油藏工程毕业课程设计报告.docx
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油藏工程毕业课程设计报告
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油藏工程课程设计报告
班级:
61042
姓名:
宋博
学号:
指导老师:
李治平、刘鹏程、
鞠斌山、康志宏
单位:
中国地质大学能源学院
日期:
2008年3月2日
油藏工程课程设计报告
班级:
61042
姓名:
崔晓寰
学号:
指导老师:
李治平、刘鹏程、
鞠斌山、康志宏
油藏工程课程设计
CUGB油藏开发设计书
第一章……………………………………………………………油藏地质特征分析
第二章…………………………………………………………储量计算及产能评价
第三章…………………………………………………………油气藏产能评价
第四章………………………………………………开发方案设计及井网井距论证
第五章…………………………………………………………开发指标计算
第六章…………………………………………………………经济评价
第七章…………………………………………………………最佳方案确定
第八章…………………………………………………………方案实施要求
第一章油藏地质特征分析
一构造特征
1构造形态
1.1由图CUGB油藏砂岩顶面构造图分析得知:
此构造模型为南西至东北向平缓,南东至北西方向较陡的背斜构造,在南东北西方向分别被两条大的断裂所断开,断层对圈闭的影响也很重要,由此,该构造命名为“断背斜构造”。
1.2构造的参数
长轴长度:
L长=26*0.6km3.5=4.45km
短轴长度:
L宽=11.2*0.6km3.5=1.9km
L长:
L宽=4.45:
1.9=2.3:
1
因此,该背斜为短轴背斜;
1.3构造走向
背斜为南西至北东方向
断层为从南西至北东方向,位于背斜北西翼的断层在延伸方向上有所偏转
1.4构造顶面缓坡平缓度:
L长'=13.2*0.63.5=2.26km;
sinA=0.132.26=0.056
A=2.86deg约为3度
陡坡平缓度
L长’’=5*0.63.5=0.86km
sinB=0.130.86=0.15
B=8.6degree
2圈闭研究(如图)
圈闭面积=3.975平方公里
圈闭闭合高度=150m
划分圈闭油水界面:
根据知指导书资料2,C3井在4900.0—4930.0段R=3.7,在4930.0—4940.0段R=0.6,底层电阻率发生明显变化,高阻油层和低阻水层在4930.0处划分。
从此,油水界面定位于从测井平台为基准的4930.0m深度。
另外,根据指导书资料3,4,5中,资料5中对4930.0—4940.0m进行测试,产水。
可以进一步确定油水界面在平台基准下的4930.0m。
但是构造图是以海拔为基准,平台高出地面6m,地面海拔94m,所以平台基准的4930.0m在构造图上实际对应的等深线为4930-(6+94)=4830.0m
3断层研究
3.1断层走向为南西向北东方向延伸,断层的倾向则平面上垂直于走向为北西—南东向。
断层倾向于背斜切割关系的判断:
断层外部的断块海拔较低,背斜上升,所以偏北西翼断层向南东倾,倾向为北西。
而偏南东方向的断层向北西倾,倾向为南东向。
命名偏南东方向的断层为断层1,偏北西方向德断层为断层2
断层1的断距:
]]^0.5Kave<0.5
这反映出非均质性较弱
渗透率突进系数Tk=KmaxKave=210200=1.05<2
非均质性较弱
渗透率级差:
Jk=KmaxKmin=210190=1.105
综上三种参数分析,该砂岩储层给均质性较弱,这样利于开发。
储层敏感性分析
由指导书17,速敏指数Iv=0.08;水敏指数Iw=0.10
对照《油层物理》P表,
可以判定该砂岩储层为弱速敏,弱水敏。
二油藏流体性质分析
2.1油气水关系:
该油藏由于油藏平均压力大于泡点压力(10Mpa),所以属于一个未饱和油藏。
该油藏无气顶,地下流体为油和水,油内溶有溶解气。
由于三口井的资料不足,把该油藏的储层划作单层连通的砂岩层,则不存在夹层气。
油水界面先前已经确定在海拔-4830m处。
2.2油气水的常规物性及高压物性
