油藏开发方案设计课案

1、油藏工程方案 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176.2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

2、； (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，M1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M1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2.1油水相渗曲线3.开发层系与井网井距3.1 开发层系3.1.1层系划分与组合的原则（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，h10m,G10万吨；（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

3、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。3.1.2开发层系的确定结果及依据针对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4.06104t/（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

4、的生产能力。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kh 100 1020(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 序号油藏类型井数初期平均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

5、.757.670.112.182.713.56层状123.349.240.817.226.56.974.128.27低渗透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35910049.527.444.784.412.285.5472.4 (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。3.2.2 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3.410-3m2，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

6、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； O: 操作费, 元/t。 水驱采收率 ER与井网密度的关系： ER=EDe-a/s (3.4) 其中： a=100*

7、0.1814/(k/u)0.4218 (3.5)式中：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-O)-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

《油藏开发方案设计课案》由会员我**分享，可在线阅读，更多相关《油藏开发方案设计课案》请在金锄头文库上搜索。