油藏工程课程设计 1

基础数据资料

1、油区：胜利

2、油藏几何参数及各小层物性（见表1） 3、班号：3；班里序号：15

表1 油藏基本参数表

注：第10层底部深度为2263m，钻井过程中要预留20m沉砂口袋。地层压力梯度：0.1MPa/10m；地温梯度：3.7°C/100m。

4、流体物性

地面条件下油水密度：o0.9 g/cm3 w1.0 g/cm3 地层条件下油水粘度：

o4020 mPa•s=(40+15/20) mPa•s=40.75 mPa•s w0.440 mPa•s=(0.4+3/40) mPa•s=0.48 mPa•s

地层泡点压力：pb18 MPa

原油体积系数：Bo1.08 水的体积系数：Bw1.0 5、油水相渗关系（见表2）

表2 油水相渗数据表

6、井眼半径：0.1m 7、油水井操作条件

注采压差：3MPa 注采比：1：1 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 8、常用经济指标

钻井成本：1500元/m 注水单价：6元/m3 输油单价：60元/t

生产维护费：180元/t

油水井作业费用：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：2200元/t 贷款利率：5.48% 存款利率：1.98%

第一章油田概况

1. 油藏地质描述

本地区是胜利油田某区块，含油面积5.38 km2。具有10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0.3328，最大0.3552，平均孔隙度（按厚度加权平均）为0.3399；渗透率也不均衡，最小202.5md，最大668.8md，平均渗透率（按厚度加权平均）为442.9md。束缚水饱和度为0.32，残余油饱和度为0.2。

地层压力梯度：0.1MPa/10m；地温梯度：3.7°C/100m，地层泡点压力：pb18 Mpa，地层条件下油水粘度分别为40.75 mPa•s和0.48 mPa•s，地面条件下油水密度0.9 g/cm3和1.0 g/cm3 2．油藏纵向非均质性评价

表1-1 油层非均质性数据表

各小层渗透率在纵向上的变化见图1-1

图1-1

一．油层纵向非均质性评价 1. 储层渗透率变异系数：

储层非均质系数：

1k

21n

k0.320.5i

ni1

，所以，储层非均质性弱。

k

Kmax668.8

1.51

K442.9

3. 储层渗透率级差：

kmax668.8k3.30，级差比较小，储层非均质性弱。

kmin202.5

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202.5——668.8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.

地层压力梯度：0.1MPa/10m；地温梯度：3.7°C/100m，地层泡点压力： pb18 Mpa。1. 流体物性

地面条件下油水密度：o0.9 g/cm3 w1.0 g/cm3 地层条件下油水粘度：o=40.75 mPa•s w =0.48 mPa•s 原油体积系数：Bo1.08 水的体积系数：Bw1.0 2. 渗流物性：相渗曲线见图1-2

图1-2

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>60%,束缚水饱和度Swi下的水相相对渗透率Krw=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。

四．计算油藏的地质储量

采用容积法对本区块进行储量估算由储量计算公式Noip

100Ah(1Swi)o/Bo（104t），带入数据，各小层

储量见表1-3，地质储量为：3683.812（104t）。储量丰度公式为

oN/A100h(1Swi)o/Bo，带入数据可得储量丰度为：684.7234（104t/km2），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1-3

小层储量

t（10 )

274.5172 308.6226 340.8769 334.1656 415.6034 319.5978 350.1199 439.336 457.6128 443.3597

第二章层系划分和组合论证

一．层系划分的原则

1、同一层系内的油层物性应当接近，尤其渗透率要接近。 2、一个独立的开发层系应具有一定的厚度和储量。 3、各开发层系间必须具有良好的隔层。

4、要考虑到采油工艺技术水平，相邻油层尽可能组合在一起。 5、油层的构造形态、油水边界、压力系统和原油物性比较接近。

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，油层的联通系数为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，层内非均质性小，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。

第三章注采方式的选择

注水方式选择：采用排状注水。

第四章计算排状注水的开发指标

1、求初始产量，并根据油田产能要求确定油井数及水井数 (1) 计算初始产量，假设流动为一维流动。每一小层的初始产量为：

qoi

kkroAp

，其中A=ah，h为每一小层 oL

厚度。代入数据，得各小层的初始产量见表4-1。表4-1

10^-6qoi(m3/s)

12.64569018 24.84168405 35.7492184 45.54307546 58.66437423 50.40618405 42.29700736 41.22821595 36.49050552 28.83432699

(2) 油井数和水井数：

NBoivo

n

油田总的生产井数n： 3002qo

，带入数据计算的：n=113.1847。

2、计算井距及排距：

1 A

A ，带入数据得：L=218.0205，a=109.0103。

La

n2n

3、计算前缘含水饱和度：

krw(i)

f w (i)

w

rww



roo

dfwfw(i1)fw(i1)fw(i)

dSS(i1)S(i1)www

代入数据，计算得表4-2 表4-2

fw(i) 0

0.197588 0.488533 0.686559 0.804608 0.875104 0.918679 0.946438 0.95645 0.964649 0.971387 0.976874 0.981515 0.985246 0.988465 0.991009 0.993224 0.994967 0.997615

0.999256

4、计算见水前开发指标 (1) 求非活塞因子E

Ekro(Swc)

'fw(swf)

kro(sw)krw(sw)

w

dfw'(sw)

（2）求无因次见水时间tDf，通过有因次化得到见水时间tf。 t

swf2fwfwswf2

代入数据计算得：tDf0.084722，tf2.491834 （3）以一年为一个点计算见水前的开发指标。

无因次参数tD、VD、qD，→通过参数的有因次化，计算油田总的开发指

标，数据表见表4-3

表4-3

见水前开发指标见表4-4

5、计算见水后开发指标（1）计算无因次开发时间tDe。

（2）计算无因次开发指标tD（tDtDetDf）、VD、qD和VoD→参数，并进行有因次化，计算油田总的开发指标（其中日产油量qoq1fw），数据表见表4-5。

表4-5