1、 油藏工程課程設計任務書題 目油藏工程課程設計學生姓名學號專業(yè)班級設計內容與要求包括：原始數(shù)據(jù)，技術參數(shù)，設計要求，說明書、圖紙、實物樣品的要求等原始數(shù)據(jù)：1、陜甘寧盆地中部氣田中區(qū)初步開發(fā)方案，長慶油田勘探局，西南石油學院編。2、一個氣井修正等時試井報告。3、一個油井或者注水井的原始試井資料。4、某氣田各井產(chǎn)氣方程原始數(shù)據(jù)。5、馬各小層參數(shù)分類數(shù)據(jù)表。設計要求：1、遵照油藏工程課程指導書要求，西安石油大學石油工程學院2003(06)。2、結合各自家鄉(xiāng)油田情況編寫油田概況。3、根據(jù)當前油價和當前經(jīng)濟指標計算經(jīng)濟評價。4、根據(jù)油藏工程課程指導書附錄六所提供油田基礎數(shù)據(jù)計算。5、依據(jù)各自學號按公式

2、（1）要求計算含油面積。6、遵照西安石油大學本科畢業(yè)設計（論文）撰寫規(guī)范要求。圖紙：1、某井靜溫靜壓梯度曲線和修正等時試井分析曲線。2、馬儲量豐度及容積法計算參數(shù)計算表。3、陜甘寧盆地中部氣田某氣田的二項式產(chǎn)能方程及產(chǎn)量遞減分析。4、馬的儲量豐度圖。公式： 含油面積（km2）=4+ （班號）/4+（班里序號）/15 （1）例如 班級：2 學號：23 含油面積（km2）=4+2/4+23/15 =6.03常用經(jīng)濟指標：鉆井成本：時價 元/米 注水單價：時價 元/米3 輸油單價：時價 元/噸生產(chǎn)維護費：時價 元/噸 作業(yè)費用：時價 元/(井年)地面工程建設費用為鉆井費用的0.5倍 原油的商品率：9

3、5原油價格：時價 元/噸 貸款利率：時率 存款利率：時率 起止時間 年 月 日 至 年 月 日指導教師簽名年 月 日系（教研室）主任簽名年 月 日學生簽名年 月 日前 言油藏工程課程設計是石油工程課程設計的一部分，是本專業(yè)重要的教學環(huán)節(jié)之一。課程設計的主要目的是：綜合學生三年來基礎課，技術基礎課和專業(yè)課所學的理論知識，以及生產(chǎn)實習所獲得的知識，對給定的油藏，進行油藏工程設計，從而接受油藏工程師的初步訓練和工程意識的培養(yǎng)。由于學生平時所學知識都是分門別類和抽象的，與實際應用還相差甚遠，如何把這些知識綜合起來，并應用于生產(chǎn)實踐，學生需要一個理論聯(lián)系實際和鍛煉工程能力的學習環(huán)節(jié)，課程設計便是實現(xiàn)這一

4、目的的良好機會。世界上沒有完全相同的兩個油藏，因此，通過一次課程設計，不可能解決所有的工程問題。但是，世界上也沒有完全不同的兩個油藏，每一個油藏工程設計都要經(jīng)歷類似的步驟和程序，油藏工程設計的方法和原理都是相通的，因此，任何一個油藏的工程設計都能夠讓學生得到油藏工程師最基本的訓練。油藏是一個深埋地下而無法進行直接觀察和描述的地質實體，人們所說的油藏都是根據(jù)各種間接資料所描述出來的概念模型。資料有多寡，思路有不同，方法也迥異。因此，不同時間，不同人做出的油藏工程設計也必將有所不同。油藏工程的課程設計并不要求學生拘泥于局部的細節(jié)，而是要學生對設計有一個宏觀和整體的把握。只要設計思路正確，設計最大限

5、度地使用了現(xiàn)有資料，并靈活運用了所學理論和方法，設計就是一個好的設計，課程設計也就達到了預期的目的。一個油藏的發(fā)現(xiàn)是以油藏上第一口油井的出油為標志的，第一口出油井通常稱為發(fā)現(xiàn)井。在油藏被發(fā)現(xiàn)以后，即進入油藏開發(fā)階段。一個油藏的開發(fā)，大致要經(jīng)歷以下幾個階段：油藏發(fā)現(xiàn)、油藏評價、開發(fā)方案設計與實施、開發(fā)監(jiān)測與調整，油藏廢棄。油藏開發(fā)之前，首先要做開發(fā)方案設計，對油藏開發(fā)做出全面部署。油藏往往并不是孤立存在的，在同一地質背景下形成的若干個油藏組成一個油田。石油開發(fā)實際上并不是以一個油藏為研究對象的，而往往以一個油藏組合即一個油田為研究對象，所以，以油藏工程設計在礦場上通常被成做油田開發(fā)設計。 本方案

