油藏工程方案研究报告主要内容.doc

第一章 油田概况第一节 油田地理说明油田的地理位置（包括盆地、构造单元）、行政归属、油田区域范围、地理环境（包括地形、平均海拔高度、气候、当地交通概况及输油气管道条件等），简述国家或当地地方对环境保护与生态的要求。报告附油田地理交通位置图。第二节 勘探成果及开发准备一、勘探简史简述油田勘探简史，其中包括：.油田所处的区域构造位置、工区范围、区域地质背景及油气富集规律；.油田勘探开始的年份、经历的阶段、重大勘探部署及所取得的主要成果；.发现井产油的时间、油层以及试油工作制度、压力、日产量，并说明油田范围内的地质探明储量和控制储量等。二、油田资料概况1.地震工作量1）油田范围内地质普查、详查及物、化探工作量。 2）简述油田范围内地震工作量（二维或三维），测网密度、测网条数、长度，或三维的测网密度、覆盖次数、覆盖面积、采样率等。地震资料的处理及结果。2.钻井及取心1）说明已钻井的基本情况，列出各井的基本数据，参考表2-2-1。说明目前的井网密度，即井数/km2。表2-2-1 油田完钻井基本数据表 井号开钻时间完钻时间井别井位坐标地面海拔m补芯海拔m完钻井深m完钻层位xy注：当井数较多时，可将该表作为附表。2）统计取心资料：包括取心井数、累计取心筒数、总进尺、总心长、平均收获率、含油岩心长。统计结果汇总成表，参见表2-2-2。表2-2-2 5 5 油田钻井取心统计表 层位井数筒次进 尺（m）心长（m）收获率（%）储集层岩心长（m）含油岩心长（m）3.测井说明已钻井所采用的测井系列。列出其相应的测井内容，对应用的测井系列作出评价。说明各种录井资料，如气测录井、岩屑录井及录井综合图等。4.分析化验统计地质实验分析化验项目及其样品数，参见表2-2-3。按不同层位统计开发实验分析项目及其样品数，参见表2-2-4。表2-2-3 油田分层岩芯分析地质化验项目统计表项目样品块数总计孔隙度水平渗透率垂直渗透率饱和度毛管压力岩电实验岩石力学覆压实验粒度分析泥质含量薄片鉴定铸体薄片电镜扫描荧光薄片能谱碳酸盐含量重矿物荧光含量图象含盐量X衍射总计注：实验项目可空缺、也可以增加。表2-2-4 油田开发实验项目统计表 层位 项目层层总计润湿性速敏水敏盐敏碱敏相渗油水油气气水驱替试验长岩芯水驱气驱流体试验油气水总计注：实验项目可空缺、也可以增加。5.测试、试油及试采统计中途测试、完井测试、试油、试气、系统试井及井数、井次、层次，其中单试层数、合试层数、产油层数、油水同层数、水层层数；试采井数、试采层位，试采时间等。并将统计结果列表，参见表2-2-5。表2-2-5 5 5 油田测试、试油工作量统计表 油井序号层位厚度/层数日期方式结论注：方式是指包括DST、FMT、RFT、常规试油、系统试井、试采等方式。三、资料说明说明开发准备阶段录取资料是否可以满足地质油藏工程设计的需要，是否还需要补取必要的资料或增加基础实验。特别是对于特殊的油藏，比如，断块油田、裂缝性油藏等要说明目前是否具有地质油藏研究的必要资料（地震或测井系列等）。第二章 油田地质第一节 构造及断裂特征一、构造描述油藏的构造类型、形态、倾角、闭合高度、闭合面积、构造被断层复杂化程度，构造对油藏的圈闭作用等。列出构造要素表，参见表3-1-1。表3-1-1 5 5 油田构造要素表 层位高 点闭合幅度（m）闭合等高线海拔（m）长轴（km）短轴（km）长短轴之比构造圈闭面积(km2)埋深（m）海拔（m）根据油田情况，附油田分层组或重点层组顶面构造图（比例为1：10000或1：25000），报告附缩小的构造图。二、断层说明主要断层条数、断层名称、断层级别；描述主要断层的分布状态、密封程度、延伸距离、钻遇井井号及断层要素（走向、倾向、倾角及变化、断层落差及在平面上的变化）。说明断层与圈闭的配合关系以及断层对流体分布、流动的作用，报告附主要断层要素统计表（参见表3-1-2）和主要断层的地震剖面。表3-1-2 5 5 油田主要断层要素表 断层编号发育层位断层分级断层性质断层走向断层倾向断层倾角断距( m )延伸长度( km )落实程度钻遇井号三、现今地应力和裂缝（裂缝性油藏）1.现今地应力说明地应力测试方法，描述现今地应力状况，确定最大主应力和最小主应力方向和大小，可能的话附地应力分布纲要图或玫瑰图。2.裂缝描述利用岩心观察和测井方法描述裂缝性质、产状及其空间分布、密度（间距）、开度、裂缝中的填充矿物及填充程度、含油产状、裂缝与岩性的关系等。分析裂缝组系、级次及形成序次。要严格区分天然裂缝与人工诱导缝。利用铸体薄片、荧光薄片等确定微裂缝的分布及其面孔率。报告可附岩心观察的裂缝描述记录表，参见表3-1-3。