关于石油工程设计参考.doc

wd...关于石油工程设计参考 目录第1章 油藏地质特征分析 11.1 地理位置及地面概况 11.2构造特征 21.3储层岩石物性特征分析 31.4流体物性分析 41.5气藏气温度和压力 41.6渗流物性特征 6第2章 储量计算及产能评价 82.1储量计算 82.2储量评价 8第3章 气藏产能评价 9第4章 开发方案设计及井网井距论证 104.1开发方式确定： 104.2开发层系划分 104.3开发速度 104.4井网及井距 10第5章 开发指标计算 115.1方案1 115.2方案2 125.3 方案3 12第6章 经济评价 13第7章 最正确方案确定 14第8章 优选的方案设计 158.1完钻井工程 158.2采气工程设计 358.3地面工程设计 49第1章 油藏地质特征分析1.1 地理位置及地面概况1.1.1地理位置地理位置位于M市B区C村东北约10公里1.1.2 自然条件1 水文条件管道经过地区除村落地段地下水埋藏较浅（0.4m～2.0m），水量较丰外，其余地段地下水埋藏较深2 气象条件工程地区属中温带大陆气候，温带半干旱草原荒漠区，具有春季多风、多发沙尘暴，夏季多温热，秋季多阴雨，冬季多干旱且漫长的特点。

降水多集中在7-9月份，以短历时大强度的雷阵雨为多夏、秋季多阴雨，是影响工程安全的主要气象因素之一夏、秋季施工应注意井场和住地防洪抗灾，防止人身、财产的损失平均气压898.1kPa年平均气温6.4℃极端最高气温40.3℃极端最低气温-24.3℃平均年降雨量250.0 mm累年平均最多风向NW地面平均温度11.1℃地面极端最高温度57.5℃地面极端最低温度-32.3℃无霜期122天左右1.1.3 地震烈度工程所在地区地震根本烈度为6度1.1.4地质条件管道途径地区波状沙丘绵延广布，地势平坦，地表起伏较小，较为开阔，不良地质现象不发育、属管道工程地质条件简单地段1.1.5 社会环境该地区位于沙漠地带附近，井场周围便道较多，多为村级道路，路面松软，不能行驶大型车辆，交通较为不便，通讯也不便利，工区西南方向有一可以提供充足电力水源的村落，但附近无配套集输设施覆盖区，故需要根据自然地理概况及有关设计标准自行设计配套集输工艺以满足生产要求1.2构造特征1 构造形态1.1 由气藏顶面构造图分析：南北向的NPEDC9、NPEDC10 砂体在平缓的西倾单斜背景下，与侧向的河流间湾泥质岩遮挡及北部上倾方向的致密岩性遮挡一起构成了大面积的岩性圈闭。

本区构造特征明显、规律性强，地层北东高-南西低，整体呈向西倾斜的单斜统计地层坡度较缓，每千米下降2-15m，没有大的构造起伏，且NPEDC9段顶面、NPEDC10 段顶面的微构造形态有很好的继承性，构造的主体根本上是向西倾斜的单斜构造，只在局部发育微幅度鼻隆构造2.构造走向背斜由北西至南东方向1.3储层岩石物性特征分析1.3.1储层岩性储层砂岩：主要为岩屑石英砂岩(占60.6%)，其次为岩屑砂岩(占22.2%)和石英砂岩(占17.2%)，成熟度中等~高，石英（46.0%~98.8%，平均82.9%）填隙物：含量平均12.6%，其中胶结物含量平均7.3%，以硅质(平均3.2%)、高岭石(平均1.9%)和含铁方解石(平均1.1%)为主，以及少量铁白云石、白云石、方解石、绿泥石、伊利石及混层、菱铁矿和黄铁矿等杂基平均5.3%，有水云母(伊利石)、绿泥石和凝灰质孔隙类型：该区块砂岩储层孔隙类型多样、演化机理复杂，依据成因可分为粒间孔、粒间溶孔、长石溶孔、岩屑溶孔、铸模孔、晶间微孔、杂基溶孔、收缩缝和微裂隙等孔隙组合：面孔率为0%~13%，平均1.5%，以岩屑溶孔为主，占52.02%，其次为晶间微孔(占15.87%)、粒间孔(占12.20%)、粒间溶孔(占10.87%)、杂基溶孔(占7.16%)。

胶结物：主要有自生粘土矿物(高岭石、伊利石、伊/蒙混层、绿泥石)、碳酸盐矿物(方解石、含铁方解石、白云石、铁白云石、菱铁矿)、硅质(次生加大和自生石英)，个别井段可见石盐、钙盐和石膏等盐类矿物1.3.2储层物性分析收集、整理并录入了研究区10口取心井100 余块样品的物性资料进展统计分析，结果说明：本区孔隙度分布在0.4～20%之间，平均7.2%；渗透率分布在0.001～2398×10-3μm2 之间，平均值0.43×10-3μm2；其中，孔隙度主要分布在5～10%之间(占56.5％)，渗透率主要分布在0.1～1 之间(占55.9％)，说明储层主体属超低渗储层1.3.3储层敏感性分析根据X衍射粘土矿物分析，本区岩石粘土矿物组成为：绿泥石(46.8%)、伊利石(31.5%)、高岭石(20.1%)、伊蒙混层(3.67%)，伊/蒙间层比<10%粘土以不同的产状充填于孔隙之中或包裹于颗粒外表，不同程度的降低了孔隙与渗透性，同时包壳的形成也不同程度地增强了颗粒的抗压强度并阻止了次生加大的形成，降低成岩作用对孔隙的影响储层与外界流体接触后，由于条件改变而发生物理、化学反响，影响储层孔隙构造，使储层渗透性变差，从而不同程度地损害储层，导致产能下降。

