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1、第2章区域地质概况2.1胜利油田概况胜利油田是胜利石油管理局、胜利油田分公司的统称。工作区域主要分布在山东省东营、滨 州、德州、济南、潍坊、淄博、聊城、烟台等8个市的28个县(区)内，主体位于黄河下 游的东营市。在山东省境内可供找油找气的勘探区域渤海湾盆地(主要有济阳、昌潍、胶莱、 临清、鲁西南等5个坳陷，总面积约6.53万平方千米)，油田已取得探矿权面积4.89万平方 千米，其中济阳坳陷和浅海地区是胜利油田勘探开发的主战场。截至2012年1月1日，胜 利油田取得探矿权勘探面积达19.4万平方千米，油、气资源总量分别为145亿吨、24738.6 亿立方米。胜利油田地处山东北部渤海之滨的黄河三角
2、洲地带，地质构造极为复杂，断层密布，落差悬 殊，象“一个盘子摔在地上，摔的粉碎，又被踢了一脚”。在开发过程中会遇到很多的问题。 2.2胜利油田草8区块地理位置及地质概况地理位置位于山东省东港市市A区B村东北约20公里。该区块周围属广大平原地区，输油 管道经过的地区除村落地段地下水埋藏较浅(0.4m2.0m)以外，水量较丰外，其余地段 额地下水埋藏较深。工程地区属中温带海洋气候，具有春季多风，夏季多温热，秋季多阴雨, 冬季多干旱且伴有少量雨雪的特点。降水多集中在7-9月份，以短历时大强度的雷阵雨为多。 夏、秋季多阴雨，是影响工程安全的主要气象因素之一。夏、秋季施工应注意井场和住地防 洪抗灾，避免
3、人身、财产的损失。该块为新增储量区，没有形成开发井网，周围无井站和集 输管网及配套设施。该地区交通便利，通过该地区有一条国道，若干省级公路及高速公路，路况好，可通大型车 辆或重型机械设备等。但附近无配套集输设施覆盖区，故需要根据自然地理概况及有关设计 规范自行设计配套集输方案储量区，没有形成开发井网，周围无井站和集输管网及配套设施。该地区交通便利，通过该地区有一条国道，若干省级公路及高速公路，路况好，可通大型车 辆或重型机械设备等。但附近无配套集输设施覆盖区，故需要根据自然地理概况及有关设计 规范自行设计配套集输方案3第3章设计基本参数3.1油藏几何参数及各小层物性表1油藏基本参数表序号油层顶
4、深(m)油层有效厚度(m)含油面积(k m2)孔隙度渗透率(10-3|in2)1 2216 2.55120.3300 221.2 2 2221 2.75 0.3412 277.5 3 2226 2.88 0.3275 348.8 4 2231 3.56 0.3243 479.6 5 2236 3.74 0.3365 559.7 6 2243 3.66 0.3328 588.1 7 2251 4.02 0.3298 546.5 8 2258 4.15 0.3374 453.59 2264 4.24 0.3435 338.6 1022714.320.3436302.6累产液日产油（t）累产油（t）
5、日注水累注水含水率（）09161 2748216 8172 2451600 9161 2748216 0 1 10235.3 5818803 7926.84 4829652 10235.3 58 18803 0 2 11826.7 9366813 7689 7136362 11826.7 9366813 0 3 14264.8 13646253 7458 937387 1 14264.8 13646253 0 4 19146.2 17992440 7234.6 11544251 19146.2 17992440 0 4 29259 20128 347 5925.7 11976827 29258
6、 20128347 0 5 19961.2 26116707 3715.2 13091387 19961.2 2611670 7 57.5 6 20941 32399007 3336 14092187 20941 32399007 81.3 7 24504 39750207 3484 1513738 7 24504 39750207 84.1 8 20351 45855507 2509 15890087 20351 45855507 85.8 9 18064 512747 07 2117 16525187 18064 51274707 87.7 10 32630 61063707 2642 1
