油藏工程课程设计.docx
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油藏工程课程设计
油藏工程课程设计
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2014年6月
目录
第一章油田概况
1.1油藏地质描述
本区是胜利油田XX区块，含油面积8.17km2，具有10个小层，顶深从2195m到2257m不连续，平均深度2224.4m；每个小层厚度不均，最小厚度为2.61m，最大厚度为4.38m，平均厚度3.555m；孔隙度分布比较均衡，最小值为0.23296，最大值为0.24864，平均孔隙度（按厚度加权平均）为0.237928；渗透率也不均衡，最小值为85.05×10-3μm2,最大值为280.896×10-3μm2，平均渗透率（按厚度加权平均）为186.007×10-3μm2。
地层压力梯度为地层压力梯度：
0.1MPa/10m，地温梯度：
3.7C/100m，地层泡点压力：
16MPa，地层条件下的油水粘度分别为20.2mPa·s和0.9mPa·s,地面条件下油水密度分别为0.83g/cm3和1.0g/cm3。
原油体积系数为1.12，水的体积系数为1.0，束缚水饱和度为0.32，残余油饱和度为0.2，原始溶解汽油比为110m3/m3。
注：
A=6+班号/6+班里序号/10=6+10/6+5/10=8.17km2；
=20+5/25=20.2mPa·s；
=0.5+10/25=0.9mPa·s。
3.555m
=186.007×10-3μm2
=0.237928
1.2油藏纵向非均质性评价
表1-1油藏非均质性数据表
序号
油层顶深
（m）
油层厚度
（m）
孔隙度
渗透率
（10-3μm2）
1
2195
2.61
0.2415
85.05
2
2199
2.85
0.24864
153.006
3
2204
3.31
0.23646
189.588
4
2209
3.27
0.23464
244.482
5
2214
4.05
0.23562
254.268
6
2233
3.15
0.23296
280.896
7
2238
3.42
0.23506
217.098
8
2244
4.28
0.23569
169.092
9
2251
4.38
0.23989
146.244
10
2257
4.23
0.24066
119.658
从表1-1和图1-1中可以明显看出，油层厚度和渗透率随油层深度起伏变化较大，而孔隙度随油层深度波动不大。
由此得出，该油藏的油层厚度和渗透率纵向分布不均匀，孔隙度纵向分布比较均匀。
（1）储层渗透率突进系数：
最大渗透率与平均渗透率的比值，又称非均质系数。
=1.51<2.0突进系数较小，表明储层非均质性弱；
（2）储层渗透率变异系数
=0.321<0.5变异系数较小，表明储层非均质性弱；
（3）储层渗透率极差
=3.3027渗透率极差较小，表明储层非均质性弱。
就总体而言，该油藏的非均质性不强，均质性相对较好。
第二章油藏的地质储量
2.1地质储量计算
（1）
=100×8.17×35.55×0.237928×（1-0.32）×0.83/1.12=3482.38（104t）
式中，
─原油地质储量，104t
A─含油面积，km2
h─油层厚度，m
─油层平均孔隙度，小数
─原始含水饱和度，小数
─平均地面原油密度，g/cm3
─平均原始原油体积系数。
表2-1各油层地质储量分布表
序号
油层顶深
（m）
油层厚度
（m）
含有面积
（km2）
孔隙度
小层储量
（104t）
总地质储量
（104t）
1
2195
2.61
8.17
0.2415
259.51
3482.38
2
2199
2.85
0.24864
291.75
3
2204
3.31
0.23646
322.24
4
2209
3.27
0.23464
315.89
5
2214
4.05
0.23562
392.88
6
2233
3.15
0.23296
302.12
7
2238
3.42
0.23506
330.98
8
2244
4.28
0.23569
415.31
9
2251
4.38
0.23989
432.59
10
2257
4.23
0.24066
419.12
2.2可采储量计算
=
（2）
