油田开发调整方案编制规范

'封面格式：××油田××区块（单元）××油藏（细分层系、井网加密、井网完善、转蒸汽吞吐、转蒸汽驱等）开发调整方案（油藏工程部分）胜利油田分公司××采油厂（胜利油田分公司地质科学研究院）年月7 扉页格式：××油田××区块（单元）××油藏（细分层系、井网加密、井网完善、转蒸汽吞吐、转蒸汽驱等）开发调整方案（油藏工程部分）编写人：参加人：初审人：审核人：批准人：胜利油田分公司××采油厂（胜利油田分公司地质科学研究院）年月7 方案审查纪要（根据方案审查意见修改完善后编写如下内容）××年××月××日，由中石化油田部（或胜利油田分公司）组织，对××方案进行了审查。方案审查专家：……；方案汇报人：……；参加汇报人：……。现将专家组审查意见纪要如下：1、××方案，针对×××开发矛盾，在充分研究认识……开发潜力的基础上，进行了以……为主的开发调整，经专家组充分评审讨论，一致认为该方案开发矛盾和潜力认识清楚，调整思路和技术对策正确，调整措施可行，同意该调整方案。2、调整工作量及主要开发指标预测新钻井××口（油井××口，水井××口），进尺××万米，其中水平井××口，进尺××万米。老井措施××井次（油井××井次，水井××井次），油井措施包括……，水井措施包括……。主要开发指标：新增年产油能力××万吨（新井××万吨，老井××万吨），开发成本××美元/桶，井网完善程度由××%提高到××%，注采对应率由××%提高到××%，储量动用程度由××%提高到××%，水驱储量动用程度由××%提高到××%，可采储量由××万吨增加到××万吨，新井平均单井增加可采储量××万吨，采收率由××%提高到××%，百万吨产能投资××亿元，万米进尺建产能××万吨，税后内部收益率××%。3、方案实施要求及建议实施要求…………。建议………………。方案审查专家组组长：_____________方案审查组织单位：____(盖章)____年月日7 目录1.概况41.1工区概况41.2勘探开发简况51.3前期研究成果及监测资料录取情况52.油藏地质特征62.1地层62.1.1地层层序62.1.2小层对比72.2构造72.2.1构造解释72.2.2断裂系统72.2.3构造形态82.3储层82.3.1岩石学特征82.3.2沉积相研究92.3.3储层分布112.3.4储层微观孔隙结构122.3.5成岩作用142.3.6储层物性参数解释142.3.7储层非均质性142.3.8地应力及裂缝研究162.3.9储层敏感性172.4油藏182.4.1油气水分布182.4.2流体性质182.4.3油藏压力和温度系统202.4.4油藏类型202.5地质储量评价212.5.1储量计算方法及参数确定212.5.2储量计算结果及分析232.5.3储量评价232.６油藏三维地质模型243.开发历程及现状253.1开发历程253.2开发现状263.3开采特征263.3.1产液、产油能力分析263.3.1.1产液能力273.3.1.2产油能力283.3.1.3无因次比采油指数293.3.2含水上升规律303.3.3稠油原油流变性、渗流特征327 4.开发效果评价344.1储量动用状况344.1.1储量控制程度、储量动用程度344.1.2水驱控制及动用程度344.2层系井网状况354.2.1层系适应性评价354.2.2井网方式及井距评价364.2.3井网完善程度404.3水驱效果评价404.3.1含水与采出程度关系404.3.2含水上升率414.3.3水驱指数414.3.4存水率414.3.5累计水油比424.3.6注水利用率424.4能量状况评价424.4.1合理地层能量保持水平424.4.2能量保持状况评价454.5采收率评价484.5.1理论采收率分析484.5.2目前井网条件下采收率分析505.剩余油分布研究575.1开发地质分析575.1.1微构造575.1.2沉积微相575.1.3储层非均质性585.2油藏工程分析585.2.1注采状况分析585.2.2井组剩余可采储量分析585.2.3相渗曲线分析585.3数值模拟研究595.3.1模型的建立和历史拟合595.3.2模拟结果分析605.4动态监测分析615.4.1近期新井、检查井监测分析615.4.2剩余油饱和度监测分析615.4.3吸水剖面监测分析615.4.4产液剖面监测分析615.5剩余油分布及控制因素综合分析625.5.1剩余油分布分析625.5.2剩余油分布控制因素分析626.目前开发中存在的主要问题及提高采收率技术对策626.1主要问题626.2提高采收率技术对策637 7.开发调整方案设计647.1开发调整技术经济政策647.1.1开发方式647.1.2开发层系647.1.3井网方式及井距657.1.3.1井网形式657.1.3.2井网密度及井距667.1.4单井产能667.1.4.1单井日产液量的确定667.1.4.2.单井日产油量的确定677.1.4.3单井最大日注水能力687.1.5合理注采比687.1.6水平井等复杂结构井参数优化697.1.7经济极限参数697.2方案设计与优选707.2.1方案设计707.2.1.1设计工作量707.2.1.2方案指标预测717.2.2方案优选777.3方案实施要求787.3.1钻、测、录井实施要求787.3.2新井投产投注施工要求787.3.3采油、注入工艺设计要求787.3.4采油、注入地面建设工程设计要求787.3.5方案实施中的地质工作要求788.油藏动态监测方案797 1.概况简要概述区块地质概况、勘探开发简历、油藏动态监测及目前资料录取情况，以及开发调整的主要原因。1.1工区概况工区所在的油田、地理位置、气候和水文条件、交通及经济状况等。工区区域构造位置（一般先描述处在凹陷或凸起次级构造的某部位，然后是相邻的区块或次级构造）及构造发育史、沉积环境及地层发育情况。附地理位置图、工区构造位置图。××油（气）田（工区）地理位置图图形要求：1)图形范围不能过大，但需涵盖所描述工区所处的主要区域构造、地理位置；2)图上需标明主要道路、河流情况；3)在适当的位置标注比例尺和图例。