哈爾濱石油學院石油工程油藏工程設計.doc

目錄第1章油藏地質概況11.1油藏構造特征31.2 油藏儲層特性分析4第2章 油藏流體物性分析82.1油水關系（邊底水，氣頂，溶解氣）82.2油水常規(guī)物性分析92.3油氣水的高壓物性102.4滲流物理特性11第3章 油藏溫度、壓力系統(tǒng)153.1 油藏壓力系統(tǒng)153.2 油藏溫度系統(tǒng)17第4章 油藏儲量計算184.1油藏儲量計算方法204.2 各種儲量參數(shù)的獲得224.3最終計算N、 Gs224.4可采儲量及采收率的預測224.5儲量評價24第5章 油藏驅動能量及開發(fā)方式的確定255.1天然能量分析25第6章 開發(fā)井網、開發(fā)層系及開采速度的設計296.1開發(fā)層系的劃分296.2開發(fā)井網的設計306.3開發(fā)速度的設計30第7章 開發(fā)方案的對比與經濟評價3132哈爾濱石油學院課程設計第1章 油藏地質概況油藏油氣運移過程中，遇到一定的儲集空間聚集下來，并且能夠保存，形成的具有封閉圈閉的含油區(qū)域，稱之為油藏。油藏可分為構造油藏、巖性油藏。油藏具有孔隙度、滲透率、厚度、溫壓等重要特征，同時根據儲集流體的特征，又分為不同類別。油藏提供的石油資源，是當前全球能源結構下，不可或缺的能源。儲油的孔隙性地層稱儲油層，簡稱油層。油層內不是所有地方都含有石油，油層內獨立含油地區(qū)稱油藏。儲油的最小單位。油藏工程中的油藏是：單一圈閉中具有統(tǒng)一壓力系統(tǒng)的基本聚集?？紫抖龋簬r樣中所有孔隙空間體積之和與該巖樣體積的比值，稱為該巖石的總孔隙度，以百分數(shù)表示。儲集層的總孔隙度越大，說明巖石中孔隙空間越大。從實用出發(fā)，只有那些互相連通的孔隙才有實際意義，因為它們不僅能儲存油氣，而且可以允許油氣在其中滲濾。因此在生產實踐中，提出看了有效孔隙度的概念。有效孔隙度是指那些互相連通的，在一般壓力條件下，可以允許流體在其中流動的孔隙體積之和與巖樣總體積的比值，以百分數(shù)表示。顯然，同一巖石有效孔隙度小于其總孔隙度。所謂孔隙度是指巖石中孔隙體積 （或巖石中未被固體物質充填的空間體積）與巖石總體積 的比值?？紫抖鹊难芯浚宏懴鄬有虻貙优c被動大陸邊緣海相層序地層之間存在較大的差異.陸相盆地沉積受多種因素控制,而且不同類型盆地的主要控制因素又各不相同,造就了陸相盆地沉積類型多、相變快、橫向連續(xù)性差、縱向上層序厚度變化大,頻繁的湖侵湖退使湖盆沉積垂向上韻律變化快;因此陸相層序地層的形成、結構和模式更為復雜,研究更為困難.在研究與實踐中,中國學者根據陸相盆地的邊界特征、體系域邊界特征、初始湖泛面和最大湖泛面、是否有坡折帶等因素,建立了符合中國盆地沉積實際的坳陷型盆地和斷陷型盆地層序地層格架和模式.控制陸相地層層序發(fā)育的因素主要是湖平面的變化、構造、氣候、基準面的變化和物源的供給,特別是構造和氣候顯得十分重要,它們直接控制了湖平面的變化.陸相地層層序研究的方法體系主要包括露頭層序研究方法、實驗觀測和分析方法、測井層序地層分析、地震層序地層分析和層序地層的數(shù)值模擬方法.在油氣勘探中的區(qū)帶勘探階段、目標勘探階段和開發(fā)階段,層序地層學都能發(fā)揮不可替代的作用.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。根據現(xiàn)場經驗中粗略的孔隙度估計，儲集巖可以分為：孔隙度 05% 無價值孔隙度 510% 不好孔隙度 1015% 中?？紫抖?1520% 好孔隙度 2025% 極好儲層評價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；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孔隙度孔隙度的定性方法：孔隙度的測定是在實驗室中進行的，用的是小塊的巖芯或巖屑。