采油工程方案设计编写规范.docx

ICS 75. 020E 14备案号：37527-2012中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T 6081-2012 代替 SY/T 6081-1994 采油工程方案设计编写规范Specifications for oil production engineering project design2012-08-23发布 2012-12-01实施 国家能源局 发 布前言 本标准按照GB/T 1.1-2009标准化工作导则 第1部分：标准的结构和编写给出的规则起草。 本标准代替SY/T 6081-1994采油工程方案设计编写规范。与SYT 6081-1994相比，除编辑性修改外，主要技术变化如下： 增加了前言； 将主题内容与适用范围修改为“范围”，并对相应内容进行了修改（见第1章，1994年版的第1章）； 将引用标准修改为规范性引用文件，并对标准中规范性引用文件进行了调整（见第2章，1994年版的第2章）； 删除了符号（见1994年版的第3章）； 增加了方案设计原则（见第3章）； 增加了方案设计基础，并就相关内容进行了完善（见第4章，1994年版的第4章和第5章）； 修改了开发全过程中系统保护油层的要求及措施（见第5章，1994年版的第6章）； 修改了完井工程设计要求（见第6章，1994年版的第7章）； 修改了注水工艺方案设计（见第7章，1994年版的第8章）； 修改了采油方式优选及其工艺方案（见第8章，1994年版的第9章）； 增加了储层改造方案设计，并将修改后的低渗透油藏整体压裂改造方案设计内容移人该章 (见第9章，1994年版的第1()章）； 修改了防砂工艺方案设计(见第1()章，1994年版的第11.3）： 修改了采油工程辅助配套工艺（见第11章，1994年版的第11章）； 修改了油、水井动态监测（见第12章，1994年版的第12章）； 修改了措施及作业工作量、作业队伍需求量预测和配套厂、站建设（见第13章，1994年版的第13章）； 增加了对钻井、地面工程要求（见第14章）； 增加了健康、安全和环境保护要求（见第15章）： 修改了采油工程资金概算（见第16章，1994年版的第14章）： 增加了方案实施要求（见第17章）； 修改了推荐方案及实施大纲（见第18章，1994年版的第15章）： 修改了采油工程方案设计编写细则（见附录A, 1994年版的附录A）。 本标准由采油采气专业标准化委员会提出并归口。 本标准起草单位：中国石油大港油田采油工艺研究院。 本标准主要起草人：孙连杰、唐庆、赖学明、韩岐清、黄晓红、韩涛、杨涛。SY/T 6081-2012采油工程方案设计编写规范l 范围本标准规定了编制油田开发采油工程方案设计的原则、依据、内容及技术要求。本标准适用于天然能量及注水开发油田的采油工程方案设计编制。2规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 AQ 2012 石油天然气安全规程 SY/T 6361 采油采气注水矿场健康 安全与环境管理体系指南 SY/T 6362 石油天然气井下作业健康、安全与环境管理体系指南3 方案设计原则3.1 应根据油田地质特征及油藏储层状况进行采油工程方案设计编制。3.2应充分合理利用地层能量，提高油田开发总体技术经济水平。3.3 以探井及评价井试油试采、工艺适应性分析评价为前提，重视应用先进适用、安全可靠、经济可行的成熟工艺技术。3.4应符合国家、行业相关标准规范要求，并提出健康、安全及环境保护的要求。3.5 应为设备装置选型、地面工程方案设计和经济评价提供相关基础数据。4方案设计基础4.1 油田概况4.1.1油田地理位置及环境条件。4.1.1.1 地理位置。4.1.1.2 环境条件。4.1.2 油田勘探主要成果。