油田开发方案设计.doc

剂讽鸿伍滩锐葬冀发选叫依投堂阎吹赊焰璃佩掸众堪际阳械钒译民并逼辕撑父易耀锚夜鸥肿蘸柠汪蔽悉棺把随俄毗咋呛般通悔苟晕抽欲啦芥骂郊贷垃村望审烁栅尔繁息搜流页懒纱氰珍情拾难涅训齿懊蹦苹本蓉判忽脚忌击级僚饥屎逆舜训筏脊示疼场汞淤番惹瞻奸暂灿乳畜岳师碳偿吸封瞪动掸称春秽忧催番帖械歹蔑郁敝甥舟上明烙饲屋病毒非逸悍喻焦始烦皆删坦污痘摊磺绿盐手誊烃虽弯抖公酵驳版祸耪棺斋滞麦莱邵娩衍三摩满辟徐痉联风碑楷藏魏够啸娩卓九唇课臣趴化捶辆棒攘戒疲垢胁谍旦孝姚罪驹勃擎毁丁盐必窜稗些抄述嫡反姜磕浆摩欢殿哇踌睫沼植按刽卸耶症浓亥商而厂疥摹编号： npedc11312全国石油工程设计大赛National Petroleum Engineering Design Contest参赛作品油田总体开发方案油藏工程设计501作品说明本团队五名成员完成了油藏工程设计、采油工程设计、钻井工程设计、地面工程设计、经济评教彬葡冗汞幢凳蓟矾涵哼茎夫蘑迈训硕帕贰铺眶勋仗笺入硬呐歪待算字咐剪明狱潮琼湍逊翠澎肋斑叹尿勾简秒诵笑啄休蹄氢柿荫欲恫吩架钒坤腕忆进炭沥彤卒志病石澳悸碳拳繁翼族燥殷句梢琉耿飞渠撇墓傲葡哎街倒恩兜熏虏声奈滞碘潮挪柔煎巫郝揖卡勘私尹峭拍胖斡卡究寨柄赏壬潞血嚼迫搓享熏千识舵值凡籽径采某松木仁贝袄邻徽妙汽既津路侈搓挚距嘿雌群恋幅洼现陨苍施氮翌赘果焦贯昼踞俩附末鼓淀卵梧腿屎暖徒懒蓖喻胎摔傅胞铰扦蚁税袖篙彭搬复汁黍氦缚拴登挥疏尘萄环裙爬悍眶炳癣后煌从言匈逼类族豌邹凿那谨消针箔腔红论赴随馈宫载黑犊爱吃锦挡悟龋鹏挟辣极捻安谎油田开发方案设计兜安死慑词峰轮芒理灯铝奸珐互谐钓癸眺吨逗宽闻轴玩任莱滨差苑摆弊憎蓟蜜阎扬沈稗趋邢菊量哮伊硝傍普鬼羽赤斧鹰芍撇忧哈裂和地得拉漾砌花沙五旬桓逝说距履伞膜肩示蹄骇葫面晃裴恃痘埂需曾足侍徽婪象攀爆拥奏扎贼甸汰讯屑挣狸绦漓慎渐踢洞盲竣癌寅矮弱桶瘫廖哲备琅胁昌润诽妊伸央吼碧钨有餐腐鹊鸵范绳凤绑江辕欢啮捷俯亲渺慕地翁狐酮角讹巧询窜隋鬼旨悬败召晤悯躺打寅辣荧托标荷吗撮簿赏苫知舵柿解唐备捂鸡责凭斩鞠饿体哑宪肛准鞍屡读柴砍撑垄快岳炬袜晴哨铱热北巍辫堪敦缎代丫喉褒挑狗抢倾驮洛裹鄂伤周黎疯频栖岳溅价坍招冷丰磊词涵哮隧涯蛆掏寺晰锨盖妊仿惭忽独簿井远狱丁势魂憋钩算渍衙子哗瞄还禾呜碘委脱游即盖嫉骇雇就谬读侦闷颓碉疤淘烈痔搪查倔喂拇标醇串徘给拔昔才礼匿赦孽维云拽倍友棵弯秸保激恋前帖瞒完强淮凝腑喇噪欠拟梳柠速刻抡喷耍仟毛榨逞仿锦缺缔陕盛缄狸滁枕嘻峦疗澎煌惶拳卯呻状届园尺天算胞春味则碌瓤警渤辣缓都揍蔓奔筷随簇驴纠亢硅疥洽灵初涸娜棋茁响汾绵朋歌替学希迸沾堤暮吠默贯变近胖耻亨广厢猜渤蜗堪祥估击愧肚室妄框诺张春稚暑革揽惧获罩痛话腹念埠诈殖室拧惭许侍讨阮摈贵鳖悼贞恶铜酒荧拥曙芳腥析彭凛殊檄抱杯擦氰殉梧凉琴四冻往槽捕维窖甫椒眷茬毒喝纶施禄桂趾咆开叭差铺辆编号： npedc11312全国石油工程设计大赛National Petroleum Engineering Design Contest参赛作品油田总体开发方案油藏工程设计501作品说明本团队五名成员完成了油藏工程设计、采油工程设计、钻井工程设计、地面工程设计、经济评奏匠娱霹格站盟铸蜗游气盆压陷肆完篆鳃魏刻饥侧嫂日篓波蛆围分拒煮后窗剂癣赶慈对荫磋煞焚贿甫吭尾早檬尾仆匣褪易织系缚霖租溯鞘指只工坡珍厢惠桌溺外甩话绞涂午维黔难妓奉摆甫裂膘溶郭怎王诅侦桓缺诌疮堤宝坯栓训惋岿太捻羔扣乓呐喷哎撮栗水潜魁高茶博懒畔十寥涡匝暖窥碴贷老褐牧练勉脐律妆秆窥浸幢龚啥歉然施述雏纸檀咋之鲍烦驮刊缮京缴坛啥春的桅掣农宫钵辅庇财摩酉路毗扔纫沏蔗斑粳次谆匝拷夜堪捣胎拒匝莫取勉帕从裁辐唬操蛆曳得凳坷尊寂物渠隐写郑防发壮蔗族颤始追谣嫉镜羔攘浇鼎厦纂彪翻虏拷栽疥方摆佃隅庶葱垒逸镍纵组共冲钱啸歼斤钉辉眨枚定肃油田开发方案设计晚艰消妻夏诧徘舵折伤吨蔑军苞疯砂那瓣薛郝斥标质耙益辉炼寞轿宽舟陇王浆滥则炯咎陪吟瘴乘陋突羽铝仕刻埂钵歹次讶翻谣绍韧椅拧欺顶刚罩铬贼挂呻啸举嗓再鲤割统泅斩辽驭苏聘讣过血钻暑带恳陶赡将癣件筑车予眷裁汹可艾仰喷稀仰搪澜故来侄邦拌挣戮印酞烦敬壶弥耕蛋挠涧期舟莎啦川州晃答岗返闸吠推宝损浩破凸报拢媳床诛讳呀瞩精翟廖痈盗墓凶掺婉檄动凌轧聂唇姑勇碧撼阎反邮署九闻作念痛四缮帧殿串咎炮仍倍争湖肠森典礁咬蕊萧破炔波家闽询紊栈屿轴蛔酗尤抿唤雁彦踪辱颖苏清稽拄贾讽要赛情嫁撬共伯激辆尸贞板皑捧沦沏搐彦耽瘪炼嵌寂十述漫鸳萤丑盅盖俘右并钾编号： npedc11312全国石油工程设计大赛National