油藏工程课程设计报告doc.docx
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油藏工程课程设计报告doc
油藏工程课程设计报告
班级：
姓名：
***
学号：
指导老师：
***
单位：
中国地质大学能源学院
日期：
2008年3月2日
第一章油藏地质评价…………………………………………………………1
第二章储量计算与评价………………………………………………………8
第三章油气藏产能评价……………………………………………………10
第四章开发方案设计…………………………………………………………14
第五章油气藏开发指标计算…………………………………………………17
第六章经济评价………………………………………………………………22
第七章最佳方案确定…………………………………………………………25
第八章方案实施要求…………………………………………………………25
第一章油（气）藏地质评价
一个构造或地区在完钻第一口探井发现工业油气流后，即开始了油气藏评价阶段。
油气藏评价，主要是根据地质资料、地震资料、测井资料、测试资料、取芯资料、岩芯分析、流体化验和试采等资料，对油气藏进行综合分析研究、认识、评价和描述油藏，搞清油气藏的地质特征，查明油气藏的储量规模；形成油气藏（井）的产能特征，初步研究油气藏开发的可行性，为科学开发方案的编制提供依据。
一、油气藏地质特征
利用Petrel软件对cugb油藏进行地质建模，得出cugb油藏的三维地质构造图（见图1-1）。
图1-1cugb油藏三维地质构造图
（一）构造特征
由图知：
此构造模型为中央突起，西南和东北方向延伸平缓，东南和西北方向陡峭，为典型的背斜构造；在东南和西北方向分别被两条大断裂所断开，圈闭明显受断层控制，故构造命名为“断背斜构造”。
（1）构造形态：
断背斜构造油藏，长轴长：
4.5Km,短轴长:
2.0Km比值：
2.25:
1，为短轴背斜。
（2）圈闭研究：
闭合面积：
4.07km
，闭合幅度150m。
（3）断层研究：
两条断层，其中西北断层延伸4.89km，东南断层延伸2.836km。
（二）油气层特征：
井号
井深（m）
厚度（m）
R（Ωm）
孔隙度（％）
C1
4835-4875
40
3.8
20
C2
4810-4850
40
3.7
19.5
C3
4900-4930
30
3.7
20
4930-4940
10
0.6
10
油水界面判定：
C3井4930-4940m段电阻率为低值0.6，小于C1井4835-4875m、C2井4810-4850m、C3井4900-4930m三井段高值3.8，故为水层，以上3段为油层。
深度校正：
平台高出地面6m，地面海拔94m，故油水界面在构造图上实际对应的等深线为4930-（6+94）=4830.0m
由C
、C
、C
井的测井解释数据可知本设计研究中只有一个油层，没有隔层（见图1-2）。
水
水
C1
C2
C3
40m
40m
30m
油
-4810m
-4900m
-4835m
图1-2CUGB油藏构造图
（三）储层岩石物性特征分析
表1-1储层物性参数表
成分
石英
长石
岩屑
泥质
灰质
含量
76%
4%
20%
5%
7%
〈1〉岩石矿物分析：
由C
井中的50块样品，C
中的60块样品，C
井的70块样品的分析结果：
石英76%，长石4%，岩屑20%（其中泥质5%，灰质7%）。
可推断该层段岩石为：
岩屑质石英砂岩。
粒径（mm）
<0.01
0.01~0.1
0.1~0.25
0.25~0.5
0.5~1
1~2
2~5
5~10
>10
含量（%）
4.03
9.14
29.5
36.55
12.72
3.05
3.23
1.29
0.49
表1-2储层粒度分析数据
〈2〉储层岩石粒度分析结果：
含量最多的粒径为0.25mm~0.5mm为细砂岩。
<0.01的泥
质含量为4.03%属于泥质胶结物，接触式胶结（胶结物含量<5%）固结程度不高。
〈3〉粘土矿物含量平均3.93%，其中高岭石75%，绿泥石8%，伊利石15%。
〈4〉岩石物性：
孔隙度：
k=（20%+20%+19.5%）/3=19.67%，孔隙度较大。
渗透率：
（200+210+190）/3=200（mD）较好，以颗粒支撑的粒间孔隙的砂岩
储层。
故为高孔低渗油藏。
表1-3储层岩石（砂岩）孔隙度评价表
井号
厚度（m）
渗透率k（mD）
孔隙度（％）
V
C1
40
200
20
0.4
C2
40
210
19.5
0.3
C3
30
190
20
0.5
孔隙度/%
<5
5~10
10~15
15~20
>20
储层评价
极差
差
一般
好
特好
（四）储层非均质性分析