6、的前言、第一章、第二章由張德鑫完成，第三章、第四章由黑永強完成，第五章由高金龍完成，第六章、第七章由國智增完成。目 錄第一章 油田概況11.1 油田基本情況 11.2 勘探成果及開發(fā)準備程度 1第二章 油藏地質特征 22.1 油藏區(qū)域地質構造 22.2 儲層特征 32.3 油藏流體性質 62.4 油藏壓力和溫度 82.5 驅動能量分析 9第三章 儲量計算與分類評價103.1 參數(shù)確定 103.2 儲量計算 123.3 分類評價 12第四章 產(chǎn)能分析144.1 產(chǎn)能測試及評價144.2 合理產(chǎn)能預測 14第五章 開發(fā)（調整）方案設計 165.1 開發(fā)（調整）方式165.2 開發(fā)（調整）層系 16

7、5.3 開發(fā)（調整）井網(wǎng) 165.4 開發(fā)指標的預測和評價 175.5 注采壓力系統(tǒng) 195.6 產(chǎn)能評價 19第六章 油田經(jīng)濟評價216.1 投資估算與預測 216.2 經(jīng)濟評價 216.3 方案優(yōu)選 23第七章 結論 24參考文獻25附錄26第一章 油田概況1.1 油田基本情況馬嶺層狀低滲透砂巖油藏，位于陜甘寧盆地南部、天環(huán)向斜東翼斜坡中部。該盆地是在加里東、海西運動末期發(fā)展起來的一個地臺型盆地，盆地內目前已開發(fā)的有兩套低滲透砂巖含油層系，即三疊系延長組和侏羅系延安組油層，馬嶺油田目前正在開發(fā)的就是侏羅系延安組油藏。馬嶺油田延安組儲油層，是在三疊系末期古地貌谷地內，由限制性河流相沉積形成的

8、一系列不同規(guī)模的砂體，經(jīng)以后較強的成巖作用，使其儲集空間變小并復雜化，在油層的上傾方向由一些致密不滲透帶形成圈閉油氣的遮擋條件，從而成為目前的低滲透多油層復合連片的層狀低滲透砂巖油藏。該油藏探明面積主要分布在陜西、甘肅、寧夏境內，地面海拔11201820m，含沙量大，油田所屬地區(qū)屬內陸性干旱氣候，夏季最高溫度36，冬季最低氣溫28，平均氣溫7.8，冬夏多風沙，晝夜溫差大，降雨量小，蒸發(fā)量大。油田至城區(qū)的公路便利，城區(qū)已通火車，交通相對便利，油田的開發(fā)有利于促進當?shù)亟?jīng)濟的發(fā)展，改善當?shù)氐纳顥l件，對發(fā)展該地區(qū)的作用十分明顯。1.2 勘探成果及開發(fā)準備程度 (1) 地震資料：由于盆地逐漸發(fā)展為河流

9、湖沼相環(huán)境，形成了一套含煤系地層，沉積厚度9.262.2m之間油層主要分布在分流河道的小砂體，中細粒石質砂巖，雜基含量一般在15%，砂體一般長25m，寬200500m，砂體單層厚度25m左右，最大疊加厚度可達30m，呈正韻律，底部有較粗的滯留沉積物，向上彎曲。依次出現(xiàn)交錯層理、斜層理、波紋層理等。（2） 探井資料井資料：該油層的分選性好，油層的平均滲透率3.7，孔隙度14%17%，油層的沉積環(huán)境為三角洲相、淺湖相，由于三角洲不斷后移，形成了零分布的凸鏡狀小砂體。在這些不同的砂體中，形成了許多以巖性圈閉為主的多種類型的油藏。第二章 油藏地質特征2.1 油藏區(qū)域地質構造馬嶺油田位于陜甘寧盆地東南部

10、，天環(huán)向斜東翼，構造”基底”是三疊系延長組頂部風化殼。三疊系末期，印支運動使盆地整體抬升，延長組遭受風化剝蝕和切割。古地形高低起伏,古河道、古殘丘縱橫分布，到侏羅系盆地整體下降，延安組早期地層沿河谷以填平補齊方式層層超復于古殘丘周圍，延10末期，溝谷基本填平，延9及以上地層廣布其上，差異壓實結果，形成了與古潛山、古殘丘基本一致的披覆鼻狀構造（圖2.1）。構造向西傾沒，向東抬升，近東西向，構造面積約200km2,閉合面積18.8 km2，閉合高度20-30m，地層傾角10o-4o。在鼻狀構造內部可分為東、中、西三部分，西部為西傾的階梯狀斜坡，與賀旗凹槽相鄰，走向東北，它不僅控制著地層沉積，而且也