××工区区域构造位置图图形要求：1)构造图应为研究目的层附近大层顶、底或主要含油砂体顶面构造图；2)等值线、深度标识清晰，深度标识依据等值线的疏密程度按每一根、每两根或每五根标识一个；3)图中应根据研究目的标注构造高点或低点；4)在图中合适区域标注比例尺、图例；7 1)注明绘图人、审核人等信息。1.1勘探开发简况简述油田发现时间、主要含油层系、储量、投入开发时间、经历的主要调整措施、开发层系、注采井网方式、井距、采出程度、采收率等。附油藏地质综合图、取芯井统计表。××区块油藏地质综合图××油田（工区）取心数据表井号层位井段m-m进尺m心长m收获率%油砂长m1.2前期研究成果及监测资料录取情况阐述本区块调整前取资料井及研究项目名称、时间、主要研究内容、主要成果认识及对生产的指导作用。××油田××区块调整前研究工作情况表研究项目名称研究单位研究时间主要研究内容主要成果认识备注阐述动态监测方案实施情况。7 附动态监测方案设计、实施工作量统计表。××油田××区块调整前动态监测工作量计划及实施情况表单元（区块）层系监测项目实施井数（口）实施情况备注1.油藏地质特征2.1地层2.1.1地层层序阐述油田钻遇地层情况、地层间接触关系、目的层埋深等。附地层层序表、地层柱状图。××油田地层层序表7 地层层序柱状图7 2.1.2小层对比1)小层划分与对比原则2)小层对比标志（增加标志层、标准层测井曲线）3)小层划分（韵律层细分）方法4)小层划分对比结果××油田××区块小层及韵律层细分结果表砂层组现小层划分结果原小层划分结果附纵、横向主干对比剖面图等。××区块××小层对比剖面图图形要求：（1）断层、特殊岩性体等按规范标识；（2）做彩图应有色标图例；（3）图名、图例、比例尺清晰。2.2构造2.2.1断裂系统阐述构造样式、断层发育特征、断层空间组合特征、平面组合方式、断层要素等。附断层要素表、主要断层断面图。××油田××区块断层要素表走向倾向倾角断距（m）封堵性84 断层名称断层类型级别穿过层位延伸长度（m）钻遇井点××油田或区块主要断层断面图2.2.2构造形态阐述层系内主力砂层顶面构造类型、构造方向、地层倾角、构造高点等特征。依据小层对比划分成果，以井资料为主编制含油砂体微构造图，分析各主力油砂体顶底面微构造发育类型、微构造数量、分布特征，主要包括：正向地形、负向地形、斜面地形三类。附各主力砂体顶、底面微构造图。××区块××小层顶面微构造图图形要求：1)等值线、深度标识清晰，深度标识依据等值线的疏密程度按每一根、每两根或每五根标识一个；2)图中应根据研究目的标注构造高点或低点；3)构造线的间距步长应小于５米（构造倾角较陡处可以到10米）；4)84 在图中合适区域标注比例尺、图例（含油面积较小或井网密度大的需提供1：5000的图件）；1)必须进行补心及井斜校正；2)注明绘图人、审核人等信息。2.3储层2.3.1岩石学特征阐述储层岩石类型、矿物成分、胶结物及含量，胶结类型、成分和结构成熟度、粒度中值等内容。附矿物成分、泥质含量统计表等。××油田××储层岩石矿物统计表层位样品数石英(%)长石（%）岩屑（%）泥质填隙物(%)岩性钾长石斜长石合计岩浆岩变质岩沉积岩云母类合计　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　合计　　　　　　　　　　　　2.3.2沉积相研究阐述区域沉积背景、沉积相标志（沉积亚相、微相划分标志）。在单井相划分的基础上，根据地层对比成果结合沉积规律进行剖面相、平面相研究。在相分析过程中，采用由点、线、至面，由一维至二维开展沉积相分析，最基础的研究工作是单井相分析，它综合应用了岩性、岩相、古生物、沉积地球化学特征以及电性特征等划分相、亚相和微相。在此基础上，结合地层对比成果，进行井间逐层剖面相分析，同时根据沃尔索相律原理，对各断块、各小层的沉积微相平面分布进行研究。1)沉积微相类型在对取芯井进行岩芯观察的基础上，通过对分析化验、粒度分析等资料进行研究，对工区逐级划相（到沉积微相），并分析各微相的岩性特征、测井曲线特征。84 附岩芯照片、概率累计曲线、C-M图、与工区有关的相模式图。××油田××储层粒度概率累积曲线图滨605井C-M图××油田××储层C-M图××油田××区块××井岩芯照片图形要求：84 1)不同的沉积相带要用明显的标识区分开来；2)各沉积相带的图例依据《石油天然气地质编图规范及样式》中要求；3)平面上要依据沉积环境，在没有后期剥蚀存在的情况下沉积亚相、微相不能有跨越；4)井上需标注SP、GR测井曲线。××油田××储层岩石组分结构表井号层位井段组分(%)结构岩石类型石英长石岩屑填隙物分选磨圆支撑方式接触关系胶结类型××油田××储层粒度分析统计表井号层位井段（m）粒度中值um分选系数分选性泥质含量%岩性2）沉积微相展布规律①沉积微相垂向递变规律综合岩性、电性等方面的特征，对取心井沉积微相在垂向上的变化规律进行分析总结。附关键井的单井相综合分析图、多井沉积微相剖面图。××油田××区块××井单井相分析图②沉积微相平面分布研究84 在单井相分析和剖面相分析的基础上，依据沃尔索相律原理，开展沉积微相平面展布研究。附各主力砂体沉积微相平面展布图。××油田××区块××层沉积微相图2.3.3储层分布充分利用井资料与沉积相研究成果（必要时结合地震储层预测技术－如测井约束反演、地震多属性分析等，开展“相控储层预测研究”，对单砂体的空间发育和展布情况进行研究），描述砂体形态、大小、连续性、稳定性、平面分布、纵向分布状况。附主力砂体等厚图，净总比图（适用于稠油油藏）。××油田××区块××砂体厚度等值图图形要求：1)等值线根据作图范围内的最大、最小值范围合理取值划等值线；2)断层、特殊岩性体等按规范标识；3)作图范围内井点较少时应在井点左侧标识井点储层厚度值；4)做彩图应有色标图例；5)图名、图例、比例尺清晰。2.3.4储层微观孔隙结构应用取芯井的压汞、薄片分析、粘土矿物×衍射分析、图象分选数据等分析化验资料，并参考沉积特征及非均质特征研究成果，对储层微观孔隙结构进行分析。