油藏工程课程设计报告hljs.docx

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1、油藏工程程课程设设计报告告班级：姓名：*学号：指导老师师：* 单单位：中中国地质质大学能能源学院院日期：220088年3月月2日目 录第一章 油油藏地质质评价 1第二章 储储量计算算与评价价 8第三章 油油气藏产产能评价价 100第四章 开开发方案案设计14第五章 油油气藏开开发指标标计算17第六章 经经济评价价22第七章 最最佳方案案确定25第八章 方方案实施施要求25第一章 油（气）藏藏地质评评价一个构造造或地区区在完钻钻第一口口探井发发现工业业油气流流后，即即开始了了油气藏藏评价阶阶段。油油气藏评评价，主主要是根根据地质质资料、地地震资料料、测井井资料、测测试资料料、取芯芯资料、岩岩芯分

2、析析、流体体化验和和试采等等资料，对对油气藏藏进行综综合分析析研究、认认识、评评价和描描述油藏藏，搞清清油气藏藏的地质质特征，查查明油气气藏的储储量规模模；形成成油气藏藏（井）的的产能特特征，初初步研究究油气藏藏开发的的可行性性，为科科学开发发方案的的编制提提供依据据。一、油气气藏地质质特征利用Peetreel软件件对cuugb油油藏进行行地质建建模，得得出cuugb油油藏的三三维地质质构造图图（见图图1-11）。图1-11 cuugb油油藏三维维地质构构造图（一）构构造特征征 由由图知：此构造造模型为为中央突突起，西西南和东东北方向向延伸平平缓，东东南和西西北方向向陡峭，为为典型的的背斜构构

3、造；在在东南和和西北方方向分别别被两条条大断裂裂所断开开，圈闭闭明显受受断层控控制，故故构造命命名为“断背斜斜构造”。 (1) 构造造形态：断背斜构构造油藏藏，长轴轴长：44.5KKm, 短轴长长:2.0Kmm 比值值：2.25:1，为为短轴背背斜。 (2) 圈闭闭研究：闭合面积积：4.07kkm，闭闭合幅度度1500m。 （3）断断层研究究：两条断层层，其中中西北断断层延伸伸4.889kmm，东南南断层延延伸2.8366km。(二) 油气层层特征： 井号井深(mm)厚度(mm)R（ m）孔隙度（）C148355-48875403.820C248100-48850403.719.55C3490

4、00-49930303.72049300-49940100.610油水界面面判定：C3 井井49330-449400m段电电阻率为为低值00.6，小小于C11 井448355-48875mm、C22 井448100-48850mm、C 3井449000-49930mm三井段段高值33.8，故故为水层层，以上上3段为为油层。深度校正正：平台高出出地面66m，地地面海拔拔94mm，故油油水界面面在构造造图上实实际对应应的等深深线为449300-(66+944)=448300.0mm由C、CC、C井的的测井解解释数据据可知本本设计研研究中只只有一个个油层，没没有隔层层（见图图1-22）。水水C1C2

5、C340m40m30m油-4810m-4900m-4835m图1-22 CCUGBB油藏构构造图(三) 储层岩岩石物性性特征分分析表1-11 储储层物性性参数表表成分石英长石岩屑泥质灰质含量76%4%20%5%7%1岩岩石矿物物分析：由C井井中的550块样样品，CC中的660块样样品，CC井的770块样样品的分分析结果果：石英英76%，长石石4%，岩岩屑200%（其其中泥质质5%，灰灰质7%）。可可推断该该层段岩岩石为：岩屑质质石英砂砂岩。粒径(mmm)10含量(%)4.0339.14429.5536.55512.7723.0553.2331.2990.499表1-22 储储层粒度度分析数数据

6、2储储层岩石石粒度分分析结果果：含量量最多的的粒径为为0.225mmm0.5mmm为细砂砂岩。0.001的泥泥质含量为为4.003%属属于泥质质胶结物物，接触触式胶结结（胶结结物含量量5%）固结结程度不不高。3粘粘土矿物物含量平平均3.93%，其中中高岭石石75%，绿泥泥石8%，伊利利石155%。4岩岩石物性性： 孔隙度度：k=（200%+220%+19.5%）/3=119.667%，孔孔隙度较较大。 渗透率率：（2200+2100+1990）/3=2200（mmD）较较好，以以颗粒支支撑的粒粒间孔隙隙的砂岩岩储层。故故为高孔孔低渗油油藏。表1-33 储储层岩石石(砂岩岩)孔隙隙度评价价表井号

