地大油藏设计复习过程.docx

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作品说明
本报告是在cugb油藏已有资料的基础上，研究设计经济上、技术上合理的开发方案。首先，我们明确了目的油层的构造特征和油藏特征。通过油层的特征，将油藏划分为一个开发层系。在对区块地质有明确认识后，使用frogrid对储层进行构造建模和网格划分。主要是利用已有数据和油藏属性、等值线图，赋予构造模型孔隙度和渗透率，为后期模拟作准备。之后，在地质模型的基础上，对地质储量进行了计算并探讨了油藏产能状况，确定了单井日注水量、见水时间等参数。最后，针对该区块特征，提出了开发整体思路，即在经济性原则的指导下，确定最佳井网密度；通过比较不同注采井网下的计算结果，确定了最优的井网类型、开发速度等；为防止原油脱气，给出了单口井采液速率的极限。井网确定后，讨论了油藏开发程序，最终提出了满足经济性和全部前提的、累积产油相对最多的发方案。

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目 录
第1章 油藏地质评价 - 1 -
1.1油气藏地质特征 - 1 -
1.1.1构造特征 - 1 -
1.1.2油气层特征 - 2 -
1.1.3储层岩石物性特征分析 - 3 -
1.1.3.1岩石性质 - 3 -
1.1.3.2岩石物性 - 6 -
1.1.4储层非均质性分析 - 7 -
1.1.5储层敏感性分析 - 7 -
1.2油气藏流体性质分析 - 7 -
1.2.1油气水关系 - 7 -
1.2.2油气水饱和度分许及其临界状态 - 8 -
1.2.3油气水常规物性 - 8 -
1.2.4油气水高压物性 - 8 -
1.3油气藏压力与温度 - 8 -
1.4 渗流物理特征 - 10 -
1.4.1岩石润湿性 - 11 -
1.4.2相渗曲线 - 11 -
1.4.3毛管压力曲线： - 12 -
1.4.4驱油效率 - 13 -
1.5油气藏天然能量分析 - 13 -
第2章 储量计算与评价 14
2.1储量计算意义及储量分类 14
2.2储量计算方法 14
2.3 可采储量预测 15
2.3.1根据Guthrie和Greenberger法水驱砂岩的经验公式油藏采收率计算采收率 16
2.3.2统计曲线类比法 16
2.3.3根据美国石油学会采用的采收率公式 16
2.4储量评价 17
第3章 油藏产能评价 19
3.1 生产井产能确定 19
3.1.1渗流力学计算计算法 19
3.1.2矿场产能测试法 19
3.1.3经验计算法 22
3.2油藏污染状况分析 23
3.2.1 C1井表皮因子分析 23
3.2.2 C2井表皮因子分析 24
3.3产能分布特征 26
图3.8剩余含油饱和度图 26
3.4合理产能设计 26
3.5注入能力确定方法 27
第4章 油藏工程设计 29
4.1开发方式的确定 29
4.1.1天然能量开采的可行性 29
4.1.2人工补充能量开采的研究 31
4.2开发层系划分 32
4.3 井网及井距 32
4.3.1经济极限法 32
4.3.2合理采油速度法 33
4.3.4 经验公式法 34
4.3.5井网类型 35
4.4开发速度 36
第5章 油田开发方案指标计算 38
5.1 基本参数计算 38
5.1.1生产井以及注水井井数 38
5.1.2单井日注水量的确定 39
5.1.3单井见水时间 39
5.1.4含水率与时间的变化关系 40
5.2 五点系统 43
5.2.1方案一 43
5.2.2 方案二 44
5.2.3 方案三 45
5.2.4 方案四 46
5.4七点系统 46
5.3.1方案五 47
5.3.2 方案六 48
5.3.3 方案七 48
5.3.4方案八 49
5.4反七点系统 50
5.4.1方案九 51
5.4.2方案十 51
5.4.3方案十一 52
5.4.4方案十二 53
5.5反九点系统 54
5.5.1方案十三 54
5.5.2方案十四 55
5.5.3方案十五 56
5.5.4方案十六 57
第6章 油田开发方案经济评价 59
6.1各费用指标如下： 59
6.2开采初期投资部分： 59
6.2.1勘探投资费用 59
6.2.2开发投资 59
6.3开采后利润部分： 59
6.3.1原油成本： 59
6.3.2销售收入和利润测算 59
6.4盈利性分析 60
6.4.1静态指标 60
6.4.1.1净现金流量 60
6.4.1.2投资利润率 60
6.4.1.3静态投资回收期 61
6.4.2动态指标 61
6.4.2.1净现值 61
6.4.2.2净现值率 61
6.4.2.3动态投资回收期法 61
6.5不同井网类型及采油速度的经济指标 61
6.5.1五点井网系统的经济指标 61
6.5.1.1方案一 61
6.5.1.2方案二 62
6.5.1.3方案三 63
6.5.1.4方案四 64
6.5.2七点井网系统的经济指标 65
6.5.2.1方案五 65
6.5.2.1方案六 67
6.5.2.1方案七 68
6.5.2.1方案八 69
6.5.2反七点井网系统的经济指标 70
6.5.2.1方案九 70
6.5.2.1方案十 71
6.5.2.1方案十一 72
6.5.2.1方案十二 73
6.5.2反九点井网系统的经济指标 74
6.5.2.1方案十三 74
6.5.2.1方案十四 75
6.5.2.1方案十五 76
6.5.2.1方案十六 77
第7章 最佳设计方案的确定 80
参考文献 81
感言 82

