延长油田注水开发方案编制技术要求.docx

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延长油田注水开发方案编制技术要求

延长油田注水开发方案编制技术要求

（暂行）

根据SY/T5842-93、SY/T6105-94、延长油田《勘探工作手册》、SY／T5336、SY／T5387-2000、SY／T5355、SY/T5615、SY／T5979，SY／T5781．SY／T5830、GBn269、SY／T5835、SY／T5367、SY/T6081-94、SY/T5358、SY/T5107-1995、SY/T5108-1997、SY/T5579-2000、SY/T6511-2000、SY/T6221-1996等行业规要求，结合延长油田实际，编制《延长油田注水开发方案编制技术要求》（暂行）。

本技术要求适用于延长油田股份XX。

二次采油是油田开发的必经之路，是保持油田高产稳产、提高采收率的主要途径之一。

目前低渗、特低渗油田开发的二次采油主要有注气、注水两种方法，注水开发是主要方法。

油田注水开发是技术密集性系统工程，任何疏漏，都会带来不可挽回的损失，因此，必须制定一个科学、合理的注水开发方案。

注水开发方案是油田开发的纲领性文件，与油田开发的经济技术效果有必然的联系，各级领导要充分重视注水开发方案的编制工作，做到科学、合理、高效的开发油田。

注水开发方案一般包含油藏工程方案，采油工程方案，经济技术评价，注水监测方案等容。

一、油田开发方案开发地质、油藏工程部分技术容（《砂岩油田开发方案编制技术要求——开发地质油藏工程部分》SY/T5842-93，《油田开发概念设计编制技术要求》SY/T6105-94）

1.1基础资料要求

1.1.1油田地理特征资料

a.油田地理位置、海拔高度、植被特征、地形、地貌：

b.发现井所处区域构造位置及钻遇地层；

c.产油（气）层深度、层位、厚度、岩性、物性；

d.气候特性：

气温、风力、风向、雨且、水源；

e.交通、公路、铁路情况；

f.人文、经济状况。

1.1.2钻井录井资料（延长油田《勘探工作手册》）

包括钻时、泥浆性能、岩屑、岩心、荧光录井，相关照片等。

1.1.3岩心及其实验分析

1.1.4发现井或评价井应有完整的岩心剖面，至少在主要含油层段中要取得具有代表性的岩心，现场详细岩心描述。

1.1.5常规岩心分析的取样密度应符合SY／T5336的规定、层非均质越严重，要求取样密度越大。

应取一定数量的大直径样品．在一块样品上测定孔隙度、不同方向的水平渗透率、垂直渗透率等；特殊岩心分析应按储层分类分别进行；测定相对渗透牢曲线所用岩心必须恢复润湿性后进行。