7、厚度(mm)渗透率kk(mDD)孔隙度（）VC140200200.4C24021019.550.3C330190200.5孔隙度/%20储层评价价极差差一般好特好（四）储储层非均均质性分分析储层非均均质性是是指油气气储层各各种属性性（岩性性、物性性、含油油性及电电性）在在三维空空间上分分布的不不均匀性性。表征征渗透率率非均质质程度的的定量参参数有变变异系数数、单层层突进系系数、级级差及均均质系数数。渗透率变变异系数数：Vkk=0.39,表示非非均质程程度较弱弱；渗透率突突进系数数：T=1.05, T0.7700.4000.700.1000.400.0550.100.9900.7000.900.

8、5000.700.3000.500.0550.300.005二、油气气藏流体体性质分分析油气藏流流体性质质主要研研究的内内容包括括：1 油气水关关系：存在边水水和底水水，无隔隔夹层，油油藏压力力高于泡泡点压力力，没有有气顶，含含有溶解解气；油油水界面面海拔为为-48830mm。2 油气水常常规物性性：地面脱气气原油粘度：uuos = 6.5mppa*ss ；脱脱气原油油密度：poss =00.877g/ccm3 ；凝固点TTS =2000 C；含蜡：4.003%；含硫：0.77%；胶胶+沥青青：100%；初馏点：5000C天然气相相对密度度：r g=0.998；天天然气组组成见下下表：表1-6

9、6 天天然气性性质数据据表组分C1C2C3C4C5C6N2CO2air含量40%6%4%3%1%1%20%25%15%地层水密密度：=1.110, pHH=6.5总矿化度度：TSSD=22438869pppm由=11为氯化化钙水型型，为深深层封闭闭环境（气气田水）（对照油层物理P17）。表1-77 地地层水性性质数据据离子Na+Ca+Mg+Cl-SO422-HCO33-ppm846441893555021482220235693 油气水高高压物性性：原始地层层压力下下的体积积系数BBoi=1.008，溶解气油油比(mm3/m3); 饱和压力力下的体体积系数数Bobb=1.12地层水粘粘度uww

10、=0.64mmpa*s求解：饱饱和压力力下的原原油体积积系数BBobStanndinng利用用美国加加利弗尼尼亚州的的原油和和天然气气的分析析样品，建建立了计计算饱和和压力下下原油体体积系数数的如下下相关经经验公式式：；求解：地地层水的的粘度uuw主要受地地层温度度、地层层水矿化化度的影影响，而而底层压压力的影影响很小小。经验验公式计计算地层层水粘度度：式中：；式中 地层水水粘度，mmPas； tR地层层温度，C；PR地层压压力，MMpa；SC地层水水矿化度度，%。以上两公公式适应应本油藏藏实际条条件（陈陈元千著著现代代油藏工工程PP17、PP24）。 三、油气气藏压力力和温度度表8 静压和和

11、静温测测试数据据测点深度度（m）测点压力力（Mppa)测点温度度(摄氏氏度)C1C2C3C1C2C34800052.66452.55352.009120120.8119.84500050.22950.11849.774113.8113.6113.94200047.99447.88347.339107.5107.9107.43900045.55945.44845.004101.3101.1101.43600043.22343.11242.66895.1195.2295.333300040.88840.77740.33392.999392.88测试日期期20077.06620077.0992007

12、7.12220077.06620077.09920077.122利用Exxcell作图得得井号压力梯度度方程中间深度度m中间压力力MpaaC1P=0.00778h+ 115.00064855552.8875C2P=0.00778h+ 114.88964830052.7726C3P=0.00778h+ 114.44564915552.7793井号温度梯度度方程中间深度度m中间温度度（摄氏氏）C1T=0.02008h + 20.3248555121.3C2T=0.02112h + 18.5448300120.9C3T=0.02005h + 21.4649155122.233000m处可可能存在在岩

13、性边边界，该该组数据据在计算算压力梯梯度和温温度梯度度时舍去去。压力梯度度=0.7844 Mppa/1100mm；温度梯度度=2.08C/1100mm.四、渗流流物理特特性1岩岩石润湿湿性 吸吸水指数数0.55，吸油油指数00.1，由由表9可可知为水水湿。 润润湿指数数IA=Iw-Io=0.4.表9 岩石润润湿性评评价表润湿指数数亲油弱亲油中性弱亲水亲水油湿指数数10.80.70.660.50.30.4400.2水湿指数数00.20.30.440.50.70.6610.8 2相渗曲曲线图1-33 油油水相对对渗透率率曲线3毛毛管压力力曲线 图1-4 毛管压压力曲线线 五、油油气藏天天然能量量分

