油藏工程课程设计.docx

目 录1 油藏描述11.1油藏概况11.2油藏地层特征11.3油藏沉积特征21.4油藏构造特征21.5岩石学特征31.6物性特征41.7温压系统71.8原油性质81.9地层水性质91.10渗流物理性质91.11储量计算及评价101.11.1储量计算方法101.11.2储量参数的确定111.11.3储量评价122三维地质模型的建立132.1导入井头数据、分层数据132.2断层模型142.3网格模型设计152.4构造模型152.5属性模型的建立162.5.1渗透率模型162.5.2孔隙度模型172.6划定油水界面172.7储量计算182.8三维地质模型储量计算及储量拟合193.数值模型建立193.1地质模型导入203.2流体性质213.3相渗关系243.4储量计算253.5储量拟合264 油藏工程论证274.1油藏产能评价274.2单井产能284.3开发层系划分294.3.1开发层系的分析294.3.2开发层系划分的原则304.4开发方式论证314.4.1天然能量驱动采收率预测方法324.4.2注水开发水驱采收率预测方法334.4.3注水开发可行性论证344.5井网密度的计算384.6井网密度和井距的确定424.7注采压力系统优化424.8注水压力454.9注水井注水量475 开发方案设计475.1开发方案设计原则475.2开发井网部署485.3开发方案指标预测495.4经济评价及方案优选545.5 方案优选55III1 油藏描述1.1 油藏概况LJ油田位于G省QL山山前地带JX盆地南部LJ隆起带，区块拐点坐标如表1.1所示。油田内地表为丘陵，地面平均海拔830m，呈南高北低的冲积缓坡，地表高差较小，自然条件较差。该油田属大陆性温带干旱气候，干燥多风，每年46月为风季，年平均气温6，平均降水157.2mm，多集中在68月，偶有山洪爆发。油田内水电、通讯设施较为完善，312国道穿过市区，沙石公路直达井场，交通便利。表1.1 区块拐点坐标拐点X坐标Y坐标11800000045000002180030004500000318003000450250041800000045025001.2 油藏地层特征LJ背斜隆起地区自上而下钻遇的地层主要有第三系SL河群和BY河群，与下伏白垩系红色含砾泥岩呈不整合接触。第三系BY河组的砂岩是LJ油田的良好储层，其中发育的泥岩是良好的区域盖层。根据钻井所揭露的地层岩性、电性及泥岩隔层的特征，将油田的油层段与油层进行划分与对比，划分出1套含油地层（L层），3个砂层组9个小层（表1.2）。油层组砂层组单砂层单砂层个数LL1L11、L12、L133L2L21、L22、L23、L244L3L31、L322表1.2 LJ油田油层命名表1.3 油藏沉积特征L油藏为河流和三角洲沉积体系，主要发育辫状河、三角洲平原和三角洲前缘等沉积亚相（表1.3）。表1.3 L油藏沉积体系划分表沉积体系（相）亚相微相发育特征识别标志分布状况河流辫状河河道砂坝具有宽广的河道，泛滥平原泥质沉积不发育砂岩粒度粗，含砾，砂体厚度大。L3泛滥平原三角洲三角洲平原分流河道研究区以发育河道及其堤泛沉积为主砂泥岩互层，多夹煤线，发育槽状、板状交错层理，含植物和淡水动物化石，见虫孔和植物根，河道间沼泽发育。L2天然堤决口扇河漫滩三角洲前缘水下分流河道有多次级分流汇合作用三角洲前缘沉积由中-细砂岩及粉砂岩组成，并夹泥岩，见槽状、板状交错层理、平行层理和沙纹交错层理，常具滑动变形层理、包卷层理和水平虫迹，含介形虫、叶肢介、瓣鳃类、鱼类化石以及植物化石碎片L1河口坝不太发育，常被后期水下分流河道冲刷远砂坝三角洲前缘向湖延伸的末端，多为厚度不大粉砂岩席状砂分布面积广泛，厚度较薄，砂质较纯水下天然堤属于水下堤泛沉积，常网状水下分流河道分隔水下决口扇分流间湾1.4 油藏构造特征L油藏位于LJ背斜带的中部，是该带的一个主要构造。该构造发育在第三系，其总体形态是走向为北西-南东方向的穹隆背斜，长短轴比为2.4，地层倾角一般不超过10°，个别地段受构造影响岩层倾角变化大。该区发育两条断层F1、F2，延伸长度分别为4.8km、2.5km，断距最大达70m。总体属于地质构造简单类（图1.1）。图1.1 LJ油藏砂岩顶面构造图1.5 岩石学特征L油藏储层的岩石碎屑成分，石英占80，变化范围为7090；长石与岩屑各占10，长石变化范围为515，岩屑变化范围为525。平均粒径为0.070.187mm，颗粒磨圆次棱次圆状，标准偏差为1.4321.680，颗粒分选较差。岩石的成分成熟度和结构成熟度较高。胶结物的成分主要为泥质和钙质。胶结物含量变化范围为515，泥质含量为5.911，碳酸盐含量很少。