油藏工程课程设计参考标准.docx
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油藏工程课程设计参考标准
《油藏工程》课程设计
班级：
石工02-2
姓名：
学号：
基础数据资料
1．油区：
胜利油田XX区块
2．油藏几何参数及各小层物性
班级：
2
学号：
23
表一、油层物性数据
序号
油层顶深（m）
油层厚度（m）
含油面积（km2）
孔隙度
渗透率
（10-3
）
1
2195
2.61
4+（班号）/4+（班里序号）/15
=4+2/4+23/15
=6.03
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
地层压力梯度：
0.1MPa/10m，地温梯度：
3.7︒C/100m
3．流体物性
地面条件下油水密度：
地层条件下油水粘度：
mPa·s
=10+30/20=11.5mPa·s
mPa·s
=0.5+2/20=0.6mPa·s
地层泡点压力：
MPa
原油体积系数：
水的体积系数：
4．油水相渗关系
表二、相对渗透率数据表
sw
kro
Krw
0.320
0.676
0.0
0.352
0.609544
0.00187
0.384
0.545376
0.00649
0.416
0.483704
0.0132
0.448
0.424528
0.02178
0.480
0.367952
0.03212
0.512
0.314184
0.04422
0.544
0.263328
0.07326
0.576
0.215488
0.07326
0.608
0.170976
0.08998
0.640
0.130104
0.10824
0.672
0.09308
0.12782
0.704
0.060424
0.14883
0.736
0.032864
0.17127
0.768
0.011648
0.19503
0.800
0.0
0.2354
5．井眼半径：
0.1m
6．油水井操作条件
注采压差：
3MPa
排状注水的排距与井距之比为2:
1
要求油田的初期采油速度达到5％
油水井正常生产时间为300天/年
7．常用经济指标
钻井成本：
1000元/米
注水单价：
6元/米3
输油单价：
60元/吨
生产维护费：
150元/吨
作业费用：
20000元/（井·年）
地面工程建设费用为钻井费用的0.5倍
原油的商品率：
95％
原油价格：
1200元/吨
贷款利率：
5.86％存款利率：
2.25％
第一章油田概况
1.油藏地质描述
本油区是胜利油田XX区块，含油面积6.5km2。
具有十个小层，油层顶深从2195米到2257米不连续，平均深度2224.4米；每个小层厚度不均，最小2.61米，最大4.38米，平均厚度3.555米；孔隙度分布也不均衡，最小0.23296，最大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85.05md，最大280.896md，平均渗透率（按厚度加权平均）为186.0067md。
束缚水饱和度为0.32，残余油饱和度为0.2。
地层压力梯度为0.1MPa/10m，地温梯度为3.7︒C/100m，泡点压力为20Mpa，地层条件下油水粘度分别为10.7mPa·s和0.6mPa·s，地面条件下油水密度为
和
。
2.油藏纵向非均质性评价
表1-1油层非均质性数据表
序号
油层顶深（m）
油层厚度（m）
渗透率
（10-3
）
1
2195
2.61
85.05
2
2199
2.85
153.006
3
2204
3.31
189.588
4
2209
3.27
244.482
5
2214
4.05
254.268
6
2233
3.15
280.896
7
2238
3.42
217.098
8
2244
4.28
169.092
9
2251
4.38
146.244
10
2257
4.23
119.658
一、油层纵向非均质性评价
1.储层渗透率突进系数：
层内最大渗透率与平均渗透率的比值，也称非均质系数。
所以，储层非均质性弱。
2.储层渗透率变异系数
所以，储层非均质性弱
3.储层渗透率级差
级差比较小，储层非均质性弱
综上，本区块储层比较好，非均质性不严重。
由表1-2可以看出，该储层的渗透率在纵向上从85.05-280.896不等，数值相近，在纵向上的分布差异不大；油层的构造形态，油水边界，压力系统和原油物性比较接近。
综合以上因素和层系划分的原则，可以看出该储层可以采用一套生产井网开采，减少了投资成本，有利于取得较大的经济效益。
三、油藏流体分布及其物性描述
储层基本参数及各小层物性，见表1-2
表1-2
序号
油层顶深（m）
油层厚度（m）
含油面积（km2）
孔隙度
渗透率
（毫达西）
1
2195
2.61
6.5
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
地层压力梯度：
0.1Mpa/10m，地温梯度：
3.7°C/100m，地层泡点压力：
Pb=20MP
１、流体物性
地层条件下油水黏度：
μo=11.5mPa.sμw=0.6mPa.s
地面条件油水密度：
ρo=0.83g/cm3ρw=1.0g/cm3
原油体积系数：
Bo=1.12 水的体积系数：
Bw=1.0
2、渗流物性
相渗曲线见图1-1
图1-1
从相渗曲线中我们可以看出，束缚水饱和度Swi=0.32，最大含水饱和度Swmax=0.8，油水相渗曲线交点处的含水饱和度Sw>50%，束缚水饱和度Swi下的水相相对渗透率Kro=0，通过以上特征我们可以得出该储层岩石的润湿性为水湿，有利于油田的开采。
序号
油层深度（m）
渗透率（10
u㎡）
1
2195
85.05
2
2199
153.006
3
2204
189.588
4
2209
244.482
5
2214
254.268
6
2233
