油田开发调整方案编制规范标准

1、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 月方案审查纪要（根据方案

2、审查意见修改完善后编写如下容）××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、调整工作量与主要开发指标预测新钻井××口（油井×

3、×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×

4、15;%，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，税后部收益率××%。3、方案实施要求与建议实施要求。建议。方案审查专家组组长：_方案审查组织单位： _(盖章)_ 年 月 日78 /

5、81目录1.概况41.1工区概况41.2勘探开发简况51.3前期研究成果与监测资料录取情况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地应力与裂缝研究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

6、储量评价212.5.1储量计算方法与参数确定212.5.2储量计算结果与分析232.5.3储量评价232.油藏三维地质模型243.开发历程与现状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324.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水驱控制与动用程度344.2层系井网状况354.2.1层系适应性评价354.2.2井网方式与井距评价364.2.3井网完善程

7、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

8、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剩余油分布与控制因素综合分析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与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.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井网方式与井距657.1.3.1 井网形式657.1.3.2 井网密度与井距667.1.4

9、 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791. 概况简要概述区块地质

10、概况、勘探开发简历、油藏动态监测与目前资料录取情况，以与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、交通与经济状况等。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）与构造发育史、沉积环境与地层发育情况。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

11、、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；5) 注明绘图人、审核人等信息。1.2 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m1.3 前期研究成果与监测资料录取情况阐述本区块调整前取资

12、料井与研究项目名称、时间、主要研究容、主要成果认识与对生产的指导作用。××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容主要成果认识备注阐述动态监测方案实施情况。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与实施情况表单元（区块）层系监测项目实施井数（口）实施情况备注2. 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。××油田地层层序表地层层序柱状图2.1.2小层对比

13、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××区块小层与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&

14、#215;×区块断层要素表断层名称断层类型级别穿过层位走向倾向倾角延伸长度（m）断距（m）钻遇井点封堵性××油田或区块主要断层断面图2.2.2构造形态阐述层系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

15、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米（构造倾角较陡处可以到10米）；4) 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）；5) 必须进行补心与井斜校正；6) 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、胶结物与含量，胶结类型、成分和结构成熟度、粒度中值等容。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

16、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与电性特征等划分相、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。附岩芯照

17、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：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与样式中要求；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

18、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××井单井相分析图沉积微相平面分布研究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。&

19、#215;×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) 等值线根据作图围的最大、最小值围合理取值划等值线；2) 断层、特殊岩性体等按规标识；3) 作图围井点较少时应在井点左侧

20、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，并参考沉积特征与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、含量与分布。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

21、绿泥石伊/蒙间层比××油田××区块××井毛管压力曲线××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与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)

22、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、岩芯化验分析与试油、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所有井的常规测井资料进行精细解释。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、层非均质性。

23、（变异系数的参考值：当<0.5时为均质；在0.50.7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。××油田××区块××层（砂体）储层渗透率等值图2) 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×&#

24、215;井纵向各砂体渗透率大小分布图3) 层非均质分析层夹层分布、层纵向渗透率差异（变异系数、突进系数和级差）反映储层层非均质性。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um2.3.8地应力与裂缝研究（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

25、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、裂缝倾角与裂缝方位等，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) 现今地应力与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与其延伸方向。2.3.

26、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ST3-2-71CAL 12.6740.44203040SP 0.0098.620306090断点小层号11356134525123453小层解释COND36.83610.81190380570AC138.70

27、641.59160320480640ST3-2-74AC150.00700.00450SP 5.8083.3020406080GR 0.5611.0010CAL 18.9040.002040断点小层号1111212124512413324345789A小层解释ML1 0.5010.00ML2 0.5010.0010COND 32.26776.44240480720R4 0.4012.0012128ST3-3-840AC200.00550.00350SP -40.0018.80-40-200CAL 18.0022.0020GR 150.00400.00250断点小层号12312345523412

