油藏工程課程設計--一口井的設計.doc

哈爾濱石油學院課程設計哈爾濱石油學院本科生課程設計報告課 程 鉆井課程設計 題 目 一口井的設計 院 系 石油工程系 專業(yè)班級 石油工程10- 班 學生姓名 學生學號 指導教師 哈爾濱石油學院課程設計任務書課程：姓名：專業(yè)：學號：主要內容： (1) 油藏地質概況 ； (2) 油藏流體物性分析；(3) 油藏溫度、壓力系統(tǒng)； (4) 油藏儲量計算； (5) 油藏驅動能量及開發(fā)方式的確定； (6) 開發(fā)井網、開發(fā)層系及開采速度的設計；（7）開發(fā)方案的經濟評價與對比?；疽螅阂髮W生根據(jù)實例分析，在教師的指導下獨立地完成設計任務，最終以設計報告的形式完成本專題設計，設計報告具體包括以下部分：(1) 封面；（2）任務書；(3) 基本數(shù)據(jù)；(4) 目錄；(5)正文；(6)結論；(7)參考文獻。設計報告采用統(tǒng)一格式打印，要求圖表清晰、語言流暢、書寫規(guī)范、論據(jù)充分、說服力強，達到工程設計的基本要求。主要參考資料：1 劉德華.油藏工程基礎.石油工業(yè)出版社，20042 李傳亮.油藏工程原理.石油工業(yè)出版社，20053 何更生.油層物理.石油工業(yè)出版社，20064 劉吉余.油氣田開發(fā)地質.石油工業(yè)出版社，20065 陳濤平等.石油工程.石油工業(yè)出版社，20006 李穎川.采油工程. 石油工業(yè)出版社，2009完成期限：指導教師：張國芳專業(yè)負責人：龍安厚2012年8月26日 目錄第1章油藏地質概況21.1油藏構造特征21.2 油藏儲層特性分析3第2章 油藏流體物性分析62.1油水關系（邊底水，氣頂，溶解氣）62.2油氣水的高壓物性72.3滲流物理特性8第3章 油藏溫度、壓力系統(tǒng)113.1 油藏壓力系統(tǒng)113.2 油藏溫度系統(tǒng)13第4章 油藏儲量計算154.1油藏儲量計算方法154.2 各種儲量參數(shù)的獲得154.3最終計算N、 Gs164.4可采儲量及采收率的預測164.5儲量評價18第5章 油藏驅動能量及開發(fā)方式的確定195.1天然能量分析195.2開發(fā)方式的確定19第6章 開發(fā)井網、開發(fā)層系及開采速度的設計226.1開發(fā)層系的劃分226.2開發(fā)井網的設計226.3開發(fā)速度的設計22第7章 開發(fā)方案的對比與經濟評價25 第1章 油藏地質概況1.1油藏構造特征中央突起，西南和東北方向延伸平緩，東南和西北方向陡峭背斜構造東南和西北方向被兩條大斷裂斷開斷層構造 1.1.1構造形態(tài)斷背斜構造油藏長軸長：4.5Km, 短軸長:2.0Km 比值：2.25:1，為短軸背斜。 1.1.2圈閉研究閉合面積：通過溢出點的構造等高線所圈閉的面積。4.07km2閉合高度：儲集層中最高點與溢出點之間的海拔高差。150m.1.1.3斷層研究兩條斷層西北斷層延伸4.89km，東南斷層延伸2.83km.1.2 油藏儲層特性分析 1.2.1 儲層巖石分布及物性特征 一、礦物分析樣品數(shù)量：C1井、C2井、C3、井巖樣各50塊進行礦物分析得到如下結果。表1-1 儲層巖石礦物含量表成分石英長石巖屑泥質灰質含量76%4%20%5%7%最終可知儲層巖石類型為巖屑質石英砂巖。表 1-2 儲層粒度分析數(shù)據(jù)粒徑(mm)10含量(%)4.039.1429.536.5512.723.053.231.290.492、 粒度分析含量最高的是粒徑為0.25mm0.5mm中砂巖 因為粒徑0.01mm的含量為4.03%小于5%，所以儲層巖石的膠結類型為接觸膠結，而且是泥質膠結物，所以，儲層巖石的固結程度不高。