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1、 周元龙周元龙 史春梅史春梅寒假数值模拟作业汇报寒假数值模拟作业汇报一、油藏概况二、模型的建立三、油藏工程论证四、数值模拟优选开发方案五、优选方案的开发效果六、经济指标七、结论八、参考文献一、油藏概况一、油藏概况1、地质构造特征该区块为长3000m，宽2000m的砂岩理想油藏（全部含油）。纵向上分为5层，每层厚度为50m，有效厚度为5m。2、储层物性特征小层深度孔隙度含油饱和度渗透率10-3m21245025000.290.7280010002250025500.290.723005003255026000.280.681001504260026500.280.6870120526502700
2、0.270.684090一、油藏概况一、油藏概况3、地质储量及理论弹性储量已知原油密度0.836，原油体积系数1.261。小层原油地质储量1415.28104t2415.28104t3378.69104t4378.69104t5365.16104t全区1953.1104t小层理论弹性储量理论弹性采收率12.696104t0.6493%22.696104t0.6493%32.420104t0.6389%42.420104t0.6389%52.351104t0.6439%全区12.582104t0.6442%(1)地质储量(2)弹性储量二、模型的建立二、模型的建立在模型网格划分时，纵向上分有5个模
3、拟层；平面上X方向有60个网格，步长50m，Y方向有40个网格，步长50m，共有网格数6040512000个 。1、静态模型的建立二、模型的建立二、模型的建立建立动态模型包括分区、初始化数据（油藏特征参数、原油PVT数据、相渗数据）等。2、动态模型的建立压力溶解油气比（m3m3）油体积系数（m3m3）ZG原油粘度（mPas）气粘度（mPas）101.32501.0970.997816.910.01251500151.1150.96811.80.0127300022.61.1330.93667.30.0131500031.51.1530.89625.40.0137780044.31.180.84
4、524.80.014917350451.2650.77193.60.0215210001.2640.75713.70.0241265001.2630.73763.80.0291325001.2590.72093.90.0356390001.2540.706340.0444460001.2490.69344.10.0564530001.2470.68254.20.0715600001.2420.6734.30.0907特征参数岩石原油水相气密度（gcm3）0.8361.0000.0012粘度（mPas）PVT表0.6压缩系数（MPa1）310551042104油藏及流体物性参数 二、模型的建立二
5、、模型的建立相对渗透率曲线三、油藏工程论证三、油藏工程论证1 1 开发方式开发方式该油藏渗透率水平方向上极差极小，具有弱非均质性。纵向上极差较大，且小层间垂向渗透率为0，因此采用两套开发层系分层开采，先利用天然能量进行开采，开采一定年限后转注。2 2 层系划分层系划分该油藏渗透率水平方向上极差极小，具有弱非均质性。然而纵向上非均质很强。表征垂向非均质性的参数有渗透率变异系数、渗透率突进系数和渗透率极差等。开发层系变异系数突进系数渗透率极差整个油藏12.8714.57第一套层系0.391.392.28第二套层系0.331.331.98三、油藏工程论证三、油藏工程论证3 井距的确定经验公式法采用常
6、规矿场经验公式的方法来确定井网密度：(1)第一套层系井网密度为8.212口km2，井距为348.9m。 (2) 第二套层系的平均渗透率为0.091m2井网密度为13.4525口km2，井距为272.6m。 4 采油速度新区采油速度与稳产时间的公式：式中：t为稳产时间，月；为稳产期平均采油速度。现确定该油藏的稳产年限为20年，计算得出合理采油速度为2.81%。 四、数值模拟优选开发方案四、数值模拟优选开发方案1 井网方案设计第一套层系有两种方案：(1)第一套开发层系采用三角形反七点法布井。第一层有采油井33口，注水井18口，设定单井产液量为24m3，注入量为44m3 ，注采比1:1。(2)(2)