此外，還有幾種估計孔隙度的定性方法：（1）電測。測量巖石的自然電位（SP），計算單位為mv（毫伏）。對非滲透層，電位低；對孔隙巖層，電位較高。（2）放射性測井。伽瑪射線測井是測量巖石中放出的自然伽瑪射線，中子測井是測量由于中子的作用而從巖層中感應出來的伽瑪射線。中子測井曲線主要是受了氫的影響，也就是因為巖石中有氣、油及水等流體的反映；而流體的存在就證明巖石中有孔隙。這兩類測井曲線已廣泛的用來證明石灰?guī)r及白云巖儲集層的孔隙性。（3）其他測井。微電極測井及聲波測井對確定孔隙度是非常有用的。井徑測井也可以對孔隙帶給予定性的指示，并且對于有其他測井定量的孔隙度的確定也可提供數(shù)據。（4）鉆井巖屑的顯微鏡檢查。微小裂縫中的油可以從它在紫外線下發(fā)出螢光而檢查出來對其相對數(shù)量用：緊、密、晶洞、針點、孔隙、多孔、晶間孔隙、粒間孔隙等術語進行區(qū)別。（5）鉆井時間錄井。鉆時記錄上進尺突然增加，表示鉆遇的是孔隙巖石。孔隙越多，就越不致密，就越容易鉆穿。（6）巖芯的短缺。巖芯短缺是因為儲集層不堅實、有斷裂和孔隙，而這些掉失的部分無法由巖芯筒取出，只能作為鉆井巖屑由泥漿帶出。1.1油藏構造特征圖1-1 衛(wèi)22區(qū)塊油藏三維地質構造圖1.1.1構造類型中央突起，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 1.1.2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。1.1.3圈閉研究閉合面積：4.07km ，閉合幅度150m。1.1.4斷層研究兩條斷層，其中西北斷層延伸4.89km，東南斷層延伸2.836km。1.2 油藏儲層特性分析表1-1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（）C14835-4875403.80.019720C24810-4850403.719.5C34900-4930303.7204930-4940100.610A=4+班級號/8+班內序號/15=(4+9)/(8+36)/15=0.01971.2.1 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1-2儲層物性參數(shù)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。二、粒度分析粒徑(mm)10含量(%)4.039.1429.536.5512.723.053.231.290.49含量最高的是粒徑為0.25mm0.5mm中砂巖表1-3儲層粒度分析數(shù)據因為粒徑0.700.400.700.100.400.050.100.900.700.900.500.700.300.500.050.300.05第2章 油藏流體物性分析2.1油水關系（邊底水，氣頂，溶解氣）氣頂氣指與石油共存于油氣藏中呈游離氣頂狀態(tài)的天然氣。它在成因上與石油關系密切，重烴氣含量可達百分之幾到幾十，僅次于甲烷，屬于濕氣（富氣）。隨著地層壓力的增減，氣頂氣可溶于石油或析出。在油氣藏中氣頂體積的大小與化學組成及地層壓力有關。氣頂氣：是指在油氣藏中，由于重力分異作用導致天然氣位于構造的頂部，形成氣頂。石油居中，形成油環(huán)；地層水位于下方或邊部，形成底水或邊水。英文對照： Gas in gas cap溶解氣以溶解狀態(tài)存在于原油或水中的天然氣。任一油藏的原油，總是溶有數(shù)量不等的天然氣。每噸油中溶解氣的量，少則幾立方米、幾十立方米，多者可達數(shù)百、乃至數(shù)千立方米。地下水中溶解氣，有低壓水溶氣和高壓地熱型水溶氣。前者含量少，每噸水中溶解幾立方米；后者含量很高，每噸水中可溶解數(shù)十至數(shù)百立方米，具有開采價值。溶解量取決于天然氣及溶劑的成分、氣體的壓力，它們之間的關系符合亨利公式(Henrys Law)Q=P。