14、析油气藏天天然能量量主要包包括：油油藏中流流体和岩岩石的弹弹性能、溶溶解于原原油中的的天然气气膨胀能能、边水水和底水水的压能能和弹性性能、气气顶气的的膨胀能能、重力力能等。该油藏无无边水和和底水数数据资料料和溶解解于原油油中的天天然气数数据，故故边水和和底水的的压能和和弹性能能不计算算。而且且由于油油藏地层层压力大大于饱和和压力，故故油藏为为未饱和和油藏，无无气顶。故天然能能量只计计算油藏藏中流体体和岩石石的弹性性能。第二章 储量量计算与与评价一、储量量计算意意义及储储量分类类根据计算算储量所所采用资资料的来来源不同同，储量量分为静静态地质质储量和和动态地地质储量量。动态态地质储储量是采采用油

15、气气藏生产产动态资资料计算算而得的的储量数数值，多多用作开开发过程程中油气气藏评价价的参数数。静态态地质储储量是采采用静态态地质参参数计算算而得的的储量数数值，是是油气藏藏早期评评价的参参数。二、储量量计算方方法对于于处在设设计阶段段的储量量计算，主主要采用用容积法法进行。（）原原油储量量计算目前前矿场上上进行原原油地质质储量计计算通常常采用容容积法，即即：N=1000*A*h*(1-SWii)*o/Boii参数计算算：储量计计算单元元的含油油面积AA：采用用pettrell建模可可得A=4.007Kmm2.平均有效效厚度：利用用面积加加权由ppetrrel建建模可得得 h=31.1566m；

16、平均有效效孔隙度度：由由C1，CC3井位位20%，而CC2井位位19.5%，取取为0.2；油层原始始平均含含水饱和和度Swwi:：小数数，由相相渗曲线线求得；平均地地面原油油密度o:：资料已已给0.8t/m3；原始的原原油平均均体积系系数Booi：资资料已给给1.008m33/m3。计算得得，石油油地质储储量N=1.441*1107t；其中溶解解气的地地质储量量为：ssii式中：sii：原始始溶解气气油比，是是油气藏藏流体高高压物性性实验分分析值，可可用试采采生产气气油比代代替；地面条条件下的的溶解气气地质储储量ss=1.41*1077*1000=11.411*1009m3.三、可采采储量预预

17、测可采储量量的预测测，也是是采收率率数值的的预测，目目前大都都采用经经验方法法，即采采用由许许多已开开发油气气田和室室内实验验数据总总结出来来的经验验公式或或图板进进行综合合分析加加以确定定。本设计油油藏采收收率计算算是根据据Gutthriie和GGreeenbeergeer法水水驱砂岩岩的经验验公式，即即采收率EEr=00.1114033+0.27119loogK-0.113555loggUo+0.2255669Swwi-11.5338-0.0001115h代入参数数求得EEr=00.32278117（来自陈陈元千著著现代代油藏工工程PP74）油藏可采采储量NNp =NErr=4661877

18、61(t)四、储量量评价 储量评评价是衡衡量勘探探经济效效果、指指导储量量合理使使用的一一项重要要工作。储储量评价价工作通通常按以以下几个个方面进进行： () 流度（kk/u）k/u=2000/1.5=1133.3,属属于高流流度；() 地质储量量储量N=1.44089944tt,属于于中型油油田；() 地质储量量丰度=N/A=2299.8, 属于中中丰度；() 油气井产产能千米井井深稳定定日产油油量Q1=332.99t/dd.kmm，属于于高产井井；千米井井深稳定定日产气气量Q2=00.344,属于于低产井井；单位厚厚度采油油指数 表111 三口井井采油指指数井号C1C2C3采油指数数34.

