油藏工程课程设计报告

油藏工程课程设计报告

班级：61042 姓名：宋博 学号：6104231

指导老师：李治平、刘鹏程、

鞠斌山、康志宏

单位：中国地质大学能源学院

日期：2008年3月2日

油藏工程课程设计报告

班级：61042 姓名：崔晓寰 学号：6104218

指导老师：李治平、刘鹏程、鞠斌山、康志宏

油藏工程课程设计 CUGB油藏开发设计书

目录

第一章„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„油藏地质特征分析

第二章„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„储量计算及产能评价

第三章„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„油气藏产能评价

第四章„„„„„„„„„„„„„„„„„„开发方案设计及井网井距论证

第五章„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„开发指标计算

第六章„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„经济评价

第七章„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„最佳方案确定

第八章„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„方案实施要求

第一章 油藏地质特征分析

一 构造特征 1 构造形态

1.1 由图CUGB油藏砂岩顶面构造图分析得知：此构造模型为南西至东北向平缓，南东至北西方向较陡的背斜构造，在南东北西方向分别被两条大的断裂所断开，断层对圈闭的影响也很重要，由此，该构造命名为“断背斜构造”。 1.2 构造的参数

长轴长度：L长=26*0.6km/3.5=4.45km 短轴长度：L宽=11.2*0.6km/3.5=1.9km

L长：L宽=4.45：1.9=2.3：1

因此，该背斜为短轴背斜； 1.3 构造走向

背斜为南西至北东方向

断层为从南西至北东方向，位于背斜北西翼的断层在延伸方向上有所偏转 1.4 构造顶面缓坡平缓度：

L长'=13.2*0.6/3.5=2.26km； sinA=0.13/2.26=0.056 A=2.86deg 约为3度 陡坡平缓度

L长’’=5*0.6/3.5=0.86km sinB=0.13/0.86=0.15 B=8.6degree

2 圈闭研究 （如图） 圈闭面积=3.975平方公里 圈闭闭合高度=150m

划分圈闭油水界面：

根据知指导书资料2，C3井在4900.0—4930.0段R=3.7，在4930.0—4940.0段R=0.6，底层电阻率发生明显变化，高阻油层和低阻水层在4930.0处划分。从此，油水界面定位于从测井平台为基准的4930.0m深度。

另外，根据指导书资料3,4,5中，资料5中对4930.0—4940.0m进行测试，产水。 可以进一步确定油水界面在平台基准下的4930.0m。

但是构造图是以海拔为基准，平台高出地面6m,地面海拔94m，所以平台基准的4930.0m在构造图上实际对应的等深线为4930-(6+94)=4830.0m

3断层研究

3.1 断层走向为南西向北东方向延伸，断层的倾向则平面上垂直于走向为北西—

南东向。断层倾向于背斜切割关系的判断：断层外部的断块海拔较低，背斜上升，所以偏北西翼断层向南东倾，倾向为北西。而偏南东方向的断层向北西倾，倾向为南东向。

命名偏南东方向的断层为断层1，偏北西方向德断层为断层2

断层1的断距：h=[(0.51km)*(0.51km)-(0.1km)(0.1km)]^(1/2)=0.5km

由图可知断层1在地层5000m就开始发生断裂，断层类型为走向断层。图为

断层走向与岩层走向基本一致，由于油水界面的海拔高度在-4830m,所以断层1的封闭性与油藏无关。

断层2的断距h2无法确定，在地层-4770m以下就开始发生断裂。

断层走向与地层方向垂直，断层为垂向断层，由于资料不足，勘探出一初级阶

段，所以断层2的封闭性暂时不能准确确定，计算过程中计为封闭性断层计算。

储层岩石物性特征分析 矿物组成 指导书14 成分 石英 长石 岩屑 泥质 灰质 含量 76% 4% 20% 5% 7% 确定为岩屑质石英砂岩。

粒度组成：指导书15 粒径>10 10-5 5-2 2-1 1-0.5 0.5-0.25 0.25-0.1 0.1-0.01 <0.01 mm 含0.49 1.29 3.23 3.05 12.72 36.55 29.5 9.14 4.03 量% 根据《油层物理》109页粒度组成分布图及累计分布图，可以确定该砂岩的分选性，分选程度较好。

矿物粘土含量及组成：指导书16 成分 平均粘土 高岭石 绿泥石 伊利石 蒙托石 含量% 3.93 75 8 15 2 由此，该背斜油藏的储层类型可定为砂岩储层，以粒间孔为主。

孔隙度根据指导书2，三个井的平均孔隙度=（0.2+0.195+0.2）/3=19.67% 那么为了方便，近似于20%，从孔隙度角度讲，储层条件较好

渗透率—根据指导书19，三井的气测渗透率平均值=（190+200+210）/3=200mD 也属于较好的渗透率

储层非均质性分析 Kave=200mD

渗透率变异系数Vk=[sum[(Ki-Kave)^2/n]]^0.5/Kave<0.5 这反映出非均质性较弱

渗透率突进系数Tk=Kmax/Kave=210/200=1.05<2 非均质性较弱

渗透率级差：Jk=Kmax/Kmin=210/190=1.105

综上三种参数分析，该砂岩储层给均质性较弱，这样利于开发。

储层敏感性分析

由指导书17，速敏指数Iv=0.08；水敏指数Iw=0.10 对照《油层物理》P169,6-5,6-6表，

可以判定该砂岩储层为弱速敏，弱水敏。

二 油藏流体性质分析 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。 2.2 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 成分 C1 C2 C3 C4 C5 C6 N2 CO2 Air 含40 6 4 3 1 1 20 25 15 量% 地层水密度：pw=110g/cm3 矿物组成及矿化度：指导书13 PH=6.5 ； TSD=2436ppm 离子类型 Na+ Ca2+ Mg2+ Cl- SO42+ HCO3- ppm 841 35 502 148220 23 569 离子当量 23 20 12 35.5 48 61 当量数 3680.04 446.75 41.83 4175．21 0.48 9.33 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

