油藏开发方案设计
实例分析油藏开发方案调整对策
实例分析油藏开发方案调整对策史南油田史深100块沙三中段低渗透油藏自1994年投入开发，1995年按400×283m的反九点面积井网整体转注，历经14年的滚动勘探开发，取得了较好的开发效果。
但随着挖潜调整的深入，史深100主体老区油水井受长期的反复改造、高压注水等因素影响，导致井况恶化、井网适应性变差，地层能量持续下降等一系列注采开发矛盾，严重影响了油藏潜力的发挥。
为进一步提高油田开发水平，有必要对该油藏开发方案调整对策进行研究，制定有针对性、适应性的开发调整对策，用于指导今后史深100断块的开发。
1 层系调整可行性研究1.1 局部区域中1、中2砂组均具有一定的物质基础根据中1砂组、中2+3砂组在储层中部F2断层两侧中1砂组、中2+3砂组油层厚度均在10m以上，计算区域面积2.48km2，细分层系后，各层系主力层突出，具有一定的油层厚度和剩余可采储量。
中1段平均油层厚度10.1m，主力层主要为中14、地质储量175.0×104t，目前剩余储量丰度63.6×104t/km2，剩余可采储量23.9×104t；中2+3段平均油层厚度14.9m，主力层主要为中21、地质储量267.1×104t，目前剩余储量丰度88.7×104t/km2，剩余可采储量29.1×104t。
1.2 储层物性较好，隔夹层稳定分布细分层系区域主要为主力层中14、中21储层发育核部，沉积微相属于水道微相带上，区域内储层物性相对较好，平均空隙度19.4%，渗透率13.6×10-3μm2。
另外，根据储层特征研究成果，史深100断块砂层组之间隔层分布稳定，中1段和中2段之间平均隔层厚度为36.5m。
1.3 各层系均具有一定的产能根据投产或改层单采中14小层或中21小层的油井生产情况分析各层系均具有一定的产能，统计投产或改层单采中14小层的油井有10口，平均单井初产11.4t/d，平均采油指数0.11t/d.MPa.m；投产或改层单采中21小层的油井有63口，平均单井初产14.2t/d，平均采油指数0.14t/d.MPa.m。
油田开发方案设计-第4章-储量计算及储量评价
F
G
非工业 价值
资 源 量 远景资源量（Speculative、Undiscovered） 是根据地质、地球物理、地球化学资料统计或类比估算的随地质认识程 尚未发现的资源量。它可推测今后油（气）田被发现的可能 度增加，储量逐渐落实 性和规模的大小，要求概率曲线上反映出的估算值具有一定 合理范围。
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储量丰度,104t/km2 油藏埋深,m 原油密度,g/cm3 原油粘度,mPa·s 原油凝固点,℃
储量综合评价评价指标集的确定
储层 物性 渗透率 孔隙度 含油饱和度 储层 分布 储量丰度 油藏埋深 有效厚度 流体 性质 油藏 形状 地层原油粘度 地层原油密度 油藏长宽边比 油藏形状因子 反映储层渗流能力的大小 反映储层岩石的储集空间大小 反映原油在含油层系中的富集程度 储量综合评价的重要指标，反映储层的开发潜力 决定储层能否产生工业油气流的重要指标 反映储层丰度的重要计算指标 原油在地层流动时受到的内部摩擦力，反映原油流动能力大小 地层条件下单位体积原油的质量 油藏所在最小矩形框架内的短边与长边的长度比值 油藏形状系数与油藏形状配合度的乘积，反映井网的完善程度 （油藏形状系数－－反映油藏形状的常数；油藏形状配合度－－反映实际油 藏形状与规则几何图形的吻合程度） 反映油藏单井产能大小 反映油藏单井产能、单位厚度、单位压差下的产能大小
