油藏開發(fā)方案項(xiàng)目設(shè)計(jì)方案

1 油藏開發(fā)方案 項(xiàng)目設(shè)計(jì)方案 根據(jù)有關(guān)開發(fā)方針、政策，綜合考慮以下因素，提出油田開發(fā)原則： （ 1）充分考慮油田的地質(zhì)特點(diǎn)； （ 2）充分利用油氣資源，保證油田有較高的經(jīng)濟(jì)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) 充分吸收類似油田的開發(fā)經(jīng)驗(yàn)； (6) 確保油田開發(fā)有較好的經(jīng)濟(jì)效益。 發(fā)方式論證 試采分析表明， 井初期產(chǎn)量較高，這說明油藏具有一定的天然能量，利用借鑒高壓物性資料及經(jīng)驗(yàn)公式計(jì)算，因此考 慮到經(jīng)濟(jì)效益，在開發(fā)方式上初期采用天然能量開發(fā)，后期天然能量降低，產(chǎn)量下降， 并且 油藏具有邊 底 水，由油水相滲曲線 （ 可得束縛水飽和度 以 可采用注水方式開采。 2 采用注水方式開采，產(chǎn)量逐漸升高然后保持一個較高的穩(wěn)定狀態(tài)。 綜合 實(shí)驗(yàn)室資料和生產(chǎn)資料分析，該地區(qū)應(yīng)采用注 入方式和時機(jī)選擇 M 油藏油層主要呈條帶狀分布，形態(tài)不規(guī)則，同時油層受斷層控制，為典型特低滲透非均質(zhì)油藏，因此，采用面積注水方式比較適用。 鑒于油藏天然能量不足，宜采取早期注水措施。 圖 水 相 滲曲線 w 含水飽和度發(fā)層系 系劃分與組合的原則 （ 1）一套獨(dú)立的開發(fā)層系應(yīng)該具有一定的儲量，以保證油井具有一定 3 的生產(chǎn)能力， h10m,G10 萬噸； （ 2）兩套開發(fā)層系之間應(yīng)具有良好的隔層，在注水開發(fā)條件下，兩套開發(fā)層系不能夠嚴(yán)格的分開，以避免層系之間發(fā)生水竄，影響分采效果； （ 3）同一開發(fā)層系內(nèi)各小層的物理性質(zhì)相似，尤其是滲透率相接近，以防注水過程中形成嚴(yán)重的單層突進(jìn)； （ 4）同一開發(fā)層系內(nèi)各油層的油水分布、原油性質(zhì)、壓力系統(tǒng)應(yīng)當(dāng)接近； （ 5）劃分開發(fā)層系時，應(yīng)當(dāng)考 慮當(dāng)前采油工藝技術(shù)水平，同一油藏中相鄰油層應(yīng)當(dāng)盡可能組合在一起，以便進(jìn)行井下工藝措施，盡量發(fā)揮井下工藝措施的作用，不要將開發(fā)層系劃分得過細(xì)，即可少鉆井，又便于管理，又能達(dá)到同樣的開發(fā)效果； （ 6）多油層油田當(dāng)具有以下地質(zhì)特征時，不能用一套開發(fā)層系開發(fā)： 儲層巖性和物性差別大； 油氣的物理化學(xué)性質(zhì)不同； 油層的壓力系統(tǒng)和驅(qū)動方式不同 油層的層數(shù)太多，含層段過大。 發(fā)層系的確定結(jié)果及依據(jù) 針對 2 井油層的發(fā)育特點(diǎn)及試采井生產(chǎn)特點(diǎn)，確定采用一套層系開發(fā)較為 合理。依據(jù)如下： (1)油層分布面積大、單儲系數(shù)小 該塊 油層含油面積面積 儲系數(shù)小，為 04t/（ m ），故按一套層系進(jìn)行開發(fā)較為合理。 (2)一套層系開發(fā)可使油井保持一定的生產(chǎn)能力 油層平均有效厚度為 層集中，按一套層系開發(fā)方可使油井保持一定的生產(chǎn)能力。 4 綜上所述， 油層按一套層系開發(fā)較為合理。 