油藏开发方案设计.docx
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油藏开发方案设计
石油工程综合训练
XX油田MM断块
油藏工程方案设计
学院：
车辆与能源学院
专业：
石油工程
姓名：
龙振平
学号：
100113040001
指导教师：
马平华讲师
答辩日期：
2014年1年17日
油藏工程方案
1.开发原则
根据有关开发方针、政策，综合考虑以下因素，提出油田开发原则：
（1）充分考虑油田的地质特点；
（2）充分利用油气资源，保证油田有较高的经济采收率；
（3）采用合理的采油速度；
（4）合理利用油田的天然能量；
（5）充分吸收类似油田的开发经验；
（6）确保油田开发有较好的经济效益。
2.开发方式
2.1开发方式论证
试采分析表明，M1油井初期产量较高，这说明油藏具有一定的天然能量，利用借鉴高压物性资料及经验公式计算，该块油藏弹性采收率为13.35%，因此考虑到经济效益，在开发方式上初期采用天然能量开发，后期天然能量降低，产量下降，并且油藏具有边底水，由油水相渗曲线（图2.1）可得束缚水饱和度Swr为0.4，所以可采用注水方式开采。
M2井采用注水方式开采，产量逐渐升高然后保持一个较高的稳定状态。
综合M1井M2井实验室资料和生产资料分析，该地区应采用注
2.2注入方式和时机选择
M油藏油层主要呈条带状分布，形态不规则，同时油层受断层控制，为典型特低渗透非均质油藏，因此，采用面积注水方式比较适用。
鉴于油藏天然能量不足，宜采取早期注水措施。
图2.1油水相渗曲线
3.开发层系与井网井距
3.1开发层系
3.1.1层系划分与组合的原则
（1）一套独立的开发层系应该具有一定的储量，以保证油井具有一定的生产能力，h>10m,G>10万吨；
（2）两套开发层系之间应具有良好的隔层，在注水开发条件下，两套开发层系不能够严格的分开，以避免层系之间发生水窜，影响分采效果；
（3）同一开发层系内各小层的物理性质相似，尤其是渗透率相接近，以防注水过程中形成严重的单层突进；
（4）同一开发层系内各油层的油水分布、原油性质、压力系统应当接近；
（5）划分开发层系时，应当考虑当前采油工艺技术水平，同一油藏中相邻油层应当尽可能组合在一起，以便进行井下工艺措施，尽量发挥井下工艺措施的作用，不要将开发层系划分得过细，即可少钻井，又便于管理，又能达到同样的开发效果；
（6）多油层油田当具有以下地质特征时，不能用一套开发层系开发：
①储层岩性和物性差别大；
②油气的物理化学性质不同；
③油层的压力系统和驱动方式不同
④油层的层数太多，含层段过大。
3.1.2开发层系的确定结果及依据
针对M1,M2井油层的发育特点及试采井生产特点，确定采用一套层系开发较为合理。
依据如下：
（1）油层分布面积大、单储系数小
该块Es33①油层含油面积面积4.74km2，单储系数小，为4.06×104t/（km2·m），故按一套层系进行开发较为合理。
（2）一套层系开发可使油井保持一定的生产能力
Es33①油层平均有效厚度为4.07m，油层集中，按一套层系开发方可使油井保持一定的生产能力。
综上所述，Es33①油层按一套层系开发较为合理。
3.2井型、井网与井距
3.2.1井型的确定
应用水平井开发的可行性：
（1）Es33①油藏条件适合部署水平井（见表3.1）
表3.1水平井静态参数筛选标准
项目
标准参数
目标区参数
油藏类型
裂缝性油藏、有气顶或底水油藏、薄层油藏、稠油油藏
层状构造油藏
埋藏深度（m）
1000～4000
2680～2913m
油层厚度
《10
4.07
地层系数k×h
>100
1020
（2）利用水平井开发同类型油藏已取得较好效果（见表3.2）
表3.2胜利水平井应用效果统计表
序号
油藏类型
井数
初期平均单井生产情况
目前平均单井生产情况
累积
产油量
（104t）
（口）
（%）
日液
（t/d）
日油
（t/d）
含水
（%）
日液
（t/d）
日油
（t/d）
含水
（%）
1
裂缝
28
7.8
38.7
17.6
54.6
30.9
4.5
85.3
20.4
2
稠油
87
24.2
63.8
30.6
52.0
41.6
4.1
90.1
93.6
3
屋脊断块
81
22.6
56.6
40.7
28.2
128.4
21.2
83.5
195.6
4
边底水断块
62
17.3
33.4
19.3
42.2
124.5
9.2
92.6
64.5
5
构造岩性
14
3.9
55.9
23.7
57.6
70.1
12.1
82.7
13.5
6
层状
12
3.3
49.2
40.8
17.2
26.5