1.1.6有边、底水的油藏还应取得一定数量的水层岩心分析数据。

1.1.7应取得储层水敏、酸敏、碱敏、盐敏、速敏及其潜在损害因素的实验数据。

1.1.8开展岩矿、粒度、电镜、粘土矿物、X衍射、古生物等分析。

1.2测井及其参数解释

1.2.1发现井或评价井应利用各种现代测井技术，测全测准全套系列，从中优选合适的测井系列。

1.2.2进行油气水层解释．解释储层参数，判断油藏类型和规模。

1.3试油．试井、试采资料

1.3.1发现井或评价井完井后应进行分层试油，以确定油气、油水界面，储层流体性质和类型，压力系统．有效厚度标准等。

进行合层试油，以确定油井产能。

1.3.2发现井或评价井必须进行不稳定试井，以确定储层物性参数、边界条件、单井控制储量等。

1.3.3为选择合理生产压差，系统试井时必须保持测试条件的稳定。

1.3.4试采期间必须取得连续的油、气、水产量和各种压力资料，以确定油井的合理生产条件和稳定的产能。

在多油层油藏的条件下．需进行出油剖面的测试，认识出油厚度随生产压差的变化。

试采方法和要求按SY／T5387-2000规定进行。

1.4流体性质分析

1.4.1应取得流体性质常规物性分析、组分分析、高压物性分析、流体流变性分析资料。

1.4.2对于可能在低于饱和压力下开采的油藏，必须取得多次脱气分离数据。

1.4.3对于边、底水油藏应取得地层水的物性及高压物性资料。

1.5圈闭

1.5.1描述圈闭类型、构造形态、地层倾角、闭合高度、闭合面积、含油高度、含油面积。

1.5.2编制不同含油层系的油层顶面构造图。

1.5.3对裂缝性油田还应注重裂缝产状和特征购描述，按SY／T5355要求进行。

1.6油层划分与对比

寻找区域性标准层和适合本区的辅助标淮层，通过标淮层控制，结合旋回性、韵律性、岩性、油水系统、用二级旋回划分居组，有条件的油田还可按三级或四级旋回划分秒岩组或小层。

