油藏開發(fā)方案設(shè)計

1、油藏工程方案 石油工程綜合訓(xùn)練 XX油田MM斷塊油藏工程方案設(shè)計 學(xué) 院： 車輛與能源學(xué)院 專 業(yè)： 石油工程 姓 名： 龍振平 學(xué) 號： 100113040001 指導(dǎo) 教師： 馬平華 講師 答辯 日期： 2014年1年17日目錄1.開發(fā)原則32.開發(fā)方式42.1開發(fā)方式論證42.2 注入方式和時機(jī)選擇43.開發(fā)層系與井網(wǎng)井距53.1 開發(fā)層系53.2 井型、井網(wǎng)與井距73.2.1 井型的確定74.開發(fā)井的生產(chǎn)和注入能力124.1 開發(fā)井的生產(chǎn)能力124.2注水井的注入能力135.采收率及可采儲量145.1 采收率計算145.2 可采儲量計算176.油藏工程方案比較與推薦176.1方案比較論

2、證176.2推薦方案描述與推薦227.開發(fā)潛力與風(fēng)險分析277.1 開發(fā)潛力277.2 風(fēng)險分析278.方案實施要求288.1鉆井及完井288.2油井投產(chǎn)要求28參考文獻(xiàn)28油藏工程方案1.開發(fā)原則根據(jù)有關(guān)開發(fā)方針、政策，綜合考慮以下因素，提出油田開發(fā)原則：（1）充分考慮油田的地質(zhì)特點；（2）充分利用油氣資源，保證油田有較高的經(jīng)濟(jì)采收率；（3) 采用合理的采油速度； (4) 合理利用油田的天然能量； (5) 充分吸收類似油田的開發(fā)經(jīng)驗； (6) 確保油田開發(fā)有較好的經(jīng)濟(jì)效益。2.開發(fā)方式2.1開發(fā)方式論證試采分析表明，M1油井初期產(chǎn)量較高，這說明油藏具有一定的天然能量，利用借鑒高壓物性資料及經(jīng)

3、驗公式計算，該塊油藏彈性采收率為13.35%，因此考慮到經(jīng)濟(jì)效益，在開發(fā)方式上初期采用天然能量開發(fā)，后期天然能量降低，產(chǎn)量下降，并且油藏具有邊底水，由油水相滲曲線（圖2.1）可得束縛水飽和度Swr為0.4，所以可采用注水方式開采。M2井采用注水方式開采，產(chǎn)量逐漸升高然后保持一個較高的穩(wěn)定狀態(tài)。綜合M1井M2井實驗室資料和生產(chǎn)資料分析，該地區(qū)應(yīng)采用注 2.2 注入方式和時機(jī)選擇M油藏油層主要呈條帶狀分布，形態(tài)不規(guī)則，同時油層受斷層控制，為典型特低滲透非均質(zhì)油藏，因此，采用面積注水方式比較適用。鑒于油藏天然能量不足，宜采取早期注水措施。圖2.1油水相滲曲線3.開發(fā)層系與井網(wǎng)井距3.1 開發(fā)層系3.

4、1.1層系劃分與組合的原則（1）一套獨立的開發(fā)層系應(yīng)該具有一定的儲量，以保證油井具有一定的生產(chǎn)能力，h>10m,G>10萬噸；（2）兩套開發(fā)層系之間應(yīng)具有良好的隔層，在注水開發(fā)條件下，兩套開發(fā)層系不能夠嚴(yán)格的分開，以避免層系之間發(fā)生水竄，影響分采效果； （3）同一開發(fā)層系內(nèi)各小層的物理性質(zhì)相似，尤其是滲透率相接近，以防注水過程中形成嚴(yán)重的單層突進(jìn)；（4）同一開發(fā)層系內(nèi)各油層的油水分布、原油性質(zhì)、壓力系統(tǒng)應(yīng)當(dāng)接近；（5）劃分開發(fā)層系時，應(yīng)當(dāng)考慮當(dāng)前采油工藝技術(shù)水平，同一油藏中相鄰油層應(yīng)當(dāng)盡可能組合在一起，以便進(jìn)行井下工藝措施，盡量發(fā)揮井下工藝措施的作用，不要將開發(fā)層系劃分得過細(xì)，即可

