.51，滲透率變異系數(shù)為0.32，滲透率的非均質(zhì)性較弱，組成層系的基本單元內(nèi)油層分布面積相同，層內(nèi)非均質(zhì)小，所有的小層有相同的構(gòu)造形態(tài)，油水邊界和壓力系統(tǒng)，原油物性相同。把所有油層劃分為一個層系開采，既可以保證一定的儲量，又可以充分發(fā)揮采油工藝措施的作用。這樣可以減少鉆井，既便于管理，又可以達到較好的經(jīng)濟開發(fā)效果。經(jīng)論證，可劃為同一套開發(fā)層系。4 注采方式選擇4.1

15、注水方式選擇油田開發(fā)期望獲得并保持較高的采油速度和實現(xiàn)較長的穩(wěn)產(chǎn)期，所以應(yīng)注意保持油層能量，盡量在油藏下降到飽和壓力以前進行注水，可采用早期注水，使油層壓力保持在飽和壓力以上，這可使油井有較高的產(chǎn)量。本區(qū)塊油層面積較大并且有一定的延伸長度，油層之間連通性好，油層滲透率較高，具有較高的流動系數(shù)，故可采用面積注水。該種方式注水，使所有油井都處于注水井第一線，有利于油井受效；注水面積大，注水受效快；每口油井有多向供水條件，采油速度高。井網(wǎng)部署可采用直線排狀系統(tǒng)，五點井網(wǎng)和反七點井網(wǎng)。其各自的特點如下：（1）直線排狀注水：注采井的排列關(guān)系為一排生產(chǎn)井和一排注水井相互間隔，生產(chǎn)井與注水井相互對應(yīng)。在此系

16、統(tǒng)下生產(chǎn)井?dāng)?shù)與注水井?dāng)?shù)之比1：1。排距和井距之比為2:1，每口注水井控制面積F=4a2。便于井網(wǎng)加密和井網(wǎng)變形，水線推進均勻，易于控制，井網(wǎng)布置方便簡單。流度比由下面公式計算：為驅(qū)替前緣飽和度 由含水率含水飽和度關(guān)系曲線得=0.51M=10.9/0.3718*0.314184+0.04422=10.5所以其見水時的面積波及系數(shù)為EA=（1-0.4413*a/d）sqrt（1+m）/2m）=0.577由于在波及系數(shù)為100%時，注水開發(fā)最終采收率為70.6%，則預(yù)測利用直線排狀系統(tǒng)最終采收率ER=0.577*0.706=0.4073（2）五點系統(tǒng)：因注水井和生產(chǎn)井井?dāng)?shù)之比為1:1，每口注水井控制

17、面積為F=2a2。因而每口注水井承擔(dān)的注水量比較適中，（在平衡注采的情況下，每口注水井的日注水量接近于每口采油井的平均日采出量）。這樣注入水推進比較適中，使油藏注入水涉及體積與驅(qū)油效率有一定改善。五點式在流度比為10.5時，Ea=0.718*sqrt（1+m）/2m）=0.531則五點系統(tǒng)見水時井網(wǎng)的波及系數(shù)為0.531,則估算利用五點式的最終采收率0.375。（3）反七點井網(wǎng)斜七點：生產(chǎn)井構(gòu)成斜六邊形,注水井在中心,在此系統(tǒng)下,生產(chǎn)井和注水井之比為2:1,注水井控制面積F=3a2。注水井?dāng)?shù)少，采油點較多，可使生產(chǎn)成本較低。反七點在流度比為10.5時,Ea=0.743power（1+m）/2m

18、，3）=0.607則見水時井網(wǎng)的波及系數(shù)為0.607.則利用反七點法的估算最終采收率0.429。4.2注采井?dāng)?shù)確定油田初期采油速度為3.5%，所以可得年產(chǎn)量：Na=5775.556*104*0.035=2021444.68t/a日產(chǎn)油量；Nd=2021444.68/300/0.83=8118.25m3/d由油井產(chǎn)量公式，可得單井日產(chǎn)量為，q=2*丌*Ko*H*P/（oBolnRe/Rw）=79.98m3/d所以，油井?dāng)?shù)為，n=Nd/q=8118.25/79.98=102（1）直線排狀井網(wǎng)：油水井?dāng)?shù)比為1:1，所以油井為102口，注水井102口井網(wǎng)密度S=n/A=204/13.55=15well

