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常用公式1、(%)100)()(剩余可采储量采油速度当年年产油量当年油田剩余可采储量储采比==2、)()(小数累积累积注水量累积产水量累积注水量小数瞬时日注水量日产水量日注水量存水率=-==-= 3、%100⨯==地质储量累积产油量地质储量采出程度采出程度 4、%100⨯==可采储量累积产油量可采储量采出程度工业采出程度 5、%100⨯=地质储量可采储量采收率 6、%100%100)366(365⨯=⨯⨯=地质储量年产油量地质储量日产油地质储量采油速度 7、%100)366(365⨯-⨯=上年累积产油可采储量日产油剩余可采储量采油速度 8、()343410/)10(m t m t 气油比地质储量溶解气储量⨯= 9、%100%100)366(365⨯=⨯⨯=地质储量年产液量地质储量日产液采液速度 10、%1001⨯⨯---=阶段累积生产天数标定日产水平阶段措施产油阶段新井产油阶段合计产油自然递减率瞬时 11、%1001⨯---=上年产油措施产油新井产油年产油自然递减年均 12、瞬时阶段累积生产天数标定日产水平阶段新井产油阶段合计产油综合递减率=⨯⨯--=%1001 13、年均上年年产油新井产油年产油综合递减率=⨯--=%1001 14、口采油井总井数地质储量单井控制储量/)10(4t = 15、)/()()()(d t 油井开井数当月天数液月产油油井开井数液日产油液单井日产油⨯== 16、口采油井总井数剩余可采储量单井控制剩余可采储量/)10(4t = 17、含水率（含水或综合含水）=%100)()(⨯井口日产液量井口日产水量 18、含水率（含水或综合含水）=%100)()(⨯井口月产液量井口月产水量 19、含水率（含水或综合含水）=)%(100)()(为年均含水率或含水井口核实年产液量井口核实年产水量⨯ =%1001⨯-核实年产液量核实年产油量 20、含水上升率：瞬时=)(%100)/(无因次地质储量阶段产油量上年末含水率阶段末含水率⨯-含水上升率：年均=)(%100)/(规划上常用地质储量年产油量上年年均含水率年均含水率⨯- 21、井网密度=)/(2km 口含油面积油水井总井数 22、累积亏空()[])()(1034井口累积产水量体积换算系数井口累积产油量累积注水量+⨯-=m23、排水量=%100⨯累积注水量累积产水量 24、水驱指数=%100⨯⨯-体积换算系数累积产油量累积产水量累积注水量 25、输差=1—%100))(())((⨯产量水油井口产量水油核实 26、剩余可采储量=可采储量—累积产油量（104t ）27、体积换算系数=原油比重体积系数 28、油水井数比=注水井总井数采油井总井数 通常为 1：注水井总井数采油井总井数 29、油气比=()t m 3产油量产气量 30、折算丰度=()24/10km t 含油面积地质储量 31、月注采比=井口累积产水量体积换算系数井口月产油量月注水量+⨯ 32、累积注采比=井口累积产水量体积换算系数井口累积产油量累积注水量+⨯。
第二章油气藏工程参数计算及图版第一节气体状态方程在进行与天然气有关的能量及相平衡计算过程中，天然气的压力、体积及温度的计算是必不可少的。
联系气体的压力、体积及温度的方程，就称为气体状态方程。
一、理想气体状态方程根据波义耳（R. Boyle）—查理（J. A. C. Charles）定律和阿佛加得罗（Avogadro）定律，理想气体的压力P、体积V与气体的质量n、温度T成正比，所以，理想气体的状态方程可以用下式表示：PV＝nRT（１）式中：P—气体的绝对压力，MPa；V—气体的体积，m3；T—气体的绝对温度，K；n—给定压力P、温度T条件下，体积V中气体的摩尔数，mol；R—通用气体常数，其值取决于压力、体积及温度的单位，国际单位制中，其值为8.314³10-6 MPa²m3／(mol²K)。
所谓理想气体是指：（１）气体分子为无体积、无质量的质点；（２）气体分子之间无作用力（包括引力和斥力）。
在常温、常压条件下，一般的真实气体，用公式（１）进行计算，误差不超过5％。
压力越高、温度越低，则误差越大。
在压力不超过0.4MPa，温度不太低时（同常温相比），对一般的真实气体，公式（１）还是可以应用的。
