哈萨克斯坦共和国油气田开发统一规范Word格式文档下载.docx

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哈萨克斯坦共和国副总理什拖普克

序言

首次制订哈萨克斯坦共和国油气田开发统一规范。

规范规定了哈萨克斯坦共和国境内的油气田的试采和工业性开发各阶段基本标准和要求，油气田地质研究，储量的计算与核算，设计和编制油气田合理开发方案，各类生产井和油田设施的建设和使用，开发过程的管理，资源和环境保护。

根据哈萨克斯坦共和国总统第2200令（1995年4月17日《许可证协议法》）、2350令（1995年6月28日《石油法》）、2828令（1996年1月27日《矿产资源使用法》）和其它法律条文制订本规范。

从油田普查开始到开发结束，根据长期不断获得的油藏信息及其更加详细的认识，在准则中规定了油气田开发设计和完成相应工作的程序。

根据早期已通过开发工艺技术方案及其相应协议，必须对油田开发进行监控和分析，并对油田开发方案的设计进行2-3次的修改。

1.准备投入开发的油气田

1.1油气田

1.11油气田------是指在一个区块分布一个或几个有利圈闭或者其它类型圈闭的油气藏。

1.1.2油藏------是指一个、两个、三个甚至更多储油层中有天然统一水动力系统的油气藏。

在油气田地质剖面上油气藏的数量可能和产层的数量相等或者比它少。

1.1.3油气藏中地下原始烃类相态分为单相和双相：

单相油气藏是指油藏中的原油只含有溶解气，气藏中只含有低分子量烃组成的天然气，凝析气藏中气里含有气态的凝析油。

双相油藏是指地下原始状态下油和气共存，石油上方分布气顶。

根据含油体积在油藏总体积中的比例，双相油藏可以分为：

带气顶或凝析气顶油藏（v>

0.75）,油气藏或凝析油气藏（0.25<

v0.50）,气油藏或凝析气油藏（0.5<

v<

0.75）,带油环气藏或凝析气藏（v<

0.25）。

对于双相油藏原始开发系统应优先考虑开采占优势储量的相态成分。

1.2准备投入开发油气藏原始资料的采集

1.2.1准备油田投入开发包括以下工作内容：

拥有勘探或者采油许可证，进行勘探工作，进行试采，建立油气藏动态地质模型，计算油气储量。

1.2.2油气勘探包括野外地球物理勘探、钻构造浅井、钻普查井和探井、普查井和探井的试油。

在油气田勘探过程中进行油气井试采。

在这些工作的过程中收集和积累建立油气藏动态地质模型、计算油气储量及相继编制油藏和油气田的工业性开发设计的原始地质资料。

1.2.3地质勘探工作和油田及油气藏研究应按照国家矿产储量委员会的油气田油气储量远景资源和油气储量预测资源的分类规范的内容、格式和程序来进行。

1.2.4勘探工作是根据专门批准的设计进行，在设计中论述了钻井的数量、位置和期限及其解决的任务、必要的综合研究工作。

钻井内容是由每口探井的地质工程任务书决定。

获得的资料无论是对于计算储量及其批准，还是对于开发方案的设计，都应该是足够可靠的。

1.2.5在勘探过程中整个油田都应该进行如下研究：

地层-岩性剖面及其夹层中油气层和非渗透夹层分界的位置，产层埋藏的基本规律；

油田的水文地质特性、划分水压系统和描述所有地层水的物理化学性质；

油藏盖层特性及其成分和性质；

油田温度压力的规律性；

每个油藏都应该查明：

油藏构造；

产层总厚度、有效厚度及油气层厚度；

岩石的岩性和储集层的孔隙结构；

储集层的渗流性质及其在油藏范围内的变化；

产层原始含油饱和度和剩余油饱和度；

产层的界面性质（亲水性和憎水性）；

产层驱替系数；

储集层中油气水相对渗透率；

产层中油、气、凝析油的埋藏条件；

原始地层压力和原始地层温度；

根据差异脱气和接触脱气资料确定地下原油的物理化学性质（原油饱和压力、油气比、密度、粘度、分子量、沸点和凝固点，含蜡、沥青质、硫及胶质的含量和馏分）；