11、是油氣運移的重要通道。中部為微有起伏的平臺，東部為三個東西向次的一級隆起，隆凹相間，由北向南依次為嶺212-嶺116隆起，中75隆起，中64-中73隆起（表2.1）。油層分布在平臺區(qū)和構造的高部位，在上傾方向由巖相變化形成圈閉，為巖性構造油藏。圖2.1 馬嶺油田中一區(qū)構造圖（延10項界）表2.1 中一區(qū)東部次一級構造數(shù)據(jù)表隆起名稱構造軸向閉合面積km2閉合高度m構造長度km構造寬度km地層傾角,度 北翼南翼嶺212-嶺116東西3.6233.51.13.03.0中75東西5.4314.81.24.03.5中64-中73北東東6.1264.01.52.53.02.2 儲層特征 （1）沉積特征馬嶺

12、油田自下而上鉆遇的地層有中生界三疊系延長組；侏羅系富縣組、延安組、直羅組和安定組；白堊系志丹組；新生界第三系和第四系。主要含油層系為侏羅系延安組，油層埋藏深度在14501650m。延安組為一套沙泥巖互層夾煤層沉積，地層厚度為300m，總體上呈下粗上細的正旋回。根據(jù)次級旋回及沉積性質的變化，分為延4+5、延6、延7、延8、延9和延10六個油組，43個小層，18個生產(chǎn)層，其中延9和延10是主力產(chǎn)層。馬嶺油田中一區(qū)位于甘陜古河道南側，碎屑沉積物主要來自西南向東北流的賀旗古河。早期富縣組首先沉積在這一溝谷中，隨著河谷的充填，到富縣組沉積后期，沉積范圍已經(jīng)擴大到臺地上，經(jīng)過短暫的沉積間斷后，到延10時期

13、，河流重新下切，沉積范圍進一步擴大，河流性質也發(fā)生了一系列的變化，由限制河谷充填過渡到網(wǎng)狀河、辮狀河，到延9時期，則為泛濫平原分流河道沉積（表2.2）。表2.2 分層砂體沉積類型表層號巖性粒度變化沉積構造砂體形態(tài)沉積模式延細中粒石英砂巖、含礫和泥質團塊不對稱向上變細，正韻律斜層理夾水平層理、波狀層理、底部有沖刷面砂體在平面上呈網(wǎng)狀樹枝椏杈狀網(wǎng)狀河流沉積延粗中中細粒石英砂巖含礫無規(guī)則序列與不對稱向上變細，正韻律低角度斜層、直線斜層理和水平層理交互，底部有明顯沖刷面總體呈度狀分布，粗細砂巖帶呈條帶狀，砂體位置固定，分布明顯網(wǎng)狀辮狀河過渡類型延中細細中粒石英砂巖無規(guī)則序列與不對稱向上變細，正韻律斜層

14、理夾水平層理，底部有沖刷面總體呈席狀，粗細砂巖體呈條帶狀辮狀河延9細粗粒長石石英砂巖不對稱向上變細，正韻律或多個向上變細，正韻律斜層理和波狀層理條帶狀泛濫平原分流河道砂體（2）巖性特征中一區(qū)儲層巖性為細中粒為主（含粗粒）的石英砂和長石石項砂巖，基本特點是膠結物含量高，膠結作用強，巖性致密，并含有一定水敏礦物。延10為純石英砂巖，碎屑含量86.4%，膠結物含量13.6%。碎屑成分中石英占81.8%，長石0.4%，巖屑4.9%，石英含量占碎屑總量93.9%。膠結物以粘土為主，占8.7%，以及后生的碳酸鹽硫酸鹽（3.0%）、硅質（1.9%）等膠結物（表2.3），膠結物類型以空隙、接觸空隙和空隙接觸為

15、主，膠結比較致密。表2.3 中一區(qū)分層巖性成分表層位巖性碎屑成分，%膠結物含量，%石英長石巖屑合計粘土碳酸鹽硫酸鹽硅質及其他合計延6長石石英砂巖55.323.07.886.17.65.80.513.9延7長石石英砂巖70.314.96.491.63.54.30.68.4延8長石石英砂巖61.416.49.887.67.15.20.112.4延9長石石英砂巖64.813.68.687.09.52.70.813.0延10石英砂巖81.10.44.986.48.73.01.913.6（3） 厚度延10油層在馬嶺油田北區(qū)和中區(qū)沉積了一套石英砂巖，砂巖呈中厚層、薄層狀。油層平均厚度9.7m，其上延9油層

16、平均厚度3.9m，其中油層內夾層少，巖心觀察，砂體內不連續(xù)夾層為砂質泥質，泥質砂巖和致密粉細砂巖。延102夾層主要集中在中下部，延9主要集中在上部。（4） 孔隙類型油層儲集空間有原生粒間孔、次生溶蝕孔、晶間孔、裂隙孔組成。延10層長石含量少，巖性純，孔隙以粒間孔為主，占89.5%，次為溶蝕孔，占6.2%，晶間孔占4.1%，以及極少的裂隙孔。延9油層長石含量較多，在成巖過程中酸性水的溶蝕下，長石發(fā)生強烈溶蝕和高嶺石化，形成很多次生溶孔，占總空隙20%左右，構成以粒間孔溶蝕孔為主的孔隙網(wǎng)絡。（5） 滲透率非均質性在平面上，延、延油層滲透率變化較大，在油田中部中258嶺49中80井一線為高滲透帶，南

