【正文】 性能，采收速度3%，強制保持速度，一次性打井完畢，后不添井，產(chǎn)能靠注水量變化和生產(chǎn)壓差調(diào)整，井網(wǎng)排狀，6口油井，6口水井，開采年限33年方案3利用天然彈性能量，采收速度4%，并且強制保持速度，一次性打井完畢，后不添井，產(chǎn)能靠注水量變化和生產(chǎn)壓差調(diào)整，井網(wǎng)排狀，3口油井，3口水井，開采年限25年。若增加油井排數(shù)，雖然在短軸方向上可提高驅(qū)替效率，但在長軸方向上的驅(qū)替效率將降低，,相對于4,45km的長軸少了很多，所以應該取長舍短。首先，預先選定井網(wǎng)是排狀注水，油井數(shù)=注水井數(shù)生產(chǎn)壓差油井數(shù)水井數(shù)總井數(shù)井距m6612407336575布井如上圖，靠北側(cè)的線為油井布井線，南側(cè)的線為主水井布井線。為方便我們選取3%的開采速度。至此，這套砂巖油藏的開發(fā)方式定為：天然彈性驅(qū)能量+人工注水開發(fā)二 開發(fā)層系的劃分 根據(jù)指導書2的資料，利用電阻率測井，直到在測量段內(nèi)沒有出現(xiàn)部分的格夾層，也是由于資料不全，我們將整個砂巖儲層試作單層連通儲層。第四章 開發(fā)方案設計及井網(wǎng)井距論證一 開發(fā)方式的確定 1天然能量開采的可行性： 該砂巖油藏是典型的未飽和油藏，儲層中流體為水和含有溶解氣的油，無氣頂，自然能量主要是靠彈性能和溶解氣在壓力降到泡點壓力下后出現(xiàn)的溶解氣驅(qū)。則G==10^7/100=10^9立方米 可采儲量的預測 可采儲量的預測有多個公式，根據(jù)CUGB油藏的特征，我們決定采用以下公式：ER=+(uo)+*下面就參數(shù)確定進行討論：K為滲透率；H為平均的厚度，我們可以根據(jù)先前對圈閉按照厚度不同劃分加權球體積，得平均厚度h=Uo= (指導書10)Swi=（指導書20）孔隙度=20%計算結(jié)果ER==%儲量評價：流度；10^3um2/屬于高流度的油藏地質(zhì)儲量：*10^7t屬于中型的油田，在這個中型范圍內(nèi)，屬于較小的地質(zhì)儲量豐度：N/A=*10^7/=*10^4 t/km2屬于高豐度的油藏油氣井產(chǎn)能：C1C2C3穩(wěn)定日產(chǎn)t/d245240120井深m485548304915千米日產(chǎn)t/C1，C2千米日產(chǎn)均大于15，屬于高產(chǎn)C3則屬于低產(chǎn)（15）三井平均為： 屬于高產(chǎn)儲層埋深：三個井的儲層中間埋深都大于4000m，是個典型的超深層儲層。 H：厚度，由指導書2資料的三口井，C1，C2為40m,C3油層厚度30m,由于厚度的不同，采用加權平均計算儲量。綜上，天然能量包括彈性能和溶解氣的能量。 油氣水的常規(guī)物性及高壓物性 由于資料嚴重不足，在這里只能根據(jù)現(xiàn)有資料和經(jīng)驗資料得到部分原油的物性和地層水的物性。二 油藏流體性質(zhì)分析 油氣水關系： 該油藏由于油藏平均壓力大于泡點壓力（10Mpa），所以屬于一個未飽和油藏。粒度組成：指導書15粒徑mm101055221含量%根據(jù)《油層物理》109頁粒度組成分布圖及累計分布圖，可以確定該砂巖的分選性，分選程度較好。圖為斷層走向與巖層走向基本一致，由于油水界面的海拔高度在4830m,所以斷層1的封閉性與油藏無關。但是構(gòu)造圖是以海拔為基準，平臺高出地面6m,地面海拔94m，(6+94)=3斷層研究 斷層走向為南西向北東方向延伸，斷層的傾向則平面上垂直于走向為北西—南東向。=*；sinA=A= 約為3度陡坡平緩度L長’’=5*sinB=B=2 圈閉研究 （如圖）圈閉面積=圈閉閉合高度=150m劃分圈閉油水界面：根據(jù)知指導書資料2，—=，—=，底層電阻率發(fā)生明顯變化。 構(gòu)造的參數(shù)長軸長度：L長=26*短軸長度：L寬=*L長：L寬=：=：1因此，該背斜為短軸背斜； 構(gòu)造走向背斜為南西至北東方向斷層為從南西至北東方向，位于背斜北西翼的斷層在延伸方向上有所偏轉(zhuǎn) 構(gòu)造頂面緩坡平緩度：L長39。 