油藏开发方案计划设计.docx

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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32.1 开发方式论证32.2 注入方式和时机选择33 .开发层系与井网井距43.1 开发层系43.2 井型、井网与井距53.2.1 井型的确定54 .开发井的生产和注入能力104.1 开发井的生产能力 104.2 注水井的注入能力 1.15 .采收率及可采储量 125.1 采收率计算 125.2 可采储量计算146 .油藏工程方案比较与推荐 146.1 方案比较论证146.2 推荐

2、方案描述与推荐187 .开发潜力与风险分析227.1 开发潜力227.2 风险分析228 .方案实施要求228.1 钻井及完井 228.2 油井投产要求23参考文献23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，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，

3、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0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w k3 .开发层系与井网井距3.1 开发层系3.

4、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

5、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4.06 X04tZ(km2 m),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

6、井保持一定的生产能力。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k冲1001020(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

7、(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154.227.710.562.023.24.779.77.28薄层薄互层205.6

8、35.220.142.868.413.280.7-!15.99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 一平均渗透率，小数。Es33断块平均渗

9、透率为3.4M0-3pm2,由此计算其泄油半径为 173.602m,则实际井距不应大于348m。(2)经济合理并网密度的确定合理并网密度的确定，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。因而在确定合理并网密度时，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并网密度。首先利用投入产出理论确定经济极限并网密度及经济最佳并网密度。经济极限并网密度是指总产出与总投入相等时的并网密度；经济最佳并网 密度是指总利润最大时的

10、并网密度。一定并网密度下的总投入为：Cin=AS(lD+lB+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:并网密度，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：可米储量米出程度；P：税后原油彳/T格，元/t;O:操作费，元/t。水驱采收率Er与并网密度的关系：ER=EDe-a/s(3.4)其中：a=100*0.1814/(k/u)0.4218(3.5)式中

11、：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(I D+IB+IC)(1+R)T/2(ke-a/s-S)(3.6)式中：k=NEDwiC(P-0)/A(I d+Ib+Ic)(1+R)t/2(3.7)经济极限并网密度：ke-a/s-S=0(3.8)经济最佳并网密度：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 ;

12、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%0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，得出经济极限并网密度为11.87井/km2,经济最佳并网密度为8.87井/km2,经济极限并网密度及经济最佳并网密度如图3.1及图3.2所示。由于断块油藏非均质性较强，单井控制储量的

13、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 究中采用经济极限并网密度。图3.1利润随井网密度变化情况-3000-4M0-.5M ol11a111c0246610121416井网害虐#Am2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；

14、(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：/=人父”(4.1)式中：q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

15、5.6t/d,见表4.2表4.1采油指数井号启效厚度(m)地层压力(Mpa)流压(Mpa)生产压差(Mpa)日产油(t/d)采油指数(t/d MpaM16.6032.6124.88.8119.932.262M28.037.281522.284.770.214表4.5砂组单井产能砂层厚度(m)压差(Mpa)日产油(t/d)干扰系数单井产能(t/d)E3 a37.610.613.940.555.64.2注水井的注入能力在确定注入能力时，主要考虑如下因素：(1)注入设备的承受能力(2)考虑注水井井底的破裂压力(3)考虑油藏的注采平衡按达西定律，吸水指数与采油指数比应等于油水流度比，满足下列关 系：J

16、吸/J油=Krw(Sor) Uo Bo/K ro(Swi) Uw.(4.2)J 吸=3.1m3/(d Mpa)由于无际试水资料，取80%作为油组实际应用值，即J吸=2.48m3/(d Mpa)。根据平面径向渗流理论，并考虑低渗透储层启动压力梯度，可得驱动 压差 6.93Mpa。根据Q注=2.48(-6.93),得不同注入压力下的日注水量(见图4.1)油藏中深2876m,对应井口最大注入压力 20MpaZD153i5IQ15注入压力/IgZJ图4.1日注水量与注入压力关系曲线满足注采比1:1条件下，单井日注水最高为17m3d。计算最大注水量 32.4m3d,满足注水要求。5 .米收率及可米储量5

