西南石油大学油藏工程设计模板.doc

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前言

油藏工程课程设计是石油工程课程设计的一部分, 是本专业重要的教学环节之一。课程设计的主要目的是: 综合学生三年来基础课, 技术基础课和专业课所学的理论知识, 以及生产实习所获得的知识, 对给定的油藏, 进行油藏工程设计, 从而接受油藏工程师的初步训练和工程意识的培养。
由于学生平时所学知识都是分门别类和抽象的, 与实际应用还相差甚远, 如何把这些知识综合起来, 并应用于生产实践, 学生需要一个理论联系实际和锻炼工程能力的学习环节, 课程设计便是实现这一目的的良好机会。
世界上没有完全相同的两个油藏, 因此, 经过一次课程设计, 不可能解决所有的工程问题。可是, 世界上也没有完全不同的两个油藏, 每一个油藏工程设计都要经历类似的步骤和程序, 油藏工程设计的方法和原理都是相通的, 因此, 任何一个油藏的工程设计都能够让学生得到油藏工程师最基本的训练。
油藏是一个深埋地下而无法进行直接观察和描述的地质实体, 人们所说的油藏都是根据各种间接资料所描述出来的概念模型。资料有多寡, 思路有不同, 方法也迥异。因此, 不同时间, 不同人做出的油藏工程设计也必将有所不同。油藏工程的课程设计并不要求学生拘泥于局部的细节, 而是要学生对设计有一个宏观和整体的把握。只要设计思路正确, 设计最大限度地使用了现有资料, 并灵活运用了所学理论和方法, 设计就是一个好的设计, 课程设计也就达到了预期的目的。
一个油藏的发现是以油藏上第一口油井的出油为标志的, 第一口出油井一般称为发现井。在油藏被发现以后, 即进入油藏开发阶段。一个油藏的开发, 大致要经历以下几个阶段: 油藏发现、 油藏评价、 开发方案设计与实施、 开发监测与调整, 油藏废弃。油藏开发之前, 首先要做开发方案设计, 对油藏开发做出全面部署。
油藏往往并不是孤立存在的, 在同一地质背景下形成的若干个油藏组成一个油田。石油开发实际上并不是以一个油藏为研究对象的, 而往往以一个油藏组合即一个油田为研究对象, 因此, 以油藏工程设计在矿场上一般被成做油田开发设计。
本次油藏工程设计分为两章内容, 分别是油藏评价、 油藏工程设计。

第一章 油藏评价

第一节 油藏概况

XN油藏地处西南地区腹地, 地面交通方便, 人口密集, 工业化程度较高。油藏位于西南盆地中央隆起为三叠系上统地层。该地区在首次地震勘探以后认为可能含油, 并于 1月完成第一口探井X1井, 完钻深度5000m, 7″套管完井。并于同年4月对4820m—4840m进行完井测试, 测试结果为折算日产油200t, 日产气2.1×104m3,油为中质原油。从而转入对XN油藏的正式开发。现在油区内二维地震测网密度已达1×1km.

第二节 油藏地质特征

2.1 构造特征

从图1.2.1中能够看出XN油藏属于鼻状背斜构造, 背斜长半轴2.9km, 短半轴100m。背斜呈南北走向, 两翼倾角分别为2.29°, 3.43°近于水平, 中央稍微隆起。储层岩石厚度为20m, 背斜顶端位于地层4720米深处, 溢出点深度4800米。
如图1.2.2所示该背斜被断层截断, 断层东西走向, 向东北弯曲, 在X1井, X2井直线方向上断层倾角为0.46°, 基本是水平断开的逆断层, 断裂面为弯曲面。

