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。

1.2.2 生储盖组合：该油藏位于陕甘宁盆地东南部，构造基底是三叠系延长组顶部风化壳，三叠系末期，印支运动使盆地整体抬升，延长组受风化剥削和切割，古地形高低起伏，古河道，古残丘纵横分布，构造面积约200000000㎡，闭合面积18800000㎡，闭合高度20—30m，油层分布在平台区和构造高的部位，在上倾方向由岩相变化而形成圈闭，为岩性构造油藏结合油藏的形态，水动力系统及开发特征，大体上把油田划分为俩大类：层状低渗透砂岩油藏和层状特低渗透砂岩油藏。

该油藏属于层状低渗透砂岩油藏。

1.2.3 沉积类：经过测试该油藏为长石硬砂质石英砂岩沉积，多柔性岩块，为多个透镜状砂叠加而成，粗中粒，成分混杂，杂基含量一般在16%—48%之间，砂体连续性差，分选不好，油层渗透率低，一般仅在﹝1.0—22.7﹞×10，沉积时河流的特点是迅速填积，稳定多河道相互交织，低弯曲度，小坡降，侧向受限制的网状河流，经过对比，该储层的沉积模式为网状河流砂体。

1.3 勘探成果及开发准备程度：
1.3.1 地震资料：由于盆地逐渐发展为河流湖沼相环境，形成了一套含煤系地层，沉积厚度9.2—6
2.2m之间油层主要分布在分流河道的小砂体，中一细粒张石质砂岩，杂基含量一般在15%，砂体一般长2—5m，宽200—500m，砂体单层厚度2——5m 左右，最大叠加厚度可达30m，呈正韵律，底部有较粗的滞留沉积物，向上弯曲。

依次出现交错层理，斜层理，波纹层理等。

1.3.2探井资料井资料：该油层的分选性好，油层的平均渗透率 3.7。

孔隙度
14%——17%，油层的沉积环境为三角洲相，浅湖相，由于三角洲不断后移，形成了零分布的凸镜状小砂体。

在这些不同的砂体中，形成了许多以岩性圈闭为主的多种类型的油藏。

2 油藏地质特征
油藏描述是对油藏动，静态特征的综合性技术研究.油藏开发阶段的不同,其描述目标与内容有很大差别.开发早期油藏描述是综合地质,测井,地震,岩芯及渗流物性分析试采及生产测试等资料,研究整个油田的构造形态,储层岩相,结构特征及油藏基本参数的空间分布规律,计算原油地质储量,估算油藏产能与产量,研究油藏开发过程中的参数变化,综合构成对油藏的动,静态特征的详细描述.其中静态部分油藏地质特征描述,以下为马岭层状低渗透油藏地质特征.
2.1 油藏构造特征
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.三叠系末期,印支运动使盆地整体抬升,延长组遭受风化剥蚀和切割.古地形高低起伏,古河道,古残丘纵横分布，到侏罗系盆地整体下降，延安组早期地层沿河谷以添平补齐方式层层超复于古残丘周围，S1+S2末期，沟谷基本添平，S3及以上地层广布其上，差异压实结果，形成了与古潜山，古残丘基本一致的披覆鼻状构造。

