低渗透砂岩油藏开发方案编制指南.docx

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低渗透砂岩油藏开发方案编制指南

低渗透砂岩油藏新区产能建设方案编制指南

（开发地质和油藏工程部分）

1.主题内容与适用范围

本规范规定了低渗透砂岩油藏新区水驱开发方案编制中开发地质、油藏工程部分的内容与技术要求。

2.引用标准

GBn269石油储量规范

GBn270天然气储量规范

SY/T5579-2000碎屑岩油气储层精细描述方法

SY／T6164碎屑岩油气藏地质特征描述方法

SY/T10011—2006油田总体开发方案编制指南

3.低渗透砂岩油藏开发方案地质、油藏工程部分技术内容

3.1油田概况

3.1.1地理位置与自然地理概况

3.1.1.1地理位置

油田的地理位置内容包括

a）油田所处行政区（省、县级或海域）、最近的重要城市和邻近油田相对地理位置（方位和距离）。

b）油田所处的经、纬度坐标，大地坐标范围。

附油田地理位置图。

3.1.1.2自然地理和社会环境概况

包括该油田所处范围内对油田开发工程建设有影响的社会环境、自然地理、自然环境（或海况）、气象、地震和其它可能影响油田开发的灾害性自然条件等。

3.1.2区域地质

3.1.2.1区域构造位置

油田所属的含油气盆地、坳陷、凹陷、构造带，与之相邻的构造单元名称和简要关系。

附区域构造位置图。

3.1.2.2区域地质背景

简述该油田所处凹陷的构造和沉积演化简史。

3.1.3勘探简史

应从该油田所在地区开始勘探起，简述以下内容：

a）勘探历程；

b）钻探及测试简况；

c）储量状况。

附储量上报表。

3.1.4基础资料简况

3.1.4.1地震资料

a）地震资料的采集和处理方式。

b）累计工作量。

C）地震特殊处理资料。

3.1.4.2钻井资料

a）已钻探井、评价井和开发准备井的井数及发现井等重要井的井号。

b）累计钻井进尺、取芯进尺、芯长和取芯收获率、含油岩芯长度。

附完钻井统计表、取芯汇总表等。

3.1.4.3测井资料

a）已钻探井、评价井和开发准备井的测井系列。

b）测井资料的环境校正和标准化情况。

c）对资料处理、解释结果的基本评价。

附测井系列统计表。

3.1.4.4分析化验资料

包括岩心及流体取样情况、化验项目及数量。

附取样及分析化验项目表。

3.1.4.5测试、试采与先导试验资料

a）测试的井号、井数、层段和结果。

b）试采和先导试验简况。

附测试、试井与试采成果简表。

3.2油藏描述

3.2.1地层特征

3.2.1.1地层层序及含油层系

简述地层时代、沉积序列、岩性特点、含油气层系和主要含油气层系。

地层年代应描述界、系、组、段、亚段。

3.2.1.2地层划分对比

根据区域沉积类型，确定油田地层对比的原则和方法。

从取芯井出发，进行单井沉积旋回分析和分级,研究确定对比标准层、标志层，建立标准井剖面和网格骨架剖面，在此基础上进行全区对比。

3.2.1.3地层划分对比结果

主要含油气层系地层对比划分级别、结果，简述目的层段地层的变化特征（包括埋藏深度、厚度及其平面变化特征）。

附主要含油气层段的综合柱状图、地层对比剖面图，对比标志特征图（表）、地层对比划分表。

3.2.2构造特征

3.2.2.1区域构造特征

概述区域构造特征、二级构造带的分布特征及油藏所处的构造位置。

3.2.2.2构造形态

根据完钻井资料及地震资料，解释主要层面的构造。

背斜构造详细描述构造形态、轴向、长短轴比例关系、两翼地层产状、闭合高度、闭合面积、含油气高度等；断块构造描述构造形态、高点埋深等。

根据含油井段编制反映油层构造形态的油层附近标准层或标志层的构造图。

应附油层顶面深度构造图及典型的地震剖面图、圈闭要素表。

3.2.2.3断裂系统

详细描述各级断层的产状、性质、断距、延伸长度、封闭状况、断层两侧地层的接触情况，并描述断层的力学性质，分析断层的形成时期以及断裂发育的继承性、断层对油藏形成的控制作用。

