油田产能建设方案的编制2011.09

1、目录、尸、 亠前言一、编制油田开发方案所必备的条件（一）、油藏分类（二）、开发方案的类型（三）、方案编制所必备的条件二、油田开发方案的主要内容、权责划分、编制程序（一）、主要内容（二）、权责划分（三）、编制程序三、地质油藏工程部分（一）、主要内容（二）、主要开发技术政策及其采用的常规确定方法（三）、方案部署（四）、实施要求（五）、资料录取及分析、应用四、附图及其编制规范和要求五、地质、油藏工程部分的附表编制规范和要求六、经济评价方法七、实例（吴旗油田吴 420 井区长 6 油藏整体开发方案）略、尸、 亠前言 油田开发方案是指油田开发方法的设计。它是指导油田开发的重要技术文件， 是油田开发产能建

2、设的依据。它不仅体现了油田开发的方针政策，也体现了油田 开发的重大技术措施和技术经济指标，直接影响着油田开发水平。油田投入开发 必须有正式批准的油田开发方案。一、编制油田开发方案所必备的条件（ 一 ） 、油藏分类鄂尔多斯盆地石油资源十分丰富， 总资源量 85.88 亿吨。其中长庆油区到 2010 年底共有 28 个油田，已探明石油储量 24.04亿吨，控制储量 7.20 亿吨；预测储量 11.08 亿吨。目前资源探明率仅为27.99%，资源潜力较大，油藏种类较多，可归纳分为五大类：边底水构造油藏（典型代表元城油田中区、靖安油田新 14 井区）、 高水饱油藏（典型代表绥靖油田化子坪区） 、中低渗

3、层状油藏（典型代表胡尖山油 田元 72 井区）、特低渗岩性油藏（典型代表靖安油田五里湾一区、吴旗油田吴 420 井区、西峰油田白马区等） 、超低渗岩性油藏（典型代表华庆油田长6、合水油田长 8 等）。（ 二 ） 、开发方案的类型1、概念方案 勘探取得重大突破区域，油藏还未达到探明，开发早期介入。2、试验方案 通过实验井组的实施，对开发方式、井网系统、压力系统、单井产能进行效 果评价，取全取准有关制定油田开发方案编制的各项资料；以确定油田正式开发 的技术政策。3、整体开发方案 在概念方案、试验方案及一定探明储量规模的基础上，通过油藏精细描述、 储量评价、油藏工程、钻采工程、地面工程等论证，确定整

4、体建产规模、分年部rmr署实施。4、上报储量方案 针对上报探明储量区，根据探井、评价井实施成果，评价上报储量的可靠程度，并提出分年开发部署意见。5、矿权登记方案在上报储量方案的基础上，为了进一步落实储量的动用程度，在矿权登记的 年限内，确定具体动用方案。6、环评方案 为确保低污染环境开发，在油田正式开发前，提出具体的环境保护方案。 （三）、方案编制所必备的条件在油田探明地质储量已得到主管部门的认可；油田开发的其他前期研究工作 已基本结束，符合国家石油行业标准油田总体开发方案编制指南标准要求的 必要的基础资料齐全准确、必要的研究报告已得到确认；企业决策层批准后，应 着手编制油田整体开发方案。1、

5、必要的基础资料（1）、地震采集、处理和解释成果；（2）、已有井的钻井、测井、测试及试采成果；（3）、岩心样品的常规分析化验结果；（4）、该油田的构造图、连井剖面图、含油面积图、有效厚度等值图；（5）、油、气、水的常规分析和原油高压物性分析报告；（6）、地质模型资料；（7）、有关开发技术难点的专题研究报告；（8）、对各专业在编制开发方案前完成的研究成果的专家评审意见书；（9）、对各专业开发前期研究的最终推荐方案经决策层审核批准书。2、必要的研究报告（1）、地质储量报告；（2）、有关开发技术难点的专题研究报告；（3）、因编制开发方案而需要的各专业的研究报告，如：钻井、完井报告和 勘探评价阶段的报告

6、等。3、注意事项（1）、大中型油藏的开发方案必须开展地质建模和数模工作；（2）、要求进行多方案比选，同时要求含有水平井开发方案；（3）、必须的附图或插图；（ 4）、必须的附表或插表。二、油田开发方案包括的主要内容、权责划分、编制程序（一）、主要内容1、整个方案内容可分为八部分编写，即：第一部分 总论第二部分 油田地质和油藏工程第三部分 钻井、完井和采油工艺第四部分 油田地面工程第五部分 项目组织管理和生产作业第六部分 职业卫生、安全和环保第七部分 投资估算及经济评价第八部分 附件。2、概述如下：（1）、第一部分 总 论 主要包括油田地理与自然条件概况、 矿权情况、 区域地质与勘探简史、 开发方

7、 案结论等。 、油田地理与自然条件应包括油田地理位置和油田所处范围内对油田开发 工程建设有影响的自然地理、交通、环境、气象、海况、地震等情况。 、矿权情况应包括该地区探矿权和采矿权审批情况、采矿许可证复印件和 相应图幅（带拐点坐标） 。 、区域地质应简述油田所属油气田盆地、凹陷、构造带以及与之相邻构造 单元名称和简要关系，并附区域构造位置图。勘探简史主要包括勘探历程和钻探 简况。 、开发方案结论应简述开发方案各部分结论性意见，提出开发方案主要技 术经济指标。（2）、第二部分 油田地质和油藏工程 主要包括油田地质、开发原则、开发方式、开发层系、井网和注采系统、压力 系统、指标预测、经济评价、多方