泥质胶结物中粘土矿物蒙脱石相对含量为41.2，伊利石为46.8，高岭石为12。纵向上L3层钙质含量高，L1层钙质含量少，泥质含量由东向西增加。L3层发育钙质结核，其它层较少，所见结核有一定的滚圆度，是经过短距离搬运后沉积的钙砾。1.6 物性特征根据测井解释结果，探井W1W5井的储层厚度、孔隙度、渗透率等数据如表1.4表1.8所示。 其中，孔隙度变化范围12.3%23.5%，平均17.9%；渗透率变化范围47.4mD134.6mD，平均81.8mD。（a）按储层孔隙度大小，将储层分为五类（见表1.4）。表1.4 储层孔隙度分类分类碎屑岩孔隙度(%)非碎屑岩基质孔隙度(%)特高30高253010中1525510低101525特低102（b）按储层渗透率大小，将储层分为五类（见表1.5）。表1.5 储层渗透率分类分类油藏空气渗透率(mD)气藏空气渗透率(mD)特高1000500高5001000100500中5050010100低5501.010特低51.0综上可得，该油藏为中孔中渗油藏。表1.6 W1井测井解释（KB=719m）层号层位顶深,m底深,m储厚,m解释结论POR,%PERM,mD1L111915.21919.24.0油层17.987.92L121926.91929.93.0油层17.875.73L131936.91941.04.1油层14.862.14L211951.01953.42.4油层22.4124.95L221963.21966.53.3油层16.568.66L231979.91982.62.7油层18.183.47L241992.11997.25.1油层16.672.88L312012.42018.96.5油层20.1102.99L322026.82030.53.7油层21.6105.4表1.7 W2 井测井解释（KB=808.4m）层号层位顶深,m底深,m储厚,m解释结论POR,%PERM,mD1L112158.42162.84.4油层20.7107.82L122177.62181.43.8油层1978.83L132193.92198.04.1油层16.871.04L212210.92214.43.5油层22.9134.65L222224.82229.24.4油层17.673.76L232242.42245.63.2油层20.090.47L242258.72264.25.5油层17.984.08L312281.92289.67.7油水同层21.8109.39L322302.92306.94.0油水同层23.5131.9表1.8 W3 井测井解释（KB=817m）层号层位顶深,m底深,m储厚,m解释结论POR,%PERM,mD1L112006.92010.94.0油层17.278.62L122020.72024.03.3油层17.671.83L132032.42036.94.5油层14.058.74L212046.82049.22.4油层21.6106.15L222055.12058.02.9油层15.865.16L232069.22071.22.0油层18.588.07L242081.02085.34.3油层16.164.68L312100.22105.14.9油层19.697.79L322112.32115.63.3油层21.4102.2表1.9 W4 井测井解释（KB=894.5m）层号层位顶深,m底深,m储厚,m解释结论POR,%PERM,mD1L112234.52237.93.4油层15.363.52L122246.92249.62.7油层17.069.73L132256.92261.34.4油层12.748.24L212269.12272.02.9油层21.197.35L222278.62282.03.4油水同层14.153.76L232290.42292.82.4油水同层17.274.47L242299.72303.43.7油水同层15.257.38L312318.22323.65.4油水同层18.177.79L322333.22334.51.3油水同层20.492.7表1.10 W5 井测井解释（KB=891.5m）层号层位顶深,m底深,m储厚,m解释结论POR,%PERM,mD1L112131.52135.03.5油层15.063.92L122143.12145.62.5油层16.669.33L132152.22156.34.1油层12.347.44L212162.22163.31.1油层21.1107.45L222173.12175.72.6油层14.255.76L232187.52189.52.0油层16.070.77L242196.92201.74.8油层14.555.78L312215.52220.44.9油层17.985.29L322226.52228.82.3油层19.992.41.7温压系统W1W5井均进行了温度、压力测试，如表1.11所示。