油藏工程課程設(shè)計論文

1、. . . . 前 言陜甘寧盆地是三疊系正式形成的一個陸盆地。三疊系末印支運(yùn)動使盆地整體抬升，延長組遭到風(fēng)化剝蝕，形成一個寬廣的東傾的河谷系統(tǒng)，它以東西向的甘陜古河為主干，很多南北向的支流匯入其中。侏羅系地層首先沉積于這些河谷中，早期富縣組沉積期間，盆地繼續(xù)保持一段時間的上升，而后漸趨穩(wěn)定。馬嶺油田位于陜甘寧盆地東南部,天環(huán)向斜東翼.構(gòu)造“基底”是三疊系延長組頂部風(fēng)化殼。目前基本探明含油構(gòu)造面積約200000000，閉合面積18800000，閉合高度2030m ，主要油層系為侏羅系組，油藏埋藏深度在20003200m，基本探明原油地質(zhì)儲量7721.1419104t，預(yù)計油田面積和儲量將進(jìn)一步擴(kuò)

2、大。我們主要研究了油田的概況與地質(zhì)特征，應(yīng)用各層的有效厚度，孔隙度與含油飽和度等參數(shù)求得儲量豐度進(jìn)而確定各個小層的地質(zhì)儲量。用容積法計算的儲量與各小層計算的儲量相差不大。根據(jù)表中所給數(shù)據(jù)求得主力油層各單井的無阻流量，進(jìn)而確定該層原油產(chǎn)量，對該油藏的產(chǎn)能進(jìn)行測試，描述了滲透率、產(chǎn)能系數(shù)、含水率上升與含水率等的關(guān)系，確定了油藏產(chǎn)能的大小。并對有藏采收率和可采儲量進(jìn)行了確定。學(xué)習(xí)使用新型的Swift試井分析軟件進(jìn)行7850水井與1-4a油井的試井資料試井分析，輸出該井各自資料的有因次、無因次雙對數(shù)曲線和半對數(shù)試井曲線。1 油藏概況1.1 地理環(huán)境該油藏層狀低滲透砂巖油藏，位于陜甘寧盆地南部，天環(huán)向斜

3、東翼斜坡中部，油田探明面積主要分布在，境，地面海拔11201820m,含沙量大，油田所屬地區(qū)屬陸性干旱氣候，夏季最高溫度36，冬季最低氣溫-28，平均氣溫7.8，冬夏多風(fēng)沙，晝夜溫差大，降雨量小，蒸發(fā)量大。油田至城區(qū)的公路便利，城區(qū)已通火車，交通相對便利，油田的開發(fā)有利于促進(jìn)當(dāng)?shù)亟?jīng)濟(jì)的發(fā)展，改善當(dāng)?shù)氐纳顥l件，對發(fā)展該地區(qū)的作用十分明顯。1.2 區(qū)域地質(zhì)構(gòu)造1.2.1 地層層序：該油田自下而上鉆遇的地層有中生界三疊系延長組，侏羅系富縣組，組，直羅組和安定組，白堊系志丹組，新生界第三系和第四系，主要油層系為侏羅系組，油藏埋藏深度在20003200m。1.2.2 生儲蓋組合：該油藏位于陜甘寧盆地東

4、南部，構(gòu)造基底是三疊系延長組頂部風(fēng)化殼，三疊系末期，印支運(yùn)動使盆地整體抬升，延長組受風(fēng)化剝削和切割，古地形高低起伏，古河道，古殘丘縱橫分布，構(gòu)造面積約200000000，閉合面積18800000，閉合高度2030m，油層分布在平臺區(qū)和構(gòu)造高的部位，在上傾方向由巖相變化而形成圈閉，為巖性構(gòu)造油藏結(jié)合油藏的形態(tài)，水動力系統(tǒng)與開發(fā)特征，大體上把油田劃分為倆大類：層狀低滲透砂巖油藏和層狀特低滲透砂巖油藏。該油藏屬于層狀低滲透砂巖油藏。1.2.3 沉積類：經(jīng)過測試該油藏為長石硬砂質(zhì)石英砂巖沉積，多柔性巖塊，為多個透鏡狀砂疊加而成，粗中粒，成分混雜，雜基含量一般在16%48%之間，砂體連續(xù)性差，分選不好，

5、油層滲透率低，一般僅在1.022.7×10，沉積時河流的特點是迅速填積，穩(wěn)定多河道相互交織，低彎曲度，小坡降，側(cè)向受限制的網(wǎng)狀河流，經(jīng)過對比，該儲層的沉積模式為網(wǎng)狀河流砂體。1.3 勘探成果與開發(fā)準(zhǔn)備程度：1.3.1地震資料：由于盆地逐漸發(fā)展為河流湖沼相環(huán)境，形成了一套含煤系地層，沉積厚度9.262.2m之間油層主要分布在分流河道的小砂體，中一細(xì)粒石質(zhì)砂巖，雜基含量一般在15%，砂體一般長25m，寬200500m，砂體單層厚度25m左右，最大疊加厚度可達(dá)30m，呈正韻律，底部有較粗的滯留沉積物，向上彎曲。依次出現(xiàn)交錯層理，斜層理，波紋層理等。1.3.2探井資料井資料：該油層的分選性好

6、，油層的平均滲透率3.7?？紫抖?4%17%，油層的沉積環(huán)境為三角洲相，淺湖相，由于三角洲不斷后移，形成了零分布的凸鏡狀小砂體。在這些不同的砂體中，形成了許多以巖性圈閉為主的多種類型的油藏。2油藏地質(zhì)特征油藏描述是對油藏動，靜態(tài)特征的綜合性技術(shù)研究.油藏開發(fā)階段的不同,其描述目標(biāo)與容有很大差別.開發(fā)早期油藏描述是綜合地質(zhì),測井,地震,巖芯與滲流物性分析試采與生產(chǎn)測試等資料,研究整個油田的構(gòu)造形態(tài),儲層巖相,結(jié)構(gòu)特征與油藏基本參數(shù)的空間分布規(guī)律,計算原油地質(zhì)儲量,估算油藏產(chǎn)能與產(chǎn)量,研究油藏開發(fā)過程中的參數(shù)變化,綜合構(gòu)成對油藏的動,靜態(tài)特征的詳細(xì)描述.其中靜態(tài)部分油藏地質(zhì)特征描述,以下為馬嶺層狀