图1.2.1过X1-X2井地层剖面图 图1.2.2过X1井横向剖面图

2.2 储层特征

XN油藏储岩石电阻率为3.8Ωm.储层岩石颗粒粒度分布见表1.2.1和图1.2.3与图1.2.4所示。该储渗透率变异系数为0.3-0.4, 为中等非均质。又由粒度分布图能够看出, 该碎屑岩为含粗砂的细-中砂岩。
粒径(mm)
>10
10-5
5-2
2-1
1-0.5
0.5-0.25
0.25-0.1
0.1-0.01
<0.01
含量(%)
0.49
1.29
3.23
3.05
12.72
36.55
29.50
9.14
4.03
表1.2.1 储层岩石粒度分析数据
图1.2.4 储层岩石颗粒粒度分布
0
10
20
30
40
含量(%)

2.3 油层特征

XN油藏储层岩石属于砂岩, 从X1和X2井岩心取样分析能够知道砂岩的成分为: 石英: 76%, 长石: 4%, 岩屑: 20%( 其中: 泥质: 5%, 灰质: 7%) 。分析180块样品, 分析数据得出储集层粘土矿物平均粘土含量3.83%, 其中: 高岭石: 75%, 绿泥石: 83%, 伊利石: 15%, 蒙脱石: 2%。

2.4 油藏流体性质

XN油藏为底水油藏, 油水界面位于4870m, 油层渗透率为0.21μ㎡,为中等渗透率。
该油藏为边水油藏, 油水界面位于地深4770米出, 油层厚度为20米, 其中X1井打通油层, X2穿越油水界面。由相渗曲线及毛管压力曲线分析能够得出储层束缚水饱和度为30%, 残余油饱和度为25%。
06月20日对X1井油水常规物性PVT取样综合分析, 取样井: 取样深度: 4800.0m, 分析结果: , , , , , , 。
06月30日对X1井分离器取原油样品分析, 分析结果: , , ,含蜡: 4.03%,含硫: 0.7%,胶质+沥青质: 10%, 初溜点: 50°C。
06月30日对X1井进行天然气取样分析, 取样点为分离器分析结果CO=25%。
06月对X2井进行地层水取样分析, 取样点为测试器, 分析结果: 。由取样数据分析能够知道地下水类型是海洋环境的地下水。

2.5 渗流物理特征

对岩石润湿性进行测试, 取80块样品分析得出的平均数据为: 吸水指数: 0.70, 吸油指数: 0.10。 说明岩石为强水吸性, 亲水岩石。
油藏的相渗曲线见图1.2.5, 对岩心作相对渗透率测试, 分析数据得出油水相渗曲线。在等渗点相对渗透率为0.155, 等渗点含水饱和度为59.7%, 残余油饱和度为0时水相相对渗透率为0.3, 表明水的渗流能力中等, 进一步说明岩石亲水性较强。
毛管压力曲线见图1.2.6, 根据测试数据分析得出毛管排驱压力较小, 约为0.0005MPa, 饱和中值压力约为0.02MPa, 最小湿相饱和度为30%, 低斜直线段倾角较小, 表明岩石孔隙度较大, 油相进入岩石较容易, 岩石粒度分选好, 孔隙分布均匀。
根据相渗曲线特征数据
由得

其中: ED ——水驱油效率;
——束缚水饱和度;
——残余油饱和度。
驱油效率约为0.643, 为高驱油效率油层。
另外还对岩石润湿性进行了测试, 其结果为: 敏感性指数: SI=( ki-k) /ki, 速敏指数SIv=0.08, 水敏指数SIw=0.10。进而分析得出该油层为弱速敏, 弱水敏油藏

2.6 油藏压力和温度

在油藏3300米到4800米深井段做压力测试, 在压深关系曲线( 见图1.27) 上得出压力梯度为7.84MPa/Km, 油层压力方程为P0=7.83D+15( 油相压深表示) ,压力系数为0.89为正常压力, 同时分析得出油藏位于同一压力系统.
在油藏3300米到4800米深井段做温度测试, 在压温关系曲线( 见图1.2.8) 上得出温度梯度为20.8℃/Km, 原始地层温度即为实测地层温度。