包括孔隙类型、孔喉形态、孔喉分选性、粘土矿物的组分、含量及分布。84 附典型压汞曲线、渗透率累计贡献曲线、参数（平均孔喉半径、孔喉最大半径、排驱压力、最大汞饱和度、最大非流动孔喉半径、变异系数）统计表。××油田××储层粘土矿物分析表样品号井深m层位岩性粘土矿物相对含量%粘土矿物组分相对含量%伊/蒙间层伊利石高岭石绿泥石伊/蒙间层比××油田××区块××井毛管压力曲线84 ××油田××区块××井渗透率贡献值、累计贡献值分布图2.3.5成岩作用在对沉积相和微相研究基础上，利用取芯井的各种分析测试资料，结合岩石学特征、储层微观孔隙结构分析，对储层进行成岩作用类型及其对储集物性的影响、成岩阶段划分等研究，并对储层进行有效性评价研究。主要描述内容为储层成岩作用特征：1)储层成岩类型；2)储层成岩阶段的划分；3)储层有效性评价。2.3.6储层物性参数解释(已完成测井二次解释的区块，直接应用解释成果)以岩芯资料为基础，以测井资料为重点，岩芯标定测井，综合地质、岩芯化验分析及试油、试采资料对储层进行测井二次解释研究，描述储层物性特征，包括有效孔隙度、渗透率、泥质含量、含油饱和度等。一般采用比较成熟的软件建立适合于工区的储层泥质含量、孔隙度、渗透率、饱和度解释模型，并利用测井综合解释模型对工区内所有井的常规测井资料进行精细解释。84 附泥质含量、孔隙度、渗透率、饱和度测井解释与取芯分析对比图，典型单井主力层测井综合解释成果表。××油田××区块××井测井综合解释成果图2.3.7储层非均质性储层非均质性包括平面非均质性、层间非均质性、层内非均质性。（变异系数的参考值：当<0.5时为均质；在0.5－0.7之间（包括0.5）时为较均质；当时不均质。）1)平面非均质分析砂岩钻遇率、砂体平面连通性、泥质含量、粒度中值、孔隙度、渗透率在平面的变化等反映储层平面非均质性。附泥质含量、粒度中值、孔隙度、渗透率等值图。84 ××油田××区块××层（砂体）储层渗透率等值图1)层间非均质通过分层系数、隔层分布、层间渗透率差异（变异系数、突进系数和级差）反映储层层间非均质性。附参数统计表、隔层分布图、纵向各砂体渗透率柱状图等。××油田××区块××井纵向各砂体渗透率大小分布图2)层内非均质分析层内夹层分布、层内纵向渗透率差异（变异系数、突进系数和级差）反映储层层内非均质性。附参数统计表、夹层等厚图。××油田××储层渗透率非均质参数表层位最大值10-3um最小值10-3um平均值10-3um变异系数突进系数级差均值系数××油田××储层岩心毛管压力实验数据表井号层位深度m孔隙度％渗透率10-3um平均孔喉半径um最大孔喉半径um变异系数标准偏差均值系数汞50%时孔喉半径um84 2.3.8地应力及裂缝研究（低渗油藏）1)天然裂缝分布规律通过岩芯观察和电镜分析、铸体薄片分析等手段，定量确定井点不同层位储层裂缝的发育程度，包括裂缝密度、裂缝开度、裂缝倾角及裂缝方位等，并对全区裂缝发育状况进行描述。有条件的以露头、岩芯裂缝观测、动态监测资料等为依据，主要利用构造应力场模拟法等裂缝网络的数学模拟研究技术预测研究区裂缝发育部位、发育程度和延伸方向等。2)现今地应力及压裂裂缝分布规律通过井壁崩落法等方法进行单井地应力计算，主要确定现今最大主应力方向。有条件的在单井地应力计算的基础上进行地应力场模拟，对现今地应力分布规律进行描述。结合现今地应力分布规律，根据对压裂井施工曲线和压裂效果、示踪剂井间监测、油水井生产动态等资料，研究压裂裂缝的发育情况及其延伸方向。2.3.9储层敏感性依据储层敏感性实验，对储层进行水敏性、酸敏性、碱敏性、速敏性、盐敏性分析和评价。附五敏实验曲线。××油田××储层五敏试验结果汇总表项目层位井号依据结论水敏速敏酸敏碱敏盐敏84 水敏曲线渗透率比值PH值碱敏曲线2.4油藏2.4.1油气水分布分断块、分小层分析油气水等流体的分布特点，包括油气界面、油水界面、油气水分布的控制因素。附油藏剖面图。　　　　　　　　　东　　　　　　　　　　84 ST3-2-71CAL12.6740.44203040SP0.0098.620306090断点小层号11356134525123453小层解释COND36.83610.81190380570AC138.70641.59160320480640ST3-2-74AC150.00700.00450SP5.8083.3020406080GR0.5611.0010CAL18.9040.002040断点小层号1111212124512413324345789A小层解释ML10.5010.00ML20.5010.0010COND32.26776.44240480720R40.4012.0012128ST3-3-840AC200.00550.00350SP-40.0018.80-40-200CAL18.0022.0020GR150.00400.00250断点小层号1231234552341211234547891231234123456小层解释ML10.004.0004ML20.004.0004R40.008.0008832CON10.001300.0001000X7ST3-4-94160016101620163016401650166016701680169017001710172017301740175017601770178017901800181018201830184018501860187018801890190019101920193019401950196019701980199020002010202020302040205020602070深度道AC140.00500.00300CAL16.3230.0030SP50.00144.00100断点小层解释ML10.508.008ML20.508.008COND13.80700.00700R4-1.0010.00010ST3-3-73AC160.00560.00400SPmv30.00115.0080CALcm18.7035.0020断点小层号324466511212455212514