开发方案编写标准格式正在编写.doc

1 关于编写方案标准格式几点说明 一、目的意义 随着油藏开发的需要，在油田投入开发、新增储量上报、老区综合调整、方案实施 之前，均需要编写开发方案、调整方案。为使方案规范化、标准化，特编制标准格式。 本次格式为讨论稿。 二、方案内容编写依据 本次编写主要依据为砂岩油田开发方案编制行业标准、油田开发管理纲要、股份公 司关于做好 2006 年原油产能建设区块开发方案编制工作的通知。 三、排版依据 研究院科技科下发的关于科技报告编写格式与要求 四、未尽事宜 1、本次制定的标准只以砂岩油藏和注水开发为例，涉及到其他的油藏，如特殊岩 性油藏、其他开采方式，如热采等需要在此基础上进行修改和完善。 2、研究内容要以相关行业标准为主，本次列举一些方法仅供参考，会有一些疏漏。 在具体工作中应酌情增减，体现出各块的特色。 备注：正文版心：大 16 开：小四号字 39 行 39 字 行距 1/2； 16 开：小四号字 35 行 35 字 行距 1/2 2 分类号 密级： UDC 编号： 中国石油辽河油田公司勘探开发研究院 科学技术报告 油田 块油层开发方案 （油藏工程部分） （讨论稿） 编写人姓名 勘 探 开 发 研 究 院 年 月 3 油田 块油层开发方案 （油藏工程部分）（油藏工程部分） 完 成 单 位：勘探开发研究院所 课 题 负 责 人： 技 术 负 责 人： 报告 编写 人： 研 究 人 员： 审 核 人： 复 核 人： 批 准 人： 4 目 录（三号黑体，上空一行、下空半行） 1 1 油田概况油田概况（一级标题，小四号黑体（一级标题，小四号黑体 占两行，数字黑正体）占两行，数字黑正体）6 6 1.1 自然条件简况（二级标题，小四号宋体，数字黑正体）.6 1.2 区域地质情况.6 1.2.1 构造位置及构造发育史（三级标题，小四号宋体，数字黑正体）.6 1.2.2 地层层序及沉积环境分析.6 1.3 勘探历程及开发准备情况.6 2 2 油藏地质特征油藏地质特征7 7 2.1 地层特征及层组划分.7 2.1.1 地层特征.7 2.1.2 层组划分.7 2.2 构造.7 2.3 沉积特征.7 2.4 储层特征研究.7 2.4.1 储层岩性、物性.7 2.4.2 储层分布规律研究.7 2.4.3 储集空间.8 2.4.3.1 储集空间类型 .8 2.4.3.2 储层裂缝发育情况.8 2.4.3.3 储层非均质性 .8 2.5 油层分布特征.8 2.6 流体性质.8 2.6.1 地层、地面原油性质.8 2.6.2 天然气及地层水性质.9 2.7 渗流物理特征 9 2.7.1 微观渗流物理特征.9 2.7.1.1 储层岩石的表面润湿性 .9 2.7.1.2 两相界面上的界面张力和吸附作用 10 2.7.1.3 毛管压力曲线的变化特征 10 2.7.1.4 油水相对渗透率曲线变化规律 10 2.7.1.5 室内水驱油效率试验的变化特点 10 2.7.2 储层岩石敏感性特征及对储层渗流的影响10 2.7.2.1 速敏性评价 10 2.7.2.2 水敏性评价 10 2.7.2.3 盐敏性评价 10 2.7.2.4 酸敏性评价 10 2.7.2.5 碱敏性评价 10 5 2.7.2.6 综合评价 10 2.7.3 油、水两相渗流能力10 2.7.3.1 油层生产能力分析 10 2.7.3.2 油层吸水能力分析 10 2.8 压力和温度系统11 2.9 天然驱动能量与驱动类型11 2.10 油藏类型.11 2.11 储量计算.11 2.11.1 储量参数的确定.11 2.11.2 计算方法.11 2.11.3 储量计算结果.12 2.11.4 储量评价（新增储量必备）.12 3 3 试油试采及试注分析试油试采及试注分析1212 3.1 试油试采分析及认识12 3.1.1 试油试采分析12 3.1.2 试油试采认识12 3.2 试注效果分析12 3.2.1 注水井生产状况12 3.2.2 注水井吸水状况分析12 3.2.3 注水效果分析 .13 4 4 