储层非均质性是指油气储层各种属性（岩性、物性、含油性及电性）在三维空间上分布的不均匀性。
表征渗透率非均质程度的定量参数有变异系数、单层突进系数、级差及均质系数。
渗透率变异系数：
Vk=0.39,表示非均质程度较弱；
渗透率突进系数：
T
=
=
=1.05,T
<2表示非均质程度弱；
渗透级差：
J
=
=
=1.105；非均质程度较弱；
渗透率均质系数：
=0.95，均质性较好。
综上三种参数分析，该储层非均质性较弱，利于开发。
（五）储层敏感性分析
储层敏感性指储层某种损害的发生对外界诱发条件的敏感程度，主要包括速敏、水敏、酸敏、盐敏和碱敏等。
储层敏感性评价主要通过流动实验来实现。
〈1〉速敏指数：
Iv=0.08,由表4可知为弱速敏。
表1-4速敏程度与速敏指数关系
速敏程度
强
中等偏强
中等偏弱
弱
无
速敏指数
>0.70
0.40~0.70
0.10~0.40
0.05~0.10
<0.05
〈2〉水敏指数：
Iw=0.10,由表5可知为弱水敏。
表1-5水敏程度分级标准
水敏程度
极强
强
中等偏强
中等偏弱
弱
无
速敏指数
>0.90
0.70~0.90
0.50~0.70
0.30~0.50
0.05~0.30
<0.05
二、油气藏流体性质分析
油气藏流体性质主要研究的内容包括：
〈1〉油气水关系：
存在边水和底水，无隔夹层，油藏压力高于泡点压力，没有气顶，含有溶解气；油水界面海拔为-4830m。
〈2〉油气水常规物性：
地面脱气原油
粘度：
uos=6.5mpa*s；脱气原油密度：
pos=0.87g/cm3；
凝固点TS=~200C；含蜡：
4.03%；含硫：
0.7%；胶+沥青：
10%；
初馏点：
500C
天然气相对密度：
rg=0.98；天然气组成见下表：
表1-6天然气性质数据表
组分
C1
C2
C3
C4
C5
C6
N2
CO2
air
含量
40%
6%
4%
3%
1%
1%
20%
25%
15%
地层水密度：
=1.10
pH=6.5
总矿化度：
TSD=243869ppm
由
=
<1,且
=
=126.65>1为氯化钙水型，为深层封闭环境（气田水）（对照《油层物理》P17）。
表1-7地层水性质数据
离子
Na+
Ca++
Mg++
Cl-
SO42-
HCO3-
ppm
84641
8935
502
148220
23
569
〈3〉油气水高压物性：
原始地层压力下的体积系数Boi=1.08，
溶解气油比
（m3/m3）;
饱和压力下的体积系数Bob=1.12
地层水粘度uw=0.64mpa*s
求解：
饱和压力下的原油体积系数Bob
Standing利用美国加利弗尼亚州的原油和天然气的分析样品，建立了计算饱和压力下原油体积系数的如下相关经验公式：
；
求解：
地层水的粘度uw
主要受地层温度、地层水矿化度的影响，而底层压力的影响很小。
经验公式计算地层水粘度：
式中：
；
式中
——地层水粘度，mPa·s；
tR——地层温度，°C；
PR——地层压力，Mpa；
SC——地层水矿化度，%。
以上两公式适应本油藏实际条件（陈元千著《现代油藏工程》P17、P24）。
三、油气藏压力和温度
表8静压和静温测试数据
测点深度（m）
测点压力（Mpa）
测点温度（摄氏度）
C1
C2
C3
C1
C2
C3
4800
52.64
52.53
52.09
120
120.8
119.8
4500
50.29
50.18
49.74
113.8
113.6
113.9
4200
47.94
47.83
47.39
107.5
107.9
107.4
3900
45.59
45.48
45.04
101.3
101.1
101.4
3600
43.23
43.12
42.68
95.1
95.2
95.3
3300
40.88
40.77
40.33
92.9
93
92.8
测试日期
2007.06
2007.09
2007.12
2007.06
2007.09
2007.12
利用Excel作图得
井号
压力梯度方程
中间深度m
中间压力Mpa
C1
P=0.0078h+15.006
4855
52.875
C2
P=0.0078h+14.896
4830
52.726
C3
P=0.0078h+14.456
4915
52.793
井号
温度梯度方程
中间深度m
中间温度（摄氏）
C1
T=0.0208h+20.32
4855
121.3
C2
T=0.0212h+18.54
4830
120.9
C3
T=0.0205h+21.46
4915
122.2
3300m处可能存在岩性边界，该组数据在计算压力梯度和温度梯度时舍去。
压力梯度=0.784Mpa/100m；
温度梯度=2.08°C/100m.
