【正文】 N={NpBo(WeWp)Bo}/BoiCtΔ P，以該井的最低井底流壓 pwfmin 及穩(wěn)產時間大于 10 年為限制條件，當油井以某一產量生產，其井底壓力達到最小值時的生產時間大于 10 年，則認為油井的這一產量為該油田的穩(wěn)產產量。 采油成本估算 成本估算依據(jù) ①開發(fā)及地面 建設方案 ②全行業(yè)油氣成本資料 ③其他有關資料 本開發(fā)項目生產期分自然穩(wěn)產齊、調整穩(wěn)產期等階段 ①折舊費：固定資產形成率 80%，綜合殘值率 3%，綜合折舊年限為 9年，固定資產折舊費每噸原油 100 元。 06 級 油藏工 程課程設計 24 表 62 財務現(xiàn)金流量表（全部投資） （單位：萬元） 序號 項目 1 2 3 4 5 1 現(xiàn)金流入 產品 銷售收入 0 其他 0 0 0 0 0 合計 0 2 現(xiàn)金流出 勘探投資 5000 0 0 0 0 鉆井開發(fā)投資 30180 0 0 0 0 地面建設投資 9054 0 0 0 0 折舊費 0 儲量使用費 (油 ) 0 儲量使用費 (氣 ) 0 操作費 0 稅金 0 小計 44234 3 凈現(xiàn)金流量 44234 4 累計 現(xiàn)金流量 44234 序號 項目 6 7 8 9 10 1 現(xiàn)金流入 產品銷售收入 其他 0 0 0 0 0 合計 2 現(xiàn)金流出 勘探投資 0 0 0 0 0 鉆井開發(fā)投資 0 0 0 0 0 地面建設投資 0 0 0 0 0 折舊費 儲量使用費 (油 ) 儲量使用費 (氣 ) 操作費 稅金 小計 3 凈現(xiàn)金流量 4 累計現(xiàn)金流量 06 級 油藏工 程課程設計 25 7 結論 此次課程設計，我們了解了油藏工程設計的基本步驟與方法，掌握了儲量計算，產能評價及合理產能預測，能夠利用物質平衡方法對油田南區(qū)基本方案的生 產動態(tài)進行預測，在編寫此方案的過程中我們參考了《陜甘寧盆地中部油田南區(qū)初步開發(fā)方案》、《油藏工程課程設計指導書》、《油藏工程》等參考資料，此外，在設計過程中林加恩老師給予我們耐心的指導和幫助，在此表示忠心的感謝，由于我們水平有限，在方案中錯誤再所難免，希望老師批評指正。平均參數(shù)不僅可計算儲量，而且它是說明油田大小、儲層性質和原油性質的重要特征參數(shù)，在油田各項評價中必不可少。一般地說，六個參數(shù)對儲量精度影響是依次減弱的，其中含油面積和有效厚度對儲量計算的精度影響最大，勘探初期它們往往會出現(xiàn)成倍誤差，應特別引起注意。 06 級 油藏工 程課程設計 23 稅金 按產品銷售稅率的 18%計算 財務評 價 及結果 按照《建設項目經濟評價方法與參數(shù)》（第二版）規(guī)定的方法，依據(jù)前面所選定的參數(shù)進行財務評價，編制相近流量表詳見表二，主要財務評價指標見表一 表 61 財務指標匯總表 序號 項目 單位 結果 備注 1 財務內部收益率 % 所得稅后 % 所得稅前 2 投資回收期 年 3 財務凈現(xiàn)值 萬元 2634 4 投資利潤率 % 5 投資利稅率 % 評價結論 從評價結果可以看出，本項目具有一定的經濟效益，所得稅前的內部收益率為%，所得稅后的內部收益率為 %，均大于基準收益率 12%。 開發(fā)井投資 本油田開發(fā)鉆井 100 口，成本每米 5000 元，平均井深 3018 米，估算開發(fā)鉆井 投資為 30180 萬元。各種配產方法為油井和分階段實施方案配產提供了可靠曲線。 注采壓力系統(tǒng) 注水開發(fā)油田需要取得好的開發(fā)效果，除了合理的注采井網(wǎng)外，還要建立合理的注采壓力系統(tǒng)，需要滿足油田開采速度所需要的注采壓差，必須達到注采壓力系統(tǒng)的平衡。 開發(fā)指標的預測和評價 由于已知 pi=， pb=， pipb，則此油藏為欠飽和油藏，且該油藏的驅動方式為未飽和油藏的天然彈性水壓驅動。反七點法效益最差，同一井距五點法比反九點法效益好。 