514789A123小层解释ML1Ω.m0.0010.00010ML2Ω.m0.0010.00010R4Ω.m0.0010.00010COND59.29847.11600ST3-2-7SP10.36110.07306090CAL15.0030.001530断点小层号12314512343412345351379A1231小层解释ML10.0010.00010ML20.0010.00010R40.0015.0001515165××油田××区块××油藏剖面图图形要求：1)剖面上至少有3口井，纵、横向比例尺选用合理，横向标明线比例尺，图例清晰；2)油（气）藏剖面采用海拔深度，每口井左右带测井曲线，一般左边绘自然电位或自然伽马测井曲线，右边绘电阻率测井曲线，井底标注完钻深度；3)标明射孔井段和试油(气)成果，右上方标明剖面方向；4)剖面上自左向右井的顺序按西-东向、南-北向顺序排列。2.4.2流体性质1)原油性质分析原油的组分、密度、粘度、凝固点、含蜡量、含硫量、胶质、沥青质含量。附原油物性统计表、粘温曲线、原油粘度平面分布图84 ××区块沙三段粘度随温度变化曲线××油田××储层原油性质统计表井号层位井段原油密度g/cm3粘度mpa.s含硫%凝固点0C备注1)地层原油高压物性即地层原油的PVT性质、流变性等特性。××油田××储层高压物性分析统计表井号层位饱和压力原油体积系数气体平均溶解系数地面原油密度地下原油密度地面原油粘度地下原油粘度压缩系数收缩率MPa小数m3/(m3·MPa)g/cm3g/cm3mPa·smPa·s10-4×1/MPa%2)天然气性质主要描述天然气组分、含量及相对密度。××油田××储层天然气分析统计表井号层位甲烷%乙烷%丙烷%丁烷%CO2%氮气%84 1)地层水性质主要描述地层水组分、矿化度、水型等。××油田××储层地层水性质统计表井号层位井段K++Na+mg/LMg2+mg/LCa2+mg/LHCO3-mg/LCl-mg/LSO4-mg/L总矿化度mg/L水型备注2.4.3油藏压力和温度系统1)确定原始地层压力、压力系数、饱和压力、地饱压差等参数，分析压力异常情况；2)确定油藏温度、地温梯度等参数，分析温度异常情况；3)油藏天然能量与驱动类型；4)确定边水、底水、气顶能量，评价边水、底水、气顶的活跃程度；5)确定溶解气、弹性、重力驱动能量。附PVT资料、有关参数统计表。××油田××储层压力统计表井号层位井段m中深m地层压力Mpa压力系数××油田××储层地层温度统计表井号层位井段m中深m测温深度m地层温度0C温度梯度0C/100m2.4.4油藏类型根据有关标准综合分析确定油藏类型。油气藏分类一般遵循原则参考说明：（1）油藏的地质特征，包括油藏的圈闭、储集岩、储集空间、压力等特征；（2）油藏的流体性质及分布特征；84 （1）油藏的渗流物理特性，包括岩石的表面润湿性，油水、油气相对渗透率，毛管压力，水驱油效率等；（2）油藏的天然驱动能量及驱动类型。油藏命名原则参考说明：油藏命名采用多因素主、次命名法，次要因素在前，主要因素在后。（1）最主要因素构成基本类型名称；（2）较主要因素冠在基本名称之前构成大类名称；（3）其次的因素冠在大类名称之前构成亚类名称。2.5地质储量评价2.5.1储量计算方法及参数确定确定含油面积圈定标准、有效厚度电性解释标准，采用的解释图版，油（气）饱和度、孔隙度取值依据及取值结果，单储系数确定。1)计算方法一般采用容积法来计算储量，公式如下：N=100A×h×φ×(1-Swi)×ρo／Boi式中：N：石油地质储量，104t；A:　含油面积，km2；h:平均有效厚度，m；　φ:　平均有效孔隙度，f；Swi：平均原始含水饱和度，f；　ρo：平均地面原油密度，g/cm3；Boi：平均原始原油体积系数。一般纵向上以小层为基本单元，平面上分油砂体划分计算单元。2)含油面积各小层含油面积一般以顶面构造图上采用含油边界线结合断层进行圈定。断块油田一般有三类含油边界，断层边界、有效厚度零线和油水边界。附含油面积图。84 盘40断块馆7含有面积图××油田××砂组含油面积图1)有效厚度选取单井有效厚度划分以试采资料为基础，结合有效厚度电性标准（以下标准仅供参考）：声波时差：≥320μs/m；感应电阻率：≥4Ω•m；四米梯度电阻率：≥4Ω•m。投入开发后的水淹层不参与原始地质储量计算。依据夹层电性标准扣除夹层，一般0.2m起扣，如：泥质夹层：微电位回返到主体幅度差2/3以上，0.45米电位和自然电位曲线上有相应显示。灰质夹层：微梯度极大值≥主体部分微电位的平均值，0.45米电位和自然电位曲线上有相应显示。顶底渐变层：微电位回返到主体微梯度平均值；渐变部分幅度差≤主体幅度差1/2；在0.45米电位和自然电位曲线上有相应显示。根据以上标准对全区井的有效厚度进行划分。附关键井有效厚度划分图、各小层平面图。84 2.5.2储量计算结果及分析采用容积法计算石油或天然气地质储量，分断块、小层、油砂体进行储量计算。分析本次储量计算结果与原计算结果差异及其主要原因。××油田××区块上报储量与本次研究储量对比表计算时间（年、月）计算类别计算单位砂层组小层油砂体面积km2有效厚度m单储系数104t/km2.m储量104t采收率%可采储量104t上报上次计算本次计算差值与上报与计算附储量对比柱状图2.5.3储量评价根据储量丰度、规模，综合分类评价含油小层、油砂体。小层评价原则主要考虑含油面积、有效厚度、储量大小、钻遇井数，共划分3～5类，制定小层评价标准。附含油砂体综合评价表。油气田储量规模等级划分表等级项目特大大中小超小油田108t＞10＞1～10＞0.1～10.01～0.1＜0.01气田108m3＞1000＞300～1000＞50～30050～5＜5储量丰度等级划分表等级项目特高高中低特低油田104t/km2＞500＞300～500＞100～30050～100＜50气田108m3/km2＞30＞10～30＞4～102～4＜284 ××油田××储层储量评价表储量分类储量级别砂体（个）地质储量104t百分比%一类（参考值）（储量>50×104t,面积>0.5km2）　二类（参考值）（储量20～50×104t,面积0.3～0.5km2）三类（参考值）（储量<20×104t,面积<0.3km2）总计2.