7、低滲透油藏地質(zhì)特征.2.1 油藏構(gòu)造特征馬嶺油田位于陜甘寧盆地東南部,天環(huán)向斜東翼.構(gòu)造”基底”是三疊系延長組頂部風(fēng)化殼.三疊系末期,印支運(yùn)動使盆地整體抬升,延長組遭受風(fēng)化剝蝕和切割.古地形高低起伏,古河道,古殘丘縱橫分布，到侏羅系盆地整體下降，組早期地層沿河谷以添平補(bǔ)齊方式層層超復(fù)于古殘丘周圍，S1+S2末期，溝谷基本添平，S3與以上地層廣布其上，差異壓實結(jié)果，形成了與古潛山，古殘丘基本一致的披覆鼻狀構(gòu)造。構(gòu)造向西傾沒，向東抬升，近東西向。在鼻狀構(gòu)造部可分為東，中，西三部分，西部為西傾的階梯狀斜坡，與賀旗凹槽相鄰，走向東北，它不僅控制著地層沉積，而且也是油氣運(yùn)移的重要通道。中部為微有起伏的平

8、臺，東部為三個東西向次的一級隆起，隆凹相間，油層分布在平臺區(qū)和構(gòu)造的高部位，在上傾方向由巖相變化形成圈閉，為巖性構(gòu)造油藏2.2 地層與沉積特征馬嶺油田自下而上鉆遇的地層有中生界三疊系延長組，侏羅系富縣組，組，直羅組和安定組；白堊系志丹組；新生界第三系和第四系；主要含油層系為侏羅系組，油層埋藏20003200m組為一套沙泥巖互層夾煤層沉積，地層厚度為300米，總體上呈下粗下細(xì)的正旋回根據(jù)次級旋回與沉積性質(zhì)的變化，分為，S4-5+S5，S3-4+S4，S1+S2，和S3，四個主力產(chǎn)層馬嶺油田中一區(qū)位于甘陜古河道南側(cè)，碎屑沉積物主要來自西南向東北流的賀旗古河早期富縣組首先沉積在這一河谷中，隨著河谷的

9、充填，到富縣組沉積后期，沉積圍已經(jīng)擴(kuò)大到臺地上.現(xiàn)對主力油層特征做以描述：S3油層：巖性為灰白色灰褐色石英砂巖，以中砂巖為主，底部含礫和泥質(zhì)團(tuán)塊，上部為細(xì)砂巖，頂部以灰黑色泥巖和泥質(zhì)粉砂巖結(jié)束，下粗上細(xì)為不對稱正韻律；層理為斜層理夾水平層理，底部有沖刷面，頂部為不規(guī)則的水平層理或波狀層理；層無泥質(zhì)夾層，只有少數(shù)井有致密砂巖或泥質(zhì)粉沙巖夾層S3油層：巖性為灰白色灰褐色細(xì)含礫粗，中砂巖，粗中中砂巖占油層厚度的70%80%，層泥質(zhì)夾層小，粒度序列不清晰，類型多，正反，復(fù)合韻律皆有，以復(fù)合韻律為主，總體上呈無規(guī)則沉積序列；層理為底角度斜層理，直線斜層理和水平層理交互，頂部為水平層理和波狀層理；粗細(xì)砂巖

10、分帶明顯全剖面巖性粒度粗，序列不清晰，具大型交錯層理，層夾層少和中心灘較固定等特征S3油層：巖性為灰白色，灰褐色中細(xì)細(xì)中粒石英砂巖，巖性純，局部含礫，下部為中砂巖，上部為細(xì)砂巖，總體上看呈現(xiàn)下粗上細(xì)的正旋回；層理構(gòu)造為斜層理夾水平層理；砂巖底面有沖刷面，砂巖直接與泥巖接觸2.3 油層特征2.3.1 油層巖性，厚度，與物性特征中一區(qū)儲層巖性為細(xì)中粒為主（含粗粒）的石英砂和長石石項砂巖，基本特點是膠結(jié)物含量高，膠結(jié)作用強(qiáng)，巖性致密，并含有一定水敏礦物，S3為純石英砂巖，碎屑含量86.4%，膠結(jié)物含量13.6%碎屑成分中石英占81.1%，長石0.4%，巖屑4.9%石英含量占碎屑總量93.9%膠結(jié)物以

11、粘土為主，占8.7%，以與后生的碳酸鹽硫酸鹽硅質(zhì)等膠結(jié)物，膠結(jié)物類型以空隙，接觸空隙和空隙接觸為主，膠結(jié)比較致密S3油層在馬嶺油田北區(qū)和中區(qū)沉積了一套石英砂巖，砂巖呈中厚層，薄層狀油層平均厚度11.1m，其上S1+S2油層平均厚度13.5m，其中油層夾層少，巖心觀察，砂體不連續(xù)夾層為砂質(zhì)泥質(zhì)，泥質(zhì)砂巖和致密粉細(xì)砂巖S3-4+S4油層平均厚度14.7m，S4-5+S5油層平均厚度10.7m.巖心分析統(tǒng)計，油層平均空隙度12.7，滲透率6.2毫達(dá)西，為明顯的低滲透2.3.2油層儲積空間與孔隙結(jié)構(gòu)油層儲集空間原生粒間孔，次生，溶蝕孔，晶間孔，裂隙孔組成S3層長石含量少，巖性純，孔隙以粒間孔為主，次為