构造向西倾没，向东抬升，近东西向。

在鼻状构造内部可分为东，中，西三部分，西部为西倾的阶梯状斜坡，与贺旗凹槽相邻，走向东北，它不仅控制着地层沉积，而且也是油气运移的重要通道。

中部为微有起伏的平台，东部为三个东西向次的一级隆起，隆凹相间，油层分布在平台区和构造的高部位，在上倾方向由岩相变化形成圈闭，为岩性构造油藏．
2.2 地层与沉积特征
马岭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；主要含油层系为侏罗系延安组，油层埋藏2000—3200m．延安组为一套沙泥岩互层夹煤层沉积，地层厚度为300米，总体上呈下粗下细的正旋回．根据次级旋回及沉积性质的变化，分为，S4-5+S5，S3-4+S4，S1+S2，和S3，四个主力产层．
马岭油田中一区位于甘陕古河道南侧，碎屑沉积物主要来自西南向东北流的贺旗古河．早期富县组首先沉积在这一河谷中，随着河谷的充填，到富县组沉积后期，沉积范围已经扩大到台地上.现对主力油层特征做以描述：
S3油层：岩性为灰白色－灰褐色石英砂岩，以中砂岩为主，底部含砾和泥质团块，上部为细砂岩，顶部以灰黑色泥岩和泥质粉砂岩结束，下粗上细为不对称正韵律；层理为斜层理夹水平层理，底部有冲刷面，顶部为不规则的水平层理或波状层理；层内无泥质夹层，只有少数井有致密砂岩或泥质粉沙岩夹层．
S3油层：岩性为灰白色－灰褐色细－含砾粗，中砂岩，粗中－中砂岩占油层厚度的70%～80%，层内泥质夹层小，粒度序列不清晰，类型多，正反，复合韵律皆有，以复合韵律为主，总体上呈无规则沉积序列；层理为底角度斜层理，直线斜层理和水平层理交互，顶部为水平层理和波状层理；粗细砂岩分带明显．全剖面岩性粒度粗，序列不清晰，具大型交错层理，层内夹层少和中心滩较固定等特征．S3油层：岩性为灰白色，灰褐色中细－细中粒石英砂岩，岩性纯，局部含砾，下部为中砂岩，上部为细砂岩，总体上看呈现下粗上细的正旋回；层理构造为斜层理夹水平层理；砂岩底面有冲刷面，砂岩直接与泥岩接触．
2.3 油层特征
2.3.1 油层岩性，厚度，与物性特征
中一区储层岩性为细－中粒为主（含粗粒）的石英砂和长石石项砂岩，基本特点是胶结物含量高，胶结作用强，岩性致密，并含有一定水敏矿物，S3为纯石英砂岩，碎屑含量86.4%，胶结物含量13.6%．碎屑成分中石英占81.1%，长石0.4%，岩屑4.9%．石英含量占碎屑总量93.9%．胶结物以粘土为主，占8.7%，以及后生的碳酸盐硫酸盐硅质等胶结物，胶结物类型以空隙，接触－空隙和空隙－接触为主，胶结比较致密．
S3油层在马岭油田北区和中区沉积了一套石英砂岩，砂岩呈中厚层，薄层状．油层平均厚度11.1m，其上S1+S2油层平均厚度13.5m，其中油层内夹层少，岩心观察，砂体内不连续夹层为砂质泥质，泥质砂岩和致密粉细砂岩．S3-4+S4油层平均厚度14.7m，S4-5+S5油层平均厚度10.7m.
岩心分析统计，油层平均空隙度12.7％，渗透率6.2毫达西，为明显的低渗透．2.3.2 油层储积空间与孔隙结构
油层储集空间原生粒间孔，次生，溶蚀孔，晶间孔，裂隙孔组成．S3层长石含量少，岩性纯，孔隙以粒间孔为主，次为溶蚀孔，晶间孔，以及极少的裂隙孔．S1+S2油层长石含量较多，在成岩过程中酸性水的溶蚀下，长石发生强烈溶蚀和高岭石化，形成很多次生孔隙，构成以粒间孔－溶蚀孔为主的孔隙网络．
储层非均质特点是：喉道细，属大孔隙，细喉道类型；孔喉系统分为由大喉道连通的孔隙体积（40%）、中等喉道连通的孔隙体积（40%）和小喉道连通的体积（30%）．水驱油试验结果，大喉道连通的孔隙多，无水期驱油效率越高；小喉道连通的孔隙越多，孔喉月不均匀，残余油越多，水驱油效率越低．石英次生加大破坏了孔喉的分选性，渗透率越高，孔喉分选性越差，产生了与原生粒间孔相反的特征．
2.3.3 成岩作用与矿物
延安组地层沉积后，经历了机械压实，化学压溶，酸性水溶滤等多期成岩作用，使油层孔隙度减少，渗透率降低．成岩过程中的主要自生矿物有伊利石、高龄石和晚
期碳酸盐、硫酸盐胶结物．成岩早期的产物伊利石对渗透率影响很级大．自生高龄石有两种类型，一种是由长石蚀变而来，另一种是直接在孔隙中沉淀出来．延安组成岩作用的特点是成岩作用经历的时间长，作用强，地层压实后又经历了自生胶结，石英次生加大的普遍固结，高龄石的又一次充填，油气运移聚集后，晚期又有碳酸盐，硫酸盐，局部固结，只有充填，很少迁移，孔隙中充满填隙物，化学胶结作用十分强烈，造成了油层的低渗透．
2.4 油藏类型
2.4.1 古地貌特征
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.
2.4.2 油藏圈闭
在鼻状构造内部可分为东，中，西三部分，西部分为西倾的阶梯状斜坡，与贺旗凹槽相邻，它不仅控制着地层沉积，而且也是油气运移的重要通道。