8、案的经济比选及综合优选和实施要求。油藏工程方案应以油田或区块为单元进行编制。 、油田地质是油藏工程方案的基础，应综合地质、地震、录井、测井、岩心 分析、试油试采等多方面的资料进行。油田地质的主要研究内容是：构造特征、 储层特征、储集空间、流体分布、流体性质、渗流特性、压力和温度、驱动能量 和驱动类型、油藏类型、储量计算和地质建模； 、按油藏类型（边底水构造油藏、高水饱油藏、中低渗层状油藏、特低渗 岩性油藏等）选择合适的开发模式。对于特殊类型油藏（特低渗、超低渗、复杂 岩性油藏等）要做好配套技术研究和可行性论证； 、开发层系、布井方式和井网密度的论证，必须适应油藏地质特点和流体 性质，充分动用油

9、藏储量，使油井多向受效，波及体积大，经济效益好； 、油藏工程方案要进行压力系统、驱动方式、油井产能和采油速度的论证， 合理利用天然及人工补充的能量，充分发挥油井生产能力； 、多方案的综合优选必须包括采用水平井、分支井等开采方式的对比。要 提出三个以上的候选方案，在经济比选的基础上进行综合评价，并根据评价结果 对方案排序，提供钻采工程、地面工程设计和整体优化；设计动用地质储量大于1000X 104t或设计产能规模大于20X 104t/a的油田 （或区块），必须建立地质模型，应用数值模拟方法进行预测； 、对于大型、特殊类型油藏和开发难度大的油田要开展矿场先导试验，并 将矿场先导试验成果作为油田开发

10、方案设计的依据。（ 3）、第三部分 钻井、完井和采油工艺 、钻井、完井工程方案的编制要充分了解油藏特征及油田开发对钻井工程的 要求，要依据油藏类型和开采方式的不同，确定开发井的钻井、完井程序及工艺 技术方法。强化钻井过程中的油层保护措施，井身结构的设计要适合整个开采阶段生产 状况的变化及进行多种井下作业的需要。主要包括：油藏工程方案要点；采油工程要求；已钻井基本情况分析； 地层孔 隙压力；破裂压力及坍塌压力预测；井身结构设计；钻井装备要求；井控设计； 钻井工艺要求；油气层保护要求；录井要求；固井及完井设计；职业卫生、安全 与环保；钻井周期设计；钻井工程投资概算。 、采油工艺方案编制应从油藏特点

11、出发， 充分利用油藏工程的研究成果，按 照油藏工程方案的要求进行设计。方案编制要与油藏、钻井、地面工程相结合，在经济上进行多方案比选并综 合优化，采用先进实用、安全可靠、经济可行的采油工程技术。主要包括：油藏工程方案要点；储层保护措施；采油工程完井设计； 采油方式 和参数优化设计；注入工艺和参数优化设计；增产增注技术；对钻井和地面工程 的要求；职业卫生、安全与环保；采油工程投资概算；其他配套技术。（4）、第四部分 地面工程地面工程方案设计必须以经济效益为中心， 以油藏工程方案为依据， 应用先进 适用的配套技术，按照“高效、低耗、安全、环保”的原则，对新油田地面工程 及系统配套工程建设进行多方案

12、的技术经济比选及综合优化。地面工程方案设计要注意确定合理的建设规模，以提高地面工程建设的投资 效益。主要包括：油藏工程方案要点；钻井、完井以及采油工艺方案要点； 地面工程 建设规模和总体布局；地面工程建设工艺方案；总图运输和建筑结构方案；防腐 工程、防垢工程、生产维修、组织机构和定员方案；职业卫生、安全、环保和节 能等方案；地面工程方案的主要设备选型及工程用量；地面工程总占地面积、总 建筑面积；地面工程投资估算。（5）、第五部分 项目组织管理和生产作业主要包括：组织机构（机构设置、管理体制、组织形式、工作制度） ；生产作 业（概述、生产作业组织机构、重要岗位工作描述、生产技术管理要点） ；项目

13、定 员（生产定员、行政定员、定员来源） ；培训（目的、专业、人数、计划） ；项目 实施计划（实施阶段、实施进度）和业务主管部门职责的确认；从方案执行、投 资控制、质量安全环保等各方面的要求。（ 6）、第六部分 职业卫生、安全与环保满足有关健康、 安全、环境保护法律法规的要求； 遵守作业者关于健康、 安全、 环境保护的规定；维护健康、创造安全舒适的生产和生活环境；坚持“以人为本、 预防为主、防治结合”原则；建立管理机构和监督、检查、评审制度；将 HSE 管 理工作贯穿于整个钻采作业施工过程中，使各种风险减至最低程度。主要包括：为作业者提供必要的劳动防护用品等物质资源和技术资源； 进行宣 传、教育

14、与培训 ;职业病防护措施与医治制度； 进行危害与影响的评价与风险管理， 应采取风险削减措施，包括预防事故、控制事故、降低事故影响的善后措施等部 分;环境保护的要求，挖排污渠及泥浆池，钻井液池及沉砂池防渗措施，完井后清 理泥浆池和井场，保护地下民用饮用水源，井场按环保要求进行标准化建设，并 进行植被恢复等；钻井和井下作业时的井控要求等。（7）、第七部分投资估算和经济评价投资估算和经济效益评价必须按照费用、 效益一致的原则， 科学合理地进行费 用与效益的估算，评价相应的经济指标，进行相关分析并得出经济评价结论。主要包括：投资估算与资金筹措；成本费用估算；销售收入与流转税金估算； 编制损益表，计算相