7、7317787 32630 61063707 88 .3 11 26209 68926407 1887 17883887 26209 68926407 91.9 12 23561 75994707 1484 18329087 23561 75994707 92.8 13 26042 83807307 1594 18807287 26042 83807307 93.7 143988995774007398899577400795.54.6经济评价461经济评价概要油田的经济评价就是对各种可能的开发方案从经济上进行分析和评价，从而优选出经济效益 最好的方案；或者对给定，根据评价中是否考虑资金的时间
8、价值，油田开发方案的经济评价 方法分为静态经济评价方法和动态经济评价方法；从经济评价的角度，又可分为财务评价和 国民经济评价。项目经济评价采用费用一效益法。在油田地质、油藏工程、钻井工程、采油 工程和地面工程等课题研究成果的基础上，按照国家计委颁布的经济评价方法与参数的要 求，根据国家现行财税制度和价格体系，结合某公司的实际情况，对方案的投资、采油成本 费用和油价进行了详细估算、预测。对油藏工程设计的多个技术上可行的开发方案进行评价; 考察方案的盈利能力、清偿能力等财务状况，据以判别方案的财务可行性14。由于能力有限，本文只进行简单的开采，建设，生产等方面的经济评价。462计算每年的现金流量第
9、i年的累计现金流量二（第i-1年的累积现金流量）x （1+利率）计息周期+ （第i年的 纯收入）（4-16）将计算结果列表5其中：钻井费用=钻井成本x （油井数+水井数）x井深 表5经济评价表 时间（年）生产数据收入纯收入 年产油量年注水量原油销售额生产维护注水费输油费作业量钻井及地面维护费02451600 2748216 6987060000 36774000 16489296 147096000 367740000 13495034005069457304 1 2378052 3070587 6777448200 35670780 18423522 142683120 356707800
10、05902925958 2 2306700 3548010 6574095000 34600500 21288060 138402000 346005000 057223949403 2237400 4279440 6376590000 33561000 25676640 134244000 335610000 055454493604260295664820943889256415617736039044340006442467876 时间（年）生产数据收入纯收入年产油量年注水量原油销售额生产维护注水费输油费作业量钻井及地面维护费51114560 5988360 3176496000 167
11、18400 35930160 66873600 167184000 02739324240 6 1000800 6282300 2852280000 15012000 37693800 60048000 150120000 02454298200 7 1045200 7351200 2978820000 15678000 44107200 62712000 156780000 02558440800 8 752700 6105300 2145195000 112905000 36631800 45162000 112905000 01837591200 14 53850080775000718
12、00200012690648004.7计算含水率70%95%间的数据计算可采储量和采收率第五型水驱规律曲线方程为RRaNNppmaxmaxlog(4-17)根据见水后开发指标中累积产油量，含水率资料，可求出水油比R及maxmaxlog49表6累积产油表时间(年) 累积产油 Np ( lOOOOOt ) 含水率fw , % 水油比 R Rmax/R log(Rmax/R) 6 140.9 81.3 4.347 11.27 1.052 7 151.3 84.1 5.289 9.264 0.9667 8 158.9 85.8 6.042 8.109 0.9089 9 165.2 87.7 7.130