中部分为微有起伏的平台，东部为三个东西向次一级隆起，隆凹相间油层分布在平台区和构造的两部位，在上倾方向由岩相变化形成圈闭，为岩性构造油藏。

2.5 油藏中流体的性质与渗流特征
2.5.1 流体性质（高压物性）
原油属低粘，低含硫的石蜡基原油，原油性质较好。

原始条件下原油体积系oi B =1.7,饱和压力下的原油体积系数ob B =1.5,原油压缩系数
o 1C 0.009156MPa
=原油粘度oi U =1.14mPa s 地层水性质：地层水压缩系数w 1C 0.000497MPa =原始含水饱和度wi
S =0.35,地层水粘度wi U =0.3426mPa s
天然气性质：本区天然气属于油藏伴生气，在地下处于溶解状态。

原始地层原油粘度为oi U =1.14mPa s ,地层水粘度为wi U =0.3426mPa s ,油水粘
度比为3.327对油的流动比较有利。

表1-1 油藏基本参数 含油面积（2km ）
27.7 平均有效渗透率(µm 2) 0.0062 地质储量 （104t ）
7627.8777 地面原油密度 (g/cm 3) 0.818 原始地层压力（MPa ）
28.8 地面原油粘度(mPa.s) 1.14 原始饱和压力（MPa ）
18.2 地层油体积系数 1.7 平均有效厚度（m ）
5 平均有效孔隙度（%） 12.7 平均有效孔隙度（%） 12.7 体积系数 1.5
2.5.2 渗流特征
油水相对渗透率，根据对样品油水相对渗透率测试，wi S =0.35 oi S =0.65。

(见
图表)
表2-1油水相对渗透率
w S %
31.68 35 40 45 50 55 60 65 rw K
0 0.007 0.013 0.033 0.049 0.065 0.085 0.11 ro K 1 0.8 0.49 0.22 0.12 0.065 0.03 0.01
图2-1油水相对渗透率曲线
图2-2原油压缩系数与地层压力曲线关系曲线
表2-2 原油黏度与地层压力关系
地层压力(MPa) 18.2 15.81 12.89 9.97 9.14 原油黏度(mPa·s) 1.1 1.19 1.28 1.37 1.46
图2-3原油黏度与底层压力关系曲线
表2-3 毛管压力
S w(%) 31.68 35 40 45 50 55 60 65 70.36 p cow(MPa) 0.85 0.6699 0.4544 0.324 0.221 0.165 0.135 0.116 0.0963
图2-4毛管压力曲线
表2-4 相对渗透率关系
含气饱和度% 0 5 10 15 20 25 30 35 40 41 63
气体相对渗透率0 0 0.042 0.076 0.125 0.19 0.248 0.321 0.395 0.405 0.56
原油相对渗透率 1 0.706 0.482 0.316 0.198 0.116 0.063 0.03 0.001 0 0
图2-5油气像对渗透率关系曲线
2.6 驱动及流体分布
把延安组油层岩心铸体薄片的孔隙体系光刻到玻璃板上，制成显微模型，在显微镜下进行油驱水和水驱油试验，直观的揭示了水驱油过程，残余油分布，相对数量及形成机理。

微观模型常规水驱油显示为润湿性不同，水驱时油水运动形式明显不同。

在亲水模型中，注入水首先沿大孔隙的壁楔入爬行，水膜逐渐加厚，水从边部逐渐向孔隙中部推进，从而把油驱出，当注入水到达孔隙出口的喉道处，孔喉比较大时，水很容易把油卡断，形成孤岛状残余油留在孔隙中间，对于一般并联的孔道来说，注入水能比较快的占据小孔道，当孔喉太小时注入水绕国这些小孔隙喉道所控制的含油部分。