17、.1 采收率计算5.1.1 采用经验公式法进行采收率的计算与标定。(1)经验公式1:0.1316KEr 0.214289 一(5.1)o式中：Er 采收率，小数；K平均渗透率，10-3m2;卬一地层原油粘度，MPa。利用经验公式1计算结果如表5.1小层平均渗透率（10-3 pm2）地层原油粘度（mPa -s）采收率（）M115.732.1127.91M214.752.1127.68总15.242.1127.80（2）经验公式2:Er 0.121log0.0160（5.2）式中：Er采收率，小数；K平均渗透率，10-3m2;田一地层原油粘度，mPa.sh一有效厚度，m。利用经验公式2计算结果如表

18、5.2.表5.2经验公式2计算结果小层平均渗透率（10-，rn2）地层原油粘度（mPa.s）功效厚度（m）采收率（）M115.732.114.419.94M214.752.113.618.55总15.242.118.022.92（3）林志芳、俞启泰公式：Er= 0.6911 ”5757 0.11571g FR+0.03753lgK）（5.3）式中：Er采收率，小数；代一油水粘度比；K-平均渗透率，10-3im2o利用林志芳、俞启泰公式计算结果如表5.3。小层油水粘度比平均渗透率（10-3 m2）采收率（）M12.1115.7340.30M22.1114.7540.23总2.1115.2440.

19、265.1.2米收率标定采收率直接影响可采储量的大小， 所以采收率的标定也是非常重要的。在经验公式法中，利用林志芳、俞启泰公式计算结果相较于两外两个偏高，故而舍弃。综合另外两个经验公式的计算结果，标定采收率为25.36%,见表 5.4。表5.4采收率计算表经验公式米收率经验公式127.80%经验公式222.92%最终采收率25.36%5.2 可采储量计算采收率标定为25.36%,地质储量为78.28万吨，故可采储量为19.85 万吨。6 .油藏工程方案比较与推荐6.1 方案比较论证本次研究根据生产井的产液能力和注水井的吸水能力，确定注采平衡 条件下的合理油水井数比：(6.1)1=1%(6.2)

20、(6.3)式中：Iw：注水井的吸水指数；Jl:生产井的产液指数；Rwo：油水井数比；I:层位，i=1,2, 3;Hi：第i层厚度;NTGi：第i层净毛比。表6.1列出了各参数的取值：表6.1储层物性参数表层位平均港 透率 imd)厚度(m)净毛比相对渗透率粘度WPH轴水油水3.03.761.01.00.01.9502322,632,S40.1650,0L01.95316.6730L0L00.0由此可计算出:Rwo=1.14在确定了并网密度及注采井比例后，需要确定具体选择何种井网类 型、采用何种注水方式等问题。本次研究中，首先对正方形并网和三角形井网等两种井网类型进行了 对比。为降低其他参数对结

21、果的影响，对比过程中尽量保证两种并网中其 他各参数相同或相近：井网密度为经济极限并网密度11.87 口/km2,结合区块含有面积4.07km2 ,可计算出共打井49 口；注采比在1.14左右(实 际注采比采用1.04 ),且均采用直线注水。基于上面的描述，可以分别计算出两种井网类型的井距如下：正方形并网：三角形井网:结合各自的井距，选择具体布井位置及注采方式，见图 6.1、6.2。其 中蓝色圆点代表注入井，黑色圆点代表生产井。因为是优化井网类型的模 拟，所以在模拟过程中没有考虑 M1、M2和M3等三口井的影响，因为对 这个问题来说，是否考虑已存在的井对结果的影响不大。图6.1正方形井网布井4.