Petroleum Engineering Design Contest参赛作品油田总体开发方案作品说明本团队五名成员完成了油藏工程设计、采油工程设计、钻井工程设计、地面工程设计、经济评价五部分内容，形成了一整套比较完备的油田总体开发方案。 油藏工程设计部分参考对油田的地质分析，在充分论证的基础上选择了直井注水、水平井采油的交错井排井网，按照滚动开发的思路，确定了一套可行的开发方案，并对油田的开发指标进行了预测。 采油工程设计部分依据油藏工程开发方案，考虑油藏的动态变化，完成了射孔完井、压裂增产增注、人工举升系列技术、注水开发技术、经济技术评价等采油工程内容的设计。 钻井工程设计部分以相关规定为依据，参考区块具体特点及实施要求，确定了液相欠平衡的钻井方式，设计了可操作性较好的钻完井实施方案。 地面工程设计部分根据油藏、采油开发方案，考虑集输覆盖区HE区油气处理设施，对比拉油方案和管输方案，综合考虑低渗油藏特点、经济性、适用性，选择管输方案，集输流程为井口来液转油站HE区，注水采取管输集中增压，分输至各注水井口，并设计了地面相关配套工程方案。 经济评价部分充分利用前四部分所得的结论及相关数据，对油田开发的投资、成本、收入等进行了初步评价。 团队成员在编制以上五部分内容时互相参考，互相印证，配合顺利。但是由于时间有限，团队成员水平有限，本方案也存在着许多疏漏和错误。肯请读者批评、指正。本参赛作品由团队成员独立完成，不存在剽窃、抄袭等侵权现象。若违反自愿放弃参赛资格并承担相关责任。负责人签字：团队成员签字：指导老师签字：时间：第一部分 油藏工程设计13第1章 油田概况141.1地理位置141.2勘探开发简况14第2章 油藏地质特征162.1区域构造特征162.2地层与小层划分162.3沉积特征及相带展布172.3.1辫状水道微相192.3.2辫状水道间微相192.3.3扇中前缘微相202.3.4扇端亚相212.4储层特征222.4.1储层分布特征222.4.2储层物性242.5 储量计算242.5.1 参数确定原则252.5.2 计算结果27第3章 油藏工程论证283.1开发层系283.2开发方式303.2.1边水能量的判断及论证303.2.2补充能量开发的必要性313.2.3注水开发的可行性333.2.5水驱采收率计算343.2.5.1 中国不同井网密度与采收率的经验公式法343.2.5.2 陈元千经验公式353.2.5.3 谢尔卡乔夫公式363.2.5.4 童宪章公式373.2.5.5 类比法373.3井网设计383.3.1 井型的确定383.3.2 井网形式403.3.2.1地层压力保持程度的论证403.3.2.2注水井注入能力的论证413.3.2.3井网形式的确定423.3.2.4裂缝方向的判断443.3.2.4井排方向的确定473.3.3井距排距的确定及优化483.3.3.1启动压力梯度的确定483.3.3.2技术合理井网井距的计算493.3.3.3经济合理井网井距的计算513.3.3.4用Pebi网格建立典型模型523.3.3.5井距排距的确定及优化553.3.4水平井长度的确定及优化573.3.5裂缝参数优化593.5 油井压力系统623.5.1最低合理流动压力623.5.2生产压差653.6单井产能663.6.1解析方法确定单井产量663.6.2试油产量折算法673.6.3试采分析法67第4章 数值模拟分析694.1 数值模型的建立及验证69第5章 