41油藏地质储量的分级分类单位面积储量10tkm埋深千米产量tkmd油层每米产量2001002530低于国内现行油价1002006010015252030低于国内油价10050356010151525低于国际油价10050153504101520高于国际油价技术可行50150415高于国际油价技术很难难开发储量可供开发储量34原油储量的难动用储量评价标准41油藏地质储量的分级根据原油储量的采油成本产能采收率丰度等划分评价指标天然能量注水开发蒸汽吞吐蒸汽吞吐蒸汽驱1400153233348475270007911817823614000560610741022700029031038050单井经济极限产量经济极限产油量10t经济极限采收率500天然能量注水开发蒸汽吞吐蒸汽驱10001500200025003000原油价格元吨1015500天然能量注水开发蒸汽吞吐蒸汽驱10001500200025003000原油价格元吨不同开发方式下的经济极限采收率单井产油量与原油价格关系6年内收支平衡时表外地质储量64892待核销地质储量3634210待落实地质储量3765611已落实地质储量268897773641油藏地质储量的分级三我国存在的各种特殊油气资源矿种我国已探明难动用储量的分布情况总349108t可采66108t原始可采储量已发现资源量原始地质储量非可采体积量已探明可采储量未发现资源量未来原始地质储量未探明可采储量探明已开发可采储量探明未开发可采储量概算可采储量可能可采储量累积产量剩余可采储量正建设待投产管后储量次商业性正生产关闭我国油气资源与储量的分类分级框图油气总资源量38油藏地质储量的分级油藏储量的测算方法油藏地质储量计算油藏可采储量评价第四章储量计算及可采储量评价重点内容3942油藏储量的测算方法一储量计算方法分类
石油行业智能化石油勘探与开发方案
石油行业智能化石油勘探与开发方案第一章概述 (3)1.1 石油行业智能化背景 (3)1.2 智能化石油勘探与开发的意义 (4)1.3 本书结构及内容安排 (4)第二章石油勘探智能化技术 (4)2.1 地震数据处理与分析 (4)2.1.1 数据采集与传输 (5)2.1.2 数据处理 (5)2.1.3 数据分析 (5)2.2 储层预测与评价 (5)2.2.1 储层参数预测 (5)2.2.2 储层评价 (5)2.3 钻井液设计与管理 (5)2.3.1 钻井液配方设计 (5)2.3.2 钻井液功能监测与优化 (5)2.4 钻井参数优化 (6)2.4.1 钻井参数预测 (6)2.4.2 钻井参数调整 (6)2.4.3 钻井参数优化策略 (6)第三章石油开发智能化技术 (6)3.1 油藏建模与模拟 (6)3.1.1 油藏建模 (6)3.1.2 油藏模拟 (6)3.2 油藏开发方案优化 (7)3.2.1 开发方案设计 (7)3.2.2 开发方案调整 (7)3.3 生产过程监控与优化 (7)3.3.1 生产数据采集与处理 (7)3.3.2 生产过程优化 (7)3.4 非常规油气资源开发 (7)3.4.1 资源评价与预测 (7)3.4.2 开发技术研究 (8)3.4.3 开发方案优化 (8)第四章数据采集与处理 (8)4.1 数据采集技术 (8)4.2 数据预处理 (8)4.3 数据挖掘与分析 (8)4.4 数据可视化 (9)第五章人工智能在石油勘探与开发中的应用 (9)5.1 机器学习在石油勘探中的应用 (9)5.1.1 背景及意义 (9)5.2 深度学习在石油开发中的应用 (9)5.2.1 背景及意义 (10)5.2.2 应用案例分析 (10)5.3 计算机视觉在石油行业中的应用 (10)5.3.1 背景及意义 (10)5.3.2 应用案例分析 (10)5.4 自然语言处理在石油行业中的应用 (10)5.4.1 背景及意义 (10)5.4.2 应用案例分析 (10)第六章智能化石油勘探与开发平台 (11)6.1 平台架构设计 (11)6.1.1 