油藏工程課程設(shè)計油藏樣本

前言陜甘寧盆地是三疊系正式形成一種內(nèi)陸盆地。三疊系末印支運動使盆地整體抬升，延長組遭到風(fēng)化剝蝕，形成一種遼闊東傾河谷系統(tǒng)，它以東西向甘陜古河為主干，諸多南北向支流匯入其中。侏羅系地層一方面沉積于這些河谷中，初期富縣組沉積期間，盆地繼續(xù)保持一段時間上升，而后漸趨穩(wěn)定。馬嶺油田位于陜甘寧盆地東南部,天環(huán)向斜東翼.構(gòu)造“基底”是三疊系延長組頂部風(fēng)化殼。當(dāng)前基本探明含油構(gòu)造面積約00000㎡，閉合面積18800000㎡，閉合高度20—30m，重要油層系為侏羅系延安組，油藏埋藏深度在—3200m，基本探明原油地質(zhì)儲量7721.1419104t，預(yù)測油田面積和儲量將進一步擴大。咱們重要研究了油田概況及地質(zhì)特性，應(yīng)用各層有效厚度，孔隙度及含油飽和度等參數(shù)求得儲量豐度進而擬定各個小層地質(zhì)儲量。用容積法計算儲量與各小層計算儲量相差不大。依照表中所給數(shù)據(jù)求得主力油層各單井無阻流量，進而擬定該層原油產(chǎn)量，對該油藏產(chǎn)能進行測試，描述了滲入率、產(chǎn)能系數(shù)、含水率上升與含水率等關(guān)系，擬定了油藏產(chǎn)能大小。并對有藏采收率和可采儲量進行了擬定。學(xué)習(xí)使用新型Swift試井分析軟件進行7850水井及1-4a油井試井資料試井分析，輸出該井各自資料有因次、無因次雙對數(shù)曲線和半對數(shù)試井曲線。1油藏概況1.1地理環(huán)境該油藏層狀低滲入砂巖油藏，位于陜甘寧盆地南部，天環(huán)向斜東翼斜坡中部，油田探明面積重要分布在陜西，甘肅，寧夏境內(nèi)，地面海拔1120—1820m,含沙量大，油田所屬地區(qū)屬內(nèi)陸性干旱氣候，夏季最高溫度36℃，冬季最低氣溫-28℃，平均氣溫7.8℃1.2區(qū)域地質(zhì)構(gòu)造1.2.1地層層序：該油田自下而上鉆遇地層有中生界三疊系延長組，侏羅系富縣組，延安組，直羅組和安定組，白堊系志丹組，新生界第三系和第四系，重要油層系為侏羅系延安組，油藏埋藏深度在—3200m。1.2.2生儲蓋組合：該油藏位于陜甘寧盆地東南部，構(gòu)造基底是三疊系延長組頂部風(fēng)化殼，三疊系末期，印支運動使盆地整體抬升，延長組受風(fēng)化剝削和切割，古地形高低起伏，古河道，古殘丘縱橫分布，構(gòu)造面積約00000㎡，閉合面積18800000㎡，閉合高度20—30m，油層分布在平臺區(qū)和構(gòu)造高部位，在上傾方向由巖相變化而形成圈閉，為巖性構(gòu)造油藏結(jié)合油藏形態(tài)，水動力系統(tǒng)及開發(fā)特性，大體上把油田劃分為倆大類：層狀低滲入砂巖油藏和層狀特低滲入砂巖油藏。該油藏屬于層狀低滲入砂巖油藏。1.2.3沉積類：通過測試該油藏為長石硬砂質(zhì)石英砂巖沉積，多柔性巖塊，為各種透鏡狀砂疊加而成，粗中粒，成分混雜，雜基含量普通在16%—48%之間，砂體持續(xù)性差，分選不好，油層滲入率低，普通僅在﹝1.0—22.7﹞×10，沉積時河流特點是迅速填積，穩(wěn)定多河道互相交織，低彎曲度，小坡降，側(cè)向受限制網(wǎng)狀河流，通過對比，該儲層沉積模式為網(wǎng)狀河流砂體。1.3勘探成果及開發(fā)準(zhǔn)備限度：1.3.1地震資料：由于盆地逐漸發(fā)展為河流湖沼相環(huán)境，形成了一套含煤系地層，沉積厚度9.2—62.2m之間油層重要分布在分流河道小砂體，中一細粒張石質(zhì)砂巖，雜基含量普通在15%，砂體普通長2—5m，寬200—500m，砂體單層厚度2——5m左右，最大疊加厚度可達30m，呈正韻律，底部有較粗滯留沉積物，向上彎曲。依次浮現(xiàn)交錯層理，斜層理，波紋層理等。1.3.2探井資料井資料：該油層分選性好，油層平均滲入率3.7?？紫抖?4%——17%，油層沉積環(huán)境為三角洲相，淺湖相，由于三角洲不斷后移，形成了零分布凸鏡狀小砂體。在這些不同砂體中，形成了許多以巖性圈閉為主各種類型油藏。2油藏地質(zhì)特性油藏描述是對油藏動，靜態(tài)特性綜合性技術(shù)研究.油藏開發(fā)階段不同,其描述目的與內(nèi)容有很大差別.開發(fā)初期油藏描述是綜合地質(zhì),測井,地震,巖芯及滲流物性分析試采及生產(chǎn)測試等資料,研究整個油田構(gòu)造形態(tài),儲層巖相,構(gòu)造特性及油藏基本參數(shù)空間分布規(guī)律,計算原油地質(zhì)儲量,估算油藏產(chǎn)能與產(chǎn)量,研究油藏開發(fā)過程中參數(shù)變化,綜合構(gòu)成對油藏動,靜態(tài)特性詳細描述.其中靜態(tài)某些油藏地質(zhì)特性描述,如下為馬嶺層狀低滲入油藏地質(zhì)特性.2.1油藏構(gòu)造特性馬嶺油田位于陜甘寧盆地東南部,天環(huán)向斜東翼.構(gòu)造”基底”是三疊系延長組頂部風(fēng)化殼.三疊系末期,印支運動使盆地整體抬升,延長組遭受風(fēng)化剝蝕和切割.