15、关经济评价指标；编制现金流量与相关经济评价指标计算； 不确定性分析；经济评价结论。新建油气开发项目财务评价是根据国家和石油行业现行财税制度及中油股份 公司发布的预测价格体系，分析、计算项目直接投入的费用和产生的效益，编制 财务报表，计算评价指标，考察项目盈利能力、清偿能力及外汇平衡状况，以判 别油气开发建设项目在财务上的可行性。（8）、第八部分 附件凡编制开发方案所需要的、 已经完成的专项研究报告 （如：油田地质研究报告、 试油成果报告、储盖层研究报告、储量报告或其他专业的专题研究报告等） ，均应 作为附件列入。 、当开发方案主报告所实用的各项数据、认识与观点与附件中专题报告完全 相同时，主报

16、告只需引用附件中所附专题研究报告的结论即可，不许论述。 、当主报告的认识和观点与附件的专题报告有微小的差别时，主报告应指出不同的所在，并详加论述，说明理由。 、当专题报告完成后又有新的资料数据补充时，主报告应补充那些新的资 料和数据，并在新的资料基础上，对已有的研究成果加以引申和提高。（二）、权责划分 油田开发方案的编制是一项系统工程，是由多学科、多部门鼎力配合完成的。 油田公司级及以上开发方案由公司主管领导委托油田开发处总负责，油藏评价处、计划规划处等相关部门配合，勘探开发研究院、油气工艺研究院、设计院（西安 长庆科技工程有限责任公司） 、采油厂地质、工艺研究所等单位，分工负责完成相 关部分

17、，最后由勘探开发研究院统稿，提交油田公司相关业务处室审查，公司主 管领导审核、公司总经理办公会审定后上报股份公司。具体权责划分如下：1、第一部分、第二部分由勘探开发研究院或采油厂地质研究所负责完成；2、第三部分由油气工艺研究院或采油厂工艺研究所负责完成；3、第四部分由设计院（西安长庆科技工程有限责任公司）负责完成；4、第五部分由油田公司相应专业处室负责完成；5、第六部分由油气工艺研究院负责完成；6、第七部分由勘探开发研究院、计划规划处负责完成；7、第八部分各有关单位负责完成。（三）、编制程序1、基本步骤（1）、了解方案的来源、目的、设计原则和要点；（2）、收集地震、钻井、测井、分析化验、测试、

18、试井、试采等各方面的资料；（3）、开展重点研究、分析和论证工作；（4）、编制报告、附表附图册。2、需要开展的重点研究论证工作（1）、地层对比与划分；（2）、沉积相描述；（3）、油藏特征研究；（4）、储量评价；（5）、油藏工程论证；（6）、地质建模与数值模拟；（7）、开发方案指标预测。3、编制程序 首先由油田公司主管油田开发领导或委托油田开发处召集：勘探开发研究院 或采油厂地质研究所、油气工艺研究院或采油厂工艺研究所、设计院（西安长庆 科技工程有限责任公司） 、计划规划处等相关单位，明确年度产能建设总体规划目 标、万吨产建投资；由勘探开发研究院或采油厂地质研究所开展产建目标筛选， 并开展地质、油

19、藏工程研究，提出油田产能建设初步方案；由公司主管领导组织相关专家论证，提出修改意见，勘探开发研究院或采油 厂地质研究所进一步完善，并提供部署依据、部署井位及部署表，交由油田开发 处审查；油田开发处审查、公司主管领导签认后，下达油气工艺研究院或采油厂工艺 研究所、设计院（西安长庆科技工程有限责任公司）分别开展钻井、完井和采油 工艺方案以及地面工程方案的编制；相关处室根据公司审定的地质油藏工程方案、钻井、完井和采油工艺方案、 地面工程方案，编写项目组织管理及生产作业、实施要求、职业卫生、安全与环 保章节；勘探开发研究院根据各分方案汇总后，开展投资估算和经济评价，筛选排队， 提供最终总体方案；油田开

20、发处组织，油田公司主管领导审查后，提交公司总经理办公会审定后 上报股份公司。三、地质油藏工程部分（一）、主要内容包含概况、石油地质特征、油藏开发方案三大部分。1、概况（1）、地理位置a）、明确指出该油田所属勘探矿区的名称、 矿区使用批文号和申报的开发矿区 边界各拐点的经、纬度坐标；b）、该油田所处行政区（省、县级或海域）、与最近的重要城市和邻近油田相对地理位置（方位和距离） ；c）、应附有：开发矿区位置图和油田地理位置图。（ 2 ）、自然条件概况包括油田所处范围内的，对油田开发工程建设有影响的自然地理、环境、气 象、海况、地震和其他可能影响油田开发的灾害性自然条件等情况。（ 3）、勘探简史从该