12、溶蝕孔，晶間孔，以與極少的裂隙孔S1+S2油層長石含量較多，在成巖過程中酸性水的溶蝕下，長石發(fā)生強(qiáng)烈溶蝕和高嶺石化，形成很多次生孔隙，構(gòu)成以粒間孔溶蝕孔為主的孔隙網(wǎng)絡(luò)儲層非均質(zhì)特點是：喉道細(xì)，屬大孔隙，細(xì)喉道類型；孔喉系統(tǒng)分為由大喉道連通的孔隙體積（40%）、中等喉道連通的孔隙體積（40%）和小喉道連通的體積（30%）水驅(qū)油試驗結(jié)果，大喉道連通的孔隙多，無水期驅(qū)油效率越高；小喉道連通的孔隙越多，孔喉月不均勻，殘余油越多，水驅(qū)油效率越低石英次生加大破壞了孔喉的分選性，滲透率越高，孔喉分選性越差，產(chǎn)生了與原生粒間孔相反的特征2.3.3成巖作用與礦物組地層沉積后，經(jīng)歷了機(jī)械壓實，化學(xué)壓溶，酸性水溶濾

13、等多期成巖作用，使油層孔隙度減少，滲透率降低成巖過程中的主要自生礦物有伊利石、高齡石和晚期碳酸鹽、硫酸鹽膠結(jié)物成巖早期的產(chǎn)物伊利石對滲透率影響很級大自生高齡石有兩種類型，一種是由長石蝕變而來，另一種是直接在孔隙中沉淀出來組成巖作用的特點是成巖作用經(jīng)歷的時間長，作用強(qiáng)，地層壓實后又經(jīng)歷了自生膠結(jié)，石英次生加大的普遍固結(jié)，高齡石的又一次充填，油氣運(yùn)移聚集后，晚期又有碳酸鹽，硫酸鹽，局部固結(jié)，只有充填，很少遷移，孔隙中充滿填隙物，化學(xué)膠結(jié)作用十分強(qiáng)烈，造成了油層的低滲透2.4 油藏類型2.4.1 古地貌特征陜甘寧盆地是三疊系正式形成的一個陸盆地。三疊系末印支運(yùn)動使盆地整體抬升，延長組遭到風(fēng)化剝蝕，形

14、成一個寬廣的東傾的河谷系統(tǒng)，它以東西向的甘陜古河為主干，很多南北向的支流匯入其中。侏羅系地層首先沉積于這些河谷中，早期富縣組沉積期間，盆地繼續(xù)保持一段時間的上升，而后漸趨穩(wěn)定.2.4.2 油藏圈閉 在鼻狀構(gòu)造部可分為東，中，西三部分，西部分為西傾的階梯狀斜坡，與賀旗凹槽相鄰，它不僅控制著地層沉積，而且也是油氣運(yùn)移的重要通道。中部分為微有起伏的平臺，東部為三個東西向次一級隆起，隆凹相間油層分布在平臺區(qū)和構(gòu)造的兩部位，在上傾方向由巖相變化形成圈閉，為巖性構(gòu)造油藏。2.5 油藏中流體的性質(zhì)與滲流特征2.5.1 流體性質(zhì)（高壓物性） 原油屬低粘，低含硫的石蠟基原油，原油性質(zhì)較好。原始條件下原油體積系,

15、飽和壓力下的原油體積系數(shù),原油壓縮系數(shù)原油粘度 地層水性質(zhì)：地層水壓縮系數(shù)原始含水飽和度,地層水粘度 天然氣性質(zhì)：本區(qū)天然氣屬于油藏伴生氣，在地下處于溶解狀態(tài)。原始地層原油粘度為,地層水粘度為,油水粘度比為3.327對油的流動比較有利。表1-1 油藏基本參數(shù)含油面積（）27.7平均有效滲透率(µm2)0.0062地質(zhì)儲量（104t）7627.8777地面原油密度(g/cm3)0.818原始地層壓力（MPa）28.8地面原油粘度(mPa.s)1.14原始飽和壓力（MPa）18.2地層油體積系數(shù)1.7平均有效厚度（m）5平均有效孔隙度（%）12.7平均有效孔隙度（%）12.7體積系數(shù)1.

16、52.5.2 滲流特征油水相對滲透率，根據(jù)對樣品油水相對滲透率測試，。(見圖表)表2-1油水相對滲透率31.683540455055606570.36 00.0070.0130.0330.0490.0650.0850.110.16210.80.490.220.120.0650.030.010圖2-1油水相對滲透率曲線圖2-2原油壓縮系數(shù)與地層壓力曲線關(guān)系曲線表2-2 原油黏度與地層壓力關(guān)系地層壓力(MPa)18.215.8112.899.979.14原油黏度(mPa·s)1.11.191.281.371.46圖2-3原油黏度與底層壓力關(guān)系曲線表2-3 毛管壓力Sw(%)31.6835

17、40455055606570.36pcow(MPa)0.850.66990.45440.3240.2210.1650.1350.1160.0963圖2-4毛管壓力曲線表2-4 相對滲透率關(guān)系含氣飽和度%05101520253035404163氣體相對滲透率000.0420.0760.1250.190.2480.3210.3950.4050.56原油相對滲透率10.7060.4820.3160.1980.1160.0630.030.00100 圖2-5油氣像對滲透率關(guān)系曲線2.6 驅(qū)動與流體分布把組油層巖心鑄體薄片的孔隙體系光刻到玻璃板上，制成顯微模型，在顯微鏡下進(jìn)行油驅(qū)水和水驅(qū)油試驗，直觀的揭

18、示了水驅(qū)油過程，殘余油分布，相對數(shù)量與形成機(jī)理。微觀模型常規(guī)水驅(qū)油顯示為潤濕性不同，水驅(qū)時油水運(yùn)動形式明顯不同。在親水模型中，注入水首先沿大孔隙的壁楔入爬行，水膜逐漸加厚，水從邊部逐漸向孔隙中部推進(jìn)，從而把油驅(qū)出，當(dāng)注入水到達(dá)孔隙出口的喉道處，孔喉比較大時，水很容易把油卡斷，形成孤島狀殘余油留在孔隙中間，對于一般并聯(lián)的孔道來說，注入水能比較快的占據(jù)小孔道，當(dāng)孔喉太小時注入水繞國這些小孔隙喉道所控制的含油部分。從而有較多的原油呈簇狀殘留下來。當(dāng)油層滲透率分布不均勻時，雖然毛管力是驅(qū)動力，但注入水主要還是在高滲透部分竄流，低滲透部分是很難進(jìn)水的，當(dāng)提高注水壓力，這些殘余油仍可能發(fā)生流動原已被水占據(jù)

