注水工艺方案设任务书(石工2009级用).doc

注水工艺设计任务书 碎屑岩油藏注水工艺设计 西南石油大学石油工程学院 2013年3月 某油田碎屑岩油藏注水工艺设计 目的及要求 目的：通过对某油藏J2s储层注水工艺设计，了解注水工艺方案的基本设计思路、设计内容，掌握方案设计的基本方法、步骤以及设计中所涉及的基本计算，加强系统的工程训练，培养分析和解决实际工程问题的能力。 要求：根据某油藏基础数据和设计要求，完成注水工艺方案的设计并总结和编写出“注水工艺方案设计”报告。 要求对以下内容进行设计： (1)油田注水开发可行性分析 (2)注入水水源选择与水质要求 (3)注水工艺参数设计 (4)注水管柱设计 (5)注水井试注、投(转)注措施要求 (6)注水井增注及调剖措施 (7)注水工艺方案总结及实施建议 设计所需的基础资料和数据 1.某油藏主要地质特点 (1)构造圈闭较完整，但面积较小，储量较小，天然能量不足 该油藏圈闭面积7.0km2，含油面积9.4km2，平均有效厚度16m，可采储量178.5×104t，其弹性采收率3.63%，溶解气驱采收率12.2%。 (2)储层物性差，潜在伤害因素复杂，油藏压力偏低，地层压差较小，但原油物性好，油气比高 该油藏J2s储层属低孔、低渗岩屑砂岩储层，其平均孔隙度只有15.08%，平均渗透率仅有25.95×10-3μm2。其主要流动喉道半径平均为4～5μm。由于储层孔隙喉道不规则，喉道半径小，极易受到入井液中固相颗粒造成的堵塞伤害。 (3)储层岩石敏感性 储层粘土含量较高(主要含高岭石、绿泥石等敏感性较强的粘土矿物，见表1)；因此具有中等～中等偏强的水敏性(水敏指数0.5－0.59)，但速敏较弱，无酸敏。 表1 油藏J2s储层粘土矿物统计 泥质含量% 粘土矿物相对含量% K C I/S I 7.2 41 39.3 9.7 10 (4)储层岩石润湿性 岩石润湿性测定表明，水排比为100%，油排比为0%，属强亲水。 2.原油性质 油田的原油物性较好，表现为低密、低粘(50℃时1.91mP.s)、低凝的“三低”特性(见表2)。但原油中高碳蜡含量高，井筒结蜡严重 表2 油田原油物性 项目 密度g/cm3 粘度mP.s 凝固点℃ 含蜡量% 胶质沥青% 含硫% 初馏点℃ 蜡熔点℃ 地面 地下 总蜡量 高碳蜡 一般蜡 高碳蜡 相对 绝对 某油田 0.8138 0.87 -2 3.3655.82 72.80 73.8 2.45 4.3 1.62 8.4 0.03 70 82 89 3.油藏压力 该油田油层压力系数偏低(0.995～1.002)，油气比高，地饱压差小(见表3、表4)。 表3 油田基础数据表 项目 开采层位 油层中深m 地层压力MPa 饱和压力MPa 地饱压差MPa 原油密度g/cm3 气体相对密度g/cm3 原油体积系数 水密度g/cm3 原油粘度(地下) mPa.s 某油田 J2s 2675 26.3 18.1 8.2 0.8138 1.029 1.732 1.002 81.1 附表4 油田油井生产情况 方式 单井日产(t/d) 气油比(m3/t) 生产压差(MPa) 油层温度℃ 自喷 20 271 5 81.1 4.主要开发指标 根据开发方案的部署该油田实行注水保持地层原始压力开发，采用五点法面积注水，井距350m，总数50口，其中采油井25口，注水井25口，注采比1：1。第一年平均单井配产20t/d，年产能力16.47×104t，采油速度3.2%。稳产2.5年，开发指标预测见表5。 表5 油田开发指标预测 开采时间(a) 井数(口) 平均单井日产油量(t) 日 产 油 (t) 年 产 油 (104t) 累 积 产 油(104t) 日 产 气 (m3) 累 积 产 气(104m3) 日产水(m3) 累 积 产 水(104m3) 采油速度(%) 采出程度(%) 含水率(%) 采油井 注水井 1 25 25 20.0 499 16.47 16.47 135229 4463 4 0 3.2 3.2 0.8 2 25 25 19.8 496 16.43 32.90 134416 8916 8 0 3.2 6.5 1.6 3 25 25 19.5 487 16.25 49.15 131977 13320 15 1 3.1 9.7 3.0 4 25 25 18.0 450 15.54 64.69 121950 17531 26 1 2.9 12.8 5.4 5 25 25 16.3 406 14.10 78.79 110026 21352 43 2 2.6 15.6 9.6 6 25