油藏開發(fā)方案項(xiàng)目設(shè)計(jì)方案

油藏開發(fā)方案工程設(shè)計(jì)方案開發(fā)原則依據(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：充分考慮油田的地質(zhì)特點(diǎn)；充分利用油氣資源，保證油田有較高的經(jīng)濟(jì)采收率；〔3)合理利用油田的自然能量；充分吸取類似油田的開發(fā)閱歷；2.開發(fā)方式開發(fā)方式論證量，利用借鑒高壓物性資料及閱歷公式計(jì)算，該塊油藏彈性采收率為13.35%，因此考慮到經(jīng)濟(jì)效益，在開發(fā)方式上初期承受自然能量開發(fā)，后期自然能量降低，產(chǎn)量下降，并且油藏具有邊底水，由油水相滲曲線〔圖2.1〕Swr0.4，所以可承受注水方式開采。M1M2注入方式和時(shí)機(jī)選擇M典型特低滲透非均質(zhì)油藏，因此，承受面積注水方式比較適用。鑒于油藏自然能量缺乏，宜實(shí)行早期注水措施。2.11.0001.0000.9000.8000.700w0.6000.500KrwKroK0.4000.3000.2000.1000.0000.00.10.20.30.40.50.60.70.8Sw含水飽和度開發(fā)層系與井網(wǎng)井距開發(fā)層系層系劃分與組合的原則h>10m,G>10開發(fā)層系不能夠嚴(yán)格的分開，以避開層系之間發(fā)生水竄，影響分采效果；同一開發(fā)層系內(nèi)各小層的物理性質(zhì)相像，尤其是滲透率相接近，以防注水過程中形成嚴(yán)峻的單層突進(jìn)；近；劃分開發(fā)層系時(shí)，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)展井下工藝措施，盡量發(fā)揮井下又能到達(dá)同樣的開發(fā)效果；多油層油田當(dāng)具有以下地質(zhì)特征時(shí)，不能用一套開發(fā)層系開發(fā)：①儲(chǔ)層巖性和物性差異大；②油氣的物理化學(xué)性質(zhì)不同；③油層的壓力系統(tǒng)和驅(qū)動(dòng)方式不同④油層的層數(shù)太多，含層段過大。開發(fā)層系確實(shí)定結(jié)果及依據(jù)開發(fā)較為合理。依據(jù)如下：油層分布面積大、單儲(chǔ)系數(shù)小該塊Es33①油層含油面積面積4.74km2，單儲(chǔ)系數(shù)小，為4.06×104t/〔km2·m，故按一套層系進(jìn)展開發(fā)較為合理。一套層系開發(fā)可使油井保持肯定的生產(chǎn)力量油層集中，按一套層系開發(fā)方可使油井保持肯定的生產(chǎn)力量。Es33①油層按一套層系開發(fā)較為合理。井型、井網(wǎng)與井距井型確實(shí)定應(yīng)用水平井開發(fā)的可行性：工程標(biāo)準(zhǔn)參數(shù)目標(biāo)區(qū)參數(shù)工程標(biāo)準(zhǔn)參數(shù)目標(biāo)區(qū)參數(shù)裂縫性油藏、有氣頂或底水油油藏類型層狀構(gòu)造油藏藏、薄層油藏、稠油油藏埋藏深度(m)1000～40002680～2913m油層厚度《104.07地層系數(shù)k×h>1001020利用水平井開發(fā)同類型油藏已取得較好效果〔見表3.2〕初期平均單井生產(chǎn)情目前平均單井生產(chǎn)情井?dāng)?shù) 初期平均單井生產(chǎn)情目前平均單井生產(chǎn)情井?dāng)?shù) 累積油藏類況況序產(chǎn)油量號(hào)型(口)(%)日液日油含水日液日油含水(104t)(t/d)(t/d)(%)(t/d)(t/d)(%)1裂縫287.838.717.654.630.94.585.320.42稠油8724.263.830.652.041.64.190.193.6屋脊斷38122.656.640.728.2128.421.283.5195.6塊邊底水46217.333.419.342.2124.59.292.664.5斷塊構(gòu)造巖5143.955.923.757.670.112.182.713.5性123.349.240.817.226.56.974.128.2154.227.710.562.023.24.779.77.2205.635.220.142.868.413.280.715.9349.559.622.662.169.716.875.932.861.714.411.917.118.39.150.20.835910049.527.444.784.412.285.5472.46層狀6層狀7低滲透薄層薄8互層整裝厚9層正韻律地層不10整合合計(jì)由于水平井掌握面積大，相應(yīng)增加了井筒的泄油面積，提高油井產(chǎn)能。(1)井距的估算依據(jù)前蘇聯(lián)P·H的閱歷關(guān)系式：Re=171.8+530K (3.1)式中:Re—泄油半徑，m；348m。(2)經(jīng)濟(jì)合理井網(wǎng)密度確實(shí)定首先利用投入產(chǎn)出理論確定經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度及經(jīng)濟(jì)最正確井網(wǎng)密度。密度是指總利潤最大時(shí)的井網(wǎng)密度?？隙ňW(wǎng)密度下的總投入為：C=AS(I+I+I)(1+R)T/2 (3.2)in D B C該井網(wǎng)密度下的總產(chǎn)出為：C=NEwC(P-O) (3.3)out Ri式中:A:，km2；S:/km2；R:投資貸款利率；T:a，I:平均單井鉆井投資，104/井，DI 單井地面建設(shè)投資，104/井；BI:采油工程投資，104/井；CERw:可采儲(chǔ)量采出程度；iP:/t；O:/t。水驅(qū)采收率ER