划分结果制作柱状对比图和油层平面团．按SY/T5615要求进行。

1.7储层

1.7.1在识别大相、亚相的前提下，在细致描述岩心的基础上，综合各种分析及鉴定资料，逐级分析沉积相，并描述其岩性、物性、含油性及其展布。

1.7.2分层描述储层的产状，包括埋藏深度、油层厚度、有效厚度、层数、分布状况，把储量落实到细分的层上或含油砂体上。

1.7.3分层描述储层的岩矿特征，包括岩石结构、胶结物和胶结类型等。

1.7.4描述储层的物性和非均质性，物性包括孔隙度、渗透率、水平渗透率与垂直渗透率，润湿性、压缩性、导热性等。

储层的非均质性一般用地质统计方法。

有三个表征参数：

a.级差：

渗透率最大值与最小值的比值；

b.非均质系数：

渗透率最大值与平均值的比值：

c.变异系数：

其值小于0.5为相对均质，0.5-0.7为非均质，大于0．7为严重非均质。

描述储层非均质的方法还有数理统计法中的概率统计和频率分布函数、累积分布函数等方法．视所研究的问题选用。

1.7.5描述储层微观孔隙结构，包括孔隙类型、孔喉形态、粘土矿物的组分及分布、成岩后生作用对孔隙结构的影响等。

1.7.6依据岩性、物性、电性、储集类型、孔隙结构等分类指标，将油层分为主力层、非主力层、差油层，分别研究开发政策。

不同岩性油藏按SY／T5979，SY／T5781．SY／T5830要求进行。

1.8粘土矿物及其敏感性分析

其分析容见1.1.7和1.1.8。

1.9隔层和夹层：

描述隔层和夹层的岩性、厚度分布、渗透性、水敏性及隔层或夹层在开发中的作用。

1.9.1隔层、夹层应描述岩性、厚度、平面分布。

1.9.2夹层应对其频率、厚度、分布进行描述。

1.9.3隔、夹层的分隔性、渗透性、膨胀性及裂缝发育情况，在一次、二次开发中的作用。

1.10渗流物理特性

描述界面力和润湿性、毛管压力、油水、油气相对渗透率不同油层水驱油效率等。

1.11流体性质和分布

1.11.1流体性质

1.11.1.1分析原油的组分、密度、粘度、凝固点、含蜡量、含硫量、析蜡温度、蜡熔点、胶质沥青质含量和地层原油的高压物性、流变性等特性。

1.11.1.2地层水性质：

主要描述其组分、水型、硬度、矿化度、电阻率等。

1.11.2描述流体界面、饱和度分布、油水过渡带的厚度及分布，以及控制油气水分布的地质因素。

1.12油藏压力及温度系统

1.12.1应录取原始地层压力、压力系数、压力梯度曲线。

1.12.2应录取油藏温度、地温梯度曲线。

1.13油藏驱动类型和驱动能量

1.13.1用原始地层压力与饱和压力差值，实验分析岩石和流体的压缩系数，确定油藏体积，计算弹性能量。

1.13.2用气油比和废弃压力等参数计算溶解气能量。

1.13.3用气顶指数表示气顶能量的大小。

1.14.4预测水体大小和补给状况，并依据试采资料，计算单位压降产量和水浸量、水侵系数、用以表示油藏边、底水能量。

1.13.5天然驱动下油井产能应由试油、系统试井、试采资料计算合理日产油量，采油指数。

1.13.6油藏驱动类型常综合型，计算每种驱动能量的产油量占全油藏产量的百分数，即该能量的驱动指数。

1.14油藏类型

1.15储量估算

1.15.1按GBn269的规定计算地质储量。

储量技术经济评价按SY／T5835进行。

1.15.2按SY／T5367的规定估算可采储量。

二、油藏工程设计

2.1开发原则

2.1.1坚持少投入、多产出，并具有较好的经济效益。

2.1.2根据当时、当地政策、法律和油田的地质条件，制定储量动用、投产次序、合理采油速度等开发技术政策。

2.1.3保持较长时间的高产、稳产。

2.2层系划分

2.2.1根据开发原则和地质特点确定是否需要划分层系。

2.2.2层系组合必须符合下述原则：

a.同一层系油层及流体性质、压力系统、油水边界应比较接近。

b.一个独立的开发层系应具备一定的地质储量，满足一定的采油速度，达到较好的经济效益。

c.各开发层系间必须具备良好的隔层，以防止注水开发时间水窜。

2.3流动单元划分

2.3.1根据开发原则、油藏特征、油气水分布以及试油试采成果等确定划分渗流单元。

2.3.2各开发层系的投产次序，油层压力保持水平，确定各层系注水开发时机。

2.3开发方式

2.3.1研究有无采用人工补充能量的必要性和可能性。

2.3.2对应该采用人工补充能量开发的层系，应尽可能早的采用人工补充能量开发。

2.3.3井网、井距

2.3.3.1以最少的钻井投资控制最大的地质储量，并满足开发原则。

2.3.3.2利用探井、评价井试油成果以及试验区生产资料计算油井产能及单井控制的储量。

2.3.3.3利用注入井试注或实际生产资料,计算每米有效厚度的注入指数。

没有实际注入资料的，可采用类比法或经验法计算。

2.3.3.4描述、评价天然裂缝的条数、密度、延伸方向、延伸长度、宽度、充填物、开启程度等。

2.3.3.5测试、评价水力压裂裂缝方位、形态、延伸长度等，并判断天然裂缝、水力压裂裂缝在一次、二次采油中的主次作用。

2.3.3.6确定启动压力：

根据岩心分析的空气渗透率统计的平均渗透率，确定最小启动压力、不同含水饱和度下的两相最小启动压力。

2.3.3.7若裂缝特征不清楚的，采用反九点注采井网；若清楚，可采用其它注采井网，如矩形反五点、菱形反九点等注采井网，裂缝线上的注采井距不能小于裂缝长度的4倍，非裂缝方向上的注采井距不能小于经济极限井距。