表1.11 W1井温度、压力测试数据井名垂深H, m温度，压力，MPaW11928.152.820.6W22178.258.422.8W32021.954.921.4W42247.960.023.4W52143.957.622.5图1.2 地层压力梯度曲线图1.3 地层温度梯度曲线1.8 原油性质根据W1、W3、W5井原油样品分析结果，该区地面脱气原油密度0.8320.837 g/cm3，地层原油粘度3.183.25mPa.s，原始条件下原油体积系数1.0615，原油压缩系数1.20×10-3MPa-1，原始溶解气油比24.54m3/t。按原油密度大小，将原油分为四类（表B.8）。表1.12 原油密度分类分类原油密度(g/cm3)轻质0.87中质0.870.92重质0.921.0超重1.0该油藏为轻质油1.9地层水性质L油藏地层水总矿化度63700mg/L，水型CaCl2型。主要离子组合以Cl-Na+为主，属有利于油气聚集的离子组合类型。油水处于封闭的水文地球化学环境，为较高矿化度封闭型油田水型（表1.10）。表1.13 地层水性质项目水型总矿化度（mg/L）Na+K+（mg/L）Ca2+（mg/L）Mg2+（mg/L）Cl-（mg/L）SO42-（mg/L）HCO3-（mg/L）原始CaCl263700528129398283567191768777111680315415091265201.10渗流物理性质W1井3个样品进行了油水相渗及毛管压力测试，结果如表1.11、表1.12所示。其中，束缚水饱和度26%30%，水驱残余油饱和度22%25%，残余油下水相相对渗透率0.3150.331。表1.14 油水相渗测试结果样品1Sw0.30.450.550.60.650.70.75Kro10.3470.1280.0670.0190.0040Krw00.0210.0760.120.1770.2470.331样品2Sw0.280.450.550.60.650.70.78Kro10.3410.1330.0770.0290.0030Krw00.0110.0480.0810.1270.1880.323样品3Sw0.260.450.550.60.650.70.77Kro10.3620.1490.0880.0440.010Krw00.0150.0550.090.1370.20.315表1.15 毛管压力测试数据样品1样品2样品3SwPc, MPaSwPc, MPaSwPc, MPa0.290.2230.280.2030.250.2010.450.0400.450.0360.440.0360.550.0190.550.0170.540.0170.600.0140.600.0130.610.0130.650.0100.650.0090.640.0090.700.0080.700.0070.710.0070.750.0060.780.0050.790.0051.11 储量计算及评价油藏地质储量开发利用的经济效果不仅取决于储量的数量，还取决于储量的质量和开发难易程度。对于油层厚度大，产量高，物性好，储集层埋藏浅，油田所处地区交通方便的储量，其开发建设投资相对较少。对于油层厚度薄，产量低，储集层埋藏深的储量，其开发建设投资相对较大。分析勘探开发效果不仅要看探明储量的多少，还要综合分析探明地质储量的质量。所以，在我国颁布的油气储量规范中明确规定：对上报的储量必须进行综合评价。通过计算油水边界，得到LJ油藏含油面积为5.901.11.1 储量计算方法目前大多数国家油气田地质储量计算采用的方法有利用静态资料计算的类比法、容积法，利用动态资料计算的物质平衡法、产量递减法、压降法等6。对于一个油气田，应根据油气田地质特征，油气田开发实践，选择适用的计算方法。在油气田开发初期资料较少的情况下，可采用类比法。当油田有大量资料，圈定出含油面积，确定出油层有效厚度以及含油饱和度参数时，可使用容积法，这是一种比较广泛采用的方法，对水驱或注水开发的油田，只能用容积法来计算储量。物质平衡法是根据物质守恒原理计算储量的方法，只能在没有外来的气、水侵入时采用，一般有一定压降时效果较好。产量递减法只适用于油田压力下降，产量递减的油田计算储量。压降法是计算有明显压力降的气田储量的一种广泛采用的方法。用容积法计算地质储量：容积法是在油气田经过早期评价勘探，基本搞清了含油气构造、油气水分布、储层类型及岩石物性与流体物性之后，计算油气田原始地质储量的重要或主要方法。