石油工程课程设计

（油藏工程部分）

 

目录

1、          分析有藏的纵向非均质性，并计算储量

2、          根据油藏特点论证划分开发层系的可行性

3、          注水方式选择（排状注水，合注合采）

4、          利用排状注水开发指标计算方法，计算相应的开发指标（见附表）

5、          对方案进行经济评价

6、          根据计算结果中含水率在70﹪～95﹪间的数据，进行下列2个方面的计算：

（1）利用水驱特征曲线方法，计算该油藏的可采储量和采收率

（2）利用相应的油藏工程方法，判断该油藏的递减类型、确定相应的递减规律，并计算该油藏的可采储量和采收率（以概算指标中含水率为98﹪对应的日产油量作为极限产油量）

一、   分析油藏的纵向非均质性，并计算储量

  1.1油区基本参数

    Ⅰ、油藏基本参数

含油面积：

地层压力梯度：0.1MPa/10m,地温梯度：3.7Km²

油藏有效厚度之和为：

平均孔隙度为：         平均渗透率为:

Ⅱ、流体物性

地面条件下：

地层条件下：

           

地层泡点压力：

原油体积系数：

水的体积系数：

Ⅲ、油水相渗关系

Ⅳ、油水井操作条件   

 注采压差△P=3MPa;  排状注水的排距与井距之比为2:1;

 初期采油速度为3﹪;    油水井正常生产时间为300天/年;

Ⅴ、井眼半径：0.1m

Ⅵ、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＝ 0.5 ×钻井费用;

   原油的商品率:95﹪;        原油价格:1200元/吨;

   贷款利率:5.48﹪;          存款利率:1.98﹪;

1.2分析油藏的纵向非均质性，并计算储量

       常用的一种处理纵向非均质性的方法是看反映渗透率非均质性程度的参数是变异系数（V）

    =0.36

因此地层非均质性不大

储量为：

   

二、根据油藏特点论证划分开发层系的可行性

   划分开发层系,是将特征相近的油层合在一起,用一套生产井网单独开采,根据开发层系划分的原则,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.油层性质相近包括:沉积条件,渗透率,油层分布面积,层内非均质程度等.

    根据油区各小层基本资料,该油藏各小层渗透率多在到间分布,属于高渗油藏,且各小层孔隙度都比较接近,变化不大,均质程度较好,因此将此10小层作为一个开发层系进行开发.

       同一油田在纵向上可以有多个油层，在这些油层之间，油层性质可能差别很大。单层的有效渗透率变化从几个毫达西到几十个毫达西，有效厚度变化幅度没超过2米以上。油层间渗透率的差异是储蓄物理非均质性中最重要的一种，层间渗透率的差异大将对油田注水开发效果产生极大的影响。

       各油层流体性质、压力的差异。各油层的流体粘度、压力系统差别不大，对待这类油田要采取措施开采同一个开发程序。

       油藏中的天然驱动能量一般有弹性驱、溶解气驱、气顶驱和重力驱。若一个油田在不同油层，或在不同区域，可能有不同的天然能量，或起主导作用的天然能量不同，在这种情况下，开发这类油田就要采用不同的开采方式，充分利用天然能量。

       油层特征沉积条件、渗透性、油层分布面积、层内均质程度都很相近，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比较接近，可以用一套开发程序开发。

三、注水方式选择

       注水方式是指注水井在油藏中所处的部位和注水井之间的排列关系，针对不同的油田地质条件不同的注水方式，特别是油层性质和构造条件，是确定注水方式的主要地质因素。目前国外油田应用的注水方式归纳起来主要有四种：边缘注水、切割注水、面积注水和点状注水。

       边缘注水是指注水井按一定的规则分布在油水边界附近进行注水的一种布井形式。适用条件为:油田面积不大，构造比较完整，油层结构单一，油层分布较稳定，边布较稳定，边部与内部联通性好，油藏原始油水边界位置清楚，流动系数较高，渗透率一般大于粘度小于3mPa·s，注水井吸收能力好，能保证压力有效的传递，水线能够均匀的推进，使油田得到良好的注水效果。

    分割注水是指注水井将油藏切割成几个区块，将每个一区块看成的一个独立的开发单元，分区进行开发和调整的一种布井方式。要满足切割注水要满足三个条件：1、油层大面积稳定分布，注水井排上可以形成比较完整的切割注水2、保证一个切割区内布置的生产井与注水井都有着姣好的联通性，3、油层具有一定的流动系数，保证在一定的切割区和一定的井排矩内，注水效果能姣好的传递到生产井排，以确保在开发过程中达到所要求的采油速度。

经过上述选择排状注水方式进行开发.采油速度要达到3％，而排状注水适用于高速开采油田.    