17、北兩側為低滲透帶（圖2.2，圖2.3）。沿高滲透帶由西向東滲透率逐漸降低。圖2.2 馬嶺油田中一區(qū)延等滲圖圖2.3 馬嶺油田中一區(qū)延等滲圖2.3 油藏流體性質（1） 流體性質原始條件下原油體積系數(shù)=1.7，飽和壓力下的原油體積系數(shù)=1.5，原油壓縮系數(shù)=19.561/MPa,地層水壓縮系數(shù)=4.971/Mpa，巖石壓縮系數(shù)=6.521/Mpa，原始含水飽和度=0.35，原始含油飽和度=0.65，原始條件下地層水粘度=0.3426mPas，原始條件下原油粘度=1.14 mPas。 （2） 滲流特征 表2.4 高壓物性數(shù)據(jù)P(MPa)9.149.9712.8915.8118.21.33871.35

18、31.4031.4571.5圖2.4 原油壓縮系數(shù)與地層壓力關系曲線 表4.5 油水相對滲透率數(shù)據(jù)31.6835.0040.045.050.055.060.065.070.360.000.0070.0130.0330.0490.0650.0850.110.1621.000.800.490.220.120.0650.030.010.00圖2.5油水相對滲透率曲線從相滲曲線中我們可以看出，束縛水飽和度=0.3168，最大含水飽和度=0.7036，油水相滲曲線交點處的含水飽和度50%，束縛水飽和度下的水相相對滲透率=0，通過以上特征我們可以得出該儲層巖石的潤濕性為水濕，有利于油田的開采。 表2.6

19、毛管壓力數(shù)據(jù)31.6835.0040.045.050.055.060.065.070.360.850.66990.45440.3240.2210.1650.1350.1160.0963圖2.6毛管壓力曲線在毛管力曲線中平滑段很短，說明該儲層的孔喉比較小，不利于油氣的流動，從毛管力曲線也可以求出油柱的高度、確定油水界面。 表4.7 油氣相對滲透率數(shù)據(jù)051041630.000.000.0420.0760.1250.190.2480.3210.3950.4050.561.000.7060.4820.3160.1980.1160.0630.030.0010.000.00圖4.6 油氣相對滲透率曲線2

20、.4 油藏壓力和溫度 （1） 油藏壓力原始地層壓力=28.8Mpa，飽和壓力=18.2 Mpa，廢棄地層壓力=9.14 Mpa（2）油藏溫度深度m2290032003500測點溫度（攝氏）7375.281.187.993.6108溫度梯度：2.33攝氏/100m在3200-3500米段，溫度梯度明顯高于其他段，故此層段存在異常溫度帶。2.5 驅動能量分析 油氣藏天然能量主要包括：油藏中流體和巖石的彈性能、溶解于原油中的天然氣膨脹能、邊水和底水的壓能和彈性能、氣頂氣的膨脹能、重力能等。根據(jù)地質資料反應，該油藏的地飽壓差大，邊水不活躍，且根據(jù)已給的參數(shù)知道有，則該油藏為欠飽和油藏，驅動方式為彈性水

21、壓驅動類型。 根據(jù)物質平衡方程可以判斷天然能量的大小：則有，所以天然能量比較充足。 第三章 儲量計算與分類評價3.1 參數(shù)確定正確的計算油氣儲量是油氣藏的評價工作中十分重要的一環(huán)，是油氣藏科學開發(fā)的基礎。儲量計算的正確與否直接影響開發(fā)決策的成敗與得失。因此實際計算中必須認真對待儲量計算的問題。根據(jù)計算所采用的資料來源不同，儲量分靜態(tài)地質儲量和動態(tài)地質儲量。動態(tài)地質儲量是采用油氣藏生產(chǎn)動態(tài)資料計算而得的儲量數(shù)值，多用作開發(fā)過程中油氣藏評價的參數(shù)。靜態(tài)地質儲量是采用靜態(tài)地質參數(shù)計算所得到的儲量數(shù)值，是油氣藏早期評價的參數(shù)。國家儲委已批準的基本探明儲量計算參數(shù)的確定方法如下：1. 計算單元：馬嶺油田

22、的四個油層之間隔層厚，分別按其含油單元計算2. 有效厚度：根據(jù)巖心分析，電性參數(shù)各分層測試產(chǎn)能資料編制有效厚度下限圖版確定，根據(jù)孔滲下限劃分單井各層有效厚度。3. 孔隙度：對比常規(guī)、全直徑、三軸向、地層條件巖心孔隙度和測井計算孔隙度，概率均值插值小于0.5%，最終選擇測井孔隙度。4. 含油氣飽和度：利用油基泥漿取心、高壓壓貢、地層含鹽量、測井等方法對比，選取各層含油氣飽和度。5. 含油氣面積圈定：溝槽區(qū)附近按有效厚度1.0m。邊界溝槽不清楚時，以井點外推1.5km，按有效厚度4.0m線劃界，并扣除未獲工業(yè)油流的井。6. 油藏原始地層壓力：28.8MPa7. 油藏溫度：90計算結果：含油面積5.

