油田开发调整方案编制技术要求

1、李李 明明 川川 中国石油大学（华东）石油工程学院中国石油大学（华东）石油工程学院第一部分第二部分第三部分第一部分前言1 范围2 规范性引用文件3 开发调整区块地质特征再认识4 开发效果评价5 剩余油分布研究6 开发调整原则和方法7 开发调整方案部署8 开发调整方案实施要求9 开发调整方案报告的编写要求目 次SY/T 5851-2005 本 标 准 整合修订并代替SY/T 5851-1993砂岩油田注水开发调整方案编制技术要求、SY/T6209-1996复杂断块油田调整方案编制技术要求和SY/T 6425-2000热采稠油油藏开发调整方案编制技术要求蒸汽吞吐部分。主要修改内容如下: 开 发 效

2、果评价部分增加了“注采比、采油速度、递减率、套损状况、地层能量的保持情况、注入 剂 的 利 用 率 等 指标的评价和对油田开发经济效益评价”内容。 在 调整方法里增加了“研究相应调整界限和方法”内容。 指 标 预测由原来的10年，改为10年一15年。 对 标 准的局部结构进行了调整，使方案编制的逻辑性、层次性更加清晰。 由 于油田状况不同，删除了水驱控制程度、储量动用程度等定量指标。 针 对开发存在的不同问题，增加了不同的调整挖潜方法。 删 除 了标准中的具体附表格式。本标 准 由 油气田开发专业标准化委员会提出并归口。本 标 准 起草单位:大庆油田有限责任公司勘探开发研究院。本 标 准 起草

3、人:林影。本 标 准 所代替标准的历次版本发布情况为: S Y / T 5851-1993; SY /T 6209-1996; S Y / T 6425-2000.中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T5851-2005代替SY/T5851-1993，SY/T6209-1996，SY/T6425-2000 -油田开发调整方案编制技术要求Technical requirements for compilation of adjusting development design for oilfield2005-07-26发布 2005-11-01实施国家发展和改革委员会 发布1 1 范围范围

4、本标准规定了砂岩油藏，包括复杂断块油藏和热采稠油油藏（蒸汽吞吐部分）的开发调整方案编制内容、方法和技术要求。 本标准适用于砂岩油藏、复杂断块油藏和热采稠油油藏（蒸汽吞吐部分）的开发调整方案编制。 2 规范性引用文件规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款 凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 GB/T19492 石油天然气资源/储量分类 DZ/T0 217 石油天然气储量计算规范 SY/T5367 石油可

5、采储量计算方法 SY/T5615 石油天然气地质编图规范及图式 SY/T6167 油藏天然能量评价方法 SY/T6193 稠油注蒸汽开发可采储量标定方法 SY/T6219 油田开发水平分级GB/T19492 石油天然气资源/储量分类DZ/T0 217 石油天然气储量计算规范SY/T5615 石油天然气地质编图规范及图式SY/T6167 油藏天然能量评价方法SY/T6193 稠油注蒸汽开发可采储量标定方法SY/T6219 油田开发水平分级第二部分目 录一、开发调整区块地质特征再认识二、开发效果评价三、剩余油分布研究四、调整原则和方法五、开发调整方案部署六、开发调整方案实施要求七、开发调整方案报告

6、的编写要求 1、对油田构造特征、断层及裂缝发育情况进行认识，分析对开发效果的影响对开发效果的影响。 2、对储层的沉积微相进行认识，分析不同微相在开发过程中对油水分布的影响油水分布的影响。 3、阐述油层岩石表面润湿性、孔隙结构、粘土矿物、胶结状况、地层温度的变化情况。 4、对储层的旋回性、非均质性进行认识。 5、对各油层组之间、砂岩族之间以及各单层之间隔层的岩性、产状、渗透性、厚度、分布特征进行认识，分析不同隔层状况在措施前后对层间或开发层系之间串流的影响措施前后对层间或开发层系之间串流的影响。（一）开发调整区块地质特征再认识技术要求 6、对平面上、纵向上油、气、水性质和分布状况进行认识，进一步

7、搞清其在开发过程中的变化特点。 7、对于稠油油藏还要搞清馏分、粘温关系及其在开发过程中的变化；进行原始及开发过程中原油流变性、分析；进行原始及开发过程中油水、油气相对渗透率试验特征值对比、分析；进行原始及开发过程中驱油效率的对比、分析和不同开采阶段的油藏温度的分布及其变化规律研究。 8、对地质储量参数进行再认识，按新参数复算地质储量复算地质储量并汇总结果（包括天然气储量）。按油层分类将新储量与原储量对比，分析地质储量变化的原因地质储量变化的原因，储量计算及评价按GB/T19492和DZ/T0217执行。 9、对油藏天然能量进行评价，分析开发过程中油藏压力的变化情况，搞清其对开发效果的影响，油藏

8、天然能量评价方法按SY/T6167执行。 10、根据调整区的地质再认识结果，重新建立地质模型，绘制各类油层的小层平面图和相带图。 11、对于断块油藏以独立断块为单元对油藏地质特征重新认识。（二）开发调整区块地质特征再认识具体做法动态、高压物性数据库大 庆 油 田 精 细 油 藏 描 述 地质建模油藏模拟基础地质构造模型地层、油层细分对比精细构造沉积微相微观物理特征储层敏感性裂缝、地应力分布油水分布及流体性质区域沉积、构造背景储层格架模型裂缝分布模型油藏属性模型静态资料数据库沉积微相图数字化裂缝、地应力参数提取修改、完善地质模型历史拟合剩余油饱和度分布开发效果评价剩余油类型及分布粗化地质模型加密