13、 6.872 0.8370 10 173.1 88.3 7.547 6.492 0.8123 11 17 8.8 91.9 11.34 4.320 0.6354 12 183.2 92.8 12.88 3.804 0.5802 13188.093.714.873.2950.5178如图4.3所示：将曲线向左延伸，在横坐标Rmax/R=l获得：5p maxN20010t这是该油田的可采储量，由此得其最终水驱采收率为：确定递减类型和递减规律指数递减的半对数直线关系为：k)glog2.303 iaQQt调和递减的半对数直线关系为：loglog2.303i * iplaQQNQ因此，将时间3产量Q,累
14、积产量Np及logQ计算的数据填入下表得：表7产量递减表表7产量递减表t Q(10000t/a) logQ Np(lOOOOOt) 6 100.1 2.0 140.9 7 104.52 2.019 151.3 8 75.27 1.876 158.9 9 63 .51 1.802 165.2 10 79.26 1.899 173.1 11 56.61 1.752 178.8 12 44.52 1.648 183.2 13 47.82 1.679 188.0比较上述两图可知，递减类型更符合调和递减，基本为一条直线，利用表中t=6和t=9时两点可求得调和递减类型的斜率为：* 1QBaBl 22.72
15、7 即：令 Q=l, 5pN200(10)t设 5200log 1.630122.72742.658( 10/)piiNAQBQta可采储量的计算可采储量是指原始地质储量与采收率的乘积15。即在现有经济技术条件下能从储油层中采 出的油量。它首先取决于地质储量。此外，不仅与油藏类型、驱动方式、储层物性、流体性 质等自然条件有关，而且与布井方式、开采方式、采油工艺，油田管理水平及经济条件等人 为因素有关。随着油田开发技术的改善，采收率的提高，可采储量也随之变化16。由开发指标汇总表可知第十五年末含水率已经达到95.5%,通过进一步的计算可知在第十七 年末的含水率超过了 98%,此时产液量为32q6
16、58.473/md ,产油量为310.535/oqmd 。则年产油量为：10/ooQqta将含水率为98%所对应的极限产量52.44610/Qta代入上式可得到：5152.37llOpNt即递减期的最大累积产油量为5152.371 lOpNt 总的最大累积产油量为5max 119.76827272.13910ppNNt(4-18)可得采收率为：5maxmax7272.13910pNN(4-19)第5章结论胜利油田位于我国东部沿海地区，是全国第二大油田。根据计算，胜利油田草8区块是高丰 度中等产量油田，且油层顶深较浅，多在2200米，而且在经济较为发达的东部地区，容易 开发，有很大的潜力。通过我
17、的计算，利用水驱特征曲线方法，求得该地区油藏储量为t710172.8 ,预计该地区 油藏的可采储量为：t71072139.2 ,递减规律为调和递减，最大采收率为33.30%。有很好 的经济前景，见水时间为第五年的第227天，见水时间较晚，理论上是很理想的油气田。开 采过程中，采用均匀布井，排状注水，且排状注水的排距与井距之比为2： lo通过仔细的 计算，合理的开采井数为172 口井，其中注水井86 口，采油井86 口。但是该地区油的粘度较低，smpa。 5.10 ,是低粘度油藏。而且在开采到第五年之后， 且含水量上升较快。在将来的开发中，可以运用其他一些方法，提高采收率，做进一步的优 化完善。
18、地层压力梯度：0.lMPa/10m,地温梯度度：3.7/100m；由上表计算可得（厚度加权法）4,底层有效厚度之和：mhhii87.3510平均孔隙度：3351.0 11ih h 平均渗透率： 231015.421m3.2流体物性 地面条件下：地层条件下：地层泡点压力： 原油体积系数：； 30/9.0cmg；3/0.1cmgw； smPa5.10|i0； smPaw 45.0 ； MPaPbl5 ； 01.1 水的体积系数：3.3油水相渗关系 表2油水相渗数据表Sw kro Krw 0.320 0.6170 0.0000 0.352 0.5644 0.0053 0.384 0.5521 0.0
19、072 0.416 0.4503 0.0118 0.448 0.4232 0.0203 0.480 0.3488 0.0275 0.512 0.3105 0.0411 0.544 0.2540 0.0535 0.560 0.2321 0.0627 0.576 0.2065 0.0642 0.592 0.1958 0.0758 0.608 0.1635 0.0838 0.624 0.1502 0.0901 0.640 0.1305 0.0978 0.656 0.1057 0.1110 0.672 0.0895 0.1264 0.688 0.0702 0.1243 0.704 0.0559 0.1