油藏工程设计油藏工程设计1313 4.1 数值模拟研究13 4.1.1 软件的选择13 4.1.2 模型的建立13 4.1.2.1 地质建模 13 4.1.2.2 模型描述 13 4.1.2.3 地质模型初始化参数 13 4.1.2.4 生产历史数据及完井数据 14 4.1.3 历史拟合14 4.1.3.1 断块整体指标拟合 14 4.1.3.2 单井开发指标历史拟合 14 4.2 开发原则14 4.3 开发层系的划分与组合15 4.3.1 层系划分与组合的原则15 4.3.2 开发层系的确定结果及依据15 4.4 开发方式选择15 4.4.1 注水开发必要性研究15 4.4.2 注水开发可行性16 6 4.4.2.1 油水粘度比方面 16 4.4.2.2 砂体的连通状况 16 4.4.2.3 储层基本条件 16 4.4.2.4 注水提高采收率方面 16 4.4.2.5 相似类型油田注水开发情况 16 4.4.2.6 实际情况 16 4.5 井网、井距的确定16 4.5.1 井网16 4.5.2 井距16 4.5.2.1 井距确定的原则 16 4.5.2.2 合理井距的确定 17 4.6 注水方式18 4.6.1 合理注采井数比的确定18 4.6.1.1 应用渗流理论及油藏工程方法 18 4.6.1.2 数值模拟方法 19 4.6.2 注采井布置方式19 4.6.3 注水时机的确定19 4.6.4 注水井投产方式的确定 .19 4.6.5 注入水质要求19 4.7 采油及投产方式的确定19 4.8 注采压力系统及合理压力水平的确定19 4.8.1 注水井合理注入压力的确定19 4.8.2 压力保持水平的确定20 5 5 开发部署开发部署2020 5.1 应用水平井开发的可行性20 5.2 部署原则20 5.3 部署方案及优选20 5.4 注采井别确定20 5.4.1 确定原则20 5.4.2 确定结果20 6 6 开发指标预测开发指标预测2020 6.16.1 开发初期单井配产20 6.26.2 开发指标动态预测20 6.2.1 数值模拟方法20 6.2.2 油藏工程方法20 6.2.2.1 稳产期的确定 20 6.2.2.2 递减期采油速度的确定 21 6.2.2.3 含水率的确定及日产液量预测 21 7 6.2.2.4 注水量预测 21 6.2.3 动态开发指标的确定22 6.36.3 产能预测22 7 7 经济评价经济评价2222 7.17.1 开发投资22 7.1.1 钻井投资22 7.1.2 地面建设22 7.2 采油成本22 7.37.3 经济指标预测23 8 8 实施要求实施要求2323 8.1 钻井、采油、地面建设工程的实施要求23 8.1.1 钻井实施批次及顺序23 8.1.2 钻井、完井、射孔、测井工程的技术要求23 8.1.2 直井和特殊结构井（水平井、斜井、定向井、丛式井等）的注采工艺技术 要求 .23 8.1.3 低渗透油藏整体压裂改造方案的优化设计要求23 8.1.4 开发全过程中系统保护油层的要求及措施23 8.2 方案实施过程中的调整和技术措施23 8.2.1 钻井、测井后要进行精细地质研究，综合调整确定注采井别、射孔层位及 断层、隔层变化位置 .23 8.2.2 相关开发试验的安排及要求；制定分区块投产、投注的时间顺序23 8.2.3 补取资料要求：取心、取样、试采、试井等23 8.2.4 建立油藏动态监测系统23 8 1 油田概况（一级标题，小四号黑体 占两行，数字黑正体） 1.1 自然条件简况（二级标题，小四号宋体，数字黑正体） 1.2 区域地质情况 （区域构造图） 1.2.1 构造位置及构造发育史（三级标题，小四号宋体，数字黑正体） （构造图） 1.2.2 地层层序及沉积环境分析 （综合柱状图）（沉积相图） 1.3 勘探历程及开发准备情况 （说明发现油井过程；二维、三维地震的范围及工作量，地震资料处理及解释成果； 探井、评价井井数及密度；取心及分析化验资料数量；测井及地层测试情况；试油、试 气、试水工作量及成果；试采成果及开发试验情况。 