4.1.2.1 简要历程。4.1.2.2主要成果及认识。4.2 油藏工程方案要点4. 2.1油田开发的总体部署及技术政策。4.2.2方案设计要求达到的技术经济指标：包括油井产量指标、稳产时间、油层改造程度、油水井免修期、经济效益等。4.2.3油田地质和油藏工程基础。4.2.3.1 油田地质基础。4.2.3.2地质构造特征。4.2.3.2.1 储层分布特征及油水关系。4.2.3.2.2储层岩心分析。4.2.3.2.3储层裂缝及地应力研究成果。4.2.3.3油藏工程基础。4.2.3.3.1流体性质。4.2.3.3.2 油藏压力系统与温度系统。4.2.3.3.3储层岩石渗流特征。4.2.3.3.4敏感性分析结果。4.2.3.3.5试油、试采成果及试井资料解释结果。4.2.3.3.6油藏类型和驱动方式。4.2.3.3.7 油田开发层系和开发方式。4.2.3.3.8 油井产能预测。4.2.3.3.9油田开发指标预测结果。4.2.3.4 油田地质和油藏工程方案提出的采油工程要求。4.2.3.5 油田开发压力系统分析结果。4.3 采油工艺主体技术现状及适应性分析4.3.1 油层保护。4.3.2完井工艺。4.3.3举升工艺。4.3.4注水工艺。4.3.5措施工艺。4.3.6注采设备。5开发全过程中系统保护油层的要求及措施5.1 完井过程中保护油层的要求5.1.1 完井液、射孑L液性能要求。5.1.2保护油层工艺及措施要求。5.2 注水过程中保护油层的要求及措施。5.2.1 注入水引起储层损害程度分析。5.2.2 黏土稳定剂溶液对岩心渗透率的损害分析。5.2.3保护油层措施及要求。5.3增产措施中保护油层的要求及措施5. 3.1 压裂过程中保护油层的要求及措施。5.3.1.1 主要损害因素及分析。5.3.1.2压裂液选择。5.3.2酸化过程中保护油层的要求及措施。5.3.2.1主要损害因素及分析5.3.2.2酸液体系选择。5.3.3其他增产增注措施中保护油层的要求及措施5.4修井作业中保护油层的要求及措施5.4.1 主要损害因素及分析。5.4.2压井液优选。5.4.3保护油层措施及要求。6 完井6.1 完井方式选择 优选并提出合理完井方式。6.2 生产管柱尺寸确定6.2.1油井管柱尺寸确定。6.2.2注水井管柱尺寸确定。6.3生产套管要求 包括套管尺寸、材质、强度、密封性及防护措施要求。6.4射孔完井方式6.4.1 固井要求。6.4.1.1 固井水泥、水泥环、水泥返高要求。6.4.1.2 固井水泥胶结质量要求。6.4.1.3 固井质量检测方法及检测时间的特殊要求。6.4.2射孔工艺设计。6.4.2.1影响射孔效果的因素分析。6.4.2.2射孔参数优化设计。6.4.2.3射孔液优选。6.4.2.4射孔方式及工艺选择。6.5筛管完井方式6.5.1筛管类型优选。6.5.2筛管参数设计。6.6其他完井工艺方案设计 进行其他完井方式优选及工艺方案设计。7 注水工艺方案设计7.1 注入水水源选择与水质要求7.1.1 储层孔隙结构分析。7.1.2注入水水源类型选择。7.1.3注入水水质要求。7.2 注水系统压力分析7.2.1注水井吸水能力预测。7.2.2注水地层破裂压力预测。7.2.3注水压力设计。7.3油藏工程方案中对注水要求的工艺可行性分析7.3.1保持油藏压力水平的可行性。7.3.2完成配注量的可行性。7.3.3注水时机的工艺分析。7.4注水管柱设计7.4.1 注水管柱结构设计。7.4.2注水管柱强度计算。7.4.3注水管柱材质选择。7.5 注水井井口装置 优选注水井井口装置。7.6 注水井投（转）注措施及要求7.6.1试注要求。7.6.2投（转）注方式。7.6.3投（转）注前的油层预处理措施。7.6.4投（转）注管柱及工艺要求。7.6.5投（转）注工艺施工要求。7.6.6井筒保护措施。7.7 注水井日常管理要求 提出注水井日常管理要求。