根据以下公式计算地质储量 （式1.1） （式1.2）式中，N-油藏原油的原始地质储量，104m3; A-含油面积，Km2; h-油层有效厚度，m -有效孔隙度 Boi-在原始地层压力下的原油体积系数 Soi-原始含油饱和度1.11.2储量参数的确定 将表中数据，在R2V在圈出含油面积，导入peterl分别得到各层的含油面积如下表：表1.16 含油面积层号123456789A，3.753.994.234.314.564.815.285.675.90 由渗透率曲线，计算Soi=1-Swi=1-0.28=0.72 将参数=0.8345kg/m³，Soi=0.72，Boi=1.0615带入地层储量计算公式，计算得下表：表1.17储量计算层号123456789h，m3.823.024.252.403.262.404.615.742.81，%16.9817.5113.9321.7215.4817.8315.9219.3321.22N，104t149.98126.99148.62138.86144.72130.70239.80405.26235.69即地质储量N=N1+N9=1720.62 单位面积控制的地质储量为储量丰度。计算公式如下： （式1.3）计算得储量丰度为=293.32/km2 油藏中原油溶解气的原始地质储量为： （式1.4）式中，溶解气的原始地质储量，； 原始溶解汽油比，。将N=1720.62，=24.54m3/t代入，得=4.39×1081.11.3储量评价表1.18 储量规模评价表储量规模，108tN>10N1N0.1N<0.1油藏类型特大型大型中型小型表1.19 储量丰度评价表储量丰度，104t/km2o>300o100o50o<50油藏类型高丰度中丰度低丰度特低丰度表1.20 埋藏深度评价表埋藏深度，mD>6000D4000D2000D<2000油藏类型超深层深层中深层浅层根据储量计算结果，结合油田地质储量评价标准（表1.181.19），LJ油藏属于中深层-中丰度-中型油藏。2 三维地质模型的建立2.1 导入井头数据、分层数据加载井头文件 wells（井位），选择文件类型“Well heads”，导入井口的位置X,Y，补心海拔KB，顶深底深。加载分层文件 well tops（层位标记），选择文件类型“Petrel well tops（ASCII）”，导入井名，层面，深度，类型，如下图所示图2.1 直井示意图2.2 断层模型LJ油藏发育两条断层F1、F2，延伸长度分别为4.8km、2.5km，断距最大达70m，断层模型如下图所示：图2.3 断层示意图2.3网格模型设计在建模过程中，油藏模型中网格大小的选择，需要综合考虑诸多方面因素。在分析了 A区块的大小面积和个方面特征后，该选择不仅可以保障生产过程中各井之间保持固定的距离，而不影响后期的布井和数模的建立，又能够很精确的反应油藏的地质特点。最终X方向网格数为63，Y方向网格数为52，纵向上有3个模拟层。图2.4 网格模型2.4构造模型结合断层模型并依据测井解释成果以及分层数据，构造出该区的三维构造模型。图2.5 构造模型2.5属性模型的建立网格模型建立完成后，需要赋以每个网格相关属性。已知的有关资料包括 W1、W3、W4、W5及W6的测井解释成果。建立过程首先是数据的离散化与分析，然后在此基础上构建孔隙度和渗透率模型。2.5.1渗透率模型渗透率模型主要是集中反映流体在储层中不同区域的渗透能力，以及在非均质性极强的油藏的渗透率分布情况，构建得到的渗透率模型如图所示。图2.6 渗透率模型2.5.2孔隙度模型孔隙度模型主要集中反映孔隙的分布情况，得到的渗透率模型如图所示。图2.7 孔隙度模型2.6划定油水界面经过试井资料计算出LJ油藏的油水界面有两个，以F1断层作为区分，上部分油水界面的海拔高度为1489m，下部分为1425m。模型如下图所示图2.8 一区油水界面图2.9 二区油水界面图2.10 油藏的含油面积2.7储量计算在圈定含有面积之后，在petrol中计算储量，结果如下图所示：图2.11 petrol计算储量结果2.8三维地质模型储量计算及储量拟合Petrel 软件计算储量的原理仍然是容积法。利用Petrel 的储量计算模块计算储量时与传统的方法不同，区别在于其参数都是依据三维地质建模结果而确定的。参数确定后，利用Petrel 软件计算储量的功能，对A区油藏的储量进行了模拟计算，计算结果为20000000m3。