5、少鉆井，又便于管理，又能達(dá)到同樣的開發(fā)效果；（6）多油層油田當(dāng)具有以下地質(zhì)特征時，不能用一套開發(fā)層系開發(fā)： 儲層巖性和物性差別大； 油氣的物理化學(xué)性質(zhì)不同； 油層的壓力系統(tǒng)和驅(qū)動方式不同 油層的層數(shù)太多，含層段過大。3.1.2開發(fā)層系的確定結(jié)果及依據(jù)針對M1,M2井油層的發(fā)育特點及試采井生產(chǎn)特點，確定采用一套層系開發(fā)較為合理。依據(jù)如下：(1)油層分布面積大、單儲系數(shù)小 該塊Es33油層含油面積面積4.74km2，單儲系數(shù)小，為4.06×104t/（km2·m），故按一套層系進(jìn)行開發(fā)較為合理。(2)一套層系開發(fā)可使油井保持一定的生產(chǎn)能力Es33油層平均有效厚度為4.07m，油

6、層集中，按一套層系開發(fā)方可使油井保持一定的生產(chǎn)能力。綜上所述，Es33油層按一套層系開發(fā)較為合理。 3.2 井型、井網(wǎng)與井距3.2.1 井型的確定應(yīng)用水平井開發(fā)的可行性： (1)Es33油藏條件適合部署水平井（見表3.1）表3.1 水平井靜態(tài)參數(shù)篩選標(biāo)準(zhǔn)項目標(biāo)準(zhǔn)參數(shù)目標(biāo)區(qū)參數(shù)油藏類型裂縫性油藏、有氣頂或底水油藏、薄層油藏、稠油油藏層狀構(gòu)造油藏埋藏深度(m)1000400026802913m油層厚度104.07地層系數(shù)k×h >100 1020(2) 利用水平井開發(fā)同類型油藏已取得較好效果（見表3.2）表3.2 勝利水平井應(yīng)用效果統(tǒng)計表 序號油藏類型井?dāng)?shù)初期平均單井生產(chǎn)情況目前平

7、均單井生產(chǎn)情況累積產(chǎn)油量(104t)(口)(%)日液(t/d)日油(t/d)含水(%)日液(t/d)日油(t/d)含水(%)1裂縫287.838.717.654.630.94.585.320.42稠油8724.263.830.652.041.64.190.193.63屋脊斷塊8122.656.640.728.2128.421.283.5195.64邊底水?dāng)鄩K6217.333.419.342.2124.59.292.664.55構(gòu)造巖性143.955.923.757.670.112.182.713.56層狀123.349.240.817.226.56.974.128.27低滲透154.227.7

8、10.562.023.24.779.77.28薄層薄互層205.635.220.142.868.413.280.715.99整裝厚層正韻律349.559.622.662.169.716.875.932.810地層不整合61.714.411.917.118.39.150.20.8合計35910049.527.444.784.412.285.5472.4 (3) 水平井可獲得較高產(chǎn)能由于水平井控制面積大，相應(yīng)增加了井筒的泄油面積，提高油井產(chǎn)能。3.2.2 井網(wǎng)與井距的確定(1)井距的估算根據(jù)前蘇聯(lián)P·H季雅舍夫統(tǒng)計羅馬什金油田不同滲透率層和泄油半徑的經(jīng)驗關(guān)系式： Re=171.8+530

9、K (3.1)式中:Re泄油半徑，m； K平均滲透率,小數(shù)。Es33斷塊平均滲透率為3.4×10-3m2，由此計算其泄油半徑為173.602m，則實際井距不應(yīng)大于348m。(2)經(jīng)濟(jì)合理井網(wǎng)密度的確定合理井網(wǎng)密度的確定，要綜合考慮開發(fā)效果及經(jīng)濟(jì)效益。隨著井距減小、井網(wǎng)密度加大，水驅(qū)的控制程度及最終采收率增加，開發(fā)效果變好。但是隨著井網(wǎng)密度的升高，需要更多鉆井，經(jīng)濟(jì)投入大大增加，將使經(jīng)濟(jì)效益變差。因而在確定合理井網(wǎng)密度時，既要有較好的開發(fā)效果，同時又要在經(jīng)濟(jì)上有良好的回報和效益。這就要求首先確定經(jīng)濟(jì)合理的井網(wǎng)密度。 首先利用投入產(chǎn)出理論確定經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度及經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度。經(jīng)濟(jì)極限井