23、85km2，基本探明儲量1223.4064104噸。3.2 儲量計算儲量計算既可以采用平均值法，即先分別求取各個儲量參數(shù)在整個油氣藏的平均值，然后計算儲量；也可以采用離散的方法，即把整個油氣藏分成若干個均質每個儲量單元進行儲量計算，然后又進行所有的單元儲量之和。儲量計算的關鍵是參數(shù)的確定，如面積、厚度、孔隙度、含油飽和度等參數(shù)的確定。對于處在設計階段的儲量計算，主要采用容積法進行。（1）原油儲量計算：儲量計算單元（油氣藏或區(qū)塊）含油氣面積；：油氣層有效厚度；：具有代表性的巖芯分析有效孔隙度；：應用巖芯資料綜合分析確認能代表油氣藏的含油氣飽和度；：地面脫氣原油密度，是油氣藏高壓物性實驗分析值；：

24、地層原油體積系數(shù)，是油氣藏高壓物性實驗分析值；：油氣藏地面條件下的地質儲量。油層組S1+S24.4511.10.130.630.8221.540S34.7216.50.130.650.8151.462S3-4-S45.7814.70.120.620.8181.441S4-5-S55.8510.70.130.610.8181.441油藏總地質儲量 =2159325+3668537+3588454+2817748=12234064 t（2）原油可采儲量計算：地層原油殘余油飽和度。油層組NpS1+S24.4511.10.130.630.8221.540.2964720350.8S34.7216.50

25、.130.650.8151.462S3-4-S45.7814.70.120.620.8181.441S4-5-S55.8510.70.130.610.8181.441883645.8 油藏總可采儲量 =720350.8+883645.8=4062415.6 t（3）天然氣的儲量計算，其中溶解氣的地質儲量：原始溶解氣油比 ,是油氣藏流體高壓物性實驗分析值；：地質條件下的溶解氣的地質儲量。油層組S1+S22S3171627319804S3-4+S4192688983244S4-5+S5192541007621溶解氣的地質儲量 =459936199+627319804+688983244+54100

26、7621=2317246868 3.3 分類評價 儲量計算完成后，應該對油氣藏儲量進行評價，這是衡量勘探經(jīng)濟效果、指導衡量合理使用的一項重要工作。儲量評價工作通常按一下幾個方面及評價標準進行：(1) 流度計算（k/ 10-3m2/mPa.s）高：80； 中：3080； 低：1030； 特低：10大型油田：110 大型氣田：300中型油田：0.11 中型氣田：50300小型油田：0.1 小型氣田：300 10中豐度：100300 210低豐度：50100 2特低豐度：15 10 中產(chǎn)： 515 310 低產(chǎn)： 15 3 特低產(chǎn)： 1 代入數(shù)據(jù)： Q/h=21.11/3.018=6.99 t/(d

27、km) 故屬于中產(chǎn)能油氣井。(5) 油層埋藏深度油田 氣田淺層： 2000 4000 4000由地質資料可知，馬嶺油田侏羅系埋藏深度平均為3018m，故該油藏屬于深層油藏。第四章 產(chǎn)能分析油氣藏產(chǎn)能的大小是油氣田開發(fā)建設和合理開發(fā)油氣資源的重要依據(jù)，必須在油氣藏評價階段認真研究加以確定。4.1 產(chǎn)能測試及評價 （1）油氣井產(chǎn)能分析：通過單井產(chǎn)能試井測試資料分析確定單井產(chǎn)油量、產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量、生產(chǎn)壓差、采油指數(shù)、氣油比、含水；分析油井最大產(chǎn)能、地層壓力遞減情況及含水上升情況，以此為基礎測油氣生產(chǎn)動態(tài)，研究確定相應開發(fā)措施。（2）油氣藏傷害、保護與改造：必須對油氣層傷害程度進行評價（用試井分析方法

28、），并提出保護和改造油氣層的具體措施，如分析確定壓裂、酸化等改造措施效果。（3）產(chǎn)能分布特征：由于油氣藏的非均質性，油氣藏各部位及層段產(chǎn)能也有很大差異，為合理布井和充分發(fā)揮各層段出油氣能力，找出主力及非主流部位，區(qū)別主要油氣層和差油氣層，以便制定合理措施，開采出各類油氣層中的油氣資源。壓力降落試井： 油井以定產(chǎn)量進行生產(chǎn)，油井井底壓力不斷降低，記錄壓力隨時間的變化關系（適于新開發(fā)井或油井關井時間長到已達到周圍地層壓力穩(wěn)定后）。壓力恢復試井：油井生產(chǎn)一段時間后，突然關井測取關井后井底壓力隨時間的變化關系。 水驅特征曲線： 甲型水驅曲線 乙型水驅曲線 比采油指數(shù)與有效滲透率的關系：理論分析表明，當