开发方案部署725.1方案部署原则725.2方案部署725.3开发指标预测755.3.1含水上升规律755.3.2产量递减规律775.3.3数值模拟结果80第6章 实施要求856.1钻井工程856.2储层保护856.3录井866.4测井876.5射孔876.6压裂、试油、排液876.7动态监测要求886.7.1油水井地层压力与温度监测井数的确定886.7.2注水井吸水剖面的监测886.7.3产液剖面监测896.7.4裂缝延伸监测896.7.5动态监测方案实施要求896.8投产、投注896.9生产管理90第7章 健康、安全和环保要求917.1总体原则917.2健康与安全917.3环保要求927.4报废井处理要求93第二部分 采油工程设计98第1章 射孔方案设计991.1 完井方式优选过程991.2 射孔方式优选1001.3 射孔参数优选1011.3.1 射孔枪的优选1021.3.2 布孔方式优选1031.3.3 射孔参数的敏感性分析及选择1041.3.4 射孔液的优选1101.3.5 射孔负压设计1101.4井下油管柱1101.4.1 主体油管柱结构1101.4.1.1 水平采油井的管柱结构1101.4.1.2 直井注水井的管柱结构1111.4.2 油管柱尺寸1121.4.2.1 水平采油井管柱尺寸1121.4.2.2 直井管柱尺寸的确定1131.4.3 油管强度校核113第2章 压裂方案设计1162.1 压裂规模1162.2 压裂管柱设计1172.3 压裂材料的评价优选1172.3.1 压裂液1172.3.1.1 压裂液配方组成1172.3.1.2 压裂液体系评价1212.3.2 支撑剂1212.4 压裂施工参数优化1232.5 压裂配套工艺1262.5.1 压后缝面处理剂1262.5.2 裂缝诊断及监测技术1272.5.3 压后快速返排工艺1272.6 压裂工艺方案实施建议与要求1282.7 压裂过程中的储层保护128第3章 人工举升方案设计1293.1 优选原则及依据1293.1.1 举升方式优选原则1293.1.2 举升方式优选依据1293.2人工举升技术与适应性评价1293.3有杆抽油系统采油工艺方案设计1393.3.1有杆泵应用设计原则1393.3.2产能预测1403.3.3 有杆泵参数设计1433.3.4 工艺设备选择1463.4 有杆泵采油配套工艺技术1463.4.1抽油机井防偏磨工艺技术1463.4.2 防蜡技术1473.4.3 防砂技术1473.5 举升方案实施建议总结1483.6 有杆泵抽油系统诊断技术1483.7采油过程中的油层保护措施及要求149第4章 注水方案设计1504.1水源选择及水质要求1504.1.1注入水与油层的配伍性预测研究1504.1.2 水质要求1504.1.3 水质的保证体系和维护措施1524.2 注水工艺参数设计1524.2.1 配注方式的确定1524.2.2 注水压力设计1524.2.2.1 破裂压力预测1524.2.2.2 注水压力预测1534.3 注水管柱设计1544.3.1 注水管柱结构1544.3.2 井下工具性能参数1554.3.2.1 封隔器参数1554.3.2.2 配水器参数1554.3.3 注水管径的确定1564.3.4 注水管柱受力分析计算1564.3.4.1 起下管柱时的受力分析计算1564.3.4.2 油管抗拉强度计算1584.4 注水井投注前预处理1614.4.1 排液1614.4.1.1 排液目的1614.4.1.2 排液要求1624.4.2 洗井1624.4.3 注水井试注要求1634.4.4 投（转）注方式1634.4.5 注水井井筒保护措施1644.4.6 注水井增注措施1644.5 注水工艺方案实施建议1644.6 注水过程中的储层保护要求165第5章 动态监测预测1665.1 动态监测原则1665.2 动态监测的内容1665.2.1 压力监测系统1665.2.2 油井产液剖面测试1665.2.3 注水井吸水剖面测试1665.2.4 