21、油田所在的地区进行勘探工作开始简要叙述，主要包括以下几个方面：a）、勘探历程；b）、钻探简况；c）、储量评估；附勘探成果图与勘探历程表（4）、基础资料简况a）、地震概述地震资料的采集和处理方式、累计工作量、对地震解释成果和地震成图 的基本评价，地震特殊处理资料与含油气性、储层物性的关系。附地震测网图b）、钻井概述各类探井井数、累计钻井进尺、累计取芯进尺、芯长和取芯收获率、含 油岩芯芯长。附：勘探成果表和取芯汇总表等。c）、测井概述各类探井的测井系列；测井资料的环境校准和标准化情况，对资料处理、 解释结果的基本评价。应附：测井系列统计表、测井解释数据表和典型的测井解 释图。d）、分析化验 概述岩

22、芯及流体取样情况，化验项目及数量。应附取样及分析化验项目表。e）、测试、试井与试米概述测试与试井层段、井数，测试与试井结果，试采以及必要时的先导试验 简况。应附：测试、试井与试米成果表。2、石油地质特征（1）、区域地质a）、区域构造位置简述该油田所属的含油气盆地、凹陷、构造带以及与之相邻的构造单元名称 和简要关系。应附区域构造位置图。b）、区域地质背景简述该油田所属凹陷（或相邻凹陷）的构造和沉积演化简史。c）、地层层序简述地层时代、沉积序列、各层岩性特点、含油气层系及生储盖组合特点。 应附地层综合柱状图。（2）、油藏地质特征（1）、构造特征a）、构造类型、构造形态、闭合面积、闭合高度以及圈闭纵

23、向迭合情况b）、断层的性质、分布及组合特点，对油气的封隔作用，以及断块单元的划 分c）、附：油层顶面深度构造图及典型的地震剖面图，圈闭要素表及断层要素 表（2）、沉积相a）、含油气层组的划分与对比b）、含油气层系的单井相分析及储层岩性、岩石结构构造特征、沉积模式分 析c）、储层中粘土矿物和储层成岩后生作用的特点及对开发的影响d）、储层的层数、单层厚度、累计厚度和测井曲线特征分析e）、储层岩性和厚度在纵横上的变化特点f）、附：主要含油气层段的综合柱状图和对比图，典型地震剖面图、地震特殊 处理剖面图与平面图，典型的测井曲线图，单井相分析图和主要储层的沉积相图， 含油气层系的剖面图、地层或砂层等厚图

24、及小层平面图等。（3）、储层特征a）、储层的岩矿特征，碎屑成分、填隙物成分与含量b）、储集空间类型及组合特征（对具有双重介质特征的储层应描述裂缝特征） 附：储集空间类型及组合特征表c）、孔隙结构特征。附：各项孔隙结构参数特征表，典型的毛管压力曲线d）、储层的孔隙度、渗透率的大小及分布特征。附：孔隙度分布直方图、渗透 率分布直方图、渗透率与孔隙度的关系曲线、储层物性数据表等，孔、渗、饱及 泥质含量之间的各种相关曲线。e）、储层分类及其标准，非均质性和储层评价表（4）、油气藏特征a）、圈闭及油气水界面描述圈闭应包括三个方面：圈闭类型、储盖组合、封闭条件；根据地质、测 井和测试等资料，综合分析确定油

25、气水界面深度。附：油气水界面示意图和油气 水界面数据表b）、流体（油气水）性质 地层原油的组分、密度、粘度、饱和压力、体积系数、气油比等； 地面原油的组分、密度、粘度、凝固点等； 地层水矿化度、水型、电阻率、 PH 值等； 溶解气组份、视临界压力、视临界温度等c）、压力与温度系统 应在平面上及纵向上划分压力系统，计算各压力系统的地层压力、压力系数及压力梯度。以储层为单元，统计各压力系统的油气藏的温度和平均地温梯度。 附：地层压力与深度的关系曲线、地层温度与深度的关系曲线、地层温度与地层 压力数据表。d）、储层渗流物理性质 包括以下几个方面：润湿性；毛管压力；相对渗透率；敏感性实验分析e）、测试

26、 描述测试、试采和试井情况，并对其结果进行分析和计算。附：各井地层测试表、测试曲线和压力恢复曲线解释成果，若有延长测试资料，应附有详细的试 采曲线及成果分析f）、油气藏类型 按圈闭类型、储层特征、流体性质、驱动能量以及分布等方面综合考虑，描述和确定油气藏类型及对开发的影响。附：油藏剖面图（5）、地质储量 简要引述已经审批的储量报告的主要结论，主要包括：a）、根据“ GBn269石油储量规范”进行储量计算，简述含油面积、油层有效 厚度下限、孔隙度、含油饱和度和原油体积系数等参数。附：储量分级、分区的平面图，储层等厚图，油藏剖面图、油层顶面构造图、 含油面积图、油层等厚图、等孔隙度图、等渗透率图及

27、含油（气）饱和度图等，各计算单元地质储量计算结果表。若前面章节已经使用的图表，本处只需引用即 可；b）、国家审批结论：经国家储委批准的探明地质储量报告的主要结论。附：国 家审批探明地质储量表等；c）、储量评价：应论述地质模式的不确定性，储量可信度及其风险分析，储量品质及其分布，储量潜力等。（6）、地质建模应充分利用地震、测井、沉积相、分析化验和其他地质特征等信息，针对油 气藏的特点，简述地质建模中参数选取结果，地质模型的网格粗化应与油藏数值 模拟模型相匹配，有条件的应进行三维地质建模。a）、构造格架模型；b）、油田属性模型；c）、地质模型；d）、储量拟合。3、油藏开发方案（1）、开发原则应针对