9、调整、注采系统调整、确定射孔部位、优化压裂设计、套管防护等对于调整方案地质基础一般要求进行精细油藏描述精细油藏描述低渗透及裂缝发育油藏（二）开发调整区块地质特征再认识具体做法1、构造断裂特征构造特征u构造形态分析闭合面积、闭合高度、倾角、含油高度及构造上下变异情况等 u断裂特征描述断层性质、条数、密度、产状、断距、密封性及断层复杂程度。 应用老地震重新解释，或者新的地震资料处理解释，结合开发井钻遇断层及油层海拔深度资料，对调整区断层和构造特征进行精细描述断层和构造特征进行精细描述：调整区块精细构造、断裂特征 1992 1992年，整个宋芳屯构造进行了年，整个宋芳屯构造进行了0.30.30.3k

10、m0.3km的密测网数的密测网数字字地震精查地震精查，通过密测网地震精查后表明，通过密测网地震精查后表明，构造构造隆起面积为隆起面积为98.0km98.0km2 2，高点在芳，高点在芳1717井附近，海拔高度井附近，海拔高度-1310m-1310m，隆起幅度为，隆起幅度为25m25m。 项项目目 构构造造名名称称 构构造造面面积积 （k km m2 2） 隆隆起起幅幅度度 （m m） 轴轴 向向 长长轴轴 （k km m） 短短轴轴 ( (k km m) ) 北北西西 2 23 30 0（东东侧侧） 1 12 2. .0 0 1 1. .5 54 4. .0 0 宋宋芳芳屯屯 鼻鼻状状构构造造

11、 9 98 8. .0 0 2 25 5. .0 0 北北西西 1 15 50 0（西西侧侧） 7 7. .0 0 2 2. .0 03 3. .0 0 宋芳屯油田密测网地震精查后构造要素表宋芳屯油田密测网地震精查后构造要素表 宋芳屯北部宋芳屯北部 宋芳屯油田北部地区包括宋芳屯试验区、祝三试验区、芳707、芳17、芳6、芳507等6个区块。总体构造形态为北西高南北西高南东低，西南低东南高，东低，西南低东南高，断层较发育。断层较发育。宋芳屯北部宋芳屯北部2、沉积微相划分与组合 主要是根据开发井资料对油层进行细分与细分与对比对比，并在此基础上重新划分沉积微相重新划分沉积微相（绘制沉积微相图），并对

12、各微相进行精细描述，同时分析不同沉积相带储层的含油性及物性含油性及物性差异差异。 宋芳屯北部宋芳屯北部芳96-94井芳96-94井RMG (N)RMG (N)1480149015001510152015301540SPSP芳96-96井芳96-96井RMG (N)RMG (N)1480149015001510152015301540SPSP芳96-98井芳96-98井RMG (N)RMG (N)1480149015001510152015301540SPSP芳96-101井芳96-101井RMG (N)RMG (N)1490150015101520153015401550SPSP芳96-102

13、井芳96-102井SPSP149015001510152015301540RMG (N)RMG (N)芳96-104井芳96-104井RMG (N)RMG (N)1490150015101520153015401550SPSP芳96-106井芳96-106井RMG (N)RMG (N)1490150015101520153015401550SPSP芳96-108井芳96-108井RMG (N)RMG (N)1510152015301540155015601570SPSP芳96-94-芳96-108井小层对比横剖面图芳96-94-芳96-108井小层对比横剖面图P1P21P222P3P41P42

14、P5P511P52P7P6P7P8P922芳芳96-9496-9496-10896-108井小层对比横剖面图井小层对比横剖面图 在葡1顶及葡5底部辅助标准层控制下，对于湖相湖相及三角洲外前缘相三角洲外前缘相采用等厚对比等厚对比的原则；对于三角洲内前缘相席状砂采用等厚对比等厚对比、分流河道砂不等厚对比原则不等厚对比原则；对于三角洲分流平原相采取不等厚对比的方法，将宋芳屯油田葡萄花油层葡萄花油层原9个小层细分为12个沉积单元。1)细分沉积单元宋芳屯北部宋芳屯北部芳96-94井芳96-94井RMG (N)RMG (N)1480149015001510152015301540SPSP芳96-96井芳9

15、6-96井RMG (N)RMG (N)1480149015001510152015301540SPSP芳96-98井芳96-98井RMG (N)RMG (N)1480149015001510152015301540SPSP芳96-101井芳96-101井RMG (N)RMG (N)1490150015101520153015401550SPSP芳96-102井芳96-102井SPSP149015001510152015301540RMG (N)RMG (N)芳96-104井芳96-104井RMG (N)RMG (N)1490150015101520153015401550SPSP芳96-106

16、井芳96-106井RMG (N)RMG (N)1490150015101520153015401550SPSP芳96-108井芳96-108井RMG (N)RMG (N)1510152015301540155015601570SPSP芳96-94-芳96-108井小层对比横剖面图芳96-94-芳96-108井小层对比横剖面图P1P21P222P3P41P42P5P511P52P7P6P7P8P922芳芳96-9496-9496-10896-108井小层对比横剖面图井小层对比横剖面图 在葡1顶及葡5底部辅助标准层控制下，对于湖相及三角洲外前缘相采用等厚对比的原则；对于三角洲内前缘相席状砂采用等厚