19、的大孔道仍有可能再被油侵入，這時油以油柱或細(xì)長的油滴形式在孔道的中心部位移動。在親油模型中注入水首先沿大孔道的軸部推進(jìn)，指進(jìn)現(xiàn)象非常明顯無水期很短，大量的油是在油水同流期采出，油水同流是以較大的油滴形式產(chǎn)出，被小孔道包圍的大孔隙油較難排出，殘余油明顯高于親水模型，親油程度越高指進(jìn)現(xiàn)象越嚴(yán)重，殘余油飽和度越高，模型中殘余油飽和度最高可達(dá)50%以上。殘余油的分布特征是：在親水模型中殘余油的主要形式是以不規(guī)則的珠狀，索狀和簇狀，絕大部分被水分割成孤立狀態(tài)滯留在孔隙中。在親油模型中殘余油的形態(tài)有三種，一是以被小喉道包圍的大孔隙片油塊；其次是殘在小孔隙和一端封閉的死孔隙中的原油；三是以油膜，油珠狀態(tài)吸附

20、在孔壁上的原油。其次還有顯分:提高注入壓力，殘余水，殘余油的分布狀況可能發(fā)生變化，并繼續(xù)流動，但靠提高壓力來提高水驅(qū)效果很不理想，當(dāng)注入壓力提高一倍時只有少量的殘余油被驅(qū)動,因此現(xiàn)場難以實現(xiàn)。2.7 地層壓力原始地層壓力,飽和壓力廢棄地層壓力3 儲量計算3.1 儲量計算的容積法 油、氣儲量是指導(dǎo)油田勘探與開發(fā)，確定投資規(guī)模的重要依據(jù)。在油田勘探初期，要算準(zhǔn)儲量比較困難，容積是在油田投產(chǎn)前唯一可利用靜態(tài)資料計算儲量的方法，它適用的油藏類型廣泛，對不同圈閉類型、儲集類型和驅(qū)動方式的油藏均可使用。它沿用的時間長，從發(fā)現(xiàn)油田到開發(fā)中期都可使用。所以容積法是國的儲量計算中使用最廣泛的一種方法。 容積法計

21、算儲量的可靠性隨資料的增多而提高。從經(jīng)驗來看，一般大、中型的構(gòu)造油藏儲量計算的精度較高，斷塊，巖性和裂縫性復(fù)雜油氣藏儲量計算的精度較差。 容積法計算油、氣儲量的實質(zhì)是計算地下巖石孔隙中油、氣所占的體積，然后用地面的重量單位或體積單位表示。原油地質(zhì)儲量計算公式為： N=100Ah(1-Swi)o /Boi（3-1）式中 N原油地質(zhì)儲量，104t A含油面積，km2 h平均有效厚度，m；平均有效孔隙度，%； Swi平均束縛水飽和度，%； o平均地面脫氣原油密度，t/m3;Boi平均地層原油體積系數(shù)。代入數(shù)據(jù)，對S1+ S2油層組：N1=100×25.0×11.1×0.

22、13×0.63×0.822/1.540 =2876.9971（10t）對S3油層組：N2=100×22.3×13.5×0.13×0.65×0.815/1.462 =3031.1（10t）對S3-4+S4油層組：N3=100×12.9×14.7×0.12×0.62×0.818/1.441 =1663.0192（10t）對S4-5+S5油層組：N4=100×1.5×10.7×0.13×0.61×0.818/1.441=150.02

23、56（10t）地質(zhì)儲量：N=N1+N2+N3+N4=2876.9971+3031.1+1663.0192+150.0256=7721.1419（10t）3.2 參數(shù)確定3.2.1油層有效厚度的平均值 計算儲量需要代表整個油田和區(qū)塊的油層平均有效厚度。選擇有效厚度的平均方法與油田地質(zhì)條件和井點分布情況有關(guān)。油層有效厚度的平均值有算術(shù)平均法和面積權(quán)衡法。算術(shù)平均法求油層平均有效厚度為各井油層組有效厚度累加值除以總井?dāng)?shù)；面積權(quán)衡法與算術(shù)平均法的不同之處在于面積權(quán)衡法的“權(quán)”，由每口井所控制的面積決定。所以面積權(quán)衡法適用于井網(wǎng)不均勻的評價鉆探地區(qū)。平均有效厚度（用算術(shù)平均法計算h=有效厚度總和/含油面

24、積）h=（11.1×25.0+13.5×22.3+14.7×12.9+10.7×1.5）÷27.7 =28.3（m） 3.2.2 油層平均孔隙度 計算孔隙度平均值，應(yīng)當(dāng)用油層有效厚度圍的分析樣品數(shù)據(jù)，或測井?dāng)?shù)據(jù)。平均有效孔隙度應(yīng)采用巖石體積權(quán)衡法。此外，需要計算平均體積系數(shù)、平均原油密度等。平均有效孔隙度（用有效厚度作權(quán)系數(shù)=hjj/hj）3.2.3 油層滲透率的平均值K=0.0062µ3.2.4平均束縛水飽和度計算平均束縛水飽和度，也可通過取芯并進(jìn)行室實驗，通過加權(quán)即可求得。平均束縛水飽和度（用有效厚度作權(quán)系數(shù)Swi=hj·

25、;Swij/hj）3.3 儲量評價儲量計算完成后，應(yīng)對油氣藏儲量進(jìn)行評價，這是衡量勘探經(jīng)濟(jì)效果，指導(dǎo)儲量合理使用的一項重要工作。儲量評價工作通常按以下幾個方面與評價標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行。3.3.1 流度K/高：>80； 中：3080； 低：1030； 特低：<10。 代入數(shù)據(jù)，5.44<10故該油田為特低流度油田3.3.2 地質(zhì)儲量（108噸油田、108方氣田）特大油田：>10大型油田：110 大型氣田：>300中型油田：0.11 中型氣田：50300小型油田：<0.1 小型氣田：<50總地質(zhì)儲量N=7721.141910t=0.772110t0.1<0.7