29、各油田各井層的污染程度相同時，比采油指數(shù)與有效滲透率的關系嚴格遵循過坐標原點的線性關系，其方程為4.2 合理產(chǎn)能預測油氣井以多大的產(chǎn)量投入生產(chǎn)，是一個復雜的技術經(jīng)濟問題，可以從以下幾個方面考慮確定：（1）根據(jù)系統(tǒng)試井流入動態(tài)曲線選擇合理的生產(chǎn)壓差，計算采油指數(shù)及每米采油指數(shù)。按布井范圍內可投入開發(fā)的厚度計算單井日產(chǎn)油量；（2）氣頂油藏、底水油藏、氣頂?shù)姿筒?，必須計算油井極限產(chǎn)量和極限壓差，結合經(jīng)濟條件選擇單井日產(chǎn)量；（3）低滲透、特低滲透油田，單井日產(chǎn)量的確定應考慮增產(chǎn)措施的效果；（4）注水開發(fā)油田還需要考慮注采平衡要求，分析流入動態(tài)曲線特征，對全油田壓力系統(tǒng)進行優(yōu)化；（5）合理單井日產(chǎn)油量

30、的確定還受采油速度及穩(wěn)產(chǎn)年限要求的約束，常需對多種方案進行分析、優(yōu)化后確定。此外，還要考慮：（1）油氣井產(chǎn)量必須大于經(jīng)濟極限產(chǎn)量；（2）PwfPb防止井底出現(xiàn)兩相區(qū)而增加滲流阻力；（3）油氣井產(chǎn)量不能過高，生產(chǎn)壓差不能過大，以防止井底出砂、坍塌等；（4）油氣井產(chǎn)量應充分利用油氣藏能量并發(fā)揮其產(chǎn)能；（5）井底流壓應保持流體的有效舉升。注采系統(tǒng)為反九點系統(tǒng)，回收年限為3年，經(jīng)濟極限產(chǎn)油量為19.8104t/a，采油速度為1.6%，根據(jù)實際情況，綜合選取采油速度為1.7%，則產(chǎn)油量為20.8104t/a，單井產(chǎn)油量為21.11t/d(25.8m3/d，采油井27口，見開發(fā)調整方案設計和油田經(jīng)濟評價)

31、。第五章 開發(fā)（調整）方案設計5.1 開發(fā)（調整）方式根據(jù)物質平衡方程可以判斷天然能量的大小：則有，所以天然能量比較充足，但是由于馬嶺油田屬于層狀特低滲透型油藏，平均滲透率僅為1.3mD，且該油藏是由下部的河流充填式沉積發(fā)展為上部的三角洲，沼澤沉積相，在這樣的沉積環(huán)境中，砂體沉積小，側向連續(xù)性差，地層不能形成良好的滲流條件，依靠天然能量開采，采收率低，因此從經(jīng)濟效益看來必須用人工注水開采方式。根據(jù)地質資料反應，該油藏的地飽壓差大，邊水不活躍，且根據(jù)已給的參數(shù)知道有，則該油藏為欠飽和油藏，驅動方式為彈性水壓驅動類型。 5.2 開發(fā)（調整）層系 開發(fā)層系的劃分，既要達到縱向上波及體積提高，又要有最

32、佳的經(jīng)濟效益，根據(jù)層系劃分原則，一個獨立開發(fā)的層系應該具有一定的地質儲量，根據(jù)容積法計算， 且兩個層系相互獨立，又因為兩個油層的孔隙度，含油飽和度相近，均屬低滲透型油藏，原油性質相近，屬于一個壓力系統(tǒng)，單井采油能力低等特點，可以設計一個開發(fā)層系分層注水，合層開發(fā)。5.3 開發(fā)（調整）井網(wǎng) 合理的開發(fā)井網(wǎng)是高效開發(fā)油田的重要條件之一，對于像馬嶺油田這樣的特低滲，非均質性比較明顯的非常規(guī)性油田，需要確定一套合理的開發(fā)井網(wǎng)。根據(jù)此油田的地質特征和儲層的物性參數(shù)，此油田的井網(wǎng)部署需要從以下幾個方面來考慮：1） 井網(wǎng)要能最有效的控制住油藏的儲量。2） 井網(wǎng)能保證達到一定的生產(chǎn)規(guī)模和一定的穩(wěn)產(chǎn)期。3） 要