28、油田开发的特点，遵循如下原则：a）、充分考虑油田的地质特点；b）、保证油田适当的采收率；充分利用油气资源；c）、尽可能采用较高的采油速度，建成较高的生产能力；d）、充分吸收类似油田的开发经验；e）、确保油田开发的经济效益。（2）、开发方式及采油方式a）、论证油田开发方式，是否需要用人工方式补充地层能量或其他的开发方式；b）、采用人工方式补充地层能量，应论述注水、注气或其它人工保持压力的方 式及注入时机；c）、自喷生产，应论证自喷生产的时间和井底流压；d）、机械采油，应预测机采时间、机采时机和机采方式。（3）、开发层系根据油层压力系统、油气性质、储层物性、储量规模及隔层特点等划分和组 合开发层系

29、。（4）、井网设计a）、应充分考虑储层的非均质性、裂缝及断块间的分割性；b）、应比较采用定向井、水平井或多分支井生产与直井的差异、风险和效益；c）、附井网部署图。（ 5）、压力系统设计 论述地层的压力保持水平；根据饱和压力、地层的压力保持水平及满足产能 的需要确定合理的油井流压和生产压差；根据地层的破裂压力和井筒摩阻损失， 确定合理的初期注水压力和中后期注水压力。（6）、单井产能和注入能力 应根据测试结果、储层特征、流体性质和井完善程度等，用经验公式或理论 公式计算，并参考类似油田的实际资料，论证开发井投产初期的合理生产能力和 注入能力a）、生产井产能：用多种方法论证油井单井产量，比较直井、大

30、斜度井、水平 井的产量关系等。b）、注入井注入能力：应论证注入井的注入能力，说明注入压差、吸水指数、 吸水与采油能力的关系等。c）、水源井：应论证水源井的产水指数、水体规模及类似水层生产资料等。d）、应附图表：试油成果表、采油指数统计表、吸水指数统计表、生产井产能 数据表、注入井注入能力数据表、水源井产量数据表等。（二）、主要开发技术政策及其所采用的常规确定方法1、井网系统（1）、井排方向 主要根据盆地地应力分布规律及本油田（区块）地应力测试结果，采用井网井排方向与最大主应力方向平行。（2）、井网形式 、已开发同类油藏不同井网形式分析主要从以下 3 个方面衡量：一是能否延长无水采油期，提高开发

31、初期的采油 速度；二是能否获得较高的最终采收率；三是井网调整是否具有较大的灵活性。 对于低渗透油藏，既要考虑单井控制储量及整个油田开发的经济合理性，井网不 能太密；又要充分考虑注水井和采油井之间的压力传递关系，注采井距不能过大； 另外还要最大程度地延缓方向性的水窜以及水淹时间。根据储层物性、裂缝发育程度等特征，研究形成了正方形反九点（300 X 300米）、菱形反九点（480520X130180米）、矩形（500X 150米）三种开发井 网形式（图3-2-1 ）及相应的井排距，实现了井网与裂缝系统的合理匹配，建立了 有效的驱替压力系统。 、设计不同井排距井网开展数值模拟通过不同井排距井网的数值

32、模拟，比选含水、采出程度及主要技术指标与开 采时间的最佳匹配，优选井网形式。（3）、井网密度 、满足标定水驱采收率的井网密度主要按流度统计出最终采收率与井网密度的经验公式。即当流度小于5时,最终采收率与井网密度的经验公式如下：Er =O.4O15e®0148s，计算获得井网密度。 、满足单井控制可采储量经济下限以单位含油面积，采用a Er =s -Nknm公式，计算井网密度与单井控制可采储 量，筛选满足单井控制可采储量经济极限的井网密度。 、经济合理井网密度采用俞启泰公式，即引入经济学投入与产出的因素，推导出计算经济最佳井 网密度和经济极限井网密度的方法:as b = In A 2

33、In SbN V o T . o c .a ( L _ P )T +11Id I b ) -(12 r)N Vo T . o .c(L _ P ),as m - In _A1 + ln s m 讣 I d + I b ) ,(1) I结合综合钻井成本、地面建设投资、投资贷款利率、原油商品率代入上式,用交汇法计算出：现时油价下的经济最佳井网以及经济极限井网密度，结合油田 实际，确定现时油价下的井网密度。(4) 、井排、井距的确定与优化特低渗透、超低渗透油藏井排距的确定主要与油藏基质渗透率和裂缝密度有关，基质岩块渗透率越低，裂缝密度越小，井排距应该越小，反之可以增大，因 此，其开发井网的井排距主要

34、根据油藏基质岩块渗透率大小决定，合理的井网排 距要求能够建立合理有效的注采压力 系统，取得比较好的注水效果。根据长庆油田低渗透油田储层渗 透率与启动压力梯度关系，计算开发区 目的层启动压力梯度。从图3-2-2可以 看出1.00.5mD储层启动压力梯度在0.030.1 MPa/m 左右。从排距与注水井和采油井间的地层压力梯度分布曲线看，由于储层物性差，渗流阻力大。当注采井距为250m时，地层能量主要消耗在注采井近井地带，即注水井附近约80m、采油井附近约65m 的范围内，在距生产井65m170m 范围内，存在一平缓的压力直线段； 而当注采井距从250m减小到80m 时，驱动压力分布曲线中的平缓段