10、網(wǎng)密度是指總產(chǎn)出與總投入相等時的井網(wǎng)密度；經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度是指總利潤最大時的井網(wǎng)密度。 一定井網(wǎng)密度下的總投入為： Cin=AS(ID+IB+IC)(1+R)T/2 (3.2) 該井網(wǎng)密度下的總產(chǎn)出為： Cout=NERwiC(P-O) (3.3)式中:A: 含油面積，km2； S: 井網(wǎng)密度，井/km2 ； R: 投資貸款利率； T: 開發(fā)評價年限， a， ID: 平均單井鉆井投資， 104元/井， IB: 單井地面建設(shè)投資， 104元/井； IC: 采油工程投資，104元/井； ER: 水驅(qū)采收率； wi: 可采儲量采出程度； P: 稅后原油價格，元/t； O: 操作費, 元/t。 水驅(qū)采

11、收率 ER與井網(wǎng)密度的關(guān)系： ER=EDe-a/s (3.4) 其中： a=100*0.1814/(k/u)0.4218 (3.5)式中：ER:驅(qū)油效率； a: 井網(wǎng)指數(shù)，井/km2。根據(jù)投入產(chǎn)出，總利潤為: G=NEDe-a/swiC(P-O)-AS(ID+IB+IC)（1+R)T/2 =A(ID+IB+IC)(1+R)T/2(ke-a/s-S) (3.6)式中： k=NEDwiC(P-0)/A(ID+IB+IC)(1+R)T/2 (3.7)經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度： ke-a/s-S=0 (3.8) 經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度： ka/(S2)e-a/s-1.0=0 （3.9）根據(jù)上述投入產(chǎn)出理論，結(jié)合研究

12、區(qū)塊的地質(zhì)屬性，從而得出經(jīng)濟(jì)合理的井網(wǎng)密度。根據(jù)區(qū)塊儲層物性，儲層平均滲透率15.24md，油相平均粘度2.11，可知 a= 8.429井/km2 ；水驅(qū)油效率為 0.45；原油價格選取近五年國際原油平均價格77.47美元/桶(3790元/噸)，應(yīng)繳納稅費種及稅率有增值稅(17%)、教育附加費(取增值稅的 3%)、城市建設(shè)附加費(取增值稅的 7%)、企業(yè)所得稅(25%)及資源稅(原油 24元/噸)。 原油增值稅 17%。銀行貸款年利率目前為 6.38%，單井投資總額(ID+IC+IB)取為 434 萬元。開發(fā)評估年限為 8 年，8 年內(nèi)可采儲量采出程度為 0.8。代入公式，得出經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度

13、為 11.87 井/km2，經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度為 8.87井/km2，經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度及經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度如圖 3.1及圖3.2所示。 由于斷塊油藏非均質(zhì)性較強(qiáng)，單井控制儲量的能力較弱。所以在保持一定的采油速度的前提下，應(yīng)適當(dāng)把井網(wǎng)密度加大， 單井生產(chǎn)壓差減小，并構(gòu)成完整的注采系統(tǒng)，對提高該邊底水油藏的采收率是有利的，故本研究中采用經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度。 圖3.1 利潤隨井網(wǎng)密度變化情況圖3.2 利潤偏導(dǎo)隨井網(wǎng)密度變化情況4.開發(fā)井的生產(chǎn)和注入能力4.1 開發(fā)井的生產(chǎn)能力 油氣井以多大的產(chǎn)量投入生產(chǎn)，是一個十分復(fù)雜的技術(shù)經(jīng)濟(jì)問題，一般說來，應(yīng)從以下幾個方面加以考慮： （1）油氣井產(chǎn)量必須大于經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)

14、量； （2）Pwf>Pb或Pwf>Pd，以防止井底出現(xiàn)二相區(qū)而增加滲流阻力、消耗過多的驅(qū)替能量； （3）油氣井產(chǎn)量不能過高、生產(chǎn)壓差不能過大，不能在井底附近產(chǎn)生明顯的非達(dá)西流動和井底坍塌以及套管損壞、井底出砂等工程問題； （4）油氣井產(chǎn)量應(yīng)充分利用油氣藏能量并能發(fā)揮油氣井產(chǎn)能； （5）井底流壓應(yīng)保證流體的有效舉升； （6）油氣井產(chǎn)量應(yīng)能保證注入能力得到及時的補充面壓力水平得到較好的保持。注水開發(fā)中，產(chǎn)液量計算公式為 ： （4.1）式中：qL：井的產(chǎn)液量，t/d ； JL：采液指數(shù)，t/(dMPa) ； ：生產(chǎn)壓差，MPa 。根據(jù)油田M1和M2井的E3s3 的單層試油試采以及油層物性