=3482.38×（1-0.32-0.2）/（1-0.32）=2458.15（104t）
式中，
N─可采储量储量，104t
─原始含水饱和度，小数
─残余油饱和度，小数
2.3最终采收率评价
（3）
由公式
（1）、
（2）、（3）知，
（4）
公式（4）中，为驱油效率，最终采收率与驱油效率相等，即取波及效率等于100%，也就是忽略了地层非均质性等因素对波及效率的影响，由于该油藏的非均质性弱，故采收率的计算近似满足要求。
2.4其他参数计算
（1）储量丰度
（104t/km2）
（2）单储系数
（104t/（km2·m））
（3）溶解气地质储量
46.15（108m3）
表2-2胜利油田XX区块开发动用储量计算结果表
层组
含油面积
km2
含油饱和度
地面原油密度
g/cm3
原油体积系数
原始溶解汽油比
m3/m3
有效厚度
m
孔
隙
度
石油地质储量
104t
石油可采储量
104t
溶解气地质储量
108m3
储量丰度
104t/km2
单储系数
104t/（km2·m）
1
8.17
0.68
0.83
1.12
110
2.61
0.2415
259.51
183.21
3.44
35.71
12.17
2
2.85
0.24864
291.75
205.97
3.87
39.44
12.53
3
3.31
0.23646
322.24
227.50
4.27
38.67
11.92
4
3.27
0.23464
315.89
223.02
4.19
48.09
11.82
5
4.05
0.23562
392.88
277.37
5.21
36.98
11.87
6
3.15
0.23296
302.12
213.30
4.00
40.51
11.74
7
3.42
0.23506
330.98
233.67
4.39
50.83
11.85
8
4.28
0.23569
415.31
293.21
5.50
52.95
11.88
9
4.38
0.23989
432.59
305.41
5.73
51.30
12.09
10
4.23
0.24066
419.12
295.90
5.55
426.24
12.13
第三章层系划分与组合论证
3.1层系划分原则
（1）油层特性相近的油层组合在同一开发层系，以保证各油层对注水方式和井网具有共同的适应性，减少开发过程中的层间矛盾，单层突进。
（2）一个独立的开发层系应具有一定的储量，以保证油田满足一定的采油速度，并具有较长的稳产时间，达到较好的经济指标。
（3）油田高速开发要求进行层系划各开发层系间必须有良好的隔层，以便在注水开发的条件下，层系间能严格的分开，确保层系间不发生串通和干扰分。
（4）同一开发层系内油层的构造形态，油水边界，压力系统和原油物性应比较接近。
（5）在分层开采工艺所能解决的范围内，开发层系不宜划分过细，以利减少钻井和地面建设工作量，提高经济效益。
（6）多油层油田如果具有下列地质特征时，不能够用一套井网开发：
①储油层岩性和特性差异较大，如泥岩和砂岩；
②油气的物理化学性质不同，如高粘、低粘；
③油层的压力系统和驱动方式不同；
④油层的层数太多，含油井段过长。
3.2划分的层系
基于上述基础数据（地层非均质性，孔隙度，渗透率，原油粘度等），以及层系划分的原则，可将储层划分为以下3个层系。
表3-1层系划分结果
层系序号
包含油层
有效厚度/m
1
1,2,3
8.77
2
4,5,6,7
13.89
3
8,9,10
12.98
3.3可行性论证
由于该储层的非均质性弱，各开发层系内油层之间的沉积条件相近，渗透率分布差异不大，各层系有效厚度均在10米左右，油层的含油面积，油水边界，压力系统，原油物性相近，如此划分既可以保证一定的储量，又可以充分发挥采油工艺的作用，取得良好经济效益。
第四章注采方式选择
4.1注水方式选择
面积注水各种类型的油田，各种情况。
适用性强，生产井都能受到注水效果的影响，采油速度高，尤其适用于强化开采。
本区块油层的非均质性弱，连通性好，渗透率高，因此可选择常用的直线排状注水或五点法注水，注入水利用率和波及效率高，而且便于生产建设和生产调整。
4.2注采井数确定
（1）单井产油量
直线排状注水（L=2a）：
=397.49cm3/s=28.50t/d
五点法注水（L=a）：
=794.97cm3/s=57.01t/d
（2）注采井数
直线排状注水：
生产井数：
=
注水井数：
n=143
井网密度：
S=143×2/8.17=35/km2