三 油藏的温度和压力

资料： 测试压力(Mpa) 测点温度（摄氏） 深度m C1 C2 C3 C1 C2 C3

4800 52. 52.53 52.09 120 128 119.8 4500 50.29 50.18 49.74 113.8 113.6 113.9 4200 47.94 47.83 47.39 107.5 107.9 107.4 3900 45.59 45.48 45.04 101.3 101.1 101.4 3600 43.23 43.12 42.68 95.1 95.2 95.3 3300 40.88 40.77 40.33 92.9 93 92.8

根据资料的绘图

深度-地层压力曲线50004500c1地层压力曲线c2地层压力曲线c3地层压力曲线深度m40003500300040414243444547484950515253地层压力mpa

深度-温度曲线50004500深度mC1温度曲线C2温度曲线40003500300090100110120

C3温度曲线温度（摄氏） 井号 压力梯度方程 C1 H=127.54P-1913.8 C2 H=127.54P-19.7 C3 H=127.54P-1843.6 井号 温度梯度方程 C1 H=52.352t-1452.2 C2 H=41.2t-383.44 C3 H=52.729t-1491.9 底层压力平均值：52.92Mpa 地层温度平均值：122.40摄氏

四 渗流物性特征

中间深度m 4855 4830 4915 中间深度m 4855 4830 4915 中间压力Mpa 53.07198 52.76541 52.922 中间温度（摄氏） 120.48 125.20 121.51 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：

Sw

0.25 0.45 0.55 0.6 0.65 0.7 0.75 0.8 0.85

10.90.80.70.60.50.40.30.20.1000.20.40.60.81KroKrwKro

1 0.373 0.21 0.148 0.1 0.061 0.033 0.012

0

Krw 0 0.047 0.114 0.153 0.203 0.254 0.322 0.405 0.5

毛管里曲线 Sw% 25.6 26 28 30 33 40 47 53 75 83 100 PcMpa 0.38 0.325 0.22 0.15 0.09 0.05 0.03 0.02 0.01 0.005 0.0025 0.0005 毛管力0.40.350.30.25Pc Mpa0.2毛管力0.150.10.0500204060Sw %80100120

五 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。

第二章 储量计算与产能评价

一 储量计算

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

可采储量的预测

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 C3 稳定日产t/d 245 240 120 井深m 4855 4830 4915 千米日产t/d.km 50.46 49.70 2.44 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。

第三章 油气藏产能评价

生产井产能的确定

矿场产能测试法确定生产井的产能： 我们根据指导书上三口井试采的数据，用IPR曲线确定采油指数和油井的最大产能。资料如下：

C1 C2 C3 q(t/d) Pwf q(t/d) Pwf q(t/d) Pwf

105 50.07 101 49.9 54 49.17 175 48 172 47.95 86 47.2 245 46 240 46 120 44.16

那么，根据该资料可以绘制IPR曲线：

图表标题5150494847450100q200PwfC1IPR线性 (C1IPR)300y = -0.0291x + 53.111

图表标题5150494847450100q200300y = -0.0281x + 52.747C2IPR线性 (C2IPR)Pwf

图表标题50494847454443050q100150y = -0.076x + 53.434C3IPR线性 (C3IPR)Pwf

则最大产能可以确定，就是IPR曲线与横轴的焦点，那么三口井的最大产能： 井号 C1 C2 C3 最大产能t/d 1825.12 1877.117 703.07 三口井的单位厚度最大产能可以确定：即最大产能除以储层厚度 井号 C1 C2 C3 单位厚度最大产45.62801 46.92794 23.43596 能t/(d.m) 采油指数计算

每口井的采油指数都以三种不同产量的平均值作为该井的采油指数，具体计算如下： C1 C1 密度 0.8g/m3 q(t/d) q(m3/s) Pr Pwf Pr-Pwf(p) J(m3/s.pa)

105 0.001519 53.07198 50.07 3001980 5.06032E-10 175 0.002532 53.07198 48 5071980 4.9918E-10 245 0.003545 53.07198 46 7071980 5.01212E-10 平均J 5.02141E-10 C2 C2 密度 0.87g/m3 q(t/d) q(m3/s) Pr Pwf Pr-Pwf(p) J(m3/s.pa)

101 0.001344 52.76541 49.9 2865410 4.623E-10 172 0.002288 52.76541 47.95 4815410 4.75184E-10 240 0.003193 52.76541 46 6765410 4.71937E-10 平均J 4.72015E-10 C3井的油密度首先根据C1，C2井的密度和深度回归曲线确定

深度-密度回归曲线0.88密度（g/cm3）0.860.840.820.80.78482048304840深度m48504860深度-密度回归曲线线性 (深度-密度回归曲线)y = -0.0028x + 14.394

C3 q(t/d)

54 86 120

密度取 0.632 q(m3/s) Pr Pwf Pr-Pwf(p) 0.0009 52.992 49.17 3822000 0.001575 52.992 47.2 5792000 0.002198 52.992 44.16 8832000 平均J