设计原则 (11)6.1.2 架构设计 (11)6.2 关键技术模块 (11)6.2.1 地质数据解析模块 (11)6.2.2 物探数据解析模块 (11)6.2.3 钻井数据解析模块 (11)6.2.4 模型训练与评估模块 (12)6.2.5 决策支持模块 (12)6.3 平台实施与部署 (12)6.3.1 系统集成 (12)6.3.2 网络部署 (12)6.3.3 硬件资源配置 (12)6.3.4 软件开发与部署 (12)6.4 平台运行维护 (12)6.4.1 系统监控 (12)6.4.2 数据更新与备份 (12)6.4.3 模型优化与更新 (12)6.4.4 用户培训与支持 (12)第七章智能化石油勘探与开发项目管理 (13)7.1 项目管理流程 (13)7.1.1 项目启动 (13)7.1.2 项目规划 (13)7.1.3 项目执行 (13)7.1.4 项目监控 (13)7.1.5 项目收尾 (13)7.2 项目风险分析与管理 (13)7.2.1 技术风险 (13)7.2.2 资源风险 (13)7.2.3 管理风险 (14)7.2.4 市场风险 (14)7.3 项目进度监控与调整 (14)7.3.1 制定进度计划 (14)7.3.3 进度调整 (14)7.4 项目评估与优化 (14)7.4.1 项目成果评估 (14)7.4.2 项目过程评估 (14)7.4.3 项目优化 (14)第八章智能化石油勘探与开发人才培养 (15)8.1 人才培养模式 (15)8.2 课程设置与教学方法 (15)8.3 实践教学与产学研结合 (15)8.4 人才培养评估与改进 (16)第九章智能化石油勘探与开发的安全与环保 (16)9.1 安全生产管理 (16)9.1.1 安全风险识别与评估 (16)9.1.2 安全防范措施 (16)9.1.3 安全生产监管 (17)9.2 环保措施与技术 (17)9.2.1 污染防治技术 (17)9.2.2 清洁生产技术 (17)9.2.3 环境监测技术 (17)9.3 安全与环保监管 (17)9.3.1 政策法规制定 (17)9.3.2 监管体系建立 (18)9.3.3 监管执法力度 (18)9.4 安全与环保教育与培训 (18)9.4.1 安全教育与培训 (18)9.4.2 环保教育与培训 (18)9.4.3 安全与环保宣传教育 (18)第十章智能化石油勘探与开发的发展趋势 (18)10.1 技术发展趋势 (18)10.2 行业发展趋势 (18)10.3 国际合作与竞争 (19)10.4 政策与法规影响 (19)第一章概述1.1 石油行业智能化背景全球能源需求的不断增长，石油行业作为我国国民经济的重要支柱产业，面临着日益严峻的资源约束和环境保护压力。
油藏开发方案
油藏开发方案1. 引言本文档旨在为油藏开发提供一个详细的方案。
通过分析油藏特征、采用合适的油藏开发技术和管理措施，实现最大化的油藏开发效益。
2. 油藏特征分析在进行油藏开发之前，需要对油藏进行详细的特征分析。
这包括油藏的地质构造、储层特性、油藏开发潜力等方面的分析。
特征分析的结果将为后续的油藏开发方案制定提供基础。
3. 油藏开发技术选择根据油藏特征分析的情况，我们可以选择合适的油藏开发技术。
常见的油藏开发技术包括常规采油、增注采油、压裂和水平井等。
根据油田的实际情况和经济效益，综合考虑各种技术选择。
3.1 常规采油技术常规采油技术是最常见的油藏开发技术之一。
通过钻井从地面注入水或气体来增压，推动原油向井口流动。
常规采油技术适用于储层较为均匀和渗透率较高的油藏。
3.2 增注采油技术增注采油技术是通过注入一定浓度的化学物质或水进入井筒，以增加吸附原油或调整油层渗透率来增加原油产量。
该技术适用于渗透率较低、油藏开发程度较高的油藏。