稠油藏的岩石及其流体的比热、比热阻的平均值；

地层条件下的气体物理化学性质（组分、相对空气密度、压缩系数）；

凝析油的物理化学性质（原始凝析油的收缩率、密度、分子量、稳定凝析油的沸点和凝固点、组分和馏分、胶质石蜡和硫的含量）。

在油田勘探所有阶段，根据钻井、试油、井下和野外地球物理分析、岩性和油气性质分析的结果，获得上述资料。

在探井的试油和油气藏的试采中可以获得油气藏一系列重要的特性。

1.2.6根据哈萨克斯坦共和国《环境保护法》，在勘探过程应充分考虑地面条件（地形、水库、禁区等），寻找确保采油厂生产活动的水源，查清油田剖面上工业排水和其他排水的吸收层，评价建设原材料基地。

1.2.7经相应国家机关的批准，可以在禁区和其他保护区进行普察勘探工作。

1.2.8在三个月内由采油厂进行探井的试油，在获得必要产油量的情况下，进行矿产地质和水动力地质的综合研究。

可以获得以下资料：

原始地层压力和温度，在油田开发时油井可能的单井产量和井底压力，油层驱替部分的平均渗透率系数，地层传导率、导气和导压系数。

1.2.9在取得采油许可证的情况下，可以对油田和气油田进行试采和对已钻探井进行试采。

必要时可以在C1级储量的区块优先钻些生产和注水井并投入开发。

试采的期限由主管机关根据需要决定。

油气藏试采的目的是对现有资料的进一步落实和获得关于油气藏地质-物理特性、油气埋深条件、油井的产能的补充资料。

油气藏试采是在有效油气储量编制的基础上，根据按规定程序批准的专门开发设计进行。

在油气藏试采方案中应包括以下内容：

投入开采的探井的清单，前期采油井和注水井的数量和分布位置，油井地质-地球物理和水动力综合研究及岩心和地层流体的实验室研究，选择射开油层和油井诱导油流的有效方法，注水井的吸水能力，试采期内的产油水平。

此外，通过油气藏试采还可以确定以下问题：

注水井投注后水驱油的有效工艺措施，注入井可能的工作制度（注入压力，吸水能力，注入剂的要求和洗井方法等），注入井和采油井相互作用的特点，导致注入过程复杂的地质-物理原因（地层产状和渗透率的变化、注入效果差等），试采中产量和地层压力的变化。

因此，油井的试油和油气藏试采是勘探阶段的一部分，应该把这个时期获得的石油同开发时期（从实施设计的开发系统开始时起）采出的石油区分开。

对于具有良好油田地质-矿产特性的小规模的油气藏，可以不要工业试采直接投入工业性开发。

1.2.10油气藏试采设计由国内和国外的有这方面工作经验的研究单位编写，并按规定程序审批。

1.2.11油气藏动态地质模型是尚未投入开发原始油气藏的地质-物理的综合反映，是储量计算和开发设计的基础。

通过地质勘探和油田开发不同阶段钻井及其直接分析研究和间接手段获得的（地震、航测等）所有各种的综合性和系统资料编制和落实动态地质模型。

油气藏动态地质模型的是一种立体图示化方法，可以通过建立各种地质图、示意图和剖面反映油层的埋藏条件和构造特点。

必要的地质图件有：

油井的详细对比剖面图（所有其它图表编制的可靠性主要取决与地层对比的质量），产层部分详细地质剖面图（标明油气水之间的界面和射孔层段），储集层构造图或顶底界构造图（标明内外含油含气边界、地层的相变带或尖灭带和断层线），总厚度、有效厚度等值线图。

除地质图件外，油气藏动态地质模型特性部分图件是油田地质图件的必要组成：

油气田驱动类型图，产层可能的能量图，原始地层压力图，饱和压力和反凝析压力图，岩石的成分图，骨架和颗粒结构图，胶结物的成分图、泥质含量图、碳酸盐含量图，储集层的渗流-孔隙性质（油气水孔隙度等值线图、油气和水层渗透率等值线图等）图，产层的非均质性定量评价图、储集层分层厚度图、砂岩体等厚图、砂岩百分含量图和储集层渗透率的变化图，地层流体的性质图、石油含蜡量图和气中凝析油含量图等。

