全国石油工程设计大赛助力贴之_典型油气藏开发方案报告

目录第一章油藏地质评价…………………………………………………………1第二章储量计算与评价………………………………………………………8第三章油气藏产能评价……………………………………………………10第四章开发方案设计…………………………………………………………14第五章油气藏开发指标计算…………………………………………………17第六章经济评价………………………………………………………………22第七章最佳方案确定…………………………………………………………25第八章方案实施要求…………………………………………………………251油（气）藏地质评价一个构造或地区在完钻第一口探井发现工业油气流后，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、测井资料、测试资料、取芯资料、岩芯分析、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（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。一、油气藏地质特征利用Petrel软件对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1-1cugb油藏三维地质构造图（一）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2闭明显受断层控制，故构造命名为“断背斜构造”。(1)构造形态：断背斜构造油藏，长轴长：4.5Km,短轴长:2.0Km比值：2.25:1，为短轴背斜。(2)圈闭研究：闭合面积：4.07km2，闭合幅度150m。（3）断层研究：两条断层，其中西北断层延伸4.89km，东南断层延伸2.836km。（二）油气层特征：井号井深(m)厚度(m)R（Ωm）孔隙度（％）C14835-4875403.820C24810-4850403.719.5C34900-4930303.7204930-4940100.610油水界面判定：C3井4930-4940m段电阻率为低值0.6，小于C1井4835-4875m、C2井4810-4850m、C3井4900-4930m三井段高值3.8，故为水层，以上3段为油层。深度校正：平台高出地面6m，地面海拔94m，故油水界面在构造图上实际对应的等深线为4930-(6+94)=4830.0m由C1、C2、C3井的测井解释数据可知本设计研究中只有一个油层，没有隔层（见图1-2）。3图1-2CUGB油藏构造图（三）储层岩石物性特征分析表1-1储层物性参数表成分石英长石岩屑泥质灰质含量76%4%20%5%7%〈1〉岩石矿物分析：由C1井中的50块样品，C2中的60块样品，C3井的70块样品的分析结果：石英76%，长石4%，岩屑20%（其中泥质5%，灰质7%）。可推断该层段岩石为：岩屑质石英砂岩。表1-2储层粒度分析数据〈2〉储层岩石粒度分析结果：含量最多的粒径为0.25mm~0.5mm为细砂岩。0.01的泥质含量为4.03%属于泥质胶结物，接触式胶结（胶结物含量5%）固结程度不高。〈3〉粘土矿物含量平均3.93%，其中高岭石75%，绿泥石8%，伊利石15%。〈4〉岩石物性：粒径(mm)0.010.01~0.10.1~0.250.25~0.50.5~11~22~55~1010含量(%)4.039.1429.536.5512.723.053.231.290.49水水C1C2C340m40m30m油-4810m-4900m-4835m4孔隙度：k=（20%+20%+19.5%）/3=19.67%，孔隙度较大。渗透率：（200+210+190）/3=200（mD）较好，以颗粒支撑的粒间孔隙的砂岩储层。故为高孔低渗油藏。表1-3储层岩石(砂岩)孔隙度评价表井号厚度(m)渗透k(mD)孔隙度（％）VC140200200.4C24021019.50.3C330190200.5孔隙度/%55~1010~1515~2020储层评价极差差一般好特好（四）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：TK=kKmax=200210=1.05,TK2表示非均质程度弱；渗透级差：Jk=minmaxKK=190210=1.105；非均质程度较弱；渗透率均质系数：maxKKKP=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。（五）储层敏感性分析5储层敏感性指储层某种损害的发生对外界诱发条件的敏感程度，主要包括速敏、水敏、酸敏、盐敏和碱敏等。储层敏感性评价主要通过流动实验来实现。〈1〉速敏指数：Iv=0.08,由表4可知为弱速敏。表1-4速敏程度与速敏指数关系速敏程度强中等偏强中等偏弱弱无速敏指数0.700.40~0.700.10~0.400.05~0.100.05〈2〉水敏指数：Iw=0.10,由表5可知为弱水敏。表1-5水敏程度分级标准水敏程度极强强中等偏强中等偏弱弱无速敏指数0.900.70~0.900.50~0.700.30~0.500.05~0.300.05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：油气水关系：存在边水和底水，无隔夹层，油藏压力高于泡点压力，没有气顶，含有溶解气；油水界面海拔为-4830m。