3.3 压裂技术压裂技术是通过人工造裂，在储层岩石中注入高压液体，使岩石破裂，增加岩石渗透性，促进原油流动。
该技术适用于渗透率较低、不适合常规采油的油藏。
3.4 水平井技术水平井技术是将井筒在储层内进行水平延伸，以增加开采面积，提高油藏开发效果。
该技术适用于特殊储层构造或低渗透率的油藏。
4. 油藏开发管理为了确保油藏开发的顺利进行，需要制定一套科学合理的油藏开发管理措施。
4.1 设备维护与更新定期对油田设备进行维护与更新，确保设备的正常运行和高效工作。
4.2 人员培训和管理加强对油田开采人员的培训和管理，提高他们的专业素养和工作水平，确保开采工作的安全和效率。
4.3 生产监控和数据分析建立完善的生产监控系统，及时收集油藏开发过程中的关键数据，并进行分析评估，为后续决策提供依据。
4.4 环境保护措施油藏开发过程中，要严格遵守环境保护法律法规，采取有效的环境保护措施，减少对周边环境的影响。
西南石油大学油藏工程方案
前言油藏工程课程设计是石油工程课程设计的一部分，是本专业重要的教学环节之一。
课程设计的主要目的是：综合学生三年来基础课，技术基础课和专业课所学的理论知识，以及生产实习所获得的知识，对给定的油藏，进行油藏工程设计，从而接受油藏工程师的初步训练和工程意识的培养。
由于学生平时所学知识都是分门别类和抽象的，与实际应用还相差甚远，如何把这些知识综合起来，并应用于生产实践，学生需要一个理论联系实际和锻炼工程能力的学习环节，课程设计便是实现这一目的的良好机会。
世界上没有完全相同的两个油藏，因此，通过一次课程设计，不可能解决所有的工程问题。
但是，世界上也没有完全不同的两个油藏，每一个油藏工程设计都要经历类似的步骤和程序，油藏工程设计的方法和原理都是相通的，因此，任何一个油藏的工程设计都能够让学生得到油藏工程师最基本的训练。
油藏是一个深埋地下而无法进行直接观察和描述的地质实体，人们所说的油藏都是根据各种间接资料所描述出来的概念模型。
资料有多寡，思路有不同，方法也迥异。
因此，不同时间，不同人做出的油藏工程设计也必将有所不同。
油藏工程的课程设计并不要求学生拘泥于局部的细节，而是要学生对设计有一个宏观和整体的把握。
只要设计思路正确，设计最大限度地使用了现有资料，并灵活运用了所学理论和方法，设计就是一个好的设计，课程设计也就达到了预期的目的。
一个油藏的发现是以油藏上第一口油井的出油为标志的，第一口出油井通常称为发现井。
在油藏被发现以后，即进入油藏开发阶段。
一个油藏的开发，大致要经历以下几个阶段：油藏发现、油藏评价、开发方案设计与实施、开发监测与调整，油藏废弃。
油藏开发之前，首先要做开发方案设计，对油藏开发做出全面部署。
油藏往往并不是孤立存在的，在同一地质背景下形成的若干个油藏组成一个油田。
石油开发实际上并不是以一个油藏为研究对象的，而往往以一个油藏组合即一个油田为研究对象，所以，以油藏工程设计在矿场上通常被成做油田开发设计。
(完整版)油田开发方案及原理
3 开发阶段
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4 调整阶段
开发初期，从生产井取得的信息有限， 还不能完整地描述油田的地质及工程情况。 随着开发过程的进行，生产井数的增加，获 得的信息也逐步地增多，原有的地质认识必 须进行修正,相应的开发方案也必须进行修改 和调整。
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第一节 油田地质储量
油气储量是油气田开发的物质基础。
阶段 预探阶段 评价阶段 开发阶段
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4. 水驱特征曲线法 适用条件：油藏含水率达到一定程度（如50%）