井网井距：
五点法注水：
生产井数：
=
注水井数：
n=71
井网密度：
S=71×2/8.17=17/km2
井网井距：
表4-1注采系统
注水方式
直线排状
五点法
单井产量（t/d）
28.50
57.01
生产井数
143
71
注水井数
143
71
井网密度（/km2）
35
17
井距（m）
120
239
排距（m）
239
239
第五章注采速度确定
5.1油井产能分析
油井在恒定压差下生产，注水速度，油井的产液量，产油量，产水量随时间变化而变化，理论油井初始产量为：
直线排状注水：
28.50t/d
五点法注水：
57.01t/d
初始条件下的地层流动系数Kh/μo=0.186×35.55/20.2=0.33m3/（mPa·s），属于高产油井。
5.2油藏压力保持水平
该油藏的地饱压差近似为ΔP=Pi-Pb=2200×0.1/10-16=6MPa，地饱压差较小，利用天然能量（如边、底水，岩石和流体的弹性能等）开采的时间很短，为了防止溶解气的析出，影响油井产能，可选择早期注水，在油井投产的同时或者油藏压力下降到饱和压力之前（如降至原始地层压力的80%，即17MPa）就及时注水，保持地层压力始终在饱和压力之上，这样可以使油井有较高的产能，有利于长期的自喷开采，保持较高的采油速度和实现较长的稳产时间。
5.3合理注采比
对于水驱砂岩油藏，合理的注采比应在1.1~1.2之间取值，本设计选取注采比为1.2。
第六章油藏开发指标预测
6.1无水采油期开发指标预测
根据油田要求，本设计采用恒压差注水开采。
由B-L方程可知
（5）
设注入孔隙体积倍数为Qi,累积注入量为Wi，则
（6）
（7）
设油水两相的压力梯度相等，依据达西公式得
（8）
设视粘度，则对（8）式分离变量积分可得
（9）
式中，（10）
当时（即见水前）
（11）
由（10）和（11）式得
（12）
当时（即见水后）
由（7）和（10）式得
（13）
根据附录表3中的数据，在直角坐标系中描点，平滑连接各点即可得到油水相渗曲线，如图6-1。
并进行多项式拟合得到油水相渗曲线对应的解析方程：
（14）
（15）
不考虑重力和毛管力的含水率计算公式为
（16）
基于附录表3中的数据，根据公式（14）、（15）和（16）可计算相应的含水率（见表6-1），并可得到曲线（见图6-2），含水率及含水上升率的解析方程。
表6-1含水率
Sw
Kro
Krw
fw
0.32
0.6760
0.0000
0.0000
0.352
0.6095
0.0019
0.0644
0.384
0.5454
0.0065
0.2108
0.416
0.4837
0.0132
0.3798
0.448
0.4245
0.0218
0.5352
0.48
0.3680
0.0321
0.6621
0.512
0.3142
0.0442
0.7596
0.544
0.2633
0.0580
0.8317
0.576
0.2155
0.0733
0.8841
0.608
0.1710
0.0900
0.9219
0.64
0.1301
0.1082
0.9492
0.672
0.0931
0.1278
0.9686
0.704
0.0604
0.1488
0.9822
0.736
0.0329
0.1713
0.9915
0.768
0.0116
0.1950
0.9973
0.8
0.0000
0.2354
1.0000
含水率方程为
（R2=1）（17）
含水上升率方程为
（18）
过（Swc,0）点做含水率曲线的切线，可得到前缘含水饱和度=0.448,前缘含水率=0.535,前缘含水上升率。
对于每个都可以根据定义式计算出相应的，然后通过公式（18）计算出相应的（见表6-2），所得与的关系曲线如图6-3所示。
表6-2
Sw
fw'
/（mPa·s）
Sw
fw'
/（mPa·s）
0.448
4.47
22.12
0.61
0.93
9.29
0.45
4.42
21.34
0.62
0.85
8.83
0.46
4.13
20.32
0.63
0.77
8.40
0.47
3.83
19.32
0.64
0.71
7.89
0.48
3.53
18.55
0.65
0.64
7.61
0.49
3.23
17.43
0.66
0.58
7.26
0.512
2.60
15.46
0.672
0.50
6.82
0.52
2.40