19、/km2排狀注水的排距和排距和井距之比為2:1.，所以可以得到井距a=182.24m，排距d=364.48m（2）五點法井網(wǎng)：油水井?dāng)?shù)比為1:1，所以油井為102口，注水井102口井網(wǎng)密度S=n/A=204/13.55=15well/km2，由此得到排距d=257.72m（3）反七點井網(wǎng)斜七點：油水井?dāng)?shù)比為2:1，所以油井為102口，注水井51口井網(wǎng)密度S=n/A=153/13.55=12well/km2，由此得到排距d=297.59m5 油藏開發(fā)指標(biāo)預(yù)測5.1無水采油期開發(fā)指標(biāo)預(yù)測由已知條件，uo=10.9mPa.s,uw=0.85mPa由分流量方程：fw=f/k式中，由此代入油藏滲流數(shù)據(jù)，

20、可以計算得到含水率和含水飽和度之間的關(guān)系：由此，可以做出油水相對滲透率曲線和分流量曲線： 從以上兩圖中可以讀出，束縛水飽和度Swc=0.32，殘余油飽和度Sor=0.2 含水前緣含水飽和度Swf=0.51，見水前地層平均含水飽和度Sav=0.62，由得到的fw曲線，對其進行擬合，可以得到：y = 104.18x6 - 599.82x5 + 1264.8x4 - 1308.6x3 + 708.81x2 - 188.32x + 19.198對其求導(dǎo)，可以得到含水率導(dǎo)數(shù)關(guān)于含水飽和度的函數(shù)：y=625.08x5-2999.1x4+5059.2x3-3925.8x2+1417.62x-188.32由此

21、可以得到含水率導(dǎo)數(shù)的曲線： 所以可計算得到各個含水飽和度下的視粘度，和各含水飽和度下的含水率導(dǎo)數(shù)列于表將視粘度從最大含水飽和度到前緣含水飽和度積分，積分變量為含水率導(dǎo)數(shù)，即利用下面公式進行數(shù)值積分,然后，可以得到，從注水井到含水前緣的平均視粘度：由4.2可得初始產(chǎn)油量，即為初始注水量，把一維地層等分為10段，計算無因次倍數(shù)，計算總平均視粘度。代入含水前緣推進到各處時的總平均視粘度，可以得到所處時刻的產(chǎn)量。計算相應(yīng)的各段開發(fā)時間，直到出口斷面，計算見水時間及各項生產(chǎn)指標(biāo)。所選三種井網(wǎng)具體無水采油期開發(fā)指標(biāo)如下：（均取單井控制單元進行預(yù)測）（1）直線排狀注水: a=182.24m d=364.48

22、m 所以，單井控制單元面積F=a*d= 具體開發(fā)指標(biāo)如下表所示由表可知，生產(chǎn)1.33年時油井見水，見水時油井累計產(chǎn)油168199.04m3（2）五點系統(tǒng)井網(wǎng)注水： a=d=257.72m 所以，控制單元面積F=2*a2=具體開發(fā)指標(biāo)如下表所示由上表可知，油井在生產(chǎn)2.21年見水，此時油井累計產(chǎn)油336381.70m3（3）反七點井網(wǎng)注水： a=d=297.59m 所以，單井控制單元面積F=3*a2*= 具體開發(fā)指標(biāo)如下表所示由上表可知，油井在生產(chǎn)4.42年時見水，此時油井累計產(chǎn)油675112.22m35.2含水采油期開發(fā)指標(biāo)預(yù)測取從前緣飽和度到最大含水飽和度的已知數(shù)據(jù)，根據(jù)下面的公式計算見水后的油層總平均視粘度。它是一個隨著開發(fā)不斷變化的值，與出口端含水飽和度有關(guān)。計算該出口端飽和度下產(chǎn)液速度qt，又因為，qw=qt*fw，qo=qt-qw，由此得到產(chǎn)水速度和產(chǎn)油速度。對于見水之后有，fw和qi的關(guān)系公式， 式中，所以，由