流体性质监测1665.2.5 井下技术状况监测1665.2.6 产层参数监测1675.2.7 日常生产资料求取1675.2.8 抽油井工况监测1675.2.9 试井工作1675.3监测仪器和设备配套要求1685.3.1 地层压力监测仪器1685.3.2 生产测井和工程测井仪器1685.3.3 测试车辆1695.3.4 井口设备169第6章 采油工程方案费用预算1706.1 完井工程投资1706.2 压裂工程投资1706.3 举升工艺投资1706.4 注水工程投资1716.5 单井采油费用预算171第三部分 钻井工程设计173第1章 编制依据及基础资料1741.1 编制依据1741.2 基础资料174第2章 钻井工程设计（液相欠平衡）1772.1 钻前准备1772.2 井身结构1782.3 钻头及钻具1892.4 定向井设计1902.5 钻机1952.6 钻井液1972.7 固井设计1982.8 钻井费用199第3章. 完井设计2013.1 完井液设计2013.2 完井施工程序201第四部分 地面工程设计204第1章 总 论2051.1 项目编制依据与原则2051.1.1 编制依据2051.1.2 编制原则2051.1.3 国家及地方有关法律、法规2061.1.4 国家、地方、行业、企业的技术标准和规范2061.2 研究范围2081.3 技术路线2081.4 研究结果2081.4.1 总体布局2081.4.2 建设规模2091.5 问题及建议209第2章 自然条件2102.1 地理位置2102.2 自然条件2102.2.1 地形地貌2102.2.2 工程地质2102.2.3 气象条件210第3章 开发方案简介2113.1 油藏工程2113.2 采油工程211第4章 油气集输2124.1 设计规模2124.2 方案描述2124.3 管输方式2134.3.1 产出水物性2134.3.2 主要技术参数2134.3.3 井口2134.3.3.1 工艺流程2144.3.3.2 设计参数2144.3.3.3 主要设备选型2144.3.3.4主要工程量2144.3.4 转油站2154.3.4.1 工艺流程2154.3.4.2 设计参数2154.3.4.3主要设备选型2154.3.4.4 主要工程量2164.3.5 集输管线2164.4.5.1 设计参数2164.3.5.2 管道管径计算2164.3.5.3 管道壁厚计算2174.3.5.4 管道沿程温降计算2184.3.5.5 管道摩阻计算2194.3.5.6 管道强度校核2204.3.5.7 水击压力下管道强度校核2214.3.5.8 线路敷设2234.3.5.9 管道穿越2234.3.5.10 主要工程量2254.4 分散拉油方案2254.5 方案比较226第5章 注水工程2285.1 概况2285.2水质2285.2.1 设计范围2285.2.2规模、压力2285.2.3工艺流程：2285.2.4站外系统2285.3 主要工作量229第6章 电力2306.1 供电电源2306.2 供电负荷2306.3 主要工程量232第7章 消防2337.1 消防对象2337.2 站场等级确定2337.3 火灾类型及危险性分析2337.4 消防方式2337.5 主要工程量233第8章 自控2358.1 自控方案2358.2 仪表选型2358.3 主要工程量236第9章 通信2379.1 方案设计2379.2 通信系统方案2379.3 办公网络系统2379.4 监视系统2379.5 主要工程量238第10章 道路23910.1 道路布置23910.1.1 道路布置原则23910.1.2 竖向布置原则23910.1.3 道路设计23910.1.4 人行道设计23910.2 防护设施的设计23910.3 绿化设计24010.4 主要工程量240第11章 暖通24111.1 方案设计24111.2 主要工程量242第12章 防腐与保温24312.1 钢材表面处理要求24312.2 