(建筑工程设计)油藏工程课程设计报告

（建筑工程设计）油藏工程课程设计报告
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：2008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:2.0Km 比值：2.25:1，为短轴背斜。

(2) 圈闭研究：
闭合面积：4.07km，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、C、C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）。

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井中的50块样品，C中的60块样品，C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：
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
（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：V k=0.39,表示非均质程度较弱；
渗透率突进系数：T===1.05, T<2表示非均质程度弱；
渗透级差：J===1.105；非均质程度较弱；
渗透率均质系数：=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
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：I v=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
〈2〉水敏指数：I w=0.10,由表5可知为弱水敏。

表1-5 水敏程度分级标准
二、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：
〈1〉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。

〈2〉油气水常规物性：
地面脱气原油
粘度：u os = 6.5mpa*s ；脱气原油密度：p os =0.87g/cm3 ；
凝固点T S =~200 C；含蜡：4.03%；含硫：0.7%；胶+沥青：10%；
初馏点：500C
天然气相对密度：
r g =0.98；天然气组成见下表：
表1-6 天然气性质数据表
地层水密度： =1.10, pH=6.5
总矿化度：TSD=243869ppm
由=<1,且==126.65>1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
〈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 (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：
；
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。

经验公式计算地层水粘度：
式中：
；
式中——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）。

三、油气藏压力和温度
表8 静压和静温测试数据
利用Excel作图得
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=2.08°C/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。