第三节 储量计算与评价

3.1储量参数论证

本油藏面积由XN油藏砂岩顶面构造图描出圈闭面积, 然后在坐标纸中查格计算出面积, 计算的面积为10.69(见图1.3.1 XN油藏砂岩顶面构造图)。油藏的高度由测井数据可知道为20。

油藏的孔隙度和渗透率由测井数据根据算术平均法能够确定为20%和0.205μ㎡。油藏储量计算的其它数据由PVT取样综合分析数据和原油性质数据能够知道原油地层体积系数为1.08, 地面标准脱气原油密度为0.86,气油比由试采和PVT取样综合分析数据可知道是86

图1.3.1 XN油藏砂岩顶面构造图

3.2 储量计算

原油储量可由式1.3.1计算
1.3.1

其中: ——油藏地质储量, ;
——油藏含油面积, ;
——储集层厚度, , 计算公式为
1.3.2
——油藏束缚水饱和度, 小数;
——地面脱气原油密度, ;
——原始条件下的地层原油体积系数, 无量纲;
——石油地质储量丰度,
溶解气储量的计算公式为式1.3.3
1.3.3

其中: ——溶解气地质储量, ;
——原始条件下地层原油溶解气油比, ,计算公式为
1.3.4
其中: ——原油溶解的气体体积( 地面条件下) , ;
——地面脱气原油体积, ;

3.3 采收率预算

现场常见经验公式进行预测:

其中:——采收率;
K——储层渗透率, ;
——原油粘度, ;

40.93%

3.4 储量评价

(1)储量规模
属于中型油田
(2)储量丰度
为高丰度
(3)储层埋深
属于超深层油气藏
(4)地层压力系数
属于正常压力
(5)单位厚度采油指数
为中等产能
(6)流度
为高流度
(7)储层孔隙度
为高孔隙度
(8)储层渗透率
为高渗透率

第二章 油藏工程设计

第一节 产能分析

1.1 单井产能

X1井试采数据( 试产日期: .06.01)

生产日期
油嘴()
产油()
产水()
GOR
()
井底压力()
00.06:01
4
40.2
5
101.0

00.06:02-05
4
56.3
0
102.0

00.06:06
4
56.2
0
100.0
50.70
00.06:07
6
97.6
0
101.0

00.06:08-11
6
97.5
0
100.0

00.06:12
6
97.6
0
101.0
48.00
00.06:13
8
137.6
0
100.0

00.06:14-17
8
137.7
0
101.0

00.06:18
8
137.6
0
100.0
46.00
00.06:19
6
97.5
0
101.0

00.06:20-30
6
97.4
0
101.0

00.07:01
6
97.6
0
100.0

00.07:0231
6
97.0
0
100.0

油井产能大小是经过单井产能试井测试资料分析加以确定的, 矿场上一般将稳定试井资料或非稳定试井资料整理成油气井产能曲线或IPR曲线, 然后确定油气井的采油指数、 产水指数、 油井最大潜能、 气井绝对无阻流量等。

产油指数J可由得出。
1.2 油藏产能分析

油气藏的产能是油气井产能的总和, 由于油藏各个部位各个层段的产能还有很大的差异, 从钻井试油分析情况来看, XN油藏属于正常压力下背斜油气藏, 且顶部产油气, 在背斜的翼部产量相对较低, 受边水控制, 在一定程度下易产水, 地下-4770米为油水界面。

1.3 油层伤害
X1井压力恢复测试数据

测试井: X1井 测试时间: .08.01
t(min)
0
1
5
10
30
60
120
180
300
600
Pws (MPa)
47.91
48.60
49.60
50.10
50.49
50.59
50.69
50.74
50.81
50.91

运用MDH方法整理作图( 图2.1.2 试井恢复曲线)

由曲线分析得:
直线拟合公式为: y = 0.3206x + 50.019

表皮系数S=

>0说明油层受到了污染
其中:

就损害原因能够归纳为外界流体进入油气层所引起, 其损害机理: 当井眼中流体的液柱压力大于油气层孔隙压力时, 固相能够会随液相一起被压入油气层, 从而缩小油气层孔道半径, 甚至堵死了孔喉造成油气层损害。主要因素有:
( 1) 固相颗粒粒径与孔喉直径的匹配关系;
( 2) 固相颗粒的浓度;
( 3) 施工作业参数。
损害特点:
( 1) 颗粒一般在近井地带造成严重的损害;
( 2) 颗粒粒径小于孔径的十分之一, 且浓度较低时, 虽然颗粒侵入深度大, 可是损害程度可能较低, 但此种损害程度会随时间的增加而增加;
( 3) 对中、 高渗透率的砂岩油气层来说, 特别是裂缝性油气层, 外来固相颗粒侵入油气层的深度和所造成的损害相对较大。
其次是作业或生产压差引起的油气层损害:
1) 微粒运移产生速敏损害, 大多数油气层都含有一些细小矿物颗粒, 它们的成分是粘土、 非晶质硅、 石英、 长石、 云母和碳酸盐岩等, 其粒径小于37, 是可运移微粒的潜在物源, 这些微粒在流体作用下发生运移, 而且单个或多个颗粒在孔喉发生堵塞, 造成油气层渗透力下降, 由于油气层中流体流速的大小直径受生产压差的影响, 即在相同的油气层条件下, 一般生产压差越大, 相差的流体产出或注入速度越大。
2) 油气层流体产生无机和有机沉淀物造成损害, 油气层流体在采出过程中必须具有一定的生产压差, 这就会引起近井地带的地层压力低于油气层的原始地层压力, 从而形成无机和有机沉淀物而堵塞油气层产生污垢堵塞。此时, 生成无机和有机垢, 可能与流体不匹配时产生的垢相同。
油气层损害是非常复杂的, 这里只作简单介绍几点。在进行油气层保护时要完全防止各种损害。一般来说, 在工艺或技术上是很难实现的, 因此在各个环节都要做好保护油气层工作。
( 1) 保护油气层的钻井液技术
a.钻井液密度可调, 满足不同压力油气层近平衡压力钻井需要;
b．降低钻井液中固相颗粒对油气层的损害;
c．钻井液必须与油气层岩石相匹配;
d．钻井液滤液组分必须与油气层中液体想配伍。
( 2) 保护油气层的钻井工艺技术
a．建立四个剖面为井身结构和钻井液密度设计提供科学依据;
b．确定合理井身结构是实现近平衡压力钻井的基本保证;
c．实现近平衡钻井控制油气层的压差处于安全的最低值;
d．降低浸泡时间;
d．搞好中途测试;
f．搞好井控, 防止井喷, 井漏对油气层的损害;
g．钻进多套压力层系地层所采用的保护油气层钻井技术;
h．调整井保护油气层钻井技术
另外, 在完井过程和开发生产中必须采取合理有效的油气层保护技术。
若要提高油井的产能, 第一措施就是提高油层的流动系数, 一般情况下地层的渗透率是不能改变的, 因此, 提高油井流动系数的方法只有经过提高油井的打开厚度和降低原油粘度来实现; 第二途径: 降低油井泄油区的外内半径比( ) 经过井底扩钻和井底爆炸技术, 能够增大井径, 进而达到提高油井产能的目的; 第三措施: 减小油井的表皮因子S, 减小地层污染带的深度( h) 能够减小油井的表皮因子。因此, 矿场上经过屏蔽暂堵技术实施钻井完井过程中的储层保护技术, 以减小污染带厚度。

1.4合理产能设计

总投入
经济极限产量
( t)
确定合理压差, 按经验一般取地层原始压力的10%-15%作为生产压差
取P=( MPa)
在4800m井深处, 含原油的密度为800, 要将原油从地下采出地面所需的能量为:
( MPa)
而实际〉37.63
地层能量足以让油井自喷, 因此开发初期应采用自喷生产, 工程上要注意解决好地层能量的补充问题和人工注水, 注气。