以后。 方法：利用油藏的累积产水量和累积产油量在
半对数坐标上存在明显的直线关系外推到含水率为 98%时求出油藏的可采储量。
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❖ 计算地质储量的容积法
（1）原油的地质储量
（2）溶解气的地质储量
N=100AhSoio/Boi
控制的情况下计算出的储量。用途：是进行滚动勘探与开发的依据 精度：相对
误差应小于30%。
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❖ 地质储量：是指在地层原始条件下，储集层中 原油和天然气的总量。
表内储量：指在现有技术和经济条件下，具有开 采价值并能获得社会经济效益的地质储量。
表外储量:指在现有技术和经济条件下，开采过程 中不能获得社会经济效益的地质储量
=100Ah（1-Swi）
o/Boi
式中：N
原油地质储量，104t；
A含油面积，km2；
h平均有效厚度，m；
对于油田，天然气储量可能 包含两部分：自由气和溶解 气，无气顶油藏则仅有溶解 气部分，其储量由下式确定
平均有效孔隙度，f；
：
Swi 平均束缚水饱和度，f； o 平均地面脱气原油密度，
一、静态计算方法-容积法
容积法是计算油气藏地质储量的主要方法，应用 最广泛。它适用于不同的勘探开发阶段、不同的圈 闭类型、不同的储集类型和驱动方式。对于大中型 构造砂岩油气藏，计算精度较高。
低渗透油藏开发方法
02 低渗透油藏的渗流特征
2.低渗透储层岩石比表面积大
岩石的比表面积是度量岩石颗粒分散程度的物理参数。 一般岩石颗粒越细、越分散，比表面积就越大;反过来说，比表面积越大，颗粒越细、 越分散，渗透率就越低。
3.低渗透储层毛细管力对渗透影响显著
低渗透储层是由无数小颗粒和无数小孔道组成，这些小孔道可以看作众多直径不同的 毛细管。当油水在这些毛细管中流动时，由于油水对毛细管壁润湿性不同，在油水界 面上产生毛细管力，毛细管力表达式为: pc 2 cos
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低渗透油藏开发特征
低渗透油藏的储层物性差、岩性变变化大、孔隙结构复杂、非 均质性严重、天然能量低等特点，决定了低渗透油藏在开发过程中 具有与中、高渗透油藏不同的开发特征。
03 低渗透油藏的开发特征
低渗透油藏天然能量开发阶段压力、产量统计表
产量年递减率：在25%~45%之间，平均最高可达60% 每采1%储量压降：3.2~4.0MPa
04 低渗透油藏开发对策
1
主要问题：暴性水淹 解决方法：采用沿裂缝注水的线状面积注水方式, 井距适当加大,排距适当缩小。为了沿裂缝先形成 水线,注水井要先间隔地排液拉水线，排液井水淹 后转注,形成线状注水方式。排液井转注后，采油 井要逐题：渗流阻力大、能量消耗快、 压力产量不断下降。 解决方案：早期注水或超前注水保持 地层压力开采
具有裂缝的低渗透油藏吸水能力强裂缝性砂岩油藏注水后,注入水很容易沿裂缝 窜进,使沿裂缝方向的油井很快见水,甚至暴性水淹这是裂缝性砂岩油藏注水开发的普 遍特征。
火烧山油田第三批上返注水井
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低渗透油藏开发对策
低渗透油藏由于其油层物性和渗流规律的特殊性，需要在开发过 程中从各个方面进行仔细研究，优选出合理的开发策略和对策。
地下油藏高效开发方案调查
地下油藏高效开发方案调查地下油藏是全球能源产业的重要组成部分，为了满足不断增长的能源需求，高效地开发和利用地下油藏变得至关重要。
本文将调查并探讨地下油藏高效开发方案，以提高油田开采效率并减少环境影响。