应附断层要素表。

3.2.3储层特征

3.2.3.1储层岩石学特征

通过岩芯分析资料，描述储集层岩石类型、成分、结构等特征，分析粒度中值、分选系数、粘土矿物含量等参数特征。

应附粒度概率图、C-M图，岩石矿物组分统计表、粘土矿物含量统计表。

3.2.3.2沉积特征

a）沉积相特征

从储层岩性、电性特征、沉积构造特征、储层岩石学特征、古生物特征、砂岩粒度及粒度参数特征、砂体形态特征等方面，描述主要含油气储层沉积相标志，确定沉积相类型，建立沉积模式。

b）沉积亚（微）相带划分

开展单井相、剖面相及平面相分析，描述不同相带特征。

应附单井相分析图、主要储层的平面沉积相图等图表。

3.2.3.3储层分布特征

（1）储层纵向分布特征

利用井点资料，研究储层纵向特征，包括最大、最小和平均的单层厚度、单井钻遇层数、单井储层厚度等。

（2）储层平面分布特征

应用测井、地质、地震资料，采用测井约束地震反演技术，追踪预测完钻井钻遇的主要油层，描述油砂体空间的展布状况，认清油砂体平面分布规律。

应附砂体等厚图。

3.2.3.4储层物性特征

描述储层的孔隙度、渗透率的大小及分布特征。

根据分析化验资料及测井二次解释数据分砂层组描述储层的孔隙度、渗透率等物性参数及其在平面上、纵向上的分布规律。

应附储层物性数据表、孔隙度分布直方图、渗透率分布直方图、孔隙度解释模型、渗透率解释模型、孔隙度等值图、渗透率等值图。

3.2.3.5储层宏观非均质特征

（1）层间非均质性

选择砂体厚度、厚度变异系数、厚度突进系数、厚度级差和渗透率变异系数、渗透率突进系数、渗透率级差来表征各沉积单元的砂体规模、渗流质量的层间分异程度，从而对本区层间非均质性进行评价。

