石油工程设计油藏部分(带数据带公式带图标)
油藏工程常用计算公式
G
Bgi
水驱气藏单元产量的计算
很多水驱气层，压力在开始时会有递减，当水在与采气速度相等的情况下进入气层后， 压力就会稳定。此时稳定的压力就是枯竭压力。
B S 若 为在枯竭压力下的气体体积系数，而 为剩余气体饱和度（以孔隙体积百分
ga
gr
数表示），在水进入此单元后，则在枯竭状况下，一单元岩层包括：
S 水的体积： 43560 ×φ × (1 − ) gr
−
⎪
⎪⎩
pp
b
b
p p (2 − V )( R − wf )
pp
b
b
⎪⎪ ⎬ ⎪ ⎪ ⎪⎭
设饱和压力以下与以上的采油指数比为η ，则得
pp
FE(1 − V )[1 − 2( wf ) + ( wf )2 ]
J*
η = o =1-
pp
b
b
Jo
p p (2 − V )( R − wf )
pp
b
b
p p p p p p 由上式可以看出，η 随 / 的变化数值均小于 1，当 = 和 / =1 时，
定容气藏单元产量的计算
很多气藏，特别是在开发时期的气藏，总体积还不清楚。在这种情况下最好用一单元体 积作为计算单位，通常是一英亩一英尺岩层体积作为计算单位。因此，一个单元或一英亩一 英尺岩层体积德主要参数如下：
s 束缚水： 43560 × φ × 立方英尺 w
s 地层气体体积： 43560 ×φ × (1 − ) 立方英尺 w
p −p
=
+ gi
wd
D D GWC
g
−
G G Dw
Dg
（1） （2） （3） （4）
式中
油藏工程常用计算公式
f
Байду номын сангаас
+
c s c * = + w wi
f
c c t
g
sgi
琼斯公式的基本形式：
p p 2
−
2 = Cq + Dq 2
r
wf
变换为：
p2 − p2 r wf = C + Dq q
p2 − p2
以 r wf 和 q 作为两个变量，则是一个标准的二元一次方程，在普通的直角坐标系 q
中是一条直线，C 为截距，D 为斜率，当 D〉0.05 时地层存在机械伤害，越大伤害越重。
B = psc zT g Tsc p
同样地，上面温度单位为 oR
B 当 psc 为 14.7psi，Tsc 为 60℉时，
g
=0.02829
zT p
立方英尺/标准立方英尺
预测油井产能的新方法
对于井底流动压力高于或低于饱和压力的两种情况，预测油井产能的方法，推倒如下：
p p （1） 当 ≥ 的单相原油流动时，油井的产量公式为：
数字签名人 zuoyiyin
zuoyiyin 辨别名：CN = zuoyiyin, C = CN-中国, O = cfbgc, OU = gauge 原因：我证明本文档是准确和 真实的 日期：2005.07.15 14:57:18 +08'00'
SIGN HERE
利用单点测压数据确定地层流体界面位置
]
由上式可以得到在井底流动压力低于饱和压力条件下，利用测试的产量
Q
* o
和相应的井底流
p J 动压力 数值，求饱和压力以上采油指数 的关系式
wf
o
Q*
油藏工程常用公式
常用公式1、(%)100)()(剩余可采储量采油速度当年年产油量当年油田剩余可采储量储采比==2、)()(小数累积累积注水量累积产水量累积注水量小数瞬时日注水量日产水量日注水量存水率=-==-= 3、%100⨯==地质储量累积产油量地质储量采出程度采出程度 4、%100⨯==可采储量累积产油量可采储量采出程度工业采出程度 5、%100⨯=地质储量可采储量采收率 6、%100%100)366(365⨯=⨯⨯=地质储量年产油量地质储量日产油地质储量采油速度 7、%100)366(365⨯-⨯=上年累积产油可采储量日产油剩余可采储量采油速度 8、()343410/)10(m t m t 气油比地质储量溶解气储量⨯= 9、%100%100)366(365⨯=⨯⨯=地质储量年产液量地质储量日产液采液速度 10、%1001⨯⨯---=阶段累积生产天数标定日产水平阶段措施产油阶段新井产油阶段合计产油自然递减率瞬时 11、%1001⨯---=上年产油措施产油新井产油年产油自然递减年均 12、瞬时阶段累积生产天数标定日产水平阶段新井产油阶段合计产油综合递减率=⨯⨯--=%1001 13、年均上年年产油新井产油年产油综合递减率=⨯--=%1001 14、口采油井总井数地质储量单井控制储量/)10(4t = 15、)/()()()(d t 油井开井数当月天数液月产油油井开井数液日产油液单井日产油⨯== 16、口采油井总井数剩余可采储量单井控制剩余可采储量/)10(4t = 17、含水率（含水或综合含水）=%100)()(⨯井口日产液量井口日产水量 18、含水率（含水或综合含水）=%100)()(⨯井口月产液量井口月产水量 19、含水率（含水或综合含水）=)%(100)()(为年均含水率或含水井口核实年产液量井口核实年产水量⨯ =%1001⨯-核实年产液量核实年产油量 20、含水上升率：瞬时=)(%100)/(无因次地质储量阶段产油量上年末含水率阶段末含水率⨯-含水上升率：年均=)(%100)/(规划上常用地质储量年产油量上年年均含水率年均含水率⨯- 21、井网密度=)/(2km 口含油面积油水井总井数 