17、对比、分流河道砂不等厚对比原则；对于三角洲分流平原相采取不等厚对比的方法，将宋芳屯油田葡萄花油层原9个小层细分为12个沉积单元。2)油层细分与对比宋芳屯北部宋芳屯北部依据依据岩石剖面结岩石剖面结构特征构特征，将三肇，将三肇地区地区葡一组油层葡一组油层按按岩相岩相划分标准，划分标准，分为分为五种沉积亚五种沉积亚相相。3)沉积微相划分沉积微相划分宋芳屯北部宋芳屯北部4)微相精细描述微相精细描述通过垂向上精细对比，划分沉积单元；平面上细分沉积微相，以及微相合理组合与描述，对砂体分布特征有了一个比较全面的认识。根据各沉积单元砂体的分布规模和形态，绘制出12个沉积单元的沉积微相图，统计各沉积单元不同微相

18、钻遇状况。河河道道砂砂体体 主主体体席席状状砂砂 未未划划砂砂体体 项项目目 沉沉积积 单单元元 钻钻 遇遇 井井 数数（口口） 钻钻 遇遇 率率 （% %） 井井数数 口口 砂砂 岩岩 m m 有有效效 厚厚度度 m m 钻钻遇遇 率率（% %） 井井数数 口口 砂砂 岩岩 m m 有有效效 厚厚度度 m m 钻钻遇遇 率率 （% %） 井井数数 口口 砂砂 岩岩 m m P PI I1 10 00 0 1 16 64 4 5 56 6. .3 36 6 2 24 4 3 37 7. .2 2 2 25 5. .4 4 1 14 4. .6 6 9 96 6 1 12 22 2. .2 2

19、2 23 3. .9 9 5 58 8. .5 5 4 44 4 4 40 0. .0 0 P PI I2 21 10 0 9 99 9 3 34 4. .0 02 2 2 27 7 4 44 4. .2 2 2 26 6. .5 5 2 27 7. .3 3 5 57 7 4 48 8. .7 7 7 7. .1 1 5 57 7. .6 6 1 15 5 1 10 0. .1 1 P PI I2 22 20 0 1 15 53 3 5 52 2. .5 58 8 4 42 2 1 10 01 1. .1 1 5 52 2. .4 4 2 27 7. .5 5 7 75 5 8 83 3.

20、.1 1 1 14 4. .5 5 4 49 9. .0 0 3 36 6 3 31 1. .0 0 P PI I3 30 00 0 1 13 37 7 4 47 7. .0 08 8 5 57 7 1 10 08 8. .2 2 5 54 4. .7 7 4 41 1. .6 6 6 62 2 4 47 7. .3 3 5 5. .0 0 4 45 5. .3 3 1 18 8 1 13 3. .8 8 P PI I4 41 10 0 1 10 03 3 3 35 5. .0 04 4 4 42 2 8 84 4. .5 5 4 44 4. .6 6 4 40 0. .8 8 4 42 2

21、5 53 3. .3 3 0 0. .6 6 4 40 0. .8 8 1 19 9 1 17 7. .8 8 P PI I4 42 20 0 8 85 5 2 29 9. .2 21 1 1 17 7 3 31 1. .8 8 1 16 6. .5 5 2 20 0. .0 0 4 47 7 5 57 7. .3 3 9 9. .0 0 5 55 5. .3 3 2 21 1 1 18 8. .3 3 P PI I5 51 10 0 9 96 6 3 32 2. .9 99 9 2 22 2 3 36 6. .9 9 2 21 1. .4 4 2 22 2. .9 9 6 61 1 5 51

22、 1. .6 6 7 7. .1 1 6 63 3. .5 5 1 13 3 1 12 2. .2 2 P PI I5 52 20 0 1 10 08 8 3 37 7. .1 11 1 3 39 9 9 90 0. .6 6 4 49 9. .6 6 3 36 6. .1 1 5 54 4 5 59 9. .6 6 9 9. .9 9 5 50 0. .0 0 1 15 5 1 12 2. .5 5 P PI I6 60 00 0 1 13 37 7 4 47 7. .0 08 8 5 58 8 1 11 18 8. .4 4 6 62 2. .4 4 4 42 2. .3 3 6 67 7

23、 5 56 6. .4 4 7 7. .4 4 4 48 8. .9 9 1 12 2 9 9. .8 8 P PI I7 70 00 0 1 12 27 7 4 43 3. .6 64 4 2 25 5 6 63 3. .5 5 3 31 1. .2 2 1 19 9. .7 7 8 82 2 1 16 65 5. .4 4 3 31 1. .6 6 6 64 4. .6 6 2 20 0 1 16 6. .5 5 P PI I8 80 00 0 1 16 61 1 5 55 5. .3 33 3 3 33 3 7 76 6. .0 0 3 39 9. .8 8 2 20 0. .5 5 1