渗透率变异系数公式：

式中Vk——渗透率变异系数

Ki——层内某样品的渗透率值，i＝1，2，3，…n

——层内所有样品渗透率的平均值

n——层内样品个数

渗透率突进系数公式：

式中Tk——渗透率突进系数

Kmax——层内最大渗透率值，一般以砂层内渗透率最高的相对均质层的渗透率表示

渗透率级差公式：

式中Jk——渗透率级差

Kmin——最小渗透率值，一般以渗透率最低的相对均质层的渗透率表示

（2）层内非均质性

①渗透率韵律类型

通过油层取芯井岩芯孔、渗性分析资料，分析油层渗透率垂向变化规律，并结合沉积相类型认清韵律特征及分布规律。

②夹层类型及分布特征

针对目的层段沉积储层特征，将岩芯分析、测井资料及沉积环境分析结合起来，研究油层层内非渗透性夹层的岩性、物性及空间分布的特点。

（3）平面非均质性

①砂体分布范围的平面变化

砂体分布范围的研究主要应用了砂岩钻遇率、油层钻遇率和分布系数等几个参数结合砂体平面分布图进行研究。

②砂体孔隙度、渗透率的平面变化

砂体孔隙度、渗透率在平面上的变化，主要是由于岩性、物性变化而引起的。

结合沉积相研究评价孔隙度和渗透率平面分布规律。

应附主力油层孔隙度、渗透率等值图。

3.2.3.6储层微观特征

描述储层的储集空间类型及组合特征，孔隙结构特征，岩石成岩作用及其对储集物性的影响。

应附储集空间类型及组合特征表、各项孔隙结构参数特征表和典型的毛管压力曲线。

3.2.3.7润湿性及敏感性分析

根据岩芯的润湿性及五敏试验资料，对储层进行润湿性、水敏性、酸敏性、碱敏性、速敏性、盐敏性分析和评价。

应附储层润湿性及敏感性试验数据图表。

3.2.3.8储层评价

依据储集层厚度、孔隙度、渗透率、砂体连续性、平均喉道半径等主要评价参数，对储层进行综合评价和分类。

应附储层综合评价表

3.2.4油层发育特征

3.2.4.1油层厚度分布特征

利用井点资料，研究油层厚度特征，包括最大、最小和平均的单层有效厚度、单井钻遇油层层数、有效厚度及主力油层（或油层集中段）的分布特点等。

3.2.4.2油层分布规律及控制因素

描述油层顶底埋藏深度及其在平面、纵向上的变化规律，以及油层发育的控制因素，重点描述主力油层（油层集中段）的分布规律。

应附油层统计表

3.2.5地应力及裂缝的分布规律研究

3.2.5.1天然裂缝的分布规律研究

通过岩芯观察和电镜分析、铸体薄片分析等手段，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、裂缝倾角及裂缝方位等，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、动态观测资料等为依据，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来预测研究区裂缝发育部位、发育程度和延伸方向等。

3.2.5.2现今地应力及压裂裂缝分布规律研究

现今地应力分布规律研究通过井壁崩落法等方法进行单井地应力计算，有条件的在单井地应力计算的基础上进行地应力模拟，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及其延伸方向。

