油田开发阶段作业指导书

油田开发阶段作业指导书油田开发是一个从资源发现到最终废弃的全周期工程，各阶段作业的科学性与规范性直接决定开发效益与资源利用率。本指导书结合油田开发实践，对各阶段核心作业内容、技术要求及管理要点进行系统梳理，为现场作业提供专业指引。一、勘探评价阶段：资源潜力的精准识别勘探评价是开发的基础，需通过多手段资料采集与分析，明确油藏地质特征与开发潜力。（一）地质资料采集与分析地震勘探：根据目标层埋深、构造复杂度设计采集参数，如深层油藏需提高覆盖次数（≥60次）以提升成像精度；资料处理聚焦去噪（压制面波、多次波）、速度建模（层析反演优化）与偏移成像（叠前深度偏移），最终形成构造图、储层预测图，明确有利圈闭范围。岩心分析：岩心取样需覆盖主力层、过渡层及隔层，层位代表性取样间距控制在5~10m（非均质性强时加密）；实验项目包括常规物性（孔隙度、渗透率）、流体性质（黏度、密度、组分）及特殊分析（岩石力学、润湿性），数据用于建立地质模型与储量计算。（二）油藏初步评价储量计算：优先采用容积法，含油面积通过地震解释与实钻井校正，有效厚度结合测井解释与岩心标定，采收率系数参考同类油藏类比或数值模拟预测；多方法验证（如物质平衡法、产量递减法）降低参数误差，敏感性分析明确储量风险区间。油藏分类：依据渗透率（低渗<50mD、中渗50~500mD、高渗>500mD）、原油黏度（稠油>100mPa·s）、驱动类型（弹性、溶解气、水压）划分开发难度，为后续方案方向（如是否注水、采用热力采油）提供依据。二、开发方案设计阶段：开发策略的系统规划开发方案需整合地质、工程、经济要素，形成可落地的开发蓝图。（一）油藏地质建模建模流程：整合测井（纵向分辨率0.2m）、岩心（点数据）、地震（横向分辨率30m）数据，采用序贯高斯模拟、多点地质统计学等方法建立三维模型；网格尺寸匹配储层非均质性（如河道砂体网格≤10m×10m×1m），属性建模需考虑沉积相控（如三角洲前缘相带渗透率各向异性）。模型验证：历史拟合通过调整渗透率、孔隙度等参数，使模拟产量、压力与邻井实钻动态误差<10%；静态模型（岩相、物性）与动态模型（流线、压力场）需交叉验证，确保模型可靠性。（二）开发方式与井网部署开发方式选择：整装油藏优先注水开发（水驱指数<1.2），低渗油藏考虑注气（CO₂、N₂）或超前注水，稠油油藏采用蒸汽吞吐/驱；经济比选需结合油价、操作成本，明确盈亏平衡产量与采收率阈值。井网设计：通过数值模拟优化井距（中渗油藏井距200~300m）、排距，注采井数比依据油藏驱动能量（水压驱动1:1~1:2，弹性驱动1:3~1:4）；水平井适用于薄油层（厚度<5m）或裂缝性油藏，水平段长度≥500m以控制储量动用程度。（三）开采工艺方案采油工艺：自喷井生产参数需匹配地层能量（油压≤地层压力80%），机械采油设备选型结合泵效（抽油机泵效≥40%、电泵泵效≥60%）与举升成本；高含气油井采用气锚、分离器降低气锁影响。注水工艺：注水井分层注水采用封隔器+配水器组合（如Y341封隔器+偏心配水器），注入水需达标（悬浮物≤10mg/L、含油量≤5mg/L），注水量按“以注定采”原则调配，确保注采比稳定在0.9~1.1。三、产能建设阶段：开发方案的实体落地产能建设需同步推进钻井、完井、地面工程，实现油藏产能快速释放。（一）钻井工程作业井位部署：按开发方案坐标定位，井口间距≥5m（丛式井），避开地下断层（距离≥50m）与地面敏感区域（如水源地、居民区）；井眼轨迹设计需考虑储层倾角（水平井造斜率≤6°/100m）。钻井施工：井身结构根据地层压力（三压力剖面）设计，表层套管封固第四系松散层，技术套管封固盐膏层/高压水层；钻井液密度控制在孔隙压力与破裂压力之间（安全密度窗口≥0.05g/cm³），水平井段采用油基钻井液降低井壁坍塌风险。固井质量：水泥浆配方适配地层温度（高温层采用抗温水泥），顶替效率≥95%（采用紊流顶替+碰压验证）；声幅测井显示一、二界面胶结良好（声幅≤20%），否则需补注水泥。（二）完井与试油作业完井方式：射孔完井孔密10~15孔/m、相位90°~180°，孔径10~12mm；裸眼完井需预处理井壁（如化学固壁）；筛管完井防砂精度匹配地层砂中值（筛管缝隙≤砂中值1/3）。试油测试：测试层段选择主力层与潜力层（厚度≥2m），常规试油采用“钻杆测试+酸化”工艺，地层测试器（如MDT）获取压力、流体样品；产能计算通过IPR曲线（Vogel方程）确定无阻流量与合理配产。（三）地面工程建设集输系统：管网布局采用放射状（井组≤10口）或环状（井组>10口），管径依据产量（Q=100m³/d时管径≥100mm）与压力（P>10MPa时壁厚≥12mm）选型；站场选址靠近井组中心，距离井口≤5km以降低管损。