表3-1-3 油藏裂缝描述记录表 井号项目井井井层位岩芯数顶深芯长岩性岩芯特征面描述性质要素倾向倾角裂缝描述裂缝顶深相对倾向倾角投影长中心距开度基块基块几何形态裂缝面性质其它孔隙类型注：当井数较多时，可将该表作为附表，该表仅汇成总表。第二节 地层一、地层层序描述油田全套地层的地质时代、岩石组合、厚度变化、地层接触关系、古生物、沉积旋回性及标准层等，对于影响钻井及地面流程建设的特殊地层、岩层如异常高压层、膏盐层等要加以特别描述。报告附油田钻遇地层简表，参见表3-2-1。表3-2-1 5 5 油田钻遇地层简表 地 层 层 位厚度( m )岩性简述接触关系地震反射层及标准层界系统组群符号二、油层划分以岩心资料为基础，以测井曲线形态为依据，充分考虑层间接触关系，结合沉积相在垂向上的演变层序，在区域地层层序划分和含油气层系划分的基础上，将含油气层段划分为不同旋回性沉积层段。在此基础上结合隔层条件，压力系统，油气水系统划分油层层组（小层）。1）描述标志层及辅助标志层岩性及电性特征，建立油气层对比标准剖面。2）对比油气层组，说明油层组厚度在平面上的变化规律；对比砂岩组，对砂体分布、油层分布进行描述和评价。报告附地层划分小层对比表（参见表3-2-2）和地层对比剖面图、油层段小层对比剖面图（要求附比例尺）。表3-2-2 55油田小层划分对比结果表 层 组砂 岩 组小 层井井井井段m层厚m井段m层厚m井段m层厚m3）确定隔层岩性、物性，分别描述层组之间隔层及砂组内小层之间的隔层厚度分布，小层之间若上下连通无隔层的井，在相应的层位应给予标明。报告附层组间隔层厚度统计表（参见表3-2-3）。表3-2-3 55油田油层组间隔层厚度统计表 隔层井号5-5间5-5间5-5间5-5间5-5间各井平均第三节 储层一、沉积相1.沉积背景及沉积物源根据区域岩相古地理背景，古生物及岩矿标志反演古气候特征及变化。根据岩石相、岩石轻、重矿物成分等在平面上的变化说明物源方向。2.岩石相根据岩心观察归纳岩石相类型，描述不同岩石相颜色、沉积结构、沉积构造、生物构造等，对各自沉积条件作出初步判别。岩石相的划分尽可能与储层质量相统一（参见表3-3-1）。表3-3-1 5 5 油田不同沉积相带分析表 层位相亚相微相剖面厚度m砂岩厚度m占 砂 岩 总 厚 度 ( % )砾岩砾状砂岩含砾砂岩粗砂岩中砂岩细砂岩粉砂岩3.沉积相分析根据沉积背景、沉积物源、岩石相组合，综合分析划分沉积微相，建立油田沉积相剖面及沉积模式。报告附岩相柱状图及岩相沉积模式图。二、储层岩石组成及成岩作用根据岩芯化验分析资料，分层描述储层岩石的矿物组成、杂基、胶结物及其含量，固结程度。根据岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、粘土矿物等描述储层所经历的成岩作用及所处成岩阶段，分析储层成岩作用特征。分层描述随埋深增加颗粒接触关系，粘土矿物、胶结物、含量变化及对孔隙度的影响。参见表3-3-2表3-3-6。表3-3-2 5 5 油田储层岩石矿物分析表 层位统计井数样品数石英 ( % )长石 ( % )岩屑 ( % )备 注表3-3-3 5 5 油田胶结物平均含量表 层位样品数杂基胶结物 ( % )泥质含量( % )样品数方解石高岭石硬石膏黄铁矿菱铁石绿泥石方佛石水云母表3-3-4 5 5 油田砂岩颗粒磨圆度统计表 层位样品数及频率棱次棱角状次棱角状次圆次棱角状次棱角次圆状样品数频率 ( % )表3-3-5 5 5 油田粒度结构参数统计表 层位样品数粒度中值 ( mm )平均粒度 ( mm )标准偏差偏度尖度表3-3-6 5 5 油田储油层段粘土矿物含量表 层位泥岩 ( % )砂岩 ( % )KSICI/SKSICI/S 注：K高岭石，S蒙脱石，I伊利石，C绿泥石，I/S伊蒙混层。三、储层物性1.储层孔隙度、渗透率、含油饱和度根据取心井的岩心分析，对储层分层统计孔隙度及渗透率，并根据岩电实验结果及水分析资料，建立测井解释模型，分层计算储层孔隙度、渗透率、含油饱和度。报告附分层平均物性参数表（参见表3-3-7）。表3-3-7 气田分层平均物性参数统计表 层位平均孔隙度(%)平均渗透率(10-3m2)平均含油饱和度(%)报告附孔隙度与声波时差关系图、孔隙度与渗透率关系图、含油饱和度与孔隙结构关系图以及其它物性关系图等。2.覆压条件下孔隙度、渗透率的变化根据岩心室内实验求取岩石压缩系数，对于特殊油藏（比如异常高压），根据室内覆压实验确定储层孔隙度、渗透率随覆压的变化或按经验公式计算覆压条件下孔隙度、渗透率的变化，报告附相应的关系图。3.储层非均质性1）主力储层内夹层性质及发育程度 描述主力储层内夹层的岩性、物性、夹层条数、发育位置及程度，并估算夹层的延伸长度。尽可能定量估计对垂向渗透率的影响程度。