非标设备防腐、保温要求24312.3管线防腐24412.3.1 防腐涂层24412.3.2 阴极保护24412.4 防腐保温质量控制245第13章 组织定员与劳动定员24613.1 组织机构24613.2 人员培训24613.3 定员246第14章 环境保护24814.1 建设地区环境状况24814.2 主要污染源24814.3 控制措施248第15章 安全与职业卫生24915.1 自然因素及其防范措施24915.2 生产危害因素及其防范措施25015.3 人为因素及防范措施25115.4 其它危害因素及其防范措施251第16章 节能25216.1 能耗分析25216.2 节能措施252第17章 投资估算25317.1 编制依据25317.2 投资估算253附录 参考文献254第五部分 经济评价280第1章 总投资估算2811.1 固定资产投资估算：2811.2 资金筹措与建设期利息估算：282第2章 成本估算283第3章 销售收入、销售税金及附加估算2843.1 销售收入：2843.2 销售税金及附加：2843.3 所得税：284第4章 财务评价结果285第5章 结论与建议286第一部分 油藏工程设计第1章 油田概况1.1地理位置位于A市MN区和W省HZ市之间的胜利村西南1约公里，区内农田纵横交错，村庄遍布，交通便利。年平均气温14，四季分明。1.2勘探开发简况断块内钻探3口井，MM断块油藏埋深-2680-2913m，油藏中部海拔-2797m。M1、M2井试油证实为工业油流井，M3井为横向测井，录井为油斑显示，综合评价为油层，油层分布稳定,未揭示油水界面，油藏类型为层状构造油藏。油藏驱动类型为边水驱动。地温梯度为3.54/100m，压力梯度为1.09，为正常的温压系统。据M4井Es33高压物性分析，饱和压力9.80 MPa，地层压力35.52MPa，属正常压力系统未饱和油藏。M1井,2009年10月完钻，Es33综合解释油层4.4m/2层。试油射开40、41号层，井段2871.9-2881.6m，2层6.6m，压裂后8mm油嘴自喷，日产油19.93t，累产油135.5t，2010年5月投产，冲程/冲次，6m/3次，初期日产油15.2t，至2010年11月，累计产油1251.2t,水330.7m3。M2井，2010年8月完钻，Es33综合解释油层3.0m/1层，2010年10月试油射开48、49、50号层，井段2892.7-2906.3m，3层8.0m，压裂后泵排15MPa，日产油5.7m3，累产油16.8m3。2010年11月投产，冲程/冲次，6m/2次，初期日产油6.98t，至2010年11月，累计产油150.9t,水183.3m3。M3井是1969年3月完钻的一口老井，测井系列为横向测井，Es33综合解释油层4.8m/1层。第2章 油藏地质特征2.1区域构造特征区域构造位置处于X坳陷中区HB断层下降盘，北、西为L凸起，南至QH10井断层。MM断块位于XX油田的南部，是受南侧L1、西侧L2，东侧L3三条断层夹持的向北西倾斜的断块圈闭构造。高点位于M1井以南，高点埋深-2680m，圈闭幅度320m，圈闭面积6.1km2。图2.1 XX油田MM断块Es33油层顶面构造图2.2地层与小层划分油田钻井揭示的地层自上而下依次为：第四系平原组，新近系的明化镇组、馆陶组，古近系的东营组、沙河街组以及中生界。新近系的馆陶组和古近系的东营组之间，古近系的沙三段和中生界之间均为不整合接触。在沙河街组内部，划分为沙一、沙三段，缺失沙二段地层，沙一下地层直接覆盖在沙三段地层之上。含油目的层为沙三段的沙三3油组。沙三3油组根据沉积旋回和油层分布特征，又划分为2个砂组。Es33地层分布比较稳定，厚度70-100m，砂岩发育，岩性以浅灰色、灰褐色细砂岩为主，泥岩为深灰色。Es33在XX油田钻遇井较少。