由于资料严重不足,在这里只能根据现有资料和经验资料得到部分原油的物性和地层水的物性。
地面脱气原油黏度:
uos=6.5mpa.s
脱气原油密度:
pos=0.8gcm3
含蜡量:
4.03%
含硫量:
0.7%
胶质沥青质含量:
10%
天然气比重:
rg=0.98
天然气组成:
指导书12
成分
C1
C2
C3
C4
C5
C6
N2
CO2
Air
含量%
40
6
4
3
1
1
20
25
15
地层水密度:
pw=110gcm3
矿物组成及矿化度:
指导书13
PH=6.5;TSD=243896ppm
离子类型
Na+
Ca2+
Mg2+
Cl-
SO42+
HCO3-
ppm
84641
8935
502
148220
23
569
离子当量
23
20
12
35.5
48
61
当量数
3680.04
446.75
41.83
4175.21
0.48
9.33
当量比:
[Na+][Cl-]=3680.044175.21〈1
{[Cl-]-[Na+]}[Mg2+]=(4175..04)41.83〉1
故判断该油田水类型为CaCl2型(对照《油层物理》P17)
原始溶解汽油比Rs=100.5m3m3
原油体积系数:
Boi=1.08
泡点压力:
Pb=10.0Mpa
三油藏的温度和压力
资料:
测试压力(Mpa)
测点温度(摄氏)
深度m
C1
C2
C3
C1
C2
C3
4800
52.64
52.53
52.09
120
128
119.8
4500
50.29
50.18
49.74
113.8
113.6
113.9
4200
47.94
47.83
47.39
107.5
107.9
107.4
3900
45.59
45.48
45.04
101.3
101.1
101.4
3600
43.23
43.12
42.68
95.1
95.2
95.3
3300
40.88
40.77
40.33
92.9
93
92.8
根据资料的绘图
井号
压力梯度方程
中间深度m
中间压力Mpa
C1
H=127.54P-1913.8
4855
53.07198
C2
H=127.54P-1899.7
4830
52.76541
C3
H=127.54P-1843.6
4915
52.922
井号
温度梯度方程
中间深度m
中间温度(摄氏)
C1
H=52.352t-1452.2
4855
120.48
C2
H=41.642t-383.44
4830
125.20
C3
H=52.729t-1491.9
4915
121.51
底层压力平均值:
52.92Mpa
地层温度平均值:
122.40摄氏
四渗流物性特征
岩石润湿性:
指导书18润湿指数IA=Iw-Io=0.5-0.1=0.4
该储层为水湿储层
相渗曲线:
Sw
Kro
Krw
0.25
1
0
0.45
0.373
0.047
0.55
0.21
0.114
0.6
0.148
0.153
0.65
0.1
0.203
0.7
0.061
0.254
0.75
0.033
0.322
0.8
0.012
0.405
0.85
0
0.5
毛管里曲线
Sw%
25.6
26
28
30
33
40
47
53
64
75
83
100
PcMpa
0.38
0.325
0.22
0.15
0.09
0.05
0.03
0.02
0.01
0.005
0.0025
0.0005
五油气藏天然能量分析
该油藏为一个未饱和油藏,油藏平均压力明显大于泡点压力,所以在储层内的流体在无气顶的情况下是不存在气相的,那么,该储层是一个没有气顶的油藏,底层内的流体只有油和水。
天然能量包括弹性能和溶解气的能量,(对于地层水的资料严重缺乏,所以忽略一切可能的边水底水的天然能量)。
由于地层的压力情况表较稳定,可以不考虑地层异常压力的能量。
综上,天然能量包括弹性能和溶解气的能量。
第二章储量计算与产能评价
一储量计算
设计阶段的地质储量计算通常采用容积法。
N=A.,C3油层厚度30m,
由于厚度的不同,采用加权平均计算储量。
那么,在C1和C3井的中间(-4770m)进行划分,内部为厚度40米,面积为1.435平方公里
孔隙度:
C1,C3井位20%,而C2井位19.5%,由于相差不是很大,与平均的19.67%相差更是甚小,为方便计算,均以20%为准。