24、 10 08 8 1 17 72 2. .1 1 2 24 4. .6 6 6 67 7. .1 1 2 20 0 1 15 5. .7 7 P PI I9 90 00 0 1 10 01 1 3 34 4. .7 71 1 4 4 9 9. .6 6 8 8. .0 0 4 4. .0 0 9 90 0 1 11 17 7. .5 5 2 21 1. .1 1 8 89 9. .1 1 7 7 7 7. .0 0 宋芳屯北部宋芳屯北部宋芳屯北部宋芳屯北部5)不同沉积相带储层的含油性及物性差异不同沉积相带储层的含油性及物性差异 不同的沉积亚相和微相，其不同的沉积亚相和微相，其物性参数存在较大的

25、差异物性参数存在较大的差异，分流河道砂、水下分流河道砂、滨湖滩地砂的储层物性发分流河道砂、水下分流河道砂、滨湖滩地砂的储层物性发育相对较好。分流间薄层砂、断续席状砂、席状砂、浅水育相对较好。分流间薄层砂、断续席状砂、席状砂、浅水淤积薄层砂的物性参数值低淤积薄层砂的物性参数值低3 3、储层特征、储层特征 主要是取心资料和压汞资料以及钻遇砂岩和有效厚度资料，对调整区岩性及物性分布特、孔隙结构特征、砂体规模及空间分布和储层钻遇情况评评价。3 3、储层特征、储层特征 宋芳屯北部宋芳屯北部 储层岩石为细粒硬砂质长石砂岩及硬砂质长石粗粉砂岩，石英含量35%，岩屑含量18%。颗粒磨圆度次尖次圆；风化程度中等

26、、深中等；分选好。平均空气渗透率为208.210-3m2，主要分布在50-20010-3m2区间。区区 块块 井井 号号 孔孔 隙隙 度度 （ % ） 渗渗 透透 率率 （ 10-3 m2） 芳芳6 2 23 3. .7 7 1 13 30 0. .6 6 芳芳608 2 20 0. .8 8 7 73 3. .6 6 芳芳7 70 08 8 2 23 3. .6 6 2 20 03 3. .7 7 芳芳6 芳芳6 60 09 9 2 23 3. .3 3 9 90 0. .5 5 区区 块块 平平 均均 值值 2 22 2. .9 9 1 12 24 4. .6 6 芳芳7 70 07 7

27、芳芳7 70 07 7 2 24 4. .6 6 3 38 87 7. .2 2 区区 块块 平平 均均 值值 2 24 4. .6 6 3 38 87 7. .2 2 芳芳1 17 7 芳芳1 17 7 2 23 3. .0 0 1 11 12 2. .7 7 区区 块块 平平 均均 值值 2 23 3. .0 0 1 11 12 2. .7 7 总总 平平 均均 值值 2 23 3. .5 5 2 20 08 8. .2 2 1)岩性及物性分布特征岩性及物性分布特征3 3、储层特征、储层特征 宋芳屯北部宋芳屯北部2)孔隙类型及孔隙结构特征 岩石扫描电镜资料分析表明，孔隙类型以原生粒间孔为主

28、，其次为溶蚀孔和晶间孔，少量为粒间裂缝。 胶结物以泥质为主，胶结类型以再生孔隙、接触再生、孔隙接触式胶结类型为主，其次为孔隙、孔隙-再生式胶结。 根据101块样品毛管压力曲线的测定结果，多数毛管压力曲线偏向左下方，不同程度的出现平台，显示属于细-中歪度，表明储层岩石所控制的孔隙连通性较好。 岩样孔隙分布一般出现双峰，第一峰位在0.1 m附近，对储层渗透能力贡献不大；第二峰位在4-12m之间，峰值大多小于30%，对储层渗透能力起主要贡献，其贡献值一般在30-50%。3 3、储层特征、储层特征 宋芳屯北部宋芳屯北部3)砂体规模及空间分布砂体规模及空间分布 宋芳屯油田北部芳宋芳屯油田北部芳6 6区块

29、各沉积单元钻遇状况统计表区块各沉积单元钻遇状况统计表 评价指标PI1PI21PI22PI3PI41PI42PI51PI52PI6PI7PI8PI9统计井数（口）146146146146146146146146146146146146钻遇总井数（口）1104874695534474975697646砂岩钻遇率（）75.34 32.88 50.68 47.26 37.67 23.29 32.19 33.56 51.37 47.2652.05 31.51有效钻遇率（）67.1223.9744.5244.5230.8216.4423.2926.0351.3740.4137.6720.55钻遇总砂岩厚度

30、（m）107.652.185.380.977.035.349.963.192.5137.9139.949.8平均钻遇砂岩厚度（m）0.971.081.151.171.401.031.061.281.231.991.841.08钻遇总有效厚度（m）75.247.063.669.257.918.935.338.487.081.876.521.4平均钻遇有效厚度（m）0.680.980.861.001.050.560.750.781.161.191.000.47全区平均砂岩厚度（m）0.730.350.580.550.520.240.340.430.630.940.950.34全区平均有效厚度（m）

31、0.520.320.440.470.400.130.240.260.600.560.520.15包括：砂体规模：砂体方向、砂体厚度、砂体宽度、砂体长度 砂体空间分布 砂体连续系数：砂体连续系数是单层有效厚度大于平均有效厚度的井数与钻遇有效总井数的比值 3 3、储层特征、储层特征 宋芳屯北部宋芳屯北部4)调整区块储层钻遇情况宋芳屯油田北部葡萄花油层各沉积单元砂体连续系数统计表宋芳屯油田北部葡萄花油层各沉积单元砂体连续系数统计表单元项目PI1PI21PI22PI3PI41PI42PI51PI52PI6PI7PI8PI9平均有效厚度（m）0.300.340.440.440.440.300.300.5