2.3.3.8确定布井围。

2.3.3.9论证注水方式及注水井、采油井工作制度。

2.3.3.10提出几套布井方案,并计算各方案的静态指标及储量损失等。

2.3.4数值模拟，产能预测

2.3.4.1油藏模型中的渗流方程，油层改造，外边界条件，初始条件等。

2.3.4.2以年为单位，计算各方案的平均单井日产油，全油田年产油，综合含水率，最大排液量，平均单井日注水量，年注水量，油田最终采收率等开发指标，并进行优选。

2.3.4.3根据开发层系及流动单元，设计合理的注采射孔层位、位置、厚度，设计合理的注采参数。

2.3.4.4根据采油速度要求，确定采油井合理的油层改造规模。

2.3.4.5提出钻井、投产、转注程序、运行计划及其它特殊的技术要求。

2.3.4.6提出开发试验安排及要求。

2.3.4.7预测增产措施的工作量。

2.3.4.8列出钻井工作量数据表，井下作业数据表，资金安排数据表。

3.3计算各方案的最终盈利、净现金流量、利润投资比，建成万吨产能投资，还本期和经济生命期，采油成本，总投资和总费用，分析影响经济效益的敏感因素和敏感度。

2.3.4.9综合评价各方案的技术、经济指标，筛选出最佳方案。

四、采油工程方案（《采油工程方案设计编写规》SY/T6081-94）

4.1开发过程中系统保护油层及措施

4.1.1开发过程中系统保护油层的要求

4.1.1.1钻井、固井过程中保护油层的要求

4.1.1.1.1钻井液、完井液滤液、固相侵入损害分析（SY/T5358），压差对屏蔽环形成质量的影响。

表不同压差动态实验数据

岩心编号

钻井液滤液

实验压差MPa

渗透率md

损害率%

滤失量mL

割去污染端cm

K’ol

K’ol／Ko%

K0

Kol

4.1.1.1.2钻井液、完井液优选，推荐保护油层措施及要求。

4.1.1.2射孔、修井作业中保护油层的要求

4.1.1.2.1主要损害因素及分析

表射孔液对油层损害率

区块

井段m

φ%

实验条件

Kgmd

Komd

反向注入射孔液

Kolmd

损害率%

温度℃

孔隙体积倍数

4.1.1.2.2射孔液、压井液优选，推荐保护油层措施及要求。

4.1.1.3注水过程中保护油层的要求及措施

4.1.1.3.1主要损害因素及分析

表注入水引起岩心损害实验

区块

井段m

φ%

实验条件

Kgmd

KL

md

注入水

损害率%

温度℃

压力MPa

孔隙体积倍数

Kw

表粘土稳定剂溶液对岩心渗透率影响测试

区块

井段m

φ%

实验条件

Kgmd

KL

md

注入粘土稳定剂

损害率%

温度℃

压力MPa

注入速度cm/s

名称及浓度

孔隙体积倍数

4.1.1.3.2推荐的保护油层措施及要求

4.1.1.4压裂过程中保护油层措施及要求

4.1.1.4.1主要损害因素及分析（SY/T5107-1995）压裂液滤液对岩心基质渗透率损害，压裂液破胶返排对渗透率影响，压裂液残渣对有效期的影响，支撑剂的球度、酸溶解度、密度、浊度、抗破碎能力对有效期的影响（SY/T5108-1997），压裂液与油层流体配伍。

