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1、石油工程综合训练XX油田MM断块油藏工程方案设计学 院：车辆与能源学院专业：石油工程姓名：龙振平学号：100113040001指导教师： 马平华讲师答辩日期： 2014年1年17日目录1.开发原则 32.开发方式 42.1 开发方式论证 42.2 注入方式和时机选择 43. 开发层系与井网井距 53.1 开发层系 53.2 井型、井网与井距 73.2.1 井型的确定 74. 开发井的生产和注入能力 124.1 开发井的生产能力 124.2注水井的注入能力 135. 采收率及可采储量 145.1 采收率计算 145.2 可采储量计算 176. 油藏工程方案比较与推荐 176.1方案比较论证 17
2、6.2推荐方案描述与推荐 227. 开发潜力与风险分析 277.1 开发潜力 277.2 风险分析 278.方案实施要求 288.1钻井及完井 288.2油井投产要求 28参考文献 28油藏工程方案1.开发原则根据有关开发方针、政策，综合考虑以下因素，提出油田开发原则：（1）充分考虑油田的地质特点；（2）充分利用油气资源，保证油田有较高的经济采收率；（3）采用合理的采油速度；（4）合理利用油田的天然能量；（5）充分吸收类似油田的开发经验；（6）确保油田开发有较好的经济效益。2.开发方式2.1 开发方式论证试采分析表明，Ml油井初期产量较高，这说明油藏具有一定的天然能 量，利用借鉴高压物性资料及
3、经验公式计算，该块油藏弹性采收率为 13.35%，因此考虑到经济效益，在开发方式上初期采用天然能量开发，后 期天然能量降低，产量下降，并且油藏具有边底水，由油水相渗曲线（图 2.1）可得束缚水饱和度 Swr 为 0.4，所以可采用注水方式开采。M2 井采用注水方式开采，产量逐渐升高然后保持一个较高的稳定状态。综合Ml井M2井实验室资料和生产资料分析，该地区应采用注2.2 注入方式和时机选择M 油藏油层主要呈条带状分布，形态不规则，同时油层受断层控制，为典型特低渗透非均质油藏，因此，采用面积注水方式比较适用。 鉴于油藏天然能量不足，宜采取早期注水措施。图 2.l 油水相渗曲线3. 开发层系与井网
4、井距3.1 开发层系(1) 一套独立的开发层系应该具有一定的储量，以保证油井具有一定的生产能力， hl0m,Gl0 万吨；(2) 两套开发层系之间应具有良好的隔层，在注水开发条件下，两套 开发层系不能够严格的分开，以避免层系之间发生水窜，影响分采效果；(3) 同一开发层系内各小层的物理性质相似，尤其是渗透率相接近， 以防注水过程中形成严重的单层突进；(4) 同一开发层系内各油层的油水分布、原油性质、压力系统应当接 近；(5) 划分开发层系时，应当考虑当前采油工艺技术水平，同一油藏中 相邻油层应当尽可能组合在一起，以便进行井下工艺措施，尽量发挥井下 工艺措施的作用，不要将开发层系划分得过细，即可
5、少钻井，又便于管理， 又能达到同样的开发效果；(6) 多油层油田当具有以下地质特征时，不能用一套开发层系开发： 储层岩性和物性差别大； 油气的物理化学性质不同； 油层的压力系统和驱动方式不同 油层的层数太多，含层段过大。针对M1,M2井油层的发育特点及试采井生产特点，确定采用一套层系 开发较为合理。依据如下：(1) 油层分布面积大、单储系数小该块Es33油层含油面积面积4.74km2，单储系数小，为4.06x104 (km2m)，故按一套层系进行开发较为合理。(2) 一套层系开发可使油井保持一定的生产能力Es33油层平均有效厚度为4.07m，油层集中，按一套层系开发方可使 油井保持一定的生产能
6、力。综上所述，Es33油层按一套层系开发较为合理。3.2 井型、井网与井距3.2.1 井型的确定应用水平井开发的可行性：(1) Es33油藏条件适合部署水平井(见表3.1)表 3.1 水平井静态参数筛选标准项目标准参数目标区参数油藏类型裂缝性油藏、有气顶或底水油藏、薄层油藏、稠油油藏层状构造油藏埋藏深度(m)1000400026802913m油层厚度104.07地层系数kxh1001020(2) 利用水平井开发同类型油藏已取得较好效果(见表3.2)表 3.2 胜利水平井应用效果统计表(3) 水平井可获得较高产能由于水平井控制面积大，相应增加了井筒的泄油面积，提高油井产能序号油臧类型井数初期平均
7、单井生产情况目前平均单井生产情况累积产油量(104t)(口)(%)日液(t/d)日油(t/d)含水(%)日液(t/d)日油(t/d)含水(%)1裂缝287.838.717.654.630.94.585.320.42稠油8724.263.830.652.041.64.190.193.63屋脊断块8122.656.640.728.2128.421.283.5195.64边底水断块6217.333.419.342.2124.59.292.664.55构造岩性143.955.923.757.670.112.182.713.56层状123.349.240.817.226.56.974.128.27低渗透