22、累积亏空()[])()(1034井口累积产水量体积换算系数井口累积产油量累积注水量+⨯-=m23、排水量=%100⨯累积注水量累积产水量 24、水驱指数=%100⨯⨯-体积换算系数累积产油量累积产水量累积注水量 25、输差=1—%100))(())((⨯产量水油井口产量水油核实 26、剩余可采储量=可采储量—累积产油量（104t ）27、体积换算系数=原油比重体积系数 28、油水井数比=注水井总井数采油井总井数 通常为 1：注水井总井数采油井总井数 29、油气比=()t m 3产油量产气量 30、折算丰度=()24/10km t 含油面积地质储量 31、月注采比=井口累积产水量体积换算系数井口月产油量月注水量+⨯ 32、累积注采比=井口累积产水量体积换算系数井口累积产油量累积注水量+⨯。
1.2油藏工程参数计算及图版
第二章油气藏工程参数计算及图版第一节气体状态方程在进行与天然气有关的能量及相平衡计算过程中，天然气的压力、体积及温度的计算是必不可少的。
联系气体的压力、体积及温度的方程，就称为气体状态方程。
一、理想气体状态方程根据波义耳（R. Boyle）—查理（J. A. C. Charles）定律和阿佛加得罗（Avogadro）定律，理想气体的压力P、体积V与气体的质量n、温度T成正比，所以，理想气体的状态方程可以用下式表示：PV＝nRT（１）式中：P—气体的绝对压力，MPa；V—气体的体积，m3；T—气体的绝对温度，K；n—给定压力P、温度T条件下，体积V中气体的摩尔数，mol；R—通用气体常数，其值取决于压力、体积及温度的单位，国际单位制中，其值为8.314³10-6 MPa²m3／(mol²K)。
所谓理想气体是指：（１）气体分子为无体积、无质量的质点；（２）气体分子之间无作用力（包括引力和斥力）。
在常温、常压条件下，一般的真实气体，用公式（１）进行计算，误差不超过5％。
压力越高、温度越低，则误差越大。
在压力不超过0.4MPa，温度不太低时（同常温相比），对一般的真实气体，公式（１）还是可以应用的。
当压力超过0.4MPa时，公式（１）的精确性进一步下降，这时，气体应看作非理想气体（或称真实气体）。
二、真实气体状态方程对于真实气体，不能使用理想气体状态方程进行计算，特别是高压气体，用理想气体状态方程进行计算，误差有时高达500％。
天然气是一种真实气体，它不服从理想气体状态方程，高压时必须对（１）式进行修正。
描述真实气体状态方程的关系式很多，工程上广泛采用的方法为：在理想气体状态方程中引入一个校正系数—压缩因子Z。
则（１）式变化为：PV ＝ZnRT （２）式中各项意义同前。
根据对应状态原理，在相同的对应状态（即气体具有相等的拟对比温度T pr 和拟对比压力P pr ）下的气体，对理想气体状态方程的偏差相同，即具有相等的Z 值。
油藏工程课程设计 图表
表2-1 胜利油田××区块开发动用储量计算结果表区块层组储量级别含油面积km2有效厚度m孔隙度 %含油饱和度%地面原油密度g/cm3体积系数原始油气比m3/t单储系数×104t/（km2.m）石油地质储量×104t溶解气地质储量×108m3储量丰度×104t/km2可采储量×104t胜利油田××区块1 探明82.61 0.24150.68 0.83 1.12 11012.169875 254.10699 3.367683 31.76337375 179.369642 探明 2.85 0.24864 12.52968 285.676704 3.7860768 35.709588 201.6541443 探明 3.31 0.23646 11.915895 315.5328996 4.18176132 39.44161245 222.72910564 探明 3.27 0.23464 11.82418 309.3205488 4.09942896 38.6650686 218.34391685 探明 4.05 0.23562 11.873565 384.703506 5.0984802 48.08793825 271.5554166 探明 3.15 0.23296 11.73952 295.835904 3.9207168 36.979488 208.8253447 探明 3.42 0.23506 11.845345 324.0886392 4.29515064 40.5110799 228.76845128 探明 4.28 0.23569 11.8770925 406.6716472 5.38962424 50.8339559 287.06233929 探明 4.38 0.23989 12.0887425 423.5895372 5.61383724 52.94869215 299.004379210 探明 4.23 0.24066 12.127545 410.3961228 5.43898476 51.29951535 289.6913808注：以1号层组为例计算石油地质储量N=100Ahφ∮（1-Swi）Po/Boi=100×8×2.61×0.2415×（1-0.32）×0.83/1.12=254.10699×104 t溶解气地质储量Gs=10-4N×Rsi=10-4×254.10699×（110/0.83）=3.367683×108m3储量丰度Ω0=N/A=254.10699/8=31.76337375×104 