６油藏三维地质模型综合阐述地层、油藏构造、储层、流体、沉积相模型，提供三维模型数据体。附三维模型剖面图、模型储量与评价储量对比表。84 1.开发历程及现状3.1开发历程开发阶段划分基础上，叙述每个阶段末油水井总井数、开井数、日产液、日产油、单井日产油、含水、动液面、采油速度、阶段产油、阶段产水、累产油、累产水、含水上升率的变化、日注水量、累注水量、月度及累注采比、储量动用状况、注采井数比、地层压力、地层总压降等主要开发生产指标。简述每个阶段主要开发措施及效果，每个阶段的生产特点及影响因素。开发阶段划分方法一：按油田（断块）日产油量分主要开发阶段可划分为产量上升阶段、稳产阶段、产量递减阶段三个大的阶段，加上前面的试采阶段共四个阶段；每个开发阶段可根据产量变化和主要开发措施划分为若干个开发亚段。开发阶段划分方法二：按开发技术阶段措施划分（推荐）根据调整区块的开发技术措施，如加密、层系细分、三采等措施来划分开发阶段。稠油油藏的开发历史一般划分为冷采阶段、注蒸汽吞吐阶段、蒸汽驱阶段等。附开发阶段曲线，开发简历表。××油田（区块）综合开发曲线曲线要求：84 纵坐标：开油井数、开水井数、日产液、日产油、单井日产油能力、综合含水、动液面、日注水平、注采比、年累油量（核实）、采出程度。横坐标：时间××油田××区块开发简历表3.2开发现状主要包括目前的总油水井数、开油水井数、日液能力（水平）、日油能力（水平）、日注能力（水平）、平均单井日液能力、平均单井日油能力、平均单井日注能力、综合含水、平均动液面、累积产油量、累积产水量、累积注水量、采出程度、采收率、采油速度、月注采比、累积注采比、地层压力、地层总压降、地下亏空等。××油田××区块开发现状表油田或区块开发层系总油井数口开油井数口水井总数口开水井数口日液水平t/d日液能力t/d日油水平t/d日油能力t/d日注能力m3综合含水%平均动液面m累积产油量t累积产水量m3累积注水量m3采出程度%采油速度%月注采比地层总压降MPa地下亏空m3合计3.3开采特征3.3.1产液、产油能力分析附开采现状图、典型单井生产状况表84 ××区块或油田开采现状图××区块典型单井生产状况表井号投产时间初产目前现状（时间）累油累水备注层位工作制度泵深日产液日产油含水层位工作制度泵深日产液日产油含水动液面年月mt/dt/d%mt/dt/d%m104t104m3　　　　3.3.1.1产液能力从以下4个方面对产液能力进行分析：1)统计油井投产初期和目前（或末期）产液情况；2)分别对油井投产初期和目前日产液分区块、层系进行评价；3)结合构造、储层物性评价日产液在平面上和纵向上的分布规律；4)利用综合开发数据计算平均单井日产液，做平均单井日产液与时间、含水关系曲线，分析其变化规律及影响因素。84 3.3.1.2产油能力1)统计油井投产初期和目前（或末期）产量情况；2)分别对油井投产初期和目前日产油分区块、层系进行评价；3)结合构造、储层物性评价日产油在平面上和纵向上的分布规律；4)利用综合开发数据计算平均单井日产油，做平均单井日产油与时间、含水关系曲线，分析其变化规律及影响因素；5)做平均单井日产油递减规律曲线，分析其递减规律，确定递减类型和递减率。递减曲线类型递减类型基本特征基本关系最大累积量瞬时递减率t——Qt——NQ——Np指数递减n=0D=D0Q=Q0e-D0tNp=Q0/D0(1-e-D0t)Np=Q0-Q/D0Npma×=Q0/D0D双曲递减n﹥0时D﹤D0Q=Q0(1+nD0t）-1/nNp=Q0/D0(n-1)×[(1+nD0t)n-1/n-1]Np=Qn/D0（1-n）×（Q01-n-Q1-n）Npma×=Q0/D0(1-n)D调和递减n=1D﹤D0Q=Q0(1+D0t）-1Np=Q/Q0×ln(1+D0t)Np=（2.303Q0/D0）×lg（Q0/Q）Npma×=2.303Q0/D0×lgQ0（当Q=1时）DNp——递减阶段的累积产量；Q——产量；Q0——初始产量；D0——初始递减率；t——时间；n——递减指数。递减类型的判断，目前常采用的方法有：图解法、类比法、试凑法、曲线位移法、典型曲线拟合法、迭代计算法和二元回归法等。所有这些方法的应用都是建立在各类递减类型的基本公式上，从公式的数学性质出发的。热采稠油油藏需要进行下面的分析：84 1)统计蒸汽驱（蒸汽吞吐）各周期油井产量和油汽比变化。蒸汽吞吐(蒸汽驱)不同周期效果对比表区块周期序号注汽量t生产时间d产油量t/d每米油层采油量t/d.m平均日产油量t/d油汽比2)热采产能评价。××区块不同干度对吞吐效果影响对比表井号油层厚度m射开厚度m注汽量t井底干度%峰值日产油t/d峰值井口温度°C3.3.1.3无因次采液采油指数统计每口井每个层系的产能资料、每米采油指数，将相渗曲线所做的无因次采油指数与含水关系曲线，作为能否提液、确定提液时机的依据。无因次采液（油）指数随含水变化曲线（稠油例子）无因次采液（油）指数随含水变化曲线（稀油例子）84 结合构造、储层物性进行平面上和纵向上产能（比采油指数）分布规律研究与评价。产能评价标准按比采油指数评价：特低产能比采油指数<0.5t/(d.m.MPa)低等产能0.5≤比采油指数<1中等产能1≤比采油指数<1.5高等产能比采油指数≥1.5按千米井深稳定产量评价：特低产能千米井深产量<1.0t/(d.km)低等产能1.0≤千米井深产量<5中等产能5≤千米井深产量<15高等产能千米井深产量≥153.3.2含水上升规律1)统计采油井无水采油期的采油情况，分析不同时间投产的无水采油井所占比例、无水采油期、投产初期日产油量、无水采油量的变化规律，判断油层水淹状况；××区块无水期生产情况统计表投产时间无水期采油井数口占投产井数比例%初期日产油t/d无水期累积采油量t2)分别对油井投产初期和目前含水进行分类评价；3)结合构造、储层物性对含水进行平面上和纵向上分布特点评价；4)绘制综合含水与时间关系曲线，分析其变化规律及影响因素。