8、154.227.710.562.023.24.779.77.28薄层薄互层205.635.220.142.868.413.280.715.99整装厚层正韵律349.559.622.662.169.716.875.932.810地层不整合61.714.411.917.118.39.150.20.8合计35910049.527.444.784.412.285.5472.43.2.2 井网与井距的确定(1)井距的估算根据前苏联PH季雅舍夫统计罗马什金油田不同渗透率层和泄油半径 的经验关系式：Re=171.8+530K (3.1)式中：Re泄油半径，m ；K平均渗透率,小数。Es33断块平均渗透率为3
9、.4x10-3 “血，由此计算其泄油半径为173.602m，则实际井距不应大于348m。(2) 经济合理井网密度的确定 合理井网密度的确定，要综合考虑开发效果及经济效益。随着井距减 小、井网密度加大，水驱的控制程度及最终采收率增加，开发效果变好。 但是随着井网密度的升高，需要更多钻井，经济投入大大增加，将使经济 效益变差。因而在确定合理井网密度时，既要有较好的开发效果，同时又 要在经济上有良好的回报和效益。这就要求首先确定经济合理的井网密度。首先利用投入产出理论确定经济极限井网密度及经济最佳井网密度。 经济极限井网密度是指总产出与总投入相等时的井网密度；经济最佳井网 密度是指总利润最大时的井网
10、密度。一定井网密度下的总投入为：Cin=AS(ID+IB+IC)(1+R)T/2(3.2)该井网密度下的总产出为：Cout=NERwiC(P-O)(3.3)式中:A:含油面积，km2；S:井网密度，井/km2 ；R: 投资贷款利率；T: 开发评价年限， a，ID: 平均单井钻井投资， 104元/井，IB: 单井地面建设投资， 104元/井；IC: 采油工程投资，104 元/井；ER: 水驱采收率；wi: 可采储量采出程度；P:税后原油价格，元/t;0:操作费，元代。水驱采收率 ER 与井网密度的关系ER=EDe-a/s(3.4)其中：a=100*0.1814/(k/u)0.4218(3.5)式
11、中：Er：驱油效率；a:井网指数，井/km2。根据投入产出，总利润为:G=NEDe-a/swiC(P-0)-AS(ID+IB+IC)(1+R)T/2=A(ID+IB+IC)(1+R)T/2(ke-a/s-S)(3.6)式中：k=NEDwiC(P-0)/A(ID+IB+IC)(1+R)T/2(3.7)经济极限井网密度：ke-a/s-S=0(3.8)经济最佳井网密度：ka/(S2)e-a/s-1.0=0（3.9）根据上述投入产出理论，结合研究区块的地质属性，从而得出经济合理 的井网密度。根据区块储层物性，储层平均渗透率15.24md,油相平均粘度 2.11,可知a= 8.429井/km2 ；水驱油
12、效率为0.45；原油价格选取近五年国 际原油平均价格77.47美元/桶（3790元/吨），应缴纳税费种及税率有增值税 （17%）、教育附加费（取增值税的 3%）、城市建设附加费（取增值税的 7%）、 企业所得税（25%）及资源税（原油 24元/吨）。原油增值税 17%。银行贷款年利率目前为 6.38%，单井投资总额 （ID+IC+IB）取为434万元。开发评估年限为8年，8年内可采储量采出程 度为0.8。代入公式，得出经济极限井网密度为11.87 井/km2，经济最佳 井网密度为8.87井/km2，经济极限井网密度及经济最佳井网密度如图3.1 及图 3.2所示。由于断块油藏非均质性较强，单井控
13、制储量的能力较弱。所以在保持 一定的采油速度的前提下，应适当把井网密度加大， 单井生产压差减小， 并构成完整的注采系统，对提高该边底水油藏的采收率是有利的，故本研 究中采用经济极限井网密度。图 3.1 利润随井网密度变化情况图 3.2 利润偏导随井网密度变化情况4. 开发井的生产和注入能力4.1 开发井的生产能力油气井以多大的产量投入生产，是一个十分复杂的技术经济问题，一 般说来，应从以下几个方面加以考虑：(1)油气井产量必须大于经济极限产量；(2) PwfPb或PwfPd，以防止井底出现二相区而增加渗流阻力、消耗 过多的驱替能量；( 3)油气井产量不能过高、生产压差不能过大，不能在井底附近产
14、生明 显的非达西流动和井底坍塌以及套管损坏、井底出砂等工程问题；( 4)油气井产量应充分利用油气藏能量并能发挥油气井产能；( 5)井底流压应保证流体的有效举升；(6)油气井产量应能保证注入能力得到及时的补充面压力水平得到较好 的保持。注水开发中，产液量计算公式为：”(4.1)式中：qL：井的产液量，t/d ；JL：采液指数，t/(d?MPa)；:生产压差，MPa。根据油田M1和M2井的E3s3的单层试油试采以及油层物性流体PVT分析资料综合储层的产能特征，建立油组平均采油指数，作为方案设计产能的依据，见表4.1.最终单井产能为5.6t/d，见表4.2表 4.1 采油指数井号有效厚度地层压力流压生产压差日产油采油指数(m)(Mpa)(Mpa)(Mpa)(t/d)(t/d-MpaM16.6032.