当压力超过0.4MPa时，公式（１）的精确性进一步下降，这时，气体应看作非理想气体（或称真实气体）。
二、真实气体状态方程对于真实气体，不能使用理想气体状态方程进行计算，特别是高压气体，用理想气体状态方程进行计算，误差有时高达500％。
天然气是一种真实气体，它不服从理想气体状态方程，高压时必须对（１）式进行修正。
描述真实气体状态方程的关系式很多，工程上广泛采用的方法为：在理想气体状态方程中引入一个校正系数—压缩因子Z。
则（１）式变化为：PV ＝ZnRT （２）式中各项意义同前。
根据对应状态原理，在相同的对应状态（即气体具有相等的拟对比温度T pr 和拟对比压力P pr ）下的气体，对理想气体状态方程的偏差相同，即具有相等的Z 值。
表2-1 胜利油田××区块开发动用储量计算结果表区块层组储量级别含油面积km2有效厚度m孔隙度 %含油饱和度%地面原油密度g/cm3体积系数原始油气比m3/t单储系数×104t/（km2.m）石油地质储量×104t溶解气地质储量×108m3储量丰度×104t/km2可采储量×104t胜利油田××区块1 探明82.61 0.24150.68 0.83 1.12 11012.169875 254.10699 3.367683 31.76337375 179.369642 探明 2.85 0.24864 12.52968 285.676704 3.7860768 35.709588 201.6541443 探明 3.31 0.23646 11.915895 315.5328996 4.18176132 39.44161245 222.72910564 探明 3.27 0.23464 11.82418 309.3205488 4.09942896 38.6650686 218.34391685 探明 4.05 0.23562 11.873565 384.703506 5.0984802 48.08793825 271.5554166 探明 3.15 0.23296 11.73952 295.835904 3.9207168 36.979488 208.8253447 探明 3.42 0.23506 11.845345 324.0886392 4.29515064 40.5110799 228.76845128 探明 4.28 0.23569 11.8770925 406.6716472 5.38962424 50.8339559 287.06233929 探明 4.38 0.23989 12.0887425 423.5895372 5.61383724 52.94869215 299.004379210 探明 4.23 0.24066 12.127545 410.3961228 5.43898476 51.29951535 289.6913808注：以1号层组为例计算石油地质储量N=100Ahφ∮（1-Swi）Po/Boi=100×8×2.61×0.2415×（1-0.32）×0.83/1.12=254.10699×104 t溶解气地质储量Gs=10-4N×Rsi=10-4×254.10699×（110/0.83）=3.367683×108m3储量丰度Ω0=N/A=254.10699/8=31.76337375×104 t/km2单储系数 SNF=N/(Ah)=254.10699/（8×2.61）=12.169875×104 t/（km2.m）可采储量N可采=N×（1-Swi-Sor）/(1-Swi)=254.10699×(1-0.32-0.2)/(1-0.32)=179.36964×104 t表1-2储层按孔隙度分级表1-3 储集层按渗透率分级 等级 渗透率 10-3um 2评价 I 级 > 1000 渗透性极好 II 级 1000 - 100 渗透性好 III 级 100 - 10 渗透性中等 IV 级 10 - 1 渗透性微弱 V 级< 1非渗透性的表1-1 油藏几何参数及各小层物性参数表序号 油层顶深（m ）油层厚度（m ）含油面积（km 2）孔隙度 渗透率(10-3 um 2)1 2195 2.61 80.2415 85.05 2 2199 2.85 0.24864 153.006 3 2204 