Soi:
根据指导书资料20,原始的含油饱和度为1-Swi=75%
Pos:
指导书10,0.8gcm3
Boi;指导书10,1.08
加权平均计算后得到结果N=1.484×10^7吨
天然气储量的计算:
由于是未饱和油藏,只有溶解气,
N=GGOR
根据指导书6,7,8的试采资料,GOR的值为100,101或102,相差很小,为方便计算我们同意取100。
则G=N.GOR=1.484×10^70.8×100=1.855×10^9立方米
可采储量的预测
可采储量的预测有多个公式,根据CUGB油藏的特征,我们决定采用以下公式:
ER=0.11403+0.2719logK-0.1355log(uo)+0.25569Swi-1.538*孔隙度-0.0015h
下面就参数确定进行讨论:
K为渗透率;
H为平均的厚度,我们可以根据先前对圈闭按照厚度不同划分加权球体积,在除以总面积3.975平方公里,得平均厚度h=33.6m
Uo=1.5mp.s(指导书10)
Swi=0.25(指导书20)
孔隙度=20%
计算结果ER=0.3132=31.32%
储量评价:
流度;0.2Darcy1.5mp.s=133.3×10^3um2mp.s
属于高流度的油藏
地质储量:
1.484*10^7t属于中型的油田,在这个中型范围内,属于较小的
地质储量丰度:
NA=1.484*10^73.975km2=373.33*10^4tkm2
属于高丰度的油藏
油气井产能:
C1
C2
C3
稳定日产td
245
240
120
井深m
4855
4830
4915
千米日产td.km
50.46
49.70
2.44
C1,C2千米日产均大于15,属于高产
C3则属于低产(1-5)
三井平均为:
34.2属于高产
储层埋深:
三个井的储层中间埋深都大于4000m,是个典型的超深层储层。
第三章油气藏产能评价
生产井产能的确定
矿场产能测试法确定生产井的产能:
我们根据指导书上三口井试采的数据,用IPR曲线确定采油指数和油井的最大产能。
资料如下:
C1
C2
C3
q(td)
Pwf
q(td)
Pwf
q(td)
Pwf
105
50.07
101
49.9
54
49.17
175
48
172
47.95
86
47.2
245
46
240
46
120
44.16
那么,根据该资料可以绘制IPR曲线:
则最大产能可以确定,就是IPR曲线与横轴的焦点,那么三口井的最大产能:
井号
C1
C2
C3
最大产能td
1825.12
1877.117
703.0789
三口井的单位厚度最大产能可以确定:
即最大产能除以储层厚度
井号
C1
C2
C3
单位厚度最大产能t(d.m)
45.62801
46.92794
23.43596
采油指数计算
每口井的采油指数都以三种不同产量的平均值作为该井的采油指数,具体计算如下:
C1
C1
密度
0.8gm3
q(td)
q(m3s)
Pr
Pwf
Pr-Pwf(p)
J(m3s.pa)
105
0.001519
53.07198
50.07
5.06032E-10
175
0.002532
53.07198
48
4.9918E-10
245
0.003545
53.07198
46
5.01212E-10
平均J
5.02141E-10
C2
C2
密度
0.87gm3
q(td)
q(m3s)
Pr
Pwf
Pr-Pwf(p)
J(m3s.pa)
101
0.001344
52.76541
49.9
4.68923E-10
172
0.002288
52.76541
47.95
4.75184E-10
240
0.003193
52.76541
46
4.71937E-10
平均J
4.72015E-10
C3井的油密度首先根据C1,C2井的密度和深度回归曲线确定
C3
密度取
0.632
q(td)
q(m3s)
Pr
Pwf
Pr-Pwf(p)
J(m3s.pa)
54
0.000989
52.992
49.17
2.58745E-10
86
0.001575
52.992
47.2
2.71919E-10
120
0.002198
52.992
44.16
2.48823E-10
平均J
2.59829E-10
表皮因子的计算