20、37 7 0.736 0.0411 0.1539 0.768 0.0265 0.1783 0.80 0.0000 0.2000井眼半径 井眼半径0.1m；3.4 油水井操作条件 注采压差：3MPa； 排状注水的排距与井距之比为2： 1；要求油田的初期采油速度达到3%；油水井正常生产 时间为300天/年;常用经济指标钻井成本：3500元/米；注水单价：10元/米3；输油单价：60元/吨；生产维护费：150 元/吨；作业费用：150元/吨；地面工程建设费用为钻井费用的30%；原油的商品率：95%；原油价格：3000元/吨；贷 款利率：6.15% ；存款利率：3%；第4章设计内容4.1分析油藏纵向非
21、均质性并计算储量储层非均质性储层的各种性质随其空间位置而变化的属性，主要表现在岩石物质组成的非均质和孔隙空间 的非均质。碎屑岩储层由于沉积和成岩后生作用的差异，其岩石矿物组成、基质含量、胶结 物含量均不相同，影响到孔隙形状和大小及储层物性的变化，形成储层层内、平面和层间的 非均质性。在注水开发油田中，储层的渗透率是影响油田开发的重要因素。常用渗透性表示 储层的非均质性。通用的表示方法有渗透率级差、变异系数、非均质系数5。储层的非均质性就是陆相储层因为沉积环境、物质供应、水动力条件、成岩作用等因素的影 响，使得储层在岩性、物性、产状、内部结构等方面存在的极不均匀的变化和差异。由于因 陆相沉积气田
22、具有砂泥岩多旋回性、多韵律性、平面相变化等特征造成天然气储层存在严重 的非均质性，是严重影响气田高产稳产的时间长短和最终采收率高低的主要因素之一，那么 储层的非均质性描述就是气藏开发中后期储层研究的核心内容。包括由储层沉积过程、成岩 作用和后期构造运动（包括各种断裂运动）所形成的各种成因储层非均质性研究。对一个气藏 而言，储层非均质性大体上可以分为五个层次:第一层次是气藏规模的沉积相造成的层间非 均质性；第二层次是油层规模的沉积微相及砂体切叠和相变关系造成的平面非均质性；第三 层次是由砂体的内部韵律性、沉积结构和沉积构造等造成的层内非均质性;第四是由地应力、 裂隙、裂缝及各种断裂构造造成的储层
23、空间非均质性；第五层次是成岩作用造成的孔喉规模 微观非均质性。由于构造为一平缓鼻状构造，无大的断裂带出现，整体构造简单，韵律性强，上下邻层构造 形态一致，无大的隆起和断裂带，即使小裂缝也只是偶见，且规律性不强，故构造因素对储 层的非均质性影响较小；而平面上受沉积微相变化以及成岩后生作用的影响较大。常用的处理纵向非均质的方法是，按渗透率分布将油区分成除渗透率不同处，其余各项参数 都相同的等厚度，每一个层都被认为是均质的，各层之间相互隔绝。本油区10个小层，孔 隙度的变化不大，都在0.3351左右，近似认为其厚度都是相同的，此方法进行计算求得反 映渗透率非均质程度的参数一变异数6。表3各小层平均渗
24、透率符号12 345 67 89 10 渗透率 10-3um2221.2 277.5348.8479.6559.7588.1546.5453.5338.6302.6311（101ImKnKj（4-1）渗透率的变异系数KV为KVK(4-2)(4-3) 则，_0.124KVK由此可知，渗透率分布为弱非均质性。储层储量计算目前，国内外油气藏储量的计算方法主要有：类比法(即经验法)容积法物质平衡法产量递减法，矿场不稳定试井法，水驱特征曲线法, 统计模拟法等，而这些方法又分为静态法和动态法。静态法是利用油气藏的静态地质参数, 按照油气所占的孔隙空间来计算;动态法则是利用油气藏的压力产量累计产量等随开发时
25、间 变化的生产动态数据，来计算对于一个油气藏究竟选用那种方法比较合适，主要取决于该油 气藏的勘探开发阶段地质条件驱动类型及矿场资料等的拥有情况7。储量计算：376001008.908.l)320.01(02.121012/)l(/)l(mBShSBSShNwiiiwi(4-5)式中：N：地质储量(3m)；S：含油面积(2km)；wiS：束缚水饱和度；H：油层有效厚度(m)；：孔隙度；0B：原油体积系数；石油的储量丰度：37700/10681.01210172.8mtAM(4-6)0 ：石油的储量丰度3/mt；4.2 储量评价(1)储量规模：371008.9mN 为中型油田；(2)储量丰度：36