22、2724 27154.2714 274 26952.x 1J图6.2三角形井网布井在模拟过程中，注入井定注入速度8立方米/天注水，生产井定产液量 8立方米/天生产，共模拟15年。图6.3为两种井网类型下地层原油采出 程度对比，图6.4为含水率对比。0.20,10Q 2。& B 101214 1B时间（年）5 8 7 E 543 0-0.。0.0.0,0.图6.4不同井网含水率变化从模拟结果来看，相比于正方形井网，三角形井网的原油采出程度稍 高，累产油更大，更加有经济效益。这一点也和以往的开发认识相符：一 般来说，针对断块油藏的地质特点，井网形式以三角形并网为好。因为三 角形并网是交错排列分布，

23、适合不规则的复杂断块油藏，也有利于落实小 断层和掌握透镜体砂体的分布另外三角形井网更容易形成比较完善的注采 系统。6.2 推荐方案描述与推荐在油藏开发过程中，合理的开发程序对提高采油速度、推迟含水率升 高过快有重要的作用。在确定了最优的井网类型、方向，井排比等参数后,可以在井网确定的情况下来寻找最优的生产制度。油藏开发程序主要涉及注水方式、转注时间等，根据实际开发经验， 对边水驱动的断块油藏，多采用边缘注水和面积注水的组合注水方式，且 在构造高部位多打生产井。根据这些原则，我设计了下面一种开发方案。6.2.1 初始注采方案本方案的井网类型、注采井比例、井排井距等均取最优化后的结果，并采用直线注

24、水。其中，M1、M2和M3等三口井分布在井网中，M1井位置不在井网中网格位置，略有偏移，见图6.5。其中，M3井改为采油井， M1、M2两口井转变为注水井。因需要保证构造高部位主要分布生产井， 我选择2760m深度为分界线，完 井深度在2760m以下的井，均按直线型注水方式分布；2760m以上均为 生产井。注入井定注入速度 8立方米/天注水，生产井定产液量 8立方米/ 天生产。6.2.3 边缘生产并转注在此制度下生产一定时间后，构造底部位的生产井含水率会急剧升高， 达到90%以上，此时可将构造北侧部生产井转为注入井，以提高产油速度， 此时的注采井分布见图6.6。6.2.4线型注水网转正七点注水

25、网当边缘的生产井完全转变为注入井后，一部分残余的原油被驱出，产 油速度明显提高，注入一定时间后，产水率重新升高，此时需要将原先的 直线型注入网改为正七点注水网注入，见图6.7。图6.8是总体流程的含水率及累产油曲线。可以看出，生产并转注之 后，一般均伴随着含水率的上升，且转注之后瞬时的采油速度下降，但最 终会升高。图6.7正七点开采井网010002000 SOO 400C5000 GOOD图6.8优化开采方式后的含水率及累产油曲线|00切 皿川置* a si7 .开发潜力与风险分析7.2 开发潜力M井区从2011年投产，生产期取15年；根据地质、油藏工程提供的 产量，到2025年累计可生产原油

26、12.44*104t。该项目采用滚动开发方案， 其特点是：边建设、边生产，生产期 3年7.3 风险分析本项目从投资、经营成本费用、销售价格、产量四个指标的变化程度对财务内部收益率和净现值的影响看，计算内部收益率为14.35%,高于行业标准12%0其中，投资的变化最为敏感，产量和价格的变化敏感性相差 不大，仅次于投资的敏感性，成本的变化最不敏感。同事，当投资增加5%, 成本再增加20%,产量降低5%,其财务内部收益率仍然高于基准收益率。因此，从项目的 可行区域上看，项目的抗风险能力较强。如果采取 措施提高产量，经济效益会更好。8 .方案实施要求8.2 钻井及完井(1)为降低开发风险，分批实施，及时跟踪及时调整；(2)钻井过程中要注意油层保护，缩短泥浆浸泡时间。8.3 油井投产要求优化射孔井段，一次性射开有效厚度保证20m以上。参考文献姜汉桥、姚军、姜瑞忠.油藏工程原理与方法.中国石油大学出版社 李传亮.油藏工程原理.石油工业出版社，2011