第1章 油藏地质评价
一个构造或地区在钻完第一口探井发现了工业油气流后，即开始了油气藏评价阶段。油气藏评价，主要是根据地质资料、地震资料、录井资料、测井资料、取芯资料、岩芯资料、流体化验和试采等资料，对油气藏进行综合分析研究、认识、评价和描述油藏，搞清油气藏的地质特征，查明油气藏的储量规模；形成油气藏的概念模型；分析油气藏（井）的产能特征，初步研究油气藏开发的可行性，为科学开发方案的编制提供依据。
1.1油气藏地质特征
油气藏地质特征研究是正确认识油气藏的前提，是油气田科学开发的基础，油气藏的地质特征主要应用地震资料、测井资料、录井资料和岩芯资料进行等有关资料来分析研究油气藏的构造、储层、流体性质、渗流物理特征等，从不同的方面全面把握油气藏的基本情况，为油气藏的科学开发奠定基础。利用eclipse中frogrid模块对cugb油藏进行地质建模，得出cugb油藏的三维地质构造图（见图1-1）。
图1-1 cugb油藏三维地质构造图

1.1.1构造特征
由图知：此构造模型为中央突起，西南和东北方向延伸平缓，东南和西北方向陡峭，为典型的背斜构造；在东南和西北方向分别被两条大断裂所断开，圈闭明显受断层控制，故构造命名为“断背斜构造”。
构造形态：该油藏构造类型为断层背斜圈闭，其长轴长度为3.96km，短轴长度为1.92km，长短轴比值：3.96/1.92=2.06:1，由此可以判断出该背斜为短轴背斜。
构造顶面平缓度：
短轴方向上：L=1.96km
h=(4865-4695) ÷1000=0.14km
0.146