26、721<1故該油田為中型油田3.3.3 地質(zhì)儲量豐度（油：N/A 氣：G/A） 油田(104t/km2) 氣田(108m3/km2)高豐度：>300 >10中豐度：100300 210低豐度：50100<2特低豐度：<50代入數(shù)據(jù)，N/A= =278.7416(104t/km2)100104t/km2 <278.7416104t/km2<300104t/km2故該油田為中儲量豐度油田3.3.4 油氣井產(chǎn)能 千米井深穩(wěn)定日產(chǎn)油量t/d·km 千米井深穩(wěn)定日產(chǎn)氣量104m3/d·km高產(chǎn)： >15 10 中產(chǎn)： 515 310 低

27、產(chǎn)： 15 <3 特低產(chǎn)： <1代入數(shù)據(jù)，千米井深穩(wěn)定日產(chǎn)油量=0.6349（t/d·km）（平均單井產(chǎn)能計算見下部分） 0.6349<1千米井深穩(wěn)定日產(chǎn)油量屬于特低產(chǎn)水平單位厚度采油指數(shù)t/d·MPa·m高：>1.5； 中：11.5； 低：0.51； 特低：<0.5單位厚度采油指數(shù)=0.00601(t/d·MPa·m)0.00601<0.5 ,故為特低水平。3.3.5 油層埋藏深度油田 氣田淺層： <2000 <1500中深層： 2000320015003200深層： 32004000 3200

28、4000超深層： >4000>4000由地質(zhì)資料可知，馬嶺油田侏羅系埋藏深度在20003200間， 故該油藏為中深層油藏通過儲量評價，即可為全面的規(guī)劃投產(chǎn)油田的順序、資金的分配等作出決策。3.4采收率預(yù)測設(shè)定1988年5月1日至1989年5月1日這一年時間的采油速度為0.2%，這一年時間的采油量Np =N0.2%=7721.14190.2%=15.4423（10t）產(chǎn)量Q=423.077（t/d） =517.209（m/d）單井平均產(chǎn)量為5.172m/d（初期總采油井?dāng)?shù)為100口，見油藏工程設(shè)計部分）由pwf（t）=pi-2.1208（lgt+lg+0.8686S+1.9077）

29、（32）取S=0，pwf（t）=pi-2.1208（lgt+lg+0.8686S+1.9077） =28.8-2.1208 lgt+ lg0.0062 /(0.127×1.14×20.65××)+1.9077?。簆wf（t）=pb=18.2MPact= cP+ coSo+ cwSw+ cgSg初期Sg=0 ct=6.52+19.560.628+4.970.372+0 =20.65（1/MPa）取S=0，pwf（t）=pb=18.2MPa，并把其它數(shù)據(jù)代入公式（31）得 t=0.0183h由上面計算可知，油井生產(chǎn)很短時間，井底壓力降低到飽和壓力，為了有效開

30、發(fā)油藏，防止溶解氣分離，故一開始就進(jìn)行注水，見油藏工程設(shè)計部分。對反九點法注水井網(wǎng)： 注水井井底壓力p=29.4MPa=pe設(shè)定此油藏為圓形油藏，流體作平面徑向穩(wěn)定滲流，由丘比公式得： （33）取pwf（t）=pb=18.2MPa，并把其它數(shù)據(jù)代入公式（32）得： q=1.9047（m/d）油田1988年5月試采，1996年見水。這9年間持續(xù)注水，100口井共可獲得原油量為64.0668104t，1990年剛開始見水時，采出程度為1.57%。假定含水率按每年2%的增長速度遞增，則累積產(chǎn)水量與累積產(chǎn)油量可預(yù)測如下表：表3-1時間/年累積產(chǎn)油量N/ m累積產(chǎn)水量W/ mlg W1988708799

31、.213373.131989775539.94117.93.611990840890.28289.23.921991904850.013850.94.141992967419.420803.14.3219931028598.429145.74.4619941088386.938878.74.5919951146785.050002.14.7019961203792.762516.04.80利用上表數(shù)據(jù)，以Np為橫坐標(biāo)，以 lg Wp為縱坐標(biāo)在直角坐標(biāo)系繪制下面的關(guān)系圖,并擬合出直線方程。圖3-1 N-lg W關(guān)系曲線圖即lgW=1.156+3NB=3，A=1.156當(dāng)含水率為98%時， WOR

32、=49W=7.092199t由lgW=1.156+3N知， N=189.826m3 當(dāng)含水率為98%時,采出程度為2.004% 以上分析說明：僅靠水驅(qū)方法提高采收率，采收率很難提高。所以，針對油田的特低滲透性，可采取超前注水、壓裂、酸化等措施提高采收率。4油田開發(fā)的方針和原則高效開發(fā)油田的根本要少投入，多產(chǎn)出，獲取最大的經(jīng)濟(jì)效益。然而，油田開發(fā)的效果是由若干因素所決定的，比如：開發(fā)規(guī)模，井網(wǎng)形式，進(jìn)距，井?dāng)?shù)，開發(fā)方式，采油速度，配產(chǎn)等的不同，都將對油田開發(fā)效果產(chǎn)生很大的影響，而最優(yōu)開發(fā)方案只能在多個不同方案的技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)對比分析以后才能得出。油田開發(fā)應(yīng)堅持“少投入，多產(chǎn)出”原則，以盡可能獲取最