1.3油气及其伴生成分储量计算

1.3.1油气储量是指在标准条件下（0.1mpa和200c）已探明和正在开发的石油、天然气、凝析油、伴生成分的数量和体积。

1.3.2地下的石油、天然气和凝析油储量称为地质储量。

1.3.3已探明的油气田地质储量分为两类：

有经济价值储量（可采储量）和无经济价值储量。

1.3.4有经济价值储量（可采储量）是指在符合资源和环境保护要求条件下利用现代的工艺和技术能够经济合理开采的储量。

这部分储量是将地质储量乘以石油、天然气和凝析油的采收率来决定。

1.3.5无经济价值储量是指在目前不能经济合理开采的储量和资源。

1.3.6油气储量的计算通常是在每个地质勘探工作结束和开发过程中进行：

发现油气田后，也就是普查勘探阶段结束，为预探明储量；

油气田评价阶段结束，大型和特大型油气田的储量要国家审批，而中小油田为预探明储量；

所有勘探阶段和油气田试采结束后，储量都应该经国家审批。

按第一个油气田开发初步方案（油田开发工艺预方案和气田工业性开发试采方案），在油气田开发生产井网钻完后经国家储量委员会批准的储量不能超过以前批准储量的20%。

1.3.7在开发的所有阶段油、气、凝析油和有工业价值的伴生成分储量的计算和核实储量主要采用体积法，在必要和可能情况下使用其它已知的方法。

1.3.8在有小型油藏试采资料时，为了确定该油藏储量的规模，勘探阶段石油储量的评价可以使用物质平衡法（对气田-----压降法）。

1.3.9在不同勘探和开发阶段，油气及其伴生成分地质储量的计算和核实均有不同储量计算可信程度的差异：

在油气田普查阶段-----按每个油藏和油田整体上计算含油、含气、油水带、气水带和油气带的储量；

在勘探阶段按油藏分层单独计算；

根据第一个开发设计钻完生产井网后---按油藏分油气带和分油气层计算储量，还可按不同产能分块计算。

在标准条件下，石油、凝析油、甲烷、乙烷、丙烷储量计算单位为103立方米，游离气储量计算单位为106立方米，氦、氩计算单位为103立方米。

1.3.10石油、溶解气、凝析油及其中有工业价值的伴生成分的可采储量和采收率主要是根据油田开发工艺和经济—技术论证方案来确定的，油田开发工艺和经济—技术论证方案要经国家审批。

1.3.11油田最终采收率是由国家和部门机构共同审批，应该更加符合开发方案的工艺、经济和生态要求。

1.3.12石油、天然气和伴生成分储量的计算、审核、批准的顺序应按着条款和说明进行。

1.4油气田投入工业性开发的必要条件如下：

油田完成勘探任务，必需进行油藏的试采或油田中某个区块的工业性试验开发，而气田必需进行工业性试验开发；

石油、凝析油、天然气及其伴生成分储量通过国家鉴定；

有矿山和土地的使用权；

矿产使用者获得采油许可证和开展相关业务的许可证；

有生态资源部和工业作业安全监察委员会、矿山监察委员会对开发设计文件鉴定的结论；

有按规定程序批准的油气田工业开发工艺设计文件、建设设计预算文件；

有国家和矿产使用者双方鉴定的油田开发合同。

2．油田开发设计方案

2.1油田开发设计的参数

2.1.1油田开发方案以勘探成果和国家审批的根据现行储量计算规范为依据。

2.1.2在设计时，通过计算方法直接选用计算参数。

2.1.3直接选用计算参数——这是油藏总面积、油层总厚度和有效厚度、渗透率、单层、井的产量和采油指数、油、气、水的物理性质、原始地层压力和油气饱和压力、原始油气比、自喷井中井底压力和井口压力的关系、注水井的吸收能力、采油井含水率。

2.1.4通过计算可以确定可供钻生产井含油有效厚度分布面积，油层总厚度、有效厚度、单层数量、井采油指数和单位采油指数平均值和变异系数的平方，可以确定生产井的分布