根据多口井的敏感性试验，本区储层具有弱-中等酸敏、弱碱敏、中等盐敏、水敏和速敏变化大，由无～强均存在1.4流体物性分析以M4井为例，地层条件下气体体积系数4.204×10-3 m3/(标)m3、气体偏差系数1.024、压缩系数2.305×10-21/MPa、粘度2.1928×10-2 mPa•s, 地面条件下气体的相对密度为0.79在参考压力13MPa条件下，水的体积系数为1.12m3/(标)m3，粘度为1.5mPa·s，压缩系数为5.61×10-5 /MPa, 岩石的压缩系数9.98×10-3/MPa地面条件下水的相对密度为1.001.5气藏气温度和压力根据资料绘图深度m测试压力mpa测点温度（摄氏）M4M5M6M4M5M6480053.2353.1753.09125130121.9460050.6450.3450.21114.9114.5114.7410048.3447.9847.56108.5108.9108.4380045.3245.2445.13102.5102.8102.6350043.9743.8743.6496.496.696.7330041.8941.7541.6793.593.293.7蓝色M4曲线；紫色M5曲线；黄色M6曲线井号压力梯度方程中间深度m中间压力mpaM4H=127.54P-1912.6486553.27134M5H=127.54P-1901.2483552.85743M6H=127.54P-1847.7492053.015井号压温度梯度方程中间深度m中间温度（摄氏）M4H=52.524t-1534.14865121.35M5H=41.752t-385.244835126.52M6H=52.729t-1491.94920122.12地层压力平均值：53.04mpa地层温度平均值：123.33摄氏1.6渗流物性特征岩石润湿性：相渗曲线：序号饱和度Sw，%气相相对渗透率krg，f水相相对渗透率krw，f1100.89402130.7820.093150.70.134180.610.175200.560.226270.50.267320.480.298350.430.39420.350.3110500.270.3211610.190.3312720.10.3413790.050.3451479.50.00010.35158000.361第2章 储量计算及产能评价2.1储量计算设计阶段的地质储量计算通常采用容积法N=A*h*孔隙度*Soi*pos/Boi参数计算储量计算单元的含气面积A：A=276.5km2平均有效孔隙度：Ф=0.072平均有效厚度H：H=20m原始含气饱和度Soi：Soi=0.8天然气密度pos：pos=0.79。

平均体积系数Boi：Boi=4.204×10-3 m3/(标)m3计算结果：N=59856.5937km3可采储量的预测ER=0.11403+0.2719㏒K-0.1355㏒（uo）+0.25596Swi-1.538*孔隙度-0.0015hK为渗透率，k=0.43×10-3μm2油藏可采储量Np=N*ER=22.41%2.2储量评价流度k/u：126.1*10∧3μm2/mp.s地质储量：59856.5937km3属于中型气田地质储量丰度：N/A=216.48是高丰度气藏油井产能：储层埋深：气藏埋深约-3624~-3694m第3章 气藏产能评价生产井产能确实定矿产产能测试法确定产能：M4M5M6q(t/d)Pwfq(t/d)Pwfq(t/d)Pwf1055110149544917548172478647245472404612044则最大产能可以确定，是IPR曲线与横轴的交点，那四口井最大产能：井号M4M5M6最大产能t/d1820.41877.11713.7四口井单位厚度产能：即最大产能除以储层厚度井号M4M5M6单位厚度最大产能t/(d*m)454623第4章 开发方案设计及井网井距论证4.1开发方式确定：1 天然能量开采的可行性：该气藏为未饱和气藏，自然能量主要是考气驱。

2人工补充能量的研究：一般主要靠弹性能量方法不可取，需要人工注水，水驱气来采取4.2开发层系划分根据指导书，我们可以把整个储层砂岩试做单层联通储层4.3开发速度一般油气田开发速度在2%-4%，试采气藏可以到达，开采速度2%-4%4.4井网及井距4.4.1 选择适宜压差气井刚刚生产时压差不宜过大，我们选择0.5mpa进展生产，到达规定生产产量可以以多打井的方式弥补单井产能确定单井产能=K*deltap*h/u=85.6t/d井数=N*ER*v/300/单井产=6井距=1000/2*（A/井数)^0.5=406m生产压差气井数水井数井距0.566407m1.0335784.4.2方案设计方案1不采用自然能量，开采速度3%，强制保持开采速度，一次性打井，后不添井，井网排状，6口气井，6口水井，开采年限30年方案2采用自然能量，开采速度3%，强制保持开采速。