J(m3/s.pa) 2.58745E-10 2.71919E-10 2.48823E-10 2.59829E-10

表皮因子的计算

根据《油藏工程》p122-124，采用MDH恢复曲线法进行计算 对于参数采用以下讨论：

由于涉及到综合压缩系数Ct，我们需要指导岩石，油，水的压缩系数， 为方便计算，对于本身很难压缩的水，我们忽略，有的压缩系数在指导书中给出：Co=6*10^(-4)Mpa-1,岩石压缩系数我们取经验值：Cr=5.22*10^4 K:这里的K，是通过指导书22压力恢复试井分析求的 利用deltaPwf和lgt绘图，选取直线段求得斜率m

再利用《油藏工程》p124公式3-10 k=2.121*10^(-3)quB/mh

其中对于C1井，q=245/0.8 (m3/d) 对于C2井，q=240/0.8(m3/d) u=1.5mp.s u=1.5mp.s B=1.08 B=1.08 h= 40m h= 40m m=0.3244 m=0.1729 具体的C1，C2井MDH图如下

C1MDH曲线51.55150.55049.54948.548-2-1.-1-0.055lg^tPsw0.511.5C1MDH曲线

直线段部分

图表标题y = 0.3244x + 50.584R2 = 0.999751Psw50.550-0.500.5lg^t11.5C1MDH曲线直线段部分线性 (C1MDH曲线直线段部分)

C2

C2MDH曲线4948.5Psw4847.54746.5-0.-0.0530.20.50.75511.21.51.755C2MDH曲线lg^t

直线段部分

图表标题48.8.55Psw48.548.4548.400.250.50.7511.25lg^tC2MDH直线段部分线性 (C2MDH直线段部分)y = 0.1729x + 48.403R2 = 0.9944

参数 C1 C2 q (m3/d) 245/0.8 240/0.8 m 0.3244 0.1729 K(Darcy) 0.0811 0.1490

根据《油藏工程》P124 （3-17）

S=1.151[(Pwf(^t=1)-Pwf(^t=0))/m-lg(k/孔隙度.uCtrw^2=0.9077] 计算C1，C2的表皮因子分别为4.537759和4.979428

并且，有压力恢复试井得到的K的平均值为0.11505Darcy

产能分布特点，由于资料所限，不能完全圈闭内所有部分的产能，故在此不用软件进行推断。但，可以通过进行地质建模以后，用suffer等软件进行分析。

第四章 开发方案设计及井网井距论证

一 开发方式的确定

1天然能量开采的可行性：

该砂岩油藏是典型的未饱和油藏，储层中流体为水和含有溶解气的油，无气顶，自然能量主要是靠弹性能和溶解气在压力降到泡点压力下后出现的溶解气驱。

2 人工补充能量开采的研究

一般的只靠弹性能和溶解气驱为天然能量的开采是很难满足达到可采储量的要求，故，此油藏必须进行人工能量的补充。这个砂岩油藏适于注水补充地层能量，因为水敏情况比较理想，水敏的伤害不大。

至于溶解气，由于有气体的存在很难计算和控制开采的速度，并且溶解气驱不利于提高采收率，那么在这套开采方案中，即使利用天然能量，也放弃溶解气驱的使用。至此，这套砂岩油藏的开发方式定为：

天然弹性驱能量+人工注水开发

二 开发层系的划分

根据指导书2的资料，利用电阻率测井，直到在测量段内没有出现部分的格夹层，也是由于资料不全，我们将整个砂岩储层试作单层连通储层。

三 开发速度

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。

其实，这个油藏的产能很高，通过IPR曲线我们可以看到推测最大产能远远超过了测试井在测试阶段所得到的最大产能。但是速度过快可能会损害油井附近的储层，到后期反倒不利于生产，所以我们还是将其控制在上述范围之内。为方便我们选取3%的开采速度。

四 井网及井距

1． 选取合适的生产压差

油井刚刚开始生产时生产压差不宜过大，我们选择0.5Mpa进行生产，而为达到规定的产量，我们可以通过多打井的方式弥补。

单井产能的确定

单井产能=K*deltaP*h/u

=0.1151Darcy*(0.5/0.101325)atm*3360cm/1.5mps*0.8*800*10^(-6) =88.0t/d

井数=N*RE*v/300/单井产能

=1.484*10^7t*31.32%*3%/300d/88t=6

井数比较适中，在本设计中，均选取排状注水

井距=1000/2*（A/井数）^0.5=500*(3.975/6)^0.5=407m

同理，我们选择不同的初始的生产压差的时候，井数和井距都不同。

那么简单的列下表，表示出在不同的生产压差下的有关井的参数。

首先，预先选定井网是排状注水，油井数=注水井数 生产压差 油井数 水井数 总井数 井距m 0.5Mpa 6 6 12 407 1.0Mpa 3 3 6 575

布井如上图，靠北侧的线为油井布井线，南侧的线为主水井布井线。 注：

布井方式的选择。预先选定了排状注水，根据这个圈闭的特征，这个圈闭的长轴的整体走向是南西-北东向，长轴长度4.45km，短轴只有1.9km，为了提高驱替的效率，让长轴方向延伸的油更多的被驱出，布6口油井时，尽量让六口井按长轴方向延伸，流场中的主要驱替流线垂直于长轴向，这样在长轴方向更多油就可以被驱替，提高驱替的效率。油井尽量通过高点。若增加油井排数，虽然在短轴方向上可提高驱替效率，但在长轴方向上的驱替效率将降低，短轴仅有1.9km,,相对于4,45km的长轴少了很多，所以应该取长舍短。 注水井选择在油井的南东侧是应为：