根据《油藏工程》p,采用MDH恢复曲线法进行计算
对于参数采用以下讨论:
由于涉及到综合压缩系数Ct,我们需要指导岩石,油,水的压缩系数,
为方便计算,对于本身很难压缩的水,我们忽略,有的压缩系数在指导书中给出:
Co=6*10^(-4)Mpa-1,岩石压缩系数我们取经验值:
Cr=5.22*10^4
K:
这里的K,是通过指导书22压力恢复试井分析求的
利用deltaPwf和lgt绘图,选取直线段求得斜率m
再利用《油藏工程》p124公式3-10k=2.121*10^(-3)quBmh
其中对于C1井,q=2450.8(m3d)对于C2井,q=2400.8(m3d)
u=1.5mp.su=1.5mp.s
B=1.08B=1.08
m=0.3244m=0.1729
具体的C1,C2井MDH图如下
直线段部分
C2
直线段部分
参数
q(m3d)
m
K(Darcy)
C1
2450.8
0.3244
0.0811
C2
2400.8
0.1729
0.1490
根据《油藏工程》P124(3-17)
S=1.151[(Pwf(^t=1)-Pwf(^t=0))m-lg(k孔隙度.uCtrw^2=0.9077]
计算C1,C2的表皮因子分别为4.537759和4.979428
并且,有压力恢复试井得到的K的平均值为0.11505Darcy
产能分布特点,由于资料所限,不能完全圈闭内所有部分的产能,故在此不用软件进行推断。
但,可以通过进行地质建模以后,用suffer等软件进行分析。
第四章开发方案设计及井网井距论证
一开发方式的确定
1天然能量开采的可行性:
该砂岩油藏是典型的未饱和油藏,储层中流体为水和含有溶解气的油,无气顶,自然能量主要是靠弹性能和溶解气在压力降到泡点压力下后出现的溶解气驱。
2人工补充能量开采的研究
一般的只靠弹性能和溶解气驱为天然能量的开采是很难满足达到可采储量的要求,故,此油藏必须进行人工能量的补充。
这个砂岩油藏适于注水补充地层能量,因为水敏情况比较理想,水敏的伤害不大。
至于溶解气,由于有气体的存在很难计算和控制开采的速度,并且溶解气驱不利于提高采收率,那么在这套开采方案中,即使利用天然能量,也放弃溶解气驱的使用。
至此,这套砂岩油藏的开发方式定为:
天然弹性驱能量+人工注水开发
二开发层系的划分
根据指导书2的资料,利用电阻率测井,直到在测量段内没有出现部分的格夹层,也是由于资料不全,我们将整个砂岩储层试作单层连通储层。
三开发速度
一般油田的开发速度在2%-4%之间,这样的初始开发的速度符合油田的生产能力,由于这个油藏根据三口测试井的资料确定是个高产油藏,所以生产能力能够达到2%-4%的要求。
其实,这个油藏的产能很高,通过IPR曲线我们可以看到推测最大产能远远超过了测试井在测试阶段所得到的最大产能。
但是速度过快可能会损害油井附近的储层,到后期反倒不利于生产,所以我们还是将其控制在上述范围之内。
为方便我们选取3%的开采速度。
四井网及井距
1.选取合适的生产压差
油井刚刚开始生产时生产压差不宜过大,我们选择0.5Mpa进行生产,而为达到规定的产量,我们可以通过多打井的方式弥补。
单井产能的确定
单井产能=K*deltaP**3360cm1.5mps*0.8*86400*10^(-6)
=88.0td
井数=N*RE*v300单井产能
=1.484*10^7t*31.32%*3%300d88t=6
井数比较适中,在本设计中,均选取排状注水
井距=10002*(A井数)^0.5=500*(3.9756)^0.5=407m
同理,我们选择不同的初始的生产压差的时候,井数和井距都不同。
那么简单的列下表,表示出在不同的生产压差下的有关井的参数。
首先,预先选定井网是排状注水,油井数=注水井数
生产压差
油井数
水井数
总井数
井距m
0.5Mpa
6
6
12
407
1.0Mpa
3
3
6
575
布井如上图,靠北侧的线为油井布井线,南侧的线为主水井布井线。
注:
布井方式的选择。
预先选定了排状注水,根据这个圈闭的特征,这个圈闭的长轴的整体走向是南西-北东向,长轴长度4.45km,短轴只有1.9km,为了提高驱替的效率,让长轴方向延伸的油更多的被驱出,布6口油井时,尽量让六口井按长轴方向延伸,流场中的主要驱替流线垂直于长轴向,这样在长轴方向更多油就可以被驱替,提高驱替的效率。
