油藏工程课程设计

哈尔滨石油学院本科生课程设计

报告

课程钻井课程设计

题目一口井的设计

院系石油工程系

专业班级石油工程10- 班

学生姓名

学生学号

指导教师

哈尔滨石油学院课程设计任务书

主要内容：

(1) 油藏地质概况； (2) 油藏流体物性分析；

(3) 油藏温度、压力系统； (4) 油藏储量计算；

(5) 油藏驱动能量及开发方式的确定；

(6) 开发井网、开发层系及开采速度的设计；

（7）开发方案的经济评价与对比。

基本要求：

要求学生根据实例分析，在教师的指导下独立地完成设计任务，最终以设计报告的形式完成本专题设计，设计报告具体包括以下部分：

(1) 封面；（2）任务书；(3) 基本数据；(4) 目录；(5)正文；(6)结论；(7)参考文献。

设计报告采用统一格式打印，要求图表清晰、语言流畅、书写规范、论据

充分、说服力强，达到工程设计的基本要求。

主要参考资料：

[1] 刘德华.油藏工程基础.石油工业出版社，2004

[2] 李传亮.油藏工程原理.石油工业出版社，2005

[3] 何更生.油层物理.石油工业出版社，2006

[4] 刘吉余.油气田开发地质.石油工业出版社，2006

[5] 陈涛平等.石油工程.石油工业出版社，2000

[6] 李颖川.采油工程. 石油工业出版社，2009

目　录

第1章油藏地质概况................................................ 2

1.1油藏构造特征.................................................. 2

1.2 油藏储层特性分析............................................. 3

第2章油藏流体物性分析............................................. 6

2.1油水关系（边底水，气顶，溶解气）.............................. 6

2.2油气水的高压物性.............................................. 7

2.3渗流物理特性.................................................. 8

第3章油藏温度、压力系统........................................... 11

3.1 油藏压力系统................................................ 11

3.2 油藏温度系统................................................ 13

第4章油藏储量计算................................................. 15

4.1油藏储量计算方法............................................. 15

4.2 各种储量参数的获得.......................................... 15

4.3最终计算N、 Gs.............................................. 16

4.4可采储量及采收率的预测....................................... 16

4.5储量评价..................................................... 18

第5章油藏驱动能量及开发方式的确定................................. 19

5.1天然能量分析................................................. 19

5.2开发方式的确定............................................... 19

第6章开发井网、开发层系及开采速度的设计........................... 22

6.1开发层系的划分............................................... 22

6.2开发井网的设计............................................... 22

6.3开发速度的设计............................................... 22

第7章开发方案的对比与经济评价..................................... 25

第1章油藏地质概况

1.1油藏构造特征

中央突起，西南和东北方向延伸平缓，东南和西北方向陡峭——背斜构造

东南和西北方向被两条大断裂断开——断层构造

1.1.1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。

1.1.2圈闭研究

闭合面积：通过溢出点的构造等高线所圈闭的面积。——4.07km2

闭合高度：储集层中最高点与溢出点之间的海拔高差。——150m.

1.1.3断层研究——两条断层

西北断层延伸4.89km，东南断层延伸2.83km.

1.2 油藏储层特性分析

1.2.1 储层岩石分布及物性特征

一、矿物分析

样品数量：C1井、C2井、C3、井岩样各50块进行矿物分析得到如下结果。

表1-1 储层岩石矿物含量表

最终可知储层岩石类型为——岩屑质石英砂岩。

表 1-2 储层粒度分析数据

二、粒度分析

含量最高的是粒径为0.25mm~0.5mm——中砂岩

因为粒径<0.01mm的含量为4.03%小于5%，所以储层岩石的胶结类型为接触胶结，而且是泥质胶结物，所以，储层岩石的固结程度不高。

1.2.2 储层孔渗性特征评价

孔隙度:孔隙度是储层评价的重要参数之一．核磁共振（NMR）孔隙度只对孔隙流体有响应，在确定地层孔隙度方面具有其他测井方法无法比拟的优势．但是，在中国陆相复杂地层的应用中常常发现NMR孔隙度与地层实际孔隙度存在差异，有时差异甚至很明显，影响了NMR测井的应用效果．介绍了NMR孔隙度的理论基础，在对NMR孔隙度影响因素分析的基础上，重点考察了国内现有的NMR孔隙度测井方法对测量结果的影响，通过对大量人造岩样和不同：占性的天然岩样的实验测量，提出了适合中国陆相地层的孔隙度测井方法，改善了NMR孔隙度的测量效果．针对中国陆相地层的复杂性，建议不同地区应根据；具体情况进行岩心分析，确定恰当的NMR测井方法，以获得比较准确的NMR孔隙度．