（1） 排距一般大于井距，一般取2倍，那么在油井布线确定情况下，北西方向的距离延

伸不够就碰到封闭断层。

（2） 北西测已有封闭断层遮挡。

（3） 若注水井布于北西侧，南东侧的更大面积的含油区域将面临向南东方向的流场，有

可能会驱散出圈闭，降低采收率。

方案的设计

方案1

不利用天然能量，采收速度：3%，并且强制保持速度，一次性打井完毕，后不添井，产能靠注水量变化和生产压差调整，井网排状，6口油井，6口水井，开采年限33年

方案2

利用天然能量，指利用弹性能，采收速度3%，强制保持速度，一次性打井完毕，后不添井，产能靠注水量变化和生产压差调整，井网排状，6口油井，6口水井，开采年限33年

方案3

利用天然弹性能量，采收速度4%，并且强制保持速度，一次性打井完毕，后不添井，产能靠注水量变化和生产压差调整，井网排状，3口油井，3口水井，开采年限25年。 注：强制保持开采速度，即固定了开采年限，在含水率上升后，仍然要保持产油量而不递减，就要加大注水量，相比正常的递减的开采方式，年限更短。至于注水量和最后的含水率的比较，再下一章生产指标计算后进行评价。

CUGB油藏开发方案设计表 方案 开发方式 注水 天然+注水 天然+注水 采油速度 3% 3% 井网类型 排状 排状 井距m 407 407 总井数 12 12 油井数 6 6 注入井数 6 6 单井日油藏日产m3 产m3 油藏年产m3 开采年限 油藏年注 变化 变化 Ⅰ Ⅱ 96.831 96.831 580.996 174298.8 33 580.996 174298.8 33 Ⅲ 4% 排状 575 6 3 3 258.216 774.684 232394.4 25 变化

开发方案设计思想：

我们以前设计的开发方案，都是设定注水量，到最后含水率上升，在注水量不变的情况下，采收速度必会下降，那么开发年限就越来越长，花费成本巨大。开发年限越长，成本越高。 此三种方案的总体思想都是固定每年的采油量，那么开采年限固定了，相对更久的开发年限，节省投资。当然，随着注水开发的进行，含水率必会上升，那么为了稳产，就要加大注水量或打新井，所有的措施都是在含水率上升的情况下，通过增大采液量来稳住产油量。 增大产液量固然要以注水量的增大为基本，另外调整生产压差，增大采液指数（通过改善表皮或是增大渗透率）也是可行的措施。总之，本报告3个方案的核心是： 通过逐步增加注水量，在含水率上升的情况下同步增加采液量从而达到稳产的目的，在确定的年限内以相同的采油速度将油田可采储量开发完毕。

第五章 开发指标计算

方案1

基本数据准备：

根据相渗参数Sw,Kro,Krw计算含水率fw及含水率倒数fw’

Sw Kro Krw fw fw,

0.25 1 0 0 0.794814 0.45 0.373 0.047 0.1563 1.496063 0.55 0.21 0.114 0.448819 2.993228 0.6 0.148 0.153 0.607947 3.039623 0.65 0.1 0.203 0.752781 2.540439 0.7 0.061 0.254 0.861991 1.832653 0.75 0.033 0.322 0.936047 1.186386 0.8 0.012 0.405 0.98063 0.639535 0.85 0 0.5 1 0.387409

Sw-fw1.210.80.60.40.2000.20.4Sw0.60.81fwSw-fw

Sw在0.25到0.45的近似回归直线方程及曲线图

0.20.15y = 0.7948x - 0.1987系列1线性 (系列1)fe0.10.05000.2Sw0.40.6

初定生产压差0.5Mpa 油井数6；注水井数6

可采储量：1.484*10^7t/0.8t/m3*31.32%=5809860m3 开采速度：3%

年采油量：可采储量*采油速度=174295.8m3 孔隙体积：A*h*孔隙度=26712000m3

根据初始含油饱和度和含水饱和度，计算得初始含油体积20034000m3 初始含水体积6678000m3

由于固定开采速度3%，那么年产油，日产油，单井日产油确定

指标 数量

年份

0 1 2 3 油田年产油m3 油田日产油m3 单井日产油m3 单井年产油m3 174295.8 580.996 96.831 29049.3 孔中油m3

0

19859704 19685408 19511113 孔中水m3

0 6852296 7026592 7200887 Sw 0.25 0.256525 0.26305 0.269575 Fw 0

0.005186 0.010372 0.015558 注水m3

175204.4 176122.6 177050.4 采水m3

908.6224 1826.768 2754.587 4 19336817 5 19162521 6 188225 7 18813929 8 18639634 9 18465338 10 18291042 11 18116746 12 17942450 13 17768155 14 17593859 15 17419563 16 17245267 17 17070971 18 166676 19 16722380 20 16548084 21 16373788 22 16199492 23 16025197 24 15850901 25 15676605 26 15502309 27 15328013 28 15153718 29 14979422 30 14805126 31 14630830 32 14456534 33

14282239 7375183 7549479 7723775 78071 8072366 8246662 8420958 8595254 8769550 43845 9118141 9292437 9466733 91029 9815324 99620 10163916 10338212 10512508 10686803 10861099 11035395 11209691 11383987 11558282 11732578 11906874 12081170 12255466 12429761

0.2761 0.282625 0.215 0.295675 0.3022 0.308725 0.31525 0.321775 0.3283 0.334825 0.34135 0.347875 0.3544 0.360925 0.36745 0.373975 0.3805 0.387025 0.39355 0.400075 0.4066 0.413125 0.41965 0.426175 0.4327 0.439225 0.44575 0.452275 0.4588 0.465325