古地形高低起伏,古河道,古殘丘縱橫分布，到侏羅系盆地整體下降，延安組初期地層沿河谷以添平補齊方式層層超復(fù)于古殘丘周邊，S1+S2末期，溝谷基本添平，S3及以上地層廣布其上，差別壓實成果，形成了與古潛山，古殘丘基本一致披覆鼻狀構(gòu)造。構(gòu)造向西傾沒，向東抬升，近東西向。在鼻狀構(gòu)造內(nèi)部可分為東，中，西三某些，西部為西傾階梯狀斜坡，與賀旗凹槽相鄰，走向東北，它不但控制著地層沉積，并且也是油氣運移重要通道。中部為微有起伏平臺，東部為三個東西向次一級隆起，隆凹相間，油層分布在平臺區(qū)和構(gòu)造高部位，在上傾方向由巖相變化形成圈閉，為巖性構(gòu)造油藏．2.2地層與沉積特性馬嶺油田自下而上鉆遇地層有中生界三疊系延長組，侏羅系富縣組，延安組，直羅組和安定組；白堊系志丹組；新生界第三系和第四系；重要含油層系為侏羅系延安組，油層埋藏—3200m．延安組為一套沙泥巖互層夾煤層沉積，地層厚度為300米，總體上呈下粗下細正旋回．依照次級旋回及沉積性質(zhì)變化，分為，S4-5+S5，S3-4+S4，S1+S2，和S3，四個主力產(chǎn)層．馬嶺油田中一區(qū)位于甘陜古河道南側(cè)，碎屑沉積物重要來自西南向東北流賀旗古河．初期富縣組一方面沉積在這一河谷中，隨著河谷充填，到富縣組沉積后期，沉積范疇已經(jīng)擴大到臺地上.現(xiàn)對主力油層特性做以描述：S3油層：巖性為灰白色－灰褐色石英砂巖，以中砂巖為主，底部含礫和泥質(zhì)團塊，上部為細砂巖，頂部以灰黑色泥巖和泥質(zhì)粉砂巖結(jié)束，下粗上細為不對稱正韻律；層理為斜層理夾水平層理，底部有沖刷面，頂部為不規(guī)則水平層理或波狀層理；層內(nèi)無泥質(zhì)夾層，只有少數(shù)井有致密砂巖或泥質(zhì)粉沙巖夾層．S3油層：巖性為灰白色－灰褐色細－含礫粗，中砂巖，粗中－中砂巖占油層厚度70%～80%，層內(nèi)泥質(zhì)夾層小，粒度序列不清晰，類型多，正反，復(fù)合韻律皆有，以復(fù)合韻律為主，總體上呈無規(guī)則沉積序列；層理為底角度斜層理，直線斜層理和水平層理交互，頂部為水平層理和波狀層理；粗細砂巖分帶明顯．全剖面巖性粒度粗，序列不清晰，具大型交錯層理，層內(nèi)夾層少和中心灘較固定等特性．S3油層：巖性為灰白色，灰褐色中細－細中粒石英砂巖，巖性純，局部含礫，下部為中砂巖，上部為細砂巖，總體上看呈現(xiàn)下粗上細正旋回；層理構(gòu)造為斜層理夾水平層理；砂巖底面有沖刷面，砂巖直接與泥巖接觸．2.3油層特性2.3.1油層巖性，厚度，與物性特性中一區(qū)儲層巖性為細－中粒為主（含粗粒）石英砂和長石石項砂巖，基本特點是膠結(jié)物含量高，膠結(jié)作用強，巖性致密，并具有一定水敏礦物，S3為純石英砂巖，碎屑含量86.4%，膠結(jié)物含量13.6%．碎屑成分中石英占81.1%，長石0.4%，巖屑4.9%．石英含量占碎屑總量93.9%．膠結(jié)物以粘土為主，占8.7%，以及后生碳酸鹽硫酸鹽硅質(zhì)等膠結(jié)物，膠結(jié)物類型以空隙，接觸－空隙和空隙－接觸為主，膠結(jié)比較致密．S3油層在馬嶺油田北區(qū)和中區(qū)沉積了一套石英砂巖，砂巖呈中厚層，薄層狀．油層平均厚度11.1m，其上S1+S2油層平均厚度13.5m，其中油層內(nèi)夾層少，巖心觀測，砂體內(nèi)不持續(xù)夾層為砂質(zhì)泥質(zhì)，泥質(zhì)砂巖和致密粉細砂巖．S3-4+S4油層平均厚度14.7m，S4-5+S5油層平均厚度10.7m.巖心分析記錄，油層平均空隙度12.7％，滲入率6.2毫達西，為明顯低滲入．2.3.2油層儲積空間與孔隙構(gòu)造油層儲集空間原生粒間孔，次生，溶蝕孔，晶間孔，裂隙孔構(gòu)成．S3層長石含量少，巖性純，孔隙以粒間孔為主，次為溶蝕孔，晶間孔，以及很少裂隙孔．S1+S2油層長石含量較多，在成巖過程中酸性水溶蝕下，長石發(fā)生強烈溶蝕和高嶺石化，形成諸多次生孔隙，構(gòu)成以粒間孔－溶蝕孔為主孔隙網(wǎng)絡(luò)．儲層非均質(zhì)特點是：喉道細，屬大孔隙，細喉道類型；孔喉系統(tǒng)分為由大喉道連通孔隙體積（40%）、中檔喉道連通孔隙體積（40%）和小喉道連通體積（30%）．水驅(qū)油實驗成果，大喉道連通孔隙多，無水期驅(qū)油效率越高；小喉道連通孔隙越多，孔喉月不均勻，殘存油越多，水驅(qū)油效率越低．石英次生加大破壞了孔喉分選性，滲入率越高，孔喉分選性越差，產(chǎn)生了與原生粒間孔相反特性．2.3.3成巖作用與礦物延安組地層沉積后，經(jīng)歷了機械壓實，化學(xué)壓溶，酸性水溶濾等多期成巖作用，使油層孔隙度減少，滲入率減少．成巖過程中重要自生礦物有伊利石、高齡石和晚期碳酸鹽、硫酸鹽膠結(jié)物．成巖初期產(chǎn)物伊利石對滲入率影響很級大．自生高齡石有兩種類型，一種是由長石蝕變而來，另一種是直接在孔隙中沉淀出來．延安構(gòu)成巖作用特點是成巖作用經(jīng)歷時間長，作用強，地層壓實后又經(jīng)歷了自生膠結(jié)，石英次生加大普遍固結(jié)，高齡石又一次充填，油氣運移匯集后，晚期又有碳酸鹽，硫酸鹽，局部固結(jié)，只有充填，很少遷移，孔隙中布滿填隙物，化學(xué)膠結(jié)作用十分強烈，導(dǎo)致了油層低滲入．