一、注水增产技术注水增产技术是一种采用注水来维持地下油藏压力、减少油井生产压力降低的开采方法。
通过注入高压水使油层回到原始压力状态，有效提高了地下油藏的开采效率。
注水增产技术在全球范围内得到广泛应用，并取得了显著的经济和环境效益。
二、水驱采油技术水驱采油技术是通过注入大量水来推动地下油藏中的石油向井口流动，从而提高采收率的方法。
这种技术已被广泛应用于不同类型的油田，特别是低渗透油藏和油层粘度较高的油田。
通过应用控制注水压力和水量以及合理选择注水井和采油井的布置等策略，水驱采油技术能够有效增加油田的产能。
三、CO2驱采油技术CO2驱采油技术是利用二氧化碳气体作为驱动剂注入地下油藏，以改变油藏地下物理化学性质，提高原油采收率的方法。
CO2驱采油技术已被广泛应用于许多油田，并取得了显著的经济和环境效益。
这种技术不仅能增加油井的采油率，还能有效地减少二氧化碳的排放，有助于应对全球气候变化。
四、水气共驱采油技术水气共驱采油技术是一种同时注入水和气体来驱动油藏中的原油向井口流动的方法。
这种技术可以有效提高油井的采油效率，并降低环境对水资源的消耗。
通过合理控制水和气体的注入量、注入位置和时间，水气共驱采油技术可以最大限度地提高油田的产能。
五、增材制造技术在油井完井中的应用增材制造技术是一种通过逐层叠加材料构建物体的技术，可以应用于油井完井中，以提高油井的产能和延长使用寿命。
增材制造技术可以根据特定需求定制成形，使油井的设计更加精确，并提高油井的耐久性和可靠性。
六、智能油藏管理系统智能油藏管理系统是一种通过传感器和自动化控制技术，对地下油藏进行实时监测和管理的系统。
它可以精确了解油藏内部的温度、压力、流速等物理参数，及时调整开采策略，提高开采效率，减少资源浪费。
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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 (4)2.1开发方式论证 (4)2.2 注入方式和时机选择 (4)3.开发层系与井网井距 (5)3.1 开发层系 (5)3.2 井型、井网与井距 (7)3.2.1 井型的确定 (7)4.开发井的生产和注入能力 (12)4.1 开发井的生产能力 (12)4.2注水井的注入能力 (13)5.采收率及可采储量 (14)5.1 采收率计算 (14)5.2 可采储量计算 (17)6.油藏工程方案比较与推荐 (17)6.1方案比较论证 (17)6.2推荐方案描述与推荐 (22)7.开发潜力与风险分析 (27)7.1 开发潜力 (27)7.2 风险分析 (27)8.方案实施要求 (28)8.1钻井及完井 (28)8.2油井投产要求 (28)参考文献 (28)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2.2 注入方式和时机选择M油藏油层主要呈条带状分布，形态不规则，同时油层受断层控制，为典型特低渗透非均质油藏，因此，采用面积注水方式比较适用。
鉴于油藏天然能量不足，宜采取早期注水措施。
图2.1油水相渗曲线3.开发层系与井网井距3.1 开发层系（1）一套独立的开发层系应该具有一定的储量，以保证油井具有一定的生产能力，h>10m,G>10万吨；（2）两套开发层系之间应具有良好的隔层，在注水开发条件下，两套开发层系不能够严格的分开，以避免层系之间发生水窜，影响分采效果；（3）同一开发层系内各小层的物理性质相似，尤其是渗透率相接近，以防注水过程中形成严重的单层突进；（4）同一开发层系内各油层的油水分布、原油性质、压力系统应当接近；（5）划分开发层系时，应当考虑当前采油工艺技术水平，同一油藏中相邻油层应当尽可能组合在一起，以便进行井下工艺措施，尽量发挥井下工艺措施的作用，不要将开发层系划分得过细，即可少钻井，又便于管理，又能达到同样的开发效果；（6）多油层油田当具有以下地质特征时，不能用一套开发层系开发：①储层岩性和物性差别大；②油气的物理化学性质不同；③油层的压力系统和驱动方式不同④油层的层数太多，含层段过大。