t/km2单储系数 SNF=N/(Ah)=254.10699/（8×2.61）=12.169875×104 t/（km2.m）可采储量N可采=N×（1-Swi-Sor）/(1-Swi)=254.10699×(1-0.32-0.2)/(1-0.32)=179.36964×104 t表1-2储层按孔隙度分级表1-3 储集层按渗透率分级 等级 渗透率 10-3um 2评价 I 级 > 1000 渗透性极好 II 级 1000 - 100 渗透性好 III 级 100 - 10 渗透性中等 IV 级 10 - 1 渗透性微弱 V 级< 1非渗透性的表1-1 油藏几何参数及各小层物性参数表序号 油层顶深（m ）油层厚度（m ）含油面积（km 2）孔隙度 渗透率(10-3 um 2)1 2195 2.61 80.2415 85.05 2 2199 2.85 0.24864 153.006 3 2204 3.31 0.23646 189.588 4 2209 3.27 0.23464 244.482 5 2214 4.05 0.23562 254.268 6 2233 3.15 0.23296 280.896 7 2238 3.42 0.23506 217.098 8 2244 4.28 0.23569 169.092 9 2251 4.380.23989 146.244 10 22574.230.24066119.658 孔隙度，% 25-20 20-15 15-10 10-5 5-0 评价极好好 中等 差无价值表4-1 相对渗透率数据表sw kro Krw kro/krw fw 0.32 0.676 0 ------- -------- 0.352 0.609544 0.00187 325.95935829 0.052102110547 0.384 0.545376 0.00649 84.033281972 0.175******** 0.4160.4837040.013236.6442424240.328379181450.448 0.424528 0.02178 19.49164371 0.4789488348 0.48 0.367952 0.03212 11.455541719 0.60998704734 0.512 0.314184 0.04422 7.1050203528 0.71604551095 0.544 0.263328 0.05797 4.5424874935 0.79774449825 0.576 0.215488 0.07326 2.9414141414 0.85897963631 0.608 0.170976 0.08998 1.9001555901 0.90411401154 0.64 0.130104 0.10824 1.2019955654 0.93712972431 0.672 0.09308 0.12782 0.72821154749 0.96094307836 0.704 0.060424 0.14883 0.40599341531 0.97784200474 0.736 0.032864 0.17127 0.19188415951 0.98940367115 0.768 0.011648 0.19503 0.0597******** 0.99667763426 0.8 0 0.2354 0 1。
油藏工程设计模板
一、油气藏地质特征由C1 、C 2 、C 3 井的测井解释数据可知本设计研究中只有一个油层，没有隔层图1-1 CUGB油藏构造图（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，为短轴背斜。
（2）圈闭研究：闭合面积：10.69km2，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：井号井深(m) 厚度(m) R（Ω m）孔隙度（％）C1 4835-4875 40 3.8 20C2 4810-4850 40 3.7 19.5C3 4900-4930 30 3.7 20 4930-4940 10 0.6 10(三) 储层岩石物性特征分析表1-1 储层物性参数表成分石英长石岩屑泥质灰质含量76% 4% 20% 5% 7%表1-2 储层粒度分析数据粒径(mm)<0.01 0.01~0.1 0.1~0.25 0.25~0.5 0.5~1 1~2 2~5 5~10 >10 含量(%)4.03 9.14 29.5 36.55 12.72 3.05 3.23 1.29 0.49表1-3 储层岩石(砂岩)孔隙度评价表井号厚度(m) 渗透率(mD) 孔隙度（％）VC1 40 200 20 0.4C2 40 210 19.5 0.3C3 30 190 20 0.5（四）储层非均质性分析 （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，常以速敏和水敏为主要研究对象。
速敏指数：I v =0.08，水敏指数：I w =0.10。
油藏工程课程设计-油藏
前言陕甘宁盆地是三叠系正式形成的一个内陆盆地。