1.2.2 儲層孔滲性特征評價孔隙度:孔隙度是儲層評價的重要參數(shù)之一核磁共振（NMR）孔隙度只對孔隙流體有響應，在確定地層孔隙度方面具有其他測井方法無法比擬的優(yōu)勢但是，在中國陸相復雜地層的應用中常常發(fā)現(xiàn)NMR孔隙度與地層實際孔隙度存在差異，有時差異甚至很明顯，影響了NMR測井的應用效果介紹了NMR孔隙度的理論基礎，在對NMR孔隙度影響因素分析的基礎上，重點考察了國內現(xiàn)有的NMR孔隙度測井方法對測量結果的影響，通過對大量人造巖樣和不同：占性的天然巖樣的實驗測量，提出了適合中國陸相地層的孔隙度測井方法，改善了NMR孔隙度的測量效果針對中國陸相地層的復雜性，建議不同地區(qū)應根據(jù)；具體情況進行巖心分析，確定恰當?shù)腘MR測井方法，以獲得比較準確的NMR孔隙度有效孔隙度:在自然狀態(tài)下材料中的的孔隙體積與材料體積之比，叫材料的孔隙度。它包括材料中所有的孔隙，不管它們是否連通。但在研究油貯的孔隙度時，所測量的孔隙度為連通的孔隙空間與巖石的總體積之比，即有效孔隙度。在一般情況下，有效孔隙度要比總孔隙度少510%。多數(shù)油貯的孔隙度，變化在530%之間，最普通的是1020%范圍之內?？紫抖炔坏?%的油貯，一般認為是沒有開采價值的，除非里面存在有取出的巖芯或巖屑中所沒有看到的斷裂、裂縫及孔穴之類。表4 儲層巖石(砂巖)孔隙度評價表井號厚度(m)滲透率(mD)孔隙度（）VC140200200.4C24021019.50.3C330190200.5儲層非均質性是指油氣儲層各種屬性（巖性、物性、含油性及電性）在三維空間上分布的不均勻性。表征滲透率非均質程度的定量參數(shù)有變異系數(shù)、單層突進系數(shù)、級差及均質系數(shù)。滲透率變異系數(shù)：Vk=0.39，表示非均質程度較弱；滲透率突進系數(shù)：，TK0.700.400.700.100.400.050.100.900.700.900.500.700.300.500.050.300.05水敏指數(shù)：Iw=0.10，為弱水敏。第2章 油藏流體物性分析2.1油氣水關系： 該油藏由于油藏平均壓力大于泡點壓力（10Mpa），所以屬于一個未飽和油藏。該油藏無氣頂，地下流體為油和水，油內溶有溶解氣。由于三口井的資料不足，把該油藏的儲層劃作單層連通的砂巖層，則不存在夾層氣。油水界面先前已經確定在海拔-4830m處。2.1.1油水界面的判定表2-1 油層特征參數(shù)表井號井深(m)厚度(m)R（ m）含油面積(km)孔隙度（）C14835-4875403.80.019720C24810-4850403.719.5C34900-4930303.7204930-4940100.610油水界面判定：C3 井4930-4940m段電阻率為低值0.6，小于C1 井4835-4875m、C2 井4810-4850m、C 3井4900-4930m三井段高值3.8，故為水層，以上3段為油層。深度校正：平臺高出地面6m，地面海拔94m，故油水界面在構造圖上實際對應的等深線為4930-(6+94)=4830.0m儲層屬于底水油藏，無氣頂，含溶解氣。由C、C、C井的測井解釋數(shù)據(jù)可知本設計研究中只有一個油層，沒有隔層（見圖2-1）。水水C1C2C340m40m30m油-4810m-4900m-4835m圖2-1 油藏構造圖 2.2油氣水的常規(guī)物性及高壓物性 由于資料嚴重不足，在這里只能根據(jù)現(xiàn)有資料和經驗資料得到部分原油的物性和地層水的物性。 