15、流體PVT分析資料綜合儲層的產(chǎn)能特征，建立油組平均采油指數(shù)，作為方案設(shè)計產(chǎn)能的依據(jù)，見表4.1.最終單井產(chǎn)能為5.6t/d，見表4.2表4.1 采油指數(shù)井號有效厚度（m）地層壓力（Mpa）流壓（Mpa）生產(chǎn)壓差（Mpa）日產(chǎn)油(t/d)采油指數(shù)(t/d·MpaM16.6032.6124.88.8119.932.262M28.037.281522.284.770.214表4.5 砂組單井產(chǎn)能砂層厚度（m）壓差（Mpa）日產(chǎn)油(t/d)干擾系數(shù)單井產(chǎn)能(t/d)E3a37.610.613.940.555.6 4.2注水井的注入能力在確定注入能力時，主要考慮如下因素： （1）注入設(shè)備的承受

16、能力 （2）考慮注水井井底的破裂壓力 （3）考慮油藏的注采平衡按達(dá)西定律，吸水指數(shù)與采油指數(shù)比應(yīng)等于油水流度比，滿足下列關(guān)系： J吸/J油=Krw(Sor)·uo·Bo/Kro(Swi)·uw. (4.2) J吸=3.1m3/(d·Mpa）由于無際試水資料，取80%作為油組實際應(yīng)用值，即J吸=2.48m3/(d·Mpa）。 根據(jù)平面徑向滲流理論，并考慮低滲透儲層啟動壓力梯度，可得驅(qū)動壓差6.93Mpa。根據(jù)Q注=2.48·（-6.93），得不同注入壓力下的日注水量（見圖4.1）。油藏中深2876m，對應(yīng)井口最大注入壓力20Mpa圖4.

17、1 日注水量與注入壓力關(guān)系曲線 滿足注采比1:1條件下，單井日注水最高為17m³/d。計算最大注水量32.4m³/d，滿足注水要求。5.采收率及可采儲量5.1 采收率計算5.1.1采用經(jīng)驗公式法進(jìn)行采收率的計算與標(biāo)定 。 （1）經(jīng)驗公式1： （5.1）式中：ER采收率，小數(shù)；K平均滲透率，10-3m2； 0地層原油粘度，MPa。利用經(jīng)驗公式1計算結(jié)果如表5.1 表5.1 經(jīng)驗公式1計算結(jié)果小層平均滲透率（10-3m2）地層原油粘度（mPa·s）采收率（%）M115.732.1127.91M214.752.1127.68總15.242.1127.80（2）經(jīng)驗公式2

18、： （5.2）式中：ER采收率，小數(shù)；K平均滲透率，10-3m2； 0地層原油粘度，mPa.s；h有效厚度，m。利用經(jīng)驗公式2計算結(jié)果如表5.2.表5.2 經(jīng)驗公式2計算結(jié)果小層平均滲透率（10-3m2）地層原油粘度（mPa.s）有效厚度（m）采收率（%）M115.732.114.419.94M214.752.113.618.55總15.242.118.022.92（3）林志芳、俞啟泰公式: ER0.6911×（0.57570.1157lgR+0.03753lgK） （5.3）式中：ER采收率，小數(shù)； R油水粘度比；K平均滲透率，10-3m2。利用林志芳、俞啟泰公式計算結(jié)果如表5.3

19、。表5.3 林志芳、俞啟泰公式計算結(jié)果小層油水粘度比平均滲透率（10-3m2）采收率（%）M12.1115.7340.30M22.1114.7540.23總2.1115.2440.265.1.2 采收率標(biāo)定采收率直接影響可采儲量的大小，所以采收率的標(biāo)定也是非常重要的。在經(jīng)驗公式法中，利用林志芳、俞啟泰公式計算結(jié)果相較于兩外兩個偏高，故而舍棄。綜合另外兩個經(jīng)驗公式的計算結(jié)果，標(biāo)定采收率為25.36%，見表5.4。表5.4 采收率計算表經(jīng)驗公式采收率經(jīng)驗公式127.80%經(jīng)驗公式222.92%最終采收率25.36%5.2 可采儲量計算采收率標(biāo)定為25.36%，地質(zhì)儲量為78.28萬噸，故可采儲量為