84 ××区块含水随时间变化曲线1)绘制含水与可采储量采出程度关系曲线，分析其含水变化规律及含水上升率。××区块含水随采出程度变化曲线2)做含水与采出程度理论与实际对比曲线，分析实际曲线与理论曲线的差异及影响因素。84 ××区块或油田理论含水与实际含水随采出程度变化曲线1)统计不同含水阶段采出程度、可采储量采出程度、含水上升率，分析其变化规律。××区块不同含水阶段含水上升状况表含水阶段%阶段采出程度%可采储量采出程度%含水上升率%3.3.3稠油原油流变性、渗流特征1)原油粘温关系、流变性附原油粘度与温度和含水的变化关系曲线。××区块××段粘度随温度变化曲线84 ××区块粘度随含水率变化曲线1)储层原油渗流特征依据油水相渗曲线，描述油藏的润湿性、驱油效率、波及系数、油水流度等渗流特征。××相对渗透率曲线84 1.开发效果评价4.1储量动用状况主要分析储量控制程度、储量动用程度，水驱控制及动用程度，单井控制剩余储量等，评价储量动用状况，分析储量失控的原因及过程。4.1.1储量控制程度、储量动用程度目前井网控制储量、井网对储量的控制程度。目前井网未控制储量、已采过有潜力、已采过无潜力、未动用储量。4.1.2水驱控制及动用程度水驱控制储量及程度、水驱动用储量及程度等，评价水驱状况。水驱控制储量=水驱储量控制程度×开发层系地质储量水驱储量控制程度=平面水驱控制程度（流线图法）×纵向水驱控制程度（厚度注采对应率）；水驱动用储量=水驱动用程度×开发层系地质储量，其中：水驱动用程度=平面水驱控制程度（流线图法）×纵向水驱控制程度（厚度注采对应率）×纵向水驱动用程度（吸水剖面所测吸水厚度百分数）。附区块（单元）储量动用程度状况分析表××区块（单元）储量动用程度状况分析表开发层系地质储量104t主要驱动方式目前井网控制104t井网对储量的控制程度%地质储量其中：水驱控制储量非水驱控制储量水驱动用储量水驱控制未动用储量水驱控制程度%完善（两向及以上对应）不完善水驱动用程度%　　　　　　　　　　××区块（单元）储量动用程度状况分析表（续）84 目前井网未控制104t地质储量其中：已采过从未动用（无井控制）有潜力无潜力有潜力储量无潜力储量地质储量剩余可采储量累积产油地质储量剩余可采储量累积产油　　　　4.2层系井网状况从单井控制储量、水驱控制程度、井下技术状况、注采对应率等方面评价井网完善状况。主要从井网方式、井网现状以及层系划分的合理性来评价目前井网的适应性。4.2.1层系适应性评价1)层系状况调查目前开发层系的砂层组数、小层数、有效厚度、渗透率级差等指标，同时调查产液厚度百分数（采油井产液剖面测试结果）和吸水厚度百分数（注水井吸水剖面测试结果），分析目前水驱储量控制程度。××油田××单元层系状况表层系主力小层数／厚度个/m小层个数／厚度个/m渗透率范围10-3um渗透率级差渗透率变异系数突进系数原油粘度级差单井控制储量104t　　　　　　　2)层系适应性评价定性评价目前开发层系的适应性，是否划分较粗，比如层间渗透率级差较大（>5）,各小层地下原油粘度差异大，造成层间干扰严重，研究进一步细分层系的可行性。开发层系划分原则：（1）同一层系应属同一压力系统；（2）油层分布形态及面积：一套开发层系内油层的分布形态和分布面积应大体上接近，以求得较高的钻遇率(>60%)和水驱控制程度(>80%)；84 （3）油层性质：一套层系内的油层渗透率应相近，原油性质相近；（4）层间渗透率级差小于4～5，各小层地下原油粘度差异小于3倍；（5）隔层：一套开发层系的上下要有比较可靠的隔层，以保证开发层系具备独立开采的条件，一般>2m；（6）开采方式：一套开发层系内油层的井段应比较集中，对开采方式最好有相同的要求；（7）油层数：一套层系内的油层层数不宜过多，以利于充分发挥分层调整的作用，主力油层2～3个；由于纵向和平面上非均质因素影响导致油藏能量状况分布不均衡，且无法通过工艺措施进行改善时，应进行层系重新划分。4.2.2井网方式及井距评价附注采井网状况表××油田××单元井网状况表层系面积Km2地质储量104t井网密度口/Km2单井控制储量104t油井利用率％水井利用率％井网完善程度井层注采对应率％厚度注采对应率％水驱控制程度%采收率%单井控制剩余可采储量104t井距的适应性应用井网密度法、技术极限井距法（适用于低渗透油藏）计算层系井网技术极限井距、经济极限井距，分析现井网的合理性。最终采收率与生产井井网密度的关系如下：R＝（0.742+0.19lgK/μoi）.e（-1.125/n.(k/μoi)-0.148）式中：R--最终采收率，f；n--生产井井网密度，well/km2；K--有效渗透率，μm2；Uoi--地下原油粘度，mPa.s。84 ××块采收率与井网密度关系曲线经济井网密度：式中：V——单位面积储量104t/Km2；Np——单井经济极限可采储量t；M——单井基本建设总投资；C——单井年经营费元；L——油价（参考值35、50、80）美元/桶；t——投资回收期年，（参考值6）；i——贴现率，分数，（参考值0.12）。84 合理井网密度是每平方千米加密到最后一口井时的井网密度，在这个井网密度条件下，最后一口加密井所增加的可采储量的价值等于这口井的基建总投资和回收期内经营费用的总和，即投入等于产出。这个单井新增可采储量称为经济合理产量或经济合理可采储量，根据这一思路可得出合理井网密度计算公式。根据胜利油区经济合理井网密度公式分开发层系计算各断块经济合理井网密度。井网密度为每平方千米开发面积所占有的井数，即well/km2表示。