应附压裂裂缝统计表

3.2.6流体性质

3.2.6.1原油性质

分析原油的组分、密度、粘度、凝固点、气油比、含蜡量、含硫量、析蜡温度、蜡熔点、胶质沥青含量和地层原油的高压物性（PVT性质）、流变性等特性。

3.2.6.2天然气性质

主要描述相对密度、组分、天然气类型等。

3.2.6.3地层水性质

主要描述矿化度、水型、组分、硬度、电阻率等。

应附流体性质分析表。

3.2.7油水系统

根据试油、测井等资料，分析油水系统，确定不同油水系统的油水界面深度。

应附油水界面数据表。

3.2.8温度、压力系统

列出实测地层压力、温度资料，并依据该资料计算压力梯度、温度梯度，确定压力系统和温度系统。

应附地层温度与地层压力数据表。

3.2.9油藏类型

根据圈闭类型、储层特征、流体性质、油水关系、温度压力系统等确定油藏类型。

应附油藏剖面图。

3.2.10储量计算

3.2.10.1计算方法及计算单元

储量计算一般采用容积法，简述储量分级与储量计算单元。

3.2.10.2储量计算参数确定

（1）含油面积

含油面积圈定主要有以下几项原则：

①油井与邻近砂体尖灭井时，首先用井距之半划出尖灭线，再在油井到尖灭线的2/3处划有效厚度零线。

②油井与干层井（有砂层）之间，采用井距之半划有效厚度零线。

③见油水界面的，以实际油水界面深度划油水边界。

④无井控制区应用储层预测结果圈定面积。

⑤当边部无储层预测同时也无完钻井时，按相邻井组一个生产井距外推划计算线。

（2）有效厚度

①有效厚度标准

有效厚度含油性标准：

结合取心、录井资料与试油资料综合确定含油性下限。

有效厚度岩性标准：

结合取心、录井资料与试油资料综合确定岩性下限。

有效厚度物性标准：

根据已经确定的含油性下限，采用经验统计法、正逆累积法、含油产状法及物性试油法等制定物性下限。

有效厚度电性标准：

依据取心、试油试采资料，合理选择出电性参数，编制电性参数交会图版，根据试油结论确定有效厚度电性标准。

②有效厚度选值

依据电性标准及储层岩性测井响应特征，结合取芯、录井、试油、投产资料，确定出单井单层的有效厚度。

依据有效厚度等值图，经面积权衡确定有效厚度的选值。

（3）有效孔隙度

有效孔隙度应以岩芯分析数据为基础，测井图版解释的孔隙度应与岩芯分析孔隙度有良好的关系，两者的差值不得超过1％～1．5％。

储量计算中所用的油层有效孔隙度系指地下有效孔隙度，因此需将岩芯分析和测井解释的地面孔隙度校正为地下孔隙度。

（4）原始含油饱和度

原始含油饱和度一般利用阿尔奇公式或者根据本地区密闭取芯井回归的经验公式求取。

（5）地面原油密度

地面原油密度应根据一定数量有代表性的地面油样分析结果确定。

（6）地层原油体积系数

是在试油阶段经井下取样或地面配样获得准确的地层流体高压物性分析数据中获得。

（7）原始溶解气油比

根据本区试油阶段获取的高压物性资料中获取的。

应附储量参数选值表

3.2.10.3储量计算结果

根据求取的储量参数应用容积法按油砂体计算原始地质储量。

3.2.10.4储量综合对比评价

将本次计算储量与上报储量进行对比，分析储量变化原因，未上报储量的不用对比；将储量按计算单元进行储量分类评价。

应附含油面积图，小层平面图、有效厚度标准图版、有效厚度等值图等。

各计算单元地质储量计算表、储量计算结果对比表及储量评价表等。

3.2.11油藏地质模型

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，建立地质模型。

3.2.11.1构造模型

（1）层面模型建立

小层层面建立；平面、纵向模型网格划分依据、大小。

（2）断层模型建立

模型边界，特殊断层接触关系的处理，断块区划分。

附断层模型图、典型构造模型剖面图。

3.2.11.2沉积相模型

描述各单元沉积相模型的模拟方法和约束条件，建立沉积相模型。

3.2.11.3储层属性模型

描述储层参数模型建立方法、控制条件。

储层参数模型建立，包括孔隙度、渗透率、饱和度、净毛比等模型。

3.3油藏工程

3.3.1试油试采特征

根据试油、试采资料分析油藏的天然能量、油井产能和含水等情况，为油藏工程设计提供依据。

3.3.1.1天然能量分析

根据探井试采资料分析和研究天然能量大小，才能充分而合理地利用天然能量。

油藏的天然能量主要包括两类：

一是地层及其所含流体（油、气、水）弹性膨胀能量，与其对应的驱动方式是弹性驱动，二是与油藏相连通的边底水能量，与其相对应的是弹性水压驱动。

一般情况下油藏内部弹性能量是有限的，油藏的主要天然能量是边底水。

（1）油藏弹性能量

根据岩石、原油、水的压缩系数，估算油藏封闭未饱和弹性能量大小。

（2）估算边底水体积

根据地质资料，分析研究边底水分布面积、厚度、储渗条件等，估算边底水体积大小。

（3）天然能量评价

根据试采过程中总压降与累积产油量关系、每采1%地质储量地层压降值、无因次弹性产量比、边底水水体体积与油区体积比值等指标，综合判断天然能量大小。

【参考方法】：

天然能量是否充足可参考以下评价指标：

每采出1%地质储量地层压降<0.2Mpa、弹性产量比>30，表示天然能量充足。

每采出1%地质储量地层压降0.2-0.8Mpa、弹性产量比8.0-30，表示天然能量较充足。

每采出1%地质储量地层压降0.8-2Mpa、弹性产量比2.5-8，表示天然能量不充足。

每采出1%地质储量地层压降>2Mpa、弹性产量比<2.5，表示天然能量微弱。

3.3.1.2油井产能分析

根据试油试采资料，计算油藏自然产能和措施产能，分析研究油井生产能力、油井产能在平面上和纵向上的变化规律、不同生产阶段递减率变化规律。

利用相渗曲线，分析无因此采液、采油指数随含水变化规律。

3.3.1.3含水变化规律分析

根据试油试采资料，分析油井见水原因、油井含水变化规律、平面上和纵向上综和含水的差异规律及原因分析。

3.3.1.4试井分析

根据系统试井结果，分析判断储层是均质或双重介质储层，分析研究油井产能，确定油井合理工作制度和产量；根据压力恢复试井结果，计算地层渗流特征参数，确定油井完善程度，为下步增产措施及评价其效果提供依据。