19、336422635.558711913.1157889属于高型型；（）储储层埋藏藏深度属于超深深层油田田。第三章 油气藏藏产能评评价油气藏（井井）产能能大小是是油气田田开发地地面工程程建设和和合理开开发油气气资源的的重要依依据，在在进行油油气层工工程设计计之前必必须首先先确定油油气井的的产能大大小。一、生产产井产能能确定矿场产能能测试法法：主要要是通过过对进行行实施产产能测试试，取得得产能测测试资料料，分析析产能试试井测试试资料即即可获得得油气井井的产能能，这种种方法得得到的结结果比较较准确，对对于新井井而言，每每一口都都需要进进行产能能测试。矿矿场上通通常将稳稳定试井井资料和和不稳定定试井资

20、资料整理理成油气气井产能能曲线或或IPRR曲线，然然后确定定出油气气井的采采油指数数、产水水指数、油油井最大大潜能、气气井绝对对无阻流流量、油油气藏的的单位厚厚度产能能数据以以及GOOR和WWOR等等油气井井生产参参数。对c1井井来说从图表可可以得Pwf = -0.002911Q + 53.1111采油指指数为 34.36 t/dd/Mppa油井最大大潜能为为 18825.1 tt/d 油气气藏的单单位厚度度产能 45.63 t/dd对于c22井而言言从图表得得Pwf = -0.002811Q + 522.7447 采采油指数数为355.599t/dd/Mppa油井最大大潜能为为 18877.

21、1t/d 油气藏藏的单位位厚度产产能466.933 t/对于C33井而言言从图表可可以看出出Pwf =-00.0776Q+53.4344 采油油指数为为 133.166 t/d/MMpa油井最大大潜能为为 7003.008 tt/d 油气藏藏的单位位厚度产产能233.444t/dd二、油气气藏污染染状况分分析钻井、完完井过程程容易对对油气层层产生污污染并造造成伤害害，油气气层伤害害降低油油气井产产能。为为使油气气井产能能得到很很好的发发挥，需需对油气气层伤害害程度进进行评价价，并提提出保护护和改造造油气层层的具体体措施。油气井伤伤害程度度是通过过分析矿矿场不稳稳定试井井资料研研究确定定的，主主

22、要应用用不稳定定试井资资料，采采用常规规的试井井分析方方法或现现代试井井分析方方法，分分析出真真实的污污染系数数，然后后可以用用污染系系数来评评价油气气井的伤伤害程度度，并根根据储层层的地质质特性和和钻井完完井液的的特性研研究分析析储层伤伤害的具具体原因因，再从从油藏工工程的提提出切实实可行的的保护和和改造油油气层的的详细建建议和措措施。测试井C1测试日期期20077.044.188直线段部部分：分析结果果：a*qBB/m2.122904462882k /md79.88392235558s2.399206610002直线外推推得平均均地层压压力：PPi=551.3381MMPa 测试井C2测试

23、日期期20077.077.188直线段部部分：分析结果果：a*qBB/m3.98884115555k149.56555833s6.80092115544直线外推推得平均均地层压压力：PPi=448.8823MMPa三、产能能分布特特征油气藏产产能是油油气井产产能的总总和。由由于油气气藏的非非均质性性，油气气藏各个个部位及及各个层层段的产产能也有有很大的的差异。 由由于重力力分异作作用，通通常构造造高部位位的产能能较高，这这为井位位部署提提供了参参考。四、合理理的产能能设计 油气井井以多大大的产量量投入生生产，是是一个十十分复杂杂的技术术经济问问题，一一般说来来，应从从以下几几个方面面加以考考虑

24、：(一) 油气井产产量必须须大于经经济极限限产量；(二) PwfPb或或PwffPdd，以防防止井底底出现二二相区而而增加渗渗流阻力力、消耗耗过多的的驱替能能量；(三) 油气井产产量不能能过高、生生产压差差不能过过大，不不能在井井底附近近产生明明显的非非达西流流动和井井底坍塌塌以及套套管损坏坏、井底底出砂等等工程问问题；(四) 油气井产产量应充充分利用用油气藏藏能量并并能发挥挥油气井井产能；(五) 井底流压压应保证证流体的的有效举举升；(六) 油气井产产量应能能保证注注入能力力得到及及时的补补充面压压力水平平得到较较好的保保持。五、注入入能力的的确定注入能力力的确定定目前没没有成熟熟的方法法。