26、0/1081.6mt 为 高丰度；(3)储层埋深：mD2000为中等深度8。4.3 论证划分开发层系的可行性划分开发层系，是将特征相近的油层合在一起，用一套生产井网单独开采，根据11开发层系划分的原则，油层特性相近的油层合在同一开发层系，以保证各油层对注水方式和 井网具有共同的适应性，减少开发过程中的层间矛盾，单层突进油层性质相近包括：沉积条 件，渗透率，油层分布面积，层内非均质程度等。根据油区各小层基本资料，该油藏各小层渗透率多在200-600 （2310m ）间分布，属于高 渗油藏，且各小层孔隙度都比较接近，变化不大，均质程度较好，因此将以10小层作为一个 开发层系进行开发9。4.4 注水
27、方式的选择经过查找相关资料，结合胜利油田草8区块的实景情况，决定选择排状注水方式进行开发。 因为采油速度要达到3%,而排状注水适用于高速开采油田。4.5 利用排状注水开发指标计算451油田开发井网部署的原则部署井网时，应采取科学、合理、经济、有效的井网部署应以提高藏油动用储量、采收率、 采气速度、稳产年限和经济效益为目标，其总原则是10：（1）井网能有效地动用油藏的储量；（2）能获得可高的采收率；能以最少的井数达到预定的开发规模；（4）在多层组的油藏中，应根据储层和流体性质、压力的纵向分布、油水关系和隔层条件， 合理划分和组合层系，尽可能做到用最少的井网数开发最多的层系。在总的井网部署原则下，
28、具体进行井网设计时，应以地质为基础，主要采用油藏数值模拟技 术，进行多套方案计算、对比和优化，论证不同地质特点和要求的井网和最大井距，论证单 井最优控制面积和储量，论证获得最佳经济效益的井网系统、密度和井距。在设立对比方案 进行数值模拟计算前，根据油田开发特点、油藏的类型、驱动方式、相似油田的经验，进行 井网井距对比方案的论证和计算。12布井方式的确定布井方式的选择主要取决于：a、构造形态；b、储层分布及其非均质性；c、边底水分布状 况。从油藏开发的全过程分析，不均匀布井有它的许多优点，如高产井多、地面采输比较集 中、初期开发经济效果好，但不均匀布井的缺点是地层压力分布不均匀，在开发后期将影响
29、 气藏的最终采收率，在根据本题的实际情况，可采用均匀布井方式。由于该地层的储集性质 相对较为均匀，使用正方形或三角形均匀布井系统在开发过程中不形成共同的压降漏斗，即 在开发过程中，每口井的地层压力基本上接近的，并且等于当时的平均地层压力。因此，均 匀布井在油藏中具有以下优点：油井产量大于其他布井系统时的产量；（2）油田开发所需的井数也是最少的；（3）各井井口 压力基本上是相近的；（4）在更长的时间里都不需要增压开采。计算初始产量，并根据油田产量要求确定油井数及水井数。初始产量：ewiroLpSkkq00）（4-7）设井距为X （m）,则排距为）（2mXL ,截面积；ihxxhA由相渗关系数据表
30、知，束缚饱和度320.0 wiS对应的roK=0.617scmhxxPSKKALPSKKqi5.10617.01015.4212)()(33000(4-8)化为地面产量：dmq/52.154.1331360初期采油速度为3%,故初始年采油量为：300%30 nqNQ24.8530052.106%31008.9300%370qNn (4-9)取井数n=86 口，因为油水井比数为1： 1,故水井数量86 n 口。计算井距与排距井距11井距确定的原则有效地控制和动用绝大多数的油层和储量；在水驱开发条件下，保证有较高的注水波 及系数；能够满足一定的采油速度和稳产年限的要求；要有较好的经济效益。设井距
31、为X,则排距为2X,如右图：则Snxx 4mnSx77.2373.54Lxm 贝U，排距前缘含水饱和度的计算根据相渗关系表中数据，计算含水率XwwSf及)(wwSf随wS的变化XwwSf。所用公 式： 131133)()()(w所有计算结果见图4.2：图4.2相对渗透率曲线根据表中数据wS、)(wwSf )(，wwSf,在坐标纸中以wS为横坐标，以Wwff、为纵坐标，分别绘出wwSf关系曲线和wwSfJ关系曲线。在含水率与含水和度曲线图 中，通过束缚水饱和度wiS点对wwSf先作切线。得到的切点所对应的含水饱和度即为水 驱油前缘含水饱和度wfS,因此求得的前缘含水饱和度(见图)456.0 wS