8 采油工艺方案设计8.1 采油方式选择的原则 确定采油方式选择原则。8.2油藏（区块）油井产能预测与分析8. 2.1 采液指数预测。8.2.2 区块油井产能分布。8.3油井自喷期生产动态预测8.3.1 不同开发阶段油井最大自喷产量。8.3.2生产系统压力分析。8.3. 2.1采油井井口压力选择。8.3.2.2采油井井底流压设计。8.3.3油井停喷条件预测。8.3.4合理转抽时机。8.4 采油方式综合评价与优选8.4.1综合评价因素分析。8.4.2人工举升方式优选。8.5 人工举升工艺方案设计8. 5.1抽油机有杆泵举升工艺。8.5.2潜油电泵举升工艺。8.5.3水力泵举升工艺。8.5.4螺杆泵举升工艺。8.5.5气举举升工艺。8.5.6其他。8.6采油工艺方案8.6.1推荐的工艺参数范围。8.6.2采油设备的规格、型号、主要技术参数及数量。8.6.3 配套管杆柱的结构、材质及强度校核。8.6.4提高举升效果配套工艺。8.6.5举升工艺施工要求。9储层改造方案设计9.1 压裂改造方案设计9.1.1压裂几何参数优化设计。9.1.1.1 裂缝参数优化。9.1.1.2压裂井产能预测。9.1.2压裂工艺优化。9.1.2.1压裂液、支撑剂选择。9.1.2.2压裂方式选择。9.1.2.3压裂管柱设计。9.1.3压裂施工要求。9.2低渗透油藏整体压裂改造方案设计9.2.1 压裂改造的地质及油藏工程基础分析。9.2.1.1构造特征与地应力分析。9.2.1.2储层及岩性特征分析。9.2.1.3油藏工程设计的布井方案及配产要求分析。9.2.1.4整体压裂改造的必要性及可行性初步分析。 9.2.2整体压裂改造方案设计。 9.2.2.1 压裂液、支撑剂选择。 9.2.2.2压裂方式选择。 9.2.2.3整体压裂改造的数值模拟。 9.2.2.4压裂施工参数选择。 9.2.2.5压裂管柱设计。 9.2.2.6压裂设备选择。 9.2.2.7压裂施工要求。 9.2.2.8 整体压裂改造效果及效益预测。 9.2.2.8.1整体压裂改造效果预测。 9.2.2.8.2经济指标计算与方案的经济分析。 9.2.2.9 整体压裂改造方案实施要求。 9.3 酸化工艺方案设计 9.3.1工艺类型选择。 9.3.2酸液类型及用量。 9.3.3工艺管柱设计。 9.3.4效果评价及预测。 10 防砂工艺方案设计 10.1 出砂预测 10.1.1 出砂因素分析。 10.1.2 出砂临界生产压差预测。 10.2 防砂方法选择 防砂方式优选及参数设计。 10.3推荐的防砂工艺及配套技术 推荐出防砂工艺及配套技术。 11 配套工艺方案设计 11.1 解堵工艺方案11.1.1 油层损害程度分析。 11.1.2 解堵方法选择。11.1.3解堵工艺方案。11.2 清、防螬工艺方案11.2.1 含蜡量、蜡性及结蜡规律分析。11.2.2清、防蜡方法选择。11.2.3清、防蜡工艺方案。11.3 降黏工艺方案11.3.1 降黏工艺需求分析。11.3.2 降黏方法选择。11.3.3 降黏工艺方案。11.4 防腐、防垢工艺方案11.4.1腐蚀、结垢因素分析。11.4.2 防腐、防垢方法选择。11.4.3 防腐、防垢工艺方案。11.5 注水井增注及调剖调驱工艺方案11.5.1 增注措施。11.5.2 调剖调驱措施。11.6 封层、封串、堵水工艺方案11.6.1封层措施。11.6.2封串措施。11.6.3堵水措施。11.7 大修工艺方案 进行大修工艺方案设计。11.8其他 进行其他配套工艺方案设计。12 生产动态监测方案设计12.1 生产动态监测的总体方案设计。12.2 生产动态监测仪器设备及工艺选择。12.3 生产动态监测方案实施要求与建议。13措施及作业工作量、作业队伍需求量预测和配套厂、站建设13.1 措施及作业工作量预测。13.2作业队伍及装备需求量预测。13.3配套后勤厂、站建设。14对钻井、地面工程要求14.1对钻井工程要求。