與井網(wǎng)密度的關(guān)系：其中：

E=Ee-a/sR Da=100*0.1814/(k/u)0.4218

(3.4)(3.5)ERa:/km2。依據(jù)投入產(chǎn)出，總利潤為:G=NEe-a/swC(P-O)-AS(I+I+I)〔1+R)T/2D i D B C=A(I+I+I)(1+R)T/2(ke-a/s-S)D B C(3.6)式中：k=NEwC(P-0)/A(I+I+I)(1+R)T/2 (3.7)Di D B C經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度：ke-a/s-S=0(3.8)經(jīng)濟(jì)最正確井網(wǎng)密度：ka/(S2)e-a/s-1.0=0〔3.9〕0.45；原油價(jià)格選取近五年77.47/桶(3790/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、企業(yè)所得稅(25%)及資源稅(原油24/噸)。17%。銀行貸款年利率目前為6.38%，單井投資總額(I+I+I434萬元。開發(fā)評估年限為8年，8年內(nèi)可采儲(chǔ)量采出程D C B0.811.87/km2，經(jīng)濟(jì)最正確井網(wǎng)密度為8.873.13.2由于斷塊油藏非均質(zhì)性較強(qiáng)，單井掌握儲(chǔ)量的力量較弱。所以在保持并構(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，故本爭論中承受經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度。3.1利潤隨井網(wǎng)密度變化狀況3.2利潤偏導(dǎo)隨井網(wǎng)密度變化狀況開發(fā)井的生產(chǎn)和注入力量開發(fā)井的生產(chǎn)力量般說來，應(yīng)從以下幾個(gè)方面加以考慮：油氣井產(chǎn)量必需大于經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量；過多的驅(qū)替能量；顯的非達(dá)西流淌和井底坍塌以及套管損壞、井底出砂等工程問題；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；井底流壓應(yīng)保證流體的有效舉升；油氣井產(chǎn)量應(yīng)能保證注入力量得到準(zhǔn)時(shí)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：Lt/d；L

〔4.1〕LL

MPa)；：生產(chǎn)壓差，MPaM1M2E3①s3

的單層試油試采以及油層物性流體PVT分4.1.5.6t/d，4.24.1采油指數(shù)井號(hào)有效厚度〔m〕地層壓力〔Mpa〕流壓〔Mpa〕生產(chǎn)壓差〔Mpa〕日產(chǎn)油(t/d)采油指數(shù)(t/d·MpaM16.6032.6124.88.8119.932.262M28.037.281522.284.770.2144.5砂組單井產(chǎn)能砂層砂層厚度〔m〕壓差〔Mpa〕日產(chǎn)油(t/d)干擾系數(shù)單井產(chǎn)能(t/d)E3①a37.610.613.940.555.6注水井的注入力量在確定注入力量時(shí)，主要考慮如下因素：注入設(shè)備的承受力量考慮注水井井底的裂開壓力考慮油藏的注采平衡系：J/J=K(S

)·u·B/K(S)·u(4.2)