2.4油藏類型2.4.1古地貌特性陜甘寧盆地是三疊系正式形成一種內(nèi)陸盆地。三疊系末印支運動使盆地整體抬升，延長組遭到風(fēng)化剝蝕，形成一種遼闊東傾河谷系統(tǒng)，它以東西向甘陜古河為主干，諸多南北向支流匯入其中。侏羅系地層一方面沉積于這些河谷中，初期富縣組沉積期間，盆地繼續(xù)保持一段時間上升，而后漸趨穩(wěn)定.2.4.2油藏圈閉在鼻狀構(gòu)造內(nèi)部可分為東，中，西三某些，西某些為西傾階梯狀斜坡，與賀旗凹槽相鄰，它不但控制著地層沉積，并且也是油氣運移重要通道。中某些為微有起伏平臺，東部為三個東西向次一級隆起，隆凹相間油層分布在平臺區(qū)和構(gòu)造兩部位，在上傾方向由巖相變化形成圈閉，為巖性構(gòu)造油藏。2.5油藏中流體性質(zhì)與滲流特性2.5.1流體性質(zhì)（高壓物性）原油屬低粘，低含硫石蠟基原油，原油性質(zhì)較好。原始條件下原油體積系,飽和壓力下原油體積系數(shù),原油壓縮系數(shù)原油粘度地層水性質(zhì)：地層水壓縮系數(shù)原始含水飽和度,地層水粘度天然氣性質(zhì)：本區(qū)天然氣屬于油藏伴氣憤，在地下處在溶解狀態(tài)。原始地層原油粘度為,地層水粘度為,油水粘度比為3.327對油流動比較有利。表1-1油藏基本參數(shù)含油面積（）27.7平均有效滲入率(μm2)0.0062地質(zhì)儲量（104t）7627.8777地面原油密度(g/cm3)0.818原始地層壓力（MPa）28.8地面原油粘度(mPa.s)1.14原始飽和壓力（MPa）18.2地層油體積系數(shù)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體積系數(shù)1.52.5.2滲流特性油水相對滲入率，依照對樣品油水相對滲入率測試，。(見圖表)表2-1油水相對滲入率31.683540455055606570.3600.0070.0130.0330.0490.0650.0850.110.16210.80.490.220.120.0650.030.010圖2-1油水相對滲入率曲線圖2-2原油壓縮系數(shù)與地層壓力曲線關(guān)系曲線表2-2原油黏度與地層壓力關(guān)系地層壓力(MPa)18.215.8112.899.979.14原油黏度(mPa·s)1.11.191.281.371.46圖2-3原油黏度與底層壓力關(guān)系曲線表2-3毛管壓力Sw(%)31.683540455055606570.36pcow(MPa)0.850.66990.45440.3240.2210.1650.1350.1160.0963圖2-4毛管壓力曲線表2-4相對滲入率關(guān)系含氣飽和度%05101520253035404163氣體相對滲入率000.0420.0760.1250.190.2480.3210.3950.4050.56原油相對滲入率10.7060.4820.3160.1980.1160.0630.030.00100圖2-5油氣像對滲入率關(guān)系曲線2.6驅(qū)動及流體分布把延安組油層巖心鑄體薄片孔隙體系光刻到玻璃板上，制成顯微模型，在顯微鏡下進行油驅(qū)水和水驅(qū)油實驗，直觀揭示了水驅(qū)油過程，殘存油分布，相對數(shù)量及形成機理。微觀模型常規(guī)水驅(qū)油顯示為潤濕性不同，水驅(qū)時油水運動形式明顯不同。在親水模型中，注入水一方面沿大孔隙壁楔入爬行，水膜逐漸加厚，水從邊部逐漸向孔隙中部推動，從而把油驅(qū)出，當(dāng)注入水到達孔隙出口喉道處，孔喉比較大時，水很容易把油卡斷，形成孤島狀殘存油留在孔隙中間，對于普通并聯(lián)孔道來說，注入水能比較快占據(jù)小孔道，當(dāng)孔喉太小時注入水繞國這些小孔隙喉道所控制含油某些。從而有較多原油呈簇狀殘留下來。當(dāng)油層滲入率分布不均勻時，雖然毛管力是驅(qū)動力，但注入水重要還是在高滲入某些竄流，低滲入某些是很難進水，當(dāng)提高注水壓力，這些殘存油仍也許發(fā)生流動原已被水占據(jù)大孔道仍有也許再被油侵入，這時油以油柱或細長油滴形式在孔道中心部位移動。在親油模型中注入水一方面沿大孔道軸部推動，指進現(xiàn)象非常明顯無水期很短，大量油是在油水同流期采出，油水同流是以較大油滴形式產(chǎn)出，被小孔道包圍大孔隙油較難排出，殘存油明顯高于親水模型，親油限度越高指進現(xiàn)象越嚴(yán)重，殘存油飽和度越高，模型中殘存油飽和度最高可達50%以上。殘存油分布特性是：在親水模型中殘存油重要形式是以不規(guī)則珠狀，索狀和簇狀，絕大某些被水分割成孤立狀態(tài)滯留在孔隙中。在親油模型中殘存油形態(tài)有三種，一是以被小喉道包圍大孔隙中大片油塊；另一方面是殘在小孔隙和一端封閉死孔隙中原油；三是以油膜，油珠狀態(tài)吸附在孔壁上原油。另一方面尚有顯分:提高注入壓力，殘存水，殘存油分布狀況也許發(fā)生變化，并繼續(xù)流動，但靠提高壓力來提高水驅(qū)效果很不抱負(fù)，當(dāng)注入壓力提高一倍時只有少量殘存油被驅(qū)動,因而現(xiàn)場難以實現(xiàn)。