地面脫氣原油黏度：uos=6.5mpa.s 脫氣原油密度：pos=0.8g/cm3 含蠟量：4.03% 含硫量：0.7% 膠質瀝青質含量：10% 天然氣比重：rg=0.98 天然氣組成：指導書12 成分C1C2C3C4C5C6N2CO2Air含量%4064311202515 地層水密度：pw=110g/cm3 礦物組成及礦化度：指導書13PH=6.5 ； TSD=243896ppm離子類型Na+Ca2+Mg2+Cl-SO42+HCO3-ppm84641893550214822023569離子當量23201235.54861當量數(shù)3680.04446.7541.834175210.489.33當量比：Na+/Cl-=3680.04/4175.211 Cl-Na+/Mg2+=（4175.21-3680.04）/41.831故判斷該油田水類型為CaCl2型 （對照油層物理P17）原始溶解汽油比Rs=100.5m3/m3原油體積系數(shù)：Boi=1.08泡點壓力：Pb=10.0Mpa2.3滲流物性特征巖石潤濕性：指導書18 潤濕指數(shù)IA=Iw-Io=0.5-0.1=0.4該儲層為水濕儲層相滲曲線：SwKroKrw0.25100.450.3730.0470.550.210.1140.60.1480.1530.650.10.2030.70.0610.2540.750.0330.3220.80.0120.4050.8500.5毛管里Sw%25.626283033404753647583100PcMpa0.380.3250.220.150.090.050.030.020.010.0050.00250.0005毛管里曲線（一）毛管壓力曲線的應用 1.研究巖石孔隙結構由于一定的毛管壓力對應著一定的孔隙喉道半徑（），因此，毛管壓力曲線實際上包含了巖樣孔隙喉道的分布規(guī)律。曲線的右側縱坐標上就直接標出了孔隙半徑大小。2.根據(jù)毛管壓力曲線形態(tài)評估巖石儲集性能好壞 毛管壓力曲線形態(tài)主要受孔隙喉道的分選性和喉道大小所控制。所謂分選性是指喉道大小的分散（或集中）程度。喉道大小的分布越集中，則分選越好，毛管壓力曲線的中間平緩段也就越長，且越接近于橫坐標平行?？紫逗淼来笮〖凹谐潭戎饕绊懼€的歪度（又叫偏斜度）。是毛管壓力曲線形態(tài)偏于粗喉道或細喉道的量度。喉道越大，大喉道越多，則曲線越靠向坐標的左下方，稱為粗歪度。反之，曲線靠右上方，則稱為細歪度。 3. 應用毛管壓力曲線確定油層的平均毛管壓力函數(shù)一般不同儲層其函數(shù)曲線不同，同一儲層中滲透率差別較大的毛管壓力資料也不能獲得統(tǒng)一的函數(shù)曲線。因此，函數(shù)整理毛管壓力方法一般多用在儲層相對比較均勻的情況，在儲層結構比較復雜，非均質比較嚴重時，使用函數(shù)有較大誤差。 4.確定油（水）飽和度隨油水過度帶高度之間的變化關系 在此過度帶內，含水飽和度從下至上逐漸減少，由100%含水直至降到束縛水飽和度為止。 5.利用毛管壓力回線法研究采收率 在毛管壓力曲線測量中，采用加壓非濕相驅替巖心中濕相屬于驅替過程，所得的毛管壓力曲線稱為驅替毛管力曲線，簡稱驅替曲線；降低用濕相驅替非濕相的毛管力曲線，簡稱吸入（或吸吮）曲線。在壓泵法中，通常又把驅替叫注入。把吸入叫退出。6.毛管壓力資料確定儲層巖石的潤濕性 7.用毛管壓力曲線可計算巖石的絕對滲透率和相對滲透率 8.應用高速離心機所測得的毛管壓力曲線可在室內快速評定油井工作液對儲層的損害或增產措施的效果 該方法的原理是：如果地層受到損害，則毛管壓力曲線表現(xiàn)出高的入孔壓力和高的束縛水飽和度，即曲線向右上方移動。因此，通過對比巖樣在接觸工作液前后毛管壓力曲線特征的變化，可判斷儲層是否受到損害以及評價各種工作液中添加劑的處理效果。2.4油氣藏天然能量分析 該油藏為一個未飽和油藏，油藏平均壓力明顯大于泡點壓力，所以在儲層內的流體在無氣頂?shù)那闆r下是不存在氣相的，那么，該儲層是一個沒有氣頂?shù)挠筒?，底層內的流體只有油和水。天然能量包括彈性能和溶解氣的能量，（對于地層水的資料嚴重缺乏，所以忽略一切可能的邊水底水的天然能量）。