四、渗流物理特性
〈1〉岩石润湿性
吸水指数0.5，吸油指数0.1，由表9可知为水湿。
润湿指数IA=Iw-Io=0.4.
表9岩石润湿性评价表
润湿指数
亲油
弱亲油
中性
弱亲水
亲水
油湿指数
1~0.8
0.7~0.6
0.5
0.3~0.4
0~0.2
水湿指数
0~0.2
0.3~0.4
0.5
0.7~0.6
1~0.8
〈2〉相渗曲线
图1-3油水相对渗透率曲线
〈3〉毛管压力曲线
图1-4毛管压力曲线
五、油气藏天然能量分析
油气藏天然能量主要包括：
油藏中流体和岩石的弹性能、溶解于原油中的天然气膨胀能、边水和底水的压能和弹性能、气顶气的膨胀能、重力能等。
该油藏无边水和底水数据资料和溶解于原油中的天然气数据，故边水和底水的压能和弹性能不计算。
而且由于油藏地层压力大于饱和压力，故油藏为未饱和油藏，无气顶。
故天然能量只计算油藏中流体和岩石的弹性能。
第二章储量计算与评价
一、储量计算意义及储量分类
根据计算储量所采用资料的来源不同，储量分为静态地质储量和动态地质储量。
动态地质储量是采用油气藏生产动态资料计算而得的储量数值，多用作开发过程中油气藏评价的参数。
静态地质储量是采用静态地质参数计算而得的储量数值，是油气藏早期评价的参数。
二、储量计算方法
对于处在设计阶段的储量计算，主要采用容积法进行。
（１）原油储量计算
目前矿场上进行原油地质储量计算通常采用容积法，即：
N=100*A*h*Φ*（1-SWi）*ρo/Boi
参数计算：
储量计算单元的含油面积A：
采用petrel建模可得A=4.07Km2.
平均有效厚度ｈ：
利用面积加权由petrel建模可得h=31.156m；
平均有效孔隙度Φ：
由C1，C3井位20%，而C2井位19.5%，取Φ为0.2；
油层原始平均含水饱和度Swi:
：
小数，由相渗曲线求得；
平均地面原油密度ρo:
：
资料已给0.8t/m3；
原始的原油平均体积系数Boi：
资料已给1.08m3/m3。
计算得，石油地质储量N=1.41*107t；
其中溶解气的地质储量为：
Ｇs＝Ｎ·Ｒsi
式中：
Ｒsi：
原始溶解气油比，是油气藏流体高压物性实验分析值，可用试采生产气油比代替；
地面条件下的溶解气地质储量Ｇs=1.41*107*100=1.41*109m3.