2.7地層壓力原始地層壓力,飽和壓力廢棄地層壓力3儲量計算3.1儲量計算容積法油、氣儲量是指引油田勘探與開發(fā)，擬定投資規(guī)模重要根據(jù)。在油田勘探初期，要算準(zhǔn)儲量比較困難，容積法正是在油田投產(chǎn)前唯一可運用靜態(tài)資料計算儲量辦法，它合用油藏類型廣泛，對不同圈閉類型、儲集類型和驅(qū)動方式油藏均可使用。它沿用時間長，從發(fā)現(xiàn)油田到開發(fā)中期都可使用。因此容積法是國內(nèi)儲量計算中使用最廣泛一種辦法。容積法計算儲量可靠性隨資料增多而提高。從經(jīng)驗來看，普通大、中型構(gòu)造油藏儲量計算精度較高，斷塊，巖性和裂縫性復(fù)雜油氣藏儲量計算精度較差。容積法計算油、氣儲量實質(zhì)是計算地下巖石孔隙中油、氣所占體積，然后用地面重量單位或體積單位表達。原油地質(zhì)儲量計算公式為：N=100AhΦ(1-Swi)ρo/Boi（3-1）式中N——原油地質(zhì)儲量，104tA——含油面積，km2h——平均有效厚度，m；——平均有效孔隙度，%；Swi——平均束縛水飽和度，%；ρo——平均地面脫氣原油密度，t/m3;Boi——平均地層原油體積系數(shù)。代入數(shù)據(jù)，對S1+S2油層組：N1=100×25.0×11.1×0.13×0.63×0.822/1.540=2876.9971（10t）對S3油層組：N2=100×22.3×13.5×0.13×0.65×0.815/1.462=3031.1（10t）對S3-4+S4油層組：N3=100×12.9×14.7×0.12×0.62×0.818/1.441=1663.0192（10t）對S4-5+S5油層組：N4=100×1.5×10.7×0.13×0.61×0.818/1.441=150.0256（10t）地質(zhì)儲量：N=N1+N2+N3+N4=2876.9971+3031.1+1663.0192+150.0256=7721.1419（10t）3.2參數(shù)擬定3.2.1油層有效厚度平均值計算儲量需要代表整個油田和區(qū)塊油層平均有效厚度。選取有效厚度平均辦法與油田地質(zhì)條件和井點分布狀況關(guān)于。油層有效厚度平均值有算術(shù)平均法和面積權(quán)衡法。算術(shù)平均法求油層平均有效厚度為各井油層組有效厚度累加值除以總井?dāng)?shù)；面積權(quán)衡法與算術(shù)平均法不同之處在于面積權(quán)衡法“權(quán)”，由每口井所控制面積決定。因此面積權(quán)衡法合用于井網(wǎng)不均勻評價鉆探地區(qū)。平均有效厚度（用算術(shù)平均法計算h=有效厚度總和/含油面積）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油層平均孔隙度計算孔隙度平均值，應(yīng)當(dāng)用油層有效厚度范疇內(nèi)分析樣品數(shù)據(jù)，或測井?dāng)?shù)據(jù)。平均有效孔隙度應(yīng)采用巖石體積權(quán)衡法。此外，需要計算平均體積系數(shù)、平均原油密度等。平均有效孔隙度（用有效厚度作權(quán)系數(shù)Ф=∑hjФj/∑hj）3.2.3油層滲入率平均值K=0.0062μ3.2.4平均束縛水飽和度計算平均束縛水飽和度，也可通過取芯并進行室內(nèi)實驗，通過加權(quán)即可求得。平均束縛水飽和度（用有效厚度作權(quán)系數(shù)Swi=∑hj·Swij/∑hj）3.3儲量評價儲量計算完畢后，應(yīng)對油氣藏儲量進行評價，這是衡量勘探經(jīng)濟效果，指引儲量合理使用一項重要工作。儲量評價工作普通按如下幾種方面及評價原則進行。3.3.1流度K/μ高：>80；中：30—80；低：10—30；特低：<10。代入數(shù)據(jù)，5.44<10故該油田為特低流度油田3.3.2地質(zhì)儲量（108噸——油田、108方——氣田）特大油田：>10大型油田：1—10大型氣田：>300中型油田：0.1—1中型氣田：50—300小型油田：<0.1小型氣田：<50總地質(zhì)儲量N=7721.141910t=0.772110t0.1<0.7721<1故該油田為中型油田3.3.3地質(zhì)儲量豐度（油：N/A氣：G/A）油田(104t/km2)氣田(108m3高豐度：>300>10中豐度：100—3002—10低豐度：50—100<2特低豐度：<50代入數(shù)據(jù)，N/A==278.7416(104t/km2)100104t/km2<278.7416104t/km2<300104t/km2故該油田為中儲量豐度油田3.3.4油氣井產(chǎn)能千米井深穩(wěn)定日產(chǎn)油量t/d·km千米井深穩(wěn)定日產(chǎn)氣量104m3高產(chǎn)：>1510中產(chǎn)：5—153—10低產(chǎn)：1—5<3特低產(chǎn)：<1代入數(shù)據(jù)，千米井深穩(wěn)定日產(chǎn)油量==0.6349（t/d·km）（平均單井產(chǎn)能計算見下某些）0.6349<1千米井深穩(wěn)定日產(chǎn)油量屬于特低產(chǎn)水平單位厚度采油指數(shù)t/d·MPa·m高：>1.5；中：1—1.5；低：0.5—1；特低：<0.5單位厚度采油指數(shù)====0.00601(t/d·MPa·m)0.00601<0.5,故為特低水平。