由于地層的壓力情況表較穩(wěn)定，可以不考慮地層異常壓力的能量。綜上，天然能量包括彈性能和溶解氣的能量。第3章 油藏溫度、壓力系統(tǒng)3.1 油藏壓力系統(tǒng) 油氣藏的壓力系統(tǒng)，是油氣藏評價中的重要內容。對于每口探井和評價井，必須不失時機地準確確定該井的原始地層壓力，繪制壓力于埋深的關系圖，以便用于判斷油藏的原始產狀和分布類型，并用于確定儲量參數(shù)和儲量計算。對于任何具有氣頂和邊底水的油藏，或具有邊底水的氣藏，不同部位探井的原始地層壓力于埋深的關系，可表示如下：式中 原始地層壓力，； 關閉后的井口靜壓，； 井筒內靜止液體壓力梯度，； D埋深，m。井筒內的靜止液體梯度，由下式表示： 式中 井筒內的靜止液體密度，。 由上式可以看出，壓力梯度與地下流體密度成正比，即液體密度小的氣頂部分，比液體密度大的含油部分或邊水部分，具有較小的壓力梯度，而且壓力梯度乘以100即為地層液體密度。因此，可以通過壓力梯度的大小判斷地層液體類型，并確定地層的液體密度。同時，代表不同地層液體直線的交點處，即為地層流體的界面位置。該油藏靜壓力測試數(shù)據(jù)如表3-1所示：表3-1 靜壓和靜溫測試數(shù)據(jù)測點深度（m）測點壓力（Mpa)測點溫度(攝氏度)C1C2C3C1C2C3480052.6452.5352.09120120.8119.8450050.2950.1849.74113.8113.6113.9420047.9447.8347.39107.5107.9107.4390045.5945.4845.04101.3101.1101.4360043.2343.1242.6895.195.295.3330040.8840.7740.3392.99392.8測試日期2007.062007.092007.122007.062007.092007.12圖3-1壓力梯度壓力梯度=0.784 Mpa/100m。表3-2壓力梯度和溫度梯度井號壓力梯度方程中間深度m中間壓力MpaC1P=0.0078h+ 15.006485552.875C2P=0.0078h+ 14.896483052.726C3P=0.0078h+ 14.456491552.793井號溫度梯度方程中間深度m中間溫度（攝氏）C1T=0.0208h + 20.324855121.3C2T=0.0212h + 18.544830120.9C3T=0.0205h + 21.464915122.23.2 油藏溫度系統(tǒng)油氣藏的溫度系統(tǒng)，也是油氣藏評價的重要內容。它既涉及儲層液體參數(shù)的確定，也是計算油氣藏儲量的重要參數(shù)。油氣藏的溫度系統(tǒng)，是指由不同深井所測靜溫與相應埋深的關系圖，也可稱為靜溫梯度圖。應當指出，油氣藏的靜溫主要受地殼溫度的控制，而不受儲層的巖性及其所含流體性質的影響。因此，任何地區(qū)油氣藏的靜溫梯度圖，均為一條靜溫隨埋深變化的直線關系，并由下式表示： 式中 T油氣藏不同埋深的靜溫，； A取決于地面的平均年平均常溫，；B靜溫梯度，；D埋深，m。實際資料表明，由于地殼溫度受到構造斷裂運動及其巖漿活動的影響，因而，不同地區(qū)的靜溫梯度有所不同。比如，我國東北地區(qū)各油氣田的靜溫梯度約為3.54.5。油氣田的靜溫數(shù)據(jù)一般在深井進行測井和測壓時由附帶的溫度計測量。該油藏靜溫測試數(shù)據(jù)如表3-1所示：圖3-2溫度梯度溫度梯度=2.08C/100m。 底層壓力平均值：52.92Mpa地層溫度平均值：122.40攝氏第4章 油藏儲量計算4.1儲量參數(shù)論證本油藏面積為10.69Km2，利用面積加權法計算油藏的有效厚度是31m。油藏的孔隙度和滲透率由測井數(shù)據(jù)根據(jù)算術平均法可以確定為20%和0.205mD。