海洋石油开采工程课程设计.doc

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1、海洋石油开采工程课程设计目录一、设计概要1二、基础数据1三、采油参数计算5四、注入水水源选择与水质要求7五、注入系统压力分析10六、注水井投（转）注措施及要求15七、注水井增注及调剖措施16八、注水井的日常管理要求16九、注水工艺方案总结及实施建议17十、参考文献17一、设计概要注水在我国的大多数油田开发中是一项十分重要的开采方式，对于补充地层能量，维持油田较长期高产稳产，是一种有效、易行的方法，对我国原油生产具有举足轻重的作用。在多油层、小断块、低渗透和稠油油藏注水开发方面，形成了适合油藏特点的配套技术。如何实现有效注水，确保注水水质合格，减少注水过程中的油层损害，减少

2、注水系统的腐蚀及降低注水能耗，是衡量注水技术水平的尺度。油田注水在注水开发方案确定之后，首先要依据油层物理性质和注水来确定注水水质标准，根据注水水质选定足量的水源、水处理技术、预测注水系统压力、进行注水水管柱优化设计、注水井投（转）注措施要求以及增效将耗措施和系统的生产管理要求等。本设计针对MD碎屑岩油藏低孔低渗等储层特性，采用注水开发，并着重对注水水质，注水系统压力分析和注水管柱进行设计。通过这次课程设计，了解开采工程基本设计思路、设计内容，掌握设计的基本方法、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。二、基础数据1、井深：2

3、670m油层静压：26.7MPa套管内径：0.124m油层温度：90℃恒温层温度：16℃地面脱气油粘度：30mPa.s油相对密度：0.84气相对密度：0.76水相对密度：1.0油饱和压力：10MPa含水率：0.4套压：0.5MPa油压：1MPa生产气油比：50m3/m3原产液量(测试点)：30t/d原井底流压(测试点)：15.35MPa抽油机型号：CYJ10353HB电机额定功率：37KW配产量：50t/d泵径：44mm冲程：3m冲次；6rpm沉没压力：3MPa抽油杆：D级杆，使用系数=0.8，杆径19mm，抽油杆质量2.3kg/m2、注水设计参数：油田储层属低孔、低渗岩

4、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。目前该油田对注水中悬浮固相颗粒直径处理采用的精细过滤设备精度为≤2μm。试验结果表明，该油田J2s层注入水中悬浮物大于0.75mg/L时，驱替1000倍孔隙体积的水后，岩芯损害程度平均为39.7%，而当悬浮物含量小于0.5mg/L时，注入水中悬浮物对岩芯的损害程度很小，平均仅为2%。3、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

5、的水敏性，但速敏较弱，无酸敏。表1某油田储层粘土矿物统计泥质含量%粘土矿物相对含量%KCI/SI7.24139.39.7104、该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)。表2某油田原油物性密度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0.81380.87<-23.365.8272.6973.82.454.31.628.40.037082895、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某油田基础数据表

6、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油层温度℃266726.318.18.20.81381.0291.7321.00281.1表4某油田油井生产情况方式单井日产(m3/d)气油比(m3/t)生产压差(MPa)自喷2027156、配产、配注根据开发方案的要求，该油田各个开发阶段的配产预测情况见表5。该油田开发历程中，不存在后期的大幅度提液强采情况，气产能和注水的高峰期为开发的初期，此时，采油井平均单井日产20t，日产油平均499t，注水井平均单井日注41.7m3。采油速度3.2%，允许最低流

7、压20.5MPa，允许最大生产压差为6.26MPa。7、由于该油田未搞试注，无实测的吸水指数资料，因此，依据地质开发方案所提供的吸水指数与采液指数的关系进行预测计算。其预测结果见表6。8、地层破裂压力梯度据M1、M3、M139井压裂资料测算，该油田的破裂压力梯度在0.0189～0.0207MPa/m范围，平均0.0198MPa/m。油层中部深度H＝2675m，考虑管柱摩阻。9、注水管柱强度设计基础数据27/8"平式油管：D＝7.3cm；d＝6.2cm；t1＝0.1412cmδ＝0.551cm；m(壁厚系数)＝0.875两种管材