3.31 0.23646 189.588 4 2209 3.27 0.23464 244.482 5 2214 4.05 0.23562 254.268 6 2233 3.15 0.23296 280.896 7 2238 3.42 0.23506 217.098 8 2244 4.28 0.23569 169.092 9 2251 4.380.23989 146.244 10 22574.230.24066119.658 孔隙度，% 25-20 20-15 15-10 10-5 5-0 评价极好好 中等 差无价值表4-1 相对渗透率数据表sw kro Krw kro/krw fw 0.32 0.676 0 ------- -------- 0.352 0.609544 0.00187 325.95935829 0.052102110547 0.384 0.545376 0.00649 84.033281972 0.175******** 0.4160.4837040.013236.6442424240.328379181450.448 0.424528 0.02178 19.49164371 0.4789488348 0.48 0.367952 0.03212 11.455541719 0.60998704734 0.512 0.314184 0.04422 7.1050203528 0.71604551095 0.544 0.263328 0.05797 4.5424874935 0.79774449825 0.576 0.215488 0.07326 2.9414141414 0.85897963631 0.608 0.170976 0.08998 1.9001555901 0.90411401154 0.64 0.130104 0.10824 1.2019955654 0.93712972431 0.672 0.09308 0.12782 0.72821154749 0.96094307836 0.704 0.060424 0.14883 0.40599341531 0.97784200474 0.736 0.032864 0.17127 0.19188415951 0.98940367115 0.768 0.011648 0.19503 0.0597******** 0.99667763426 0.8 0 0.2354 0 1。
一、油气藏地质特征由C1 、C 2 、C 3 井的测井解释数据可知本设计研究中只有一个油层，没有隔层图1-1 CUGB油藏构造图（一）构造特征由图知：此构造模型为中央突起，西南和东北方向延伸平缓，东南和西北方向陡峭，为典型的背斜构造；在东南和西北方向分别被两条大断裂所断开，圈闭明显受断层控制，故构造命名为“断背斜构造”。
（1）构造形态：断背斜构造油藏，长轴长：4.5Km，短轴长:2.0Km，为短轴背斜。
（2）圈闭研究：闭合面积：10.69km2，闭合幅度：150m。
（3）断层研究：两条断层，其中西北断层延伸 4.89km，东南断层延伸 2.836km。
（二）油气层特征：井号井深(m) 厚度(m) R（Ω m）孔隙度（％）C1 4835-4875 40 3.8 20C2 4810-4850 40 3.7 19.5C3 4900-4930 30 3.7 20 4930-4940 10 0.6 10(三) 储层岩石物性特征分析表1-1 储层物性参数表成分石英长石岩屑泥质灰质含量76% 4% 20% 5% 7%表1-2 储层粒度分析数据粒径(mm)<0.01 0.01~0.1 0.1~0.25 0.25~0.5 0.5~1 1~2 2~5 5~10 >10 含量(%)4.03 9.14 29.5 36.55 12.72 3.05 3.23 1.29 0.49表1-3 储层岩石(砂岩)孔隙度评价表井号厚度(m) 渗透率(mD) 孔隙度（％）VC1 40 200 20 0.4C2 40 210 19.5 0.3C3 30 190 20 0.5（四）储层非均质性分析 （五）储层敏感性分析储层敏感性指储层某种损害的发生对外界诱发条件的敏感程度，主要包括速敏、水敏、酸敏、盐敏和碱敏等。
储层敏感性评价主要通过流动实验来实现，常以速敏和水敏为主要研究对象。