280.896
7
2238
217.098
8
2244
169.092
9
2251
146.244
10
2257
119.658
四、油藏天然驱动能量评价（略）
第二章 计算油藏的地质储量
一、地质储量的计算
采用容积法对本区块进行储量估算，
由储量公式为
=100AhФ（1-Swi）ρo/Bo，带入数据，各小层储量见表2-1。
地质储量为2770.562万吨。
储量丰度公式为：
Ωo=N/A=100hФ（1-Swi）ρo/Bo
代入数据可得储量丰度为：
426.24万吨每平方千米，由于储量丰度为高丰度，所以该油藏属于高丰度的油藏，具有很大的开采价值。
表2-1
序号
油层顶深（m）
油层厚度（m）
含油面积（km2）
孔隙度
渗透率
（毫达西）
小层
储量
（104m3）
1
2195
2.61
6.5
0.2415
85.05
206.4619
2
2199
2.85
0.24864
153.006
232.1123
3
2204
3.31
0.23646
189.588
256.3705
4
2209
3.27
0.23464
244.482
251.3229
5
2214
4.05
0.23562
254.268
312.5716
6
2233
3.15
0.23296
280.896
240.3667
7
2238
3.42
0.23506
217.098
263.322
8
2244
4.28
0.23569
169.092
330.4207
9
2251
4.38
0.23989
146.244
344.1665
10
2257
4.23
0.24066
119.658
333.4468
二、可采储量的计算
N=100AhФ（
）ρo/Bo
各小层储量见表2-2。
序号
油层顶深（m）
油层厚度（m）
含油面积（km2）
孔隙度
渗透率
（毫达西）
小层
储量
（104m3）
1
2195
2.61
6.5
0.2415
85.05
60.7241
2
2199
2.85
0.24864
153.006
68.26833
3
2204
3.31
0.23646
189.588
75.40308
4
2209
3.27
0.23464
244.482
73.91851
5
2214
4.05
0.23562
254.268
91.93282
6
2233
3.15
0.23296
280.896
70.69608
7
2238
3.42
0.23506
217.098
77.44765
8
2244
4.28
0.23569
169.092
97.18256
9
2251
4.38
0.23989
146.244
101.2254
10
2257
4.23
0.24066
119.658
98.0726
可采储量为814.87万吨。
三、最终采收率评价
第三章 层系划分与组合论证
一、层系划分的原则
（1）把特征相近的油层组合在同一开发层系内，以保证各油层对注水方式和井网就有共同的适应性，减少开采过程中的层间矛盾。
（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开采速度，并具有较长的稳产时间和达到较好的经济指标。
（3）各开发层系间必须具有良好的隔层，以便在注水开发条件下，层系间能严格地分开，确保层系间不发生串通和干扰。
（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，开发层系不宜划分的太细，以利于减少建设工作量，提高经济效果。
划分开发层系，就是要把特征相尽的油层合在一起，用一套生产井网单独开采。
总结国内外在开发层系划分方面的经验和教训，合理组合和划分开发层系一般应考虑以下几项原则：
（1）把特性相近的油层组合在一同一开发层系内，以保证各油层对注水方式和井网具有共同的适应性，减少开采过程中的层间矛盾。
（2）一个独立的开发层系应具有一定的储量，并具有较长的稳产时间和达到较好的经济指标。
（3）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。
（4）在分层开采工艺所能解决的范围内，开发层系不宜划分得过细，以利减少建设工作量，提高经济效果。
二、划分的层系
可划为同一套开发层系。
三、可行性论证
由于油层之间沉积条件相近，渗透率在纵向上的分布差异不大，油层连通系数为0.73，变异系数为0.338，组成层系的基本单元内油层分布面积相同，层内非均质小，所有的小层有相同的构造形态，油水边界和压力系统，原油物性相同。
划分为一个层系开采，既可以保证一定的储量，又可以充分发挥采油工艺措施的作用。
这样可以减少钻井，既便于管理，又可以达到较好的经济开发效果。
经论证，可划为同一套开发层系。
第四章 注采方式选择
一、注水方式选择
由于要保持油层能量，在油藏下降到饱和压力以前就要注水，可以采用早期注水。
选用早期注水方式，使油层压力保持在饱和压力以上，使油井有较高的产量，有利于保持较高的采有速度和实现较长的稳产期。
本区块油层面积较大并且有一定的延伸长度，油层之间连通性好，油层渗透率较高，具有较高的流动系数，故采用排状注水。
二、注采井数确定
１、单井产量计算：
油田的初期采油速度为3.5%。
则年采油量为2770.562*3.5%=96.97万吨，日产油量为96.97*10000/300=3232.32t/d
用公式q=2*丌*Ko*H*ΔP/μoBo（lnRe/Rw-0.5+S），将有关数据代入此公式得q=58.67t/d。
2、油井数和水井数的确定
利用井数公式n=NV/300/q（其中q为单井产量）得出油井数n=55
采用排状注水方式，水井数n=55。
第五章油田开发指标预测
采用解析法预测开发指标，见水前开发指标预测见表1
时间
日产液
累产液
日产油
累产油
日注水
累注水
采出程度（％）
含水率
（年）
（m3）
（104m3）
（t）
（104t）
（m3）
（104m3）