油藏儲量計算的其他數(shù)據(jù)由PVT取樣綜合分析數(shù)據(jù)和原油性質數(shù)據(jù)可以知道原油地層體積系數(shù)為1.08，地面標準脫氣原油密度為0.86g/m3，氣油比由試采和PVT取樣綜合分析數(shù)據(jù)可知道是86m3/m3。 4.2油藏儲量計算方法設計階段的地質儲量計算通常采用容積法。N=A.h.孔隙度.Soi.pos/Boi下面就各個參數(shù)的確定進行描述。面積：由CUGB油藏沙層頂面構造圖，在圈定了油水界面-4830m的界限后，連同北西側的封閉性斷層圈定了圈閉。以小格法確定整個圈閉面積為3.975平方公里。H：厚度，由指導書2資料的三口井C1，C2為40m,C3油層厚度30m,由于厚度的不同，采用加權平均計算儲量。那么，在C1和C3井的中間（-4770m）進行劃分，內部為厚度40米，面積為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，與平均的19.67%相差更是甚小，為方便計算，均以20%為準。Soi：根據(jù)指導書資料20，原始的含油飽和度為1-Swi=75%Pos: 指導書10，0.8g/cm3Boi; 指導書10, 1.08加權平均計算后得到結果N=1.484107 噸天然氣儲量的計算： 由于是未飽和油藏，只有溶解氣， N=G/GOR 根據(jù)指導書6，7，8的試采資料，GOR的值為100，101或102，相差很小，為方便計算我們同意取100。則G=N.GOR=1.484107/0.8100=1.855109立方米4.2 各種儲量參數(shù)的獲得由提供的資料分析可得以下參數(shù)：A=4+班級號/8+班內序號/15=(4+2)/(8+23)/15=0.0129h=31.156m； =0.198，=1.08， =0.68，=0.87，=100，4.3最終計算N、 Gs =1000.012931.1560.20.681.08 5.06（）=5.061000.0506（）儲量豐度：單儲系數(shù)： 4.3可采儲量及采收率的預測一、可采儲量對于一個油氣田，一個油氣區(qū)，乃至一個國家來說，油氣田的剩余可采儲量，也就是說目前的剩下的可采儲量，是最有實際意義和最有實際價值的礦產資源。對一個國家來說，它不但影響到今后產量指標的制定和完成，甚至會影響到國家經濟的發(fā)展決策。同時，有年度剩余可采儲量與年產量之比所得的儲采比，也是分析油氣田、油氣區(qū)。乃至全國油氣開發(fā)形式的重要指標?？刹蓛α康念A測，也是采收率數(shù)值的預測，目前大都采用經驗方法，即采用由許多已開發(fā)油氣田和室內實驗數(shù)據(jù)總結出來的經驗公式或圖板進行綜合分析加以確定。本設計油藏采收率計算是根據(jù)Guthrie和Greenberger法水驅砂巖的經驗公式，即采收率 可采儲量的預測有多個公式，根據(jù)CUGB油藏的特征，我們決定采用以下公式：ER=0.11403+0.2719logK-0.1355log(uo)+0.25569Swi-1.538*孔隙度-0.0015h下面就參數(shù)確定進行討論：K為滲透率；H為平均的厚度，我們可以根據(jù)先前對圈閉按照厚度不同劃分加權球體積，在除以總面積3.975平方公里，得平均厚度h=33.6mUo=1.5mp.s (指導書10)Swi=0.25（指導書20）孔隙度=20% 計算結果ER=0.3132=31.32% 儲量評價：流度；0.2Darcy/1.5mp.s=133.3103um2/mp.s屬于高流度的油藏 地質儲量：1.484*107t屬于中型的油田，在這個中型范圍內，屬于較小的 地質儲量豐度：N/A=1.484*107/3.975km2=373.33*104 t/km2屬于高豐度的油藏 油氣井產能：C1C2C3穩(wěn)定日產t/d245240120井深m485548304915千米日產t/d.km50.4649.702.44C1，C2千米日產均大于15，屬于高產C3則屬于低產（1-5）三井平均為：34.2 屬于高產儲層埋深：三個井的儲層中間埋深都大于4000m，是個典型的超深層儲層。