型、井網(wǎng)與井距 型的確定 應(yīng)用水平井開發(fā)的可行性 ： (1)油藏條件適合部署水平井（見表 表 水平井靜態(tài)參數(shù)篩選標(biāo)準(zhǔn)項(xiàng)目 標(biāo)準(zhǔn)參數(shù) 目標(biāo)區(qū)參數(shù) 油藏類型 裂縫性油藏、有氣頂或底水油藏、薄層油藏、稠油油藏 層狀構(gòu)造油藏 埋藏深度 (m) 1000 4000 2680 2913m 油層厚度 10 層系數(shù) kh 100 1020 (2) 利用水平井開發(fā)同類型油藏已取得較好效果（見表 表 勝利水平井應(yīng)用效果統(tǒng)計(jì)表 序號 油藏類型 井?dāng)?shù) 初期平均單井生產(chǎn)情況 目前平均單井生產(chǎn)情況 累積 產(chǎn)油量 (104t) (口 ) (%) 日液 (t/d) 日油 (t/d) 含水 (%) 日液 (t/d) 日油 (t/d) 含水 (%) 1 裂縫 28 稠油 87 屋脊斷 81 5 (3) 水平井可獲得較高產(chǎn)能 由于水平井控制面積大，相應(yīng)增加了井筒的泄油面積，提高油井產(chǎn)能。 網(wǎng)與井距的確定 (1)井距的估算 根據(jù)前蘇聯(lián) PH 季雅舍夫統(tǒng)計(jì)羅馬什金油田不同滲透率層和泄油半徑的經(jīng)驗(yàn)關(guān)系式： 30K (式中 :泄油半徑， m； K 平均滲透率 ,小數(shù)。 塊 4 邊底水?dāng)鄩K 62 構(gòu)造巖性 14 層狀 12 低滲透 15 薄層薄互層 20 整裝厚層正韻律 34 0 地層不整 合 6 計(jì) 359 100 6 斷塊平均滲透率為 0實(shí)際井距不應(yīng)大于 348m。 (2)經(jīng)濟(jì)合理井網(wǎng)密度的確定 合理井網(wǎng)密度的確定，要綜合考慮開發(fā)效果及經(jīng)濟(jì)效益。隨著井距減小、井網(wǎng)密度加大，水驅(qū)的控制程度及最終采收率增加，開發(fā)效果變好。但是隨著井網(wǎng)密度的升高，需要更多鉆井，經(jīng)濟(jì)投入大大增加，將使經(jīng)濟(jì)效益變差。因而在確定合理井網(wǎng)密度時，既要有較好的開發(fā)效果，同時又要在經(jīng)濟(jì)上有良好的回報(bào)和效益。 這就要求首先確定經(jīng)濟(jì)合理的井網(wǎng)密度。 首先利用投入產(chǎn)出理論確定經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度及經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度。經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度是指總產(chǎn)出與總投入相等時的井網(wǎng)密度；經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度是指總利潤最大時的井網(wǎng)密度。 一定井網(wǎng)密度下的總投入為： S(B+1+R)T/2 ( 該井網(wǎng)密度下的總產(chǎn)出為： (中 :A: 含油面積， S: 井網(wǎng)密度，井 / R: 投資貸款利率 ； T: 開發(fā)評價年限， a， 平均單井鉆井投資， 104 元 /井 ， 單井地面建設(shè)投資， 104 元 /井 ； 采油工程投資， 104 元 /井 ； 水驅(qū)采收率 ； 可采儲量采出程度 ； P: 稅后原油價格，元 /t； O: 操作費(fèi) , 元 /t。 