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等行业规范要求，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有限公司。

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，注水监测方案等内容。

一、油田开发方案开发地质、油藏工程部分技术内容（《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、层内非均质越严重，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

其分析内容见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

描述界面张力和润湿性、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.同一层系内油层及流体性质、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确定布井范围。

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，内外边界条件，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范》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）