式中Q為溶解量，為溶解系數(shù)，P為氣體壓力。天然氣在水中的溶解度還取決于水的溫度和含鹽度。天然氣易溶于石油或地下水。因此，在地質條件下，可區(qū)分為油內容解氣和水內溶解氣，他們日益引起人們的注意。油內容解氣常見于飽和或過飽和油藏中，其主要特點是重烴氣含量高，有時可達40%。水內溶解氣的主要成分是甲烷和氮，重烴氣和二氧化碳含量一般不超過10%12%。2.1.1油水界面的判定油水界面( WOC、oil aqueous interface)在油藏中，由于流體的分異調整作用，石油占據油藏的高部位，水體則位于油藏的底部或邊部。石油與水體之間的接觸面，即稱為油水界面油水界面為圈閉中油與水的分界面，一般用符號WOC表示。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油水常規(guī)物性分析2.2.1油的常規(guī)物性地面脫氣原油：粘度： = 6.5mpa*s ；脫氣原油密度：=0.87g/cm3 ；凝固點TS =-200 C；含蠟：4.03%；含硫：0.7%；膠+瀝青：10%；初餾點：500C2.2.2天然氣的常規(guī)物性天然氣：天然氣相對密度r g=0.98；天然氣組成見下表：表2-2 天然氣性質數(shù)據表組分C1C2C3C4C5C6N2CO2air含量40%6%4%3%1%1%20%25%15%2.2.3油田水常規(guī)物性地層水：密度=1.10g/cm3； pH=6.5；總礦化度：TSD=243869ppm。表2-3 地層水性質數(shù)據離子Na+Ca+Mg+Cl-SO42-HCO3-ppm84641893550214822023569由=1為氯化鈣水型，為深層封閉環(huán)境（氣田水）2.3油氣水的高壓物性原始地層壓力-油田還沒有投入開發(fā)，在探井中測得的油層中部壓力。油氣比(gas-oil ratio)油井生產時，油和氣同時從井中排出，采出每噸原油所帶出的天然氣體量（立方米）。又稱氣油比。中國習慣稱為油氣比。在地下油層條件下，原油中溶解有一定數(shù)量的天然氣，天然氣溶于石油中可以導致石油體積的膨脹，比重和粘度降低，降低流體液柱壓力，使油井更易自噴，有利于石油開采。當油層壓力(原油的飽和壓力)降低到某一界限時，所溶解的天然氣開始從原油中逸出。油層壓力和油氣比是油井自噴能力的主要指標。如油層驅動方式為水壓驅動時，在開采過程中，全部氣體都呈溶解狀態(tài)處于石油中，油氣比相當于溶解于石油中的氣量。原始地層壓力下油的體積系數(shù)Boi=1.08；溶解氣油比(m3/m3)；飽和壓力下的體積系數(shù)Bob=1.12；地層水粘度。2.4滲流物理特性滲流是一種假想。水在巖石空隙間的運動非常復雜，研究起來非常困難且意義不大，人們就用一種假想水流來代替在巖石空隙運動的真實水流，這種假想水流具有下列性質：(1)通過任一斷面流量與真實水流相等；(2)在某一斷面水頭和壓力和真實水流一樣。這一假想水流就稱滲流.1解釋滲流理論在水利、土建、給水排水、環(huán)境保護、地質、石油、化工等許多領域都有廣泛的應用。在水利工程中，最常用的滲流問題有：土壤及透水地基上水工建筑物的滲漏及穩(wěn)定，水井、集水廊道等集水建筑物的設計計算，水庫及河渠邊岸的側滲等等。這些滲流問題，就其水力學方面看，應注意以下問題：一、確定滲流流量；二、確定浸潤線的位置；三、確定滲透壓強和滲透壓力；四、確定滲透流速。液體在多孔介質中的流動。天然多孔介質包括土體和巖層等多孔性和裂隙性介質。水利工程中有很多方面涉及滲流。例如水工建筑物的透水地基中以及與建筑物連接的巖層或土體中的繞滲及滲流、擋水土壩中的滲流、灌溉抽水或施工排水時在地層中引起的滲流等。主要研究的滲流問題是：滲流區(qū)域內的水頭或地下水位的分布、滲流量的確定、滲流作用于建筑物基底上的力、滲流速度分布及其引起的土體結構變形等。