水驅(qū)采收率 井網(wǎng)密度的關(guān)系： s (其中： 7 a=100*k/u) (式中： 油效率； a: 井網(wǎng)指數(shù)，井 / 根據(jù)投入產(chǎn)出，總利潤為 : G=D+C)（ 1+R)T/2 =A(B+1+R)T/2( (式中： k=A(B+1+R)T/2 (經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度： (經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度： S2) （ 根據(jù)上述投入產(chǎn)出理論，結(jié)合研究區(qū)塊的地質(zhì)屬性，從而得出經(jīng)濟(jì)合理的井網(wǎng)密度。根據(jù)區(qū)塊儲層物性，儲層平均滲透率 知 a= /水驅(qū)油效率為 油價格選取近五年國際原油平均價格 元 /桶 (3790 元 /噸 )，應(yīng)繳納稅費(fèi)種及稅率有增值稅(17%)、教育附加費(fèi) (取增值稅的 3%)、城市建設(shè) 附加費(fèi) (取增值稅的 7%)、企業(yè)所得稅 (25%)及資源稅 (原油 24 元 /噸 )。 原油增值稅 17%。銀行貸款年利率目前為 單井投資總額(C+為 434 萬元。開發(fā)評估年限為 8 年， 8 年內(nèi)可采儲量采出程度為 入公式，得出經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度為 /濟(jì)最佳井網(wǎng)密度為 /濟(jì)極限井網(wǎng)密度及經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度如圖 示。 由于斷塊油藏非均質(zhì)性較強(qiáng)，單井控制儲量的能力較弱。所以在保持一定的采油速度的前提下，應(yīng)適當(dāng)把 井網(wǎng)密度加大， 單井生產(chǎn)壓差減小，并構(gòu)成完整的注采系統(tǒng)，對提高該邊底水油藏的采收率是有利的，故本研究中采用經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度。 8 圖 利潤隨井網(wǎng)密度變化情況 圖 利潤偏導(dǎo)隨井網(wǎng)密度變化情況 發(fā)井的生產(chǎn)能力 9 油氣井以多大的產(chǎn)量投入生產(chǎn)，是一個十分復(fù)雜的技術(shù)經(jīng)濟(jì)問題，一般說來，應(yīng)從以下幾個方面加以考慮： （ 1）油氣井產(chǎn)量必須大于經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量； （ 2） b 或 d，以防止井底出現(xiàn)二相區(qū)而增加滲流阻力、消耗過多的驅(qū)替能量； （ 3）油氣井產(chǎn)量不能過高、生產(chǎn)壓差不能過大，不能在井底附近產(chǎn)生明顯的非達(dá)西流動和井底坍塌以及套管損壞、井底出砂等工程問題； （ 4）油氣井產(chǎn)量應(yīng)充分利用油氣藏能量并能發(fā)揮油氣井產(chǎn)能； （ 5）井底流壓應(yīng)保證流體的有效舉升； （ 6）油氣井產(chǎn)量應(yīng)能保證注入能力得到及時的補(bǔ)充面壓力水平得到較好的保持。 注水開發(fā)中，產(chǎn)液量計(jì)算公式為 ： （ 式中： 的產(chǎn)液量， t/d ； 液指數(shù)， t/(d； ：生產(chǎn)壓差， 根據(jù)油田 的 單層試油試采以及油層物性流體 立油組平均采油指數(shù)，作為方案設(shè)計(jì)產(chǎn)能的依據(jù)，見表 d，見表 采油指數(shù) 井號 有效厚度（ m） 地層壓力（ 流壓（ 生產(chǎn)壓差（ 日產(chǎn)油(t/d) 采油指數(shù)(t/d1 2 5 砂組單井產(chǎn)能 10 砂層 厚度（ m） 壓差（ 日產(chǎn)油 (t/d) 