容积法计算结果与三维地质模型的储量计算拟合结果如下表所示：表2.1 地质储量拟合参数容积法Petrel输出相对误差（%）地质储量/104t（×104m3）2060.6220003.031误差分析：本次计算的相对误差为3.031%，在R2V软件中勾含油面积的时候存在人为误差，且误差在允许范围内。3.数值模型建立油藏数值模拟是计算机、应用数学和油藏工程三门学科的有机结合，通过数值模拟可以弄清油藏中流体的流动规律、驱油机理及剩余油的空间分布；制定合理的开发方案，选择最佳的开采参数，以最少的投资、最科学的开采方式而获得最高采收率及最大经济效益。近年来，随着应用数学方法的发展及大型高端计算机的普及，油藏数值模拟方法得到迅速发展。油藏数值模拟模型的建立过程是将油藏三维地质模型、岩心实验、流体实验、各种井措施以及井生产注入动态等各方面资料进行整合的过程。3.1地质模型导入将petrol中的地质模型导入eclipse中，并完善孔渗数据。导入结果如下图所示：图311 grid数据运算后得到模型如图所示：图3.2 地质模型3.2流体性质数值模拟研究所需的流体性质包括地面原油、地层水和天然气的性质。3.2.1地面原油性质地面原油性质包括饱和压力、原油体积系数、原油粘度和原油压缩系数。计算饱和压力经验公式1：lgpb=1.7447lgpb*-0.3022lgpb*2-0.3964 （3.1）pb*=4.0876Rsg0.8161.82135.625×10-2T+10.173124.62851.076o-10.989 （3.2）式中：Rs溶解气油比，m3/m3；g天然气相对密度，无因此；o原油相对密度，无因此。T地层温度，；pb饱和压力，MPa。根据T取值56.5，Rs取值20.49m3/m3，g取值0.7601，o取值0.8032，可以计算得到，饱和压力为3.86MPa。经验公式2：Standing于1947年，利用美国加利福尼亚22个油田105个饱和压力数据，建立经验公式：pb=24.46Rsg0.83×101.683×10-3tR-1.7686o （3.3）式中：tR底层温度，。基于上式差距不大，取平均值，得饱和压力为3.7MPa。原油体积系数为1.675原油粘度为0.4169 mPas原油压缩系数为5.738×10-4MPa-13.2.2地层水性质地层水的粘度与地层压力、地层温度、地层水的矿化度和天然气的溶解度有关，但主要受地层温度的影响。其次也受地层水矿化度的轻微影响。在地层条件下，地层水的粘度，一般介于0.2到1.0mpa.s之间。预测地层水的粘度的相关经验公式为：w=4.33-2.24A+0.484A2-4.637×10-2A3+1.636×10-3A4（3.4）A=5.625×10-2T+1 （3.5）式中：w地层水的粘度，mPa·s, T地层温度，根据T取值56.5，计算得到地层水的粘度0.47 mPa·s。地层水的压缩系数地层水的压缩系数是指单位体积地层水在单位压力改变时的体积变化值。地层水的压缩系数，主要用于油气藏工程中的矿场不稳定试井和水驱油油气平衡方程式的计算，影响地层水压缩系数的因素与上述的地层水粘度相同，它的公式为：Cw=1.4504×10-4(a+aA+cA2)f （3.6）a=3.8546-1.9435×10-2PR （3.7）b=-0.3366+2.2124×10-3PR （3.8）c=4.021×10-2-1.3069×10-4PR （3.9）f=1+4.9974×10-3Rsw （3.10）式中：Cw地层水的压缩系数，MPa-1，PR地层压力，MPa，Rsw地层水中天然气的溶解度，m3/m3，根据取值PR=22.15 MPa，Rsw取值3.73 m3/m3，计算得到地层水的压缩系数4.0×10-4 MPa-1。地层水的体积系数地层水的体积系数定义为：在地面标准条件下，单位脱气的地层水，在地下占有的体积量。它主要应用于油气藏物质平衡方程式的计算，简单的相关经验公式为：Bw=1.0088-4.4748×10-4PR+6.266610-7PR2 （3.11）计算结果为0.98。输入上述数据后得到PVDO关系图如下图所示：图3.3 原油PVT特性关系图3.3相渗关系W1井3个样品的油水相渗及毛管压力测试结果见表：表3.2 油水相渗测试结果样品1Sw0.30.450.550.60.650.70.75Kro10.3470.1280.0670.0190.0040Krw00.0210.0760.120.1770.2470.331样品2Sw0.280.450.550.60.650.70.78Kro10.3410.1330.0770.0290.0030Krw00.0110.0480.0810.1270.1880.323样品3Sw0.260.450.550.60.650.70.77Kro10.3620.1490.0880.0440.010Krw00.0150.0550.090.1370.20.315表3.3 