6.9
74.1
28.2
7
低渗透
15
4.2
27.7
10.5
62.0
23.2
4.7
79.7
7.2
8
薄层薄互层
20
5.6
35.2
20.1
42.8
68.4
13.2
80.7
15.9
9
整装厚层正韵律
34
9.5
59.6
22.6
62.1
69.7
16.8
75.9
32.8
10
地层不整合
6
1.7
14.4
11.9
17.1
18.3
9.1
50.2
0.8
合计
359
100
49.5
27.4
44.7
84.4
12.2
85.5
472.4
（3）水平井可获得较高产能
由于水平井控制面积大，相应增加了井筒的泄油面积，提高油井产能。
3.2.2井网与井距的确定
（1）井距的估算
根据前苏联P·H季雅舍夫统计罗马什金油田不同渗透率层和泄油半径的经验关系式：
Re=171.8+530K（3.1）
式中:
Re—泄油半径，m；
K—平均渗透率,小数。
Es33①断块平均渗透率为3.4×10-3μm2，由此计算其泄油半径为173.602m，则实际井距不应大于348m。
（2）经济合理井网密度的确定
合理井网密度的确定，要综合考虑开发效果及经济效益。
随着井距减小、井网密度加大，水驱的控制程度及最终采收率增加，开发效果变好。
但是随着井网密度的升高，需要更多钻井，经济投入大大增加，将使经济效益变差。
因而在确定合理井网密度时，既要有较好的开发效果，同时又要在经济上有良好的回报和效益。
这就要求首先确定经济合理的井网密度。
首先利用投入产出理论确定经济极限井网密度及经济最佳井网密度。
经济极限井网密度是指总产出与总投入相等时的井网密度；经济最佳井网密度是指总利润最大时的井网密度。
一定井网密度下的总投入为：
Cin=AS（ID+IB+IC）（1+R）T/2（3.2）
该井网密度下的总产出为：
Cout=NERwiC（P-O）（3.3）式中:
A:
含油面积，km2；
S:
井网密度，井/km2；
R:
投资贷款利率；
T:
开发评价年限，a，
ID:
平均单井钻井投资，104元/井，
IB:
单井地面建设投资，104元/井；
IC:
采油工程投资，104元/井；
ER:
水驱采收率；
wi:
可采储量采出程度；
P:
税后原油价格，元/t；
O:
操作费,元/t。
水驱采收率ER与井网密度的关系：
ER=EDe-a/s（3.4）
其中：
a=100*0.1814/（k/u）0.4218（3.5）
式中：
ER:
驱油效率；
a:
井网指数，井/km2。
根据投入产出，总利润为:
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）
经济极限井网密度：
ke-a/s-S=0（3.8）
经济最佳井网密度：
ka/（S2）e-a/s-1.0=0（3.9）
根据上述投入产出理论，结合研究区块的地质属性，从而得出经济合理的井网密度。
根据区块储层物性，储层平均渗透率15.24md，油相平均粘度2.11，可知a=8.429井/km2；水驱油效率为0.45；原油价格选取近五年国际原油平均价格77.47美元/桶（3790元/吨），应缴纳税费种及税率有增值税（17%）、教育附加费（取增值税的3%）、城市建设附加费（取增值税的7%）、企业所得税（25%）及资源税（原油24元/吨）。
原油增值税17%。
银行贷款年利率目前为6.38%，单井投资总额（ID+IC+IB）取为434万元。
开发评估年限为8年，8年内可采储量采出程度为0.8。
代入公式，得出经济极限井网密度为11.87井/km2，经济最佳井网密度为8.87井/km2，经济极限井网密度及经济最佳井网密度如图3.1及图3.2所示。
由于断块油藏非均质性较强，单井控制储量的能力较弱。
所以在保持一定的采油速度的前提下，应适当把井网密度加大，单井生产压差减小，并构成完整的注采系统，对提高该边底水油藏的采收率是有利的，故本研究中采用经济极限井网密度。
图3.1利润随井网密度变化情况
图3.2利润偏导随井网密度变化情况
4.开发井的生产和注入能力
4.1开发井的生产能力
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：
（1）油气井产量必须大于经济极限产量；
（2）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；
（3）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；
（4）油气井产量应充分利用油气藏能量并能发挥油气井产能；
（5）井底流压应保证流体的有效举升；