吸 油 rw

o o ro wi w.J=3.1m3/(d·Mpa〕吸由于無際試水資料，取80%作為油組實(shí)際應(yīng)用值，即J吸=2.483/(d·Mpa。6.93Mpa。Q

=2.48〔-6.93〔4.1。注油藏中深2876m，對應(yīng)井口最大注入壓力20Mpa4.1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。計(jì)算最大注水5.采收率及可采儲(chǔ)量采收率計(jì)算承受閱歷公式法進(jìn)展采收率的計(jì)算與標(biāo)定。

E K0.13160.214289 oR o〔5.1〕ERK－平均滲透率，10-3μm2；μ—地層原油粘度，MPa。0利用閱歷公式1計(jì)算結(jié)果如表5.1小層5.1平均滲透率〔10-3μm2〕1地層原油粘度〔mPa·s〕采收率〔%〕M115.732.1127.91M214.752.1127.68總15.242.1127.80ER

Kh0.121log 0.016o〔5.2〕式中：ER－采收率，小數(shù)；平均滲透率，10-3μm2；μ，mPa.s；0h—有效厚度，m。利用閱歷公式2計(jì)算結(jié)果如表5.2.5.22小層平均滲透率〔10-3μm2〕地層原油粘度〔mPa.s〕有效厚度〔m〕采收率〔%〕M115.732.114.419.94M214.752.113.618.55總15.242.118.022.92林志芳、俞啟泰公式:ER＝0.6911×〔0.5757－0.1157lgμR+0.03753lgK〕〔5.3〕式中：ER－采收率，小數(shù)；μR－油水粘度比；平均滲透率，10-3μm2。利用林志芳、俞啟泰公式計(jì)算結(jié)果如表5.3。5.3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〔10-3μm2〕采收率〔%〕M12.1115.7340.30M22.1114.7540.23總2.1115.2440.26采收率標(biāo)定25.36%，見5.4。閱歷公式采收率5.4閱歷公式采收率127.80%222.92%最終采收率25.36%可采儲(chǔ)量計(jì)算78.2819.85萬噸。油藏工程方案比較與推舉方案比較論證條件下的合理油水井?dāng)?shù)比：式中：

(6.2)(6.3)

(6.1)IwJ 生產(chǎn)井的產(chǎn)液指數(shù)；LRwoI，i=1,2,3；HiiNTGi層凈毛比。i表6.1表6.1儲(chǔ)層物性參數(shù)表由此可計(jì)算出：R=1.14wo型、承受何種注水方式等問題。本次爭論中，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)展了比照。為降低其他參數(shù)對結(jié)果的影響，比照過程中盡量保證兩種井網(wǎng)中其11.87/km2，結(jié)合4.07km2491.14〔實(shí)1.04，且均承受直線注水。正方形井網(wǎng):6.1、6.2。其中藍(lán)色圓點(diǎn)代表注入井，黑色圓點(diǎn)代表生產(chǎn)井。由于是優(yōu)化井網(wǎng)類型的模個(gè)問題來說，是否考慮已存在的井對結(jié)果的影響不大。6.1正方形井網(wǎng)布井6.2三角形井網(wǎng)布井6.3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8/156.36.46.4不同井網(wǎng)含水率變化系統(tǒng)。推舉方案描述與推舉在油藏開發(fā)過程中，合理的開發(fā)程序?qū)μ岣卟捎退俣取⑼七t含水率上升可以在井網(wǎng)確定的狀況下來查找最優(yōu)的生產(chǎn)制度。在構(gòu)造高部位多打生產(chǎn)井。依據(jù)這些原則，我設(shè)計(jì)了下面一種開發(fā)方案。初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，并承受直線注水。其中，M1、M2M3M1井位6.5。其中，M3M1、M22760m2760m2760m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)。邊緣生產(chǎn)井轉(zhuǎn)注90%以上，此時(shí)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，6.6。圖6.5初始油水井網(wǎng)圖6.6邊緣轉(zhuǎn)注后注采井網(wǎng)線型注水網(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?，一局部剩余的原油被?qū)出，產(chǎn)油速度明顯提高，注入肯定時(shí)間后，產(chǎn)水率重上升，此時(shí)需要將原先的直線型注入網(wǎng)改為正七點(diǎn)注水網(wǎng)注入，見圖6.7。后，一般均伴隨著含水率的上升，且轉(zhuǎn)注之后瞬時(shí)的采油速度下降，但最終會(huì)上升。圖6.7正七點(diǎn)開采