33、大經(jīng)濟(jì)效益。為此，在氣田開發(fā)中應(yīng)盡量采用高新適用技術(shù)，綜合配套，全面提高氣田開發(fā)效果。4.1開發(fā)方案設(shè)計.鉆采工藝設(shè)計和地面工程設(shè)計應(yīng)協(xié)調(diào)銜接，確保油田開發(fā)系統(tǒng)的整體效益。4.2 總體規(guī)劃部署，分期實施.在確保產(chǎn)油量的前提下，初期盡量少打井，避免資金積壓，減少投入，降低成本，縮短投資回收期。4.3 由于長S1+S2、S3、S3-4+S4、S4-5+S5四油層組除含油面積和深度有異外，其他參數(shù)均很接近。經(jīng)過一翻實驗與比較，決定采用反九點法面積井網(wǎng)對兩層同時進(jìn)行開發(fā)。S1+S2含油面積25km2且油藏厚度為11.1m，S3含油面積22.3km2，且油藏厚度13.5m，S3-4+S4含油面積12.9

34、km2，且油藏厚度14.7m。S4-5+S5含油面積1.5km2，且油藏厚度10.7m.所以，初期可以先以S4-5+S5為對象打探井試采，根據(jù)動態(tài)反映調(diào)整井網(wǎng)和井位。4.4 為確保油量的持續(xù)供應(yīng)，建議初打井?dāng)?shù)不應(yīng)超過計劃打井?dāng)?shù)的80%，留下20%的井?dāng)?shù)應(yīng)考慮在中后期作為開發(fā)調(diào)整使用。4.5 由于所屬油藏K=0.0062（µm2）?？紫抖葹?.127，故其屬于低滲油氣藏。所以，要采取壓裂注水開采的方針，努力改造地層性質(zhì)，實現(xiàn)原油的持續(xù)開采。4.6 在方案實施過程中逐步建立完整的動態(tài)監(jiān)測系統(tǒng)。初期利用不具備工業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的探井做觀察研究。開發(fā)中利用低效開發(fā)井，并補(bǔ)充個別新鉆井作觀察井。5 油藏

35、工程設(shè)計5.1 開發(fā)方式的確定根據(jù)物質(zhì)平衡方程可以判斷天然能量的大?。? = （5-1）=11.02則有10<Npr<30，所以天然能量比較充足，但是由于馬嶺油田屬于層壯特低滲透型油藏，平均滲透率僅為6.2µm2，且該油藏是由下部的河流充填式沉積發(fā)展為上部的三角洲，沼澤沉積相，在這樣的沉積環(huán)境中，砂體沉積小，側(cè)向連續(xù)性差，地層不能形成良好的滲流條件，依靠天然能量開采，采收率低，因此從經(jīng)濟(jì)效益看來必須用人工注水開采方式。 根據(jù)地質(zhì)資料反應(yīng)，該油藏的地飽壓差大，邊水不活躍，且根據(jù)已給的參數(shù)知道有pi>pb，則該油藏為欠飽和油藏，驅(qū)動方式為彈性水壓驅(qū)動類型。5.2 開發(fā)層

36、系的劃分 開發(fā)層系的劃分，既要達(dá)到縱向上波與體積提高，又要有最佳的經(jīng)濟(jì)效益，根據(jù)層系劃分原則，一個獨立開發(fā)的層系應(yīng)該具有一定的地質(zhì)儲量，根據(jù)容積法計算，四個層系的原油地質(zhì)儲量分別為：對S1+ S2油層組：N1=100×25.0×11.1×0.13×0.63×0.822/1.540 =2876.9971（10t）對S3油層組： N2=100×22.3×13.5×0.13×0.65×0.815/1.462 =3031.1（10t）對S3-4+S4油層組：N3=100×12.9×1

37、4.7×0.12×0.62×0.818/1.441 =1663.0192（10t）對S4-5+S5油層組：N4=100×1.5×10.7×0.13×0.61×0.818/1.441=150.0256（10t）地質(zhì)儲量：N=N1+N2+N3+N4=2876.9971+3031.1+1663.0192+150.0256=7721.1419（10t）且四個層系相互獨立，又因為四個油層的孔隙度，含油飽和度相近，均屬低滲透型油藏，原油性質(zhì)相近，屬于一個壓力系統(tǒng)，單井采油能力低等特點，可以設(shè)計一個開發(fā)層系分層注水，合層開發(fā)。5

38、.3 開發(fā)井網(wǎng)的部署合理的開發(fā)井網(wǎng)是高效開發(fā)油田的重要條件之一，對于像馬嶺油田這樣的特低滲，非均質(zhì)性比較明顯的非常規(guī)性油田，需要確定一套合理的開發(fā)井網(wǎng)。根據(jù)此油田的地質(zhì)特征和儲曾的物性參數(shù)，此油田的井網(wǎng)部署需要從以下幾個方面來考慮：5.3.1網(wǎng)要能最有效的控制住油藏的儲量。5.3.2井網(wǎng)能保證達(dá)到一定的生產(chǎn)規(guī)模和一定的穩(wěn)產(chǎn)期。5.3.3要能保證盡可能高的采收率。5.3.4鉆井投資與工作量最小。5.3.5為開發(fā)后期調(diào)整留有余地。根據(jù)資料顯示，在此區(qū)塊的早期開發(fā)采用面積注水開發(fā)試驗，采用600m井距，反九點不規(guī)則面積注水井網(wǎng)投入開發(fā)，隨著油田衰竭式的開采，采收率逐漸降低，因此在原井網(wǎng)的基礎(chǔ)上進(jìn)行了

39、加密調(diào)整，用數(shù)值模擬計算了主力油層，不同井距（300，400，500，600），不同井網(wǎng)（五點法，反七點法，反九點法）的12個方案，從計算結(jié)果與經(jīng)濟(jì)效益看來，井距增大，打井少，效益好。反七點法效益最差，同一井距五點法比反九點法效益好。對比結(jié)果認(rèn)為：300，400m五點法和反九點法，500m反九點法5個方案可以選用。但是，此5個開發(fā)方案中，可采程度差別比較大。經(jīng)過模擬計算，在同一開發(fā)年限下（45年），400m反九點法的含水率，日注水，累積產(chǎn)水，注入倍數(shù)均為最小，采出程度，累積采油量均為最大，在含水率為95%時的開采年限超過了45年，所以采用400m反九點法為最佳方案。反九點法的井網(wǎng)分布為：每一個