由于作為滲流通道的孔隙尺寸微小但數(shù)量眾多，且表面積很大，所以滲流阻力較大,滲流流動速度較慢,因而慣性力和動能往往可以不計。2基本定律滲流的基本定律是1856年法國工程師H.-P.-G.達西由實驗總結而得的達西定律，即：v=Q/A=kJ式中v為斷面平均流速；u為點流速；Q為滲透流量；A為斷面面積;k為土體滲透系數(shù),與土體及水的性質有關,由實驗確定為水力坡度滲流問題的解法有:解析法(包括直接求解微分方程組、平面問題的復變函數(shù)解及一維漸變滲流的分析法)、數(shù)值法(有限差分法、有限單元法、邊界元法等)、圖解法(流網法)及實驗法（包括砂模型及各種比擬模型電比擬、熱比擬等）。滲流也可呈紊流流態(tài),可用滲流雷諾來判別。式中v為滲流斷面平均流速；d為土體顆粒的有效粒徑;為液體運動粘性系數(shù)。達西定律適用的層流滲流的雷諾數(shù)上限值變化范圍約為 110。大于此上限的稱為非線性滲流，其水力坡度與流速的關系可一般地表示為J=u+u2。式中、為待定系數(shù)，由實驗確定；u為滲流流速。2.4.1潤濕性吸水指數(shù)0.5，吸油指數(shù)0.1，由表10可知為水濕。潤濕指數(shù)IA=Iw-Io=0.4.表2- 巖石潤濕性評價表潤濕指數(shù)親油弱親油中性弱親水親水油濕指數(shù)10.80.70.60.50.30.400.2水濕指數(shù)00.20.30.40.50.70.610.82.4.2相滲曲線表2-5相對滲透率數(shù)據表SwKroKrw0.3200.6760.00.3520.6095440.001870.3840.5453760.006490.4160.4837040.01320.4480.4245280.021780.4800.3679520.032120.5120.3141840.044220.5440.2633280.073260.5760.2154880.073260.6080.1709760.089980.6400.1301040.108240.6720.093080.127820.7040.0604240.148830.7360.0328640.171270.7680.0116480.195030.8000.00.2354圖2-2 油水相對滲透率曲線由上圖22可知：束縛水飽和度=0.32，最大含水飽和度=0.8，原始含油飽和度。2.4.3毛管壓力曲線 圖2-3 毛管壓力曲線（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。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)據如表3-1所示：表3-1 靜壓和靜溫測試數(shù)據測點深度（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)據如表3-1所示：圖3-2溫度梯度溫度梯度=2.08C/100m。 第4章 油藏儲量計算油氣藏是油氣在單一圈閉中的聚集，具有統(tǒng)一的壓力系統(tǒng)和油水界面，是油氣在地殼中聚集的基本單位（圖5-5）。圈閉中只聚集了油，就是油藏，只聚集了氣，就是氣藏；既有油又有氣，則為油氣藏。所謂工業(yè)性油氣藏：是指油氣聚集的數(shù)量足夠大，具有開采價值的油氣藏。一般用單井日產油量來衡量。如陸上3000m井深，工業(yè)油流標準為3噸/日井；海上3000m井深，工業(yè)油流標準為30噸/日井。油氣藏（reservoir，pool）：是地殼上油氣聚集的基本單元，是油氣在單一圈閉中的聚集，具有獨立壓力系統(tǒng)和統(tǒng)一的油水界面的聚集。油藏：圈閉中只有石油的聚集氣藏：圈閉中只有天然氣的聚集油、氣藏：圈閉中既有油也有氣的聚集商業(yè)性油氣藏（工業(yè)性油氣藏，commercial reservoir）：在一定的政治、技術、經濟條件下，具有商業(yè)開采價值的油氣藏。