三叠系末印支运动使盆地整体抬升，延长组遭到风化剥蚀，形成一个宽广的东倾的河谷系统，它以东西向的甘陕古河为主干，很多南北向的支流汇入其中。
侏罗系地层首先沉积于这些河谷中，早期富县组沉积期间，盆地继续保持一段时间的上升，而后渐趋稳定。
马岭油田位于陕甘宁盆地东南部,天环向斜东翼.构造“基底”是三叠系延长组顶部风化壳。
目前基本探明含油构造面积约200000000㎡，闭合面积18800000㎡，闭合高度20—30m ，主要油层系为侏罗系延安组，油藏埋藏深度在2000—3200m，基本探明原油地质储量7721.1419 104t，预计油田面积和储量将进一步扩大。
我们主要研究了油田的概况及地质特征，应用各层的有效厚度，孔隙度及含油饱和度等参数求得储量丰度进而确定各个小层的地质储量。
用容积法计算的储量与各小层计算的储量相差不大。
根据表中所给数据求得主力油层各单井的无阻流量，进而确定该层原油产量，对该油藏的产能进行测试，描述了渗透率、产能系数、含水率上升与含水率等的关系，确定了油藏产能的大小。
并对有藏采收率和可采储量进行了确定。
学习使用新型的Swift试井分析软件进行7850水井及1-4a油井的试井资料试井分析，输出该井各自资料的有因次、无因次双对数曲线和半对数试井曲线。
1 油藏概况1.1 地理环境该油藏层状低渗透砂岩油藏，位于陕甘宁盆地南部，天环向斜东翼斜坡中部，油田探明面积主要分布在陕西，甘肃，宁夏境内，地面海拔1120—1820m,含沙量大，油田所属地区属内陆性干旱气候，夏季最高温度36℃，冬季最低气温-28℃，平均气温7.8℃，冬夏多风沙，昼夜温差大，降雨量小，蒸发量大。
油田至城区的公路便利，城区已通火车，交通相对便利，油田的开发有利于促进当地经济的发展，改善当地的生活条件，对发展该地区的作用十分明显。
1.2 区域地质构造1.2.1 地层层序：该油田自下而上钻遇的地层有中生界三叠系延长组，侏罗系富县组，延安组，直罗组和安定组，白垩系志丹组，新生界第三系和第四系，主要油层系为侏罗系延安组，油藏埋藏深度在2000—3200m。
第三届全国石油工程设计大赛作品油藏工程设计单项精编
第三届全国石油工程设计大赛作品油藏工程设计单项精编Jenny was compiled in January 2021团队编号：全国石油工程设计大赛方案设计类作品比赛类别：方案设计类单项组油（气）藏工程单位名称：______ 重庆科技学院_团队名称：_______ _ xxx _ __队长姓名：_______ xxx _______联系方式： xxx指导教师： xxx完成日期 2013 年 4月 6日全国石油工程设计大赛组织委员会制作品简介（本报告是在A区块已有资料的基础上，研究设计经济上、技术上合理的开发方案。
首先，我们明确了工区内目的油层的构造特征和油藏特征。
通过油层对比，将油藏进行分层：P1层，P2层两油层及中间隔层。
使用赛题中已给的测井资料，物性分析化验分析资料对P1层和P2层进行了地层对比，区分出渗透率，孔隙度的差别。
从储层的油气水，压力和温度系统的分析中计算出了压力系统的地层压力，压力系数及压力梯度。
通过流体性质分析确定地下原油，天然气及地层水的各项性质，储层的敏感性对于储层的开发提供了必要的考虑条件，给后续方案设计提供了依据。
在对区块地质有明确认识后，我们用容积法计算了A区块的地质储量，由于区块的上下层地层系数差别较大，水平方向渗透率及孔隙度分布亦不均，所以采用加权平均求取其各项参数。
在地质建模方面，采用了使用surfer软件对储层进行构造建模和网格划分。
主要是利用测井数据和油藏属性等值线图。
赋予构造模型孔隙度和渗透率，并利用软件对储量进行了拟合，最终储量计算值取两种算法的平均值较为妥当。
最后，针对该区块特征，稠油油藏的开发条件的研究及国内外类似油藏的开发先例，提出了开发整体思路，最终选择了前期蒸汽吞吐，后期注热水的开采方式。
在规定了合理的采油速度及单井产量原则的指导下，确定最佳井网密度；通过比较不同注采井网下的结果，确定了最优的井网类型、方向等。
井网确定后，讨论了油藏开发程序，最终提出了满足稠油开发的经济性，采油条件、累积产油相对最多的开发方案。
石油工程导论-油藏工程部分-10.15
指单位体积岩石内骨架的总表面积，m2/m3。 或指单位体积岩石内所有孔隙的内表面积。
S A V
“岩石体积”
外表体积 骨架体积 孔隙体积
岩石比面的影响因素
颗粒直径 颗粒直径变小，比面值变大。
普通砂岩 细砂岩 泥砂岩
主要粒级分布(mm) 1～0.25
0.25～0.1 0.1～0.01
砂岩的比面(cm2/cm3)
Rs ↗, μo ↘
③温度
T↗，μo↘
④压力
当P<Pb时，
P↗, μo ↘
当P>Pb时，
P↗, μo↗
当P=Pb时，μo＝ μomin
μo ～P、T 关系
第四节 天然气的高压物性
压缩因子 体积系数
压缩系数
一、天然气的压缩因子方程
理想气体状态方程：
PV＝nRT
理想气体的假设条件：
1.气体分子无体积，是个质点；
•油气藏：运移着的油气，由于遮挡物的
作用，阻止了它们继续运移，而在储集层富 集起来就形成了油气藏。因此，科学地开发 油气藏，需要首先对油气的产生、运移、储 集过程及油气藏形成的条件和规律有一个基 本的了解
3. 石油工 程目标是什么呢？