报告附夹层发育统计表（参见表3-3-8）。表3-3-8 5 5油田夹层发育统计表 层位统计砂岩累计厚度(m)夹层累计厚度(m)夹层条数夹层厚度 (m)夹层发育位置频率夹层频率(条/m)夹层密度(%)最小最大平均砂层顶砂层内砂层底2）层内、层间非均质性统计岩芯柱塞的垂向渗透率与水平渗透率关系，计算宏观的垂向渗透率与水平渗透率。分层组（或主力油层）计算渗透率非均质系数、变异系数、渗透率级差及突进系数等（参见表3-3-9）。分别评价层间、层内非均质性，分层统计出孔隙度、渗透率平面分布，并建立分层孔隙度、渗透率平面分布图，对储层平面非均质性作出评价。报告附相应的关系图和平面分布图。表3-3-9 5 5 油田层组非均质性参数统计表（测井解释） 层组平均厚度( m )平均渗透率( 10-3mm2 )平均孔隙度( % )渗透率级差非均质系数突进系数渗透率变异系数四、微观孔隙结构1.孔喉结构特征确定储层孔隙类型（原生孔、或次生孔、或混杂孔隙类型），描述薄片、铸体、电镜观察到的储层孔喉情况。利用代表性的毛管曲线（本章第八节）确定出孔隙结构参数，进行分层分类评价。报告附岩石的J函数曲线和分层孔隙结构参数表（参见表3-3-10）。表3-3-10 55油田分层孔隙结构参数表 k/(或k)分级压汞资料样品数平均孔隙度（%）平均渗透率（10-3m2）排驱压力（Mpa）中值压力（Mpa）最大孔喉半径（m）孔喉半径中值（m）最大汞饱和度（%）吼道直径中值（m）相对分选系数孔喉体积比退汞效率铸体图象分析样品数孔隙直径中值（m）平均孔喉直径比2.不同孔喉渗透率贡献值及累计贡献值判别对渗流起主要作用的孔喉大小，根据累计渗透率贡献值分布曲线确定有效渗流孔喉半径下限。报告附累计渗透率贡献值曲线图。3.粘土矿物在孔喉中的产状根据电镜扫描，观察粘土矿物类型，描述粘土矿物在储层孔喉的产状。报告附不同渗透率储层电镜扫描照片。五、储层敏感性分析储层的水敏、酸敏、碱敏、盐敏、速敏特性。报告附必要的敏感性曲线。六、储层分类评价根据上述研究结果，对储层进行分类评价。第四节 流体分布及性质一、油（气）水界面及含油气边界的确定依据油、气、水层判别标准及录井、测试、试油等多种信息对已钻井逐井逐层划分出油层、气层及水层。综合油藏类型、油藏剖面、地层压力、毛管压力等确定油（气）水界面。报告附5 5 油田 5 5 区块油藏剖面图。对于分层测试井，应系统整理各测点压力、压力梯度，计算流体密度，判别油水或油气界面的海拔深度。报告附 5 5油田5 5井FMT测试5 5油组压力深度图。二、油(气)水系统及其控制因素1.油（气）水系统纵向分布分析构造、储盖组合结合油（气）水界面的标定结果（参见表3-4-1）说明油田是一套或是多套油（气）水系统，若是多套系统要说明各个系统的控制因数。2.油（气）水系统平面分布依据油田构造，断层，及储、盖层分布，在平面上划分出油（气）水系统，并说明其封闭程度。报告附油水界面平面分布图。表3-4-1 油田确定油、气、水界面数据表 层位井 号5 5 井5 5 井5 5 井解 释 结 果测井试油测井试油测井试油层油层( m )井 段油底海拔油水同层( m )井 段中部深海拔水层( m )井 段水顶海拔油水界面三、流体性质1.原油1）地面原油.地面原油分析结果及评价列出地面原油常规分析结果，参见表3-4-2。并对其作出评价。表3-4-2 油田地面原油分析结果表 层位55层55层55层相对密度粘度50（mpa.s）凝固点( )初馏点( )含盐量（mg/l）含蜡量（%）含水（%）含硫量（%）烷烃（%）芳烃（%）沥青质（%）非烃（%）含砂（%）取样时间（年、月、日）.原油性质的变化特征描述不同油层组的地面原油性质，说明地面原油性质随在纵向上和平面上的变化特点。2）地层原油.地层原油高压物性列出地层原油高压物性测试结果（参见表3-4-3）。说明地层原油高压物性的特点。表3-4-3 油田地层原油高压物性分析结果 层位55层55层55层体积系数气油比 ( m3/m3 )气体平均溶解系 数( m3/m3.MPa )收缩率 ( % )地下密度地面密度地层温度 ( )地层压力 ( MPa )饱和压力 ( MPa )压缩系数 ( 1/MPa )热膨胀系数 ( 1/ )地下粘度 ( mpa.s ).地层原油物性的变化关系依据地层原油PVT数据（参见表3-4-4），绘出压力原油密度、压力原油体积系数、压力原油粘度等的关系曲线图，如果可能绘制原油粘度与温度的关系曲线。对于特殊油品，如挥发油，要求做组分分析和原油的PT相图，并说明原油的相态特征。表3-4-4 油田地层原油PVT数据表 地层压力( MPa )地层原油体积系数原油密度原油粘度( mpa.s )气油比( m3/m3 )2.