3.3.5油層埋藏深度油田氣田淺層：<<1500中深層：—32001500—3200深層：3200—40003200—4000超深層：>4000>4000由地質(zhì)資料可知，馬嶺油田侏羅系埋藏深度在—3200間，故該油藏為中深層油藏通過儲量評價，即可為全面規(guī)劃投產(chǎn)油田順序、資金分派等作出決策。3.4采收率預(yù)測設(shè)定1988年5月1日至1989年5月1日這一年時間采油速度為0.2%，這一年時間采油量Np=N0.2%=7721.14190.2%=15.4423（10t）產(chǎn)量Q=423.077（t/d）=517.209（m/d）單井平均產(chǎn)量為5.172m/d（初期總采油井?dāng)?shù)為100口，見油藏工程設(shè)計某些）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}?。簆wf（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，并把其他數(shù)據(jù)代入公式（3—1）得t=0.0183h由上面計算可知，油井生產(chǎn)很短時間，井底壓力減少到飽和壓力，為了有效開發(fā)油藏，防止溶解氣分離，故一開始就進行注水，見油藏工程設(shè)計某些。對反九點法注水井網(wǎng)：注水井井底壓力p==29.4MPa=pe設(shè)定此油藏為圓形油藏，流體作平面徑向穩(wěn)定滲流，由丘比公式得：（3—3）取pwf（t）=pb=18.2MPa，并把其他數(shù)據(jù)代入公式（3—2）得：q=1.9047（m/d）油田1988年5月試采，1996年見水。這9年間持續(xù)注水，100口井共可獲得原油量為64.0668104t，1990年剛開始見水時，采出限度為1.57%。假定含水率按每年2%增長速度遞增，則累積產(chǎn)水量與累積產(chǎn)油量可預(yù)測如下表：表3-1時間/年累積產(chǎn)油量N/m累積產(chǎn)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運用上表數(shù)據(jù)，以Np為橫坐標(biāo)，以lgWp為縱坐標(biāo)在直角坐標(biāo)系繪制下面關(guān)系圖,并擬合出直線方程。圖3-1N-lgW關(guān)系曲線圖即lgW=1.156+3NB=3，A=1.156當(dāng)含水率為98%時，WOR=49W==7.092199t由lgW=1.156+3N知，N=189.826m3當(dāng)含水率為98%時,采出限度為2.004%以上分析闡明：僅靠水驅(qū)辦法提高采收率，采收率很難提高。因此，針對油田特低滲入性，可采用超前注水、壓裂、酸化等辦法提高采收率。4油田開發(fā)方針和原則高效開發(fā)油田主線規(guī)定是少投入，多產(chǎn)出，獲取最大經(jīng)濟效益。然而，油田開發(fā)效果是由若干因素所決定，例如：開發(fā)規(guī)模，井網(wǎng)形式，進距，井?dāng)?shù)，開發(fā)方式，采油速度，配產(chǎn)等不同，都將對油田開發(fā)效果產(chǎn)生很大影響，而最優(yōu)開發(fā)方案只能在各種不同方案技術(shù)經(jīng)濟指標(biāo)對比分析后來才干得出。油田開發(fā)應(yīng)堅持“少投入，多產(chǎn)出”原則，以盡量獲取最大經(jīng)濟效益。為此，在氣田開發(fā)中應(yīng)盡量采用高新合用技術(shù)，綜合配套，全面提高氣田開發(fā)效果。4.1開發(fā)方案設(shè)計.鉆采工藝設(shè)計和地面工程設(shè)計應(yīng)協(xié)調(diào)銜接，保證油田開發(fā)系統(tǒng)整體效益。4.2總體規(guī)劃布置，分期實行.在保證產(chǎn)油量前提下，初期盡量少打井，避免資金積壓，減少投入，減少成本，縮短投資回收期。4.3由于長S1+S2、S3、S3-4+S4、S4-5+S5四油層組除含油面積和深度有異外，其她參數(shù)均很接近。通過一翻實驗與比較，決定采用反九點法面積井網(wǎng)對兩層同步進行開發(fā)。S1+S2含油面積25km2且油藏厚度為11.1m，S3含油面積22.3km2，且油藏厚度13.5m，S3-4+S4含油面積12.9km2，且油藏厚度14.7m。S4-5+S5含油面積1.5km2，且油藏厚度10.7m.因此，初期可以先以S4-5+S4.4為保證油量持續(xù)供應(yīng)，建議初打井?dāng)?shù)不應(yīng)超過籌劃打井?dāng)?shù)80%，留下20%井?dāng)?shù)應(yīng)考慮在中后期作為開發(fā)調(diào)節(jié)使用。4.5由于所屬油藏K=0.0062（μm2）?？紫抖葹?.127，故其屬于低滲油氣藏。因此，要采用壓裂注水開采方針，努力改造地層性質(zhì)，實現(xiàn)原油持續(xù)開采。