有效孔隙度:在自然状态下材料中的的孔隙体积与材料体积之比，叫材料的孔隙度。它包括材料中所有的孔隙，不管它们是否连通。但在研究油贮的孔隙度时，所测量的孔隙度为连通的孔隙空间与岩石的总体积之比，即有效孔隙度。在一般情况下，有效孔隙度要比总孔隙度少5~10%。　多数油贮的孔隙度，变化在5~30%之间，最普通的是10~20%范围之内。孔隙度不到5%的油贮，一般认为是没有开采价值的，除非里面存在有取出的岩芯或岩屑中所没有看到的断裂、裂缝及孔穴之类。

表4 储层岩石(砂岩)孔隙度评价表

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：V_k=0.39，表示非均质程度较弱；

渗透率突进系数：，T_K<2 表示非均质程度弱；

渗透级差：，非均质程度较弱；

渗透率均质系数：，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。

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，常以速敏和水敏为主要研究对象。

表5 速敏程度与速敏指数关系

速敏指数：I_v=0.08，为弱速敏。

表6 水敏程度分级标准

水敏指数：I_w=0.10，为弱水敏。

第2章 油藏流体物性分析

2.1油气水关系：

该油藏由于油藏平均压力大于泡点压力（10Mpa），所以属于一个未饱和油藏。该油藏无气顶，地下流体为油和水，油内溶有溶解气。由于三口井的资料不足，把该油藏的储层划作单层连通的砂岩层，则不存在夹层气。油水界面先前已经确定在海拔-4830m处。

2.1.1油水界面的判定

表2-1 油层特征参数表

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、C 3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

储层属于底水油藏，无气顶，含溶解气。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2-1）。

图2-1 油藏构造图

2.2油气水的常规物性及高压物性

由于资料严重不足，在这里只能根据现有资料和经验资料得到部分原油的物性和地层水的物性。

地面脱气原油黏度：uos=6.5mpa.s

脱气原油密度：pos=0.8g/cm3

含蜡量：4.03%

含硫量：0.7%

胶质沥青质含量：10%

天然气比重：rg=0.98

天然气组成：指导书12

地层水密度：pw=110g/cm3

矿物组成及矿化度：指导书13

PH=6.5 ； TSD=243896ppm

当量比：[Na+]/[Cl-]=3680.04/4175.21〈1

{[Cl-]-[Na+]}/[Mg2+]=（4175.21-3680.04）/41.83〉1

故判断该油田水类型为CaCl2型（对照《油层物理》P17）

原始溶解汽油比Rs=100.5m3/m3

原油体积系数：Boi=1.08

泡点压力：Pb=10.0Mpa

2.3渗流物性特征

岩石润湿性：指导书18 润湿指数IA=Iw-Io=0.5-0.1=0.4

该储层为水湿储层

相渗曲线：

毛管里

毛管里曲线

（一）毛管压力曲线的应用

1.研究岩石孔隙结构

由于一定的毛管压力对应着一定的孔隙喉道半径（），因此，毛管压力曲线实际上包含了岩样孔隙喉道的分布规律。曲线的右侧纵坐标上就直接标出了孔隙半径大小。

2.根据毛管压力曲线形态评估岩石储集性能好坏

毛管压力曲线形态主要受孔隙喉道的分选性和喉道大小所控制。所谓分选性是指喉道大小的分散（或集中）程度。喉道大小的分布越集中，则分选越好，毛管压力曲线的中间平缓段也就越长，且越接近于横坐标平行。孔隙喉道大小及集中程度主要影响着曲线的歪度（又叫偏斜度）。是毛管压力曲线形态偏于粗喉道或细喉道的量度。喉道越大，大喉道越多，则曲线越靠向坐标的左下方，称为粗歪度。反之，曲线靠右上方，则称为细歪度。

3. 应用毛管压力曲线确定油层的平均毛管压力函数

一般不同储层其函数曲线不同，同一储层中渗透率差别较大的毛管压力资料也不能获得统一的函数曲线。因此，函数整理毛管压力方法一般多用在储层相对比较均匀的情况，在储层结构比较复杂，非均质比较严重时，使用函数有较大误差。