经济有效地提高油田 产量和原油采收率
油气采收率＝
采出的油气总量 地质储量
油藏烃类一般有气、液、固三种相态
油藏烃类的相态通常用P－T图研究。
多组分烃类系统相图
◆ 三线
◆ 四区
◆ 五点
◆ 各类油气藏的 开发特点
三线 四区
五点
泡点线
AC线，液相区与两相区的分界线
露点线
BC线，气相区与两相区的分界线
等液相线
虚线，线上的液量的含量相等
油藏工程课件2章
交 错 层 理 221． 3 30． 6
42． 7 0． 688
从表中看：交错层理采收率最高，其次为弧形层 理，直线层理。
二 非均质研究的定量表示方法
（一）渗透率分布研究（统计学） 即渗透率k分布类型
图2-8 正态分布 图2-9 对数正态分布
图2-10 伽玛分布 图2-11 指数分布
（二）特征参数
（3）两条直线的交点即为油水界面位置。
二 两口井压力资料
（一）图解法
与三口井原理和做法相同
（二）公式法
油井折算压力 pow po0.009 oH 8 ow图c 2-15 两口井位置示意图
水井折算压力 p o w p w 0 .00 w ( 9 H o8 w H o) wc 式中：p o -油井井底压力，p w -水井井底压力
9-2 2925 0． 46 0． 72 0． 131
0． 286
表2-2 油层层理对非均质的影响
（２）层理影响
层 理 类 型 渗 透 率 无 水 采 收 率最 终 采 收 率 注 水 倍 数
直 线 层 理 723
2． 82
21． 3
1． 07
弧 形 层 理 540． 1 21． 6
42． 2
1． 56
Pww0.009 w 8H …（2-15）
(2-14)/(2-15)
令 Pi
Pi Pww1(H H ow c1)1 (w 0)
为压力系数
P ww
所以油水界面位置Howc
HowcH[1ww(10)] ….(2-16)
2.4 油藏驱动类型(p12)
驱动类型:在一定地质条件,开发条件下,油层的流体
在各种驱动力的作用下所呈现的一种动态模式.
油藏工程参数计算及图版
1.2 油气藏工程参数计算及图版1.2．1原油地面粘度与地面密度的关系原油地面粘度随着密度的增大而增高，即密度大原油稠。
在密度较小时，粘度随密度增大缓慢增高，当密度较大时，原油粘度显著增高。
胜利油区几个大油田如胜坨、孤岛、孤东及埕岛油田的原油地面粘度随地面密度变化规律基本一致，但粘度随密度的变化速度仍有所差异。
如图，1.2．2原油地下粘度和地面粘度的关系原油地下粘度是油藏工程研究中重要参数之一。
其值通常由高压物性样品测取获得。
但大量的高压物性样品取得是困难的。
为了解掌握油藏地下原油粘度，油藏工程师一般用一定数量样品的高压物性分析的地下原油粘度与容易获取的地面原油粘度做统计关系，间接地计算油藏的地下原油粘度值。
下面是胜坨油田、东辛油田、埕岛等几个油田油层条件下原油粘度和地面脱气原油粘度的统计关系图。
见图12-2-1、2、3。
1．2。
3原油体积系数～油层压力、地面原油粘度～温度图一所示为综合胜利油田地层原油体积系数与压力关系曲线。
该图版是用单次脱气体积系数查在不同压力下多级脱气体积系数数据图二所示为综合胜利油田稠油地面原油粘温曲线。
该图版是用50℃地面原油的粘度查出不同温度下粘度变化数据1.2.4 天然气粘度～温度天然气的粘度取决于其组成、压力和温度。
在高压和低压下，其变化规律是截然不同的。
在国际单位制中，粘度的单位是κγ∙σ/μ2，工程上常用的单位为泊（∏α∙σ）及厘泊（X∏，μ∏α∙σ），其换算关系为：1κγ∙σ/μ2＝98.1（∏α∙σ）＝9810（X∏）１. 常压下（0.1M∏α）的天然气粘度在低压条件下，天然气的粘度与压力关系不大，它随温度的升高而增大，随分子量的增大而降低。
目前，普遍应用Xαρρ、Kοβαψσηι和Bυρροωσ发表的图版（图版1）。
常压下（0.1M∏α）的天然气粘度可以根据下式进行计算：µN0＝Σψιµι（Mι）1/2/〔Σψι（Mι）1/2〕 （１）式中：µN0 常压下天然气的粘度，X∏；µι 常压下组分ｉ的粘度，X∏；ψι 天然气中组分ｉ的摩尔份数，％；Mι 组分ｉ的分子量。
2012级油藏工程设计数据
附录1-油藏工程设计基础资料附1-1 XN油藏砂层顶面构造油田地处西南地区腹地，地面交通便利，人口密集，工业化程度较高。
油藏位于西南盆地中央隆起，为三叠系上三叠统地层。
地震资料解释的油气藏整体构造形态如下（地面海拔：94.0m；补心距：6.0m）。
b.附图1-1-1 XN油藏砂岩顶面构造图附1-2发现井及详探井基本情况XN油藏的发现井为X1井，该井于1990年3月在目的层4835.0～4870.0m首获工业油气流。
X1井概况：1990年3月底完钻，完钻井深5000.0m，7”套管完井，4月对目的层4835.0～4870.0m井段进行完井测试，折算日产油250t，日产气2.5⨯104m3，测试压差6MPa，不产水。
X2井概况：1990年9月完钻，完钻井深5100.0m，7”套管完井，11月对4815.0～4850.0m井段进行完井测试，折算日日产油150t，日产气1.6⨯104m3，测试压差3.5MPa，不产水。
X3井概况：1991年3月完钻，完钻井深5100.0m，7”套管完井，4月对4930.0～4940.0m井段进行完井测试，折算日产水10t，测试压差10MPa，不产油。