假设以a表示生产井与生产井之间的井距（m），d表示生产井与注水井之间的井距（m），A表示单井控制面积（10-2km2/well）,B表示注水单元面积（10-2km2/单元），f表示单位面积占有井数的井网密度（well/km2）,不同注水方式下井网密度与井距的关系如下：l五点面积注水系统五点面积注水系统井距计算表fad10447316124082891437826716354250l七点面积注水系统七点面积注水系统井距计算表fad10340340123103101428728716269269l九点面积注水系统84 若注水井到边生产井的距离为d1，注水井到角生产井的距离为d2，则九点面积注水系统井距计算表fad1d210316316447122892894081426726737816250250354针对低渗透油藏还必须计算（适用于低于50毫达西油藏）技术极限井距，其确定方法主要根据胜利地质研究院研究成果，低渗透油田技术极限半径与渗透率和粘度的关系式：r极限：技术极限半径，m；Pe：地层压力，Mpa；Pw：油井流压，Mpa；K:有效渗透率，×10-3μm2；μo：原油地下粘度，mPa.s。技术极限井距计算表压差(Pe-Pw)有效渗透率原油地下粘度技术极限半径技术极限井距6312.8821648312.810921810312.813627312312.8164327针对热采稠油油藏，通过井组数模结合现场实际，确定蒸汽驱可行性及合理井距。通过以上分析，综合评价井网方式和井距的合理性。84 4.2.3井网完善程度井网完善程度（两向以上注采对应的完善井组占总井组的百分数）、油水井数比、注采对应状况等。附井网完善程度表、注采对应率表（按层系）××油田××单元井网完善程度统计表××油田××单元注采对应率统计表4.3水驱效果评价4.3.1含水与采出程度关系理论含水与采出程度关系曲线可以通过相渗资料获取R＝Ed·Ev式中：R－－采出程度，；ED－－微观驱油效率，；Ev－－波及系数，；84 Sw－－平均含水饱和度，%；Swi－－平均束缚水饱和度，%；fw－－含水率，f；ke：有效渗透率，10-3μm2；μo：地层原油粘度，mPa.s。而矿场中的含水与采出程度关系曲线直接用开发数据做出关系曲线。4.3.2含水上升率含水上升率指每采出1％的地质储量时含水率的上升值。理论含水上升率通过相渗资料可以计算出含水与采出程度，然后计算含水上升率=(fw1-fw2)/(R1-R2)。矿场中的含水上升率公式直接用开发数据计算出。4.3.3水驱指数水驱指数一般用以下两种方法计算：方法一：（注水量-采出水量）×100%/采油量方法二：阶段注采比+（阶段注采比-1）×含水/（体积系数×（1-含水））理论水驱指数用相渗资料，用方法二求得一定阶段注采比下不同含水下的水驱指数变化情况。而矿场中水驱指数多用开发数据用方法一计算得出4.3.4存水率存水率的计算方法常用以下两种：方法一：（累积注入量-累积产水量）×100%/累积注水量方法二：1-含水/(注采比×(含水+体积系数(1-含水)))而含水=1/(1+Uw/Uo×Kro(Sw)/Krw(Sw))84 理论存水率用相渗资料，用方法二求得一定阶段注采比下不同含水下的存水率变化情况。矿场中存水率多用开发数据用方法一计算得出4.3.5累计水油比累计水油比=累产水/累产油一般水油比越低，水驱效果越好。4.3.6注水利用率注水利用率=阶段采油量/阶段注水量式中：Qo—阶段采油量，104t；Qi—阶段注水量，104m3。为一无因次量，值越大，说明每注lm3水采出的油就越多，注水利用率就越高。狭义注水利用率随着含水和注采比的上升而下降，随着含水和注采比的下降而上升，这说明高含水开发后期狭义注水利用率较前期要低。综合上述分析结合矿场实际得出水驱效果结论。4.4能量状况评价4.4.1合理地层能量保持水平1）油藏工程方法确定合理地层压力水平84 合理压力水平是指既能满足油田提高排液量对地层能量的需求，又不会造成原油储量损失、降低开发效果的压力水平。目前合理压力水平的确定方法主要有最小流压法、采收率表示法、注采系统平衡法、地层原油损失函数法、物质平衡法、及其它一些间接法(合理井底流压法、合理生产压差法)等。2）地层能量保持水平分类按照石油行业标准，将能量保持水平分为下列三类：一类：地层压力保持在原始地层压力水平的85％以上，高于饱和压力，能满足油井放大生产压差需要的；二类：地层压力保持在饱和压力附近，但没有放大生产压差潜力的；三类：地层压力低于饱和压力的。能量利用程度分为三类：一类是油井平均生产压差逐年增大的；二类是油井平均生产压差基本稳定（±10％以内）的；三类是油井平均生产压差逐年减小的。应用各种压力资料，计算目前地层压力占原始地层压力百分数和地层总压降，将其与能量保持水平分类标准对比，判断其所属类别；对抽油机采油井根据目前泵挂深度、平均动液面、沉没度，分析放大生产压差的潜力；对于自喷井，将实际生产压差与方案设计值进行对比，评价其能量利用程度。通过分析能量利用、保持是否合理，提出调整配产配注方案和改善注水开发效果的措施。3）合理压力保持水平以孤岛油田为例:A、地层压力低于饱和压力注水开发，最终采收率降低。根据黑油模型模拟和变泡点三相剖面数值计算地层压力对最终采收率的影响结果。认为地层压力低于饱和压力注水开发，最终采收率降低，这是因为低于饱和压力后原油中出现气泡对驱油有利，但脱气使原油变稠又不利于驱油。孤岛油田油稠，原始含气量低，不利因素占主导地位，致使驱油效率下降，最终采收率下降。附地层压力低于饱和压力对最终采收率的影响表、地层压力水平对采收率的影响曲线。84 ××油田××区块地层压力与最终采收率关系表黑油模型（µ47.5mPa·S)变泡点模型（µ25mPa·S)地饱压差／饱和压力（%）最终采收率下降（%）（含水97%）地饱压差／饱和压力（%）最终采收率下降（%）（含水98%）-6.92.92-100.8-25.54.12-201.5　　-302.2　　-372.5××油田××区块地层压力水平对采收率的影响曲线B、地层压力或流动压力低于饱和压力，采油指数下降，生产能力变差。通过黑油模型模拟不同地层压力和不同流动压力下生产，油井采油指数的影响因素：含水、地层压力、流动压力大小等。压力水平高，采油能力强，放大压差增产效果好。压力水平低，要生产同样的油量需要更大的生产压差。附不同含水情况下每米采油指数与地饱压差关系数据表、不同含水时每米采油指数与流饱压差关系数据。