4.确定油（水）饱和度随油水过度带高度之间的变化关系

在此过度带内，含水饱和度从下至上逐渐减少，由100%含水直至降到束缚水饱和度为止。

5.利用毛管压力回线法研究采收率

在毛管压力曲线测量中，采用加压非湿相驱替岩心中湿相属于驱替过程，所得的毛管压力曲线称为驱替毛管力曲线，简称驱替曲线；降低用湿相驱替非湿相的毛管力曲线，简称吸入（或吸吮）曲线。在压泵法中，通常又把驱替叫注入。把吸入叫退出。

6.毛管压力资料确定储层岩石的润湿性

7.用毛管压力曲线可计算岩石的绝对渗透率和相对渗透率

8.应用高速离心机所测得的毛管压力曲线可在室内快速评定油井工作液对储层的损害或增产措施的效果

该方法的原理是：如果地层受到损害，则毛管压力曲线表现出高的入孔压力和高的束缚水饱和度，即曲线向右上方移动。因此，通过对比岩样在接触工作液前后毛管压力曲线特征的变化，可判断储层是否受到损害以及评价各种工作液中添加剂的处理效果。

2.4油气藏天然能量分析

该油藏为一个未饱和油藏，油藏平均压力明显大于泡点压力，所以在储层内的流体在无气顶的情况下是不存在气相的，那么，该储层是一个没有气顶的油藏，底层内的流体只有油和水。天然能量包括弹性能和溶解气的能量，（对于地层水的资料严重缺乏，所以忽略一切可能的边水底水的天然能量）。由于地层的压力情况表较稳定，可以不考虑地层异常压力的能量。

综上，天然能量包括弹性能和溶解气的能量。

第3章油藏温度、压力系统

3.1 油藏压力系统

油气藏的压力系统，是油气藏评价中的重要内容。对于每口探井和评价井，必须不失时机地准确确定该井的原始地层压力，绘制压力于埋深的关系图，以便用于判断油藏的原始产状和分布类型，并用于确定储量参数和储量计算。

对于任何具有气顶和边底水的油藏，或具有边底水的气藏，不同部位探井的原始地层压力于埋深的关系，可表示如下：

式中 ——原始地层压力，；

——关闭后的井口静压，；

——井筒内静止液体压力梯度，；

D——埋深，m。

井筒内的静止液体梯度，由下式表示：

式中 ——井筒内的静止液体密度，。

由上式可以看出，压力梯度与地下流体密度成正比，即液体密度小的气顶部分，比液体密度大的含油部分或边水部分，具有较小的压力梯度，而且压力梯度乘以100即为地层液体密度。因此，可以通过压力梯度的大小判断地层液体类型，并确定地层的液体密度。同时，代表不同地层液体直线的交点处，即为地层流体的界面位置。

该油藏静压力测试数据如表3-1所示：

表3-1 静压和静温测试数据

图3-1　压力梯度

压力梯度=0.784 Mpa/100m。

表3-2　压力梯度和温度梯度

3.2 油藏温度系统

油气藏的温度系统，也是油气藏评价的重要内容。它既涉及储层液体参数的确定，也是计算油气藏储量的重要参数。油气藏的温度系统，是指由不同深井所测静温与相应埋深的关系图，也可称为静温梯度图。

应当指出，油气藏的静温主要受地壳温度的控制，而不受储层的岩性及其所含流体性质的影响。因此，任何地区油气藏的静温梯度图，均为一条静温随埋深变化的直线关系，并由下式表示：

式中 T——油气藏不同埋深的静温，℃；

A——取决于地面的平均年平均常温，℃；

B——静温梯度，；

D——埋深，m。

实际资料表明，由于地壳温度受到构造断裂运动及其岩浆活动的影响，因而，不同地区的静温梯度有所不同。比如，我国东北地区各油气田的静温梯度约为3.5~4.5。油气田的静温数据一般在深井进行测井和测压时由附带的温度计测量。

该油藏静温测试数据如表3-1所示：

图3-2　温度梯度

温度梯度=2.08°C/100m。

底层压力平均值：52.92Mpa

地层温度平均值：122.40摄氏

第4章油藏储量计算

4.1储量参数论证

本油藏面积为10.69Km²，利用面积加权法计算油藏的有效厚度是31m。油藏的孔隙度和渗透率由测井数据根据算术平均法可以确定为20%和0.205mD。油藏储量计算的其他数据由PVT取样综合分析数据和原油性质数据可以知道原油地层体积系数为1.08，地面标准脱气原油密度为0.86g/m³，气油比由试采和PVT取样综合分析数据可知道是86m³/m³。