單個油氣藏中的油氣水分布典型（重力分異）圖4-1 塔里木油氣田（1）底水油藏：油柱底下到處都有可動水的油藏。（油水界面海拔高度高于儲層底面高點海拔）（2）邊水油藏：油藏高點附近的油柱下無底水，邊部才有底水的油藏（邊水）。（3）氣頂油環(huán)油藏：油氣藏高點附近氣柱下無底油，油體呈環(huán)狀分布。油氣藏形成的基本條件：一、具有充足的油氣來源；二、具備有利的生儲蓋組合；三、具備有效的圈閉；四、具備必要的保存條件。圖4-2 東海油氣田油氣藏的類型有哪些：主要可分為五大類:構造油氣藏,地層油氣藏,巖性油氣藏,水動力油氣藏,復合油氣藏。1介紹油氣在地殼中聚集的基本單位。圈閉內聚集了一定數(shù)量的油氣后而形成。一個油氣藏存在于一個獨立的圈閉之中，具有獨立壓力系統(tǒng)和統(tǒng)一的油-水（或氣-水）界面。只有油聚集的稱油藏；只有天然氣聚集的稱氣藏。油氣藏具有工業(yè)開采價值時，稱工業(yè)性油氣藏，否則稱非工業(yè)性油氣藏。工業(yè)性和非工業(yè)性的劃分標準是相對的，它取決于一個國家的油氣資源豐富程度及工藝技術水平。油氣藏按圈閉的成因分類：構造油氣藏，包括背斜油氣藏、斷層油氣藏、裂縫性背斜油氣藏和刺穿油氣藏。地層油氣藏，包括巖性油氣藏、地層不整合油氣藏、地層超覆油氣藏和生物礁塊油氣藏。水動力油氣藏，包括構造型水動力油氣藏和單斜型水動力油氣藏。復合油氣藏，包括構造-地層復合油氣藏、構造-水動力復合油氣藏、地層-水動力復合油氣藏和構造-地層-水動力復合油氣藏。除上述分類外，還有過去流傳較廣的布羅德分類。根據儲集層的形態(tài)把油氣藏分為：層狀油氣藏，包括背斜穹窿油氣藏和遮擋油氣藏；塊狀油氣藏，包括構造突起油氣藏、侵蝕突起油氣藏和生物成因突起油氣藏；不規(guī)則油氣藏，包括在正常沉積巖中的透鏡體油氣藏、在古地形凹處的砂巖體油氣藏、在孔隙度和滲透率增高地帶中的油氣藏以及在古地形的微小突起中的油氣藏。油氣藏的破壞主要是由構造作用引起的。構造作用首先破壞圈閉的嚴密性，引起油氣逃逸或遭受氧化和水力沖刷，使油氣藏部分或全部被破壞。原生油氣藏破壞后，也可能形成次生油氣藏。地下深處的高溫、高壓作用也能使油氣藏遭到破壞。2油氣藏描述油氣藏描述是一項利用獲取的地下信息來研究和定量描述油氣藏開發(fā)地質特征，并進行評價的新技術，簡稱RDS技術服務(Reservoir Description Service)。其描述的主要內容包括:油氣藏構造形態(tài)、儲層沉積特征及非均質性、儲層物性及空間結構、流體性質及滲流特征等。不同勘探開發(fā)階段，其描述內容有所差別和側重，但都要圍繞油氣藏具體特點和生產需要來進行。3油氣藏物性指油氣儲層的巖石物理性質、儲層內流體的物理化學性質及其在地層條件下的相態(tài)和體積特性，以及巖石一流體的分子表面現(xiàn)象和相互作用，油、氣、水的驅替機理等。研究油氣藏物性為油氣田開發(fā)設計、開發(fā)動態(tài)分析，以及提高最終采收率提供參數(shù)和依據，是油氣田開發(fā)重要研究課題之一。4油氣藏驅動類型油氣藏驅動類型依據油藏地質條件可以劃分為以下幾類：1、水壓驅動（1）剛性水壓驅動（2）彈性水壓驅動2、溶解氣驅動3、氣壓驅動4、重力驅動4.1油藏儲量計算方法一、儲量計算意義及儲量分類油藏的儲量包括原始地質儲量、原始可采儲量和剩余可采儲量。 不同儲量級別，具有不同的可靠程度或稱之可信度。探明已開發(fā)可采儲量的可信度為1.0；探明未開發(fā)可采儲量的可信度為0.80.9；概算級可采儲量的可信度為0.40.6；可能級可采儲量的可信度為0.10.2。 油藏儲量計算方法，大體上可以劃分為類比法、容積法和動態(tài)法三大類。 一、類比法類比法是利用已知相類似油氣田的儲量參數(shù)，去類推尚不確定的油氣田儲量。類比法可用于計算未探明儲量，為進一步地質勘探提供依據。類比法又可分為儲量豐度法和單儲系數(shù)法兩種。前者定義為單位面積控制的地質儲量；后者定義為單位面積和單位厚度控制的地質儲量。