開發(fā)層系的劃分 開發(fā)層系的劃分，既要達到縱向上波及體積提高，又要有最佳的經濟效益，根據(jù)層系劃分原則，一個獨立開發(fā)的層系應該具有一定的地質儲量，根據(jù)容積法計算，四個層系的原油地質儲量分別為： 對 S1+ S2油層組： N1=100 =（ 104 t） 對 S3油層組： N2=100 =（ 104 t） 對 S34+S4油層組： N3=100 =（ 104 t） 對 S45+S5油層組： N4=100 =（ 104 t） 地質儲量： 06 級 油藏工 程課程設計 18 N=N1+N2+N3+N4= +++ =（ 104 t） 且四個層系相互獨立，又因為四個油層的孔隙度，含油飽和度相近，均屬低滲透型油藏，原油性質相近，屬于一個壓力系統(tǒng)，單井采油能力低等特點，可以設計一個開發(fā)層系分層注水，合層開發(fā)。m2）。 開發(fā)方案設計 .鉆采工藝設計和地面工程設計應協(xié)調銜接，確保油田開發(fā)系統(tǒng)的整體效益。這 9 年間持續(xù)注水， 100 口井共可獲得原油量為 ? 104t， 1990 年剛開始見水時，采出程度為 %。 km） （平均單井 產能計算見下部分） 1 千米井深穩(wěn)定日產油量屬于特低產水平 單位厚度采油指數(shù) t/d 平均有效孔隙度（用有效厚度作權系數(shù)Ф =∑ hjФ j/∑ hj） ( 1 1 .1 0 .1 3 + 1 3 .5 0 .1 3 + 1 4 .7 0 .1 2 + 1 0 .7 0 .1 3 ) ( 1 1 .1 + 1 3 .5 + 1 4 .7 + 1 0 .7 )= 0 .1 2 7? ? ? ? ? ? 油層滲透率的平均值 K= 平均束縛水飽和度 計算 平均束縛水飽和度 ，也可通過取芯并進行室內實驗，通過加權即可求得。選擇有效厚度的平均方法與油田地質條件和井點分布情況有關。它沿用的時間長，從發(fā)現(xiàn)油田到開發(fā)中期都可使用。從而有較多的原油呈簇狀殘留下來。原始條件下 原油體積系oiB = ,飽和壓力下的原油體積系數(shù) obB = ,原油壓縮系數(shù)o 1C 0 .0 0 9 1 5 6 M Pa? 原油粘度 oiU = m P a s 地層水性質：地層水壓縮系數(shù) w 1C 0 .0 0 0 4 9 7 M Pa? 原始含水飽和度 wiS = ,地層水粘度 wiU = 26m P a s 天然氣性質：本區(qū)天然氣屬于油藏伴生氣，在地下處于溶解狀態(tài)。 06 級 油藏工 程課程設計 3 2 油藏地質特征 油藏描述是對油藏動，靜態(tài)特征的綜合性技術研究 .油藏開發(fā)階段的不同 ,其描述目標與內容有很大差別 .開發(fā)早期油藏描述是綜合地質 ,測井 ,地震 ,巖芯及 滲流物性分析試采及生產測試等資料 ,研究整個油田的構造形態(tài) ,儲層巖相 ,結構特征及油藏基本參數(shù)的空間分布規(guī)律 ,計算原油地質儲量 ,估算油藏產能與產量 ,研究油藏開發(fā)過程中的參數(shù)變化 ,綜合構成對油藏的動 ,靜態(tài)特征的詳細描述 .其中靜態(tài)部分油藏地質特征描述 ,以下為馬嶺層狀低滲透油藏地質特征 . 油藏構造特征 馬嶺油田位于陜甘寧盆地東南部 ,天環(huán)向斜東翼 .構造 ” 基底 ” 是三疊系延長組頂部風化殼 .三疊系末期 ,印支運動使盆地整體抬升 ,延長組遭受風化剝蝕和切割 .古地形高低起伏 ,古河道 ,古殘丘縱橫分布，到侏羅系盆地整體下降，延 安組早期地層沿河谷以添平補齊方式層層超復于古殘丘 周圍， S1+S2 末期，溝谷基本添平， S3 及以上地層廣布其上，差異壓實結果，形成了與古潛山，古殘丘基本一致的披覆鼻狀構造。 生儲蓋組合： 該油藏位于陜甘寧盆地東南部，構造基底是三疊系延長組頂部風化殼，三疊系末期，印支運動使盆地整體抬升，延長組受風化剝削和切割，古地形高低起伏，古河道， 古殘丘縱橫分布，構造面積約 202000000 ㎡，閉合面 積 18800000㎡，閉合 高度 20— 30m，油層分布在平臺區(qū)和構造高的部位，在上傾方向由巖相變化而形成圈閉，為巖性構造油藏結合油藏的形態(tài)，水動力系統(tǒng)及開發(fā)特征，大體上把油田劃分為倆大類：層狀低滲透砂巖油藏和層狀特低滲透砂巖油藏。 我們主要研究了 油 田的概況及地質特征，應用各層的有效厚度，孔隙度及含 油 飽和度等參數(shù)求得儲量豐度進而確定各個小層的地質儲量。侏羅系地層首先沉積于這些河谷中，早期富縣組沉積期間，盆地繼續(xù)保持一段時間的上升，而后漸趨穩(wěn)定 。 06 級 油藏工 程課程設計 1 1 油藏概況 地理環(huán)境 該油藏層狀低滲透砂巖油藏，位于陜甘寧盆地南部，天環(huán)向斜東翼斜坡中部，油田探明面積主要分布在陜西，甘肅，寧夏境內，地 面海拔 1120— 1820m,含沙量大，