5月对4900.0～4920.0m井段进行完井测试，折算日产油100t，日产气1.0⨯104m3，测试压差4MPa，不产水。
附1-3测井解释成果表附1-4储集层岩石矿物成分分析数据1）分析样品块数：X1井：50；X2井：60；X3井：70。
2）岩石矿物成份分析结果：/3）储集层粘土矿物分析数据x分析样品块数：283，据X衍射定量分析、扫描电子显微镜观察结果，XN油藏平均粘土矿物含量3.93%，主要粘土矿物类型有高岭石、伊利石、绿泥石等类型，高岭石含量高。
粘土矿物分析数据见附表1-4-2。
附1-5储集层岩石粒度分析数据分析数据表见附表1-5-1。
附1-6油气藏储层非均质性附1-7储层岩石润湿性分析150块样品平均数据：吸水指数0.50，吸油指数0.10。
油藏工程设计数据和图讲述
分析及评价：分析及评价：岩心号SwKroKrw0.268100.4720.2370.1170.6740.0330.3020.6790.0260.3130.690.0130.3420.7050.0060.377E1井15号岩心0.7280.0020.4310.7390.0010.460.7520.0010.4920.76300.5230.207100.4740.250.1760.6760.0450.3610.680.0380.3690.6850.0310.3790.6920.0230.3920.7090.010.4220.7290.0050.4520.7510.0020.4870.7650.0010.5080.7710.0010.5190.7850.54方法：归一化处理（多条直线直接平均法）（1）计算各样品的 Swi、Swmax、Kromax、Krwmax等特征值15号岩心：Swc=0.268 Swmax=0.763 Krwmax=0.523 Kromax=127号岩心：Swc=0.247 Swmax=0.814 Krwmax=0.563 Kromax=18号岩心:Swc=0.207 Swmax=0.785 Krwmax=0.540 Kromax=121号岩心：Swc=0.200 Swmax=0.752 Krwmax=0.606 Kromax=1（2）将各样品的 Swi、Swmax、Kromax、Krwmax等特征值分别进行算术平均，并将平均Swci=0.2305Swmaxi=Krwmaxi=0.558Kromaxi=(3)绘制标准化后的油水相对渗透率曲线。
岩心号Sw*Kro*Krw*0100.4120.2370.2240.8200.0330.5770.8300.0260.5980.8530.0130.6540.8830.0060.7210.9290.0020.8240.9520.0010.8800.9780.0010.941E1井15号岩心E1井15号岩心E2井8号岩心1.0000.0001.000Sw*Kro*Krw*0.000 1.0000.0000.4620.2500.3260.8110.0450.6690.8180.0380.6830.8270.0310.7020.8390.0230.7260.8690.0100.7810.9030.0050.8370.9410.0020.9020.9650.0010.9410.9760.0010.961101(5)将平均标准化相渗曲线上各分点的Sw*、Kro*、Krw*换算成序号Sw Kro Krw 10.23050.9915750.005328920.28530.7869110.01511815930.34010.6060140.03495808640.39490.4488840.06484868150.44970.3155210.10478994560.50450.2059250.15478187670.55930.1200960.214824476井15号岩心E2井8号岩心80.61410.0580340.28491774390.66890.0197390.365061679100.72370.0052110.455256283110.77850.014450.555501555分析：最大值吸 油%0吸 水%79.73润湿类别绘制分流量曲线及确定特征参数Sw 1/M fw 0.231107.6470.0000.28530.1120.0320.34010.0290.0910.395 4.0040.2000.4501.7420.3650.5050.7700.5650.5590.3230.7560.6140.1180.8950.6690.0310.9700.7240.0070.9930.7790.0150.985绘制无因次采油采液指数曲线Sw JDo qw/qt 0.0000.992 1.0000.1000.7870.8110.2000.6060.6620.3000.4490.5530.4000.3160.4830.5000.2060.4540.6000.1200.4640.7000.0580.5140.8000.0200.6040.9000.0050.7341.0000.0140.903油藏特征分析:(1)水敏井 号排2-1井项 目润湿性实验介质累积注入倍数渗透率比值%标准盐水（80000mg/L 