32、50.510.490.400.29连续系数0.830.850.770.800.820.950.920.730.840.880.780.86评价结果 井网对砂体的控制程度较低。平面发育许多走向不同的断层，这些断层两盘的砂泥比存在一定差异，表明了储层平面非均质性较严重。 裂缝及地应力描述内容u天然裂缝a)裂缝类型：给出按不同成因划分的天然裂缝类型。b)裂缝特征描述：包括裂缝基本特征、产状、力学成因、充填程度、有效性、发育程度、发育方位、分布规律等。u地应力及人工压裂缝a)地应力描述：包括现代地应力方向、地应力数值、地应力类型、地应力分布描述。b)压裂缝u裂缝对油田开发的影响 4 4、储层裂缝及地应

33、力特征描述、储层裂缝及地应力特征描述（1）描述内容u1)天然裂缝 露露 头头 剪剪 切切 缝缝小断层平面共轭剖面共轭 黑黑 龙龙 江省江省 宾宾 县县 泉泉 头头 组组 野野 外外 露露 头头 剖剖 面面 轮轮 廓廓研究剖面松花江 野外露头 研究天然裂缝主要方法：有野外露头踏勘、岩心观察、MVE软件、古地磁测试、钻井倾角等（2）描述方法朝朝50翼部翼部u1)天然裂缝岩心观察成成因因构造裂缝构造裂缝沉积沉积-成岩成岩-构造裂缝构造裂缝大裂缝大裂缝微裂缝微裂缝 层间裂缝层间裂缝低角度构造裂缝低角度构造裂缝层间裂缝层间裂缝网状裂缝网状裂缝岩心观察岩心观察包括探井、评价井、开发井和检查井取心井岩心资料

34、 F F F F Y Y 油田油田 观察观察 井数井数 ( (口口) ) 芯长芯长 (m)(m) 裂缝裂缝 条数条数 裂缝裂缝 频率频率 ( (条条/m)/m) 芯长芯长 (m)(m) 裂缝裂缝 条数条数 裂缝裂缝 频率频率 ( (条条/m)/m) 芯长芯长 (m)(m) 裂缝裂缝 条数条数 裂缝裂缝 频率频率 ( (条条/m)/m) 头台头台 3838 2707.52707.5 155155 0.0570.057 1135.01135.0 9494 0.0830.083 1572.51572.5 6161 0.0390.039 朝阳沟朝阳沟 2525 2336.12336.1 108108

35、0.0460.046 219.83219.83 1616 0.0720.072 2116.32116.3 9292 0.0440.044 肇州肇州 2525 1737.31737.3 4646 0.0260.026 656.52656.52 2323 0.0350.035 1080.81080.8 2323 0.0210.021 榆树林榆树林 3434 3643.03643.0 4444 0.0120.012 823.61823.61 2222 0.0210.021 2819.42819.4 2222 0.0080.008 根据朝阳沟油田25口井扶杨油层2336.1m岩心观察结果，共发现裂缝1

36、08条，裂缝频率0.046条/m。与已开发的其它油田扶杨油层相比，朝阳沟油田裂缝发育程度相对较高。 u2)地层倾角测井 应用地层倾角测井资料，进行电导率异常裂缝检测，识别砂泥岩地层裂缝和裂缝方向。朝阳沟油田杨油层地层倾角测井资料的井电导率异常裂缝方位检测，走向NE600-SE1100。 朝阳沟油田对17口井32块裂缝岩心测试，裂缝以90100 方向为主，裂缝走向为NE85。u3)古地磁测试朝阳沟油田显裂缝方位玫瑰花图依据地震资料，应用MVE描述软件预测天然裂缝MVE裂缝预测u4)地应力描述地应力描述方法主要岩石力学实验和有限元数模。人工压裂缝方向与最大水平主应力方向一致。 朝阳沟油田扶杨油层，

37、在油田开发中以近东西向裂缝中流体的渗流速度最快，使东西方向的动态反应最明显。三肇地区扶杨油层裂缝开度与现代应力场关系u5)注水开发后裂缝对开发效果的影响分析研究方法主要是注水开发特征和示踪剂和微地震方法相结合。5、储层非均质性储层非均质特征评价宏观非均质性 微观非均质性 层间非均质性 平面非均质性 孔隙非均质性颗粒非均质性 层内非均质性分层系数（An） 砂岩密度（Sn） 砂岩钻遇率差异 层间非均质性研究 层间非均质性考虑以下三方面进行评价：层内非均质性研究 层内非均质性指一个单砂层规模内垂向上的储层特征变化。主要从两方面进行评价 粒度韵律砂体的连通性差异 砂体几何形态砂体规模及各向 连续性砂体

38、内的孔隙度、渗透率平面变化及方向性平面非均质性研究 平面非均质性考虑以下三方面进行评价：层内非均质性 从粒度韵律、沉积构造上表现出在单砂层规模内垂向上储层物性的变化，导致单砂层层理间非均质的存在。平面非均质性 不同的沉积亚相和微相，其物性参数存在较大的差异。 宋芳屯油田北部不同沉积微相物性参数对比表 调整区每个沉积单元内部沉积单元内部砂岩厚度和有效厚度分布极不均匀，砂体连续性差，不同微相砂体发育状况的差异性也较大，平面发育许多走向不同的断层，这些断层两盘的砂泥比存在一定差异。 参 数沉 积 亚 相粒度中值（mm）中砂含量（%）空气渗透率（10-3m2）三角洲分流平原相分流河道砂0.1611.0