长轴方向上：L=2.4km
h=（4835-4695）÷1000=0.14km

圈闭研究：根据所给cugb油藏砂层顶面构造图，借用双狐软件通过网格划分可以得出该油藏的闭合面积为4.04km2，闭合幅度h=（4835－4695）m=140m。
断层研究：
断层走向：在圈闭的西北与东南方向各发育一条西南北东向断层，其中分布在西北的断层在其始末端均存在向北倾趋势。
1.1.2油气层特征
圈闭中含油气部分称为油气层，油气层跟岩石层一样也呈层状分布。由于岩石的沉积过程复杂，油气层的分布也极其复杂。一般按沉积旋回和韵律及油气层之间的连通性将油气层划分为小层、砂层组、油气层组、含油层系。油气层之间通过隔层分开，隔层与油气层相伴而生，他们分别由不同的岩性组成。根据部分测井资料得到表1.1。
表1.1 部分测井解释成果表（补心距：6.0米）
井号
井深（m）
厚度（m）
电阻率R（Ω·m）
Φ（%）
C1
4835.0~4875.0
40
3.8
20.0
C2
4810.0~4850.0
40
3.7
19.5
C3
4900.0~4930.0
30
3.7
20.0
4930.0~4940.0
10
0.6
10.0
根据油气田测井资料和试油资料，高阻油层电阻率大于4.0 Ω∙m，中阻油层电阻率为3.0—4.0 Ω∙m，低阻油层油层电阻率为2.0—3.0 Ω∙m，由此可得该油藏油层为中阻油层；地层水电阻率为0.55—1.99 Ω∙m，且地层电阻率随地层水的含量增大而增大，因此C3 井的4930.0~4940.0为含水层。
构造图是以海拔为基准，补心距为6m，地面海拔94m，以平台基准的油水分界面所在图的井深位置为：
4930-(6+94)=4830.0m
结合地质资料与油藏砂岩顶面构造图分析可得油藏圈闭中不存在隔夹层，具有良好的储层连通性，且油层分布稳定。
1.1.3储层岩石物性特征分析
1.1.3.1岩石性质
表1.2 储层岩石矿物成分分析数据
石英
长石
其它
泥质
灰质
76%
4%
8%
5%
7%

图1.2 储集层岩石矿物成分百分含量分布图
根据储集层岩石矿物成分百分含量分布可得该储层岩石为岩屑石英砂岩，且含有少量长石。
表1.3 粒径分布分析数据
粒径
>10
~5
~2
~1
~0.5
~0.25
~0.1
~0.01
<0.01
含量（%）
0.49
1.29
3.23
3.05
12.72
36.55
29.5
9.14
4.03

图1.3 储集层岩石粒度含量

图1.4 岩石粒度分布曲线

表1.4 岩石粒径累积分布数据
粒径
>10
~5
~2
~1
~0.5
~0.25
~0.1
~0.01
<0.01
累计含量（%）
100
99.51
98.22
94.99
91.94
79.22
42.67
13.17
4.03

图1.5储集层粒度累积分布曲线

根据储层岩石粒径分布以及其累计含量分布表可以得出，岩石颗粒主要分布在0.1~0.5mm范围内，岩石颗粒分选性较好。
不均匀系数：（其中是累积质量为60%的颗粒直径，是累积质量为10%的颗粒直径）
分选系数：S=√(d75d25)=√0.24∕0.7=2.19
式中:
S—分选系数；
—累积质量为75%的颗粒直径;
d25—累积质量为25%的颗粒直径;
表1.5 分选程度评价表
分选系数S
1~2.5
2.5~4.5
>4.5
分选程度评价
好
中等
差
由于分选系数S=2.19，故根据特拉斯克（Trask）提出的分选系数评价标准知：该油藏岩石分选好。
表1.6 储集层粘土矿物组成表
成分
高岭石
绿泥石
伊利石
蒙脱石
含量
75%
8%
15%
2%

图1.6 储集层粘土矿物分析

根据以上储层粘土矿物分布图表可得，岩石中以高岭石为主，含有少量绿泥石和伊利石以及极少量的蒙脱石。
1.1.3.2岩石物性
利用已有各井资料加和平均得到研究区平均孔隙度及平均渗透率

表1.7 储层岩石（砂岩）孔隙度评价
孔隙度（%）
<5
5~10
10~15
15~20
>20
储层评价
极差
差
一般
好
特好
根据储层岩石孔隙度评价标准可得该油藏储层岩石的孔隙度好，具有良好的砂岩储层特性。

表1.8 渗透率评价表
级别
1
2
3
4
5
k/(103μm2
>1000
1000~100
100~10
10~1
<1
储层评价
渗透性极好
渗透性好
渗透性一般
渗透性差
渗透性极差

根据渗透性评价表，该油藏储层岩石渗透性好，具有良好的连通性。
1.1.4储层非均质性分析
储层非均质性是指油气储层各种属性（岩性、物性、含油性及电性）在三维空间上分布的不均匀性。表征渗透率非均质程度的定量参数有变异系数、单层突进系数、级差及均质系数。
渗透率变异系数：Vk=0.39,表示非均质程度较弱；
渗透率突进系数：T=KmaxK=210200=1.05, T<2表示非均质程度弱；
渗透级差：Jk=KmaxKmin=210190=1.105；非均质程度较弱；
渗透率均质系数：kP=KKmax=0.95，均质性较好。
综上三种参数分析，该储层非均质性较弱，利于开发。