从而有较多的原油呈簇状残留下来。

当油层渗透率分布不均匀时，虽然毛管力是驱动力，但注入水主要还是在高渗透部分窜流，低渗透部分是很难进水的，当提高注水压力，这些残余油仍可能发生流动原已被水占据的大孔道仍有可能再被油侵入，这时油以油柱或细长的油滴形式在孔道的中心部位移动。

在亲油模型中注入水首先沿大孔道的轴部推进，指进现象非常明显无水期很短，大量的油是在油水同流期采出，油水同流是以较大的油滴形式产出，被小孔道包围的大孔隙油较难排出，残余油明显高于亲水模型，亲油程度越高指进现象越严重，残余油饱和度越高，模型中残余油饱和度最高可达50%以上。

残余油的分布特征是：在亲水模型中残余油的主要形式是以不规则的珠状，索状和簇状，绝大部分被水分割成孤立状态滞留在孔隙中。

在亲油模型中残余油的形态有三种，一是以被小喉道包围的大孔隙中大片油块；其次是残在小孔隙和一端封闭的死孔隙中的原油；三是以油膜，油珠状态吸附在孔壁上的原油。

其次还有显分:提高注入压力，残余水，残余油的分布状况可能发生变化，并继续流动，但靠提高压力来提高水驱效果很不理想，当注入压力提高一倍时只有少量的残余油被驱动,因此现场难以实现。

2.7 地层压力
原始地层压力i =28.8MPa p ,饱和压力b =18.2MPa p 废弃地层压力a =9.14MPa p
3储量计算
3.1 储量计算的容积法
油、气储量是指导油田勘探与开发，确定投资规模的重要依据。

在油田勘探初期，要算准储量比较困难，容积法正是在油田投产前唯一可利用静态资料计算储量的方法，它适用的油藏类型广泛，对不同圈闭类型、储集类型和驱动方式的油藏均可使用。

它沿用的时间长，从发现油田到开发中期都可使用。

所以容积法是国内的储量计算中使用最广泛的一种方法。

容积法计算储量的可靠性随资料的增多而提高。

从经验来看，一般大、中型的构造油藏储量计算的精度较高，断块，岩性和裂缝性复杂油气藏储量计算的精度较差。

容积法计算油、气储量的实质是计算地下岩石孔隙中油、气所占的体积，然后用地面的重量单位或体积单位表示。

原油地质储量计算公式为：
N=100AhΦ(1-S wi)ρo /B oi（3-1）
式中N——原油地质储量，104t
A——含油面积，km2
h——平均有效厚度，m；
——平均有效孔隙度，%；
S wi——平均束缚水饱和度，%；
ρo——平均地面脱气原油密度，t/m3;
B oi——平均地层原油体积系数。

代入数据，
对S1+ S2油层组：
N1=100×25.0×11.1×0.13×0.63×0.822/1.540
=2876.9971（104t）
对S3油层组：
N2=100×22.3×13.5×0.13×0.65×0.815/1.462
=3031.1（104t）
对S3-4+S4油层组：
N3=100×12.9×14.7×0.12×0.62×0.818/1.441
=1663.0192（104t）
对S4-5+S5油层组：
N4=100×1.5×10.7×0.13×0.61×0.818/1.441
=150.0256（104t）
地质储量：
N=N 1+N 2+N 3+N 4=2876.9971+3031.1+1663.0192+150.0256
=7721.1419（104t ）
3.2 参数确定
3.2.1 油层有效厚度的平均值
计算储量需要代表整个油田和区块的油层平均有效厚度。

选择有效厚度的平均方法与油田地质条件和井点分布情况有关。

油层有效厚度的平均值有算术平均法和面积权衡法。

算术平均法求油层平均有效厚度为各井油层组有效厚度累加值除以总井数；面积权衡法与算术平均法的不同之处在于面积权衡法的“权”，由每口井所控制的面积决定。

所以面积权衡法适用于井网不均匀的评价钻探地区。

平均有效厚度（用算术平均法计算h=有效厚度总和/含油面积）
h=（11.1×25.0+13.5×22.3+14.7×12.9+10.7×1.5）÷27.7
=28.3（m ） 3.2.2 油层平均孔隙度
计算孔隙度平均值，应当用油层有效厚度范围内的分析样品数据，或测井数据。