39、249分流间薄层砂0.111.595三角洲内前缘相水下分流河道砂0.155.5225断续席状砂0.110.675三角洲外前缘相水下残留河道砂席状砂0.111.395宋芳屯北部宋芳屯北部平面非均质性 对于葡萄花油层来说，沉积条件的差异是导致区块储层平面非均质性的主要原因。在建立调整区储层孔、渗属性模型时，主要采用沉积相控沉积相控的方法，将两区块油水分布模式图数字化成果导入地质建模软件，采用油水分布模式相控方法建立了储层的饱和度属性分布模型。 P22层孔隙度模型 P22层渗透率模型 P22层饱和度模型 宋芳屯试验区孔、渗、饱属性分布模型图油藏流体分布及性质描述 u流体分布特征再认识 根据开发动态分

40、析，认为流体分布认识存在矛盾和问题的调整区，要对流体分布特征进行重新认识。u流体性质a)原油性质分析开发初期原油性质及其在油藏纵横向上的分布规律和注水开发过程中原油性质的变化状况。进行流变性和粘温曲线、相态特性分析。 b)油田水性质对比分析油藏原始地层水与目前地下水性质。包括水型、离子含量、矿化度等。6、油藏流体分布及性质描述 在重力分异作用下总体上为上油下水分布，平面上的油水分布比较复杂，大面积为水区所包围的少量含油区块或油水同层区。主要为构造岩性油藏。 油水分布及油藏类型宋芳屯北部宋芳屯北部宋芳屯试验区油藏剖面图7、石油地质储量参数核实储量计算方法采用容积法，计算公式为： N = 100

41、A h （1-Swi）o /oi 试验区萨10萨10层段地质储量为369.56104t，其中二类油层地质储量219.65 104t，三类油层地质储量149.91104t。层段层段储量（储量（10104 4t t）孔隙体积（孔隙体积（10104 4m m3 3）H H有有1.0m1.0mH H有有1.0m1.0m合计合计H H有有1.0m1.0mH H有有1.0m1.0m合计合计萨萨1010161699.199.146.8746.87145.97145.97174.12174.12144.2144.2318.32318.32萨萨111010120.55120.55103.04103.04223.

42、59223.59211.79211.79278.63278.63490.42490.42萨萨10101010219.65219.65149.91149.91369.56369.56385.91385.91422.83422.83808.74808.74 按照GBT 19492-2004和DZ/T 0217-2005标准，对调整区储量参数重新核实，对动用储量重新核实。8、地质模型建立S11层构造模型S15-2层构造模型 应用区块内开发井地质分层资料建立了各沉积单元的构造层面数据，以地震解释成果和完钻井断点组合成果为基础建立了断层分布及构造模型断层分布及构造模型。完成了开发区块的精细构造建模工作，

43、所建构造模型精度较高。井震结合建立构造模型 在建立区块储层孔、渗属性模型时，主要采用沉积相控的方法，即以密井网解剖的沉积相带图作为孔、渗分布的宏观控制因素，内部以测井解释孔、渗参数离散化数据为基础，采用序贯高斯计算方法进行内部插值，最终形成储层孔、渗属性孔、渗属性分布模型。 采用相控建模，建立属性模型S1S1层孔隙度模型层孔隙度模型S1S1层渗透率模型层渗透率模型S1S1层饱和度模型层饱和度模型S1S1层沉积微相图层沉积微相图目 录一、开发调整区块地质特征再认识二、开发效果评价三、剩余油分布研究四、调整原则和方法五、开发调整方案部署六、开发调整方案实施要求七、开发调整方案报告的编写要求 1、对

44、注水量、产液量、产油量、综合含水、注水压力、油层压力、流动压力、注采比、采油速度、递减率等指标指标进行分析，与原方案设计指标和国内外同类油田对比，根据油田开发水平分类标准评价开发水平，评价方法按SY/T6219执行。 2、分析各类油层的储层动用状况和储量动用程度储层动用状况和储量动用程度，进一步标定油田可采储量，预测采收率可采储量，预测采收率，并与原开发方案对比，分析变化的原因原因。砂岩油藏可采储量标定按SY/T5367执行，稠油油藏可采储量标定按SY/T6193执行。 3、以单砂体为单元分析注采关系的完善程度，统计原井网对各类油层水驱控制程度，分析影响水驱控制程度的原因原因。（一）开发效果评

45、价技术要求 4、分析套管损坏情况，搞清套损原因及对开采效果的影响影响。 5、对储层能量的保持情况和注入剂的利用率进行评价评价。 6、对于稠油油藏还要对地面、井筒和油藏整个系统的热能利用状况进行分析和评价分析和评价；分析各开采时期不同井距下、不同吞吐阶段的周期产量、平均单井日产油、油汽比、回采水率、注采比、油层压力、综合含水等变化规律，同时分析目前油层压力场、温度场分布状况。 7、对油田开发经济效益进行评价评价。 8、通过上述各项分析，搞清油田开发目前存在的主要问题主要问题。（二）开发效果评价具体做法1、基本概况宋芳屯油田北部开发区块地质参数表区块埋深（m）动用面积（km2）动用储量（104t）