4.5儲量評價根據(jù)N10 為 特 大 油 田；N在（110）之 間 為 大 型 油 田； N在（0.11）之 間 為 中 型 油 田；N0.1 為 小 型 油 田。可 知N=7.73（）0.1，所以該油田為小型油田第5章 油藏驅動能量及開發(fā)方式的確定5.1天然能量分析油藏驅動:又稱油層驅動(oil reservoir drive)。在油層開發(fā)中驅使石油流入井底的能量,即排油的動力?？梢则層偷膭恿τ袔r石的彈性、油氣水的彈性,水壓頭,溶解氣的膨脹和油的重力等。在開發(fā)過程中根據(jù)起作用的主要動力可分為彈性驅動(以巖石及邊水的彈性膨脹)、水壓驅動(以邊底水的壓力)、氣壓驅動(以氣頂?shù)膹椥耘蛎洖橹?、動力驅動、溶解氣驅動(油中溶解氣的析出及膨脹)、重力驅動(石油自身的重力)以及混合驅動(以上驅動的混合)等。石油的采出是巖石孔隙或裂隙中的石油被另一種流體(氣或水)排替的過程。由于能源補充能力及替驅劑的洗油效率的差異,不同驅動方式的石油采收率有很大差異。一個油藏究竟取什么驅動方式,一方面要看天然能量的來源及其大小,另一方面在很大程度上還決定于儲油層性質、油質、開發(fā)速度以及開發(fā)方式。驅動方式包括：天然驅動能量和人工驅動能量。5.1.1 油藏天然驅動：1、 彈性驅動：依靠油層巖石和流體的彈性膨脹能進行原油驅動的方式。 二、溶解氣驅：油層壓力低于飽和壓力時，溶解狀態(tài)的氣體分離出的氣泡膨脹而將石油推向井底的驅動方式。 三、水壓驅動：當油藏有邊水、底水時就會形成水壓驅動，可以分為剛性水驅和彈性水驅。 四、氣壓驅動：當油藏存在氣頂，氣頂中的壓縮氣為驅油的主要能量時為氣壓驅動，可分為剛性氣驅和彈性氣驅。 五、重力驅動：對于一個無原始氣頂和邊底水的飽和或未飽和油藏，當期油藏儲層的向上傾斜度比較大時，就能存在并形成重力驅，靠原油自身的重力將油驅向井底即為重力驅動。5.1.2 人工驅動能量：人工注水和人工注氣。驅動方式的選擇原則： 既要合理的利用天然能量又要有效的保持油藏能量以滿足對開采速度和穩(wěn)產時間的要求。該油藏選擇天然驅動能量和人工補充能量。5.2天然能量分析天然驅動能量的形成條件：該油藏有底水，無氣頂、含有溶解氣且屬于未飽和油氣藏。彈性產油量：其中：Boi=1.08 ；Bob=1.12；Ce=19.82*10-4；N=已知；Pi=52.8MPa；Pb=14.76MPa。油田的開采速度一般為2%4%，則預計該儲量可開發(fā)多少年？所以這幾年依靠彈性驅動能開發(fā)，每年開發(fā)300天，則日產量為Npb/300.若單井日產量56.4t/d，則需要打多少口油井？每年開發(fā)300天，則日產量為Npb/300=18.66 若單井日產量56.4t/d，一口井三個月天采完需要打一口生產井5.2.2人工補充能量開采研究一般只依靠彈性能開采很難達到開采速度的要求，故第一年之后，要補充人工能量，有人工注水及注氣油藏的適應條件可知該油藏適合人工注水。注水時間：早期注水和中期注水和晚期注水。 注水方式：切割注水和面積注水和邊緣注水。 由以上的分析，我們對該油田采用人工注水開發(fā)。這就需要我們選擇一個合理的注水時間。注水時間分為三類：早期注水、中期注水和晚期注水。（一）早期注水早期注水的特點是在地層壓力還沒有降到飽和壓力之前就及時進行注水，使地層壓力始終保持在飽和壓力以上。由于地層壓力高于飽和壓力，油層不脫氣，原油性質較好，注水后，隨著含水飽和度增加，油層內只是油水兩相流動，其滲流特征可由油水兩相相對滲透率曲線所反映，油井產能高，采油速度高，具有較長的穩(wěn)產期。