4.2油藏储量计算方法

设计阶段的地质储量计算通常采用容积法。

N=A.h.孔隙度.Soi.pos/Boi

下面就各个参数的确定进行描述。

面积：由CUGB油藏沙层顶面构造图，在圈定了油水界面-4830m的界限后，连同北西侧的封闭性断层圈定了圈闭。以小格法确定整个圈闭面积为3.975平方公里。

H：厚度，由指导书2资料的三口井

C1，C2为40m,

C3油层厚度30m,

由于厚度的不同，采用加权平均计算储量。那么，在C1和C3井的中间（-4770m）进行划分，内部为厚度40米，面积为1.435平方公里

孔隙度：C1，C3井位20%，而C2井位19.5%，由于相差不是很大，与平均的19.67%相差更是甚小，为方便计算，均以20%为准。

Soi：根据指导书资料20，

原始的含油饱和度为1-Swi=75%

Pos: 指导书10，0.8g/cm3

Boi; 指导书10, 1.08

加权平均计算后得到结果N=1.484×10^7 吨

天然气储量的计算：

由于是未饱和油藏，只有溶解气，

N=G/GOR

根据指导书6，7，8的试采资料，GOR的值为100，101或102，相差很小，为方便计算我们同意取100。则G=N.GOR=1.484×10^7/0.8×100=1.855×10^9立方米

4.2 各种储量参数的获得

由提供的资料分析可得以下参数：

A=4+班级号/8+班内序号/15=(4+2)/(8+23)/15=0.0129

h=31.156m； =0.198，=1.08， =0.68，=0.87，=100，

4.3最终计算N、 Gs

=100×0.0129×31.156×0.2×0.68／1.08

＝5.06（）

=×5.06×100＝0.0506（）

储量丰度：

单储系数：

4.3可采储量及采收率的预测

一、可采储量

对于一个油气田，一个油气区，乃至一个国家来说，油气田的剩余可采储量，也就是说目前的剩下的可采储量，是最有实际意义和最有实际价值的矿产资源。对一个国家来说，它不但影响到今后产量指标的制定和完成，甚至会影响到国家经济的发展决策。同时，有年度剩余可采储量与年产量之比所得的储采比，也是分析油气田、油气区。乃至全国油气开发形式的重要指标。

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

可采储量的预测有多个公式，根据CUGB油藏的特征，我们决定采用以下公式：

ER=0.11403+0.2719logK-0.1355log(uo)+0.25569Swi-1.538*孔隙度-0.0015h

下面就参数确定进行讨论：

K为渗透率；

H为平均的厚度，我们可以根据先前对圈闭按照厚度不同划分加权球体积，在除以总面积3.975平方公里，得平均厚度h=33.6m

Uo=1.5mp.s (指导书10)

Swi=0.25（指导书20）

孔隙度=20%

计算结果ER=0.3132=31.32%

储量评价：流度；0.2Darcy/1.5mp.s=133.3×10^3um2/mp.s

属于高流度的油藏

地质储量：1.484*10^7t属于中型的油田，在这个中型范围内，属于较小的

地质储量丰度：N/A=1.484*10^7/3.975km2=373.33*10^4 t/km2

属于高丰度的油藏

油气井产能：

C1，C2千米日产均大于15，属于高产

C3则属于低产（1-5）

三井平均为：34.2 属于高产

储层埋深：三个井的储层中间埋深都大于4000m，是个典型的超深层储层。

4.5储量评价

根据N＞10× 为特大油田；N在（1~10）×之间为大型油田；

N在（0.1~1）×之间为中型油田；N＜0.1× 为小型油田。可知N=7.73（）＜0.1×，所以该油田为小型油田

第5章油藏驱动能量及开发方式的确定

5.1天然能量分析

油藏驱动:又称油层驱动(oil reservoir drive)。在油层开发中驱使石油流入井底的能量,即排油的动力。可以驱油的动力有岩石的弹性、油气水的弹性,水压头,溶解气的膨胀和油的重力等。在开发过程中根据起作用的主要动力可分为弹性驱动(以岩石及边水的弹性膨胀)、水压驱动(以边底水的压力)、气压驱动(以气顶的弹性膨胀为主)、动力驱动、溶解气驱动(油中溶解气的析出及膨胀)、重力驱动(石油自身的重力)以及混合驱动(以上驱动的混合)等。石油的采出是岩石孔隙或裂隙中的石油被另一种流体(气或水)排替的过程。由于能源补充能力及替驱剂的洗油效率的差异,不同驱动方式的石油采收率有很大差异。一个油藏究竟取什么驱动方式,一方面要看天然能量的来源及其大小,另一方面在很大程度上还决定于储油层性质、油质、开发速度以及开发方式。