表 块试油成果表 压力 MPa日产量累产量温度 井号 层 位 试 油 序 号 解释 层号 射孔井 段 m 厚 度 m 试 油 或 措 施 日 期 工作 制度 油 压 套压静压 流 压 油 t 水 m3 油 t 水 m3 测点 深度 m 静温 流 温 试 油 结 论 M1 Es33 1 40、 41 2871.9 - 2881.6 6.6 压 裂 201 0. 03. 16 自喷 8mm 00 32.6 1 24. 8 19.9 3 / 135.5 / 2824. 93 114. 8 11 6 油 层 M2 Es33 1 48、 49、 50 2892.7 - 2906.3 8.0 压 裂 201 0. 10. 04 泵压 15MPa 37.2 8 4.77 / 14.06 / 油 层 （本部分最后概述油田规模、开发层组及油田类型） 2 油藏地质特征 2.1 地层特征及层组划分 2.1.1 地层特征 （综合柱状图） 2.1.2 层组划分 9 表 层组划分结果表 层 位 油 层 组 小 层 2.2 构造 （构造图） 表 断层要素表 断层名称断层级别 断距 m 延伸长度 Km 走向 倾向倾角发育时间 2.3 沉积特征 （沉积相图） 2.4 储层特征研究 2.4.1 储层岩性、物性 表 储层物性统计表（岩心） 井号油层组 孔隙度渗透率 10-3m2 碳酸盐含量 泥质含量 粒度中值 分选系数 （孔隙度和渗透率分布直方图） 2.4.2 储层分布规律研究 （砂体分布图） 2.4.3 储集空间 2.4.3.1 储集空间类型 2.4.3.2 储层裂缝发育情况 表 块裂缝发育情况表 10 发育 层 段 埋深（m） 开度 （mm） 密度 （条m） 倾 角走 向充填 2.4.3.3 储层非均质性 表 块储层层内非均质性统计表 K 10- 3m2井号层位解释号 最大最小平均 变异 系数 级差 非均质 系数 2.5 油层分布特征 表 块油层有效厚度表 单位：m 井号油组油组油组合计 （油层分布图） 2.6 流体性质 2.6.1 地层、地面原油性质 11 表 块原油性质统计表（地层）（高压物性表） 表 块原油性质统计表（地面） 井号井段 (m) 密度 20 (g/cm3) 粘度 50 (mPa.s) 凝固点() M12871.9-2881.60.83665.520 2.6.2 天然气及地层水性质 天然气性质表 地层水性质表 2.7 渗流物理特征 2.7.1 微观渗流物理特征 表 样品测试分析情况统计表 共计：？块 序号测试项目块次 1孔隙度 2渗透率 3碳酸盐 4X-衍射全岩 5X-衍射粘土 6图象分析 7薄片鉴定 8扫描电镜 9岩石毛管压力 2.7.1.1 储层岩石的表面润湿性 表 块润湿性试验结果表 井 号样号井深，m层位相对水湿，润湿程度 12 2.7.1.2 两相界面上的界面张力和吸附作用 2.7.1.3 毛管压力曲线的变化特征 2.7.1.4 油水相对渗透率曲线变化规律 2.7.1.5 室内水驱油效率试验的变化特点 2.7.2 储层岩石敏感性特征及对储层渗流的影响 2.7.2.1 速敏性评价 2.7.2.2 水敏性评价 2.7.2.3 盐敏性评价 2.7.2.4 酸敏性评价 2.7.2.5 碱敏性评价 2.7.2.6 综合评价 2.7.3 油、水两相渗流能力 2.7.3.1 油层生产能力分析 无量纲产液指数和无量纲产油指数计算公式 表 块无量纲产液（油）指数计算 SwKroKrwfw无量纲产液指数无量纲产油指数 0.4000.0001.000 0.4100.0130.770 0.420 0.430 0.450 0.480 0.500 0.520 0.550 2.7.3.2 油层吸水能力分析 对于一个单油层，吸水能力的大小和注水压差、油水井之间的距离、原油性质、油 层性质、流度比等有关。当开采对象及注采井距一定时，注水开发过程中吸水能力的变 化，主要反映在油层中含水饱和度的改变而引起的流动阻力的变化上。注入水流动阻力 的变化可以用流度比的变化来反映。