84 ××油田××区块不同含水情况下每米采油指数与地饱压差关系数据表地层压力（105Pa）**************地层压力每降10×105帕采油指数下降值地层压力每下降10×105帕采油指数下降%地饱压差（105Pa）含水（%）**************注：流压**×105帕××油田××区块不同含水情况下每米采油指数与流饱压差关系数据表综上所述，根据调整区块的油藏特点决定地层压力与饱和压力的关系。4.4.2能量保持状况评价1）压力资料分析通过统计调整区各个层年度或月度的测压或动液面资料，绘制压力随时间变化曲线（动液面随时间变化曲线），反映调整区整体和层间能量保持状况。附调整区压力统计表、压力随时间变化曲线（调整区动液面统计表、动液面随时间变化曲线）等。84 ××油田××区块××层（砂体）压力变化曲线××油田××区块××层（砂体）压力数据表时间层系测压井数（口）压力最大值（MPa）压力最小值（MPa）压力平均值（MPa）压力取值（MPa）备注通过统计区块各目的层单井压力或压力变化资料（动液面资料），绘制压力或压降等值图（动液面等值图），反映调整区平面上能量保持状况。附区块层系单井压力或压降统计表、压力或压降等值图（调整区单井动液面统计表、动液面等值图）等。××油田××区块××层（砂体）压力（压降）分布等值图××油田××区块××层（砂体）压力（压降）数据表84 序号井号分类层系横坐标纵坐标压力值（MPa）压降值（MPa）备注2）地层压力与月注采比关系评价通过统计区块月度注采比和压力资料，绘制月度地层压力与月注采比曲线，反映保持不同压力水平所需注采比。××油田××区块××层（砂体）月度压力与注采比关系曲线3）弹性产率评价根据开发数据绘制油藏累积亏空与总压降关系曲线，通过坐标原点作曲线的切线，其曲线斜率即为弹性产率。通过弹性产率大小，对照不同驱动类型油藏弹性产率分类表判断水侵强弱和地层能量状况。附累积亏空与总压降关系曲线、不同驱动类型油藏弹性产率分类表。84 ××油田××区块累积亏空与总压降关系曲线不同驱动类型油藏弹性产率分类表类型弹性产率104t/MPa标准天然能量充足＞10边底水活跃＞10有一定边底水能量（水体较小）1.0-5.0天然能量不足弹性封闭0.2-0.8弹性边部有稠油0.3-1.24.5采收率评价4.5.1理论采收率分析1)相渗曲线法计算理论采收率84 对本油田相对渗透率资料进行筛选（区块无相渗资料时可借用邻近同类油藏相渗资料，相似参数：平均渗透率、流体粘度、润湿性、含油饱和度、敏感性等），选取构造较高部位主力纯油层且曲线变化特征相近（去除那些特殊的或不合格的相渗曲线）的相渗资料进行标准化处理，求取油田平均相对渗透率曲线。由平均相对渗透率曲线，应用流管法绘制出油田采出程度与含水关系曲线。××油田或断块理论含水与实际含水随采出程度变化曲线根据单井总投资、生产经营费、单井日产液量计算不同原油价格情况下的经济极限含水，做经济极限含水与原油价格关系曲线。在采出程度与含水关系曲线上，计算目前原油价格情况下经济极限含水时的采出程度为油田理论最终采收率，并进行理论采收率分析。1)水驱油试验与油藏工程方法由水驱油试验确定驱油效率（绘制曲线），由油藏工程方法计算波及体积，确定理论采收率。驱油效率：公式中：η－驱油效率，%；Boi－原油体积系数；Boa－注水后原油体积系数；Sw－达到极限含水时的含水饱和度；Swc－束缚水饱和度。84 波及体积：Kazemi利用了Craig的校正方法，提出了如下的计算关系式：Vk－渗透率变异系数；M－流度比，即在水突进时平均含水饱和度下水的流度与在束缚水饱和度下油的流度之比值。采收率：1)蒸汽驱油试验与油藏工程方法由蒸汽驱油试验确定驱油效率，由油藏工程方法计算波及体积，确定理论采收率。在一定条件下注蒸汽开发的稠油油藏，在蒸汽吞吐阶段或蒸汽驱阶段，其累积产油量与累积注汽量之间，在半对数坐标系中具有如下关系：将上式对时间求导后整理可得当瞬时油汽比取极限瞬时油汽比时（对蒸汽驱油藏，一般取极限瞬时油汽比0.15），对应的累积油量就是经济可采储量，则采收率公式为：式中：Ns——累积注汽量（冷水当量体积数），104m3；NP——累积产油量，104m3；ROs——瞬时油汽比；A——直线在Ns轴上的截距，104m3；B——直线斜率；N——油藏地质储量，104m3。84 4.5.2目前井网条件下采收率分析1)水驱特征曲线法对于已进入高含水开发阶段的油田，应用水驱特征曲线法计算目前开发状况下的采收率比较适合。选取合适的水驱曲线，取极限含水率或极限水油比时的累积采油量为油田目前开发状况下的可采储量，对应的采出程度就是油田目前开发状况下的最终采收率。其中水驱曲线类型如下：四种水驱预测曲线公式及适用范围类型公式适用条件甲型logWp=a+bNp中等粘度油田（3-30mPa.s）乙型logLp=a+bNp高粘度油田（大于30mPa.s）丙型Wp/Np=a+bLp中等粘度油田（3-30mPa.s）丁型Lp/Np=a+bWp低粘度油田（小于3mPa.s）戊型logWp=A+BlogWp/NpWp——累积产水量，104m3；Np——累积产油量，104m3；Lp——累积产液量，104m3；a——截距b——斜率甲型曲线84 乙型曲线1)经验公式法对于仍处于低含水开发阶段的油藏水驱规律不明显，可应用适合于该油藏类型的各种经验公式计算目前开发井网下的采收率，并根据各计算数值标定较为合适的采收率。式中：ER--最终采收率，小数；K－空气渗透率，μm2；μoi--地层原油粘度，mPa.s；n--井网密度，口/km2。2)递减法计算可采储量当油田开发进入递减期之后，产量递减法是预测油田可采储量的重要方法之一，也是西方国家较为常用的预测方法。对于水驱开发的油田来说，采出油田可采储量60％左右的原油，油田就有可能进入递减期。Arps将产量递减划分为指数递减、双曲递减和调和递减三种类型。根据选用的递减阶段数据，先判断递减类型，选取时间段，即可进行技术可采储量和经济可采储量预测。①指数递减（n=0）指数递减的产量与时间的关系式为：84 确定指数递减技术可采储量的关系式为：②双曲递减（0