表1.9 变异系数分析表
井号
C1
C2
C3
V变异系数
0.4
0.3
0.5

一般地，渗透率变异系数小于0.5为相对均质，0.5~0.7为非均质，大于0.7为严重均质，由此可判断出该油藏储层属于相对均质。
1.1.5储层敏感性分析
表1.10 速敏程度与速敏指数的关系
速敏程度
强
中等偏强
中等偏弱
弱
无
速敏指数
>0.7
0.4~0.7
0.1~0.4
0.05~0.10
<0.05

表1.11 水敏程序分级标准
水敏程度
极强
强
中等偏强
中等偏弱
弱
无
水敏指数
>0.9
0.7~0.9
0.5~0.7
0.3~0.5
0.05~0.3
<0.05

根据资料速敏指数，水敏指数，结合以上表格数据可得速敏程度弱，水敏程度弱。因此在开发过程中，速敏以及水敏对油藏流体影响不大。
1.2油气藏流体性质分析
油气藏流体性质主要研究的内容包括以下几个方面。
1.2.1油气水关系
该油藏无气顶，有底水，地下流体仅有油和水，油中有溶解气，由于三口井资料不足，划分储层单元为单层联通的砂岩层，则不存在隔夹层。油气水界面在-4835m处。
1.2.2油气水饱和度分许及其临界状态
由PVT取样C1井数据，泡点压力，三口井井底压力均大于泡点压力，所以此油藏为未饱和油藏。
1.2.3油气水常规物性
取样C2井。μos=6.5Mpa⋅s，ρos=0.87g/cm3，Ts=20℃，含蜡：4.03%，含硫：0.7%，胶+沥青：10%，初馏点：，天然气比重：
表1.12天然气性质数据表
成分
C1
C2
C3
C4
C5
C6
N2
CO2
Air
含量（%）
40
6
4
3
1
1
20
25
15
根据取样，得到地层水性质：
密度，，矿化度 ，PH=6.5
由，且为氯化钙水型。根据其地层水性质判断cugb油藏的水是在深层封闭环境下形成的，反映环境封闭好，有利于油、气聚集和保存。
1.2.4油气水高压物性
包括油气水相态特征、Pb，μ0-T曲线，μ0-P曲线、原油析蜡温度、原油溶气油比、溶解系数、原油体积系数、地层条件下的Co、Cg、Cw、ρo、ρg、ρw；气、液相色谱分析油气组成、凝析油含量和重烃含量；地层水粘度。由资料10PVT取样综合分析数据：原始地层压力下的体积系数，压缩系数，泡点压力下的粘度，原始地层压力下的粘度
1.3油气藏压力与温度
油气藏压力被视为油气藏天然能量的重要标志，而温度又常常是决定某种入井流体（如钻井液，射孔液，压裂液，酸化液等）和驱替剂是否有效的关键因素。
一、油藏压力
表1.13 压力随深度变化数据表
测试深度（m）
测点压力（MPa）
C1井
C2井
C3井
4800
52.64
52.53
52.09
4500
50.29
50.18
49.74
4200
47.94
47.83
47.39
3900
45.59
45.48
45.04
3600
43.23
43.12
42.68
3300
40.88
40.77
40.33
测试日期
90.06
91.01
91.07

根据上表测试数据，作图进行线性回归，得到压力随深度变化关系。

图1.7 压力梯度曲线

由上图可知，该地层压力梯度为。
地层压力系数：所谓压力系数（αp），就是实测地层压力（pf）与同一深度静水压力（）的比值。
现取4200m深度处数值，实测地层压力，这一深度的静水压力。故压力系数
，接近1，所以地层压力无异常。
二、油藏温度
根据三口井的静压和静温数据，三口井数据相差无几，所以该层具有统一的压力、温度系统。
表1.14 地温测试数据表
测点深度（m）
测点温度（℃）
C1井
C2井
C3井
4800
120
120.8
119.8
4500
113.8
113.6
113.9
4200
107.5
107.9
107.4
3900
101.3
101.1
101.4
3600
95.1
95.2
95.3
3300
92.9
93
92.8
测试日期
90.06
91.01
91.07