20、19.85萬噸。6.油藏工程方案比較與推薦6.1方案比較論證本次研究根據(jù)生產(chǎn)井的產(chǎn)液能力和注水井的吸水能力，確定注采平衡條件下的合理油水井?dāng)?shù)比： (6.1) (6.2) (6.3)式中： Iw：注水井的吸水指數(shù)； JL： 生產(chǎn)井的產(chǎn)液指數(shù)； Rwo：油水井?dāng)?shù)比； I： 層位，i=1, 2, 3； Hi：第i層厚度； NTGi：第 i 層凈毛比 。 表 6.1列出了各參數(shù)的取值：表 6.1 儲層物性參數(shù)表 由此可計算出： Rwo=1.14 在確定了井網(wǎng)密度及注采井比例后，需要確定具體選擇何種井網(wǎng)類型、采用何種注水方式等問題。 本次研究中，首先對正方形井網(wǎng)和三角形井網(wǎng)等兩種井網(wǎng)類型進(jìn)行了對比。為降

21、低其他參數(shù)對結(jié)果的影響，對比過程中盡量保證兩種井網(wǎng)中其他各參數(shù)相同或相近：井網(wǎng)密度為經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度 11.87 口/km2，結(jié)合區(qū)塊含有面積 4.07km2 ，可計算出共打井 49 口；注采比在 1.14 左右（實際注采比采用 1.04），且均采用直線注水。 基于上面的描述，可以分別計算出兩種井網(wǎng)類型的井距如下： 正方形井網(wǎng): 三角形井網(wǎng): 結(jié)合各自的井距，選擇具體布井位置及注采方式，見圖 6.1、6.2。其中藍(lán)色圓點代表注入井，黑色圓點代表生產(chǎn)井。因為是優(yōu)化井網(wǎng)類型的模擬，所以在模擬過程中沒有考慮 M1、M2 和M3等三口井的影響，因為對這個問題來說，是否考慮已存在的井對結(jié)果的影響不大。

22、圖6.1 正方形井網(wǎng)布井圖6.2 三角形井網(wǎng)布井圖6.3 不同井網(wǎng)原油采出程度在模擬過程中，注入井定注入速度 8 立方米/天注水，生產(chǎn)井定產(chǎn)液量 8 立方米/天生產(chǎn)，共模擬 15 年。圖 6.3 為兩種井網(wǎng)類型下地層原油采出程度對比，圖6.4為含水率對比。圖6.4 不同井網(wǎng)含水率變化從模擬結(jié)果來看，相比于正方形井網(wǎng)，三角形井網(wǎng)的原油采出程度稍高，累產(chǎn)油更大，更加有經(jīng)濟(jì)效益。這一點也和以往的開發(fā)認(rèn)識相符：一般來說，針對斷塊油藏的地質(zhì)特點，井網(wǎng)形式以三角形井網(wǎng)為好。因為三角形井網(wǎng)是交錯排列分布，適合不規(guī)則的復(fù)雜斷塊油藏，也有利于落實小斷層和掌握透鏡體砂體的分布另外三角形井網(wǎng)更容易形成比較完善的注采

23、系統(tǒng)。 6.2推薦方案描述與推薦 在油藏開發(fā)過程中，合理的開發(fā)程序?qū)μ岣卟捎退俣?、推遲含水率升高過快有重要的作用。在確定了最優(yōu)的井網(wǎng)類型、方向，井排比等參數(shù)后，可以在井網(wǎng)確定的情況下來尋找最優(yōu)的生產(chǎn)制度。 油藏開發(fā)程序主要涉及注水方式、轉(zhuǎn)注時間等，根據(jù)實際開發(fā)經(jīng)驗，對邊水驅(qū)動的斷塊油藏，多采用邊緣注水和面積注水的組合注水方式，且在構(gòu)造高部位多打生產(chǎn)井。根據(jù)這些原則，我設(shè)計了下面一種開發(fā)方案。 6.2.1 初始注采方案 本方案的井網(wǎng)類型、注采井比例、井排井距等均取最優(yōu)化后的結(jié)果，并采用直線注水。其中，M1、M2 和M3等三口井分布在井網(wǎng)中， M1 井位置不在井網(wǎng)中網(wǎng)格位置，略有偏移，見圖 6.5。其中，M3 井改為采油井，M1、M2兩口井轉(zhuǎn)變?yōu)樽⑺?因需要保證構(gòu)造高部位主要分布生產(chǎn)井，我選擇 2760m 深度為分界線，完井深度在 2760m 以下的井，均按直線型注水方式分布；2760m 以上均為生產(chǎn)井。注入井定注入速度 8立方米/天注水，生產(chǎn)井定產(chǎn)液量 8立方米/天生產(chǎn)。6.2.3 邊緣生產(chǎn)井轉(zhuǎn)注在此制度下生產(chǎn)一定時間后，構(gòu)造底部位的生產(chǎn)井含水率會急劇