处理工艺：原油脱水采用电脱水（温度60~80℃、电场强度1.5~2.5kV/cm），污水处理经除油（除油器效率≥90%）、过滤（滤后悬浮物≤5mg/L）后回注；伴生气回收采用三甘醇脱水（露点≤-5℃）、脱硫（H₂S≤20mg/m³）后外输。四、生产管理阶段：开发效益的持续保障生产管理需通过动态监测与调控，实现产量稳定与效益最大化。（一）生产动态监测油井监测：产量计量采用分离器（误差≤5%）或多相流量计（精度±3%），压力监测每月1次井口压力、每季度1次地层压力（压力恢复试井）；含水率分析每周取样（化验误差≤2%），高含水井采用在线监测（微波/射线法）。注水井监测：注入量计量采用电磁流量计（精度±1%），吸水剖面测试每年1次（同位素/井温测井），地层压力监测通过压力计（精度±0.01MPa）实现分层压力管控。（二）生产调控措施注采调整：依据动态监测数据，层间调配采用偏心配水器调驱（增注量≥10%），井间调配通过转注/转采优化注采井数比；调剖堵水采用化学调剖（如聚丙烯酰胺凝胶）封堵大孔道，机械堵水（桥塞）封隔高含水层，措施后含水率下降≥5%。工艺优化：抽油机井调参（冲次≤6次/min、冲程≥3m）提升泵效，电泵井通过电流-压力-产量关联分析诊断气锁/砂卡，水平井分段开采采用滑套开关（单段日产≥5m³）或水力喷射（造缝长度≥50m）动用剩余油。（三）生产维护管理设备维护：抽油机每周巡检（刹车灵敏、皮带张紧度适中），注水泵每月保养（叶轮清洗、密封更换），管网每季度防腐检测（涂层厚度≥200μm、阴极保护电位≤-0.85V）。井筒维护：油井清蜡采用热洗（温度≥80℃）或化学清蜡（药剂浓度≤10%），解堵措施采用酸化（盐酸+缓蚀剂）或压裂（支撑剂粒径0.4~0.8mm），措施后产量提升≥20%；套管修复采用补贴（长度≥5m）或加固（水泥环厚度≥20mm）恢复井筒完整性。五、提高采收率阶段：剩余油的高效动用提高采收率需结合油藏剩余油分布，选择适配的二次/三次采油技术。（一）二次采油优化注水调整：细分层系注水通过新层系划分（厚度≥3m、渗透率变异系数<0.5）提升水驱效率，周期注水采用注采交替（周期3~6个月）、压力波动（幅度≤5MPa）动用层间剩余油；注聚驱选择分子量1200~1800万的聚丙烯酰胺，注入速度≤0.5PV/a，段塞设计为“前置段塞+主段塞+保护段塞”。注气调整：注气方式依据原油组分（C₅+含量<30%时混相驱），气水交替（WAG）段塞比1:1~2:1，注气强度≤0.3PV/a；注气效果监测通过组分分析（气油比变化）、压力监测（地层压力保持水平）评估，混相驱采收率提升≥10%。（二）三次采油实施化学驱：三元复合驱表面活性剂浓度0.1%~0.3%、碱浓度0.5%~1.0%、聚合物浓度1000~1500mg/L，驱油剂注入工艺采用段塞式（段塞体积0.3~0.5PV）、注入速度≤0.3PV/a；产出液处理采用破乳剂（浓度50~100mg/L）、电脱水（温度80~90℃）降低乳化影响。热力采油：蒸汽吞吐注汽参数（干度≥70%、注汽量100~150t）、周期设计（注汽3~5d、焖井3~7d、生产30~60d），蒸汽驱井组连通性≥80%、注汽强度≤200t/d；火烧油层采用电点火（温度≥600℃）、氧气注入量（气油比200~300m³/m³），燃烧前缘推进速度≤5m/d。微生物采油：菌种筛选需耐温（≥70℃）、耐盐（矿化度≤2×10⁴mg/L）、驱油能力强（原油黏度降低≥30%），注入工艺采用段塞式（段塞体积0.1~0.2PV）、浓度10⁸~10⁹个/mL；效果评价通过原油黏度、产量变化（措施后产量提升≥15%）验证。六、废弃关闭阶段：环境与资源的协同保护废弃关闭需兼顾安全、环保与资源回收，实现油田全周期绿色开发。（一）井况评估与方案制定井况调查：井筒完整性检测采用超声波测厚（套管腐蚀率≤10%）、漏失测试（压力降≤0.5MPa/h），地层压力监测明确是否存在超压（压力系数>1.2时需降压）；环境风险评估包括地下水污染（检测指标：石油类、重金属）、地面沉降（监测频率每年1次）。关闭方案：永久弃井采用水泥封井（封隔层位≥3个，水泥塞长度≥50m），临时封井采用桥塞（有效期≤5年）；封井材料需适配地层温度（高温层采用抗温水泥），封隔层位覆盖油层、水层、气层。（二）弃井作业实施井筒处理：洗井采用清水+杀菌剂（浓度50~100mg/L）清除积液、杂质，射孔段封堵采用水泥塞（厚度≥30m）或桥塞（坐封位置≥射孔段顶界5m），套管切割深度≥地面以下5m（防止盗采）。地面设施拆除：设备回收采用专业团队（资质齐全），管网拆除分段（长度≤100m）、防腐处理（涂层修复后回收），场地恢复包括土壤平整（坡度≤5°）、植被种植（乡土物种覆盖率≥80%）。（三）环境恢复与验收污染治理：含油污水经处理后达标排放（石油类≤5mg/L），土壤污染修复采用生物修复（微生物降解，周期6~12个月）或化学氧化（氧化剂浓度10%~2