天然气说明天然气类型（溶解气或伴生气）。列出天然气常规分析的化学组成（参见表3-4-5）。对分析结果作出评价。表3-4-5 油田天然气样分析结果表 层位相对密度天然气化学组成 ( mol % )取样时间C1C2C3iC4nC4iC5nC5C6+C7+N2CO2H2S3.地层水列出地层水常规分析结果（参见表3-4-6），对地层水分析结果作出评价。说明地层水总矿化度、水型、相对密度及地层条件下的粘度、体积系数以及地层水电阻率等。表3-4-6 油田地层水分析结果 层位地层水离子含盐 ( mg/l )水型PH值K+Na+Ca+2Mg+2SO4-2HCO3-1Cl-总矿化度4.油藏流体类型根据根据原油性质分析结果，判断油藏流体类型（黑油、挥发油或轻质油）。第五节 油藏类型一、地层压力及地层温度系统1.地层压力系统根据统计分油组实测的原始地层压力和压力系数或压力梯度，评价油藏的压力系统，若是异常压力系统，要分析其成因。报告附有关的数据表（参见表3-5-1）或关系图。2.地层温度系统根据统计分油组测试的地层温度和地温梯度，评价油藏的温度系统。报告附有关的数据表（参见表3-5-1）和关系图。表3-5-1 油田地层压力和地层温度统计表 井号油组井段m油层中部地层压力地层温度试油结果深度m（地层或海拔）压力MPa压力系数温度梯度/100m注：若井数太多，该表可作为附表。二、油藏天然能量分析1.油藏弹性能量分析根据油藏流体和岩石的压缩系数，估算在饱和压力以上采油时油藏的弹性驱采收率，并对其作出评价。2.油藏边底水能量分析1）根据油藏构造、断层封割、储层连续性和储层物性分析含油区域与边底水区域的关系。2）根据边底水的水体大小、水层的渗透率、试水时水产量的大小，定性评价水体的活跃程度。三、油藏类型的确定根据油藏地质特征、流体性质及其分布、渗流物理特性、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，依序排列确定油藏类型。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/T61691995。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。根据开发的具体要求建立不同规模、不同类型的地质模型（比如：单井模型、二维模型、三维模型等）。第三章 油田储量评价第一节 原上报储量列表说明原上报储量计算参数及计算结果，参见表4-1-1。并根据油田当时的资料、地质认识程度及采用的技术条件等评价油田原上报储量的可靠程度。表4-1-1 油田石油地质储量数据表 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/km2.m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第二节 开发储量计算及评价一、新增资料说明原储量上报以来油田新增资料情况及新增资料后取得的新认识。二、开发储量计算参数1.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。2.油层有效厚度1）有效厚度划分标准.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；.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。2）有效厚度的确定应用测井曲线及其解释参数确定油层有效厚度。3.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%1.5%。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。4.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值。5.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、储量计算方法说明开发储量计算方法，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”要求，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、开发储量计算结果及评价1.储量计算结果按层组分区块计算开发储量，列出计算结果（参见表4-2-1）。表4-2-1 5 5 油田开发动用储量计算结果表 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/km2.m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104t2.