14.2对地面工程要求。15健康、安全和环境保护要求15.1 健康、安全、环境管理体系 采油采气注水矿场健康、安全与环境管理体系按SYT 6361的规定执行。 石油天然气井下作业健康、安全与环境管理体系按SYT 6362的规定执行。15.2安全防护措施15.2.1 工程技术危险源分析。15.2.2 工程技术安全预案按AQ 2012的规定执行。15.3环境保护措施15.3.1井场液体、气体排放及处理要求。15.3.2油田水处理要求。15.3.3其他要求。16 采油工程资金概算16.1 资金概算范围 确定资金概算范围。16.2 资金编制依据 制定资金编制依据。16.3资金概算 主体上应包括以下内容： a) 前期室内实验及现场试验费用； b) 完井费用； c) 投产、投注费用； d) 措施及修井作业费用； e) 生产动态监测费用； f) 新工艺新技术试验费用； g) 方案编制费用。17 方案实施要求17.1 明确方案跟踪单位及其责任。17.2 明确方案更改和审批程序。17.3其他。18推荐方案18.1主体工艺方案。18.2新工艺、新技术试验方案。附录A（资料性附录）采油工程方案设计编写细则 为了便于编写采油工程方案设计，就方案设计中通用或较为重要的部分编写了如下细则，作为参考。A1 方案设计基础 采油工程方案设计的基础和依据是油田地质研究、油藏工程方案和采油工艺主体技术现状及适应性分析等。在编制采油工程方案时，应提供以下油田地质研究成果、油藏工程方案及有关资料参见表A.1至表A18及图A.1至图A4。A1.1 油层保护适应性分析 完井、采油、注水、修井及措施过程中所采用的油层保护技术及应用效果评价。A1.2 完井工艺适应性分析 近几年新井所采用的完井工艺、完井参数、完井液及应用效果评价。A1.3举升工艺适应性分析 对油田（区块）举升工艺现状描述，重点对机采经济、技术指标进行统计和分解，对所用工艺技术的适应性进行分析。A1.4注水工艺适应性分析 对油田注水工艺现状描述，重点对注入管柱和试注工艺效果进行评价。A1.5措施工艺适应性分析 对油田（区块）措施工艺现状进行简要描述，重点对近几年新、老井所用措施的具体工艺、施工规模、效果等进行对比分析评价（先期与后期对比、不同工艺效果对比、同一工艺不同施工参数对比等）。A.1.6 注采设备适应性分析对油套管、机械采油设备（地面及井下部分）、注水工艺设备等现状进行描述，并进行适用性评价。A2 开发全过程中系统保护油层的要求及措施根据油田地质和油藏工程设计提供的储层敏感性矿物分析资料和敏感性实验评价（按SY/T 5358的规定执行）结果，对有可能造成储层损害的各种潜在因素进行系统的分析研究，在下列实验评价(参见表A. 19至表A.22)的基础上，进行人井液的优选，并提出切实可行的保护油层要求及措施。A3 完井A3.1生产管柱尺寸确定可根据油藏工程设计确定的不同开发阶段油水井产液量及注入量，对管柱尺寸进行产量、黏度和摩阻的敏感性分析，确定油水井管柱的尺寸，计算结果参见表A23和表A24。A3.2 生产套管尺寸要求根据已确定的生产管柱的接箍外径和井下设备的最大外径，在保证一定间隙的条件下，提出生产套管尺寸要求。间隙的大小要考虑到采油、井下测试和作业的需要。套管强度应根据采油、注水和井下作业时可能出现的井筒压力、流体性质以及地应力和地层岩性，并按SY/T 5724的规定提出套管强度的设计和校核要求（侧钻井应结合原井筒套管尺寸进行优化）。A3.3 射孔完井方式射孔完井方式应重点进行以下工艺技术论证。A3.3.1 固井要求根据油田开采的需要，从油层保护角度出发，确定并提出固井水泥、水泥环、水泥返高、胶结质量、固井质量检测方法及检测时间的特殊要求。A3.3.2 射孔工艺设计在对影响油井射孔效果的孔密、孔径、孔深、相位角、布孔格式等因素分析研究的基础上，应用“油井射孔优化设计软件”进行射孔参数的优化设计及选择，计算结果见表A25。 