针对M1,M2井油层的发育特点及试采井生产特点，确定采用一套层系开发较为合理。
依据如下：(1)油层分布面积大、单储系数小该块Es33①油层含油面积面积4.74km2，单储系数小，为4.06×104t/（km2·m），故按一套层系进行开发较为合理。
(2)一套层系开发可使油井保持一定的生产能力Es33①油层平均有效厚度为4.07m，油层集中，按一套层系开发方可使油井保持一定的生产能力。
综上所述，Es33①油层按一套层系开发较为合理。
3.2 井型、井网与井距3.2.1 井型的确定应用水平井开发的可行性：(1)Es33①油藏条件适合部署水平井（见表3.1）表3.1 水平井静态参数筛选标准(2) 利用水平井开发同类型油藏已取得较好效果（见表3.2）表3.2胜利水平井应用效果统计表(3) 水平井可获得较高产能由于水平井控制面积大，相应增加了井筒的泄油面积，提高油井产能。
3.2.2 井网与井距的确定(1)井距的估算根据前苏联P·H季雅舍夫统计罗马什金油田不同渗透率层和泄油半径的经验关系式：Re=171.8+530K (3.1) 式中:Re—泄油半径，m；K—平均渗透率,小数。
Es33①断块平均渗透率为3.4×10-3μm2，由此计算其泄油半径为173.602m，则实际井距不应大于348m。
(2)经济合理井网密度的确定合理井网密度的确定，要综合考虑开发效果及经济效益。
随着井距减小、井网密度加大，水驱的控制程度及最终采收率增加，开发效果变好。
但是随着井网密度的升高，需要更多钻井，经济投入大大增加，将使经济效益变差。
因而在确定合理井网密度时，既要有较好的开发效果，同时又要在经济上有良好的回报和效益。
这就要求首先确定经济合理的井网密度。
首先利用投入产出理论确定经济极限井网密度及经济最佳井网密度。
经济极限井网密度是指总产出与总投入相等时的井网密度；经济最佳井网密度是指总利润最大时的井网密度。
一定井网密度下的总投入为：C in=AS(I D+I B+I C)(1+R)T/2 (3.2)该井网密度下的总产出为：C out=NE R w i C(P-O) (3.3)式中:A: 含油面积，km2；S: 井网密度，井/km2；R: 投资贷款利率；T: 开发评价年限，a，I D: 平均单井钻井投资，104元/井，I B: 单井地面建设投资，104元/井；I C: 采油工程投资，104元/井；E R: 水驱采收率；w i: 可采储量采出程度；P: 税后原油价格，元/t；O: 操作费, 元/t。
水驱采收率E R与井网密度的关系：E R=E D e-a/s (3.4)其中：a=100*0.1814/(k/u)0.4218 (3.5)式中：E R:驱油效率；a: 井网指数，井/km2。
根据投入产出，总利润为:G=NE D e-a/s w i C(P-O)-AS(I D+I B+I C)（1+R)T/2=A(I D+I B+I C)(1+R)T/2(ke-a/s-S) (3.6) 式中：k=NE D w i C(P-0)/A(I D+I B+I C)(1+R)T/2 (3.7)经济极限井网密度：ke-a/s-S=0 (3.8) 经济最佳井网密度：ka/(S2)e-a/s-1.0=0 （3.9）根据上述投入产出理论，结合研究区块的地质属性，从而得出经济合理的井网密度。