4.6在方案實行過程中逐漸建立完整動態(tài)監(jiān)測系統(tǒng)。初期運用不具備工業(yè)原則探井做觀測研究。開發(fā)中運用低效開發(fā)井，并補充個別新鉆井作觀測井。5油藏工程設(shè)計5.1開發(fā)方式擬定依照物質(zhì)平衡方程可以判斷天然能量大小：==（5-1）=11.02則有10<Npr<30，因此天然能量比較充分，但是由于馬嶺油田屬于層壯特低滲入型油藏，平均滲入率僅為6.2μm2，且該油藏是由下部河流充填式沉積發(fā)展為上部三角洲，沼澤沉積相，在這樣沉積環(huán)境中，砂體沉積小，側(cè)向持續(xù)性差，地層不能形成良好滲流條件，依托天然能量開采，采收率低，因而從經(jīng)濟效益看來必要用人工注水開采方式。依照地質(zhì)資料反映，該油藏地飽壓差大，邊水不活躍，且依照已給參數(shù)懂得有pi>pb，則該油藏為欠飽和油藏，驅(qū)動方式為彈性水壓驅(qū)動類型。5.2開發(fā)層系劃分開發(fā)層系劃分，既要達到縱向上波及體積提高，又要有最佳經(jīng)濟效益，依照層系劃分原則，一種獨立開發(fā)層系應(yīng)當(dāng)具備一定地質(zhì)儲量，依照容積法計算，四個層系原油地質(zhì)儲量分別為：對S1+S2油層組：N1=100×25.0×11.1×0.13×0.63×0.822/1.540=2876.9971（10t）對S3油層組：N2=100×22.3×13.5×0.13×0.65×0.815/1.462=3031.1（10t）對S3-4+S4油層組：N3=100×12.9×14.7×0.12×0.62×0.818/1.441=1663.0192（10t）對S4-5+S5油層組：N4=100×1.5×10.7×0.13×0.61×0.818/1.441=150.0256（10t）地質(zhì)儲量：N=N1+N2+N3+N4=2876.9971+3031.1+1663.0192+150.0256=7721.1419（10t）且四個層系互相獨立，又由于四個油層孔隙度，含油飽和度相近，均屬低滲入型油藏，原油性質(zhì)相近，屬于一種壓力系統(tǒng)，單井采油能力低等特點，可以設(shè)計一種開發(fā)層系分層注水，合層開發(fā)。5.3開發(fā)井網(wǎng)布置合理開發(fā)井網(wǎng)是高效開發(fā)油田重要條件之一，對于像馬嶺油田這樣特低滲，非均質(zhì)性比較明顯非常規(guī)性油田，需要擬定一套合理開發(fā)井網(wǎng)。依照此油田地質(zhì)特性和儲曾物性參數(shù)，此油田井網(wǎng)布置需要從如下幾種方面來考慮：5.3.1網(wǎng)要能最有效控制住油藏儲量。5.3.2井網(wǎng)能保證達到一定生產(chǎn)規(guī)模和一定穩(wěn)產(chǎn)期。5.3.3要能保證盡量高采收率。5.3.4鉆井投資及工作量最小。5.3.5為開發(fā)后期調(diào)節(jié)留有余地。依照資料顯示，在此區(qū)塊初期開發(fā)采用面積注水開發(fā)實驗，采用600m井距，反九點不規(guī)則面積注水井網(wǎng)投入開發(fā)，隨著油田衰竭式開采，采收率逐漸減少，因而在原井網(wǎng)基本上進行了加密調(diào)節(jié)，用數(shù)值模仿計算了主力油層，不同井距（300，400，500，600），不同井網(wǎng)（五點法，反七點法，反九點法）12個方案，從計算成果及經(jīng)濟效益看來，井距增大，打井少，效益好。反七點法效益最差，同一井距五點法比反九點法效益好。對比成果以為：300，400m五點法和反九點法，500m反九點法5個方案可以選用。但是，此5個開發(fā)方案中，可采限度差別比較大。通過模仿計算，在同一開發(fā)年限下（45年），400m反九點法含水率，日注水，累積產(chǎn)水，注入倍數(shù)均為最小，采出限度，累積采油量均為最大，在含水率為95%時開采年限超過了45年，因此采用400m反九點法為最佳方案。反九點法井網(wǎng)分布為：每一種注水單元為一種正方形，其中有一口注水井和八口開發(fā)井。注水井位于注水單元中央，四口生產(chǎn)井分布在四個角上（稱為角井），另四口井布于正方形四個邊上（稱為邊井）。其注采井?dāng)?shù)比為1：3。但是隨著油田開發(fā)，井距還應(yīng)當(dāng)依照開發(fā)現(xiàn)狀和剩余油分布進行恰當(dāng)加密。5.4開發(fā)指標(biāo)預(yù)測和評價由于已知pi=28.8MPa，pb=18.2MPa，pi>pb，則此油藏為欠飽和油藏，且該油藏驅(qū)動方式為未飽和油藏天然彈性水壓驅(qū)動。該油藏條件為：pi>pb，系數(shù)m=0，Rp=Rs=Rsi，Bo-Boi=BoiCo△P則該油藏簡化物質(zhì)平衡方程式為：，其中—天然水侵量—人工注水量得：=，=則可以運用物質(zhì)平衡方程對此油田做一動態(tài)預(yù)測。5.4.1擬定采出限度原油累積產(chǎn)量公式為（5-2）在注水保持地層壓力下，Boi>>Bo，則上式可以簡化為：=2155.6926(104t)此時，假定此油田當(dāng)前處在高含水采油期，且當(dāng)前含水率約為60%~90%，在此假定Sw>>0.80。