A.4 注水工艺方案设计 注水方案设计中应重点进行以下工艺技术论证。A.4.1 注入水水源选择与水质要求参照SY/T 5329并结合油田实际情况，选择注入水源和制定水质标准，结果参见表A26 aA.4.2注水系统压力分析 首先进行注水井吸水能力和注水破裂压力预测，在此基础上进行注水压力的优化设计计算结果参见表A. 27和表A28。A.4.2.1注水井吸水能力预测。 吸水能力预测可采用以下三种方法： a) 利用油藏工程设计的数值模拟结果进行预测； b) 根据油水相对渗透率曲线，利用油水两相径向流的公式进行预测； c) 根据试注资料、老井投注数据或井底处理措施中挤处理液时所获得的吸水能力经换算得出吸水能力。A.4.2.2注水地层破裂压力预测。 注水地层破裂压力预测可采用以下两种方法： a) 根据试注过程中的吸水指示曲线，确定破裂压力； b)利用探井压裂实测或根据地应力和岩石抗张强度、泊松比等岩石力学参数，计算破裂压力梯度，预测破裂压力。A4.2.3注水压力设计。 根据配注量、吸水指数、管柱尺寸、油藏压力和地层破裂压力，利用注水井的节点分析方法，确定注水井的井口、井底注水压力，并从防止套管和水泥环损坏的角度：对注水压力作必要的限制。A4.3注水管柱设计注水管柱设计包括管柱结构和管柱强度设计见表A29至表A31、图A.5、图A6。根据油藏一程方案的注水要求，确定注水管柱结构。其强度设计除了进行抗内压和抗拉极限载荷校核计算外，在深井、大斜度井、水平井中还应根据鲁宾斯基( Lubinski)理论计算管柱的活塞效应、螺曲效应、鼓胀效应和温差效应，进行全面的强度分析和校核。A5 采油工艺方案设计油田正式投入开发前就需要正确地选用采油方式，在开采过程中随着采出程度、含水、地层能量等的变化，需要不失时机地转换采油方式以满足开发方案的要求。正确的采油方式应技术上可行，经济上合理，满足客观条件要求。A5.1 采油方式论证的基本内容采油方式论证的基本内容包括：a) 以油藏或区块为对象，根据油藏工程设计预测的单井产能建立不同开发阶段的油井产能分布模型，进行油井分类； b) 根据地面生产和油藏地质条件及各种采油方式可能的适应范围，初步确定可供选用的几种采油方式，以便进一步进行计算和分析；c) 应预测不同开发阶段、不同类型油井以不同采油方式生产时的油井动态，包括机械采油方式转换时机，各种方式在不同采液指数、不同含水下的可能产量、所用设备、工作参数及工况指标等；d)从技术上评价不同采油方式对不同油藏工程方案的适应程度，以及提出对油藏工程方案的修正或选择建议； e)计算经济指标（投入产出比）； f)进行技术经济综合评价，并对不同含水阶段采用的采油方式作出选择和对油藏工程方案提出反馈建议。A.5.2 采油方式选择的基本方法A.5.2.1 油藏（区块）的油井产能预测与分析根据油藏工程设计提出的单井产能预测结果，进行不同地层压力、不同开发阶段的油井产能预测分析：在不具备进行油藏数值模拟的条件时，可利用试油、试采的采液指数和取心井的油水相对渗透率资料进行不同地层压力、不同开发阶段的油井产能预测分析，预测结果参见表A. 32。A.5.2.2 采油方式综合评价与优选应用油井生产动态模拟与产能预测分析结果，综合考虑经济、管理和生产条件等各种因素后（综合评价因素参见表A33）对不同采油方法作出评价，在此基础上进行采油方式优选。A.5.2.3 油井生产动态模拟A.5.2.3.1 建立油井生产动态模型 油井生产动态模型是模拟各种采油方式在不同含水阶段的油井生产动态，可用来预测油井可能获得的最大产量、工作参数与工况指标。油井生产系统通常是由油层井筒一机采设备一地面流动等四个具有不同流动规律而又紧密衔接、互相影响的子系统所组成。A5.2.3.2计算工况指标 应用油井生产动态模拟结果，计算出区块（油井）在保持一定油藏压力水平，采用不同采油方式时，在不同采液指数、不同含水阶段的工况指标。