油田开发方案编制指南

油田开发方案编制指南内容摘要：

天然能量和驱动类型等多种因素，采用多因素主、次命名法，次要因素在前，主要因素在后，依序排列。 油藏分类的划分按“中华人民共和国石油天然气行业标准” ST/T6169— 1995。 第六节 地质模型 根据油藏构造、储层、油水系统及油藏类型等特征建立油藏地质模型。 地质模型要充分体现层内非均质性的变化，储层、隔层及夹层的纵、横向展布等。 一般地质模型包括： 1）构造模型：油藏构造形态及断层分布。 2）储层模型：储层结构及各种属性的空间分布。 其中包括有效厚度、孔隙度、渗透率等。 3）流体模型：储层内油、气、水分布，即各种流体饱和度分布和流体性质的空间变化。 18 根据开发要求建立不同规模、不同类型的地质模型（单井模型、二维模型、三维模型等）。 第七节 油藏动用储量评价 一、 勘探阶段提交的储量 勘探储量上报情况 列表说明勘探储量计算选用的参数及计算结果（见表 371）。 油田石油地质储量数据表 表 371 级 别 层 位 含油面积 km2 有效厚度 m 有效孔隙度 % 含油饱和度 % 地面原油密度 g/cm3 体积系数 原始油气比 m3/t 采收率 % 单储系数 104t/k 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 动 用储量优选 1）说明勘探阶段储量上报以来油田新增加的资料井、评价井井数，补取资料所取得的新认识。 2）根据区块产能高低、储量级别可靠程度及丰度大小、工程建设的经济可行性分析，提出优选动用范围及层系。 二、动用储量计算的参数 含油面积的圈定 依据工程项目设计优选的范围说明含油面积圈定的依据和结果。 油层有效厚度 1）有效厚度划分标准 （ 1）以岩心分析资料及单层试油数据为依据，制定出有效厚度、岩性、含油性、物性下限标准； （ 2）应用测井资料定性、定量制定出油、气、水层的电性判别标准 和夹层扣除标准，报告附有效厚度标准图。 19 2）有效厚度的确定 应用测井曲线及其解释参数划分出油层有效厚度。 有效孔隙度 1）根据岩心资料分析结果和测井解释图版确定有效孔隙度。 以岩心分析资料为基础，测井图版解释的孔隙度应与岩心分析孔隙度有良好的关系，两者的差值不得超过 1%～ %。 2）选定的有效孔隙度必须进行校正，将地面条件所测得的孔隙度矫正为地下条件的孔隙度。 含油饱和度 说明含油饱和度确定的方法及结果，可能条件下参考油基泥浆或密闭取心的含油饱和度。 其他参数 储量计算中的其他参数（如体积系 数、原油密度等）分别由地层流体高压物性分析资料和地面原油分析结果确定。 三、油藏储量的计算方法 说明储量计算方法，并应用重新认识的油藏地质参数，按层组分区块计算地质储量。 计算方法要符合“石油储量计算规范”，同时针对不同的油藏类型要分别参照各类油藏储量计算细则。 四、动用储量计算结果及评价 储量计算结果 按层组分区块计算动用储量，并列出计算结果（表 372）。   油田储量计算结果表 表 372 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/k 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 20 储量评价 1）储量可靠性评价 （ 1）分析各种参数的齐全、准确程度； （ 2）分析确定储量参数的方法及各种图版的精度； （ 3）分析储量参数的选用是否合理，并对几种计算方法进行对比校验； （ 4）分析其他可能存在的不确定的因素是否达到了计算储量的要求。 