32、o见水前及见水后的开发指标求非活塞因子B1)()()()()(, SwfSmrwrrowwfwwiroSKSKSdfSfSKB(4-11)由数据知 456.0 wfS, 011.4)(, wfwSf；束缚水饱和度为 32.0 wiS, 617.0)( wiroSk；残余油饱和度为 2.080.01 orS, 8.02.011 ormSS；积分0353.2) 0() 0()()(r-SKKSfSKSKSdfrwrowSSrwn-owwf m中 （4-12） B以一年为一个点计算见水前开发指标（以下q均为单井日产量）公式: efwfwt wfwfe fLLSftdttqASfLLLBqtqtq)(
33、1)()(11)0(101022其中12o* 1ihxhxhhA15公式：fwfwt wfwfe fLLSftdt tqASfLLLB qtqtq(4-13)0q 为初始产量，(4-14)(1fL 为油水前缘位置 11111) 0(10 1 *0 22(4-13)其中，0q 为初始产量，fL 为油水前缘位置 12oiiii 1 ihxhxh hA(4-14)第一年： e t wfw fLdt tqA SfL 09.5730052.1062245011 .4)0(0 1 未见水。 1173 .11 54 .37309 .576869.01 1 1 )(1 fLLBtq0381.054.37309
34、.57011.41)(1efwfwLLSft(4-15)第二年：将第一年中求得的)(ltq有因次化，作为第二年的初始产量。5.67660300015.11930052.106)(/015.11952.1061173.1)()(01011tdttqd同理求得：efLL 88.1205.676602245011.4 第三年：将第二年中求得的）（2tq有因次化，作为第三年的初始产量。第三年：将第二年中 计算所得的年末产液量作为第三年的产量，用同样的步骤计算）（）（）（2tqSZSfSwewewwe、，及对应的有因次产量2q, Oq, wq,直到95）（大于wwSf,若在曲线图中查到的weS不是数 据
35、表中的含水饱和度，则利用插值法求得的对应将计算结果汇总,制成开发指标汇总表其中：日产液二单井日产量x井数采出程度=累计产油量;地质储量每年的含水率取上一年的年末来计算求得的含水率。因为是在在第四年见水，故将第四年 分成两部分：见水前和见水后，对应表中第的两个第四年。表4见水前，后开发指标汇总表 时间（年）日产液 累产液 日产油（t） 累产油（t）日注水 累注水含水率（）09161 2748216 8172 2451600 9161 2748216 0 1 10235.3 5818803 7926.844829652 10235.3 58 18803 02 11826.7 9366813 768
36、9 7136362 11826.7 9366813 03 14264.8 13646253 7458 937387 1 14264.8 13646253 0 4 19146.2 17992440 7234.6 11544251 19146.2 17992440 0 4 29259 20128 347 5925.7 11976827 29258 20128347 0 5 19961.2 26116707 3715.2 13091387 19961.2 2611670 7 57.5 6 20941 32399007 3336 14092187 20941 32399007 81.3 7 24504
37、 39750207 3484 1513738 7 24504 39750207 84.1 8 20351 45855507 2509 15890087 20351 45855507 85.89 18064 512747 072117 16525187 18064 51274707 87.7 10 32630 61063707 2642 17317787 32630 61063707 88 .3 11 26209 68926407 1887 17883887 26209 68926407 91.9 12 23561 75994707 1484 18329087 23561 75994707 92.8 13 26042 83807307 1594 18807287 26042 83807307 93.7 143988995774007398899577400795.519将计算结果汇总,制成开发指标汇总表其中：日产液=单井日产量x井数 采出程度=累计产油量;地质储量每年的含水率取上一年的年末来计算求得的含水率。因为是在在第四年见水，故将第四年 分成两部分：见水前和见水后，对应表中第的两个第四年。表4见水前，后开发指标汇总表时间（年）日产液