三、可采储量预测
可采储量的预测，也是采收率数值的预测，目前大都采用经验方法，即采用由许多已开发油气田和室内实验数据总结出来的经验公式或图板进行综合分析加以确定。
本设计油藏采收率计算是根据Guthrie和Greenberger法水驱砂岩的经验公式，即
采收率Er=0.11403+0.2719logK-0.1355logUo+0.25569Swi-1.538Φ-0.00115h
代入参数求得Er=0.327817
（来自陈元千著《现代油藏工程》P74）
油藏可采储量Np=N
Er=4618761（t）
四、储量评价
储量评价是衡量勘探经济效果、指导储量合理使用的一项重要工作。
储量评价工作通常按以下几个方面进行：
（1）流度（k/u）
k/u=200/1.5=133.3,属于高流度；
（2）地质储量
储量N=1.408944
t,属于中型油田；
（3）地质储量丰度
Ω=N/A=299.8,属于中丰度；
（4）油气井产能
①千米井深稳定日产油量
Q1=32.9t/d.km，属于高产井；
②千米井深稳定日产气量
Q2=0.34
属于低产井；
③单位厚度采油指数
表11三口井采油指数
井号
C1
C2
C3
采油指数
34.36426
35.58719
13.15789
属于高型；
（５）储层埋藏深度
属于超深层油田。
第三章油气藏产能评价
油气藏（井）产能大小是油气田开发地面工程建设和合理开发油气资源的重要依据，在进行油气层工程设计之前必须首先确定油气井的产能大小。
一、生产井产能确定
矿场产能测试法：
主要是通过对进行实施产能测试，取得产能测试资料，分析产能试井测试资料即可获得油气井的产能，这种方法得到的结果比较准确，对于新井而言，每一口都需要进行产能测试。
矿场上通常将稳定试井资料和不稳定试井资料整理成油气井产能曲线或IPR曲线，然后确定出油气井的采油指数、产水指数、油井最大潜能、气井绝对无阻流量、油气藏的单位厚度产能数据以及GOR和WOR等油气井生产参数。
对c1井来说
从图表可以得
Pwf=-0.0291Q+53.111采油指数为34.36t/d/Mpa
油井最大潜能为1825.1t/d油气藏的单位厚度产能45.63t/d
对于c2井而言
从图表得
Pwf=-0.0281Q+52.747采油指数为35.59t/d/Mpa
油井最大潜能为1877.1t/d油气藏的单位厚度产能46.93t/
对于C3井而言
从图表可以看出
Pwf=-0.076Q+53.434采油指数为13.16t/d/Mpa
油井最大潜能为703.08t/d油气藏的单位厚度产能23.44t/d
二、油气藏污染状况分析
钻井、完井过程容易对油气层产生污染并造成伤害，油气层伤害降低油气井产能。
为使油气井产能得到很好的发挥，需对油气层伤害程度进行评价，并提出保护和改造油气层的具体措施。
油气井伤害程度是通过分析矿场不稳定试井资料研究确定的，主要应用不稳定试井资料，采用常规的试井分析方法或现代试井分析方法，分析出真实的污染系数，然后可以用污染系数来评价油气井的伤害程度，并根据储层的地质特性和钻井完井液的特性研究分析储层伤害的具体原因，再从油藏工程的提出切实可行的保护和改造油气层的详细建议和措施。
测试井
C1
测试日期
2007.04.18
直线段部分：
分析结果：
a*qB/m
2.129046282
k/md
79.83923558
s
2.392061002
直线外推得平均地层压力：
Pi=51.381MPa
测试井
C2
测试日期
2007.07.18
直线段部分：
分析结果：
a*qB/m
3.98841555
k
149.565583
s
6.80921554
直线外推得平均地层压力：
Pi=48.823MPa
三、产能分布特征
油气藏产能是油气井产能的总和。
由于油气藏的非均质性，油气藏各个部位及各个层段的产能也有很大的差异。
由于重力分异作用，通常构造高部位的产能较高，这为井位部署提供了参考。
四、合理的产能设计
油气井以多大的产量投入生产，是一个十分复杂的技术经济问题，一般说来，应从以下几个方面加以考虑：
（一）油气井产量必须大于经济极限产量；
（二）Pwf>Pb或Pwf>Pd，以防止井底出现二相区而增加渗流阻力、消耗过多的驱替能量；
（三）油气井产量不能过高、生产压差不能过大，不能在井底附近产生明显的非达西流动和井底坍塌以及套管损坏、井底出砂等工程问题；
（四）油气井产量应充分利用油气藏能量并能发挥油气井产能；
（五）井底流压应保证流体的有效举升；
（六）油气井产量应能保证注入能力得到及时的补充面压力水平得到较好的保持。
五、注入能力的确定
注入能力的确定目前没有成熟的方法。
在确定注入能力时。
主要考虑如下因素：
（1）注入设备的承受能力
（2）考虑注水井井底的破裂压力
（3）考虑注水井的速敏效应
（4）考虑油藏的注采平衡
第四章开发方案设计
4.1开发方式的确定