第二节 开发方式

2.1 天然能量分析

水体研究:
由砂岩构造图可知, 该油藏为背斜的鼻状构造, 四周含有边水, 且与油藏主体相距不远。在油藏开发过程中可充分利用边水的能量, 保持地层压力。使油藏长期达到保压或较低压降下生产。
由MDA曲线外推所求得的压力与地层原始压力相差不大, 则压降较小, 产量下降速度也如此。
天燃气能量开发也如此。
油藏自身能量的大小, 一般用油藏的弹性采收率或极限举升的采收率来衡量。
(1)
(2)
——极限举升压力, MPa
——极限举升压力时油藏的采收率
由( 2) 计算 ( )
又

因此:
〈 5%
说明仅靠油藏自身的能量不足已采出足够数量的原油来弥补开发的投入, 要想获得可观的效益, 必须人工补充能量。
天然能量利用方式:
当时, 主要依靠原油束缚水及岩石自身的弹性能量驱动;
当时, 主要依靠溶解气驱。

2.2 人工补充能量

注入剂的选择: 常见注入剂主要有水、 空气、 泡沫等, 为了达到补充地层能量的目的, 必须认真选择制定合理的指标, 防止注入剂与地层流体地层岩石等不配伍而造成的地层伤害, 产生不良后果, 从本油藏的各项资料分析, 该油藏可采用注水开发, 但要注意配伍性问题。
第三节 开发层系

该油藏主要有两个相互连通的产油层及渗透率为0.20和0.21的两层, 从数值上看渗透率差异不大, 但X2井钻遇地层含有边水, 而X1井则只产油气无边水。由于两层互相连通, 应具有统一的压力系统, 从前面计算可知, 均属于正常压力。
层系划分原则:
（1） 储层特征相近原则;
（2） 储层规模原则;
（3） 流体性质相近原则;
（4） 隔层原则;
（5） 压力系统一致原则;
（6） 驱动方式一致原则;
（7） 层位相近原则;
（8） 与经济技术条件相适应原则。
层系划分结果:
将油藏划分两个开发系, 先开采上层的油气, 然后再开采下层含水的油气, 以便充分利用边水能量提高采收率。

第四节 开发井网

一个油藏需要一定数量的油井进行开发才能带来经济效益, 若干口井在油藏上的排列方式或分布方式, 即形成开发井网。

4.1井网

开发井网的基本形式有三种: 排状井网、 环状井网、 面积井网。
由于XN油藏含油面积中等渗透性和连通性均一般, 故采用面积井网。
根据各种井网的优缺点和对XN油藏分析的结果以及开发井网的可调性, 认为该油藏选择9点井网比较合适, 这主要是因为9点井网适合吸水指数较大的地层。

4.2 井距

钻井投资数据:
单井钻井费用:3000万元; 地面建设投资为钻井投资的30%。采油成本: 每吨250元; 原油销售价格: 每吨800元( 不含税) 。
即: N=2.52t P=800元/吨 C=250元/吨 A=10.69Km
E=0.4093 F=3900万元 B=1.5
因此开发油田的总盈利为:

其中: ——开发油田的总盈利;
——井网密度。

f
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
M
84.89
184.6
219.01
223.135
211.811
191.668
166.041
136.78
104.99
71.47
表4.2.1 油田开发盈利能力与井网密度数据表

绘制M——f曲线图如下:

由图4.2.1曲线中看出, 最佳井网密度
故最佳开发井数: 口
9点井网的注采比: m=3
最佳单井控制含油面积:
最佳单井控制储量:
因采用正方形井网进行开采, 故最佳井距:

图4.2.2 9点注水开发井网
d
d
d
d

图4.2.3 9点井网注采单元 图4.2.4 9点井网注采比单元

第五节 开发速度

由前面计算的采油指数J=27.27以及合理压差7.50
则单井合理产量:
因9点井网注采比为3
则生产井数:口
口
29口生产井生产油量
则合理开发速度

参考书籍: 《试井原理分析》
《油藏工程原理》
《储量计算方法》
《油层物理》
《钻井完井工程》
《储层保护》