平均有效孔隙度应采用岩石体积权衡法。

此外，需要计算平均体积系数、平均原油密度等。

平均有效孔隙度（用有效厚度作权系数Ф=∑h j Фj /∑h j ）
(11.10.13+13.50.13+14.70.12+10.70.13)(11.1+13.5+14.7+10.7)
=0.127
Φ=⨯⨯⨯⨯
3.2.3 油层渗透率的平均值
K=0.0062µ2m 3.2.4 平均束缚水饱和度
计算平均束缚水饱和度，也可通过取芯并进行室内实验，通过加权即可求得。

平均束缚水饱和度（用有效厚度作权系数S wi =∑h j ·S wij /∑h j ）
wi S (11.10.37+13.50.35+14.70.38+10.70.39)=0.372
=⨯⨯⨯⨯
3.3 储量评价
储量计算完成后，应对油气藏储量进行评价，这是衡量勘探经济效果，指导储量合理使用的一项重要工作。

储量评价工作通常按以下几个方面及评价标准进行。

3.3.1 流度K/μ -3
2
10μm /mPa s
高：>80； 中：30—80； 低：10—30； 特低：<10。

代入数据，
2-320.0062
K/μ=μm /mPa s =5.4410μm /mPa s 1.14
⨯
5.44<10
故该油田为特低流度油田
3.3.2 地质储量（108吨——油田、108方——气田）
特大油田：>10
大型油田：1—10大型气田：>300
中型油田：0.1—1 中型气田：50—300小型油田：<0.1 小型气田：<50
总地质储量N=7721.1419⨯104t=0.7721⨯108t
0.1<0.7721<1
故该油田为中型油田
3.3.3 地质储量丰度（油：N/A 气：G/A）
油田(104t/km2) 气田(108m3/km2)
高丰度：>300 >10
中丰度：100—300 2—10
低丰度：50—100<2
特低丰度：<50
代入数据，
N/A=7721.1419
27.7
=278.7416(104t/km2)
100⨯104t/km2 <278.7416⨯104t/km2<300⨯104t/km2
故该油田为中储量丰度油田
3.3.4 油气井产能
千米井深稳定日产油量t/d·km 千米井深稳定日产气量104m3/d·km 高产：>15 10
中产：5—15 3—10
低产：1—5<3
特低产：<1
代入数据，
千米井深稳定日产油量=1.9047
3
=0.6349（t/d·km）（平均单井产能计算见下部分）
0.6349<1
千米井深稳定日产油量属于特低产水平单位厚度采油指数t/d·MPa·m
高：>1.5； 中：1—1.5； 低：0.5—1； 特低：<0.5 单位厚度采油指数=
J H =q
ΔH P = 1.9047(29.418.2)28.3
-⨯=0.00601 (t/d ·MPa ·m ) 0.00601<0.5 ,故为特低水平。

3.3.5 油层埋藏深度
油田 气田
浅层： <2000 <1500 中深层： 2000—3200 1500—3200 深层： 3200—4000 3200—4000 超深层： >4000 >4000
由地质资料可知，马岭油田侏罗系埋藏深度在2000—3200间， 故该油藏为中深层油藏
通过储量评价，即可为全面的规划投产油田的顺序、资金的分配等作出决策。

3.4采收率预测
设定1988年5月1日至1989年5月1日这一年时间的采油速度为0.2%， 这一年时间的采油量
∆N p =N ⨯0.2%
=7721.1419⨯0.2%
=15.4423（104
t ）
产量Q=423.077（t/d ） =517.209（m 3/d ）
单井平均产量为5.172m 3
/d （初期总采油井数为100口，见油藏工程设计部分） 由p wf （t ）=p i -2.1208
μBq
Kh （lgt+lg 2
t w
K μc r Φ+0.8686S+1.9077） （3—2） 取S=0，p wf （t ）=p i -2.1208
μBq
Kh
（lgt+lg 2
t w K μc r Φ+0.8686S+1.9077） =28.8-2.1208
1.14 1.5 5.172
0.006228.3
⨯⨯⨯{ lgt+ lg[0.0062
/(0.127×1.14×20.65×410-×2
0.1)]+1.9077} 取：p wf （t ）=p b =18.2MPa
c t = c P + c o S o + c w S w + c g S g
初期S g =0
c t =6.52410-⨯+19.56410-⨯⨯0.628+4.97410-⨯⨯0.372+0
=20.65410-⨯（1/MPa ）
取S=0，p wf （t ）=p b =18.2MPa ，并把其它数据代入公式（3—1）得
t=0.0183h
由上面计算可知，油井生产很短时间，井底压力降低到饱和压力，为了有效开发油藏，防止溶解气分离，故一开始就进行注水，见油藏工程设计部分。