則可以計算得馬嶺油田當(dāng)前采出限度為：5.4.2開發(fā)現(xiàn)狀就油田開發(fā)全過程而言，任何油田開發(fā)都要經(jīng)歷產(chǎn)量上升，產(chǎn)量穩(wěn)定，產(chǎn)量遞減三個階段，馬嶺油田當(dāng)前已經(jīng)進入高含水開采(幽靜產(chǎn)量占總產(chǎn)量地2/3)，進行含水類型擬合，其成果均屬于S—凹型（有S型，S—凹型，凹型三種類型），擬合得有關(guān)S—凹型曲線，有公式：其中—平均采出限度含水上升率公式為：由于馬嶺油田各區(qū)塊與其他油田含水曲線具備共同特性，即沒有無水采油期S—凹型含水曲線類型，只是初始含水高低影響各油田采收率。表5-10.011550.183290.365490.5593560.766653.310893.50563.724753.9730974.256857圖5-1含水率上升與含水率關(guān)系曲線大體圖5.4.3可采儲量和最后采收率擬定由于注水開發(fā)油田，其開發(fā)指標(biāo)間存在著線性關(guān)系式，在注水開發(fā)油田過程中，可以依照實際資料，運用線性回歸法求得和實際關(guān)系式，用此對該層系將來動態(tài)進行預(yù)測。當(dāng)注水開發(fā)實驗結(jié)束時，可依照此時含水率得知（例如含水為95%或98%等）累積產(chǎn)水量(Wp)max和水油比(WOR)max，進一步依照甲型水驅(qū)特性公式推倒求得可采儲量。（Npmax）和最后采收率（）。5.4.4高含水期開采馬嶺油田開發(fā)已經(jīng)十幾年，已從低含水開采進入了中高含水開采期，從實際資料來看，油田開發(fā)效果是好，從主力油層開采實踐中，以為該階段除繼續(xù)對致密層挖潛外，應(yīng)考慮變化注水方式及開展三次采油實驗來挖潛高含水層，剩余油較多儲層潛力。5.5注采壓力系統(tǒng)注水開發(fā)油田需要獲得好開發(fā)效果，除了合理注采井網(wǎng)外，還要建立合理注采壓力系統(tǒng)，需要滿足油田開采速度所需要注采壓差，必要達到注采壓力系統(tǒng)平衡。在擬定此區(qū)塊采用400m井距，反九點法井網(wǎng)，做出符合上述條件下不同含水，不同壓力下注采壓力平衡圖（IPR—IIR曲線），由此可以擬定出不同含水時，滿足注采平衡條件最大產(chǎn)液量及地層壓力界限。馬嶺油田反九點法注采井?dāng)?shù)比為1:3（例如30口注水井，100口采油井），做其相應(yīng)IPR—IIR曲線，從曲線上求出不同含水時達到注采平衡條件下最大采液速度及地層壓力界限值，再做出給定不同采油速度與含水關(guān)系曲線，由此圖可以求得任意一地層壓力下，不同含水時最大采液量。5.6產(chǎn)能評價5.6.1單井產(chǎn)能測試特點及成果在當(dāng)前條件下，酸化是油井正常投產(chǎn)必備條件，起初，酸化規(guī)模也許很小，僅能起到溶解作用，但是，隨著酸化技術(shù)發(fā)展，油層進一步改造，預(yù)測產(chǎn)能尚有潛力。由于馬嶺油田屬于特低滲入型油田，因而僅依托純注水來提高原油生產(chǎn)能力尚有一定開發(fā)難度。壓裂改造是提高低滲入油層生產(chǎn)基本手段已被理論和實踐所證明。油井投產(chǎn)后需要通過壓裂來擴大有效體積系數(shù)來提高各分層驅(qū)替效果：使油藏開采限度進一步得到提高。5.6.2油井合理配產(chǎn)辦法和穩(wěn)產(chǎn)法對油井合理配產(chǎn)是高效開發(fā)油田一種重要環(huán)節(jié)。各種配產(chǎn)辦法為油井和分階段實行方案配產(chǎn)提供了可靠曲線。經(jīng)常采用辦法有：經(jīng)驗記錄法，采油曲線法，雙目的優(yōu)化法，協(xié)調(diào)配產(chǎn)法，擬穩(wěn)態(tài)法，物質(zhì)平衡法（MBE），數(shù)值模仿法，試采評價等辦法。其中，采油曲線法是從油井二項產(chǎn)能出發(fā)，油井生產(chǎn)壓差pcpwf為地層壓力pc和油井產(chǎn)量q函數(shù)。本地層壓力一定期，生產(chǎn)壓差僅使油井產(chǎn)量函數(shù)，當(dāng)產(chǎn)量q較小時，油井生產(chǎn)壓差與產(chǎn)量q生產(chǎn)關(guān)系呈直線關(guān)系，△P與q呈曲線關(guān)系且凹向壓差軸,將偏離直線那一點產(chǎn)量作為油井配產(chǎn)產(chǎn)量配產(chǎn)辦法就是采油曲線配產(chǎn)法。物質(zhì)平衡法是運用物質(zhì)平衡方程結(jié)合二項式采油方程:Pr2-pwf2=Aq+Bq2,對油井生產(chǎn)動態(tài)預(yù)測前面已經(jīng)提到，此油層為不封閉型欠飽和油藏，驅(qū)動方式為彈性水壓驅(qū)動，其物質(zhì)平衡方程為：N={NpBo-(We-Wp)Bo}/BoiCtP，以該井最低井底流壓pwfmin及穩(wěn)產(chǎn)時間不不大于為限制條件，當(dāng)油井以某一產(chǎn)量生產(chǎn)，其井底壓力達到最小值時生產(chǎn)時間不不大于，則以為油井這一產(chǎn)量為該油田穩(wěn)產(chǎn)產(chǎn)量。