0100标准盐水（80000mg/L 10.9100标准盐水（40000mg/L 15.692标准盐水（40000mg/L 2189.3标准盐水（40000mg/L 22.490标准盐水（40000mg/L 25.289.1蒸馏水27.883蒸馏水30.759.7蒸馏水33.538蒸馏水36.514蒸馏水39.513蒸馏水42.812.7(2)碱敏岩心碱敏试验数据流动介质名称pH 值注入倍数k 8%KCl 溶液7.01112308%KCl 溶液8.511.29568%KCl 溶液10.0116238%KCl 溶液11.5115908%KCl 溶液13.011.7396分析：（4）速敏岩心速敏试验数据试验介质矿化度流量/(cm3min-1)流速/(m·d-1)KCl 溶液800000.484 5.22KCl 溶液800000.7257.83KCl 溶液80000 1.0211.00KCl 溶液80000 1.4615.80KCl 溶液80000 1.9721.30KCl 溶液80000 2.9331.60KCl 溶液80000 3.9442.50KCl 溶液80000 5.0654.60KCl 溶液800005.9764.40（5）盐敏岩心盐敏试验数据流动介质矿化度注入倍数k 标准盐水8000011.4930标准盐水4000011.8802标准盐水2000012.1402蒸馏水18.663.2分析：A/Km3西块： 3.1N=2168882.08Ω=699639.3808SNF=192738.1214 Array东块：A/Km33.6N=2082086.041Ω=578357.2335SNF=190249.09N=4250968.121深度，m饱和度,%深度，m饱和度,% 995.689.2994.594.4 995.4589.5994.394995.393.1994.292.9995.291.3994.191 995.189.6993.892.1 994.9587.3993.690.1 994.8583.7993.490.8 994.7583.4993.387.3 994.6590.1993.282.8797.2815.481.9176470618.08235294注水可行性分析：Pi Pb3.85弹性采率Re=西块累产液量东块累产液量西块地层压降104m3104m3Mpa 31-Mar-05000 30-Apr-050.0110.1750.013 30-May-050.020.290.026 30-Jun-050.0210.4190.039 30-Jul-050.0360.5510.052 30-Aug-050.0360.6160.065 30-Sep-050.0360.7130.078 30-Oct-050.0360.8380.091 30-Nov-050.042 1.2040.09 30-Dec-050.104 1.6770.135 30-Jan-060.165 2.270.176 28-Feb-060.212 2.770.185 28-Mar-060.268 3.3290.201 28-Apr-060.331 3.9260.21 28-May-060.396 4.5240.218 28-Jun-060.475 5.1580.231 28-Jul-060.595 5.780.262 28-Aug-06 1.059 6.4810.433时间28-Sep-06 1.6097.1480.532 28-Oct-06 2.1817.80.58 28-Nov-06 3.259.0770.905 28-Dec-06 4.3910.444 1.046 28-Jan-07 5.66211.904 1.154天然能量程度弹性产率，104t 采出1%地质储量地层压降，MPa充足＞30＜0.2较充足8～300.2～0.8不充足 2.5～80.8～2.0微弱＜2.5＞2.0分析：西块：年采油量： 5.497采油速度:0.0198652971%的地质储量为 2.767137127所以通过分析计算可得：所需压降为：弹性采率为：8466.389163东块：年采油量：9.634采油速度:0.0362671331%的地质储量为 2.656399643所需压降为：弹性采率为：8127.574501本油藏打算用早期边缘注水开发井网适用性评价：class7地质储量NE216.888208 number8地质储量NW208.2086041 P·元2450C·元816.1895004井网密度f ER西·总收益西·收入10.080619326.942853.920.169841652.890205.230.308481532.5163879.540.364792230.9193794.450.403396657.5214304.560.431397320.0229170.170.452495568.4240415.680.469092182.6249210.590.482387641.4256272.7100.493282254.1262066.4 110.502376229.3266903.9 120.510069712.3271003.3 130.516662807.5274521.2 