储量评价1）储量可靠性评价.分析各种参数的齐全、准确程度；.分析确定储量参数的方法及各种图版的精确程度；.分析储量参数的选用是否合理，对几种计算方法进行对比校验；.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；.分析指出储量计算中的主要不确定因素及其对储量结果的影响。2）储量开发评价按储层油品、储量丰度、储量大小、储层渗透性等进行分类。分区块分层对储量做出是否优先开发及开发时机，对开发储量丰度、规模进行综合评价。第三节 优选开发动用储量根据区块产能高低、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，提出优选开发动用储量的范围、层系及大小。对开发动用的地质储量进行评价，说明探明储量占总动用的地质储量比例（要求达到70%以上）。第四节 可采储量评价一、采收率估算采用不同的方法，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，分别估算一次采收率和二次可增加的采收率。二、可采储量计算根据油藏可能选择的驱动类型、开采方式确定的一次采收率和二次可增加的采收率和地质储量估算一次可采储量和二次可增加的可采储量，并对可采储量级别、可靠程度进行评价，可采储量若考虑分期接替开采，要说明初期可投入的可采储量数量、级别，可接替的管后可采储量数量和级别。三、可采储量的潜力根据油田资源潜力分析，除了已探明的可采储量外，说明如果投入工作量，估计还有多大资源潜力可以转化为探明的可采储量。对油田可采储量的发展前景做出评价。第四章 油藏工程第一节 储层渗流物理特性一、油藏岩石润湿性1.岩石润湿性试验列表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（参见表5-1-1）。说明岩心取样条件及润湿性测试的方法。表5-1-1 岩石润湿性测试结果表 井号深度 m 样品号空气渗透率10-3um2 孔隙度 f 束缚水饱和度f油湿指数水湿指数2.岩石润湿性的评价根据润湿性试验结果，结合润湿性判断标准评价油藏岩石的润湿性，再结合油藏平均油水相对渗透率曲线进一步评价，并最终确定油藏岩石润湿性。二、毛管压力曲线1.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。2.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。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函数处理等），即获得储层平均或典型的毛管压力曲线，再根据油水界面张力和润湿性重建油藏油水毛管压力曲线。三、相对渗透率曲线1.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.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；.确定各样品的油水相对渗透率比值与含水饱和度的关系.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，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.计算出分流量曲线，对见水时的累计采油量作出评价；.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；.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。 2.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.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；.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，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。第二节 开采特征分析一、试油、试采、试注结果分析1.试油结果分析列出各井、层试油结果，参见表5-2-1，根据试油结果分析油井的单井产能。表5-2-1 5 5 油田试油成果表 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/d.MPa累计采油t累计产水量m3试油结论MPa2.