35、 消失，逐渐趋近于陡峭直线。根据前述计算出的启动压力梯度， 从排距与地层压力梯度的关系图(图3-2-3)可以看出，当储层中任一 点的压力梯度均大于启动压力梯度，可建立有效的驱替压力系统综合以上分析研究，开发区块的井网系统就可以给出合理的井网形式，井排方向，井、排距以及井网密度（表 3-2-1 ）。表3-2-1不同特低渗、超低渗储层推荐井网形式油藏类型渗透率井网形式注采井数比井距排距特低渗裂缝不发育>2菱形反九点1:3450500180 20012菱形反九点1:3450520140 180<1菱形反九点1:3480540100 150特低渗裂缝发育>2菱形反九点1:348052

36、0140 18012菱形反九点1:3500540130 180<1正方形反九点井网1:3300矩形井网1:2480550120 1502、压力系统靖安油田不同注水时机效果对比图59 13 17 21 25 29 33 37 41 45 49 53 57 61 65 69生产时间（月）O642力能油产日井单（1）、地层压力保持水平 长庆油田所有的油藏均属于低压 油层，特别是特低渗、超低渗油藏无自 然产能，由于特低渗、特低渗油藏物性 差、压力传导慢，采油井投产后地层压 力很难保持在采油井开井时的压力水 平,且单井产量递减较快（图3-2-4）因此，必须通过超前注水，使油井 图3-2-4三种开采

37、方式下单井产量变化曲线投产前地层压力达到原始地层压力的 120%油井投产后将维持在原始地层压力附 近、单井产量递减较小。（2）、采油井合理流压、根据饱和压力确定油井的流压特低渗透、超低渗透油藏油井采油指数小，为了保持一定的油井产量，需降 低流动压力，加大生产压差；但对于饱和压力较高的油藏，如果流动压力低于饱 和压力太多，会引起油井脱气半径扩大，使液体在油层和井筒中流动条件变差， 对油井的正常生产造成不利影响。根据同类油藏开发经验，当流动压力为原始饱和压力的60%- 70%寸，采油指数最咼。根据合理泵效确定最小流动压力根据油层深度、泵型、泵深，不同含水率条件下保证泵效所要求的泵口压力， 由泵口压

38、力可以计算最小合理流动压力。1Fgo _ a+ Bt ” x (1 _ fw)+ fw J0.197Pp:合理泵效与泵口压力的关系如下： N式中：N泵效；Pp泵口压力，MPaFgo气油比，mVt ;a天然气溶解系数，ml/m加Pa；f W综合含水，小数； Bt泵口压力下的原油体积系数。根据上式计算出不同含水时期泵效与泵口压力的关系（图3-2-5） o特低渗透、超低渗透油藏渗流条件差，要求泵效达到40%时，可得出不同含水时期泵口压力值。最小流动压力与泵口压力的关系式为：Pwf 二 Pp Hm Hp o 1 fw 广'-w fw Fx100式中：Pwf最小合理流动压力，MPaPp泵口压力，

39、MPaP o动液面以下泵口压力以上原油平均密度，g/cm3；Hn油层中部深度，mHp-泵下入深度，m； Fx液体密度平均校正系数。根据泵口压力与最小流动压力的关系求出最小流动压力，最后得到最小流动压力与含水率关系（图3-2-6 ）o123456789泵口压力，MPaOOOOOOOOOO09876543211山效泵28 7 6 5 4 3 压流理合小最图3-2-5 泵效、含水与泵口压力关系图3-2-6含水率与最小流动压力关系(3) 、生产压差特低渗透、超低渗透油田油井采油指数小，油井见水后采液指数又大幅度下 降，要保持一定的产能，必须要采取较大的生产压差，要保持较大的生产压差， 需要保持较高的地

40、层压力。投产初期，实施超前注水，地层压力保持在原始地层压力的120%则一般特低渗透、超低渗透油藏生产井合理流压为左右。另外根据长庆油田开发经验，特低渗透、超低渗透油层压力保持在原始地层 压力附近，可以保证油井有足够的生产能力及合理的开采速度，则合理生产压差=原始地层压力-合理流压。(4) 、注水井井口压力改变以往利用破裂压力作为最大注水压力，而是用裂缝开启压力作为最大注 水压力。其确定方法有两种：方法一：理论计算P= H sin © (Fmax-Fmin) +Fmin(P开启压力；H油层某一点深度；Fma最大水平主应力梯度；Fmin 最小水平主应力梯度；©裂缝走向与最大水平

41、应力夹角，图3-2-7 )。图 3-2-7地层应力分布示意图方法二：矿场实际应用吸水指示曲线拐点压力XX井吸水指数曲线日注水量（m 3/d）图3-2-8矿场实测吸水指示曲线则，注水井井口注入压力=裂缝开启压力（图3-2-8）3、注水量设计（1）、超前注水期 、注水量的确定超前注水时，按照圆形封闭地层以注水井为中心，考虑启动压力梯度，在达 到拟稳态的情况下，根据地层压缩系数的定义，可得累积注水量与地层压力有如 下关系：其中,Ct=COCw Swi Cf1 SwiCW =4504 10- A B 1.8T32C(1.8T32)" (1.0 4.9974 10-RSW)A =3.8546