140.522455591.7277572.9 150.527448122.9280245.1282604.3160.531840445.4原始地层压力为:10.80Mpa 原始地层温度为:44.82℃岩心号SwKroKrw0.247100.4990.250.1020.7010.0450.3560.7060.0360.3670.7120.0280.3790.7230.0180.401E1井27号岩心0.7430.0070.4380.7780.0020.4980.7890.0010.5170.7970.0010.5320.81400.5630.2100.4250.2540.1250.6280.0480.3920.6330.0390.4040.6450.0260.4260.6590.0160.4510.6720.010.4740.6960.0050.5120.7190.0020.5510.7380.0010.5820.75200.606征值max=0.523 Kromax=1max=0.563 Kromax=1max=0.540 Kromax=1max=0.606 Kromax=1等特征值分别进行算术平均，并将平均值作为平均相渗曲线的特征值0.77851岩心号Sw*Kro*Krw*0100.4440.2500.1810.8010.0450.6320.8100.0360.6520.8200.0280.6730.8400.0180.7120.8750.0070.7780.9370.0020.8850.9560.0010.918E1井27号岩心E2井21号岩心E1井27号岩心0.9700.0010.9451.0000.0001.000Sw*Kro*Krw*0.000 1.0000.0000.4080.2540.2060.7750.0480.6470.7840.0390.6670.8060.0260.7030.8320.0160.7440.8550.0100.7820.8990.0050.8450.9400.0020.9090.9750.0010.9601.0000.0001.000换算成Sw、Kro、Krw。
油藏开发方案设计
石油工程综合训练XX油田MM断块油藏工程方案设计学院：车辆与能源学院专业：石油工程姓名：龙振平学号： 100113040001指导教师: 马平华讲师答辩日期： 2014年1年17日目录1。
开发原则 (3)2。
开发方式 (3)2.1开发方式论证 (3)2.2 注入方式和时机选择 (3)3.开发层系与井网井距 (4)3。
1 开发层系 (4)3。
2 井型、井网与井距 (5)3.2。
1 井型的确定 (5)4。
开发井的生产和注入能力 (10)4。
1 开发井的生产能力 (11)4。
2注水井的注入能力 (12)5.采收率及可采储量 (13)5.1 采收率计算 (13)5。
2 可采储量计算 (15)6。
油藏工程方案比较与推荐 (15)6.1方案比较论证 (15)6。
2推荐方案描述与推荐 (19)7.开发潜力与风险分析 (23)7.1 开发潜力 (23)7.2 风险分析 (23)8。
方案实施要求 (23)8.1钻井及完井 (24)8.2油井投产要求 (24)参考文献 (24)油藏工程方案1。
开发原则根据有关开发方针、政策，综合考虑以下因素，提出油田开发原则：（1)充分考虑油田的地质特点;（2）充分利用油气资源，保证油田有较高的经济采收率;（3）采用合理的采油速度；(4）合理利用油田的天然能量；（5）充分吸收类似油田的开发经验；（6）确保油田开发有较好的经济效益.2。
开发方式2.1开发方式论证试采分析表明,M1油井初期产量较高，这说明油藏具有一定的天然能量，利用借鉴高压物性资料及经验公式计算，该块油藏弹性采收率为13。
35％，因此考虑到经济效益，在开发方式上初期采用天然能量开发，后期天然能量降低，产量下降,并且油藏具有边底水，由油水相渗曲线（图2.1）可得束缚水饱和度Swr为0.4，所以可采用注水方式开采。
M2井采用注水方式开采，产量逐渐升高然后保持一个较高的稳定状态。
综合M1井M2井实验室资料和生产资料分析，该地区应采用注2。
油藏工程课程设计
1.
2.
油藏基本参数表
序号
油层顶深
（m）
有效厚度
（m）
含油面积
（k㎡）
孔隙度
(小数)
渗透率
（10-３μ㎡）
1
2195
2.61
4.65
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
0.416
0.4651
0.0120
0.448
0.4082
0.0198
0.480
0.3538
0.0292
0.512
0.3021
0.0402
0.544
0.2532
0.0527
0.560
0.2300
0.0595
0.576
0.2072
0.0666
0.592
0.1853
0.0741
0.608
0.1644
0.0818
0.48
0.3538
0.0292
0.8867
1.6431
0.512
0.3021
0.0402
0.9266
1.0168
0.544
0.2532
0.0527
0.9518
0.7138
0.56
0.23
0.0595
0.9608
0.5143
0.576
0.2072
0.0666