2）储 量动用评价 按储层油品、储量丰度、储量大小、储层渗透性等进行分类。 并分区块分层对储量作出优先动用、动用时机和动用储量丰度规模大小进行综合评价。 五、可采储量的估算 计算采收率 采用不同的方法，如经验类比法、岩心分析法、相对渗透率曲线法、相关经验公式法等估算油藏采收率。 根据油藏可能选择的驱动类型、开采方式选用不同的采收率估算方法。 计算可采储量 根据油藏可能选择的驱动类型、开采方式确定的采收率和地质储量估算可采储量，并说明估算结果。 第八节 储层渗流物理特性 一、油藏岩石润湿性 岩石润湿性试验 统计岩石润湿性试验岩心样品的井号、层位、深度、样品数以及测得的油湿指数和水湿指数，并将其列于表 381。 说明岩心取样条件及润湿性测试的方法。 岩石润湿性测试结果 表 381 井号 深度 m 样品号 空气渗透率103um2 孔隙度 f 束缚水饱和度 f 油湿指数 水湿指数 21 岩石润湿性的评价 据润湿性试验结果，结合润湿性判断标准评价油藏岩石的润湿性，另外从油藏平均油水相对渗透率曲线也可进一步评价油藏岩石的润湿性，并最终确定油藏岩 石润湿性。 二、毛管压力曲线 毛管压力曲线的测定 统计毛管压力曲线测定的工作量（井数、层位、方法）及各方法所做的毛管压力曲线条数。 毛管压力曲线特征分析 1）根据测定毛管压力曲线的样品渗透率大小进行分类。 并统计不同样品的最大进汞饱和度、排驱压力、饱和度中值压力。 2）利用测定的毛管压力曲线，进行必要的处理（例如 J 函数处理），从而获得储层平均或典型的毛管压力曲线，根据油水界面张力和润湿性重建油藏的油水毛管压力曲线。 三、相对渗透率曲线 油水相对渗透率曲线 1）统计并说明油水相对渗透率曲线测定的方法 及总条数 2）油水相对渗透率曲线的特征分析 （ 1）统计各类样品的束缚水饱和度、残余油饱和度、残余油饱和度下的水相渗透率和束缚水饱和度下的油相渗透率； （ 2）确定各样品的油水相对渗透率比值与含水饱和度的关系 （ 3）分析各样品束缚水饱和度、残余油饱和度与渗透率、孔隙度的关系； 3）平均油水相对渗透率曲线 对油水相对渗透率曲线进行归一化处理，并由此获得平均油水相对渗透率曲线。 若需要，可根据样品的绝对渗透率大小，对相对渗透率曲线进行分类，并分不同层系或油组分别进行归一化处理。 报告附典型油水相对渗透率曲线图。 4） 应用油水相对渗透率曲线评价开发动态 （ 1）计算出分流量曲线，对见水时的累计采油量作出评价； （ 2）计算油水流度比，结合渗透率变异系数大小，对水驱采收率作出评价； （ 3）计算出不同含水率下的无因次采液指数和无因次采油指数，对油井见水后开采特征作出评价。 报告附 fw 与 JL及 Jo的关系曲线图。 22 油气相对渗透率曲线 1）统计并说明油气相对渗透率曲线测定的方法及总条数 2）油气相对渗透率曲线特征分析 （ 1）统计样品的束缚水饱和度、残余油饱和度、束缚水饱和度下的油相渗透率； （ 2）确定实测曲线油气相对渗透率 的比值与含气饱和度的关系； 3）平均油气相对渗透率曲线 对实测曲线进行归一化处理，并由此获得平均油气相对渗透率曲线；若需要，可根据样品的绝对渗透率大小，对相对渗透率曲线进行分类；分不同层系或油组进行归一化处理。 报告附典型油气相对渗透率曲线图。 4）应用油气相对渗透率曲线评价开发动态 对消耗式开采的一次采收率作出评价。 第九节 开采特征 一、试油与试采结果分析 试油结果分析 列出各井及各层试油结果，参见表 391，根据试油结果分析油井的产能。   