随含水上升、油层孔隙中的水、油置换，水相渗透 率增加，油相渗透率减小，注入水流动阻力减小，因此油层吸水能力增大。 根据流体在稳定状态下径向流动方程式，一个单层注水强度可由以下公式计算： )1 (1)/ln( )( 7 . 87 fMf K rr pp Q w wwo ow WH 13 式中：QWH单位厚度注入量，m3/dm； pw注水井井底流动压力，MPa； po采油井井底流动压力，MPa； rwo注采井距，m； rw注采井井径，m； f含水率，小数； Kw水相渗透率，小数； M水、油流度比。 根据？块相渗及实际注水资料，可计算出在不同含水时刻的注水强度（表），由不 同含水时刻注水强度变化曲线（图）可以看出，？。 表 3.14 包 14 块注水强度计算 SwKroKrwfw%注水强度 m3/t.m 2.8 压力和温度系统 （地层压力随深度变化图）、（地层温度随深度变化图） 2.9 天然驱动能量与驱动类型 2.10 油藏类型 （剖面图） 2.11 储量计算 2.11.1 储量参数的确定 2.11.2 计算方法 石油地质储量采用容积法计算，具体公式如下： N=0.01AohSoioa/Boi 式中：N石油地质储量，104t Ao含油面积，km2 h有效厚度，m 有效孔隙度，% 14 Soi含油饱和度，% oa地面原油密度，g/cm3 Boi体积系数 2.11.3 储量计算结果 表 块石油储量计算表 计算 单元 层位 油 品 储量 类别 Ao km2 H m Soi oa g.cm-3 Boi NZ 104t ER NZR 104t Rsi m3t-1 Gs 108m3 合计 2.11.4 储量评价（新增储量必备） 3 试油试采及试注分析 3.1 试油试采分析及认识 3.1.1 试油试采分析 试油表、采油曲线 3.1.2 试油试采认识 3.2 试注效果分析 3.2.1 注水井生产状况 表 块注水井生产状况表 井段 m 井 号 顶深底深 厚度 m 层 数 生产 天数 套压 MPa 油压 MPa 日注水量 m3 视吸水指数 m3/d.MPa 累注水量 104m3 平均 3.2.2 注水井吸水状况分析 表 块历年注水状况数据表 年 份 项 目 注水井数 口 干线压力 MPa 15 井口压力 Mpa 启动压力 MPa 单井日注水量 m3/d 视吸水指数 m3/(d.Mpa) 通过指示曲线分析注水情况 a.平行上移式：共 13 井次，占统计井次的 27.1%。这类井的指示曲线平行上移，斜 率不变，表明吸水指数并未降低。主要是在注水过程中由于储层非均质性强、连通性差， 使注水井的能量（压力）难以传递、扩散出去，致使注水井井底附近压力蹩的很高，启 动压力升高，有效的注水压差减小，因而注水井的吸水量降低； b.平行下移式：共 13 井次，占统计井次的 27.1%。这类井的指示曲线平行下移，斜 率也不变，表明吸水指数不变。由于该井在注水过程中邻井压裂而增加了渗流能力，因 此使启动压力降低，有效的注水压差增大，因而注水井的吸水量增大； c.斜率增大式：共 12 井次，占统计井次的 25%。这类井的指示曲线斜率增大，表明 吸水指数降低，造成注水井的吸水量降低。这种情况表明，包 14 块在注水过程中注入水 质或作业压井液不合格、不配伍而污染和堵塞油层所致； d.斜率减小式：共 8 井次，占统计井次的 16.7%。这类井的指示曲线斜率减小，表 明吸水指数增大，因而注水井的吸水量增大。原因与斜率增大式正好相对； e重叠式：共 2 井次，占统计井次的 4.2%。这类井的指示曲线不但斜率未变，而 且不同时间、相同注水量下注水压力也相同，表明吸水能力未变，即该注采井组所处的 沉积相带、构造有利，储层物性好，连通好，并且在注水过程中油层未受到污染。 通过根据注水指示曲线分析注水过程中吸水变化情况，表明包 14 块在注水过程中一 是要提高注水井的注入压力，降低启动压力，同时更要注重水质达标，保护油层免受污 染。 