驱动方式包括：天然驱动能量和人工驱动能量。

5.1.1 油藏天然驱动：

一、弹性驱动：依靠油层岩石和流体的弹性膨胀能进行原油驱动的方式。
    二、溶解气驱：油层压力低于饱和压力时，溶解状态的气体分离出的气泡膨胀而将石油推向井底的驱动方式。
    三、水压驱动：当油藏有边水、底水时就会形成水压驱动，可以分为刚性水驱和弹性水驱。
    四、气压驱动：当油藏存在气顶，气顶中的压缩气为驱油的主要能量时为气压驱动，可分为刚性气驱和弹性气驱。
    五、重力驱动：对于一个无原始气顶和边底水的饱和或未饱和油藏，当期油藏储层的向上倾斜度比较大时，就能存在并形成重力驱，靠原油自身的重力将油驱向井底即为重力驱动。

5.1.2 人工驱动能量：人工注水和人工注气。

驱动方式的选择原则：既要合理的利用天然能量又要有效的保持油藏能量以满足对开采速度和稳产时间的要求。

该油藏选择天然驱动能量和人工补充能量。

5.2天然能量分析

天然驱动能量的形成条件：该油藏有底水，无气顶、含有溶解气且属于未饱和油气藏。

弹性产油量：

其中：Boi=1.08 ；Bob=1.12；Ce=19.82*10-4；

N=已知；Pi=52.8MPa；Pb=14.76MPa。

油田的开采速度一般为2%—4%，则预计该储量可开发多少年？所以这几年依靠弹性驱动能开发，每年开发300天，则日产量为Npb/300.若单井日产量56.4t/d，则需要打多少口油井？

每年开发300天，则日产量为N_pb/300=18.66

若单井日产量56.4t/d，一口井三个月天采完

需要打一口生产井

5.2.2人工补充能量开采研究

一般只依靠弹性能开采很难达到开采速度的要求，故第一年之后，要补充人工能量，有人工注水及注气油藏的适应条件可知该油藏适合人工注水。

注水时间：早期注水和中期注水和晚期注水。注水方式：切割注水和面积注水和边缘注水。

由以上的分析，我们对该油田采用人工注水开发。这就需要我们选择一个合理的注水时间。注水时间分为三类：早期注水、中期注水和晚期注水。

（一）早期注水

早期注水的特点是在地层压力还没有降到饱和压力之前就及时进行注水，使地层压力始终保持在饱和压力以上。由于地层压力高于饱和压力，油层不脱气，原油性质较好，注水后，随着含水饱和度增加，油层内只是油水两相流动，其渗流特征可由油水两相相对渗透率曲线所反映，油井产能高，采油速度高，具有较长的稳产期。

（二）晚期注水

晚期注水的特点是油田开发初期依靠天然能量开采，在没有能量补给的情况下，地层压力将逐渐降到饱和压力以下，原油中的溶解气析出，油藏驱动方式转为溶解气驱，导致原油粘度增加，采油指数下降，产油量下降，气油比上升。但这种注水方式初期生产投资少，原油成本低。

(三)中期注水

中期注水方式介于上述两者之间，即投产初期依靠天然能量开采，当地层压力下降到低于饱和压力后，在气油比上升到最大值之前注水。此时油层中将由油、气两相流动变为油气水三相流动，随着注水恢复压力，可以有两种情况：

一种是压力恢复到一定程度，仅低于饱和压力，在地层压力稳定条件下，形成水驱混气驱动方式。当从原油中析出的气体尚未形成连续相时，这部分气体有一定驱油作用，有利于提高采收率。

另一种是通过注水，将地层压力恢复到饱和压力以上，此时脱出的游离气可以重新溶解到原油中，但其过程并不可逆，溶解气油比和原油性质均不可能恢复到初始情况，产能低于初值。但在地层压力高于饱和压力条件下，将井底流压降到饱和压力下，尽管采油指数较低，然而由于采油井的生产压差大幅度提高，也可能使油井获得较高的产量，从而获得较长的稳产期。

结论：经过对该油藏的分析，我们选择早期注水。

第6章开发层系、开采速度及开发井网、设计

6.1开发层系的划分

原则：划分开发层系，就是把特征相近的油层组合在一起，用独立的一套开发井网进行开发，并以此为基础进行生产规划、动态研究和调整。合理组合和划分开发层系一般应考虑以下几项原则：

（1）把特征相近的油层组合在同一开发层系内，尤其渗透率要接近，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。

6.2开发速度的设计

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。