25、在确确定注入入能力时时。主要要考虑如如下因素素：（1） 注入设备备的承受受能力（2） 考虑注水水井井底底的破裂裂压力（3） 考虑注水水井的速速敏效应应（4） 考虑油藏藏的注采采平衡第四章 开发方案案设计4.1开开发方式式的确定定目前开发发方式总总体上氛氛围依靠靠天然能能量开采采和人工工补充能能量开采采两类主主要开发发方式。开开发方式式的选择择，必须须合理利利用天然然能量，又又能有效效地保持持油藏能能量，满满足国家家对开采采速度和和稳定时时间的要要求。1、天然然能量开开采的可可行性： 该该砂岩油油藏是典典型的未未饱和油油藏，储储层中流流体水和和含有溶溶解气的的油，无无气顶，自自然能量量主要是是靠

26、弹性性能和溶溶解气驱驱。实际际计算用用平衡方方程原理理。2、人工工补充能能量开采采的研究究 一一般的只只靠弹性性能和溶溶解气驱驱为天然然能量的的开采是是很难满满足达到到可采储储量的要要求，故故此油藏藏在天然然能量开开采后必必须进行行人工能能量的补补充。这这个砂岩岩油藏适适于注水水补充地地层能量量，因为为水敏情情况比较较理想，水水敏的伤伤害不大大。但要要控制注注入速度度，防止止产生速速敏。故此砂岩岩油藏的的开发方方式定为为：天然弹性性驱动能能量+人人工注水水能量天然能量量开采方方案：可采储量量Np=1.441*1107t 原始地层层压力下下的体积积系数BBob: 1.1222饱和压力力下的体体积

27、系数数 Booi: 1.008 天然能量量开采总总量Nnn=14408994355.566*(11.1222-11.088）=55942234 t储量N=A*hh*Sooi*os/Boii=14408994355.566 (tt)占地质储储量4.2%预计天然然能量开开发1年年：以0.55Mpaa生产压压差为例例，p=00.5MMpa（本本设计采采用不同同生产压压差进行行优选）理论单井井产量QQo=KKkroo(Swwc)*h*p/UUo=556.4406332333t/dd油井数nn=N/Qo=25 每口井的的平均深深度h=48555m 年生产天天数为3300天天单井每天天产量：5944234

28、4/(3300*25)=799.233t采出程度度：59942334/1400894435.56=0.004钻井和地地面建设设费用：48555*335000*255* (1+330%)=5.5222*1008 rmbb油田生产产管理费费用：99000000*25=0.2225*1088 rmmb产出液费费用：1150*79.23*25*3000=0.89*1088 rrmb天然能量量开发总总收入：79.23* 3000* 12000*225=77.133*1008 rmbb生产利润润=（77.133-5.5222-0.2255-0.89）*1099=0.4933*1008 rmbb即第一年年天

29、然能能量开采采的经济济利润为为49330万元元。4.2开开发层系系划分划分开发发层系，就就是把特特征相近近的油层层组合在在一起，用用单独的的一套生生产井网网进行开开发，并并以此为为基础进进行生产产规划、动动态研究究和调整整。 由已已知资料料知该油油藏无隔隔夹层，非非均质性性较弱，为为单层油油藏，故故用一套套开采层层系开发发。4.3井井网及井井距此试验选选取排状状注水、五五点法注注水及反反九点注注水法注注水开采采。以排状注注水，生生产压差差0.55Mpaa为例， 储量N=A*hh*Sooi*os/Boii=14408994355.566 (tt)理论单井井产量QQo=KKkroo(Swwc)*h

30、*p/UUo=556.4406332333t/dd井数=NN*v/3000/Qoo =11.4884*11077t*33%/3300/56.4t=25井距a=10000*(（4/25）0.55)/22=2000m4.4开开发速度度一般油田田的开发发速度在在2%-4%之之间，这这样的初初始开发发的速度度符合油油田的生生产能力力，由于于这个油油藏根据据三口测测试井的的资料确确定是个个高产油油藏，所所以生产产能力能能够达到到2%-4%的的要求。该设计中中我们选选取3%开采速速度。4.5方方案设计计 由于油油藏天然然能量较较充足，故故先利用用天然能能量开采采，年限限设为一一年，由由于存在在边底水水等因

31、素素，一年年天然能能量开采采后油藏藏能量递递减，生生产井均均见水，即即该设计计定油藏藏的无水水采油期期为一年年，且恰恰为利用用天然能能量开采采的第一一年。然然后对油油藏进行行注水开开发，以以补充地地层能量量，维持持正常生生产。注注水开采采目前有有多种方方法，如如五点法法，反九九点法，排排状注水水等。本设计全全部用排排状注水水进行注注水开采采，利用用不同的的生产压压差对应应不同的的井距、生生产井数数及生产产效益原原理，本本设计分分别采用用0.55Mpaa、1MMpa、11.5MMpa生生产压差差进行设设计，其其对应的的井距分分别为2200mm,2880m,3366m，其其对应的的生产井井数为22