3.2.3 注水效果分析 4 油藏工程设计 4.1 数值模拟研究 4.1.1 软件的选择 4.1.2 模型的建立 4.1.2.1 地质建模 4.1.2.2 模型描述 4.1.2.3 地质模型初始化参数 地质模型初始化参数主要包括以下几个方面： 基本参数 基本参数主要有储层原始状态下的地层压力、岩石、水、原油压缩系数、标准状态 下的油、气、水密度等等，包 14 块历史拟合中的主要参数选取如下： 地面原油密度： g/cm3； 16 原始地层压力： Mpa； 饱和压力： Mpa 原油粘度： mpa.s; 水粘度： mpa.s； 水体积系数： m3/m3； 岩石压缩系数：10-3Mpa-1； 油藏温度： 油藏地质描述图件 其中包括模拟层的构造图(包括构造顶界、断层、井位)，模拟层有效厚度、砂岩厚 度、孔隙度、渗透率等。 这些图件描述了油藏的模拟空间几何形态及影响渗流特性的基本参数。 原油 PVT 分析数据 PVT 数据对地下渗流影响敏感，特别是对油田含水率，尽而影响压力变化。 相渗曲线 4.1.2.4 生产历史数据及完井数据 生产历史数据主要包括单井开发历史中的日产油、产水、累积产油、产水、含水率 及压力变化。断块的日产油、产水、累产油、含水率及压力变化。完井数据主要包括生 产层位、射孔井段的改变和射孔层段渗透率(K)与厚度(H)的乘积 KH 值。 模拟中产油井采用单井日产油量做为输入数据，注入井以日注水量做为输入数据。 单井分层的产油、产水根据数模软件自动计算，其大小取决于井射孔位置的渗透率、厚 度、地层压力和流压。在注水井无吸水剖面的条件下，分层注水量计算同上，在有吸水 剖面的情况下，同时考虑吸水剖面进行适当调整。 4.1.3 历史拟合 历史拟合的过程就是修正油藏参数偏差，使新建立的油藏数值模拟模型更好地代表 所模拟油藏的过程，其目的就是运用已有的实际动态数据，结合模拟模型进行修正或调 整，使之产生的动态和实际动态相一致。 历史拟合的步骤是首先对断块的地质储量、综合含水、压力、采出程度等指标进行 整体拟合，然后再进行单井含水及压力拟合。 4.1.3.1 断块整体指标拟合 地质储量拟合 断块压力拟合 断块综合含水率拟合 4.1.3.2 单井开发指标历史拟合 4.2 开发原则 采取整体部署、分批实施、及时调整、不断完善的开发原则； 根据断块天然能量不足的特点，采取早期注水补充能量的开发方式； 根据油井产能低、压裂改造可获一定产能的特点，立足于压裂投产、机械采油； 在满足采油速度、一定稳产年限的前提下，争取获得较高的采收率，使油田开发 17 获得好的经济效益。 4.3 开发层系的划分与组合 4.3.1 层系划分与组合的原则 一套独立的开发层系必须具备一定的厚度和储量，一般单井平均有效厚度不少于 10m，单井控制储量不少于？104t； 一套独立的开发层系必须具备经济上可行的生产能力并能满足采油速度及稳产年 限的要求； 同一层系内储层的构造形态、储层物性、原油性质应接近； 同一层系内要具有统一的温度、压力系统； 各层系间必须具备良好的隔层，以防止注水开发时发生层间水窜。 4.3.2 开发层系的确定结果及依据 4.4 开发方式选择 4.4.1 注水开发必要性研究 天然能量不足，一次采收率低 采用物质平衡法计算其弹性采收率为？%，其计算公式如下： ER1=CtP 式中 ER1弹性采收率 ，f； Ct综合压缩系数，1/MPa； P地饱压差 MPa ； 利用溶解气驱经验公式计算出溶解气驱采收率为？%，计算公式如下： 式中: ER2溶解气驱采收率,f; 孔隙度，小数，f S w i束缚水饱和度，f Bob饱和压力下油层原油体积系数，Bob =1.105 ob饱和压力下油层原油粘度，mPa.s K地层平均绝对渗透率，10-3um2 Pb饱和压力， MPa Pa废弃压力， MPa 可见，采用弹性驱和溶解气驱仅能获得？%的最终采收率。 综上所述，该区块属于天然能量严重不足，一次性采收率较低。因此，在开发上， 应及时注水转入补充能量开发，以提高油田最终采收率。 与天然能量开发相比，注水开发可获得较高的采收率 用国内外几种预测水驱砂岩油田采收率经验公式，预测注水开发可获得较高采收率， 预测该块注水开发最终采收率平均为？