0.020744 0.02593 0.031116 0.036302 0.0414 0.046675 0.051861 0.057047 0.062233 0.067419 0.072605 0.077791 0.082977 0.088163 0.093349 0.098535 0.103721 0.1007 0.114094 0.11928 0.124466 0.129652 0.134838 0.140024 0.14521 0.150396 0.155582 0.160768 0.165954 0.17114 177988 1735.7 1793.4 180861.5 181840.1 182829.3 183829.3 184840.3 185862.6 1866.1 187941.3 18.2 190067 191148 192241.4 193347.3 194466.1 195597.9 196742.9 197901.4 199073.6 200259.8 201460.3 202675.2 203904.8 205149.5 2009.4 207684.9 2076.3 210283.8 3692.234 4639.8 5597. 6565.724 7544.283 8533.4 9533.517 10544.54 11566.75 12600.33 135.47 14702.37 15771.21 16852.22 17945.59 19051.54 20170.3 21302.07 22447.09 23605.6 24777.84 259.04 271.46 28379.37 29609.01 30853.67 32113.61 333.13 34680.5 35988.04

单井指标

单井注水单井产单井采水单井日注单井日单井日产m3 油量m3 m3 水 产油 水 年份 0 29200.74 29049.3 151.4371 97.33579 96.831 0.50479 1 29353.76 29049.3 304.4613 97.84587 96.831 1.014871 2 29508.4 29049.3 459.0979 98.36133 96.831 1.530326 3 296.67 29049.3 615.3723 98.88224 96.831 2.051241 4 29822.61 29049.3 773.3107 99.4087 96.831 2.577702 5 29982.24 29049.3 932.94 99.9408 96.831 3.1098 6 30143.59 29049.3 1094.287 100.4786 96.831 3.7624 7 30306.68 29049.3 1257.381 101.0223 96.831 4.191268 8 30471.55 29049.3 1422.248 101.5718 96.831 4.740827 9 30638.22 29049.3 1588.92 102.1274 96.831 5.296398 10 30806.72 29049.3 1757.424 102.61 96.831 5.85808 11 30977.09 29049.3 1927.792 103.257 96.831 6.425975 12 31149.36 29049.3 2100.056 103.8312 96.831 7.000185 13 31323.55 29049.3 2274.245 104.4118 96.831 7.580818 14 31499.69 29049.3 2450.394 104.999 96.831 8.167981 15 31677.84 29049.3 2628.536 105.5928 96.831 8.761785 16 31858 29049.3 2808.703 106.1933 96.831 9.362344 17 32040.23 29049.3 2990.932 106.8008 96.831 9.969773 18 32224.56 29049.3 3175.257 107.4152 96.831 10.58419 19 32411.02 29049.3 3361.716 108.0367 96.831 11.20572 20 32599. 29049.3 3550.345 108.6655 96.831 11.83448 21 32790.48 29049.3 3741.182 109.3016 96.831 12.47061 22 32983.57 29049.3 3934.267 109.9452 96.831 13.11422 23 33178.94 29049.3 4129.639 110.5965 96.831 13.76546 24 33376. 29049.3 4327.34 111.2555 96.831 14.42447 25 33576.71 29049.3 4527.41 111.9224 96.831 15.09137 26 33779.19 29049.3 4729.4 112.5973 96.831 15.76631 27 33984.13 29049.3 4934.835 113.2804 96.831 16.44945 28 34191.58 29049.3 5142.278 113.9719 96.831 17.14093 29 34401.57 29049.3 5352.268 114.6719 96.831 17.840 30 34614.15 29049.3 55.854 115.3805 96.831 18.54951 31 34829.38 29049.3 5780.084 116.0979 96.831 19.26695 32 35047.31 29049.3 5998.007 116.8244 96.831 19.99336 33

累计采油：5751761m3；累计注水：63283m3; 累计采水：574721.5m3

方案2

基本数据准备：

初定生产压差0.5Mpa 油井数6；注水井数6

可采储量：1.484*10^7t/0.8t/m3*31.32%=5809860m3 开采速度：3%

年采油量：可采储量*采油速度=174295.8m3 孔隙体积：A*h*孔隙度=26712000m3

根据初始含油饱和度和含水饱和度，计算得初始含油体积20034000m3 初始含水体积6678000m3

由于固定开采速度3%，那么年产油，日产油，单井日产油确定 指标 油田年产油m3 油田日产油m3 单井日产油m3 单井年产油m3 数量 174295.8 580.996 96.831 29049.3 此方案首先利用天然能量弹性驱，根据经验，水驱砂岩的弹性驱能力能够供给在可采储量德5%左右，由于开采速度为3%，为方便计算，假定在这个方案下，弹性驱能量提供可采储量的6%，这样，固定开采速度的情况下2年天然能量耗尽。以下分别为利用天然能量的开发指标和人工注水开发指标。

在天然能量开发阶段：

孔中油孔中水

年份 m3 m3 Sw Fw 注水m3 采水m3

0 20034000 6678000 0.25 0 0 1 19859704 6678000 0.2512 0.001305 0 227.759 2 19685408 6678000 0.253306 0.002627 0 459.1374

单井指标 单井注单井产单井采水单井日单井日单井日产水m3 油量m3 m3 注水 产油 水 年份

0 0 0 0 0 0 0 0 29049.3 37.95983 0 96.831 0.126533 1 0 29049.3 76.5229 0 96.831 0.255076 2