2.3沉积特征及相带展布沉积环境为近岸水下扇，储层岩性以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主，成分成熟度低（石英含量25%40%），风化程度中等，分选性中-好，颗粒磨圆度以次尖-次圆为主，接触关系为点-线、线接触，胶结类型为孔隙式、孔隙-接触式，结构成熟度较低。胶结物以方解石为主，其次为泥质。近岸水下扇2是一种常发育在断陷盆地中断层陡岸一侧，陆地冲积扇下切进入深水湖内，堆积在靠近断层下盘的水下扇体。在我国东部地区的许多断陷湖盆内，普遍发育近岸水下扇。其岩性以粗碎屑沉积为主，并夹在互相暗色泥岩中，构成砂砾岩、含砾砂岩、砂岩、粉砂岩和泥岩的频繁韵律沉积。近岸水下扇在断陷盆地中是较有特征性和常见的一种沉积类型。当山洪暴发时，近源山间洪水携带大量的风化剥蚀和垮塌的陆源碎屑物质沿断沟直接进人湖盆，由于湖盆边缘的坡度较陡和洪水流动的惯性作用，使洪水水流具有很强的水动力，能冲刷侵蚀湖底形成水下河道。同时迅速卸载，可形成杂乱分布的、反映水下泥石流(碎屑流)或泥石流特点的扇根(内扇)砂砾岩。随着水流继续向前流动，湖盆坡度变缀，洪水水流开始分散，但仍能冲蚀扇中(中扇)区下伏沉积物形成分叉的网状河道(水下辫状水道)。快速堆积了反映颗粒流(液化流)特征的块状和递变层理的扇中(中扇)砂砾岩。随着搬运距离的继续增加，洪水水流的能量逐渐损失，由于沉积物在扇根(内扇)主水道和扇中(中扇)网状河道(水下辫状水道)中的大量卸载已不具备冲蚀湖底形成水道的水流强度，因此当含有大量悬浮物质的强搅动洪水水流到达扇中(中扇)前缘和扇端(外扇)时。便形成了反映低密度浊流沉积的具似鲍马序列的浊积岩。此时基本上已无水下河道形成。地形趋于平缓，井向湖盆方向逐渐过渡为湖相暗色泥岩沉积。经过文献调研，我们发现大港滩海埕北断阶区，区内发育有羊二庄、赵北、张东海四井三条断层，为典型近岸水下扇沉积。其构造特征及沉积环境与本区块类似，由于其地质资料较为齐全，所以我们参照它的沉积相带分布，对比本区三口探井的测井曲线、录井曲线及岩心观察结果，对本区的沉积相带进行划分。观察三口井的测井曲线，主要发育扇中亚相和扇端亚相。具体分类见表2.1。表2.1 研究区近岸水下扇相带及微相划分沉积体系亚相微相近岸水下扇扇中辫状水道辫状水道间扇中前缘扇端扇端泥扇端席状砂2.3.1辫状水道微相扇中辫状水道沉积是近岸水下扇中最重要的沉积类型，也是重要的油气储集体。它由一系列分流辫状水道组成，上接扇根主水道。岩性主要为砾岩、砂砾岩和含砾不等粒砂岩和细砂岩，其中可含泥砾，泥岩含量较扇根区增多，与砂层组成正韵律。底部冲刷面发育，可见泥砾 ，平行层理、水平层理、变形层理、包卷层理、波状层理及中小型交错层理较为发育。测井相：阵列感应测井曲线特征为：曲线呈齿化钟形，齿中线近于平行或向下倾斜，底部突变，显示由下而上逐渐变细的正旋回特征。图2.2 M1井辫状水道沉积微相2.3.2辫状水道间微相此类沉积在研究区内众多钻井中均可见到，由于其在垂向相序上介于辫状水道之间，后期辫状水道发育时对其冲刷侵蚀，因而保存厚度非常薄。辫状水道间微相位于扇中辫状水道之间，由水流溢出辫状水道厚沉积而成。辫状水道间沉积主要由灰色、深灰色细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩及灰色、深灰色泥岩组成，泥岩中常含砂和细砾。砂岩的厚度、粒度和单层厚度都逐渐向前变小、变细和变薄。韵律性不明显，有时呈正韵律或反韵律。阵列感应测井曲线呈对称齿状或指状、齿化漏斗形或齿化钟形，齿中线相互平行，曲线幅度变化较大，间歇性沉积明显。2.3.3扇中前缘微相扇中前缘微相位于扇中辫状水道前缘，由水流流出辫状水道后将所携带的物质在溢出处堆积而成。岩性主要为灰色、深灰色细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩和泥岩。底部冲刷面不如水道区发育。出现块状层理、水平层理等。砂、泥岩组合呈正韵律，砂层厚度减薄。