根据区块储层物性，储层平均渗透率15.24md，油相平均粘度2.11，可知a= 8.429井/km2 ；水驱油效率为0.45；原油价格选取近五年国际原油平均价格77.47美元/桶(3790元/吨)，应缴纳税费种及税率有增值税(17%)、教育附加费(取增值税的3%)、城市建设附加费(取增值税的7%)、企业所得税(25%)及资源税(原油24元/吨)。
原油增值税17%。
银行贷款年利率目前为 6.38%，单井投资总额(I D+I C+I B)取为434 万元。
开发评估年限为8 年，8 年内可采储量采出程度为0.8。
代入公式，得出经济极限井网密度为11.87 井/km2，经济最佳井网密度为8.87井/km2，经济极限井网密度及经济最佳井网密度如图 3.1及图3.2所示。
由于断块油藏非均质性较强，单井控制储量的能力较弱。
所以在保持一定的采油速度的前提下，应适当把井网密度加大，单井生产压差减小，并构成完整的注采系统，对提高该边底水油藏的采收率是有利的，故本研究中采用经济极限井网密度。
图3.1 利润随井网密度变化情况图3.2 利润偏导随井网密度变化情况4.开发井的生产和注入能力4.1 开发井的生产能力油气井以多大的产量投入生产，是一个十分复杂的技术经济问题，一般说来，应从以下几个方面加以考虑：（1）油气井产量必须大于经济极限产量；（2）Pwf>Pb或Pwf>Pd，以防止井底出现二相区而增加渗流阻力、消耗过多的驱替能量；（3）油气井产量不能过高、生产压差不能过大，不能在井底附近产生明显的非达西流动和井底坍塌以及套管损坏、井底出砂等工程问题；（4）油气井产量应充分利用油气藏能量并能发挥油气井产能；（5）井底流压应保证流体的有效举升；（6）油气井产量应能保证注入能力得到及时的补充面压力水平得到较好的保持。
注水开发中，产液量计算公式为：（4.1）式中：q L：井的产液量，t/d ；J L：采液指数，t/(d?MPa) ；：生产压差，MPa 。
根据油田M1和M2井的E3①s3 的单层试油试采以及油层物性流体PVT分析资料综合储层的产能特征，建立油组平均采油指数，作为方案设计产能的依据，见表4.1.最终单井产能为5.6t/d，见表4.2表4.1 采油指数井号有效厚度（m）地层压力（Mpa）流压（Mpa）生产压差（Mpa）日产油(t/d)采油指数(t/d·MpaM1 6.60 32.61 24.8 8.81 19.93 2.262M2 8.0 37.28 15 22.28 4.77 0.214表4.5 砂组单井产能砂层厚度（m）压差（Mpa）日产油(t/d) 干扰系数单井产能(t/d) E3①a37.6 10.6 13.94 0.55 5.64.2注水井的注入能力在确定注入能力时，主要考虑如下因素：（1）注入设备的承受能力（2）考虑注水井井底的破裂压力（3）考虑油藏的注采平衡按达西定律，吸水指数与采油指数比应等于油水流度比，满足下列关系：J吸/J油=K rw(S or)·u o·B o/K ro(S wi)·u w.(4.2)J吸=3.1m3/(d·Mpa）由于无际试水资料，取80%作为油组实际应用值，即J吸=2.48m3/(d·Mpa）。
根据平面径向渗流理论，并考虑低渗透储层启动压力梯度，可得驱动压差6.93Mpa。
根据Q注=2.48·（-6.93），得不同注入压力下的日注水量（见图4.1）。
油藏中深2876m，对应井口最大注入压力20Mpa图4.1 日注水量与注入压力关系曲线满足注采比1:1条件下，单井日注水最高为17m3/d 。
计算最大注水量32.4m3/d ，满足注水要求。
5.采收率及可采储量 5.1 采收率计算5.1.1采用经验公式法进行采收率的计算与标定 。
（1）经验公式1：0.13160.214289R o K E μ⎛⎫= ⎪⎝⎭（5.1）式中：E R －采收率，小数；K －平均渗透率，10-3μm 2； μ0—地层原油粘度，MPa 。