油藏工程课程设计报告.docx

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1、油藏工程课程设计报告.doc 油藏工程课程设计报告 班级： 姓名：* 学号： 指导老师：* 单位：中国地质大学能源学院 日期：2022年3月2日 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 (25) 第一章油（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

2、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1-1 cugb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.

3、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： 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 、C 3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C 1、C 2、C 3井的测井解释数

4、据可知本设计研究中只有一个油层，没有隔层（见图1-2）。 图1-2 CUGB 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 1岩石矿物分析：由C 1井中的50块样品，C 2中的60块样品，C 3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。 水 水 C1 C2 C3 40m 40m 30m 油 -4810m -4900m -4835m 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0.25mm0.5mm 为细砂岩。1为氯化钙水型，为深层封闭环境（气田水）（对照油层物理P17）

5、。 3 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=si R (m 3/m 3); 饱和压力下的体积系数Bob=1.12 地层水粘度u w =0.64mpa*s 求解：饱和压力下的原油体积系数Bob Standing 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： 175.12101213.1972.0F B oi -?+= )110625.5()( 1404.02526 .0+?+=-R o g S t R F ； 求解：地层水的粘度u w 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

6、式计算地层水粘度： C t A B R w )328.1(+= 式中： 3 32107221.83133.04056.8574.109C C C S S S A -?+-=； 4 635242105559.1104712.5107964.6106395.21217.1C C C C S S S S B -?+?-?-?+-=253105344.6108444.59994.0R R P P C -?+?+= 式中 w 地层水粘度，mPa s ； t R 地层温度，C ； P R 地层压力，Mpa ； S C 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）。

7、 三、油气藏压力和温度 3300m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=0.784 Mpa/100m； 温度梯度=2.08C/100m. 四、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I A=I w-I o=0.4. 表9 岩石润湿性评价表 2相渗曲线 图1-3 油水相对渗透率曲线 3毛管压力曲线 图1-4 毛管压力曲线 五、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

8、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。 第二章 储量计算与评价 一、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。 二、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。 （）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*

9、(1-S Wi )*o/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=4.07Km 2. 平均有效厚度：利用面积加权由petrel 建模可得 h=31.156m ； 平均有效孔隙度：由C1，C3井位20%，而C2井位19.5%，取为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o :：资料已给0.8t/m 3； 原始的原油平均体积系数Boi ：资料已给1.08m 3/m 3。 计算得，石油地质储量N=1.41*107t ； 其中溶解气的地质储量为： s si 式中： si ：原始溶解气油比，是油气藏流体高压物性实验分析值，可用

10、试采生产气油比代替； 地面条件下的溶解气地质储量s=1.41*107*100=1.41*109m 3. 三、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-1.538-0.00115h 代入参数求得Er=0.327817 （来自陈元千著现代油藏工程P74） 油藏可采储量Np =N ?Er=4618761(t) 四、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： ()流度（k/u ） k/u=200/1.5=133.3,属于高流度； ()地质储量 储量N=1.4089447 10?t,属于中型油田； ()地质储量丰度 =N/A=299.8, 属于中丰度； ()油气井产能 千米井深稳定日产油量 Q 1=32.9t/d.km ，属于高产井； 千米井深稳定日产气量 Q 2=0.34)./(103 4 km d m ,属于低产井； 单位厚度采油指数 表11 三口井采油指数 属于高型； （）储层埋藏深度 属于超深层油田。