（6）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。
注水开发中，产液量计算公式为：
（4.1）
式中：
qL：
井的产液量，t/d；
JL：
采液指数，t/（d∙MPa）；
：
生产压差，MPa。
根据油田M1和M2井的E3①s3的单层试油试采以及油层物性流体PVT分析资料综合储层的产能特征，建立油组平均采油指数，作为方案设计产能的依据，见表4.1.最终单井产能为5.6t/d，见表4.2
表4.1采油指数
井号
有效厚度（m）
地层压力（Mpa）
流压（Mpa）
生产压差（Mpa）
日产油（t/d）
采油指数（t/d·Mpa
M1
6.60
32.61
24.8
8.81
19.93
2.262
M2
8.0
37.28
15
22.28
4.77
0.214
表4.5砂组单井产能
砂层
厚度（m）
压差（Mpa）
日产油（t/d）
干扰系数
单井产能（t/d）
E3①a3
7.6
10.6
13.94
0.55
5.6
4.2注水井的注入能力
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）考虑油藏的注采平衡
按达西定律，吸水指数与采油指数比应等于油水流度比，满足下列关系：
J吸/J油=Krw（Sor）·uo·Bo/Kro（Swi）·uw.（4.2）
J吸=3.1m3/（d·Mpa）
由于无际试水资料，取80%作为油组实际应用值，即J吸=2.48m3/（d·Mpa）。
根据平面径向渗流理论，并考虑低渗透储层启动压力梯度，可得驱动压差6.93Mpa。
根据Q注=2.48·（
-6.93），得不同注入压力下的日注水量（见图4.1）。
油藏中深2876m，对应井口最大注入压力20Mpa
图4.1日注水量与注入压力关系曲线
满足注采比1:
1条件下，单井日注水最高为17m³/d。
计算最大注水量32.4m³/d，满足注水要求。
5.采收率及可采储量
5.1采收率计算
5.1.1采用经验公式法进行采收率的计算与标定。
（1）经验公式1：
（5.1）
式中：
ER－采收率，小数；
K－平均渗透率，10-3μm2；
μ0—地层原油粘度，MPa。
利用经验公式1计算结果如表5.1
表5.1经验公式1计算结果
小层
平均渗透率（10-3μm2）
地层原油粘度（mPa·s）
采收率（%）
M1
15.73
2.11
27.91
M2
14.75
2.11
27.68
总
15.24
2.11
27.80
（2）经验公式2：
（5.2）
式中：
ER－采收率，小数；
K－平均渗透率，10-3μm2；
μ0—地层原油粘度，mPa.s；
h—有效厚度，m。
利用经验公式2计算结果如表5.2.
表5.2经验公式2计算结果
小层
平均渗透率（10-3μm2）
地层原油粘度（mPa.s）
有效厚度（m）
采收率（%）
M1
15.73
2.11
4.4
19.94
M2
14.75
2.11
3.6
18.55
总
15.24
2.11
8.0
22.92
（3）林志芳、俞启泰公式:
ER＝0.6911×（0.5757－0.1157lgμR+0.03753lgK）（5.3）
式中：
ER－采收率，小数；
μR－油水粘度比；
K－平均渗透率，10-3μm2。
利用林志芳、俞启泰公式计算结果如表5.3。
表5.3林志芳、俞启泰公式计算结果
小层
油水粘度比
平均渗透率（10-3μm2）
采收率（%）
M1
2.11
15.73
40.30
M2
2.11
14.75
40.23
总
2.11
15.24
40.26
5.1.2采收率标定
采收率直接影响可采储量的大小，所以采收率的标定也是非常重要的。
在经验公式法中，利用林志芳、俞启泰公式计算结果相较于两外两个偏高，故而舍弃。
综合另外两个经验公式的计算结果，标定采收率为25.36%，见表5.4。
表5.4采收率计算表
经验公式
采收率
经验公式1
27.80%
经验公式2
22.92%
最终采收率
25.36%
5.2可采储量计算
采收率标定为25.36%，地质储量为78.28万吨，故可采储量为19.85万吨。
6.油藏工程方案比较与推荐
6.1方案比较论证
本次研究根据生产井的产液能力和注水井的吸水能力，确定注采平衡条件下的合理油水井数比：
（6.1）
（6.2）
（6.3）
式中：
Iw：
注水井的吸水指数；
JL：
生产井的产液指数；
Rwo：
油水井数比；
I：
层位，i=1,2,3；
Hi：
第i层厚度；
NTGi：
第i层净毛比。
表6.1列出了各参数的取值：
表6.1储层物性参数表
由此可计算出：
Rwo=1.14