（二）晚期注水晚期注水的特點是油田開發(fā)初期依靠天然能量開采，在沒有能量補給的情況下，地層壓力將逐漸降到飽和壓力以下，原油中的溶解氣析出，油藏驅動方式轉為溶解氣驅，導致原油粘度增加，采油指數(shù)下降，產油量下降，氣油比上升。但這種注水方式初期生產投資少，原油成本低。(三)中期注水中期注水方式介于上述兩者之間，即投產初期依靠天然能量開采，當?shù)貙訅毫ο陆档降陀陲柡蛪毫?，在氣油比上升到最大值之前注水。此時油層中將由油、氣兩相流動變?yōu)橛蜌馑嗔鲃樱S著注水恢復壓力，可以有兩種情況：一種是壓力恢復到一定程度，僅低于飽和壓力，在地層壓力穩(wěn)定條件下，形成水驅混氣驅動方式。當從原油中析出的氣體尚未形成連續(xù)相時，這部分氣體有一定驅油作用，有利于提高采收率。另一種是通過注水，將地層壓力恢復到飽和壓力以上，此時脫出的游離氣可以重新溶解到原油中，但其過程并不可逆，溶解氣油比和原油性質均不可能恢復到初始情況，產能低于初值。但在地層壓力高于飽和壓力條件下，將井底流壓降到飽和壓力下，盡管采油指數(shù)較低，然而由于采油井的生產壓差大幅度提高，也可能使油井獲得較高的產量，從而獲得較長的穩(wěn)產期。結論：經過對該油藏的分析，我們選擇早期注水。 第6章開發(fā)層系、開采速度及開發(fā)井網、設計6.1開發(fā)層系的劃分原則：劃分開發(fā)層系，就是把特征相近的油層組合在一起，用獨立的一套開發(fā)井網進行開發(fā)，并以此為基礎進行生產規(guī)劃、動態(tài)研究和調整。合理組合和劃分開發(fā)層系一般應考慮以下幾項原則：（1）把特征相近的油層組合在同一開發(fā)層系內，尤其滲透率要接近，以保證各油層對注水方式和井網就有共同的適應性，減少開采過程中的層間矛盾。（2）一個獨立的開發(fā)層系應具有一定的儲量，以保證油田滿足一定的開采速度，并具有較長的穩(wěn)產時間和達到較好的經濟指標。（3）各開發(fā)層系間必須具有良好的隔層，以便在注水開發(fā)條件下，層系間能嚴格地分開，確保層系間不發(fā)生串通和干擾。（4）同一開發(fā)層系內，油層的構造形態(tài)、油水邊界、壓力系統(tǒng)和原油物性應比較接近。（5）在分層開采工藝所能解決的范圍內，開發(fā)層系不宜劃分的太細，以利于減少建設工作量，提高經濟效果。6.2開發(fā)速度的設計一般油田的開發(fā)速度在2%-4%之間，這樣的初始開發(fā)的速度符合油田的生產能力，由于這個油藏根據(jù)三口測試井的資料確定是個高產油藏，所以生產能力能夠達到2%-4%的要求。其實，這個油藏的產能很高，通過IPR曲線我們可以看到推測最大產能遠遠超過了測試井在測試階段所得到的最大產能。但是速度過快可能會損害油井附近的儲層，到后期反倒不利于生產，所以我們還是將其控制在上述范圍之內。為方便我們選取3%的開采速度。6.3開發(fā)井網的設計 井網密度=含油面積/油井數(shù)開發(fā)井網的基本形式有三種：排狀井網、環(huán)狀井網、面積井網。由于本油藏含油面積中等滲透性和連通性均一般，故采用面積井網。根據(jù)各種井網的優(yōu)缺點和對XN油藏分析的結果以及開發(fā)井網的可調性，認為該油藏選擇9點井網比較合適，這主要是因為9點井網適合吸水指數(shù)較大的地層。井距鉆井投資數(shù)據(jù):單井鉆井費用:3000萬元；地面建設投資為鉆井投資的30%。采油成本：每噸250元；原油銷售價格：每噸800元（不含稅）。 即：N=2.52t P=800元/噸 C=250元/噸 A=10.69Km E=0.4093 F=3900萬元 B=1.5 所以開發(fā)油田的總盈利為: 其中：開發(fā)油田的總盈利；井網密度。表12 油田開發(fā)盈利能力與井網密度數(shù)據(jù)表f12345678910M84.89