速敏指数：I v =0.08，水敏指数：I w =0.10。
前言陕甘宁盆地是三叠系正式形成的一个内陆盆地。
三叠系末印支运动使盆地整体抬升，延长组遭到风化剥蚀，形成一个宽广的东倾的河谷系统，它以东西向的甘陕古河为主干，很多南北向的支流汇入其中。
侏罗系地层首先沉积于这些河谷中，早期富县组沉积期间，盆地继续保持一段时间的上升，而后渐趋稳定。
马岭油田位于陕甘宁盆地东南部,天环向斜东翼.构造“基底”是三叠系延长组顶部风化壳。
目前基本探明含油构造面积约200000000㎡，闭合面积18800000㎡，闭合高度20—30m ，主要油层系为侏罗系延安组，油藏埋藏深度在2000—3200m，基本探明原油地质储量7721.1419 104t，预计油田面积和储量将进一步扩大。
我们主要研究了油田的概况及地质特征，应用各层的有效厚度，孔隙度及含油饱和度等参数求得储量丰度进而确定各个小层的地质储量。
用容积法计算的储量与各小层计算的储量相差不大。
根据表中所给数据求得主力油层各单井的无阻流量，进而确定该层原油产量，对该油藏的产能进行测试，描述了渗透率、产能系数、含水率上升与含水率等的关系，确定了油藏产能的大小。
并对有藏采收率和可采储量进行了确定。
学习使用新型的Swift试井分析软件进行7850水井及1-4a油井的试井资料试井分析，输出该井各自资料的有因次、无因次双对数曲线和半对数试井曲线。
1 油藏概况1.1 地理环境该油藏层状低渗透砂岩油藏，位于陕甘宁盆地南部，天环向斜东翼斜坡中部，油田探明面积主要分布在陕西，甘肃，宁夏境内，地面海拔1120—1820m,含沙量大，油田所属地区属内陆性干旱气候，夏季最高温度36℃，冬季最低气温-28℃，平均气温7.8℃，冬夏多风沙，昼夜温差大，降雨量小，蒸发量大。
油田至城区的公路便利，城区已通火车，交通相对便利，油田的开发有利于促进当地经济的发展，改善当地的生活条件，对发展该地区的作用十分明显。
1.2 区域地质构造1.2.1 地层层序：该油田自下而上钻遇的地层有中生界三叠系延长组，侏罗系富县组，延安组，直罗组和安定组，白垩系志丹组，新生界第三系和第四系，主要油层系为侏罗系延安组，油藏埋藏深度在2000—3200m。
第三届全国石油工程设计大赛作品油藏工程设计单项精编Jenny was compiled in January 2021团队编号：全国石油工程设计大赛方案设计类作品比赛类别：方案设计类单项组油（气）藏工程单位名称：______ 重庆科技学院_团队名称：_______ _ xxx _ __队长姓名：_______ xxx _______联系方式： xxx指导教师： xxx完成日期 2013 年 4月 6日全国石油工程设计大赛组织委员会制作品简介（本报告是在A区块已有资料的基础上，研究设计经济上、技术上合理的开发方案。
首先，我们明确了工区内目的油层的构造特征和油藏特征。
通过油层对比，将油藏进行分层：P1层，P2层两油层及中间隔层。
使用赛题中已给的测井资料，物性分析化验分析资料对P1层和P2层进行了地层对比，区分出渗透率，孔隙度的差别。
从储层的油气水，压力和温度系统的分析中计算出了压力系统的地层压力，压力系数及压力梯度。
通过流体性质分析确定地下原油，天然气及地层水的各项性质，储层的敏感性对于储层的开发提供了必要的考虑条件，给后续方案设计提供了依据。
在对区块地质有明确认识后，我们用容积法计算了A区块的地质储量，由于区块的上下层地层系数差别较大，水平方向渗透率及孔隙度分布亦不均，所以采用加权平均求取其各项参数。
在地质建模方面，采用了使用surfer软件对储层进行构造建模和网格划分。
主要是利用测井数据和油藏属性等值线图。
赋予构造模型孔隙度和渗透率，并利用软件对储量进行了拟合，最终储量计算值取两种算法的平均值较为妥当。
最后，针对该区块特征，稠油油藏的开发条件的研究及国内外类似油藏的开发先例，提出了开发整体思路，最终选择了前期蒸汽吞吐，后期注热水的开采方式。
在规定了合理的采油速度及单井产量原则的指导下，确定最佳井网密度；通过比较不同注采井网下的结果，确定了最优的井网类型、方向等。
井网确定后，讨论了油藏开发程序，最终提出了满足稠油开发的经济性，采油条件、累积产油相对最多的开发方案。