經(jīng)計算，帶入數(shù)據(jù)得：得：=221.552t馬嶺油田穩(wěn)產(chǎn)產(chǎn)量為221.552t。6經(jīng)濟評價6.1投資估算本項目投資估算涉及固定資產(chǎn)投資估算、建設(shè)期利息估算及流動資金估算。6.1.1固定資產(chǎn)投資估算6.1.1.1勘探投資按照本項目動用中部氣田探明儲量比例，考慮到運用已鉆58口井投資進行估算，該項目勘探投資估算為2950萬元。6.1.1.2開發(fā)井投資本油田開發(fā)鉆井100口，成本每米5000元，平均井深3018米，估算開發(fā)鉆井投資為30180萬元。6.1.1.3地面建設(shè)投資地面建設(shè)投資為鉆井投資30%，估算為9054萬元。6.1.2流動資金流動資金按固定資產(chǎn)投資3%估算，估算值為1327萬元。6.2經(jīng)濟估算本項目經(jīng)濟評價是根據(jù)國家計委、建設(shè)部《建設(shè)項目經(jīng)濟平均辦法與參數(shù)》（1993年7月第二版）、石油工業(yè)建設(shè)項目經(jīng)濟評價辦法與參數(shù)》規(guī)定及關(guān)于政策進行，重要考察該項目獲利能力、清償能力及負(fù)債狀況，以判斷項目在財務(wù)上可行性。6.2.1采油成本估算6.2.1.1成本估算根據(jù)①開發(fā)及地面建設(shè)方案②全行業(yè)油氣成本資料③其她關(guān)于資料6.2.1.2本開發(fā)項目生產(chǎn)期分自然穩(wěn)產(chǎn)齊、調(diào)節(jié)穩(wěn)產(chǎn)期等階段①折舊費：固定資產(chǎn)形成率80%，綜合殘值率3%，綜合折舊年限為9年，固定資產(chǎn)折舊費每噸原油100元。②儲量使用費：按每噸原油59元，每千方氣5元計算。③操作費用：涉及材料費、燃料費、動力費、井下作業(yè)費、注水費、三脫費、維護費等，共計每噸油356元。6.2.2銷售收入及稅金估算6.2.2.1銷售收入按商品率97%計算，產(chǎn)品價格為每噸油1000元，每方氣0.5元計算。6.2.2.2稅金按產(chǎn)品銷售稅率18%計算6.2.3財務(wù)評價及成果按照《建設(shè)項目經(jīng)濟評價辦法與參數(shù)》（第二版）規(guī)定辦法，根據(jù)前面所選定參數(shù)進行財務(wù)評價，編制相近流量表詳見表二，重要財務(wù)評價指標(biāo)見表一表6-1財務(wù)指標(biāo)匯總表序號項目單位成果備注1財務(wù)內(nèi)部收益率%12.35所得稅后%14.51所得稅前2投資回收期年5.413財務(wù)凈現(xiàn)值萬元26344投資利潤率%7.765投資利稅率%10.826.2.4評價結(jié)論從評價成果可以看出，本項目具備一定經(jīng)濟效益，所得稅前內(nèi)部收益率為14.51%，所得稅后內(nèi)部收益率為12.35%，均不不大于基準(zhǔn)收益率12%。本項目在財務(wù)上是可以接受。本項目投資回收期為5.41年，闡明項目投產(chǎn)后具備較強償債能力，且投資可以在較段時間內(nèi)回收。項目實行后要擬定合理油氣價格，并要采用辦法保證油田穩(wěn)產(chǎn)。表6-2財務(wù)鈔票流量表（所有投資）（單位：萬元）序號項目123451鈔票流入1.1產(chǎn)品銷售收入014979.0314979.0314979.0314979.031.2其她00000共計014979.0314979.03114979.03114979.0312鈔票流出2.1勘探投資500000002.2鉆井開發(fā)投資3018000002.3地面建設(shè)投資905400002.4折舊費01544.231544.231544.231544.232.5儲量使用費(油)0911.096911.096911.096911.096儲量使用費(氣)030.93930.93930.93930.9392.6操作費0497.459497.459497.459497.459稅金02696.2262696.2262696.2262696.226小計442345182.4915182.4915182.4915182.4913凈鈔票流量-442349796.549796.549796.549796.544合計鈔票流量-44234-34437.46-24640.92-14844.38-5047.84序號項目6789101鈔票流入1.1產(chǎn)品銷售收入14979.0314979.0314979.0314979.0314979.031.2其她00000共計14979.0314979.0314979.0314979.0314979.032鈔票流出2.1勘探投資000002.2鉆井開發(fā)投資000002.3地面建設(shè)投資000002.4折舊費1544.231544.231544.231544.231544.232.5儲量使用費(油)911.096911.096911.096911.096911.096儲量使用費(氣)30.93930.93930.93930.93