兩者可分別表示為：上二式中 儲量豐度，； 單儲系數(shù)，； 油藏原油的原始地質儲量，； 含油面積，；有效孔隙度；小數(shù)； 在原始地層壓力下的原油體積系數(shù)；原始含油飽和度，小數(shù)。二、 容積法容積法是在油氣田經過早期評價勘探，基本搞清了含油氣構造、油氣水分布、儲層類型及巖石物性與流體物性之后，計算油氣田原始地質儲量的主要方法。用于計算探明未開發(fā)儲量，為編制開發(fā)方案提供依據。容積法表示為： 式中各參數(shù)的意義及單位同上所注。三、 動態(tài)法動態(tài)法用于計算探明已開發(fā)儲量，為生產計劃方案調整提供依據。在計算油氣藏原始地質儲量和原始可采儲量的工作中，有效的動態(tài)法有以下幾種：1.用于定容氣藏的壓降法；2.用于定容氣藏的彈性二相法；3.用于水驅油藏的水驅曲線法；4.用于任何驅動類型油氣藏進入遞減期的產量遞減法；5.用于任何驅動類型油氣藏的預測模型法。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+9)/(8+36)/15=0.0197h=31.156m； =0.198，=1.08， =0.68，=0.87，=100，4.3最終計算N、 Gs =1000.019731.1560.20.681.08 7.73（）=7.731000.0773（）儲量豐度：單儲系數(shù)： 4.4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Guthrie和Greenberger法水驅砂巖的經驗公式，即采收率Er=0.11403+0.2719logK-0.1355logUo+0.25569Swi-1.538-0.00115h代入參數(shù)求得Er=0.327817油藏可采儲量Np =NEr=2.53Np=NEr=2.53104m3二、采收率原油采收率是指累積采油量占原始地址儲量的百分比。它是衡量油田開發(fā)效果和油田開發(fā)水平的最重要的綜合指標，也是油田動態(tài)分析中最基本的問題之一。最終采收率是油田廢棄是采出的累計總采油量與地質儲量之比。在油田開發(fā)過程中，為評價不同開發(fā)階段的效果和便于進行開發(fā)分析。目前我國廣泛使用的是在水驅油田上繪制驅替曲線方法來預測水驅油田的采收率，計算結果較符合實際，且方法簡單。因影響采收率的因素很多，目前為止，計算方法很多，但還沒有一種直接而又精確的方法。一般都用兩種以上的方法計算，從中選擇一個近似值。目前計算油田采收率總的趨向于利用油田實際資料，進行綜合分析。一般常用的方法有：1.油田統(tǒng)計資料獲得的經驗方式。2.室內水驅油實驗法，將天然巖心模擬到油層條件下的水驅油實驗，求出水驅油效率，根據油田非均質性及流體性質加以校正，求出最終采收率.3.巖心分析法，此法有兩種：一是在采油區(qū)內用失水量較大的水基鉆井液取心， 測得巖心中殘余油量，求得采收率；另一是在油田的水淹區(qū)內取心，測定巖 心 中殘余油量，求得采收率。4.地球物理測井法，在水淹區(qū)的井內，用電阻法等算出殘余油飽和度，確定采收率。 5.分流量曲線法，應用相對滲透率曲線，求分流量曲線，使用作圖法求出水淹區(qū)平均含水飽和度，測算采收率。6.油田動態(tài)資料分析。4.5儲量評價根據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)方式的確定油藏驅動類型是指油層開采時驅油主要動力。驅油的動力不同，驅動方式也就不同。油藏的驅動方式可以分為五類：水壓驅動、彈性驅動、氣壓驅動、溶解氣驅動和重力驅動。實際上，油藏的開采過程中的不同階段會有不同的驅動能量，也就是同時存在著幾種驅動方式。水壓驅動是油藏驅動方式的一種。驅油的主要動力是邊水或底水的壓力。造成這種驅動的條件是水源補給充沛 油層的連通性和滲透性良好。邊水和底水的壓力也可以成為氣藏的重要動力。