毛管压力测试数据样品1样品2样品3SwPc, MPaSwPc, MPaSwPc, MPa0.290.2230.280.2030.250.2010.450.0400.450.0360.440.0360.550.0190.550.0170.540.0170.600.0140.600.0130.610.0130.650.0100.650.0090.640.0090.700.0080.700.0070.710.0070.750.0060.780.0050.790.005根据相渗曲线归一化计算得：表3.4 标准相渗曲线数据Sw0.280.450.550.60.650.70.78Kro10.3410.1330.0770.0290.0030Krw00.0110.0480.0810.1270.1880.323Pc0.2030.0360.0170.0130.0090.0070.005导入得到SWOF曲线如下图所示：图3.4 油水相渗关系曲线3.4储量计算在输入分区数据和初始化数据之后，运行得到地质储量如下图所示。其中第一区油的储量为12341346m3，二区的为8610440.8m3，总的地质储量为20951787m3。图3.5 eclipse储量计算结果3.5储量拟合eclipse 软件计算储量的原理仍然是容积法。利用eclipse 的储量计算模块计算储量时与传统的方法不同，区别在于其参数都是依据三维数值建模结果而确定的。参数确定后，利用eclipse 软件计算储量的功能，对A区油藏的储量进行了模拟计算，计算结果为20951787m3。容积法计算结果与三维数值模型的储量计算拟合结果如下表所示：表3.4 地质储量拟合参数容积法eclipse输出相对误差（%）地质储量/104t（×104m3）1720.621749.461.6774 油藏工程论证4.1油藏产能评价油井产能是指油井在单位生产压差条件下的油产量或者产液，是反应油气井目前的生产能力的一个最重要、最直接的参数，主要受储层地质条件影响。油井产量是油井配产的重要依据，是油井生产系统分析及生产动态预测的基础。在油气田开发过程中，准确预测油井的产能和分析油井的动态，是科学开发油气田的基础。因此，在油气田开发过程中，油井的产能是油田开发工作者最为关心的问题之一。油井的产能一般用反应地层参数的采油指数、米采油指数表示。相关参数如下表:表4.1 相关参数表井名日产油量qo,t井底流压,MPa平均地层压力，MPa储厚h，m是否产水W133.411.4020.611.1不产水W225.0511.5322.812.3不产水W333.411.3321.411.8不产水W425.0511.1523.410.5不产水W533.410.9422.510.1不产水采油指数是一个反映油层性质、厚度、流体参数、完井条件及泄油面积与产量的关系的综合指标，采油指数在计算值上，满足下式： （4.1）式中：采油指数，t/(dMPa)； 日产油量，t/d； 平均地层压力，MPa； 井底流压，MPa。为了更好的反映油藏的产油能力，就必须消除油层厚度大小对产能的影响，通常使用米采油指数来评价油藏的产能，米采油指数在计算值上，公式如下： （4.2）式中：米采油指数，t/(dmMPa)； 油层平均有效厚度，m。根据采油指数和米采油指数计算公式，计算得下表：表4.2 采油指数井名采油指数J，t/(dMPa)米采油指数Jm,t/(dmMPa)W13.630.327W22.220.180W33.320.281W42.040.194W52.890.286油藏2.820.254根据油藏产能指数评价标准表，我们可以判断得到该低油藏平均米采油指数0.5Jm1.0，属特低产能油藏。表4.3 产能评价米采油指数，t/（d·MPa·m）>1.51.00.5<0.5油藏类型高产能中等产能低产能特低产能4.2单井产能单井产量计算公式如下:式中：q 单井产量，m3/d；DP 生产压差，MPa；H 油层平均有效厚度，m。计算得到单井的合理产能为32.31m3/d。4.3开发层系划分4.3.1开发层系的分析划分开发层系是为了在开发过程中减少层间的干扰，提高油田的采收率。一个独立开发的层系是指单独布一套生产井和注水井进行开发的油藏部分。常规整装油田在开发初期进行方案设计时，可以明确地提出层系划分，在实施过程中也比较容易实现。在一个相当长的开发阶段划分的层系不分频繁地进行调整，但对于复杂的断块油田就很不容易进行明确的划分。这主要是由于复杂断块油田的地质因素，非均一性变化特别大，不同渗透性