油井尽量通过高点。
若增加油井排数,虽然在短轴方向上可提高驱替效率,但在长轴方向上的驱替效率将降低,短轴仅有1.9km,,相对于4,45km的长轴少了很多,所以应该取长舍短。
注水井选择在油井的南东侧是应为:
(1)排距一般大于井距,一般取2倍,那么在油井布线确定情况下,北西方向的距离延伸不够就碰到封闭断层。
(2)北西测已有封闭断层遮挡。
(3)若注水井布于北西侧,南东侧的更大面积的含油区域将面临向南东方向的流场,有可能会驱散出圈闭,降低采收率。
方案的设计
方案1
不利用天然能量,采收速度:
3%,并且强制保持速度,一次性打井完毕,后不添井,产能靠注水量变化和生产压差调整,井网排状,6口油井,6口水井,开采年限33年
方案2
利用天然能量,指利用弹性能,采收速度3%,强制保持速度,一次性打井完毕,后不添井,产能靠注水量变化和生产压差调整,井网排状,6口油井,6口水井,开采年限33年
方案3
利用天然弹性能量,采收速度4%,并且强制保持速度,一次性打井完毕,后不添井,产能靠注水量变化和生产压差调整,井网排状,3口油井,3口水井,开采年限25年。
注:
强制保持开采速度,即固定了开采年限,在含水率上升后,仍然要保持产油量而不递减,就要加大注水量,相比正常的递减的开采方式,年限更短。
至于注水量和最后的含水率的比较,再下一章生产指标计算后进行评价。
CUGB油藏开发方案设计表
方案
开发方式
采油速度
井网类型
井距m
总井数
油井数
注入井数
单井日产m3
油藏日产m3
油藏年产m3
开采年限
油藏年注
Ⅰ
注水
3%
排状
407
12
6
6
96.831
580.996
174298.8
33
变化
Ⅱ
天然+注水
3%
排状
407
12
6
6
96.831
580.996
174298.8
33
变化
Ⅲ
天然+注水
4%
排状
575
6
3
3
258.216
774.684
232394.4
25
变化
开发方案设计思想:
我们以前设计的开发方案,都是设定注水量,到最后含水率上升,在注水量不变的情况下,采收速度必会下降,那么开发年限就越来越长,花费成本巨大。
开发年限越长,成本越高。
此三种方案的总体思想都是固定每年的采油量,那么开采年限固定了,相对更久的开发年限,节省投资。
当然,随着注水开发的进行,含水率必会上升,那么为了稳产,就要加大注水量或打新井,所有的措施都是在含水率上升的情况下,通过增大采液量来稳住产油量。
增大产液量固然要以注水量的增大为基本,另外调整生产压差,增大采液指数(通过改善表皮或是增大渗透率)也是可行的措施。
总之,本报告3个方案的核心是:
通过逐步增加注水量,在含水率上升的情况下同步增加采液量从而达到稳产的目的,在确定的年限内以相同的采油速度将油田可采储量开发完毕。
第五章开发指标计算
方案1
基本数据准备:
根据相渗参数Sw,Kro,Krw计算含水率fw及含水率倒数fw’
Sw
Kro
Krw
fw
fw,
0.25
1
0
0
0.794814
0.45
0.373
0.047
0.158963
1.496063
0.55
0.21
0.114
0.448819
2.993228
0.6
0.148
0.153
0.607947
3.039623
0.65
0.1
0.203
0.752781
2.540439
0.7
0.061
0.254
0.861991
1.832653
0.75
0.033
0.322
0.936047
1.186386
0.8
0.012
0.405
0.98063
0.639535
0.85
0
0.5
1
0.387409
Sw在0.25到0.45的近似回归直线方程及曲线图
初定生产压差0.5Mpa
油井数6;注水井数6
可采储量:
1.484*10^7t0.8tm3*31.32%=m3
开采速度:
3%
年采油量:
可采储量*采油速度=174295.8m3
孔隙体积:
A*h*孔隙度=m3
根据初始含油饱和度和含水饱和度,计算得初始含油体积m3
初始含水体积m3
由于固定开采速度3%,那么年产油,日产油,单井日产油确定
指标
油田年产油m3
油田日产油m3
单井日产油m3
单井
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