命名偏南東方向的斷層為斷層1，偏北西方向德斷層為斷層2 斷層1的斷距：h=[()*()()()]^(1/2)= 由圖可知斷層1在地層5000m就開始發(fā)生斷裂，斷層類型為走向斷層。儲層巖石物性特征分析礦物組成指導書14成分石英長石巖屑泥質(zhì)灰質(zhì)含量76%4%20%5%7%確定為巖屑質(zhì)石英砂巖。 儲層敏感性分析由指導書17，速敏指數(shù)Iv=；水敏指數(shù)Iw=對照《油層物理》P169,65,66表，可以判定該砂巖儲層為弱速敏，弱水敏。油水界面先前已經(jīng)確定在海拔4830m處。由于地層的壓力情況表較穩(wěn)定，可以不考慮地層異常壓力的能量。面積：由CUGB油藏沙層頂面構(gòu)造圖，在圈定了油水界面4830m的界限后，連同北西側(cè)的封閉性斷層圈定了圈閉。 指導書10, 加權平均計算后得到結(jié)果N=10^7 噸 天然氣儲量的計算： 由于是未飽和油藏，只有溶解氣， N=G/GOR 根據(jù)指導書6，7，8的試采資料，GOR的值為100，101或102，相差很小，為方便計算我們同意取100。但，可以通過進行地質(zhì)建模以后，用suffer等軟件進行分析。 至于溶解氣，由于有氣體的存在很難計算和控制開采的速度，并且溶解氣驅(qū)不利于提高采收率，那么在這套開采方案中，即使利用天然能量，也放棄溶解氣驅(qū)的使用。但是速度過快可能會損害油井附近的儲層，到后期反倒不利于生產(chǎn)，所以我們還是將其控制在上述范圍之內(nèi)。那么簡單的列下表，表示出在不同的生產(chǎn)壓差下的有關井的參數(shù)。油井盡量通過高點。（3） 若注水井布于北西側(cè)，南東側(cè)的更大面積的含油區(qū)域?qū)⒚媾R向南東方向的流場，有可能會驅(qū)散出圈閉，降低采收率。CUGB油藏開發(fā)方案設計表方案開發(fā)方式采油速度井網(wǎng)類型井距m總井數(shù)油井數(shù)注入井數(shù)單井日產(chǎn)m3油藏日產(chǎn)m3油藏年產(chǎn)m3開采年限油藏年注Ⅰ注水3%排狀407126633變化Ⅱ天然+注水3%排狀407126633變化Ⅲ天然+注水4%排狀57563325變化開發(fā)方案設計思想： 我們以前設計的開發(fā)方案，都是設定注水量，到最后含水率上升，在注水量不變的情況下，采收速度必會下降，那么開發(fā)年限就越來越長，花費成本巨大。增大產(chǎn)液量固然要以注水量的增大為基本，另外調(diào)整生產(chǎn)壓差，增大采液指數(shù)（通過改善表皮或是增大滲透率）也是可行的措施。以下分別為利用天然能量的開發(fā)指標和人工注水開發(fā)指標。但是，本方案仍然用年末的指標值進行計算，原因有兩個：（1） 在開發(fā)年限內(nèi)，任意相鄰的兩年年末Sw和fw都相差不多，若用作圖法畫出回歸曲線求解年中平均值或直接用第i年年末和第i+1年年末的指標平均計算第i+1年的年平均指標，相差很微小，可是做近似相等。這也是現(xiàn)場注水驅(qū)油中往往比要求的水量多注一些的原因。但是這樣的近似可以看作是一種平均的效果，因為，一開始含水飽和度和含水率都較低，產(chǎn)水量極少，這樣計算，初期雖然的確有水產(chǎn)出，但是量極少，以fw39。注水方面：方案2方案3方案1井數(shù)：方案3最少，方案1和2相同。總利潤上更是方案3占優(yōu)勢，遠遠領先于其他兩個方案。首先，由于開發(fā)年限25年和4%的開發(fā)速度，要求單年注水量較同時期的另外兩個方案要大，并且由于井數(shù)的少，單井的注水量（產(chǎn)液量）也要比另外的兩個方案在同時期高出很多。但是一旦生產(chǎn)壓差放大，井底流速過快，可能造成出沙，井筒損壞等情況，所以可能要增加投入上措施預防和補救這類可能的情況。但這次設計受到“開發(fā)速度”這個概念的啟發(fā)，我大膽的嘗試了“恒定產(chǎn)油量”的開發(fā)方式，即“恒定穩(wěn)產(chǎn)”的開發(fā)，靠改變注入量和產(chǎn)液量來滿足恒定產(chǎn)油速度的要求，這樣也能更加認為的控制了開采年限。 編者：宋 博