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1、油藏工程课程设计报告 班级：姓名：*学号： 指导老师：* 单位：中国地质大学能源学院 日期：2008年3月2日目 录第一章 油藏地质评价 1第二章 储量计算与评价 8第三章 油气藏产能评价 10第四章 开发方案设计14第五章 油气藏开发指标计算17第六章 经济评价22第七章 最佳方案确定25第八章 方案实施要求25第一章 油（气）藏地质评价一个构造或地区在完钻第一口探井发现工业油气流后，即开始了油气藏评价阶段。油气藏评价，主要是根据地质资料、地震资料、测井资料、测试资料、取芯资料、岩芯分析、流体化验和试采等资料，对油气藏进行综合分析研究、认识、评价和描述油藏，搞清油气藏的地质特征，查明油气藏的
2、储量规模；形成油气藏（井）的产能特征，初步研究油气藏开发的可行性，为科学开发方案的编制提供依据。一、油气藏地质特征 利用Petrel软件对cugb油藏进行地质建模，得出cugb油藏的三维地质构造图（见图1-1）。图1-1 cugb油藏三维地质构造图（一）构造特征 由图知：此构造模型为中央突起，西南和东北方向延伸平缓，东南和西北方向陡峭，为典型的背斜构造；在东南和西北方向分别被两条大断裂所断开，圈闭明显受断层控制，故构造命名为“断背斜构造”。 (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。 (2) 圈闭研究：闭合面积：4.07km，闭
3、合幅度150m。 （3）断层研究：两条断层，其中西北断层延伸4.89km，东南断层延伸2.836km。(二) 油气层特征： 井号井深(m)厚度(m)R（ m）孔隙度（）C14835-4875403.820C24810-4850403.719.5C34900-4930303.7204930-4940100.610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493
4、0-(6+94)=4830.0m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1-2）。水水C1C2C340m40m30m油-4810m-4900m-4835m 图1-2 CUGB油藏构造图(三) 储层岩石物性特征分析表1-1 储层物性参数表成分石英长石岩屑泥质灰质含量76%4%20%5%7%1岩石矿物分析：由C井中的50块样品，C中的60块样品，C井的70块样品的分析结果：石英76%，长石4%，岩屑20%（其中泥质5%，灰质7%）。可推断该层段岩石为：岩屑质石英砂岩。粒径(mm)10含量(%)4.039.1429.536.5512.723.053.231.290.4
5、9表1-2 储层粒度分析数据 2储层岩石粒度分析结果：含量最多的粒径为0.25mm0.5mm为细砂岩。0.01的泥质含量为4.03%属于泥质胶结物，接触式胶结（胶结物含量5%）固结程度不高。3粘土矿物含量平均3.93%，其中高岭石75%，绿泥石8%，伊利石15%。4岩石物性： 孔隙度：k=（20%+20%+19.5%）/3=19.67%，孔隙度较大。 渗透率：（200+210+190）/3=200（mD）较好，以颗粒支撑的粒间孔隙的砂岩储层。故为高孔低渗油藏。表1-3 储层岩石(砂岩)孔隙度评价表井号厚度(m)渗透率k(mD)孔隙度（）VC140200200.4C24021019.50.3C3
6、30190200.5孔隙度/%20储层评价极差差一般好特好（四）储层非均质性分析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：Vk=0.39,表示非均质程度较弱；渗透率突进系数：T=1.05, T0.700.400.700.100.400.050.100.900.700.900.500.700.300.500.050.300.05二、油气藏流体性质分析油气藏流体性质主要研究的内容包括：1 油气水关系：存在边水和底水，无隔夹层，油藏压力高于泡点压力，没有气顶，含有溶解
7、气；油水界面海拔为-4830m。2 油气水常规物性：地面脱气原油粘度：uos = 6.5mpa*s ；脱气原油密度：pos =0.87g/cm3 ；凝固点TS =200 C；含蜡：4.03%；含硫：0.7%；胶+沥青：10%；初馏点：500C天然气相对密度：r g=0.98；天然气组成见下表：表1-6 天然气性质数据表组分C1C2C3C4C5C6N2CO2air含量40%6%4%3%1%1%20%25%15%地层水密度：=1.10, pH=6.5总矿化度：TSD=243869ppm由=1为氯化钙水型，为深层封闭环境（气田水）（对照油层物理P17）。 表1-7 地层水性质数据离子Na+Ca+Mg
8、+Cl-SO42-HCO3-ppm846418935502148220235693 油气水高压物性：原始地层压力下的体积系数Boi=1.08，溶解气油比(m3/m3); 饱和压力下的体积系数Bob=1.12地层水粘度uw=0.64mpa*s求解：饱和压力下的原油体积系数Bob Standing利用美国加利弗尼亚州的原油和天然气的分析样品，建立了计算饱和压力下原油体积系数的如下相关经验公式：；求解：地层水的粘度uw主要受地层温度、地层水矿化度的影响，而底层压力的影响很小。经验公式计算地层水粘度： 式中： ；式中 地层水粘度，mPas； tR地层温度，C； PR地层压力，Mpa；SC地层水矿化度，
9、%。以上两公式适应本油藏实际条件（陈元千著现代油藏工程P17、P24）。 三、油气藏压力和温度表8 静压和静温测试数据测点深度（m）测点压力（Mpa)测点温度(摄氏度)C1C2C3C1C2C3480052.6452.5352.09120120.8119.8450050.2950.1849.74113.8113.6113.9420047.9447.8347.39107.5107.9107.4390045.5945.4845.04101.3101.1101.4360043.2343.1242.6895.195.295.3330040.8840.7740.3392.99392.8测试日期2007.0
10、62007.092007.122007.062007.092007.12利用Excel作图得井号压力梯度方程中间深度m中间压力MpaC1P=0.0078h+ 15.006485552.875C2P=0.0078h+ 14.896483052.726C3P=0.0078h+ 14.456491552.793井号温度梯度方程中间深度m中间温度（摄氏）C1T=0.0208h + 20.324855121.3C2T=0.0212h + 18.544830120.9C3T=0.0205h + 21.464915122.23300m处可能存在岩性边界，该组数据在计算压力梯度和温度梯度时舍去。压力梯度=0.784 Mpa/100m；温度梯度=2.08C/100m.四、渗流物理特性 1岩石润湿性 吸水指数0.5，吸油指数0.1，由表9可知为水湿。 润湿指数IA=Iw-Io=0.4.表9 岩石润湿性评价表润湿指数亲油弱亲油中性弱亲水亲水油湿指数10.80.70.60.50.30.400.2水湿指数00.20.30.40.50.70.610.8 2相渗曲线图1-3 油水相对渗透率曲线3毛管压力曲线 图1-4 毛管压力曲线 五、油气