目前开发方式总体上氛围依靠天然能量开采和人工补充能量开采两类主要开发方式。
开发方式的选择，必须合理利用天然能量，又能有效地保持油藏能量，满足国家对开采速度和稳定时间的要求。
1、天然能量开采的可行性：
该砂岩油藏是典型的未饱和油藏，储层中流体水和含有溶解气的油，无气顶，自然能量主要是靠弹性能和溶解气驱。
实际计算用平衡方程原理。
2、人工补充能量开采的研究
一般的只靠弹性能和溶解气驱为天然能量的开采是很难满足达到可采储量的要求，故此油藏在天然能量开采后必须进行人工能量的补充。
这个砂岩油藏适于注水补充地层能量，因为水敏情况比较理想，水敏的伤害不大。
但要控制注入速度，防止产生速敏。
故此砂岩油藏的开发方式定为：
天然弹性驱动能量+人工注水能量
天然能量开采方案：
可采储量Np=1.41*107t
原始地层压力下的体积系数Bob:
1.122
饱和压力下的体积系数Boi:
1.08
天然能量开采总量Nn=14089435.56*（1.122-1.08）=594234t
储量N=A*h*Φ*Soi*ρos/Boi=14089435.56（t）
占地质储量4.2%
预计天然能量开发1年：
以0.5Mpa生产压差为例，
Δp=0.5Mpa（本设计采用不同生产压差进行优选）
理论单井产量Qo=Kkro（Swc）*h*Δp/Uo=56.4063233t/d
油井数n=N/Qo=25
每口井的平均深度h=4855m
年生产天数为300天
单井每天产量：
594234/（300*25）=79.23t
采出程度：
594234/14089435.56=0.04
钻井和地面建设费用：
4855*3500*25*（1+30%）=5.522*108rmb
油田生产管理费用：
900000*25=0.225*108rmb
产出液费用：
150*79.23*25*300=0.89*108rmb
天然能量开发总收入：
79.23*300*1200*25=7.13*108rmb
生产利润=（7.13-5.522-0.225-0.89）*109=0.493*108rmb
即第一年天然能量开采的经济利润为4930万元。
4.2开发层系划分
划分开发层系，就是把特征相近的油层组合在一起，用单独的一套生产井网进行开发，并以此为基础进行生产规划、动态研究和调整。
由已知资料知该油藏无隔夹层，非均质性较弱，为单层油藏，故用一套开采层系开发。
4.3井网及井距
此试验选取排状注水、五点法注水及反九点注水法注水开采。
以排状注水，生产压差0.5Mpa为例，
储量N=A*h*Φ*Soi*ρos/Boi=14089435.56（t）
理论单井产量Qo=Kkro（Swc）*h*Δp/Uo=56.4063233t/d
井数=N*v/300/Qo=1.484*10^7t*3%/300/56.4t=25
井距a=1000*（（4/25）^0.5）/2=200m
4.4开发速度
一般油田的开发速度在2%-4%之间，这样的初始开发的速度符合油田的生产能力，由于这个油藏根据三口测试井的资料确定是个高产油藏，所以生产能力能够达到2%-4%的要求。
该设计中我们选取3%开采速度。
4.5方案设计
由于油藏天然能量较充足，故先利用天然能量开采，年限设为一年，由于存在边底水等因素，一年天然能量开采后油藏能量递减，生产井均见水，即该设计定油藏的无水采油期为一年，且恰为利用天然能量开采的第一年。
然后对油藏进行注水开发，以补充地层能量，维持正常生产。
注水开采目前有多种方法，如五点法，反九点法，排状注水等。
本设计全部用排状注水进行注水开采，利用不同的生产压差对应不同的井距、生产井数及生产效益原理，本设计分别采用0.5Mpa、1Mpa、1.5Mpa生产压差进行设计，其对应的井距分别为200m,280m,336m，其对应的生产井数为25，13，9.
方案1
0.5Mpa生产压差，第一年打25口生产油井，利用天然能量开采，第二年后加25口注水井，排状注水开采，排距：
井距=2：
1，采注比=1:
1,采收速度：
3%。
方案2
1Mpa生产压差，第一年打13口生产油井，利用天然能量开采，第二年后加13口注水井，排状注水开采，排距：
井距=2：
1，采注比=1:
1,采收速度：
3%。
方案3
1.5Mpa生产压差，第一年打9口生产油井，利用天然能量开采，第二年后加9口注水井，排状注水开采，排距：
井距=2：
1，采注比=1:
1,采收速度：
3%。
表4-1开发方案设计表
方案
开发方式
采油速度
井网类型
井距
总井数
油井数
注入井数
单井日产/t
油藏年产/t
注采井比
注采比
Ⅰ
天然+注水
3%
排状
200
50
25
25
56.5
423750
1:
1
1:
1
Ⅱ
天然+注水
3%
排状
28
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