由上表做线性回归得下图：

图1.7 温度梯度曲线

得温度梯度方程为T=0.0183H+28.573，温度梯度为0.0183℃/m。
1.4 渗流物理特征
流体在油气藏岩石中的渗流过程中呈现出许多物理化学现象，这些现象常对驱油效率和开发措施的成败起着重要的影响。
1.4.1岩石润湿性
包括润湿角、润湿程度（油湿、水湿、中等润湿）、排油比、润湿指数等。
由《油层物理学》(P209)中的润湿指数评价表，如下：
表1.15 润湿性评价表
润湿指数
润湿性
亲油
弱亲油
中性
弱亲水
亲水
油湿指数
1~0.8
0.7~0.6
两指数相近
0.3~0.4
0~0.2
水湿指数
0~0.2
0.3~0.4
0.7~0.6
1~0.8
由资料18（润湿性测试数据表）知样品的吸水指数为0.50，吸油指数为0.10，判断储层岩石为水湿。其润湿指数
1.4.2相渗曲线
对资料20（相对渗透率数据表）整理，如下
表1.16 相对渗透率数据表
Sw
Kro
Krw
0.25
1
0
0.45
0.373
0.047
0.55
0.21
0.114
0.6
0.148
0.153
0.65
0.1
0.203
0.7
0.061
0.254
0.75
0.033
0.322
0.8
0.012
0.405
0.85
0
0.5

做出相对渗透率曲线：

图1.9 相渗曲线

由油水相对渗透率曲线得知，两相的交点即等渗点对应饱和度为0.6>0.5，由此判断该油藏为亲水性油藏。
1.4.3毛管压力曲线：
由资料21（毛管压力数据表）做出毛管压力曲线，如图：
表1.17 毛管压力数据表
Sw
0.256
0.26
0.28
0.3
0.33
0.4
0.47
0.53
0.64
0.75
0.83
1
Pc(Mpa)
0.38
0.325
0.22
0.15
0.09
0.05
0.03
0.02
0.01
0.005
0.0025
0.0005

图1.10 毛管压力曲线
由图可知曲线位置低，说明其分选性较好，孔隙半径大。曲线的平缓段很长且接近坐标轴，这说明吼道集中分布，岩石具有好的储集性和渗透性，这与测井解释得到结论一致。
1.4.4驱油效率
由相渗曲线得：束缚水饱和度，原始含油饱和度，剩余油饱和度，所以驱油效率为：

1.5油气藏天然能量分析
油气藏天然能量主要来自于油气藏本身的弹性储能和周围水体的弹性膨胀。油气藏天然能量主要包括：油藏中流体和岩石的弹性能、溶解于原油中的天然气膨胀能、边水和底水的压能和弹性能、气顶气的膨胀能、重力能等。
由三口井的试采数据得知，油藏平均压力明显高于泡点压力，为不饱和油藏，所以在储层内的流体在无气顶的情况下是不存在气相的，那么，该储层是一个没有气顶的油藏，底层内的流体只有油和水，因此不存在气顶气能量。
综上，cugb油藏的天然能量包括弹性能、溶解气的能量、底水且天然能量较为充足。此外，由于地层的压力情况比较稳定，可以不考虑地层异常压力的能量。
。

第2章 储量计算与评价
2.1储量计算意义及储量分类
油气田储量是石油和天然气在地下的蕴藏量，它是油气田勘探综合评价的重要成果之一，也是制订油田开发方案、确定油田建设规模和投资的依据。正确地计算油气地质储量是油气藏的评价工作中十分重要的一环，是油气藏科学发展的基础。储量计算的正确与否直接影响着开发决策的成败与得失，因此，实际计算中必须认真对待储量计算的问题。
根据计算储量所采用资料的来源不同，储量分静态地质储量和动态地质储量。动态地质储量是采用油气藏生产动态资料计算而得的储量数值，多用作开发过程中油气藏评价的参数。静态地质储量是采用静态地质参数计算所得的储量数值，是油气藏早期评价参数。
根据计算储量时对地下情况掌握的详细程度可分成如下类型。
表2.1 储量分类
探明储量