预测结果参见表A. 34至表A40。A.6低渗透油藏整体压裂改造方案设计 低渗透油藏整体压裂改造方案设计是在既定地质与工程条件下，综合使用油藏工程与压裂工艺的全部现代化技术（油藏数值模拟、水力压裂模拟、经济分析、实验室评价、现场测试等）来预测与评价油藏整体压裂后开采效果，以实现油田开发的高水平、高效益。 整体压裂改造方案设计应遵循以下基本步骤： a) 根据油田地质研究和油藏工程设计确定整体压裂的地质模型； b) 利用已有压裂和生产的资料进行生产历史拟合，检验和选定模型、修正和确定油藏数值模拟的基本参数； c) 确定模拟方案，进行模拟计算，预测不同缝长和导流能力的生产动态； d) 应用水力裂缝模拟确定达到不同裂缝长度和导流能力所需要的施工规模、工艺参数及其费用，参见表A41； e) 评价净收益与缝长的关系参见表A42，以确定产生最大净收益的裂缝参数； f) 进行整体压裂改造效果及效益预测； g) 进行综合分析对比选定整体压裂改造方案，整体压裂改造方案设计中还应进行压裂液及支撑剂的选择，结果参见表A. 43和表A44。A.7 油、水井生产动态监测 油、水井生产动态监测内容参见表A45。A.8措施及作业工作量、作业队伍需求量预测和配套厂、站建设 措施及作业工作量、作业队伍需求量预测和配套厂、站建设参见表A-46。A.9 采油工程资金概算 采油工程资金概算参见表A47和表A48。表A.1 地质构造圈闭要塞构造名称层位圈闭类型圈闭面积km2闭合幅度m高点海拔m长轴 km短轴 km长/短翼部倾角（）南东北西表A.2 油田地质特征界系统群组地层厚度 m岩性特征电性特征备注表A.3 断层数据断层 级次断层 名称断层 性质断层 走向断面倾向、倾角（）延伸长 km断距 m遮挡 作用表A.4 岩石矿物成分及特征井号井段 m层位岩石成分含量 %胶结物成分含量 %油层物性主要流动喉道尺寸 %孔隙度 %渗透率含油饱和度 %空气 10-3m2有效 10-3m2表A.5 地面原油性质分析井号井段 m层位相对密度黏度（测温） mPas凝固点 初馏点 胶质沥青质 %含蜡量 %含硫量 %含水量 %盐分含量 %表A.6 天然气分析井号井段 m层位相对密度甲烷 %乙烷 %丙烷 %异丁烷 %正丁烷 %戊烷及以上 %氮气 %二氧化碳 %硫化氢 %表A.7 油田地层水分析井号井段 m层位取样条件总矿化度mg/L主要离子mg/L水型K+Na+Mg2+Ca2+Cl-SO42-HCO3-CO32-表A.8 地层原油“PVT”分析井号井段 m层位油藏压力Mpa饱和压力Mpa地层温度相对密度原油黏度 mPas体积系数压缩系数Mpa-1收缩率 %原始气油比 m3/t溶解系数m3/(m3Mpa)表A.9 储层岩石润湿性分析井号岩样编号岩样厚度m取样条件岩心保存条件孔隙度 %空气渗透率 10-3m2含水饱和度 %吸油量 Ml吸油指数 %吸水量 Ml吸水指数 %接触角度（）润湿性判断表A.10 不同含水饱和度下的油、水相对渗透率含水饱和度%油相相对渗透率水相相对渗透率表A.11 储层敏感性评价实验结果流速敏感性评价水敏感性评价盐度敏感性评价碱敏感性评价酸敏感性评价温度敏感性评价应力敏感性评价临界流速mL/min流速敏感指数流速敏敏程度水敏感指数水敏感程度临界盐度mg/L盐敏感指数临界pH值碱敏指数碱敏程度酸敏指数酸敏程度临界温度温度敏感程度临界压力MPa应力敏感程度表A.12 试油结果井号试油层序解释层号层位井段 m射开厚度m有效厚度m油层中深m人工井底m试油日期工作制度mm日产量气油比m3/t含水%压力Mpa油层温度累计产量油 t气 m3水 m3油压套压流压静压油 t气 m3水 m3表A.13 稳定试井分析结果汇总井号层位井段 m采液指数 m3/(Mpad)每米采液指数 m3/(Mpadm)油相有效渗透率10-3m2允许最大生产压差Mpa允许最大产油值表A.14 