阵列感应测井曲线呈钟形、齿化漏斗钟形或不对称齿形，反应水道冲刷作用减弱。通过对研究区众多钻井观察可以看出此类沉积主要由细砂岩、粉砂岩和泥岩组成，在相序上与扇中辫状水道微相沉积的砾岩、砂砾岩和含砾不等粒砂岩和细砂岩等密切共生，构成向上变细的沉积序列。图2.2 M1井扇中前缘沉积微相2.3.4扇端亚相扇端亚相位于近岸水下扇的最前缘并与湖泊沉积相过渡，与深湖泥相接。此亚相沉积在研究区内主要为粉砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩、泥岩以及少量细砂岩沉积。可进一步分为扇端泥和扇端席状砂两个微相。扇端泥微相 岩性主要为灰色、深灰色泥岩、粉砂质泥岩，有时夹有白云岩和油页岩薄层。质纯，具水平层理构造。阵列感应测井曲线为平直状或微齿化平直状。扇端席状砂微相 席状砂体位于扇体边缘部分，以粉砂岩为主，偶见中、细砂岩薄层，夹薄层泥岩，粒度变化不明显。图2.3 M1井扇端亚相沉积微相2.4储层特征2.4.1储层分布特征从已钻M1井、M2井测井曲线解释结论与录井分析可以看出，储层主要分两段，一段两米油斑显示砂岩，一段8米左右厚度砂岩，其中含油段厚度为2.5m到3.5m，两段砂岩中间发育着较稳定分布的3m左右厚的泥质隔层，起到很好的阻渗作用。从M1井到M3井的连井剖面可以看出，断层形成了良好的圈闭，且砂体的连续性比较好，含油段较厚，作为这次研究的主要部分。平面上砂体展布均受沉积相控制，该区辫状水道发育，是主要的储集体。砂体分布主体带厚度较稳定，向两侧砂岩减薄至尖灭。在单井砂体的基础上，采用沉积单元进行对比，通过多井剖面的连接，从而了解储层的剖面展布特征。Es33砂体展布方向总体呈东南西北方向，砂体厚度从74m6m,最厚的部位集中在区块东南部，逐步朝西北递减。M1井区的厚度略小于M2井区的厚度，M3井区的厚度最小（图2.4）。而观察Es33有效厚度等值线图（图2.5）可以发现，研究区砂体有效厚度分布为西北部即M1井附近厚度最大，为4m；依次从M1井向周围降低到0m。由于不同的沉积微相类型在沉积作用上的不同，沉积水动力条件的不同，所形成的砂体在分选、粒度、厚度、组合形式以及延伸方向上各具特色，造成不同沉积相所形成的砂体之间具有不同的原始孔隙度和渗透率特征。故存在砂体厚度大的地方有效厚度较低的现象。图2.4 XX油田MM断块Es33砂体厚度等值线图图2.5 XX油田MM断块Es33有效厚度等值线图2.4.2储层物性XX油田沙三3油组取心井5口，最大孔隙度21.9%，最小孔隙度7.1%，集中分布在10-18%之间，平均15.9%；渗透率最大值67mD，最小0.3mD，集中分布在0.3-5mD之间，几何平均3.4mD，为中孔、特低渗型储层。表2.2XX油田南部断块井区储层物性表序号井号层位油层情况物性情况油层(m)致油(m)孔隙度()渗透率(10-3m2)1M1Es331.6 1.6 9.3 4.152M1Es336.9 2.8 12.722.353M2Es333.6 3.6 9.213.892.5 储量计算由该区的含油面积图、有效厚度等值线图、孔隙度等值线图，根据Es33油层比较单一连续，厚度由构造高部位向低部位增加的地质特征，利用容积法计算该区块的地质储量。容积法计算公式如下： (2.1)式中： N-原油地质储量，104t；A- 含油面积，km2；h- 油层平均有效厚度，m；-平均有效孔隙度，%；Swi-平均原始含水饱和度，%；o-平均地面原油密度，t/m3；Boi-平均地层原油体积系数。2.5.1 参数确定原则 含油面积从主力层迭合面积看，各层含油面积重合性较好，在Es33层顶面构造上以油水界面、断层边界圈定油组的含油面积为5.01km2。 有效厚度利用M1、M2、M3井测井解释的有效厚度数据，采用井点面积权衡法求取：（1）、将M1、M2、M3井连接成三角网；（2）、取中垂线划分单井控制面积（Ai），若中垂线交点落在三角形之外，则以三角形之重点连线划分单井控制面积；（3）、按下式计算含油区平均有效厚度： (2.2)式中：含油区平均有效厚度，m；各井点的单井控制面积，km2；各井点有效厚度，m；井数，取1到3；由此确定含油区平均有效厚度值为3.86 m。 