控制储量

预测储量
已开发探明储量（Ⅰ类）
未开发探明储量（Ⅱ类）
基本探明储量（Ⅲ类）
地质认识程度增加

2.2储量计算方法
油气储量的计算方法较多，国内外油气储量计算方法有: 容积法、物质平衡法、压降法、产量递减曲线法、水驱曲线法、类比法、概率法、矿藏不稳定试井法等。对一个油气藏采用哪种方法计算储量，主要取决于勘探程度、油气藏地质特征、驱动类型及矿场地质资料的拥有情况。第一阶段可以采用类比资料法，确定油气田的可采储量丰度，二阶段可以采用容积法计算油气田的单采系数；第三阶段可以增加利用动态资料的产量递减法，计算油气田的最终可采储量。在油气田的储量计算工作中．容积法仍然是最基本的方法，尤其是对砂岩油气藏。鉴于本区资料有限，现采取容积法计算地质储量。
容积法是计算油、气藏地质储量的主要方法，应用最广泛。该方法适用于不同勘探开发阶段、不同圈闭类型、储集类型和驱动方式的油气藏。以下主要用容积法计算该油藏地质储量。
容积法计算油(气)储量的实质是计算地下岩石孔隙中油(气)所占的体积，然后用地面的质量单位或体积单位表示。公式如下：

式中：
——油田的地质储量，104t；
——含油面积，；
h——平均有效厚度，m；
——平均有效孔隙度，%； f
——平均原始含油饱和度，%；
——平均地面原油密度，；
——平均原始原油体积系数，；
参数计算：
储量计算单元的含油面积A：采用网格划分方法可得A=4.04Km2.
平均有效厚度h：以C1、C2、C3井所控制的厚度，利用面积加权
h=h1A1+h1A2+h3A3A1+A2+A3可得=36.264m；
平均有效孔隙度Φ：由体积加权ϕ=ϕ1h1A1+ϕ2h2A2+ϕ3h3A3h1A1+h2A2+h3A3得为0.1998；
油层原始平均含油饱和度Soi由相渗曲线求得0.75；　
平均地面原油密度：算术平均得 0.835t/m3；
原始的原油平均体积系数：资料已给1.08m3/m3。
计算得，石油地质储量N=1.66Í107t；
其中溶解气的地质储量为：

式中：
Rsi——原油溶解汽油比
Gs——地面条件下的溶解地质储量
原始溶解气油比Rsi由设计资料的试采数据，从C1、C2、C3三口井可知原始溶解气油比可近似的看成是GOR，取值近似为Rsi = 100，所以溶解气Gs = 1.48×109 m3。
2.3 可采储量预测
油气田可采储量是油气田开发的物质基础，正确预测油气田的可采储量是搞好油气田开发规划部署的关键问题。目前常用的方法是产量递减规律与水驱规律曲线，但是前者主要适用于产量递减阶段，后者主要适用于水驱油田一定含水阶段，且本区资料较少，故主要采用经验求取可采储量。
2.3.1根据Guthrie和Greenberger法水驱砂岩的经验公式油藏采收率计算采收率

式中：
ER——采收率，%；
K——算术平均的绝对渗透率，10-3μm2；
——地层原油粘度，mPa·s；
Swi——地层束缚水饱和度，%；
∅——有效孔隙度，%；
h——有效厚度，m。
由K=200mD，μo=1.5mPa.s，Swi=0.25，Φ= 0.196，h = 32.246m
代入数据得： ER= 0.4034 = 40.3%
2.3.2统计曲线类比法
前苏联石油科学研究院的M.H．柯切托夫和B．K．哥蒙兹科夫收集整理了前苏联21个油区的455个由藏的资料，作出如下统计曲线如下图2.1所示。
图2.1 采油率与粘度关系图
取μo=1.5mPa•s，μw取100℃下的粘度μw=0.2838 mPa•s
μo/μw=7.285(K=200mD)得ER=0.417