4.1.1.4.2推荐保护油层的措施及要求

4.1.1.5其他增产增注措施中保护油层的措施及要求

4.2.钻开油层及固井要求

4.2.1钻开油层使用钻井液密度及浸泡时间要求。

4.2.2固井水泥返高要求水泥返高到地面或洛河组砂岩上50~100m，在监测第一界面质量（声幅）的同时，要求注水井监测第二界面质量（测变密度）。

4.3注水工艺设计要求

4.3.1注入水水源选择与水质要求

4.3.1.1注人水首先选择同一油层产出水，数量不够时，才根据敏感性实验以及混合实验，选择与产出水配伍的其它水源。

4.3.1.2储层孔隙结构分析（SY/T5579-2000《碎屑岩油气储层精细描述方法》），孔隙类型与孔隙组合，孔喉分布特征。

4.3.1.3注入水水质要求

延长油区注水入实用水质标准

项目

延长油区长2油层

延长油区长6油层

延长油区侏罗系油层

悬浮物固体含量（mg/l）

≤1.0

≤1.0

≤2.0

悬浮物颗粒直径中值（цm）

≤1

≤1

≤2

含油量（mg/l）

≤5.0

≤1.0

≤8.0

平均腐蚀率（mm/a）

≤0.076

≤0.076

≤0.076

硫酸盐还原菌（SRB）个（ml）

≤10

≤10

≤25

属生菌（TGB）（个/ml）

≤100

≤100

≤100

铁细菌

≤100

≤100

≤1000

二价硫含量（mg/l）

≤3.0

≤0

≤5.0

溶解氧（mg/l）

≤0.3

≤0.1

≤0.5

游离CO2（mg/l）

-1.0＜CO2＜1.0

-1.0＜CO2＜1.0

≤1.0

铁（Fe3+）

≤0.4

≤0.1

≤0.5

配伍性

良好

良好

良好

4.3.2注水系统压力分析

4.3.2.1注水井吸水能力预测

a油藏工程数值模拟结果。

b根据油水相对渗透率曲线，利用油水两相径向流的公式预测结果。

c根据试注资料、或井底处理措施中挤注处理液时所获得的吸水能力，经换算得出吸水能力。

4.3.2.2注水破裂压力预测：

a统计各小层水力压裂破裂压力、破裂压力梯度，统计加砂压力、加砂压力梯度，计算出井底、井口破裂压力。

b根据试注过程中的吸水指数曲线，确定破裂压力及破裂压力梯度。

c根据地应力和岩石抗强度、泊松比等岩石力学参数，计算破裂压力梯度，预测破裂压力。

4.3.2.3注水压力设计：

表注水压力预测结果

开发时间年

含水%

吸水指数m3/MPa·d

注采井数比

平均单井配注量m3/d

井口注水压力MPa

井底注水压力MPa

备注

4.3.3油藏工程方案中对注水要求的工艺可行性分析

4.3.3.1保持油藏压力水平的可行性：

合理的油藏压力即要满足达到一定产量要求的生产压差，又要避免在低于饱和压力下开采。

从采油工艺方面提出最优油藏压力保持水平，再与油藏工程方面协调，确定最优的油藏压力保持水平（《采油工程方案设计》琪等编著，石油工业2002年9月出版）。

4.3.3.2完成配注量的可行性：

预测注水量的原则是维护油藏合理压力不降，即边底水侵入量与人工注水量之和要大于或等于采出液在地层所占体积。

当吸水指数乘以注水压差的注水量小于油藏工程提出的配注量时，要提出增注措施。

4.3.3.3注水时机的工艺分析：

当有多套开发层系时，可根据采油速度或产量需求，以及各开发层系的压力敏感性、采收率要求，排列、选择多套开发层系投入开发的顺序。

4.3.3.4注水管柱设计

4.3.3.4.1注水管柱结构设计：

注水管柱设计包括管校结构和管柱强度设计（见表一表、图、图）。

根据油藏工程方案的注水要求，确定注水管柱结构。

其强度设计除了进行抗压和抗拉极限载荷校核计算外，在深井中还应根据鲁宾斯基理论计算管柱的活塞效应、螺曲效应、鼓胀效应和温差效应，进行全面分析和校核。

4.3.3.4.2管柱强度计算

表管柱在不同腐蚀条件下的极限压

MPa

规格

壁厚

mm

新油管

腐蚀年限，年

腐蚀量，mm

腐蚀年限，年

腐蚀量，mm

腐蚀年限，年

腐蚀量，mm

材质1

材质2

材质1

材质2

材质1

材质2

材质1

材质2

表油管在不同腐蚀条件下抗拉极限载荷

kN

规格

壁厚

mm

新油管

腐蚀年限，年

腐蚀量，mm

腐蚀年限，年

腐蚀量，mm

腐蚀年限，年

腐蚀量，mm

材质1

材质2

材质1

材质2

材质1

材质2

材质1

材质2

表组合管柱在不同腐蚀条件下的安全系数

材质

管柱组合

新油管

腐蚀年限，年

腐蚀量，mm

腐蚀年限，年

腐蚀量，mm

4.3.4注水井投（转）注措施及要求

4.3.4.1注水井排液：

根据试井伤害半径的结论和油层保护的要求，排出液含沙量小于0.2%，排出液量一般为2倍井桶容积加上10倍地层伤害体积，排液时井底流压应尽可能不低于饱和压力的0.9倍（转注井参照执行）。