%，比天然能量开发提高？个百分点（表）。 表 块水驱采收率预测表 1741.0 3722.0 0979.01611.0 2 1 2126.0 a b wi obob Wi R P P S K B S E 18 序号方法及计算公式 最终采收率 （%） 1 油气储委经验公式 1316.0 4289.21 o r K E 2俞启泰、林志芳公式 drEE6911.0 3 美国经验公式 11403 . 0 25569. 0001144 . 0 538 . 1 lg1355 . 0 lg2719. 0 wiorShKE 4 油气储委经验（K10010-3m2） orE0069 . 0 3078 . 0 5数值模拟方法 平均 4.4.2 注水开发可行性 开发实践表明，注水开发是保持油田高产稳产、提高油田最终采收率的有效手段。 注水和其他补充能量方式相比，具有投资少、见效快、物源充足等优点。 4.4.2.1 油水粘度比方面 4.4.2.2 砂体的连通状况 4.4.2.3 储层基本条件 4.4.2.4 注水提高采收率方面 4.4.2.5 相似类型油田注水开发情况 表 同类型油藏储层性质及流体性质对比表 性质 油藏 渗透率 10-3m2 孔隙度 % 含油饱和度% 地下原油粘度 mPa.s 原油密度 g/cm3 本块 类似油田 4.4.2.6 实际情况 4.5 井网、井距的确定 4.5.1 井网 油田的开发井网，主要受油层物性、原油性质、采油工艺和国家对采油速度的要求 等因素所控制。合理的井网部署对提高储量动用程度和采收率非常重要。国内外低渗砂 岩油田的开发实践证明，采用正方形井网均获得了较好的开发效果。正方形面积注水井 网，不仅适应平面调整，还具有调整井网和注采系统的灵活性。 19 4.5.2 井距 4.5.2.1 井距确定的原则 有效地控制和动用绝大多数的油层和储量； 在水驱开发条件下，保证有较高的注水波及系数； 能够满足一定的采油速度和稳产年限的要求； 要有较好的经济效益。 4.5.2.2 合理井距的确定 井网密度的大小不仅受到地质因素的影响，同时也受到油田开发经济效益的限制， 通过对该块油层分布特征、油井产能、目前油价、生产费用等因素的评价，确定该块采 用？m？m 正方形井网开发，其主要依据如下： 为达到一定水驱控制程度时所需井距 表 我国不同类别油田水驱控制程度与井网密度关系对比表 井网密度 km2/口 （hm2/井） 1020304050 油田类别 水驱控制程度（） 88.780.172.465.459.1 76.965.054.946.539.3 70.648.533.623.316.1 52.529.316.59.15.1 36.713.34.851.760.64 要达到较高的最终采收率所需井距 表 不同类型油藏井网密度与采收率关系表 类别 流度 （103m2/mPa.s) 油藏个数回归公式 30060013ER=0.6031e-0.02012S 10030027ER=0.5508e-0.02354S 3010067ER=0.5227e-0.02635S 53019ER=0.4832e-0.05423S 518ER=0.4015e-0.10148S 合理井网密度的计算 合理井网密度是指油田的最终产值与油田的总投资的差额达到最大值时的井网密度。 计算公式如下： af=ln(NBEDa/(A0b)+2lnf 式中：a反映地质因素对井网密度影响程度的常数; ED驱油效率，f; f井网密度，ha/well; 20 N原油地质储量，104t; B原油销售价格，元/t; b平均单井总投资额，104元; A0开发区含油面积，ha; 其中反映地质因素对井网密度影响程度的常数 a 由以下经验公式获得： a=0.0893-0.0208logko/o 式中 ko有效渗透率,um2 o原油地下粘度，mPa.s; 极限井网密度的计算 公式：af=ln(NBED /(A0b)+ lnf 式中符号意义同上 与同类油田相比较 实际开发表明，？