40、注水單元為一個正方形，其中有一口注水井和八口開發(fā)井。注水井位于注水單元中央，四口生產(chǎn)井分布在四個角上（稱為角井），另四口井布于正方形的四個邊上（稱為邊井）。其注采井?dāng)?shù)比為1：3。但是隨著油田的開發(fā)，井距還應(yīng)該根據(jù)開發(fā)現(xiàn)狀和剩余油分布進(jìn)行適當(dāng)加密。5.4 開發(fā)指標(biāo)的預(yù)測和評價由于已知pi=28.8MPa，pb=18.2MPa，pi>pb，則此油藏為欠飽和油藏，且該油藏的驅(qū)動方式為未飽和油藏的天然彈性水壓驅(qū)動。該油藏的條件為：pi>pb，系數(shù)m=0，Rp=Rs=Rsi，Bo-Boi=BoiCoP則該油藏的簡化物質(zhì)平衡方程式為：， 其中天然水侵量 人工注水量得：=，=則可以利用物質(zhì)平衡方

41、程對此油田做一動態(tài)預(yù)測。5.4.1 確定采出程度原油累積產(chǎn)量的公式為（5-2）在注水保持地層壓力下，Boi>>Bo，則上式可以簡化為：=2155.6926(104t)此時，假定此油田現(xiàn)在處于高含水采油期，且目前的含水率約為60%90%，在此假定Sw>>0.80。則可以計算得馬嶺油田目前的采出程度為：5.4.2 開發(fā)現(xiàn)狀就油田開發(fā)全過程而言，任何油田的開發(fā)都要經(jīng)歷產(chǎn)量上升，產(chǎn)量穩(wěn)定，產(chǎn)量遞減三個階段，馬嶺油田現(xiàn)在已經(jīng)進(jìn)入高含水開采的(幽靜產(chǎn)量占總產(chǎn)量地2/3)，進(jìn)行含水類型的擬合，其結(jié)果均屬于S凹型（有S型，S凹型，凹型三種類型），擬合得相關(guān)的S凹型曲線，有公式: 其中平

42、均采出程度含水上升率公式為：由于馬嶺油田各區(qū)塊與其它油田含水曲線具有共同特征，即沒有無水采油期的S凹型含水曲線類型，只是初始含水的高低影響各油田的采收率。表5-1 9.826.70.001，溶蝕孔，晶間孔，裂隙孔組成延- 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 -

43、 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 - 20 -

44、 0.011550.183290.365490.5593560.766653.310893.50563.724753.9730974.256857 圖5-1 含水率上升與含水率的關(guān)系曲線大致圖5.4.3 可采儲量和最終采收率的確定由于注水開發(fā)油田，其開發(fā)指標(biāo)間存在著線性的關(guān)系式，在注水開發(fā)油田的過程中，可以根據(jù)實際的資料，利用線性回歸法求得和的實際關(guān)系式，用此對該層系未來動態(tài)進(jìn)行預(yù)測。當(dāng)注水開發(fā)實驗結(jié)束時，可根據(jù)此時的含水率得知（例如含水為95%或98%等）累積產(chǎn)水量(Wp)max和水油比(WOR)max，進(jìn)一步根據(jù)甲型水驅(qū)特征公式推倒求得可采儲量。（Npmax）和最終采收率（）。5.4.4

45、高含水期開采馬嶺油田開發(fā)已經(jīng)十幾年，已從低含水開采進(jìn)入了中高含水開采期，從實際資料來看，油田開發(fā)效果是好的，從主力油層的開采實踐中，認(rèn)為該階段除繼續(xù)對致密層挖潛外，應(yīng)考慮改變注水方式與開展三次采油試驗來挖潛高含水層，剩余油較多的儲層的潛力。5.5 注采壓力系統(tǒng)注水開發(fā)油田需要取得好的開發(fā)效果，除了合理的注采井網(wǎng)外，還要建立合理的注采壓力系統(tǒng)，需要滿足油田開采速度所需要的注采壓差，必須達(dá)到注采壓力系統(tǒng)的平衡。在確定此區(qū)塊采用400m井距，反九點法的井網(wǎng)，做出符合上述條件下的不同含水，不同壓力下的注采壓力平衡圖（IPRIIR曲線），由此可以確定出不同含水時，滿足注采平衡條件的最大產(chǎn)液量與地層壓力界

46、限。馬嶺油田的反九點法的注采井?dāng)?shù)比為1:3（例如30口注水井，100口采油井），做其相應(yīng)的IPRIIR曲線，從曲線上求出不同含水時達(dá)到注采平衡條件下的最大采液速度與地層壓力界限值，再做出給定的不同采油速度與含水關(guān)系曲線，由此圖可以求得任意一地層壓力下，不同含水時的最大采液量。5.6 產(chǎn)能評價5.6.1 單井產(chǎn)能測試特點與結(jié)果在目前的條件下，酸化是油井正常投產(chǎn)的必備條件，起初，酸化的規(guī)模可能很小，僅能起到溶解的作用，但是，隨著酸化技術(shù)的發(fā)展，油層進(jìn)一步改造，預(yù)計產(chǎn)能還有潛力。由于馬嶺油田屬于特低滲透型油田，因此僅依靠純注水來提高原油的生產(chǎn)能力還有一定的開發(fā)難度。壓裂改造是提高低滲透油層生產(chǎn)的基本