4.3.4.2投（转）注方式：

原则上不压裂投注，配注量达不到要求以及吸水不均匀时，可考虑增注措施。

4.3.4.3洗井：

洗井液密度要略低于压井液密度，并与油层配伍性好，进出口水质一致时为合格。

4.3.4.4投（转）注管柱及工艺要求：

根据油藏工程要求，确定是否要下分层注水管柱；分层注水管柱要满足分层配注量的要求，正常洗井、测试要求。

4.3.4.5注水井井桶保护措施：

注水层位上部要下入封隔器，环空要有套管保护液，以延长注水井寿命，做到有效注水。

4.3.5注水井增注及调剖措施。

4.3.5.1增注措施。

4.3.5.2调剖措施。

4.3.4注水井日常管理要求

4.3.5注水工艺方案总结及实施建议

4.4采油方式优选及其工艺方案

4.4.1油藏（区块）油井产能预测与分析

4.4.1.1根据油藏数值模拟结果，提出的单井产能预测结果、进行油井分类并分类确定其不同开发阶段的采液指数、采油指数。

4.4.1.2利用试抽、试采的采液指数和取心井的油水相对渗透率资料，进行不同含水阶段的采液指数的预测。

4.4.1.3合理油藏压力保持水平

4.5采油工艺方案

4.5.1推荐的工艺参数围。

4.5.2设备的类型、规格、数量及性能。

4.5.3采油方式选择结论及实施建议。

4.6低渗透油藏整体压裂改造方案设计

4.6.1压裂改造的地质及油藏工程基础分析。

4.6.1.1油藏工程设计的布井方案及配产要求分析。

4.6.1.2整体压裂改造的必要性及可行性初步分析。

4.6.2整体压裂改造方案设计

4.6.2.1压裂液、支撑剂选择

表压裂液性能测定

温度

℃

配方号

稠度系数（K）

Pa·s″

流性指数（n）

压裂液滤失系数

10-4m/min1/2

表支撑剂导流能力测定

导流能力

цm2·cm

闭合压力，MPa

密度

Kg/m3

10

20

30

40

50

60

70

4.6.2.2压裂方式选择。

4.6.2.3整体压裂改造的数值模拟。

4.6.2.3.1油藏及水力裂缝数值模拟模型的选定及生产历史拟合，检验和选定模型，修正和确定油藏模拟的基本参数。

4.6.2.3.2数值模拟方案的选定及模拟计算，预测不同缝长和导流能力的生产动态。

4.6.2.3.3应用水力裂缝模拟确定达到不同裂缝长度和导流能力所需要的施工规模、工艺参数及其费用。

4.6.2.3.4整体压裂改造对油藏工程布井方案的适应性分析以及对井网布署的建议。

4.6.2.3.5压裂工艺参数选择。

表缝长规模对压裂效果的影响

缝长，m

50

100

150

200

250

300

压差，MPa

累积产油，104t

累积增油，104t

压裂净现值，万元

表压裂工艺参数选择结果

裂缝几何尺寸

施工规模与参数

压开

缝宽

mm

支撑

缝宽

mm

压开半长m

支撑半长m

裂缝高度m

用液量

m3

支撑剂量m3

地面最高泵压MPa

排量

M3/min

平均

砂液比

%

压裂液费用

万元

支撑剂费用

万元

设备、修井及安全费用

万元

4.6.2.3.6整体压裂改造效果及效益预测

a整体压裂改造效果预测。

b经济指标计算与方案的经济分析。

c整体压裂