干擾系數(shù) 單井產(chǎn)能 (t/d) 水井的注入能力 在確定注入能力時，主要考慮如下因素： （ 1）注入設(shè)備的承受能力 （ 2）考慮注水井井底的破裂壓力 （ 3）考慮油藏的注采平衡 按達(dá)西定律，吸水指數(shù)與采油指數(shù)比應(yīng)等于油水流度比，滿足下列關(guān)系： J 吸 /J 油 = o/ (J 吸 =d 由于無際試水資料，取 80%作為油組實(shí)際應(yīng)用值，即 J 吸=d 根據(jù)平面徑向滲流理論，并考慮低滲透儲層啟動壓力梯度，可得驅(qū)動壓差 根據(jù) Q 注 = 得不同注入壓力下的日注水量（見圖 油藏中深 2876m，對應(yīng)井口最大注入壓力 20 日注水量與注入壓力關(guān)系曲線 滿足注采比 1:1 條件下，單井日注水最高為 17m/d。d，滿足注水要求。 11 收率計(jì)算 用經(jīng)驗(yàn)公式法進(jìn)行采收率的計(jì)算與標(biāo)定 。 （ 1）經(jīng)驗(yàn)公式 1： 0 . 1 3 1 60 . 2 1 4 2 8 9 （ 式中： 采收率，小數(shù)； K平均滲透率， 10 0 地層原油粘度， 利用經(jīng)驗(yàn)公式 1 計(jì)算結(jié)果如表 經(jīng)驗(yàn)公式 1 計(jì)算結(jié)果 小層 平均滲透率（ 10 地層原油粘度（ s） 采收率（ %） 2 2）經(jīng)驗(yàn)公式 2： 0 1 （ 式中： 采收率，小數(shù)； K平均滲透率， 10 0 地層原油粘度， h 有效厚度， m。 利用經(jīng)驗(yàn)公式 2 計(jì)算結(jié)果如表 表 經(jīng)驗(yàn)公式 2 計(jì)算結(jié)果 小層 平均滲透率 地層原油粘度 有效厚度（ m） 采收率（ %） 12 （ 10 （ 2 3）林志芳、俞啟泰公式 : （ 式中： 采收率，小數(shù)； R油水粘度比； K平均滲透率， 10 利用林志芳、俞啟泰公式計(jì)算結(jié)果如表 表 林志芳、俞啟泰公式計(jì)算結(jié)果 小層 油水粘度比 平均滲透率 （ 10 采收率 （ %） 2 采收率標(biāo)定 采收率直接影響可采儲量的大小，所以采收率的標(biāo)定也是非常重要的 。在經(jīng)驗(yàn)公式法中， 利用林志芳、俞啟泰公式計(jì)算 結(jié) 果相較于兩外兩個偏高，故而舍棄。 綜合 另外兩 個經(jīng)驗(yàn)公式的計(jì)算結(jié)果，標(biāo)定采收率為 見表 表 采收率 計(jì)算 表 經(jīng)驗(yàn)公式 采收率 經(jīng)驗(yàn)公式 1 經(jīng)驗(yàn)公式 2 最終采收率 13 采儲量計(jì)算 采收率標(biāo)定為 地質(zhì)儲量為 噸，故可采儲量為 案比較論證 本次研究根據(jù)生產(chǎn)井的產(chǎn)液能力和注水井的吸水能力，確定注采平衡條件下的合理油水井?dāng)?shù)比： (式中： 水井的吸水指數(shù)； 生產(chǎn)井的產(chǎn)液指數(shù) ； 水井?dāng)?shù)比； I： 層位， i=1, 2, 3； i 層厚度； i 層凈毛比 。 表 出了各參數(shù)的取值： 表 儲層物性參數(shù)表 14 由此可計(jì)算出： 確定了井網(wǎng)密度及注采井比例后，需要確定具體選擇何種井網(wǎng)類型、采用何種注水方式等問題。 本次研究中，首先對正方形井網(wǎng)和三角形井網(wǎng)等兩種井網(wǎng)類型進(jìn)行了對比。為降低其他參數(shù)對結(jié)果的影響，對比過程中盡量保證兩種井網(wǎng)中其他各參數(shù)相同或相近：井網(wǎng)密度為經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度 /合區(qū)塊含有面積 可計(jì)算出共打井 49 口；注采比在 右（實(shí)際注采比采用 且均采用直線注水。 