28、11234547891231234123456小层解释ML1 0.004.0004ML2 0.004.0004R4 0.008.0008832CON1 0.001300.0001000X7ST3-4-94160016101620163016401650166016701680169017001710172017301740175017601770178017901800181018201830184018501860187018801890190019101920193019401950196019701980199020002010202020302040205020602070深度道AC1

29、40.00500.00300CAL 16.3230.0030SP 50.00144.00100断点小层解释ML1 0.508.008ML2 0.508.008COND 13.80700.00700R4 -1.0010.00010ST3-3-73AC160.00560.00400SPmv30.00115.0080CALcm18.7035.0020断点小层号324466511212455212514514789A123小层解释ML1.m0.0010.00010ML2.m0.0010.00010R4.m0.0010.00010COND59.29847.11600ST3-2-7SP 10.36110.

30、07306090CAL 15.0030.001530断点小层号12314512343412345351379A1231小层解释ML1 0.0010.00010ML2 0.0010.00010R40.0015.0001515165××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

31、) 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××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2) 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

32、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%3) 天然气性质主要描述天然气组分、含量与相对密度。××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%4) 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.

33、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

34、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） 油藏的流体性质与分布特征；（3） 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；（4） 油藏的天然驱动能量与驱动类型。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储量计算方法与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

35、释图版，油（气）饱和度、孔隙度取值依据与取值结果，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× ×(1-Swi) × oBoi式中：N：石油地质储量，104t；A:含油面积，km2；h: 平均有效厚度，m； :平均有效孔隙度，f ；Swi：平均原始含水饱和度，f ；o：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

36、界。附含油面积图。盘40断块馆7含有面积图××油田××砂组含油面积图3) 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： 320s/m；感应电阻率： 4m；四米梯度电阻率： 4m。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

37、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。2.5.2储量计算结果与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与其主要原因。××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

38、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35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108t101100.110.010.10.01气田108m310003001000503005055储量丰度等级划分表等级项目特高高中低特低油田 104t/km25003005001003005010050气田108m3/km2301030410242××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

39、5;104t, 面积>0.5km2）二类（参考值） （储量2050×104t, 面积0.30.5km2）三类（参考值） （储量<20×104t, 面积<0.3km2）总计2.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。3. 开发历程与现状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、月度与累注采比、储量动用状况、注采井数比、地

40、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与效果，每个阶段的生产特点与影响因素。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：纵坐标：开油井数、

41、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

42、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××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%m104t104m33.3.1.1产液能力从以下4个方面对产液能力进行分析：1) 统计

43、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，分析其变化规律与影响因素。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，分析其变化规律与影响因素；5) 做平均单井日产油递减规律曲线，分析

44、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tQtNQNp指数递减n=0D=D0Q=Q0e-D0tNp=Q0/D0(1-e-D0t)Np=Q0-Q/D0Npma×=Q0/D0D双曲递减n0时DD0Q=Q0(1+nD0t）-1/nNp=Q0/D0(n-1)×(1+nD0t)n-1/n-1Np=Qn/D0（1-n）×（Q01-n-Q1-n）Npma×=Q0/D0(1-n)D调和递减n=1DD0Q=Q0(1+D0t）-1Np=Q/Q0×ln(1+D0t)Np=（2.303Q0/D0）×lg（Q0

45、/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：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。

46、5;×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）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&

47、lt;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

48、上分布特点评价；4) 绘制综合含水与时间关系曲线，分析其变化规律与影响因素。××区块含水随时间变化曲线5) 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与含水上升率。××区块含水随采出程度变化曲线6) 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与影响因素。××区块或油田理论含水与实际含水随采出程度变化曲线7) 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

49、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××区块粘度随含水率变化曲线2) 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、波与系数、油水流度等渗流特征。××相对渗透率曲线4. 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，水驱控制与动用程度，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与过程。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

50、力、已采过无潜力、未动用储量。4.1.2水驱控制与动用程度水驱控制储量与程度、水驱动用储量与程度等，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（两向与以上对应）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）目前井网未控制104t地质储量其中：已采过从未动用