32、5，113，99.方案10.5MMpa生生产压差差，第一一年打225口生生产油井井，利用用天然能能量开采采，第二二年后加加25口口注水井井，排状状注水开开采，排排距：井井距=22：1，采采注比=1:11,采收收速度：3%。 方案21Mpaa生产压压差，第第一年打打13口口生产油油井，利利用天然然能量开开采，第第二年后后加133口注水水井，排排状注水水开采，排排距：井井距=22：1，采采注比=1:11,采收收速度：3%。 方案31.5MMpa生生产压差差，第一一年打99口生产产油井，利利用天然然能量开开采，第第二年后后加9口口注水井井，排状状注水开开采，排排距：井井距=22：1，采采注比=1:1

33、1,采收收速度：3%。 表4-11 开发发方案设设计表方案开发方式式采油速度度井网类型型井距总井数油井数注入井数数单井日产产/t油藏年产产/t注采井比比注采比天然+注注水3%排状20050252556.5542377501:11:1天然+注注水3%排状280261313113.144100901:11:1天然+注注水3%排状3361899169.645799201：11：1第五章 油田田开发指指标的计计算一、0.5MPPa生产产压差排排状注水水开发指指标1 单井初始始日产油油量单井初始始日产油油量Qoi=Kkrro*SSwc*h*p/UUo= 8116.0063770522cm3/ss= 55

34、6.44063323 t/dd2.井数数、排距距、井距距所需油井井数n=1400894436*0.003/3300/56.40663233=244.97784669044取n=335 水井数=25总井数=2*nn=500井距a=10000*(（4/25）0.55)/22=2000排距=22a=5500mm3. 生生产指标标计算：（1）、假假定出口口端饱和和度Swwe，求求出I、FF(swwe)及Swwf到SSwe时时的无因因次时间间tdeeSwKroKrwfwfwIF(swwe)tdee0.60.14480.15530.7007622282.6665155815551.288760070110

35、0.6550.10.20030.8226166341.9993399903310.91157448477-0.007766620.0777666172270.70.06610.25540.9006966271.311897718770.58845449544-0.224944720.2449477225560.7550.03330.32220.9558066060.8005399394420.34496884511-0.559322340.5993233410020.80.01120.40050.9887500210.4119399413310.18802771511-1.553655281.

36、5336522827740.85500.510（2）计计算排液液速度qq(t)和累积积注入量量V（tt）V（tt）= V（tt）* AL=1/f(Swwe)无因次产产液速度度q(t)= ff(Swwe)/Kroo(Swwc)*I(SSwe)q(t)= qqoi*q(t)Swfwq(tt)q(t)产水量产油量V（tt）V（t）0.60.7007622280.6550.8226166342.177679975559153.8677065539533395.0333620066080.500165562544449.60.70.9006966272.255639902335159.493307884

37、108449077.100511122910.755816663845556.90.7550.9558066062.300320016335162.80119455116998055.9552512008.6641.244162286297778.40.80.9887500212.322645581446164.445583229121779299.5992154114.1152.38843992120994111（3）计计算累计计产油量量见水时：Vffo(ttf)=Swwf+(1-ff(Swwf)/ ff(Swwf)-Swcc见水后：Veeo(tte)=Swwe+(1-ff(Swwe)/ f

38、f(Swwe)-Swcc见水后无无因次累累积产油油量= Veeo(tte)- VVfoo(tff)见水后整整个油田田无因次次累积产产油量=2n*( VVeoo(tee)- Vfo(tf)SwfwVfoo(tff)Veoo(tee)单井无因因次累积积产油量量油田无因因次累积积产油量量整个油田田无因次次累积产产油量 0.60.7007622280.6550.8226166340.455911130.488720060.022809931.400467771244760.70.9006966270.455911130.522053380.066142251.533562247788898.90.7550.9558066060.455911130.555207730.09929662.322401111178878440.80.9887500210.455911130.577980.122068873.01171776153003711累积产油油量Np=153303771*00.8=122242996.88储量Np=1000AhSooi/BBo=11408894335.66 t采出程度度R=Npp/Npp=8.7%开发年限限t=355.5年年，此时时油田含含水超过过98.7%，油油井废弃弃二、1MMPa生生产压差差排状注