进入人工注水开发阶段

孔中油孔中水

年份 m3 m3 Sw Fw 注水m3 采水m3

3 19511113 6852296 0.259917 0.007882 175680.5 1384.708 4 19336817 7026592 0.266528 0.013137 176615.9 2320.134 5 19162521 7200887 0.273139 0.018391 177561.4 3265.576 6 188225 7375183 0.279751 0.0236 178517 4221.194 7 18813929 7549479 0.286362 0.0201 179483 5187.154 8 18639634 7723775 0.292973 0.034155 180459.4 6163.624 9 18465338 78071 0.299585 0.03941 181446.6 7150.778 10 18291042 8072366 0.306196 0.0446 182444.6 8148.79 11 18116746 8246662 0.312807 0.049919 183453.6 9157.842 12 17942450 8420958 0.319418 0.055174 184473.9 10178.12 13 17768155 8595254 0.32603 0.060428 185505.6 11209.81

14 15 16 17 18 19 20 21 22 17593859 17419563 17245267 17070971 166676 16722380 16548084 16373788 16199492 8769550 43845 9118141 9292437 9466733 91029 9815324 99620 10163916 0.3321 0.339252 0.3458 0.352475 0.359086 0.365697 0.372309 0.372 0.385531 0.065683 0.070938 0.076192 0.081447 0.086702 0.091956 0.097211 0.102466 0.10772 186548.9 187604 188671.1 1750.4 190842.1 191946.5 193063.7 194194 195337.6 12253.1 13308.19 14375.29 15454.59 16546.32 17650.68 18767.9 198.19 21041.8 23 16025197 24 15850901 25 15676605 26 15502309 27 15328013 28 15153718 29 14979422 30 14805126 31 14630830 32 14456534 33

14282239

单井指标 单井注水单井产m3

油量m3 29280.08 29049.3 29435.99 29049.3 29593.56 29049.3 29752.83 29049.3 29913.83 29049.3 30076.57 29049.3 30241.1 29049.3 30407.43 29049.3 30575.61 29049.3 30745.65 29049.3 30917.6 29049.3 31091.48 29049.3 31267.33 29049.3 31445.18 29049.3 31625.07 29049.3 31807.02 29049.3 31991.08 29049.3 32177.28 29049.3 32365.67 29049.3 32556.27

29049.3 10338212 10512508 10686803 10861099 11035395 11209691 11383987 11558282 11732578 11906874 12081170 单井采水m3

230.7846 386.6 544.2626 703.5323 8.5256 1027.271 1191.796 1358.132 1526.307 1696.353 1868.301 2042.183 2218.032 2395.881 2575.766 2757.72 2941.78 3127.983 3316.365 3506.967 0.392142 0.398754 0.405365 0.411976 0.418588 0.425199 0.43181 0.438421 0.445033 0.4514 0.458255 单井日注水 97.60028 98.11996 98.521 99.17611 99.71275 100.2552 100.8037 101.3581 101.9187 102.4855 103.0587 103.6383 104.2244 104.8173 105.4169 106.0234 106.6369 107.2576 107.8856 108.5209 0.112975 1994.8 22198.96 0.118229 197665.7 23369.91 0.123484 198850.7 24554.9 0.128739 200050 25754.19 0.133993 201263.8 26968.02 0.139248 202492.5 28196.68 0.144503 203736.2 29440.43 0.149757 204995.4 30699.56 0.155012 206270.1 31974.34 0.160267 207560.9 33265.08 0.165521 208867.9 34572.07

单井日单井日产产油 水 年份 96.831 0.769282 3 96.831 1.2863 4 96.831 1.814209 5 96.831 2.345108 6 96.831 2.881752 7 96.831 3.424236 8 96.831 3.972654 9 96.831 4.527106 10 96.831 5.08769 11 96.831 5.65451 12 96.831 6.22767 13 96.831 6.807277 14 96.831 7.39344 15 96.831 7.986272 16 96.831 8.585886 17 96.831 9.1924 18 96.831 9.805933 19 96.831 10.42661 20 96.831 11.05455 21 96.831 11.6 22

32749.13 29049.3 3699.827 109.1638 96.831 12.33276 23 32944.29 29049.3 34.985 109.8143 96.831 12.98328 24 33141.78 29049.3 4092.484 110.4726 96.831 13.161 25 33341.66 29049.3 4292.3 111.13 96.831 14.30788 26 33543.97 29049.3 4494.671 111.8132 96.831 14.98224 27 33748.75 29049.3 4699.447 112.4958 96.831 15.682 28 33956.04 29049.3 4906.739 113.1868 96.831 16.3558 29 34165. 29049.3 5116.593 113.8863 96.831 17.05531 30 34378.36 29049.3 5329.057 114.5945 96.831 17.76352 31 34593.48 29049.3 5544.18 115.3116 96.831 18.4806 32 34811.31 29049.3 5762.012 116.0377 96.831 19.20671 33 累计产油：5751761m3； 累计注水：5931848m3； 累计产水：5293.8m3；

方案3

基本数据准备： 初定生产压差1Mpa 油井数3；注水井数3

可采储量：1.484*10^7t/0.8t/m3*31.32%=5809860m3 开采速度：4%

年采油量：可采储量*采油速度=232394.4m3 孔隙体积：A*h*孔隙度=26712000m3

根据初始含油饱和度和含水饱和度，计算得初始含油体积20034000m3 初始含水体积6678000m3

由于固定开采速度4%，那么年产油，日产油，单井日产油确定 指标 油田年产油m3 油田日产油m3 单井日产油m3 单井年产油m3 数量 232394.4 774.684 258.216 774.8 此方案首先利用天然能量弹性驱，根据经验，水驱砂岩的弹性驱能力能够供给在可采储量德5%左右，由于开采速度为4%，为方便计算，假定在这个方案下，弹性驱能量提供可采储量的4%，这样，固定开采速度的情况下1年天然能量耗尽。以下分别为利用天然能量的开发指标和人工注水开发指标。