7、第一套开发层系采用反五点法布井。第一层有采油井27口，注水井24口，设定单井产液量为28m3，注入量为31.5m3 ，注采比1:1。 第一层系的开发指标比较四、数值模拟优选开发方案四、数值模拟优选开发方案第二套层系有两种方案：(1)第二套开发层系采用正方形反七点法（歪四点）布井。第二层有采油井78口，注水井39口，设定单井产液量为14m3，注入量为28m3 ，注采比1:1。在地层压力下降到等于饱和压力注入。(2)第二套开发层系采用反九点法布井。第二层有采油井87口，注水井30口，设定单井产液量为12m3，注入量为34.8m3 ，注采比1:1。在地层压力下降到等于饱和压力注入。第二层系的开发指标
8、比较四、数值模拟优选开发方案四、数值模拟优选开发方案油藏前期依靠天然能量开采，当开采到天左右时，弹性采收率稳定在0.58%，如图所示，压力持续下降至175bar。2、弹性开采弹性开发指标示意图四、数值模拟优选开发方案四、数值模拟优选开发方案初步设计该油藏采用前期天然能量开采，进行一段时间后分层注水开采，后期进行转注的开发方案。现确定三种注入时机：(1)地层压力下降泡点压力以上10%开始转注，即192.5bar。(2)地层压力下降到泡点压力开始转注，即175bar。(3)地层压力下降泡点压力以下10%开始转注，即157.5bar。3、注入时机的选择四、数值模拟优选开发方案四、数值模拟优选开发方案
9、3、注入时机的选择第一套开发层系采用三角形反七点法布井。注采比为1:1。开采20年进行比较。地层压力下降泡点压力以下10%开始转注效果较好。第一层系的开发指标比较四、数值模拟优选开发方案四、数值模拟优选开发方案3、注入时机的选择第二套开发层系采用正方形反七点法（歪四点）布井。注采比为1:1。开采20年进行比较。地层压力下降泡点压力以下10%开始转注效果较好。第二层系的开发指标比较四、数值模拟优选开发方案四、数值模拟优选开发方案根据前面的比较，先确定采用地层压力下降到饱和压力以下10%是开始注水，并对注采比0.9:1 、1:1、 1.1:1进行选择。4、注采比的选择注采比为0.9：1开发效果较好
10、。第一层系的开发指标比较四、数值模拟优选开发方案四、数值模拟优选开发方案4、注采比的选择根据前面的比较，先确定采用地层压力下降到饱和压力以下10%是开始注水，并对注采比0.9:1 、1:1、 1.1:1进行选择。注采比为0.9：1开发效果较好。第二层系的开发指标比较五、优选方案开发效果五、优选方案开发效果最终确定采用地层压力下降到饱和压力以下15%是开始注水，采用第一种井网方案，即第一套开发层系采用三角形反七点法布井。第二套开发层系采用正方形反七点法（歪四点）布井。注采比为0.9:1。采油速度为2.81%。生产20年。优选方案的开发指标五、优选方案开发效果五、优选方案开发效果各小层的波及效果图
11、六、经济指标六、经济指标利用动态分析的净现值法进行评价 原油价格,元/吨1300产油各种操作费,元/m370产水处理费,元/m33注水成本,元/m313单井年操作费,万元/井25钻井费用,万元/井500贴现率0.12原油商品率0.97原油增值税率0.187资源税,元m311.1804资源税,元吨12Pt投资回收期，CI现金流入量（主要指销售收入），CO现金流出量（主要指投资、成本及销售税金），（CI-CO）t第t年的净现金流量，式中：ic称为折现率，（1+ic）-t称为折现系数，把未来金额按一定的折现率折算为现值的过程称为折现，亦称贴现。经济指标数据销售收入=累积产油量油价原油商品率=1047
12、.6 Q油元产油各种操作费=累计产油量70元/m3=70 Q油元产水处理费=累积产水量3元/m3=3Q水元注水成本=累积注水量13元/m3=13Q注元所有井总年操作费=10325万元t=2575104t元钻井费用=500万元/井168口=84000104元增值税=(1/0.187-1)销售收入=164.997 Q油元资源税=Q油11.1804元/m3=11.1804 Q油元整理后得：NPV=801.4226Q油-3Q水-13Q注-2575104t-84000104NPV=801.4226*1125104-3*192104-13*1080104-2575104t-84000104=8.03109
13、元六、经济指标六、经济指标七、结论七、结论1. 由于该油田区块垂向渗透率为0，垂向无窜流干扰，平面非均质性好，因此该油田开发年限长，采收率相当高，是高产油田。2. 注水时机在低于饱和压力的15%时产生的经济效果比高于饱和压力注水5%时产生的经济效果好。3. 注水比为0.9时的经济效果比注水比为1和1.1要好。4. 对应该油藏，采用反七点法生产效果较好。5. 合理的采油速度为2.81%，井网密度第一层系为8.212口/km2，第二层系为13.4525口/km2。八、参考文献八、参考文献1、油层物理学 杨胜来、魏军之编著2、油藏工程原理与方法 姜汉桥、姚军、姜瑞忠编著3、提高采收率原理 岳湘安、王尤富、王克亮编著4、新区采油速度与稳产时间、递减率变化关系研究 范金旺等；断块油气藏