42、-1.9435 10，P25B - -1.052 106.9183 10 PC =3.9267 10,-1.2763 10J PCf2.587 10*0.4358式中：人/ 累积注水量，m3；Ct 地层压缩系数，MPa-1;V注入孔隙体积，m3;AP压力差，MPa。C。一地层原油压缩系数，MPa1 ； Cw地层水压缩系数，MPa1;Cf岩石压缩系数，MPa1;T地层温度，C；Swi 束缚水饱和度，小数;孔隙度，小数;Rsw地层水中天然气的溶解度，m3/m3;P地层压力，MPa。 采用超前注水开发，当目的层地层压力达到原始地层压力的 120%寸开井投产,注水井单井累计注水量可通过上述公式计算出。

43、 、注水强度的确定对于菱形反九点井网，根据达西定律，考虑启动压力梯度影响，注水井注水 强度公式为：Qi _ 0.5429 KK rw（ Pf - P） '（0.610A -式中：A 注采井组面积，Pf裂缝开启压力,hp 原始地层压力，MPa 0.0608*k -1.1522 启动压力梯度,MPa/m；Bw水体积系数,卩w水粘度,mPa.s;K地层渗透率,10 一3卩Krw残余油时水相渗透率,小数;水 aYw井径,m；从上式可以看出，注水强度WL* 一八八"八-亠亠电*一+ *岸少图3-2-7注水强度与见水速度的关系图与裂缝开启压力有关，经过计算可获得目的层最大注水强度根据长庆

44、油田近几年超前注水的实施效果的分析(图3-2-7),当注水强度大于3.0 m3/d.m时，油井投产后见水较快，而且含水上升迅速。因此，超前注水期注水 强度应控制在3.0 m3/d.m以下，油井开井投产效果最佳，见水速度缓慢；注水强度 在1.6 2.5 m3/(d.m)时，地层压力恢复速度较合理(图3-2-8、图3-2-9)。模型 模型 模型力压层地5 0 !jj1|1il0 0.511.52 2.53 3.5 4 4.55 5.56注水强度(rnf(d.m)图3-2-8白马中注水强度、地层压力及渗流模型的关系2度速复恢力压02裂缝模型复合模型均质模型0.03MP/h2030地层压力(MPa)O

45、.°5Mp/h104050图3-2-9白马中地层压力与压力恢复速度以及渗流模型关系 、正常生产期根据注采平衡原理，投产期注水井的日配注量公式为：IOOOMNoQo Bo Sw、 Qw()Nw FOBw 1 - Sw式中：No :采油井数；Nw :注水井数；Qo：采油井日采油量，t/d;Qw :注水井日配注量，m3/d ；Bo :原油的体积系数；Bw :水的体积系数；O :地面原油的密度，kg/m3;Sw：采油井的初期含水率，小数；M :注采比，小数。根据长庆油田三叠系特低渗油藏的开发经验，合理注采比应该满足以下条件: 一是注水初期，能够保证地层压力水平稳定或稳步恢复；二是油井受效后能

46、够保 持地层能量稳步回升，在保持产量稳定的条件下，努力延缓油井见水时间。4、单井产能论证(1) 、采油指数法根据开发区块目的层井同期测试的地层压力、流压和产量等数据计算对应的 米采油指数；根据前述的合理生产压差，据此计算母的层的单井产量。(2) 、视流度法根据长庆油田三叠系油藏的实际资料统计，米采油指数与流度具有如下关系式：Igl oh=0.473lg(K/ 卩。)-1.077式中：Ioh米米油指数(t/ (d MPa)K空气渗透率概率中值(mD 卩o 地层原油粘度(mPa s)据此计算，井产量。目的层米油指数；根据前述的合理生产压差，计算出目的层的单(3) 、试米分析法根据同类油藏采用超前注

47、水开发，投产井初期产量、前三个月平均日产油、 近三年时间内日产油稳定产量，预测开发区块初期产量。(4) 、单井产能综合取值综合以上三种方法计算结果，在超前注水开发条件下，开发区块的单井产能 可取一个综合值。5、米收率根据SY5367-1998行业标准和长庆油田已开发油田采收率标定方法筛选结果, 采用6种方法进行注水采收率计算。(1) 、相对渗透率曲线法用相对渗透率曲线可以直接获得两相区可流动空间，从而间接得到油藏采收 率的大致范围。(2) 、驱油效率法采收率Er等于驱油效率Ed与体积波及系数Ev的乘积，即：Er = Ed EvEr = Ed Eh Ea通过采用水驱油试验、相对渗透率曲线计算、经

48、验公式等方法分别确定水驱 油效率、体积波及系数，最终确定油藏采收率（3）、井网密度法由谢尔卡切夫公式计算采收率：asEr 二 Ed e（4）、压汞曲线法利用压汞试验中的退汞效率可以大致得到油藏采收率的高低界限，一般退汞 效率所反映的油藏采收率属于采收率上限。（5）、经验公式法公式（中国一一陈元千）z J.1316Er 二 0.214289公式（中国一一俞启泰）公式Er =0.274-0.1116log0.09746log K - 0.0001802h f-0.06741Vk 0.0001675T(中国杨通佑)公式Er =0.3078 -0.0069%（中国一一东部油田统计）KEr 二 0.05