天然能量开采阶段开发指标

孔中油孔中水

年份 m3 m3 Sw Fw 注水m3 采水m3

0 20034000 6678000 0.25 0 0 0 1 19801606 6678000 0.252194 0.001744 0 405.9716

单井指标 单井注单井产单井采水单井日单井日单井日产水m3 油量m3 m3 注水 产油 水 年份

0 0 0 0 0 0 0 0 774.8 135.3239 0 258.216 1.353239 1

进入人工注水开发阶段：

孔中油孔中水

年份 m3 m3

2 19569211 6910394 3 19336817 71427 4 19104422 7375183 5 18872028 7607578 6 18639634 7839972 7 18407239 8072366 Sw

0.26097 0.269747 0.278523 0.2873 0.296076 0.304852 Fw

0.008719 0.015695 0.02267 0.0296 0.036621 0.043597 注水m3 234393.1 236054.2 237739 239448 241181.7 242940.8 采水m3 2043.746 3704.813 53.591 7098.591 8832.339 10591.38 8 18174845 9 17942450 10 17710056 11 17477662 12 17245267 13 17012873 14 16780478 15 16548084 16 16315690 17 16083295 18 15850901 19 15618506 20 15386112 21 15153718 22 14921323 23 146829 24 14456534 25 14224140

单井指标

单井注水单井产m3 油量m3 78131.05 774.8 78684.74 774.8 79246.33 774.8 79816 774.8 80393.91 774.8 80980.26 774.8 81575.22 774.8 82178.99 774.8 82791.76 774.8 83413.74 774.8 84045.14 774.8 84686.17 774.8 85337.05 774.8 8304761 8537155 8769550 9001944 9234338 9466733 9699127 9931522 10163916 10396310 10628705 10861099 11093494 11325888 11558282 11790677 12023071 12255466

单井采水m3

681.2487 1234.938 1796.53 2366.197 2944.113 3530.459 4125.421 4729.19 5341.963 5963.943 6595.339 7236.367 7887.248

0.313629 0.322405 0.331181 0.339958 0.348734 0.35751 0.366287 0.375063 0.383839 0.392616 0.401392 0.410168 0.4145 0.427721 0.4398 0.445274 0.45405 0.462827 单井日注水

260.4368 262.2825 2.1544 266.0533 267.9797 269.9342 271.9174 273.93 275.9725 278.0458 280.1505 282.2872 284.4568 0.050572 244725.7 12376.26 0.057547 246537 14187.57 0.0523 248375.3 16025. 0.071498 250241.2 171.83 0.078474 252135.4 19786.02 0.085449 254058.5 21709.1 0.092425 256011.1 23661.74 0.0994 257994 254. 0.106376 260007.9 27658.48 0.113351 262053.4 29704.02 0.120326 2131.4 31781.99 0.127302 266242.6 333.19 0.134277 268387.8 36038.4 0.141253 270567.9 38218.47 0.148228 272783.6 40434.24 0.155204 275036 42686.6 0.162179 277325.9 44976.47 0.169155 279654.2 47304.78

单井日单井日产产油 水 年份 258.216 2.270829 2 258.216 4.1159 3 258.216 5.988434 4 258.216 7.887323 5 258.216 9.81371 6 258.216 11.7682 7 258.216 13.7514 8 258.216 15.76397 9 258.216 17.80654 10 258.216 19.87981 11 258.216 21.98446 12 258.216 24.12122 13 258.216 26.29083 14

85998.01 86669.29 87351.14 88043.8 88747.53 462.6 901.29 90927.88 91678.67 92441.96 93218.06 774.8 774.8 774.8 774.8 774.8 774.8 774.8 774.8 774.8 774.8 774.8 8548.212 9219.495 9901.339 10594 11297.73 12012.8 12739.49 13478.08 14228.87 14992.16 15768.26 286.66 288.76 291.1705 293.4793 295.8251 298.2087 300.631 303.0929 305.5956 308.1399 310.7269 258.216 258.216 258.216 258.216 258.216 258.216 258.216 258.216 258.216 258.216 258.216 28.49404 30.73165 33.00446 35.31333 37.6591 40.04267 42.496 44.92693 47.42956 49.97385 52.56087 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

累计产油：5809680m3；累计注水：6138025.7m3；累计产水：562046.11m3

※重要的注解：

1 油田投入开发以后，计算所得的Sw和fw都是当年年末的指标，理论上应用Sw,fw计算注水量和采水量，应该用当年平均的Sw和fw，因为Sw和fw都是连续变化的指标，在一年的开发过程中，不会从年初一开始就达到年末的指标值。 但是，本方案仍然用年末的指标值进行计算，原因有两个：

（1） 在开发年限内，任意相邻的两年年末Sw和fw都相差不多，若用作图法

画出回归曲线求解年中平均值或直接用第i年年末和第i+1年年末的指标平均计算第i+1年的年平均指标，相差很微小，可是做近似相等。（注：注水量计算时，应用年末指标和平均指标只相差0.2%） （2） 考虑到注水效率 理论上，用平均指标计算的注水量是更精确的，以大于平均指标的年末指标计算的注水量要大于上述的精确计算的注水量，即要比精确要求的注水量大。 但是实际生产中，不是注下的水都会起到驱替的作用，即驱替效率不可能为100%。所以，实际开发过程中，比理论的精确注水量多注些，能够保证真正起到驱替作用的水的量达到要求。这也是现场注水驱油中往往比要求的水量多注一些的原因。