3.3.1.5自喷能力分析

根据试采资料，分析研究油井自喷能力、自喷期及自喷期油压、气油比或动液面的变化，为下步开采方式确定提供依据。

3.3.1.6试注状况分析

根据试注资料，分析研究吸水指数、注水压力、水井注水能力及周边井受效状况，尤其要对受效的方向性进行分析，为下步开发方式、井网方向性确定提供依据。

附区块开发曲线、典型单井试油试采曲线，注水指示曲线，含水上升率变化曲线，单井递减曲线，压力变化曲线，试井压力恢复曲线。

附试油试采成果表，油层测压资料统计表，采油指数统计表，吸水指数统计表，措施前后效果对比表等。

3.3.2油藏工程设计

3.3.2.1开发原则

（1）坚持少投入、多产出，具备较好经济效益。

（2）从充分动用油气资源和生产潜力出发，划分和组合开发层系。

（3）在合理利用油藏天然能量的同时，搞好人工能量接替，处理好开发过程中驱动方式的转化。

（4）确定并控制油藏在合理采油速度下生产，保证油藏有较长的无水采油期和较高的采收率。

（5）井网密度和布井方式要充分考虑储层发育和边底水分布情况。

（6）注水方式要适合油藏特点。

（7）建立适合油藏特点的动态监测系统。

3.3.2.2油藏工程参数

（1）原油性质

①地面原油性质

根据地面原油分析资料，确定地面原油密度、粘度、凝点、含硫、含水、含蜡、沥青质等。

②地下原油性质

根据高压物性资料，确定地下原油粘度、密度、体积系数、溶解气油比与压力的关系曲线等。

（2）天然气性质

根据高压物性资料，确定天然气体积系数、天然气粘度与压力的关系曲线等。

（3）地层水性质

根据地层水水样分析资料，通过相关图版、经验公式计算，确定地层水粘度、体积系数、压缩系数等。

（4）相对渗透率曲线

根据有代表性的岩芯样品分析结果，确定油水、油气相对渗透率曲线，多样品要进行归一化。

（5）毛管压力曲线

根据有代表性的岩芯压汞样品分析、确定毛管压力曲线。

（6）岩石压缩系数

根据岩芯样品分析，确定岩石压缩系数。

（7）压敏实验分析

对储层压敏实验进行分析，储层气测渗透率越小，应力敏感性越强，且不可逆。

压敏较强的特征要求尽早注水，保持地层能量，减少压敏效应影响，取得好的开发效果。

附油气水高压物性曲线、油水、油气、气水相对渗透率曲线、毛管压力曲线、岩石压缩系数曲线、压敏试验曲线。

附油气水性质统计表、油水、油气、气水相对渗透率数据表、毛管压力数据表

3.3.2.3数模模型建立

（1）模拟器的选择

综合储层类型、流体类型、驱油方式以及可能的开采方式等因素，选择合适的模拟器。

（2）数值模拟模型建立

①模型分区

建立平衡计算、流体高压物性、饱和度函数（相渗及毛压曲线）、结果输出等相关信息的分区。

②模型建立

a）选择合理时间步长，建立油藏动态模型。

b）选择合理的水体描述方法。

c）综合油藏模型、动态模型、水体、油层物理参数和模型分区，建立数值模拟模型。

③模型一致性检查

检查模型孔隙体积及储层连通状况，进行零平衡检测。

（3）动态历史拟合

①拟合指标

一般包括区块和单井的压力、含水和气油比以及生产（注入）指数等。

②历史拟合与结果

按照先压力、后产量、最后生产（注入）指数的顺序，开展动态历史拟合，重点进行单井拟合。

表述历史拟合的指标、工作量及精度，评价所选油层物理、渗流力学参数的适应性及拟合质量。

附三维网格图，典型特征网格剖面图。

附历史拟合成果信息图表。

注：

本部分内容各采油厂执行时可斟酌执行！

3.3.2.4油藏工程设计

以油藏描述结果为基础，综合应用相似油藏类比、油藏工程方法、油藏数值模拟和经济评价等方法，研究确定与油藏特点相适应的开发层系、开发方式、井网形式及井网密度等关键开发技术政策。

（1）开发层系

层系划分的目的在于减少层间干扰，充分发挥各类油层的生产能力，提高储量动用程度和采油速度，同时简化工艺，取得好的开发效果，砂岩油藏开发层系的划分和组合一般遵循如下原则：