四、利用排状注水开发指标计算方法，计算相应的开发指标

   4.1、计算初始产量，并根据油田产量要求确定油井数及水井数

     初始产量为

     设井距为Xm,则排距为Le=2Xm,截面积X，由相渗关系数据表知，束缚水饱和度对应的

              

              

地面产量为：

初期采油速度为3﹪，故初始年采油量为:

所以油井数为

取套数n=185口井

因为油井与水井数比为1︰1，故水井数量n′=185口

4.2计算井距与排距

       设井距为X，则排距为2X，如右图：

    则

    排距：

4.3求前缘含水饱和度

根据相相渗关系表中数据，计算含水率,及随的变化率             

  利用公式：

           

其中

当

     

 

当

       

 

同理可计算得下表：

由上表绘制的关系曲线：

由上表绘制的关系曲线：

      

根据表中数据和及，在坐标纸中以为横坐标,以为纵坐标,分别绘出关系曲线和关系曲线,在含水率与含水饱和度曲线图中,通过束缚水饱和度点对先作切线,得到的切点所对应的含水饱和度即为水驱油前缘含水饱和度，因此求得的前缘含水饱

4.4计算见水前开发指标

   Ⅰ、求非活塞因子B

     

     束缚水饱和度为：   

最大含水饱和度为：

  残余油饱和度为：

非活塞因子：

    

   

   

Ⅱ、以一年为一个点计算见水前开发指标（以下q均为单井日产量）

    其中，为初始产量，为油水前缘位置.

公式：

         

         

         

   第一年:

         

  未见水

        

        

Ⅲ、第二年：将第一年中求得的初始产量

         

   则

  同理求得：

    未见水

         

         

Ⅳ、第三年：将第二年中求得的初始产量

      

      则

     同理求得：

故在第三年见水

  无因次见水时间

  根据的定义有因次化得见水时间，设见水时刻为第三年的第X 天，则：

       解得X=214.5

故见水时间t=600+215=815，即在第815天见水

见水时刻无因次产量为

将其有因次化为

Ⅴ、计算见水后开发指标

   

   

   

   

   

第三年之后将作为此82天的产量

  

  

     

 对应曲线，找到对应的为0.42，由于

由数据表格中数据可计算

    

   

   

   将其有因次化：

                

                

   无因次开发时间：

第四年：将第三年中计算所得的年末产液量作为第四年同样的步骤计算

 及对应的，，，有因次产量，，，直到，若在曲线图中查到的不是数据中的含水饱和度，则利用插值法求得对应

     ，

计算结果如下：

   利用插值法求：

  见水时刻

计算结果汇总，制成开发指标汇总表

     日产液=单井日产量×井数

    

     采出程度=累计产油量÷地质储量

     含水率=上一年的年未来计算求得的含水率

五、对方案进行经济评价

    原油销售额=年产油量×原油商油商品率×原油价格

       原油的商品率：95﹪；  原油价格：1200元/吨

    生产维护费=年产油量×生产维护费

      生产维护费:150元/吨;

注水费=年注水量×注水单价

        注水单价: 6元／米³;

输油费=年产油量×输油单价

       输油单价:60元/吨;

作业费=n（油井数）×作业费用

       作业费用:20000元/(井.年);

钻井及地面建设费用=钻井成本× (油井数+水井数) ×井深×（1+0.5）

       钻井成本:1000元/米;

纯收入=收入-支出

第i年的累计现金流量=(第i-1年的累积现金流量) ×(1+利率)^计息周期+(第i年的纯收入)

      当累积现金流量为负时，利率用贷款利率 ;    贷款利率:5.48﹪

      当累积现金流量为正时，利率用存款利率 ;    存款利率:1.98﹪

六、   根据计算结果中含水率在70﹪～95﹪间的数据，进行下列2个方面的计算：

6.1利用水驱特征曲线方法，计算该油藏的可采储量和采收率

   第五型水驱规律曲线方程为，根据见水后开发指标中累积产油量，含水率资料，可求出油水比R及，结果见下表， 

根据表格绘制图log(Rmax/R)～Np的关系图：

 

如图所示：等曲线Rmax/R=1时候 也就是log(Rmax/R)=0是Npmax=1250×10⁴t

  这就是该油田的可采储量因此其最终水驱采收率为：

  

6.2利用相应的油藏工程方法,判断该油藏的递减类型,确定相应的递减规律,并计算该油藏的可采储量和采收率(以概算指标中含水量为98%对应的日产油量作为极限油量)

利用图解法判断是否属于指数递减或调和递减,如果都不是,则是双曲递减.由开发指标汇总表可知第十二年末(即第十三年初)含水率已达到97.8%,通过进一步计算得在第十三年末，对应图中，，    有因次化得第十三年末产液量为     产油量为，则年产油量为：

 

指数递减的半对数直线关系为

    

调和递减的半对数直线关系为:

    

依据数据表,分别绘出 logQ~t ，logQ~Np’， ,如下:其中Np’为递减期的累积产油量

比较两图可知,递减类型更符合调和递减,基本为一直线,利用数据表中t=3和t=6时两点可求得调和递减类型的斜率为

      -0.0001372

即B=1.372×10^-4

令Np'=0，可求得应对的截距为2.49即A=logQi=2.49因此可得递减初期产量为

   

    ，则初始递减率为

方程我为含水率为98%对应的极限产量为:

   代入得：

即递减期的最大累计产油量为:

 而总的最大累积油量为

     

可得采收率为：