46、有效厚度（m）孔隙度（%）渗透率（10-3m2）地层原油粘度（mPa.s）宋芳屯试验区14705.32154.122.0187.07.0祝三试验区14807.32653.2 22.0 187.0 7.0 芳70714807.62123.8 24.6 387.2387.2 7.0 芳1714707.52724.1 23.0112.7 7.0 芳6149016.66766764.6 22.9 124.6 7.0 芳50714808.43404.3 22.0 187.0 7.0 合 计52.71980地质概况宋芳屯北部宋芳屯北部（二）开发效果评价具体做法开发简况 宋芳屯油田北部开发区块开发数据表区块

47、井网（mm）油井数（口）水井数（口）年产油（104t）综合含水（%）采油速度（%）采出程度（%）年注水（104t）宋芳屯试验区40040027100.67 69.31 0.31 14.645.2 祝三试验区30030053281.65 72.15 0.62 27.5914.1 芳70730030050242.00 56.47 0.94 17.7014.0 芳1730030046252.19 60.97 0.80 17.5014.2 芳6300300100465.09 67.56 0.75 14.2529.0 芳50730030057283.48 52.15 1.02 12.5218.3 合计3

48、3316115.0863.50.7616.694.9宋芳屯北部宋芳屯北部（二）开发效果评价具体做法生产情况宋芳屯北部宋芳屯北部2、油水井产吸能力变化分析油井产油能力变化 利用采油采液指数分析油井产油能力变化。随着含水的上升，无因次采液（油）指数下降，油井生产能力在下降。初期产液指数和采油指数分别为3.7t/d.MPa和3.4t/d.MPa，目前采液指数和采油指数只有1.06t/d.MPa和0.26t/d.MPa 百口泉油田百口泉油田 利用吸水指数分析注水量下降，吸水能力不断降低，日注水量由初期的44m3/d下降到目前的31m3/d，吸水指数由初期的11.73m3/d.MPa下降到目前的6.14

49、m3/d.MPa，而注水压差整体上增大，由初期的3.75MPa上升到目前的5.05MPa。开发时间（年.月）百21井区吸水能力变化分析曲线注水能力变化百口泉油田百口泉油田百口泉油田百口泉油田 利用Arps公式分析递减规律和递减率。百口泉油田百21井区主体区块最高年产油25104t，1986年至2001年油藏进入了产量快速递减和含水上升加速阶段，产量递减符合双曲线递减，年递减率达到了12%，递减指数n1.05。百21井区克下组主体区块产量递减规律分析递减规律和递减率3、动用状况评价1)通过统计注水利用情况分析波及系数等动用指标 宋芳屯油田北部区块水驱效果分析表 各区块累计注采比1.472.04,

50、 油层盈余率4.9%32.8%，均大于1和1%，累计耗水比3.14.2之间，波及系数0.090.24。油 田累积注采比油层盈余率(%)注水倍数（无因次）累计耗水比（m3/t）累计水油比（m3/t）存水率（%）波及系数(f)宋芳屯试验区1.47 4.9 0.22 3.2 0.47 74.380.12祝三试验区1.45 32.8 0.54 3.6 1.02 71.730.24芳7072.04 8.5 0.26 4.2 0.61 85.760.16芳171.81 5.9 0.25 3.4 0.47 86.050.14芳61.51 10.4 0.18 3.1 0.65 78.710.09芳5071.9

51、9 7.2 0.21 3.7 0.42 88.810.13平 均1.719.2 0.25 3.5 0.65 80.910.13宋芳屯北部宋芳屯北部百21存水率与采出程度关系曲线 包括分析注水利用率、存水率、耗水率等特征进行分析，以获得注入剂的利用情况。2)分析注入水利用情况百口泉油田百口泉油田3)统计水驱控制程度评价动用状况宋芳屯油田北部区块水驱储量动用程度分析表 水驱控制程度47.3%78.8%, 水驱储量动用程度36.2%58.9%，均分别小于油田开发管理纲要中高渗透油藏80%和70%的标准。因此，现井网及注水方式与砂体组合关系较差，不利于注水开发效果的进一步提高。油 田 油水井数比 （口

52、） 水驱控制程度 （%） 吸水剖面吸水率 （%） 水驱储量动用程度 （%） 宋芳屯试验区 1.80 63.4 73.7 46.7 祝三试验区 1.61 70.3 83.7 58.9 芳707 1.22 47.3 76.5 36.2 芳17 1.48 66.2 82.0 54.3 芳6 1.61 72.4 74.7 54.1 芳507 1.54 78.8 70.6 55.6 平 均 1.52 66.4 76.9 51.0 宋芳屯北部宋芳屯北部芳6 区块：32.4%100%,平均67.2%芳707区块：0%100%,平均60.5%芳17 区块：42.7%100%,平均68.0%各层现井网连通差异大

53、，具有层间调整的潜力连通率芳6区块4)统计现井网各油层连通差异分析各层动用状况宋芳屯北部宋芳屯北部芳6 区块：18.2%83.2%,平均为72.4 %芳707区块：26.4 %92.0%,平均为47.3% 芳17 区块：33.3 %80.1%,平均为66.2% 各层现井网水驱控制程度差异大，具有层间调整的潜力水驱控制程度芳6区块5)统计现井网各油层水驱控制程度差异，分析层间调整潜力宋芳屯北部宋芳屯北部芳6 区块：41.6%97.3 %,平均为77.8 % 芳707区块：44.5%100.0 %,平均为75.2 % 芳17 区块：62.4 %100.0%,平均为81.8% 各层吸水剖面吸水率差异