在确定了井网密度及注采井比例后，需要确定具体选择何种井网类型、采用何种注水方式等问题。
本次研究中，首先对正方形井网和三角形井网等两种井网类型进行了对比。
为降低其他参数对结果的影响，对比过程中尽量保证两种井网中其他各参数相同或相近：
井网密度为经济极限井网密度11.87口/km2，结合区块含有面积4.07km2，可计算出共打井49口；注采比在1.14左右（实际注采比采用1.04），且均采用直线注水。
基于上面的描述，可以分别计算出两种井网类型的井距如下：
正方形井网:
三角形井网:
结合各自的井距，选择具体布井位置及注采方式，见图6.1、6.2。
其中蓝色圆点代表注入井，黑色圆点代表生产井。
因为是优化井网类型的模拟，所以在模拟过程中没有考虑M1、M2和M3等三口井的影响，因为对这个问题来说，是否考虑已存在的井对结果的影响不大。
图6.1正方形井网布井
图6.2三角形井网布井
图6.3不同井网原油采出程度
在模拟过程中，注入井定注入速度8立方米/天注水，生产井定产液量8立方米/天生产，共模拟15年。
图6.3为两种井网类型下地层原油采出程度对比，图6.4为含水率对比。
图6.4不同井网含水率变化
从模拟结果来看，相比于正方形井网，三角形井网的原油采出程度稍高，累产油更大，更加有经济效益。
这一点也和以往的开发认识相符：
一般来说，针对断块油藏的地质特点，井网形式以三角形井网为好。
因为三角形井网是交错排列分布，适合不规则的复杂断块油藏，也有利于落实小断层和掌握透镜体砂体的分布另外三角形井网更容易形成比较完善的注采系统。
6.2推荐方案描述与推荐
在油藏开发过程中，合理的开发程序对提高采油速度、推迟含水率升高过快有重要的作用。
在确定了最优的井网类型、方向，井排比等参数后，可以在井网确定的情况下来寻找最优的生产制度。
油藏开发程序主要涉及注水方式、转注时间等，根据实际开发经验，对边水驱动的断块油藏，多采用边缘注水和面积注水的组合注水方式，且在构造高部位多打生产井。
根据这些原则，我设计了下面一种开发方案。
6.2.1初始注采方案
本方案的井网类型、注采井比例、井排井距等均取最优化后的结果，并采用直线注水。
其中，M1、M2和M3等三口井分布在井网中，M1井位置不在井网中网格位置，略有偏移，见图6.5。
其中，M3井改为采油井，M1、M2两口井转变为注水井。
因需要保证构造高部位主要分布生产井，我选择2760m深度为分界线，完井深度在2760m以下的井，均按直线型注水方式分布；2760m以上均为生产井。
注入井定注入速度8立方米/天注水，生产井定产液量8立方米/天生产。
6.2.3边缘生产井转注
在此制度下生产一定时间后，构造底部位的生产井含水率会急剧升高，达到90%以上，此时可将构造北侧部生产井转为注入井，以提高产油速度，此时的注采井分布见图6.6。
图6.5初始油水井网
图6.6边缘转注后注采井网
6.2.4线型注水网转正七点注水网
当边缘的生产井完全转变为注入井后，一部分残余的原油被驱出，产油速度明显提高，注入一定时间后，产水率重新升高，此时需要将原先的直线型注入网改为正七点注水网注入，见图6.7。
图6.8是总体流程的含水率及累产油曲线。
可以看出，生产井转注之后，一般均伴随着含水率的上升，且转注之后瞬时的采油速度下降，但最终会升高。
图6.7正七点开采井网
图6.8优化开采方式后的含水率及累产油曲线
7.开发潜力与风险分析
7.1开发潜力
M井区从2011年投产，生产期取15年；根据地质、油藏工程提供的产量，到2025年累计可生产原油12.44*104t。
该项目采用滚动开发方案，其特点是：
边建设、边生产，生产期3年
7.2风险分析
本项目从投资、经营成本费用、销售价格、产量四个指标的变化程度对财务内部收益率和净现值的影响看，计算内部收益率为14.35%，高于行业标准12%。
其中，投资的变化最为敏感，产量和价格的变化敏感性相差不大，仅次于投资的敏感性，成本的变化最不敏感。
同事，当投资增加5%，成本再增加20%，产量降低5%，其财务内部收益率仍然高于基准收益率。
因此，从项目的可行区域上看，项目的抗风险能力较强。
如果采取措施提高产量，经济效益会更好。
8.方案实施要求
8.1钻井及完井
（1）为降低开发风险，分批实施，及时跟踪及时调整；
（2）钻井过程中要注意油层保护，缩短泥浆浸泡时间。
8.2油井投产要求
优化射孔井段，一次性射开有效厚度保证20m以上。
参考文献
姜汉桥、姚军、姜瑞忠.油藏工程原理与方法.中国石油大学出版社。
李传亮.油藏工程原理.石油工业出版社，2011
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