（％）
0
1981.606
0
1783.4451
0
1981.6057
0
0
0
1
2063.473
60.65132
1857.1253
54.58618773
2063.4725
60.6513
0.02189
0
2
2156.404
123.9188
1940.7632
111.5268859
2156.4035
123.919
0.04473
0
3
2263.139
190.1732
2036.825
171.1559088
2263.1389
190.173
0.06864
0
4
2387.474
259.8826
2148.7262
233.8943015
2387.4736
259.883
0.0938
0
5
2534.845
333.6512
2281.3605
300.2860375
2534.845
333.651
0.12043
0
6
2713.376
412.2834
2442.0384
371.0550336
2713.376
412.283
0.14881
0
7
2935.863
1242226
2642.2767
1242226.303
2935.863
1242226
448.366
0
8
3223.919
1472713
2901.5275
1472712.993
3223.9194
1472713
590.619
0
见水后开发指标：
时间
日产液
累产液
日产油
累产油
日注水
累注水
采出程度（％）
含水率
（年）
（m3）
（104m3）
（t）
（104t）
（m3）
（104m3）
8.75
4052.969
445.1038
1426.6872
389.2757005
4052.9692
445.104
0.1405
0.609
9.96
4624.315
616.8178
1185.7344
440.429773
4624.3146
616.818
0.15897
0.715
11.3
5378.379
881.7767
982.67226
497.9875212
5378.3793
881.777
0.17974
0.797
12.6
6333.809
1269.076
807.10096
557.3589459
6333.8086
1269.08
0.20117
0.858
13.8
7504.971
1805.736
650.39102
614.1672708
7504.9713
1805.74
0.22168
0.904
14.8
8912.93
2516.606
506.53037
665.2019589
8912.9302
2516.61
0.2401
0.937
15.4
10685.9
3472.506
377.3089
711.1658541
10685.9
3472.51
0.25669
0.961
16
13483.65
4937.7
270.12214
755.2556752
13483.651
4937.7
0.2726
0.978
16.4
21009.57
7696.55
201.28818
798.9457393
21009.57
7696.55
0.28837
0.989
27.8
21593.9
25637.89
64.869277
871.9676513
21593.904
25637.9
0.31473
0.997
经济评价：
时间
生产数据
收入
支出
纯收入
累积现金流
（年）
年产油量（万吨）
年注水量
原油销售额
生产维护费
注水费
输油费
作业费
钻井及地面建设费（万元）
（万元）
（万元）
（万吨）
（万元）
（万元）
（万元）
（万元）
（万元）
0
0
0
0
0
0
0
144
23760
-23904
-23904
1
54.5862
60.65
62228
8188
363.91
3275.2
144
0
50257
25043.3
2
56.9407
63.27
64912
8541
379.6
3416.4
144
0
52431
77970.4
3
59.629
66.25
67977
8944
397.53
3577.7
144
0
54913
134428
4
62.7384
69.71
71522
9411
418.26
3764.3
144
0
57784
194874
5
66.3917
73.77
75687
9959
442.61
3983.5
144
0
61158
259890
6
583.024
820.1
664647
87454
4920.9
34981
144
0
537147
802183
7
105.06
407.8
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15759
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144
0
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8
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0
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9
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144
0
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10
182.2
6583
207708
27330
39496
10932
144
0
129806
1300728
由经济评价可以看出，本项目投资回收期短，累计现金流较大，具有良好的经济效益。
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