油田试油成果表 表 391 井号 层位 井段 层厚 试油日期 工作制度 日产油 t/d 日产气m3/d 日产水m3/d 气油比m3/t 油压 套压 流压 静压 生产压差 采油指数 t/ 累计采油t 累计产水量 m3 试油结论 MPa 试采结果分析 1）试采资料的整理 根据试采过程所取得的流量、压力、含水、油气比等各项资料整理出试采综合开采曲线，当油井出砂时，要分析出砂量及其原因。 2）试采参数计算及评价 计算采油指 数、采液指数、采水指数以及单位压降产量等参数。 根据以上结果评价油藏产能和油藏天然能量。 阐明油井生产时所适应的技术条件。 23 二、试井解释 试井资料 列出油田已有的试井资料，包括稳定试井资料和不稳定试井资料；说明试井基础资料的可靠性； 试井解释 1)不稳定试井 对不稳定试井资料进行解释，将解释结果列出（参见表 392）。 并建立空气渗透率与有效渗透率的关系、比采油指数与渗透率的关系。 不稳定试井解释结果汇总表 表 392 井号 层位 压力计下深 m 压力 （ MPa） 温度℃ 解 释 结 果 流压 静压 压力系数 k kh kh/μ S Dr Ps C Re 注： Dr— 堵塞比； Ps— 堵塞引起的压降； C— 井筒储集系数； Re— 探测半径。 2)稳定试井 对油井的稳定试井资料进行处理解释，依据试井解释结果确定油井产能及油井合理的工作制度。 列于系统试井结果（参见表 393），报告附典型的试井指示曲线图。  井系统试井结果表 表 393 工作制度 油压MPa 套压MPa 日产液t/d 日产油t/d 日产气m3/d 含水 % 气油比 m3/t 静压 流压 生产压差 采油指数t/ 米采油指数t/ （ MPa） 第十节 油藏工程论证 一、油田开发原则 油田开发原则要结合油田地质描述、储量大小、油藏工程论证等对以下几方面进行概括说明： 24 1）如何贯彻、执行国家的有关政策、法令、遵循国家、地方、行业的产业政策、符合发展规划的要求。 2） 油田开发如何实现在经济上取得投资少、速度快、成本低的经济效益。 3）如何体现工艺先进、技术成熟、生产可靠、管理方便的油田开发技术政策和水平。 二、层系划分与组合论证 开发层系的基本单元及其依据 开发层系的基本单元是指大体上符合一个开发层系基本条件的油层组、砂岩组或油层。 它本身可以独立开发，也可以把几个基本单元组合成一个开发层系。 根据油田地质特征，提出几种可能采用的开发层系并阐明其依据。 层系划分与组合 对提出的几种可能采用的开发层系进行综合对比分析，进行优化组合，给出初步的层系划分组合意见。 三、开发方式论证 天然能量的利用 原则上要充分考虑天然能量的利用。 分析油藏的天然能量，估算油藏一次采收率，对采用消耗式开采方式还是采用补充能量开采方式作出评价，同时研究并确定地层压力保持水平。 开发方式的选择 1）参考国内外同类油藏开发的方式，提出几种可能的开发方式，包括天然能量开采和人工补充能量开采方式（注水、注气或气水交替等）； 2）对不同开发方式进行分析研究（分析驱油效率、影响原油采收率因素等），并估算不同开发方式下的油藏采收率； 3）对于采用注水、注气或气水交替 开发方式的油藏，要确定不同注入量条件下注入井井口及井底流动压力的界限。 根据地层压力保持水平确定合理的注入时机； 4）根据研究结果进行经济分析对开发方式进行优选。 四、单井产能及经济极限产能论证 对单井（直井、斜井或水平井）的产能进行论证。 25 1）根据系统试井流入动态曲线选择合理的生产压差，利用探井、评价井试油、试采等资料确定油井产能或米采油指数。 按布井范围内可投入开发的厚度计算平均单井日产油量。 2）计算油藏单井极限经济产量，对于气顶油藏、底水油藏、气顶底水油藏，须计。