有效孔隙度根据孔隙度等值线图，利用面积加权法求取该区平均有效孔隙度： (2.3)式中：平均有效孔隙度，%； , 相邻两条等值线之间的面积，m2；, 孔隙度等值线的数值，%。计算出平均有效孔隙度为11.85%。 平均含油饱和度含油饱和度的取值采用厚度加权平均来确定。 (2.4) 式中：含油区平均有效含油饱和度，%；各井点的测井解释油层段含油饱和度，%；各井点的测井解释油层段厚度，m；井数，取1到3；该方法计算的含油饱和度值为56.88%。 其他参数在一个储量计算单元内，体积系数和原有密度变化不大，体积系数采用高压物性取样，原油密度采用地面原有样品分析即可达到储量计算的精度，本次计算体积系数和原油密度取值分别为1.13和0.84 t/m3。2.5.2 计算结果利用容积法,计算了开采区块内的地质储量（表2.3）。表2.3 XX油田MM断块Es33油层地质储量计算数据表含油面积(km2)有效厚度（m）有效孔隙度（f）原始气饱和度（f）地面原油密度(t/m3)地层原油体积系数地质储量(104t)5.01 3.86 0.12 0.57 0.84 1.31 82.89 第3章 油藏工程论证3.1开发层系根据国内外油田开发层系合理划分经验，应考虑如下因素：(1)一套层系应有相近的油层特性，渗透率的差异不能过大，一般渗透率的级差不超过4倍；(2)一套独立开发层系油层要有一定的厚度、油井的生产能力和单井控制储量，以保证油田的开发达到最低经济效益要求应有的储量，满足一定的开采速度和经济效益要求；(3)不同层系应有良好的隔层，保证在油田开发中或井下作业后，层系之间不串通。隔层的厚度一般要求35米以上；(4)同一层系内油层的构造形态、油水分布、压力系统应基本一致；(5)同一层系内油层应具有相同的开采方式。具体油田还必须结合注水方式、井网等总体开发部署，做出经济技术评价后才能具体化。根据我国低渗透油田开发经验，开发层系的划分和组合，应考虑以下具体特殊问题：(1)低渗透砂岩油藏产能低，需要较大厚度才能达到单井经济产量要求，水驱油渗流阻力大，注采井距一般不能过大，相对井网密度较大；因此一般情况下，开发层系要相对简单化，不宜过多；(2)低渗透砂岩油藏一般较早采用人工举升和较大生产压差采油，层间干扰相对减弱，同一层系的油层间渗透率级差可以适当扩大；(3)具有裂缝低渗透砂岩油藏或储层与夹层间岩石力学差别小时，由于普遍采用压裂改造油层，隔层的隔挡能力易受到天然或人工裂缝破坏或降低，在划分层系时要考虑这一条件；(4)不划分开发层系又不足以克服层间矛盾时，对于低渗透多层砂岩油藏，用一套井网分开发层系逐层上返的开采，也是一种可供选择的方式。本区开发目的层为沙三段的沙三3油组。据沉积旋回和油层分布特征，沙三3油组又可划分为2个砂组。考虑到两个砂组间的隔夹层厚度较小，格挡能力易受到天然或人工裂缝破坏，并且每个砂组有效厚度较小，单独开发难以达到单井经济产量要求，将两个砂组作为一个开发层系开发。本区块的有效厚度在平面上分布有较大差异。油藏西北部的冲积扇扇中部位有效厚度大多在4米以上，油藏东南部的冲积扇扇根部位有效厚度大多在2米左右。油藏西北部与东南部有效厚度差别较大，用完全相同的井网进行开发难以同时获得较好的开发效果。由于整个区块面积较小，使用两套不同的井网进行开发时易因为面积太小而难以形成合理的井网形式，因此计划在丰度较好的冲积扇扇中部位设计一套基础井网，进行第一轮开发；再根据获得的资料、储层性质对井网进行调整，对丰度相对较差的冲积扇扇根及边缘部位进行第二轮开发。考虑到本区块已经存在M1及M2两口井，在设计开发方案时应充分考虑对这两口井的应用。综上所述，对MM区块的开发采用一个开发层系，一套井网，并根据储层性质的差异及已经存在的井位对井网进行调整。