米井网油井之间无干扰 表 块历年新井测压统计表 扩边井批次井数 油层中 部深度 m 地层压力 Mpa 压力梯度 Mpa/100m 下入地 层深度 m 下入地层 温度 压力 系数 备 注 4.6 注水方式 4.6.1 合理注采井数比的确定 4.6.1.1 应用渗流理论及油藏工程方法 经多数油田开发实践证明，在面积注水和选择性注水条件下，合理注采井数比可近 等于流度比的平方根： MC )( )( M wirow wrwo SK SK rw ro o w w K K f 1 1 式中：M流度比； 含水饱和度时水相相对渗透率，f；)( wrw SK w S 束缚水饱和度时油相相对渗透率，f；)( wiro Sk wi S 根据上式及油水相渗曲线并结合油田实际，得出不同开发阶段合理注采井数比见表 5.8。 表 块合理注采井数比计算 SwKroKrwfwMC 注采井数比 采油井/注 水井 注水方式 （正方形井网条件下） 21 4.6.1.2 数值模拟方法 4.6.2 注采井布置方式 4.6.3 注水时机的确定 4.6.4 注水井投产方式的确定 4.6.5 注入水质要求 表 辽河油区？油田注入水水质标准 项目，单位指标 悬浮物颗粒直径中值，m 悬浮固体含量，mg/L 含油量，mg/L 平均腐蚀率，mm/a SRB 菌，个ml 铁细菌，个ml 腐生菌，个ml 4.7 采油及投产方式的确定 4.8 注采压力系统及合理压力水平的确定 建立有效驱替压力系统，首先要搞好注采压力的匹配，即注水井允许的最大流动压 力，生产井允许的最低流动压力，以及地层压力的合理界限，保证足够的生产压差。注 水要求注水井最大流动压力不超过破裂压力的 7080%，生产井的流动压力约为饱和压 力的 80%。 4.8.1 注水井合理注入压力的确定 油层破裂压力计算 油层破裂压力通常用下式表示： Pf=0.0223*H+(1.03-)*PR 式中：Pf油层破裂压力，MPa； PR地层压力，MPa； 22 H-油层中部深度，m； 破裂压力常数。 工艺界限压力 4.8.2 压力保持水平的确定 5 开发部署 5.1 应用水平井开发的可行性 5.2 部署原则 5.3 部署方案及优选 对比三个方案 5.4 注采井别确定 5.4.1 确定原则 在储层发育部位，选择厚度大并且产量高的井作为油井； 油层不发育，但砂岩发育与周围连通关系好的井作为注水井； 部署中尽可能保证油井处于一线受效，并力争多向受效，提高油井的水驱控制程 度； 考虑断块裂缝形成方向，该块主应力方向为北东-南西向。由于该块的压裂措施， 地下裂缝已经形成，注采方案及实施顺序应充分考虑裂缝对注水开发的影响。 5.4.2 确定结果 部署图 6 开发指标预测 6.1 开发初期单井配产 方法一：根据采油指数进行单井配产 方法二：根据试采井实际生产情况确定配产 综合以上两种方法，确定该块单井稳产期日产油。 表 开发初期单井配产表 方法一 （根据采油指数配产） 方法二 （根据试采情况配产） 比采油指数 t/d. MPa. m 生产压 差 MPa 计产厚 度 m 单井日 产 t/d 累产油 t 生产 天数 射开厚 度 m 折算日 产 t/d 日产油 t/d 6.2 开发指标动态预测 6.2.1 数值模拟方法 应用数值模拟方法预测最优方案各项开发指标，包括断块日产油量、日产液量、含 水、年产油、年产液、累积油量、注水量等。应用该方法预测到 10 年。 23 6.2.2 油藏工程方法 6.2.2.1 稳产期的确定 根据苏联 23 个水驱砂岩油田的统计资料表明，水驱油田的开发过程大体上可以划分 为三大阶段，即油田建设的产量上升阶段、相对高产稳产阶段和产量递减阶段。油田到 稳产阶段结束时油田采出程度为最终采收率的 50%或 60%。该块取 50%，则稳产期末采出 程度为 10.185%。根据 式中：Q稳稳产期采出油量，为 RN，104t； R稳产期采出程度，%； N地质储量，104t； No油井总数，口。 6.2.2.2 递减期采油速度的确定 研究表明，当油田开发进入递减阶段时，递减阶段的采油速度 o与稳产期的采油 速度