油气水常规物性：地面脱气原油粘度：uos=6.5mpa*s；脱气原油密度：pos=0.87g/cm3；凝固点TS=~200C；含蜡：4.03%；含硫：0.7%；胶+沥青：10%；初馏点：500C天然气相对密度：rg=0.98；天然气组成见下表：6表1-6天然气性质数据表组分C1C2C3C4C5C6N2CO2air含量40%6%4%3%1%1%20%25%15%地层水密度：w=1.103cmg,pH=6.5总矿化度：TSD=243869ppm由ClNa=148220846411,且2MgNaCl=50284641148220=126.651为氯化钙水型，为深层封闭环境（气田水）（对照《油层物理》P17）。表1-7地层水性质数据离子Na+Ca++Mg++Cl-SO42-HCO3-ppm84641893550214822023569油气水高压物性：原始地层压力下的体积系数Boi=1.08，溶解气油比100siR(m3/m3);饱和压力下的体积系数Bob=1.12地层水粘度uw=0.64mpa*s求解：饱和压力下的原油体积系数BobStanding利用美国加利弗尼亚州的原油和天然气的分析样品，建立了计算饱和压力下原油体积系数的如下相关经验公式：7175.12101213.1972.0FBoi)110625.5()(1404.02526.0RogStRF；求解：地层水的粘度uw主要受地层温度、地层水矿化度的影响，而底层压力的影响很小。经验公式计算地层水粘度：CtABRw)328.1(式中：332107221.83133.04056.8574.109CCCSSSA；4635242105559.1104712.5107964.6106395.21217.1CCCCSSSSB253105344.6108444.59994.0RRPPC式中w——地层水粘度，mPa·s；tR——地层温度，°C；PR——地层压力，Mpa；SC——地层水矿化度，%。以上两公式适应本油藏实际条件（陈元千著《现代油藏工程》P17、P24）。油气藏压力和温度表8静压和静温测试数据测点深度（m）测点压力（Mpa)测点温度(摄氏度)C1C2C3C1C2C3480052.6452.5352.09120120.8119.8450050.2950.1849.74113.8113.6113.9420047.9447.8347.39107.5107.9107.4390045.5945.4845.04101.3101.1101.48360043.2343.1242.6895.195.295.3330040.8840.7740.3392.99392.8测试日期2007.062007.092007.122007.062007.092007.12利用Excel作图得井号压力梯度方程中间深度m中间压力MpaC1P=0.0078h+15.006485552.875C2P=0.0078h+14.896483052.726C3P=0.0078h+14.456491552.793井号温度梯度方程中间深度m中间温度（摄氏）C1T=0.0208h+20.324855121.3C2T=0.0212h+18.544830120.9C3T=0.0205h+21.464915122.23300m处可能存在岩性边界，该组数据在计算压力梯度和温度梯度时舍去。压力梯度=0.784Mpa/100m；温度梯度=2.08°C/100m.渗流物理特性〈1〉岩石润湿性吸水指数0.5，吸油指数0.1，由表9可知为水湿。润湿指数IA=Iw-Io=0.4.9表9岩石润湿性评价表润湿指数亲油弱亲油中性弱亲水亲水油湿指数1~0.80.7~0.60.50.3~0.40~0.2水湿指数0~0.20.3~0.40.50.7~0.61~0.8〈2〉相渗曲线油水相渗曲线00.20.40.60.811.200.20.40.60.81SwKKroKrw图1-3油水相对渗透率曲线〈3〉毛管压力曲线毛管压力曲线00.050.10.150.20.250.30.350.4020406080100120Sw(%)Pc(Mpa)图1-4毛管压力曲线10油气藏天然能量分析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。该油藏无边水和底水数据资料和溶解于原油中的天然气数据，故边水和底水的压能和弹性能不计算。而且由于油藏地层压力大于饱和压力，故油藏为未饱和油藏，无气顶。故天然能量只计算油藏中流体和岩石的弹性能。储量计算与评价储量计算意义及储量分类根据计算储量所采用资料的来源不同，储量分为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而得的储量数值，是油气藏早期评价的参数。储量计算方法对于处在设计阶段的储量计算，主要采用容积法进行。（１）原油储量计算目前矿场上进行原油地质储量计算通常采用容积法，即：N=100*A*h*Φ*(1-SWi)*ρo/Boi参数计算：储量计算单元的含油面积A：采用petrel建模可得A=4.07Km2.平均有效厚度ｈ：利用面积加权由petrel建模可得h=31.156m；平均有效孔隙度Φ：由C1，C3井位20%，而C2井位19.5%，取Φ为0.2；油层原始平均含水饱和度Swi:：小数，由相渗曲线求得；平均地面原油密度ρo:：资料已给0.8t/m3；11原始的原油平均体积系数Boi：资料已给1.08m3/m3。计算得，石油地质储量N=1.41*107t；其中溶解气的地质储量为：Ｇs＝Ｎ·Ｒsi式中：Ｒsi：原始溶解气油比，是油气藏流体高压物性实验分析值，可用试采生产气油比代替；地面条件下的溶解气地质储量Ｇs=1.41*107*100=1.41*109m3.可采储量预测可采储量的预测，也是采收率数值的预测，目前大都采用经验方法，即采用由许多已开发油气田和室内实验数据总结出来的经验公式或图板进行综合分析加以确定。本设计油藏采收率计算是根据Guthrie和Greenberger法水驱砂岩的经验公式，即采收率Er=0.11403+0.2719logK-0.1355logUo+0.25569Swi-1.538Φ-0.0