49、8420.08461 log 0.34640.003871 fo公式（中国万吉业）KEr =0.1350.165log -R(6)类比法利用油藏类型、储层性质及流体性质等油藏参数的相似性，参考已开发同类 油藏采收率，确定新投入开发油藏的采收率。（7）、采收率计算结果及选值综合上述各类方法计算结果，确定新投入开发油藏的采收率。（三八方案部署1、部署原则、依据（1） 、部署原则 、根据储量状况和开发现状，按效益排队，筛选产建目标区；对储量落实、 产建效益好的地区，集中规模建产； 、在扩大新区建产的同时，搞好老区调整及扩边，降低老油田递减； 、继续坚持浅油层滚动勘探开发，降低开发成本，实现增储上产一

50、体化； 、安排储量落实的区块，结合储层特征，优化井网及压力系统，实施超前 注水； 、对新的建产区域开展开发试验，为下年度产能建设及稳产接替作准备。（2） 、部署依据 、依据油田发展开发规划； 、依据探明未动用储量； 、依据当年新增探明储量； 、依据石油勘探、油藏评价及油田开发最新成果筛选滚动建产区； 、依据老油田加密调整及扩边潜力。2、部署表的编制在地质、油藏工程研究的基础上，分年度按油田、区块、层位进行部署。（ 1）、动用面积、储量确定 按照储量分类评价结果，依次选择未动已探明一、二类区域，控制储量以及 预测储量控制程度较高的含油有利区，确定动用含油面积，根据储量丰度确定动 用储量。（ 2）

51、、钻井数及进尺确定 动用含油面积一旦确定，按照不同井网形式及井网密度，确定钻井总数，其 中钻井成功率按95%- 98%主要是根据井控程度的高低，给一定的落空井；当总 井数确定后，进尺按区块平均油层中深加斜深（井深小于1500m井，平均单井斜深加50m 井深在1500m- 2000m 平均单井斜深加 80m 井深大于2000m 平均单 井斜深加loom乘以新钻井数，计算出各开发部署区块的总进尺。（ 3）、建采油井、注水井及产能设计主要是根据各开发区块的不同井网的注采比来确定的，其中所建采油或注水井含已钻井井数。计算方法是：建井总数 =新钻井数+已钻井数-落空井数，按注采比确定油水井数。要求各开发

52、区块尽量以采油井封边。（ 4）、区块产能及万吨进尺的确定 一旦采油井数确定后，各开发区块的单井设计产能按油藏工程论证确定的数 值来计算区块产能。区块产能 =区块所建采油 *单井产能 *300 天/10000；可保留一 位小数。万吨进尺 =区块总进尺 /区块总产能。（四）、方案实施要求 应根据地质和油藏实际特点，明确提出开发井的钻探和油田投产阶段工作的 实施要求。主要有以下几点：1、对钻井、完井的要求（包括钻井顺序，钻、完井质量，储层保护、防砂层 段和射孔要求等）；2、对资料录取的要求（包括取芯、测试、测井和流体取样等） ；3、对随钻跟踪和钻后评价研究工作的要求；4、对动态监测资料录取的要求（包

53、括系统试井、 PVT 取样、地面流体取样和 产量计算等）；5、对开发生产动态研究的要求。（五）、资料录取及其分析、应用1、取心全分析取芯要求“穿鞋带帽” ，岩心收获率在 95以上。 取心场地必须干净、平整。岩心筒起出地面后，应立即取出岩心，用干净的 擦洗物 （ 如棉纱等 ） 清除岩心上的钻井液或密闭液，严防岩心被污染。按岩心出筒 顺序，自下而上依次摆放，保证岩心顺序不颠倒。对好岩心茬口，清除假岩心， 合理摆放磨光面和破碎岩心，用钢卷尺准确丈量岩心长度，并进行岩心编号。含油气岩心的常规物性分析（孔隙度、渗透率、含油饱和度）一般按每米510 块取样。岩性及含油产状变化不大的岩心段，取样密度可酌情减

54、小，反之应增 加取样密度。未含油气岩心一般不取样，如有需要可按设计选取。全分析取芯取样时尽量选取含油性较好的岩心， 样品不能剖开，长度要在 2025cm及时放置于取样筒中，用柴油浸没，岩样编号必须做到标识清楚，不易脱 落。取走整块岩心的位置要用标记牌做标记，在标记牌上标明岩样距顶位置、长 度及岩性等。取样岩心要画上指向钻头方向的箭头，记录其顶底位置，标明岩样 编号。（SY/T 5366 2000油田开发井取心资料技术要求）2、高压物性 取样条件：油层在原油含水低于 5，取样点压力高于油层饱和压力下取样， 样品数取 2 支以上，饱和压力值相差小于 1.5 ，分析结果相符为合格（ SY/T 598

55、1-2000 常规试油试采技术规范） ；高气油比井可采用三相分离器在地面配制合格样品（两支） （ SY/T 6293-1997 勘探试油工作规范） ；高压物性分析参考 SY/T 6481-2000 原油高压物性分析仪和 SY/T 5542-2000 地层原油物性分析方法。3、地面原油分析抽汲求产时，每个工作制度在管线出净残油后，于管线出口取样（SY/T5981-2000 常规试油试采技术规范） ；全分析取样品两支，每支1000ml,两支油样相对密度小于0.005为合格（SY/T 5981-2000 常规试油试采技术规范） ；原油全分析合格样品，每层不少于三支（取样间隔8h以上），每支2000ml（SY/T 6337-1997 油气井地层测试资料录取规范） 。4、地层压力恢复 地层压力恢