试采、试注结果分析1）试采、试注资料对试采、试注过程中所取得的资料，比如：流量、压力、含水、油气比等进行整理，获得试采、试注开采曲线，分析其开采特征。当油井出砂时，要分析出砂量及原因。2）试采、试注参数计算及评价根据试采、试注资料计算油井的采油指数或采液指数，注入井的采水指数及油藏单位压降的原油产量。根据以上结果分析评价油藏单井产能和油藏天然能量。阐明油井生产时所适应的技术条件。二、试井解释1.试井资料统计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。2.试井解释1）不稳定试井对不稳定试井资料进行解释，列出解释结果（参见表5-2-2）。建立空气渗透率与有效渗透率、比采油指数与渗透率等关系。表5-2-2 不稳定试井解释结果汇总表 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kkhkh/SDrDPsCRe注：Dr堵塞比；DPs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，依据解释结果确定油井产能及油井合理的工作制度。列出系统试井结果（参见表5-2-3）。报告附典型的试井指示曲线图。表5-2-3 55 井系统试井结果表 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/d.MPa米采油指数t/d.MPa.m（MPa）第三节 油藏开发方案设计一、开发原则根据油田实际及市场需求提出油田开发坚持的原则和技术政策。比如：1.如何贯彻、执行国家的有关政策、法令，如何遵循国家、地方、行业的产业政策、环保政策及符合经济发展规划的要求。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1.开发层系的基本单元及其依据根据油田地质特征，提出几种可能采用的开发层系并阐明其依据。2.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1.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，若采用补充能量开采，则要确定地层压力保持水平。2.开发方式的选择1）参考国内外同类油藏开发的方式，提出几种可能的油田开发方式，包括天然能量开采或人工补充能量开采方式；2）对不同开发方式进行分析研究（比如分析驱油效率及影响原油采收率因素等），估算不同开发方式下的原油采收率；3）对于采用注水开发方式的油藏，要确定不同注水量条件下注水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。1）根据系统试井流入动态曲线选择合理的生产压差，利用第二节确定的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，须计算临界压差和临界产量，综合确定合理生产压差及平均单井日产油量。3）对于低渗透或特低渗透油藏，平均单井日产油量的确定应考虑增产措施的效果。4）利用第二节注水井试注资料计算的米注入指数（没有实际注入资料的油藏可采用类比法或经验法）计算平均注水井的日注入量。五、井网部署、井距及开采速度1.布井方式依据油藏构造形态、圈定的布井范围、开发储量富集程度、油气水分布以及储层物性、非均质性、不同开采速度要求的注采井数比等确定布井方式。2.注采井网 依据地应力、天然裂缝方向及砂体分布形态、注采井布井方式及排列方向、砂体连通率、注采平衡条件、平面波及效率等因素确定注采井网。3.确定井距与开采速度1）井距设计原则说明井距设计的主要原则。2）井距与开采速度论证.根据不稳定试井及试采资料，结合泄油面积计算井距，并说明油井之间是否有井间干扰及井间干扰的程度；.预测不同井网密度对砂体的控制程度及不同井网注水方式的水驱控制程度；.分析井距、开采速度和注采关系三者间是否协调，是否达到注采平衡和压力平衡；.计算不同井距下可能达到的采油速度及其最终采收率，并用经济分析方法加以交会约束，求得合理井网密度和相应的开采速度。六、推荐方案及开发指标预测1.侯选方案的提出在油田开发层系的划分与组合、开发方式优选、合理开采速度以及井网部署等有关内容研究的基础上，对油田开发提出若干个后选方案。对各方案列表排序，并分别说明不同方案的特点。2.方案优选1）开发指标计算以年为时间步长，对不同方案开发指标进行预测，获得各方案15年以上的开发指标和最终采收率。预测的主要开发指标包括平均单井日产油量、全油田年产油量、综合含水、最大排液量、年注入量、累计产油量及油田最终采收率等。列出各方案预测的