2.3.3根据美国石油学会采用的采收率公式

式中：
——采收率，%；
∅——有效孔隙度，%；
K——算术平均的绝对渗透率，；
Pa——油气田开发结束时的地层压力或废弃油藏压力；
Pi——原始地层压力；
——地层束缚水饱和度；
——原始地层条件下地层水的黏度；
——原始地层条件下原油的黏度；
——平均原始原油体积系数，
方程中的参数具体数值：Pa=1.03 MPa，Pb=10 MPa ，Swi=25% ，Boi=1.08 μoi=1.5 mPa.s , μw= 0.2838 mPa.s，Pi=51.44MPa(Horner曲线得到)
将数据代入方程得ER =37.4%。
为了预测准确可采储量，我们将采收率三种方法获得采收率的算数平均，则可以得到ER= 39.8%
所以可采储量Nr=N×ER=5.89×106 t。

2.4储量评价
储量评价是衡量勘探经济效果，指导储量合理使用的一项重要工作。储量评价工作通常按以下几个方面进行：
(1)、流度（k/u）
已知油层平均渗透率k=200mD，原始油藏压力下原油粘度u=1.5mPa.s，所以流度M=k/u=133.33（10-3μm2/MPa∙s），根据表2.2可知油藏为高流度。
表2.2 流度指标
指标
高
中
低
特低
流度/10-3um2/mPa.s
>80
30—80
10—30
<10
(2)、地质储量
由容积法计算的地质储量为N=0.166Í108t，位于0.1—1×108t之间，根据地质储量分类评价指标，则该油田为中型油田。
地质储量丰度（油：N/A ； 气：G/A）
CUGB油田的地质储量丰度= 0.148*108t /4.04km2=366.34×104t/ km2 >300×104t/ km2，由指标比较知，该油田为高丰度。
（1）油气井产能
① 千米井深稳定日产油量，t/(d.km)
三口井的千米井深稳定日产油量如表2.3所示：
表2.3 千米井深稳定日产油量
井号
C1
C2
C3
稳定日产t/d
245
240
120
井深m
4855
4830
4915
千米日产t/d.km
50.46
49.70
24.41
从表中可以看出三口井的千米井深日产油量均大于15 t/(d.km)，属于高产油层。
② 单位厚度采油指数，t/(d.MPa.m)
由IPR曲线得三口井的采油指数如表2.4，
表2.4 不同井的采油指数
井号
C3
C2
C1
采油指数J
16.2338
35.5872
34.3643
可以得出油层的平均采油指数J=28.728，油层厚度为40m，所以单位厚度采油指数为0.718。根据分级指标，该值介于0.5—1之间，属于低级别。
（3）储层埋藏深度（m）
由油藏砂岩顶面构造图可知，储层埋深顶面在4700左右，大于4000m，通过与指标比较，得出油田属于超深层油田。
结论：综合以上分析可知，该油田属于高丰度、高产、超深层的中型油田。
第3章 油藏产能评价
油气藏（井）产能大小是油气田开发地面工程建设和合理开发油气资源的重要依据，在进行油气藏工程设计之前必须确定出油气井的产能大小，油井产能评价包括生产井产能大小的评价和注水井注入能力评价。
3.1 生产井产能确定
生产井产能的确定有三种方法，主要有：渗流力学计算法、类比分析法、矿场产能测试法、经验计算法。
3.1.1渗流力学计算计算法
根据试采数据，可计算得出单井可控半径以及单井可采储量。
根据公式
其中
计算得出：
单井可控半径
单井可采储量
由渗流力学知识可知:
令=1.5Mpa
代入数据得q=176.05

3.1.2矿场产能测试法
主要是通过对进行实施产能测试，取得产能测试资料，分析产能试井测试资料即可获得油气井的产能，这种方法得到的结果比较准确，对于新井而言，每一口都需要进行产能测试。矿场上通常将稳定试井资料和不稳定试井资料整理成油气井产能曲线或IPR曲线，然后确定出油气井的采油指数、产水指数、油井最大潜能、气井绝对无阻流量、油气藏的单位厚度产能数据以及GOR和WOR等油气井生产参数。
根据产能测试资料，，整理绘制IPR曲线，由此确定出油井的采油指数、油井最大潜能以及GOR和WOR等
表3.1 C1、C2、C3井的试采数据
C1、C2、C3井的IPR曲线
C1
C2
C3
Q(t/d)
Pwf(Mpa)
Q(t/d)
Pwf(Mpa)
Q(t/d)
Pwf(Mpa)
105
50.07
103
49.9
54
49.17
175
48
172
47.95
86
47.2
245
46
240
46
120
44.16
421.4
40
430.88
40
180.08
40
555.5
35
576.145
35
238.295
35
674.5
30
704.91
30
289.91
30
778.25
25
817.175
25
334.925
25
866.8
20
912.94
20
373.34
20
940.15
15
992.205
15
405.155
15
976.864
12
1031.844
12
421.076
12
1017.304
8
1075.456
8
438.608
8
1033.876
6
1093.302
6
445.79
6
1048.016
4
1108.508
4
451.916
4
1059.724
2
1121.074
2
456.986
2
1069
0
1131
0
461
0