地层测试成果分析汇总井号井段 m有效渗透率10-3m2流动系数10-3m2m/（mPas）底层系数10-3m2m表皮系数堵塞比堵塞压降Mpa流动效率%备注表A.15 开发层系划分群组开发层系压力系数有效渗透率10-3m2每米采油指数 m3/(Mpadm)驱动方式表A.16 不同含水阶段无因次采液指数预测结果含水%0102030405060708090采液指数 m3/(Mpad)区块1区块2表A.17 开发方案指标汇总区块层位面积km2动用地质储量104t平均井深m总井数口有效井数初期指标十年未开发指标采油井数口注水井数口平均单井产量t/d年产能力104t采油速度%稳产时间年采出程度%综合含水%累积产油104t累积产水104m3合计表A.18 开发指标预测开采时间年井口数平均单井日产油量t日产油t年产油104t累积产油104t日产水m3累积产水104m3日注水m3累积注水104m3采油速度%采出程度%含水率%采油井注水井表A.19 不同压差动态实验数据岩心编号钻井液滤液实验压差Mpa渗透率10-3m2损害率%滤失量mL割去损害端cm割去损害端油相渗透率10-3m2割去损害端损害率%损害前油相渗透率损害后油相渗透率表A.20 射孔液对油层的损害实验区块井段 m岩心孔隙度%实验条件气测渗透率10-3m2油相相对渗透率10-3m2反相注入射孔液损害后油相相对渗透率10-3m2损害率%温度孔隙体积倍数表A.21 注入水引起岩心水敏损害实验区块井段 m岩心孔隙度%实验条件气测渗透率10-3m2液体渗透率10-3m2注入水损害率%温度孔隙体积倍数孔隙体积倍数地层水渗透率10-3m2表A.22 黏土稳定剂溶液对岩心渗透率的影响测试区块井段 m岩心孔隙度%实验条件气测渗透率10-3m2液体渗透率10-3m2注入黏土稳定剂损害后油相渗透率10-3m2损害率%温度注入速率cm/s名称及浓度孔隙体积倍数表A.23 不同管径、不同液量、不同黏度下压力损失压力损失Mpa油管直径mm气液比1气液比2气液比1气液比2气液比1气液比2气液比1气液比2产液量m3/d表A.24 不同管径、不同注入量下压力损失压力损失Mpa油管直径mm产液量m3/d表A.25 射孔参数设计产层射孔枪型射孔弹型孔密孔/m孔径mm孔深mm相位角（）步孔格式射孔压差Mpa计算产量t/d产率比表A.26 注水水质指标水质指标悬浮物细菌总含铁量个/mL含油量mg/L溶解氧量mg/L硫化物含量mg/L游离二氧化碳含量mg/L腐蚀率mm/年总矿化度mg/L固体含量mg/L颗粒直径m膜滤系数腐生菌含量（TGB）个/mL腐生菌含量（TGB）个/mL硫酸盐还原菌含量（SRB）个/mL铁细菌含量个/mL表A.27 注水井吸水能力预测含水%0102030405060708090吸水指数m3/(Mpad)表A.28 注水压力预测结果开采时间年含水%吸水指数m3/(Mpad)注采井数比平均单井配注量m3/d井口注水压力Mpa井底注水压力Mpa备注表A.29 管柱在不同腐蚀条件下的极限内压规格壁厚mm极限内压新油管腐蚀年限腐蚀年限腐蚀年限腐蚀量mm腐蚀量mm腐蚀量mm材质材质材质材质材质1材质2材质1材质2材质1材质2材质1材质2表A.30 油管在不同腐蚀条件下的抗拉极限载荷规格壁厚mm抗拉极限载荷kN新油管腐蚀年限腐蚀年限腐蚀年限腐蚀量mm腐蚀量mm腐蚀量mm材质材质材质材质材质1材质2材质1材质2材质1材质2材质1材质2表A.31 组合管柱在不同腐蚀条件下的安全系数材质管柱组合新油管腐蚀年限腐蚀量mm腐蚀年限腐蚀量mm表A.32 不同开发阶段产能预测结果含水%0102030405060708090采液指数m3/(Mpad)地层压力1MPa地层压力2MPa表A.33 综合评价因素明细序号综合指标1经济按月折算投入产出比（吨油采出成本、井月商品总量、井月采出成本）2技术检泵周期检泵时间机械效率产油量、地面设备利用