对反九点法注水井网：
注水井井底压力p =ρgh =29.4MPa=p e
设定此油藏为圆形油藏，流体作平面径向稳定渗流，由丘比公式得：
e w e
w
2πKh(-)B
q =
r μln
r p p （3—3） 取p wf （t ）=p b =18.2MPa ，并把其它数据代入公式（3—2）得：
q=1.9047（m 3
/d ）
油田1988年5月试采，1996年见水。

这9年间持续注水，100口井共可获得原油量为64.0668⨯104t ，1990年刚开始见水时，采出程度为1.57%。

假定含水率按每年2%的增长速度递增，则累积产水量与累积产油量可预测如下表：
表3-1
利用上表数据，以N p 为横坐标，以 lg W p 为纵坐标在直角坐标系绘制下面的关系图,并拟合出直线方程。

图3-1 N P -lg W P 关系曲线图
即lgW P =1.156+3610-⨯N P B 2=3610-⨯，A 2=1.156 当含水率为98%时， WOR=49 W P =
2
WOR
2.303B =7.092199610⨯t
由lgW P =1.156+3610-⨯N P 知， N P =189.826410⨯m 3
当含水率为98%时,采出程度为2.004%
以上分析说明：仅靠水驱方法提高采收率，采收率很难提高。

所以，针对 油田的特低渗透性，可采取超前注水、压裂、酸化等措施提高采收率。

4 油田开发的方针和原则
高效开发油田的根本要求是少投入，多产出，获取最大的经济效益。

然而，油田开发的效果是由若干因素所决定的，比如：开发规模，井网形式，进距，井数，开发方式，采油速度，配产等的不同，都将对油田开发效果产生很大的影响，而最优开发方案只能在多个不同方案的技术经济指标对比分析以后才能得出。

油田开发应坚持“少投入，多产出”原则，以尽可能获取最大经济效益。

为此，在气田开发中应尽量采用高新适用技术，综合配套，全面提高气田开发效果。

4.1 开发方案设计.钻采工艺设计和地面工程设计应协调衔接，确保油田开发系统的整体效益。

4.2 总体规划部署，分期实施.在确保产油量的前提下，初期尽量少打井，避免资金积压，减少投入，降低成本，缩短投资回收期。

4.3 由于长S1+S2、S3、S3-4+S4、S4-5+S5四油层组除含油面积和深度有异外，其他参数均很接近。

经过一翻实验与比较，决定采用反九点法面积井网对两层同时进行开发。

S1+S2含油面积25km2且油藏厚度为11.1m，S3含油面积22.3km2，且油藏厚度13.5m，S3-4+S4含油面积12.9km2，且油藏厚度14.7m。

S4-5+S5含油面积1.5km2，且油藏厚度10.7m.所以，初期可以先以S4-5+S5为对象打探井试采，根据动态反映调整井网和井位。

4.4 为确保油量的持续供应，建议初打井数不应超过计划打井数的80%，留下20%的井数应考虑在中后期作为开发调整使用。

4.5 由于所属油藏K=0.0062（µm2）。

孔隙度为0.127，故其属于低渗油气藏。

所以，要采取压裂注水开采的方针，努力改造地层性质，实现原油的持续开采。

4.6 在方案实施过程中逐步建立完整的动态监测系统。

初期利用不具备工业标准的探井做观察研究。

开发中利用低效开发井，并补充个别新钻井作观察井。

5 油藏工程设计
5.1 开发方式的确定
根据物质平衡方程可以判断天然能量的大小：
pr N =
o P oi t N B ΔN c B P
=
()
42155.6926 1.469
7721.1419 1.720.651028.818.2-⨯⨯⨯⨯⨯- （5-1）
=11.02
则有10<N pr <30，所以天然能量比较充足，但是由于马岭油田属于层壮特低渗透型油藏，平均渗透率仅为 6.2µm 2，且该油藏是由下部的河流充填式沉积发展为上部的三角洲，沼泽沉积相，在这样的沉积环境中，砂体沉积小，侧向连续性差，地层不能形成良好的渗流条件，依靠天然能量开采，采收率低，因此从经济效益看来必须用人工注水开采方式。