图3.1 C1井的IPR曲线

下面以C1井为例简要叙述计算过程：
1.由后面试井分析和压力温度梯度曲线可以知道，油藏的平均压力（由于两个数据有误差，我们采用下面的经验公式计算）和某一个对应的测试产量的流压，应用Vogel方程可以求得：
=1069

A=
B=
C=
容易求出C1、C2、C3井的平均油藏压力分别为=52.94Mpa，=52.57Mpa，=52.96Mpa。
2.我们可给定不同流压，求出其对应的产量

3.根据给定的流压及计算出相应的产量绘制IPR曲线。

图3.2 C2井的IPR曲线

图3.3 C3井的IPR曲线

表3.2 试采数据分析表

C1
C2
C3
截距（原始地层压力MPa）
54.46
54.07
54.68
最大产量(m3/d)
461
1131
1069
K
-0.085
-0.034
-0.036
采油指数J
11.76471
29.41176
27.77778

3.1.3经验计算法
由上述C1、C2、C3井的IPR曲线图可知：
直线段方程由曲线可知：
C1井：
C2井：
C3井：
曲线段方程根据Vogel方程，可知C1、C2、C3井的Vogel方程依次为：
C1井：
C2井：
C3井：
3.2油藏污染状况分析
钻井、完井过程容易对油气层产生污染并造成伤害，油气层伤害降低油气井产能，因此须对油气层伤害程度进行评价，主要运用不稳定试井资料，采用常规的试井分析方法或现代试井分析方法，分析出真实的表皮因子s，然后利用s来评价油气井的伤害程度，并提出保护改造油气层的具体措施。

3.2.1 C1井表皮因子分析
相关参数计算：由PVT取一样综合分析数据可知 ：
根据经验公式（陈元千，《现代油藏工程》，第63页），得到
由压力恢复试井资料，作出Hornor曲线，对油藏中油井的污染情况进行相关分析：

图3.4 井底压力恢复曲线（Horner）

图3.5 C1井压力恢复曲线（MDH）

由以上两图可得油井直径为7in，半径为0.0889m。关井前油井的稳定产量产量为q = 245t∕d = 306.25m3／d ，B = 1.08，h = 40m。
由此可计算下列参数：
地层流动系数：

地层系数：
地层渗透率：
表皮系数：

3.2.2 C2井表皮因子分析
对于C2井，通用可以由压力恢复试井资料，作出Hornor曲线和MDH压力恢复曲线，对油藏中油井的污染情况进行相关分析：

图3.6 C2井压力恢复曲线（Horner）

图3.7 C2井压力恢复曲线（MDH）
由以上两图可得
由此可计算下列参数：
表皮系数：

分析与总结：
根据表皮因子可看出C1井轻微污染，而C2井的污染比较严重。主要的损害原因可能有以下几个方面：
①外来流体与储层岩石矿物不配伍造成的损害；
②外来流体与储层流体不配伍造成的损害；
③毛细现象造成的损害；
④固体颗粒堵塞引起的损害。
为防止油层污染，在注入流体时速度应该低于临界流速，注入地下的流体矿化度要高于临界矿化度，注入流体之前要进行配伍性试验。

3.3产能分布特征
油气藏产能是油气井产能的总和。由于油气藏的非均质性，油气藏各个部位及各个层段的产能也有很大的差异。
由于重力分异作用，通常构造高部位的产能较高，这为井位部署提供了参考。该油藏位于断背斜的两翼，从c1、c2、c3井可以看出油层中部在4550米和4830米的时候，油层较厚，因此c1、