54、大，具有层间调整潜力 吸水剖面吸水率芳 6芳707芳 176)统计现井网各层吸水剖面，分析吸水率差异宋芳屯北部宋芳屯北部7)分析现井网各层水驱储量控制动用程度的差异芳6 区块：14.2%65.9%，相差51.7 个百分点 芳707区块：21.5 %83.3%， 相差51.8个百分点 芳17 区块：27.1%75.1 %，相差51.0个百分点 水驱储量控制动用程度芳6芳707芳17宋芳屯北部宋芳屯北部（二）开发效果评价具体做法4、压力系统分析 百21油藏为低渗透砾岩油藏，油层连通率低，仅为0.50左右，注采井间地层压力损失大，相差4.58.9MPa，平均约6.5524MPa，目前，注水压差和生产

55、压差进一步增加。 百口泉油田百口泉油田（二）开发效果评价具体做法 分析压力水平异常的原因：由于砾岩油藏储层平面、剖面上的具有严重的非均质性，因此注水以后，百21在纵向上、平面上压力分布严重不均。 目前油藏总体压力水平低的原因有以下几点： 层间及平面非均质性严重，注采井网不够完善，部分区域缺少水井； 部分小层吸水性差；注入水套窜严重； 除了T1b井网以外，其余两套井网边水能量有限；目前井距比较大，影响了注水效果。百口泉油田百口泉油田 宋芳屯北部各区块含水率与采出程度主要有两种关系：宋芳屯试验区和芳6两个区块含水上升较快，表现为凸型；祝三、芳707、芳17和芳507四个区块含水上升相对较慢，表现为

56、凸S。 1)含水上升特点（二）开发效果评价具体做法5、水驱状况分析宋芳屯北部宋芳屯北部利用童氏图版分析 通过水驱特征曲线分析，北部各区块综合含水在17%51%之间出现直线段，平均为35% 。 其水驱特征与常规砂岩油藏水驱相类似。 2)分析水驱特征利用水驱特征曲线分析水驱特征宋芳屯北部宋芳屯北部宋芳屯油田北部区块水驱特征参数值统计表 甲型和乙型及经验公式计算采收率比较符合北部区块开发实际，综合确定各区块目前井网水驱采收率在26.5%32.7%之间，平均27.7%。 3)预测采收率 应用多种方法，如经验公式法和水驱特征曲线法预测采收率区 块出现直线段含水率（%）水驱特征计算采收率（%）经验公式采收

57、率（%）取值（%）甲型乙型宋芳屯试验区51.024.7425.5727.8926.1祝三试验区43.134.5534.0629.4832.7芳70723.625.2326.4228.9626.9芳1716.926.9826.128.8527.3芳644.625.2225.5928.5926.5芳50728.725.7925.5629.1126.8平 均3527.0927.2228.8027.7宋芳屯北部宋芳屯北部 宋芳屯油田北部区块钻遇率统计表 一是砂体分布零散，现井网钻遇率低，导致水驱控制程度和水驱储量动用程度低。有15%25%条带砂体或边部砂体不能被钻遇区 块 层位 宋芳屯 试验区 祝三

58、芳 6 芳 17 芳 707 芳 507 合计 PI1 29.7 66.7 75.3 28.2 46.0 52.9 49.8 PI21 43.2 17.3 32.9 40.9 29.7 34.1 33.0 PI22 73.0 66.7 50.7 56.3 52.7 40.0 56.6 PI3 45.9 60.5 47.3 38.0 55.4 54.1 50.2 PI41 43.2 38.3 37.7 25.4 40.5 34.1 36.5 PI42 27.0 44.4 23.3 33.8 36.5 42.4 34.6 PI51 32.4 22.2 32.2 35.2 32.4 24.7 29.

59、9 PI52 29.7 35.8 33.6 42.3 39.2 32.9 35.6 PI6 16.2 38.3 51.4 50.7 35.1 28.2 36.7 PI7 24.3 19.8 47.3 46.5 33.8 27.1 33.1 PI8 18.9 13.6 52.1 70.4 47.3 14.1 36.1 PI9 22.7 24.9 31.5 36.6 39.2 27.1 30.3 平均 33.9 37.4 42.9 42.0 40.7 34.3 38.5 6、开发中存在的问题分析宋芳屯北部宋芳屯北部 二是注采系统和注采结构调整余地小，目前井网大幅度提高采收率和增加可采储量可能性小。

60、宋芳屯油田北部区块注采系统调整增加可采储量测算表按现井网开采实际增加水驱控制程度和采收率要低于此测算值 区块 总井数（口） 转注井数（口） 预测五点水驱控制程度（%） 增加水驱控制程度（%） 预计增加 采收率 （%） 增加可采储量（104t） 宋芳屯试验区 37 9 72.6 9.2 3.1 7 祝三试验区 81 13 77.3 7.0 2.3 6 芳707 74 13 49.8 2.5 0.8 2 芳17 71 11 71.7 5.5 1.8 5 芳6 146 27 79.4 7.0 2.3 16 芳507 85 15 85.0 6.2 2.1 7 合 计 494 86 73.8 6.0 2