14.88
0.68
0.45
6.60
0.53
2.15
14.11
0.69
0.38
6.30
0.544
1.85
12.91
0.704
0.28
5.94
0.55
1.73
12.69
0.71
0.24
5.75
0.56
1.55
12.04
0.72
0.17
5.50
0.576
1.31
10.86
0.736
0.07
5.21
0.58
1.26
10.84
0.74
0.05
5.03
0.59
1.13
10.29
0.75
0.00
4.82
0.608
0.95
9.22
与的关系曲线为
（R2=0.9994）（19）
由公式（13）和（19）可得
（20）
由公式（7）可得见水后的注水体积倍数
（21）
对于段平均视粘度和注水体积倍数的求解，可分别通过公式（20）和（21）进行计算，结果如表6-3所示。
表6-3平均视粘度
Sw
/（mPa·s）
Qi
Sw
/（mPa·s）
Qi
0.448
13.80
0.22
0.61
6.86
1.07
0.45
13.71
0.23
0.62
6.65
1.18
0.46
13.22
0.24
0.63
6.47
1.29
0.47
12.72
0.26
0.64
6.31
1.42
0.48
12.20
0.28
0.65
6.15
1.56
0.49
11.69
0.31
0.66
6.00
1.74
0.512
10.57
0.38
0.672
5.82
2.00
0.52
10.17
0.42
0.68
5.71
2.24
0.53
9.68
0.46
0.69
5.56
2.63
0.544
9.03
0.54
0.704
5.36
3.52
0.55
8.77
0.58
0.71
5.27
4.12
0.56
8.36
0.64
0.72
5.14
5.75
0.576
7.77
0.76
0.736
4.95
13.70
0.58
7.64
0.80
0.74
4.92
19.63
0.59
7.35
0.88
0.75
4.84
23.17
0.608
6.90
1.05
在计算见水前的驱替动态中，将突破时累计注入倍数Qibt细分为11个增量，这相当于驱动前缘以0.09L增量推进。
对于一组特定的流体和岩石性质来说，是Qi的唯一函数。
见水前，，
13.80
由公式（12）得
（22）
令tn和tn+1为两个连续的的时间，那么对于每个时间，式（6）可以改写为
（23）
（24）
式（24）减去式（23）得
（25）
即
（26）
假设式（26）中的可用逼近，则可得到
（27）
由式（22）可计算见水前的平均视粘度，并根据式（9）计算相应的产量及采出程度等指标，再根据式（27）计算注水开发时间，并将见水前开发指标预测结果列于表6-4和表6-5中。
6.2含水采油期开发指标预测
见水以后的动态是将（1-）至的饱和度段分成若干增量来计算，根据式（20）和（21）分别计算和Qi，并根据式（9）计算相应的产量及采出程度等指标，再根据式（26）计算注水开发时间，并将见水后开发指标预测结果列于表6-4和表6-5中。
6.3指标预测结果
表6-4直线排状注水开发指标预测结果
t/d
qt
/（104m3·d-1）
qo/（104m3·d-1）
qw/（104m3·d-1）
Wi/104m3
WP
/104m3
NP
/104m3
R
%
fw
Qi
/（mPa·s）
0
1.10
1.10
0
0
0
0
0
0
0
29.88
0.41
1.15
1.15
0
171
0
142
3.39
0
0.02
28.44
0.80
1.22
1.22
0
341
0
285
6.78
0
0.04
27.00
1.17
1.28
1.28
0
513
0
427
10.18
0
0.06
25.57
1.52
1.36
1.36
0
684
0
570
13.58
0
0.08
24.13
1.85
1.45
1.45
0
855
0
713
16.99
0
0.1
22.69
2.16
1.54
1.54
0
1027
0
856
20.41
0
0.12
21.25
2.45
1.66
1.66
0
1200
0
1000
23.83
0
0.14
19.82
2.72
1.79
1.79
0
1373
0
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