油藏课设要点分析.docVIP

油藏工程课程设计 姓 名： 班 级： 学 号： 中国石油大学(北京) 石油工程学院 2014年 6 月目 录 第一章 油田概况 3 1.1油藏地质描述（概要） 3 1.2油藏（纵向）非均质性评价 3 1.3油藏流体分布及其物性描述 3 1.4油藏天然驱动能量评价 3 第二章 油藏的地质储量 4 2.1地质储量计算 4 2.2可采储量计算 4 2.3最终采收率评价 4 第三章 层系划分与组合论证 5 3.1原则 5 3.2划分的层系 5 3.3可行性论证 5 第四章 注采方式选择 6 4.1注水方式选择 6 4.2注采井数确定 6 第五章 注采速度确定 7 5.1注水方式选择油井产能分析 7 5.2油藏压力保持水平 7 5.3合理注采比 7 第六章 油藏开发指标预测 8 6.1注水方式选择无水采油期开发指标预测 8 6.2含水采油期开发指标预测 8 6.3指标预测结果 8 第七章 方案的经济评价及方案优选 9 7.1评价指标说明 9 7.2指标评价结果 9 7.3方案优选的结果 9 第八章 方案实施要求 10 附录 11 第一章 油田概况 1.1油藏地质描述（概要） 本油区是XX 油区 XX区块，含油面积9.2km2。具有十个小层，油层顶深从2195米到2257米不连续；每个小层厚度不均，最小2.61米，最大4.38米，有效厚度35.55米，平均厚度3.555米；孔隙度纵向分布也略有差异，最小0.3328，最大0.3552，平均孔隙度（按厚度加权平均）为0.339897；渗透率纵向分布也不均一，最小202.5md，最大668.8md，平均渗透率（按厚度加权平均）为442.8731md。 束缚水饱和度为0.32，残余油饱和度为0.2 地层压力梯度为0.1MPa/10m，地温梯度为3.7 C/100m，泡点压力为20Mpa，地层条件下油水粘度分别为11.21 mPa·s和3.65 mPa·s，地面条件下油水密度为0.9g/cm3和1.0g/cm3。原油体积系数： Bo = 1.0, 水的体积系数： Bw = 1.0 1.2油藏（纵向）非均质性评价 序号 油层顶深() 油层厚度() 孔隙度 渗透率() 1 2195 2.61 0.345 202.5 2 2199 2.85 0.3552 364.3 3 2204 3.31 0.3378 451.4 4 2209 3.27 0.3352 582.1 5 2214 4.05 0.3366 605.4 6 2233 3.15 0.3328 668.8 7 2238 3.42 0.3358 516.9 8 2244 4.28 0.3367 402.6 9 2251 4.38 0.3427 348.2 10 2257 4.23 0.3438 284.9 K均值=442.8731 Vk=0.320831 668.8/442.8731=1.51 668.8/202.5=3.30 442.8731/668.8=0.66 1.3油藏流体分布及其物性描述 （1）油藏性质：地层压力梯度：0.1MPa/10m，地温梯度：3.7 C/100m均属正常范围 （2 流体物性： 地面条件下油水密度：ρo=0.9g/cm3 ρw=1.0g/cm3 地层条件下油水粘度：μo =11.21mPa·s μw=3.65mPa·s 地层泡点压力： Pb=20MPa 原油体积系数：Bo=1.0 水的体积系数：Bw=1.0 (3) 渗流物性： 由含水饱和度和油水相对渗透率数据，得到相对渗透率曲线 sw kro Krw 0.32 0.65 0 0.352 0.5861 0.0017 0.384 0.5244 0.0059 0.416 0.4651 0.012 0.448 0.4082 0.0198 0.48 0.3538 0.0292 0.512 0.3021 0.0402 0.544 0.2532 0.0527 0.576 0.2072 0.0666 0.608 0.1644 0.0818 0.64 0.1251 0.0984 0.672 0.0895 0.1162 0.704 0.0581 0.1353 0.736 0.0316 0.1557 0.768 0.0112 0.1773 0.8 0 0.2 从相渗曲线中我们可以看出，束缚水饱和度Swi=0.32，最大含水饱和度Swmax=0.8，残余油饱和度Sor=0.2油水相渗曲线交点处的含水饱和度Sw=65%，通过以上特征我们可以得出该储层岩石的润湿性为水湿，有利于油田的开采。 1.4油藏天然驱动能量评价 该油藏深度2195米至2257米，地层压力梯度为0.1MPa/10m，所以各小层压力分布在21.95MPa~