①各开发层系间必须具有良好的隔层，确保注水开发时层系间不发生串通和干扰；

②每套开发层系必须具有一定的储层厚度、地质储量和生产能力；

③同一套层系应具有相近的油层物性、流体性质及驱动类型；

④同一套层系生产井段不宜过长

⑤能够达到比较好的经济效益。

（2）开采方式及开发方式

①开采方式

根据地层能量、生产井自喷能力分析情况，确定开采方式。

②开发方式

a、天然能量开发可行性研究

●充分合理利用天然能量开发，同时研究人工补充能量的必要性。

b、注水开发可行性研究

（a）注水开发的可行性

结合室内储层敏感性评价、同类油藏类比，开展注水开发的可行性。

（b）注水方式

开展边缘、边内、边外、面积注水方式论证。

（c）压力保持水平及注水时机

利用数模结合油藏工程分析，确定压力保持水平及注水时机。

合理注采压力系统平衡图法确定压力保持水平：

对于一个基本上处于某一平衡状态的注采系统来说，注入与采出存在一平衡等式，即：

上式表明在油田某一开发阶段，注采系统压力、产量、注入量之间是有条件的平衡关系。

注采系统压力平衡图：

即单井注入量与单井采液量的平衡关系，具体公式为：

其中：

—注水井平均单井注入量，m3/d

—注水压差，105Pa

—注水井平均吸水指数，10-5m3/（d.Pa）

—注水井注入压力，105Pa

—注水井开始吸水时的压力，即启动压力，105Pa

—地层总压降，105Pa

—油层有效渗透率，10-3μm2

—采出井数与注入井数之比

—产层每米采油指数，10-5t/（d.Pa.m）

—油井产层平均有效厚度，m

—无因次采液指数，即油井见水后采液能力增长的倍数；

—原始地层压力，105Pa

—深井泵泵口压力，105Pa

—油层中部深度，m

—泵下入深度，m

—井筒混合液柱相对密度，小数

—注采比

—平均单井日产液量，t/d

（3）井网形式和井网密度

①复杂结构井可行性分析

对于井型优化，特别是复杂结构井，如水平井，主要考虑水平井开发优势，根据油藏描述及试油试采成果，分析研究水平井、鱼骨状分支水平井等复杂结构井可行性,在有利部位部署水平井开发。

②井网形式

低渗透油藏在充分考虑储层裂缝发育程度及方向、最大现今主地应力分析基础上，通过油藏工程方法、数模对比研究，并结合相似油藏经验，确定井网形式。

a、计算不同井网形式对油砂体和储量的控制程度，水驱控制程度；

b、对比开发期末不同井网方式下采出程度的差异；

c、借鉴已开发油田的成功经验；

d、对不同井网形式方案的开发效果进行经济评价，根据净现值、净现值率、投资回收期等经济指标，进行井网形式优选。

以地应力及裂缝研究成果为指导，优化不同注采井网形式与裂缝方向的最佳匹配关系。

主要井网有四种形式：

正方形反九点井网、矩形井网、菱形反九点井网、五点法井网等。

③井网密度

合理井网密度是指在经济效益为中心的原则下，综合优化各项有关技术、经济指标，包括水驱控制储量、最终采收率、采油速度、钻井和地面建设等投资、原油价格、成本、商品率、贷款利率、净现值、内部收益率、投资回收期等，最后得到经济效益最佳、采收率较高的井网密度。

a、单井经济极限控制储量

式中：

Nomin——单井经济极限控制储量，104t

ID+IB+IE——单井钻井投资+单井地面投资+单井勘探投资，万元

R——贷款利率，

T——评价年限，

β——油井系数，

ER——采收率，

αo——原油商品率，

PO——油价,￥/t

O+TAX——吨油操作费+吨油销售税，

计算不同油价下的单井经济极限控制储量。

b、合理井网密度确定方法

根据胜利油田的实际资料回归出来的井网密度与采收率关系公式

由上述公式可计算出当井网密度由n增加到n+1时，增加的可采储量为

式中：

ER——采收率，小数；

Ka—平均空气渗透率，10－3um2;

Ko—有效渗透率，10－3um2;

uo—地层原油粘度，mPa·s；

n—井网密度，口/km2；

v—单位面积储量，104t/km2。

根据经济合理井网密度的定义，单井新增经济可采储量，其产值至少应等于该井基本建设总投资和投资回收期内生产经营费用的总和。

式中：

（P/A,i,t）