33、能保證盡可能高的采收率。4） 鉆井投資及工作量最小。5） 為開發(fā)后期調整留有余地。根據(jù)資料顯示，在此區(qū)塊的早期開發(fā)采用面積注水開發(fā)試驗，采用600m井距，反九點不規(guī)則面積注水井網(wǎng)投入開發(fā)，隨著油田衰竭式的開采，采收率逐漸降低，因此在原井網(wǎng)的基礎上進行了加密調整，用數(shù)值模擬計算了主力油層，不同井距（300，400，500，600），不同井網(wǎng)（五點法，反七點法，反九點法）的12個方案，從計算結果及經(jīng)濟效益看來，井距增大，打井少，效益好。反七點法效益最差，同一井距五點法比反九點法效益好。對比結果認為：300，400m五點法和反九點法，500m反九點法5個方案可以選用。但是，此5個開發(fā)方案中，可采程度

34、差別比較大。經(jīng)過模擬計算，在同一開發(fā)年限下（45年），400m反九點法的含水率，日注水，累積產(chǎn)水，注入倍數(shù)均為最小，采出程度，累積采油量均為最大，在含水率為95%時的開采年限超過了45年，所以采用400m反九點法為最佳方案。反九點法的井網(wǎng)分布為：每一個注水單元為一個正方形，其中有一口注水井和八口開發(fā)井。注水井位于注水單元中央，四口生產(chǎn)井分布在四個角上（稱為角井），另四口井布于正方形的四個邊上（稱為邊井）。其注采井數(shù)比為1：3。但是隨著油田的開發(fā)，井距還應該根據(jù)開發(fā)現(xiàn)狀和剩余油分布進行適當加密。5.4 開發(fā)指標的預測和評價由于已知，則此油藏為欠飽和油藏，且該油藏的驅動方式為未飽和油藏的天然彈性水

35、壓驅動。該油藏的條件為：，系數(shù)m=0，。則該油藏的簡化物質平衡方程式為：其中天然水侵量 人工注水量則可以利用物質平衡方程對此油田做一動態(tài)預測。5.4.1 確定采出程度原油累積產(chǎn)量的公式為:在注水保持地層壓力下，則上式可以簡化為：此時，假定此油田現(xiàn)在處于高含水采油期，且目前的含水率約為60%90%，在此假定。則可以計算得馬嶺油田目前的采出程度為：5.4.2 開發(fā)現(xiàn)狀就油田開發(fā)全過程而言，任何油田的開發(fā)都要經(jīng)歷產(chǎn)量上升、產(chǎn)量穩(wěn)定、產(chǎn)量遞減三個階段，馬嶺油田現(xiàn)在已經(jīng)進入高含水開采階段(油井產(chǎn)量占總產(chǎn)量地2/3)，進行含水類型的擬合，其結果均屬于S凹型（有S型，S凹型，凹型三種類型），擬合得相關的S凹

36、型曲線，有公式: 其中平均采出程度含水上升率公式為：由于馬嶺油田各區(qū)塊與其它油田含水曲線具有共同特征，即沒有無水采油期的S凹型含水曲線類型，只是初始含水的高低影響各油田的采收率。圖5.1含水率上升與含水率的關系曲線大致圖5.4.3 可采儲量和最終采收率的確定由于注水開發(fā)油田，其開發(fā)指標間存在著線性的關系式，在注水開發(fā)油田的過程中，可以根據(jù)實際的資料，利用線性回歸法求得和的實際關系式，用此對該層系未來動態(tài)進行預測。當注水開發(fā)實驗結束時，可根據(jù)此時的含水率得知（例如含水為95%或98%等）累積產(chǎn)水量（）和水油比（），進一步根據(jù)甲型水驅特征公式推倒求得可采儲量（）和最終采收率（）。5.4.4 高含水

37、期開采馬嶺油田開發(fā)已經(jīng)十幾年，已從低含水開采進入了中高含水開采期，從實際資料來看，油田開發(fā)效果是好的，從主力油層的開采實踐中，認為該階段除繼續(xù)對致密層挖潛外，應考慮改變注水方式及開展三次采油試驗來挖潛高含水層、剩余油較多的儲層的潛力。5.5 注采壓力系統(tǒng)注水開發(fā)油田需要取得好的開發(fā)效果，除了合理的注采井網(wǎng)外，還要建立合理的注采壓力系統(tǒng)，需要滿足油田開采速度所需要的注采壓差，必須達到注采壓力系統(tǒng)的平衡。5.6 產(chǎn)能評價在確定此區(qū)塊采用400m井距，反九點法的井網(wǎng)，做出符合上述條件下的不同含水，不同壓力下的注采壓力平衡圖（IPR曲線），由此可以確定出不同含水時，滿足注采平衡條件的最大產(chǎn)液量及地層壓