基于上面的描述，可以分別計(jì)算出兩種井網(wǎng)類型的井 距如下： 正方形井網(wǎng) : 三角形井網(wǎng) : 結(jié)合各自的井距，選擇具體布井位置及注采方式，見圖 中藍(lán)色圓點(diǎn)代表注入井，黑色圓點(diǎn)代表生產(chǎn)井。因?yàn)槭莾?yōu)化井網(wǎng)類型的模擬，所以在模擬過程中沒有考慮 三口井的影響，因?yàn)閷@個問題來說，是否考慮已存在的井對結(jié)果的影響不大。 15 圖 正方形井網(wǎng)布井 16 圖 三角形井網(wǎng)布井 圖 不同井網(wǎng)原油采出程度 在模擬過程中，注入井定注入速度 8 立方米 /天注水，生產(chǎn)井定產(chǎn)液量 8 立方米 /天生產(chǎn)，共模擬 15 年。圖 兩種井網(wǎng)類型下地層原油采出程度對比，圖 含水率對比。 17 圖 不同井網(wǎng)含水率變化 從模擬結(jié)果來看，相比于正方形井網(wǎng)，三角形井網(wǎng)的原油采出程度稍高，累產(chǎn)油更大，更加有經(jīng)濟(jì)效益。這一點(diǎn)也和以往的開發(fā)認(rèn)識相符：一般來說，針對斷塊油藏的地質(zhì)特點(diǎn)，井網(wǎng)形式以三角形井網(wǎng)為好。因?yàn)槿切尉W(wǎng)是交錯排列分布，適合不規(guī)則的復(fù)雜斷塊油藏，也有利于落實(shí)小斷層和掌握透鏡體砂體的分布另外三角形井網(wǎng)更容易形成比較完善的注采系統(tǒng)。 薦方案描述與推薦 在油藏開發(fā)過程中，合理的開發(fā)程序?qū)μ岣卟捎退俣取⑼七t含水率升高過快有重要的作用。在確定了最優(yōu)的井網(wǎng)類型、方向，井排比等參數(shù)后，可以在井網(wǎng)確定的情況下來尋找最優(yōu)的生產(chǎn)制度。 油藏開發(fā)程序主要涉及注水方式、轉(zhuǎn)注時間等，根據(jù)實(shí)際開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，對邊水驅(qū)動的斷塊油藏，多采用邊緣注水和面積注水的組合注水方式，且 18 在構(gòu)造高部位多打生產(chǎn)井。根據(jù)這些原則，我設(shè)計(jì)了 下面一 種開發(fā)方案。 始注采方案 本方案的井網(wǎng)類型、注采井比例、井排井距等均取最優(yōu)化后的結(jié)果，并采用直線注水。其中， 三口井分布在井網(wǎng)中， 位置不在井網(wǎng)中網(wǎng)格位置，略有偏移，見圖 中， 改為采油井，口井轉(zhuǎn)變?yōu)樽⑺?因需要保證構(gòu)造高部位主要分布生產(chǎn)井，我選擇 2760m 深度為分界線，完井深度在 2760m 以下的井，均按直線型注水方式分布； 2760m 以上均為生產(chǎn)井。注入井定注入速度 8 立方米 /天注水，生產(chǎn)井定產(chǎn)液量 8 立方米 /天生產(chǎn)。 緣生產(chǎn)井轉(zhuǎn)注 在此制度下生產(chǎn)一定時間后，構(gòu)造底部位的生產(chǎn)井含水率會急劇升高，達(dá)到 90%以上，此時可將構(gòu)造北側(cè)部生產(chǎn)井轉(zhuǎn) 為注入井，以提高產(chǎn)油速度，此時的注采井分布見圖 19 圖 初始油水井網(wǎng) 圖 邊緣轉(zhuǎn)注后注采井網(wǎng) 20 型注水網(wǎng)轉(zhuǎn)正七點(diǎn)注水網(wǎng) 當(dāng)邊緣的生產(chǎn)井完全轉(zhuǎn)變?yōu)樽⑷刖?，一部分殘余?