根据地质资料反应，该油藏的地饱压差大，边水不活跃，且根据已给的参数知道有p i >p b ，则该油藏为欠饱和油藏，驱动方式为弹性水压驱动类型。

5.2 开发层系的划分
开发层系的划分，既要达到纵向上波及体积提高，又要有最佳的经济效益，根据层系划分原则，一个独立开发的层系应该具有一定的地质储量，根据容积法计算，四个层系的原油地质储量分别为：
对S 1+ S 2油层组：
N 1=100×25.0×11.1×0.13×0.63×0.822/1.540
=2876.9971（104t ）
对S 3油层组：
N 2=100×22.3×13.5×0.13×0.65×0.815/1.462
=3031.1（104t ）
对S 3-4+S 4油层组：
N 3=100×12.9×14.7×0.12×0.62×0.818/1.441
=1663.0192（104t ）
对S 4-5+S 5油层组：
N 4=100×1.5×10.7×0.13×0.61×0.818/1.441
=150.0256（104t ） 地质储量：
N=N 1+N 2+N 3+N 4= 2876.9971+3031.1+1663.0192+150.0256 =7721.1419（104t ）
且四个层系相互独立，又因为四个油层的孔隙度，含油饱和度相近，均属低渗透型油藏，原油性质相近，属于一个压力系统，单井采油能力低等特点，可以设计一个开发层系分层注水，合层开发。

5.3 开发井网的部署
合理的开发井网是高效开发油田的重要条件之一，对于像马岭油田这样的特低渗，非均质性比较明显的非常规性油田，需要确定一套合理的开发井网。

根据此油田的地质特征和储曾的物性参数，此油田的井网部署需要从以下几个方面来考虑：
5.3.1 网要能最有效的控制住油藏的储量。

5.3.2 井网能保证达到一定的生产规模和一定的稳产期。

5.3.3 要能保证尽可能高的采收率。

5.3.4 钻井投资及工作量最小。

5.3.5 为开发后期调整留有余地。

根据资料显示，在此区块的早期开发采用面积注水开发试验，采用600m 井距，反九点不规则面积注水井网投入开发，随着油田衰竭式的开采，采收率逐渐降低，因此在原井网的基础上进行了加密调整，用数值模拟计算了主力油层，不同井距（300，400，500，600），不同井网（五点法，反七点法，反九点法）的12个方案，从计算结果及经济效益看来，井距增大，打井少，效益好。

反七点法效益最差，同一井距五点法比反九点法效益好。

对比结果认为：300，400m 五点法和反九点法，500m 反九点法5个方案可以选用。

但是，此5个开发方案中，可采程度差别比较大。

经过模拟计算，在同一开发年限下（45年），400m 反九点法的含水率，日注水，累积产水，注入倍数均为最小，采出程度，累积采油量均为最大，在含水率为95%时的开采年限超过了45年，所以采用400m 反九点法为最佳方案。

反九点法的井网分布为：每一个注水单元为一个正方形，其中有一口注水井和八口开发井。

注水井位于注水单元中央，四口生产井分布在四个角上（称为角井），另四口井布于正方形的四个边上（称为边井）。

其注采井数比为1：3。

但是随着油田的开发，井距还应该根据开发现状和剩余油分布进行适当加密。

5.4 开发指标的预测和评价
由于已知p i =28.8MPa ，p b =18.2MPa ，p i >p b ，则此油藏为欠饱和油藏，且该油藏的驱动方式为未饱和油藏的天然弹性水压驱动。

该油藏的条件为：p i >p b ，系数m=0， R p =R s =R si ，B o -B oi =B oi C o △P 则该油藏的简化物质平衡方程式为：
()o W
P e P oi t --N W W B B N =
ΔC B P
， 其中
e W —天然水侵量 P W —人工注水量。