47、手段已被理論和實踐所證實。油井投產(chǎn)后需要通過壓裂來擴(kuò)大有效體積系數(shù)來提高各分層的驅(qū)替效果：使油藏的開采程度進(jìn)一步得到提高。5.6.2 油井合理配產(chǎn)方法和穩(wěn)產(chǎn)法對油井合理配產(chǎn)是高效開發(fā)油田的一個重要環(huán)節(jié)。各種配產(chǎn)方法為油井和分階段實施方案配產(chǎn)提供了可靠曲線。經(jīng)常采用的方法有：經(jīng)驗統(tǒng)計法，采油曲線法，雙目標(biāo)優(yōu)化法，協(xié)調(diào)配產(chǎn)法，擬穩(wěn)態(tài)法，物質(zhì)平衡法（MBE），數(shù)值模擬法，試采評價等方法。其中，采油曲線法是從油井二項產(chǎn)能出發(fā)，油井生產(chǎn)壓差pcpwf為地層壓力pc和油井產(chǎn)量q的函數(shù)。當(dāng)?shù)貙訅毫σ欢〞r，生產(chǎn)壓差僅使油井產(chǎn)量的函數(shù)，當(dāng)產(chǎn)量q較小時，油井生產(chǎn)壓差與產(chǎn)量q的生產(chǎn)關(guān)系呈直線關(guān)系，P與q呈曲線關(guān)系且

48、凹向壓差軸,將偏離直線的那一點產(chǎn)量作為油井配產(chǎn)產(chǎn)量的配產(chǎn)方法就是采油曲線配產(chǎn)法。物質(zhì)平衡法是利用物質(zhì)平衡方程結(jié)合二項式采油方程:Pr2-pwf2=Aq+Bq2,對油井的生產(chǎn)動態(tài)預(yù)測前面已經(jīng)提到，此油層為不封閉型欠飽和油藏，驅(qū)動方式為彈性水壓驅(qū)動，其物質(zhì)平衡方程為：N=NpBo-(We-Wp)Bo/BoiCtP，以該井的最低井底流壓pwfmin與穩(wěn)產(chǎn)時間大于10年為限制條件，當(dāng)油井以某一產(chǎn)量生產(chǎn)，其井底壓力達(dá)到最小值時的生產(chǎn)時間大于10年，則認(rèn)為油井的這一產(chǎn)量為該油田的穩(wěn)產(chǎn)產(chǎn)量。經(jīng)計算，帶入數(shù)據(jù)得： 得： =221.552 t馬嶺油田的穩(wěn)產(chǎn)產(chǎn)量為221.552 t。6 經(jīng)濟(jì)評價6.1 投資估算本

49、項目投資估算包括固定資產(chǎn)投資估算、建設(shè)期利息估算與流動資金估算。6.1.1 固定資產(chǎn)投資估算6.1.1.1勘探投資按照本項目動用中部氣田探明儲量的比例，考慮到利用已鉆58口井的投資進(jìn)行估算，該項目的勘探投資估算為2950萬元。6.1.1.2開發(fā)井投資本油田開發(fā)鉆井100口，成本每米5000元，平均井深3018米，估算開發(fā)鉆井投資為30180萬元。6.1.1.3地面建設(shè)投資地面建設(shè)投資為鉆井投資的30%，估算為9054萬元。6.1.2 流動資金流動資金按固定資產(chǎn)投資的3%估算，估算值為1327萬元。6.2 經(jīng)濟(jì)估算本項目經(jīng)濟(jì)評價是依據(jù)國家計委、建設(shè)部建設(shè)項目經(jīng)濟(jì)平均方法與參數(shù)（1993年7月第二

50、版）、石油工業(yè)建設(shè)項目經(jīng)濟(jì)評價方法與參數(shù)的規(guī)定與有關(guān)政策進(jìn)行的，主要考察該項目的獲利能力、清償能力與負(fù)債情況，以判斷項目在財務(wù)上的可行性。6.2.1 采油成本估算6.2.1.1 成本估算依據(jù)開發(fā)與地面建設(shè)方案全行業(yè)油氣成本資料其他有關(guān)資料6.2.1.2本開發(fā)項目生產(chǎn)期分自然穩(wěn)產(chǎn)齊、調(diào)整穩(wěn)產(chǎn)期等階段折舊費(fèi)：固定資產(chǎn)形成率80%，綜合殘值率3%，綜合折舊年限為9年，固定資產(chǎn)折舊費(fèi)每噸原油100元。儲量使用費(fèi)：按每噸原油59元，每千方氣5元計算。操作費(fèi)用：包括材料費(fèi)、燃料費(fèi)、動力費(fèi)、井下作業(yè)費(fèi)、注水費(fèi)、三脫費(fèi)、維護(hù)費(fèi)等，合計每噸油356元。6.2.2 銷售收入與稅金估算6.2.2.1 銷售收入按商品

51、率97%計算，產(chǎn)品價格為每噸油1000元，每方氣0.5元計算。6.2.2.2 稅金 按產(chǎn)品銷售稅率的18%計算6.2.3 財務(wù)評價與結(jié)果按照建設(shè)項目經(jīng)濟(jì)評價方法與參數(shù)（第二版）規(guī)定的方法，依據(jù)前面所選定的參數(shù)進(jìn)行財務(wù)評價，編制相近流量表詳見表二，主要財務(wù)評價指標(biāo)見表一表6-1 財務(wù)指標(biāo)匯總表序號項目單位結(jié)果備注1財務(wù)部收益率%12.35所得稅后%14.51所得稅前2投資回收期年5.413財務(wù)凈現(xiàn)值萬元26344投資利潤率%7.765投資利稅率%10.826.2.4 評價結(jié)論 從評價結(jié)果可以看出，本項目具有一定的經(jīng)濟(jì)效益，所得稅前的部收益率為14.51%，所得稅后的部收益率為12.35%，均大于

52、基準(zhǔn)收益率12%。本項目在財務(wù)上是可以接受的。本項目的投資回收期為5.41年，說明項目投產(chǎn)后具有較強(qiáng)的償債能力，且投資可以在較段時間回收。項目實施后要確定合理的油氣價格，并要采取措施保證油田穩(wěn)產(chǎn)。表6-2 財務(wù)現(xiàn)金流量表（全部投資） （單位：萬元）序號項目123451現(xiàn)金流入1.1產(chǎn)品銷售收入014979.0314979.0314979.0314979.031.2其他00000合計014979.0314979.03114979.03114979.0312現(xiàn)金流出2.1勘探投資500000002.2鉆井開發(fā)投資3018000002.3地面建設(shè)投資905400002.4折舊費(fèi)01544.231544.231544