然而,由于氣藏的產量通常很高,要形成純水壓驅動比較困難。彈性驅動是油藏驅動方式的一-種。驅油的主要動力是打開油層后由于地層壓力下降所引起的邊水的彈性膨脹；其次是儲油巖石和油藏中油的彈性膨脹。油氣采出主要靠氣體彈性膨脹能量的驅動,故稱為彈性氣壓驅動。如有氣頂存在但氣頂膨脹能量不足的油藏及封閉性的無水氣藏的驅動方式都屬于彈性氣壓驅動方式,特點是壓力隨流體的采出而下降,氣油比卻不斷上升。溶解氣驅動是油藏驅動方式的一種?？咳芙鈿獾膹椥耘蛎浟ε庞偷尿寗?。在油藏中,天然氣全部或大部分溶解在石油里,當鉆開油層或開采時,油層壓力降低,井底附近的溶解氣便呈分散的微小氣泡從石油中逸出,并隨壓力的降低而逐漸增加其體積,依靠此種氣體的彈性膨脹能力排擠石油流向井底。重力驅動是油藏驅動方式的一種。油層中石油靠其本身重量(即重力)沿著油層傾向下移而流向井底的驅動。當含油構造被破壞或石油已經從油藏大量采出的油田中,地層壓力、溶解氣等能量都已消耗,這時石油重力驅動就成了僅有的動力。只有當油層滲透較好、石油黏度較低、油層傾斜較陡時,重力驅動才能起明顯作用。5.1天然能量分析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+人工補充能量5.1.1天然能量開采可行性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。天然驅動能有：彈性驅動、水壓驅動、溶解氣驅動。（其中油藏最先釋放的是彈性驅動能）式中 總的彈性采油量，； 原始地層壓力，；飽和壓力，。Boi=1.08 ；Bob=1.12；Ce=19.82*10-4；N=已知；Pi=52.8MPa；Pb=14.76MPa。 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5.1.2人工補充能量開采研究 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?，隨著注水恢復壓力，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。5.2開發(fā)方式的確定所謂注水方式，是注水井在油藏中所處的部位和注水井與生產井之間的排列關系。目前國內外油田應用的注水方式歸納起來主要有四種：邊緣注水、切割注水、面積注水和點狀注水。一、 邊緣注水邊緣注水是指注水井按一定的方式分布在油水邊界處。它的適用條件為油田面積不大，構造比較完整，油層結構單一，油層穩(wěn)定，邊部與內部連通性好，油藏原始油水邊界位置清楚，流動系數(shù)較高，注水井吸收能力好，能保證壓力傳遞以使油田得到良好的注水效果。根據注水井排在油水界面的相對位置，邊緣注水又可分為以下三種：1.緣外注水。即將注水井布置在油水邊界的純水區(qū)，適用于邊水比較活躍的中、小油田，含水區(qū)的滲透性好，與含油區(qū)之間不存在低滲透帶或斷層。2.緣上注水。把注水井布置在油水過渡帶的中間位置。若油水過度帶外巖性變壞，或過渡帶呈現(xiàn)不適宜注水（如地層嚴重瀝青化，原油性質明顯變壞，含水外緣以外的地層滲透率顯著變差），為保證提高注水井的吸水能力和保證注入水的驅油作用，應將注水井布置在油水過渡帶內，以便油井充分見效，減少注入水外溢量。3.緣內注水。如果油藏在過渡帶的滲透性差，油水界面處原油嚴重瀝青化或其它情況，過渡帶注水就不適宜，而應把注水井排直接布置在油藏內緣內，以保證油井充分見效并減少注水外逸量，二、 面積注水面積注水是把注水井和生產井按一定的幾何形狀和密度均勻地布置在整個開發(fā)區(qū)上。這種注水方式實質上是把油層分割成許多更小的單元，一口注水井控制其中之一并同時影響幾口油井，而每一口油井又同時在幾個方向上受注水井影響。根據油井和注水井相互位置及構成的井網形狀不同，面積注水可分為：四點法面積注水、五點法面積注水、七點法面積注水、九點法面積注水、反七點法面積注水和正對式與交錯