38、力界限。馬嶺油田的反九點法的注采井數(shù)比為1:3（例如9口注水井，27口采油井），做其相應的IPR曲線，從曲線上求出不同含水時達到注采平衡條件下的最大采液速度及地層壓力界限值，再做出給定的不同采油速度與含水關系曲線，由此圖可以求得任意一地層壓力下，不同含水時的最大采液量。5.6.1單井產(chǎn)能測試特點及結果在目前的條件下，酸化是油井正常投產(chǎn)的必備條件，起初，酸化的規(guī)模可能很小，僅能起到溶解的作用，但是，隨著酸化技術的發(fā)展，油層進一步改造，預計產(chǎn)能還有潛力。由于馬嶺油田屬于特低滲透型油田，因此僅依靠純注水來提高原油的生產(chǎn)能力還有一定的開發(fā)難度。壓裂改造是提高低滲透油層生產(chǎn)的基本手段已被理論和實踐所證實

39、。油井投產(chǎn)后需要通過壓裂來擴大有效體積系數(shù)來提高各分層的驅替效果：使油藏的開采程度進一步得到提高。5.6.2油井合理配產(chǎn)方法和穩(wěn)產(chǎn)法對油井合理配產(chǎn)是高效開發(fā)油田的一個重要環(huán)節(jié)。各種配產(chǎn)方法為油井和分階段實施方案配產(chǎn)提供了可靠曲線。經(jīng)常采用的方法有：經(jīng)驗統(tǒng)計法，采油曲線法，雙目標優(yōu)化法，協(xié)調配產(chǎn)法，擬穩(wěn)態(tài)法，物質平衡法（MBE），數(shù)值模擬法，試采評價等方法。其中，采油曲線法是從油井二項產(chǎn)能出發(fā)，油井生產(chǎn)壓差為地層壓力和油井產(chǎn)量Q的函數(shù)。當?shù)貙訅毫σ欢〞r，生產(chǎn)壓差僅使油井產(chǎn)量的函數(shù)，當產(chǎn)量Q較小時，油井生產(chǎn)壓差與產(chǎn)量Q的生產(chǎn)關系呈直線關系，P與Q呈曲線關系且凹向壓差軸,將偏離直線的那一點產(chǎn)量作為油

40、井配產(chǎn)產(chǎn)量的配產(chǎn)方法就是采油曲線配產(chǎn)法。物質平衡法是利用物質平衡方程結合二項式采油方程: 對油井的生產(chǎn)動態(tài)預測前面已經(jīng)提到，此油層為不封閉型欠飽和油藏，驅動方式為彈性水壓驅動，其物質平衡方程為：，以該井的最低井底流壓及穩(wěn)產(chǎn)時間大于10年為限制條件，當油井以某一產(chǎn)量生產(chǎn)，其井底壓力達到最小值時的生產(chǎn)時間大于10年，則認為油井的這一產(chǎn)量為該油田的穩(wěn)產(chǎn)產(chǎn)量，經(jīng)計算，馬嶺油田的穩(wěn)產(chǎn)產(chǎn)量為43.685910t第六章 油田經(jīng)濟評價6.1 投資估算與預測 本項目投資估算包括固定資產(chǎn)投資估算、建設期利息估算及流動資金估算。（一）固定資產(chǎn)投資估算1勘探投資按照本項目動用中部油田探明儲量的比例，考慮到利用已5口井

41、的投資進行估算，該項目的勘探投資估算為5000萬元。2.開發(fā)井投資本油田開發(fā)鉆井36口，成本每米4000元，平均井深3018米，估算開發(fā)鉆井投資為43459萬元。3地面建設投資地面建設投資為鉆井投資的50%，估算為21730萬元。（二）流動資金流動資金按固定資產(chǎn)投資的3%估算，估算值為2106萬元。6.2 經(jīng)濟評價 本項目經(jīng)濟評價是依據(jù)國家計委、建設部建設項目經(jīng)濟平均方法與參數(shù)（1993年7月第二版）、石油工業(yè)建設項目經(jīng)濟評價方法與參數(shù)的規(guī)定及有關政策進行的，主要考察該項目的獲利能力、清償能力及負債情況，以判斷項目在財務上的可行性。（一）采油成本估算1. 成本估算依據(jù) 開發(fā)及地面建設方案 全行業(yè)油氣成本資料 其他有關資料2本開發(fā)項目生產(chǎn)期分自然穩(wěn)產(chǎn)齊、調整穩(wěn)產(chǎn)期等階段 折舊費：固定資產(chǎn)形成率80%，綜合殘值率3%，綜合折舊年限為9年，固定資產(chǎn)折舊費每噸原油100元。 儲量使用費：按每噸原油59元，每千方氣5元計算。 操作費用：包括材料費、燃料費、動力費、井下作業(yè)費、注水費、三脫費、維護費等，合計每噸油356元。（二）銷售收入及稅金估算1銷售收入按商品率95%計算，產(chǎn)品價格為每噸油3271元，每方氣1.98元計算。2稅金 按產(chǎn)品銷售稅率5%計算 （三）財務評介及結果 按照建設項目經(jīng)濟評價方法與參數(shù)