2 方案1和2的计算的累计采油量没有完全达到可采储量，是因为，3%*33=99%，由于去了33年的近似，所以累计采油是可采储量的99%。

3 关于无水采油的问题

水驱前缘到达水井的时候，油井开始见水，这份报告里面没有具体论述关于无水采油期的划分，是因为我们在这里假定了从注水开始水驱前缘已经到达了油井（非活塞式水驱模型）。所以才有一开始没多久就有水采出。但是这样的近似可以看作是一种平均的效果，因为，一开始含水饱和度和含水率都较低，产水量极少，这样计算，初期虽然的确有水产出，但是量极少，以fw'—Sw确定无水采油期，虽然见水时间靠后，单是一旦见水，在见水时含水饱和度和含水率本身就要远高于上述算法在相同时刻的Sw和fw,当然产水量也就多与上述做法相同时刻的产水量。那么本报告采用的第一种算法虽然在正常的见水期之前多产了水，但

进入所谓的“无水采油期”以后的见水采油阶段产水要少于以“无水采油期”算法计算的见水采油量，所多的量正好能弥补所少的量，在注水总量上和采水总量上接过应相差不多。

第六章 经济评价

根据指导书23

各个费用指标如下：

钻井：3500元/米； 地面建设费用是钻井费用的30%； 生产管理费用每口井每年：900000元； 产出液有关费用：150元/t； 注入液有关费用：10元/t； 原有价格：1200元/t

那么三套方案各项经济指标为如下： 指标 方案1 方案2 总井数 12 12 累计采油m3 5751761 5751761 累计注水m3 63283 5931848 累计产水m3 574721.5 5293.8 打井费 /元 207060000 207060000 地面建设费/元 62811000 62811000 初始投资/元 269178000 269178000 财务净现值/元 1607518637 1465800562 净现值总收益/元 1338340637 1376622562 财务净现值率 5.971954013 6.1141715 静态投资回收期/2.7227595 2.2400042 年 总利润/亿元 32.98 33.42 平均投资收益率 24.3% 24.8%

方案3 6 5809860 6138025.7 562046.11 103530000 31059000 1345000 2310437146 2175848146 17.16661202 0.811546835 40.85 41.8% 第七章 方案优选

1 从生产角度分析：

方案1和2采油量略小于方案3，（少1%）,不过这是由于近似取舍产生的结果，可以近似忽略。

注水方面：方案2<方案3<方案1

井数：方案3最少，方案1和2相同。 开发年限：方案3<方案2=方案1 2 从经济角度分析：

地面建设总费用包括管理费上，由于方案3的井数少，在这部分费用上就节省了

很多。

开发年限上，方案3的25年少于两外两个的33年，管理井的费用由能节省。 通过第6章的对比，回收期上方案3不到一年，而另外两个都是两年以上，所以，对于大投入的油田开发来说，早点回收资金更加有利，从这个角度考虑，方案3占优势。

总利润上更是方案3占优势，远远领先于其他两个方案。平均投资收益率上，方案3的投资回收的效益也更好。

综上，方案三在这3个方案中是最佳方案。

第八章 方案实施的要求

方案3固然在生产方面和经济方面有优势，但是实施起来有更加苛刻的要求。

首先，由于开发年限25年和4%的开发速度，要求单年注水量较同时期的另外两个方案要大，并且由于井数的少，单井的注水量（产液量）也要比另外的两个方案在同时期高出很多。

所以，对于井的建设和产量的要求很严格，要设计出产能足够大的井。但是IPR曲线已经证明，即使是方案3的产能要求，这个油藏也可以满足。所以实施时可以通过放大压差或者是增大产液指数来增加产液速度（注水速度）。但是一旦生产压差放大，井底流速过快，可能造成出沙，井筒损坏等情况，所以可能要增加投入上措施预防和补救这类可能的情况。

那么本报告建议，在前期注水量（产液量）要求增大时，可以通过方法生产压差的方法达到，但到了后期，最好采用增加产液指数的方法（减小正表皮，压裂酸化增大渗透率）来提高产液速度。

结语

本次CUGB模拟油藏的开发设计工作使我再次练习了油藏工程开发设计的步骤和原理，并加深了一些原理和公式的运用的理解，对于一些处理上我做了一些独到的尝试，做了一些方便自己计算但有一定根据的假设，从而使得某些步骤地计算从思路上得到了简化。 在本次实习中，我觉得最大的收获是我对于油田开发过程的整体把握的理解和新的尝试，以前学习油田开发的时候总报有后期含水率上升产油量递减的惯性思想，因为人们控制注水量才如此。但这次设计受到“开发速度”这个概念的启发，我大胆的尝试了“恒定产油量”的开发方式，即“恒定稳产”的开发，靠改变注入量和产液量来满足恒定产油速度的要求，这样也能更加认为的控制了开采年限。

同时，我也作了一些合理的假设，如我再计算产水时，虽然没有以“无水采油+有水采油期”的方式，但我的假设在开始水驱前缘即到达油井在效果上和前者相差不多。正是因为在前者见水年限，后者的Sw和fw较前者小，所以才弥补了前者在无水采油期相对于后者少采的水量，从而达到了累积注水量的基本一致，

并且，由于前期采水量甚少，所以前者和后者在所谓的“无水采油期”和“有水采油期”产水量相差不多，并最后多出量和缺少量近似抵消。其理论基础就在于物质平衡原理，因为住下的水不会消失，要么被采出来，要么留在储层中增加Sw和fw.

这次设计我承担了储量计算，产能评价，井网布置，开发方案设计，开发指标计算和开发方案实施要求六个部分的工作，并和组长共同参与了方案优选的工作，在这期间虽然遇到很多困难，但得到了指导老师的指导和同组队友的支持，在这里表示感谢。

编者：宋 博 2008.02.28