油田开发方案编制指南

油气田开发 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 编制指南2004年中国石油出版社出版第一章油田概述一、油田地理位置及自然条件1）说明油田的地理位置（包括盆地、构造单元）、行政归属、地理环境及油田区域范围油田，并附油田地理位置图。（图1-1-1）2）简要说明油田所在地区的地貌类型、特点和平均海拔高度。3）简要说明油田所在地区的气候类型及季节特点，列出当地气象资料。参考表1-1-1。4）河流与水源。简要说明当地主要河流、湖泊类型、大中型水利设施及蓄水排灌情况、地下水深及水质矿化度。5）简要说明油田所在地的岩石类型和下列不良的工程地质情况：湿陷性黄土、膨（冻）涨土等的级别，岩溶、流沙、滑坡、崩塌和泥石流分布等。6）说明国家或当地地方对环境保护与生态的要求。气象资料表表1-1-1序号-3^7-气象要素单位数量备注1一般海拔高程m2风速年平均m/s冬季平均m/s夏季平均m/s最大风速m/s3风向及风频冬季最多风向冬季风频%夏季最多风向夏季风频%4大气压冬季平均kPa夏季平均kPa5/=:•曰气温月平均最高°C月平均最低匕极端最高C极端最低C6降水年平均降水量mm年最大降水量mm年最小降水量mm小时最大降水量mm7最大冻十深度cm8年平均雷暴日d9年平均沙暴日d10冬季照率%11年平均蒸发量mm12最大积雪厚度cm13年无霜天数d14冬季平均地温C注明深度注：上表视资料收集情况而定二、交通运输、电力及通讯1）简要说明当地铁路、公路、水运、航运（或机场）等概况及它们到油田的距离2）简要说明当地供电网络及供电能力，目前在线负荷和剩余负荷。3）当地地方通讯网、油网机构组织及设施、容量、规模及运行情况。第二章当前油田开发准备工作概况第一节油田勘探简史说明油田勘探简史，其中包括：①•油田所处的区域构造位置、工区范围、区域地质背景及油气富集规律；②•油田勘探开始的年份、经历的阶段、重大勘探部署；③•发现井产油的时间、油层以及试油工作制度、压力、日产量，并说明探明地质储量等。第二节油田勘探程度及取得的资料一、地震工作量油田范围内所做过的二维、三维地震工作量、测网密度及做过的处理和结果。简要说明物化探工作量及其它地质勘探工作量。二、钻井及钻井工程情况1）统计已钻探井、评价井、开发资料井的基本情况，并列出各井的基本数据，参考表2-2-1。说明目前的井网密度，即井数/km2。XX油田完钻井基本数据表表2-2-1井号开钻时间完钻时间井别井位坐标地面海拔m补芯海拔m完钻井深m完钻层位xy注：当井数较多时，可将该表作为附表。2）说明已钻各井使用的钻机类型、钻头类型、各次开钻的钻具组合及它们的使用情况评价地层岩石的可钻性等，同时说明已钻井井身结构、完井方式、各钻井参数及井斜情况等。3）说明已钻各井使用的钻井液类型'分层段钻井液配方'主要性能'处理和维护 方法 快递客服问题件处理详细方法山木方法pdf计算方法pdf华与华方法下载八字理论方法下载 。4）说明已钻各井的钻井和完井过程中的复杂情况及处理，如喷、塌、漏、卡等情况。5）说明已钻各井的钻井技术经济指标、钻井成本及单项费用（或定额）。三、取心、测井、分析化验、试油、试采等资料1）统计取心资料：包括取心井数、累计取心筒数、总进尺m）、总心长（m）、平均收获率、含油岩心长（参见表2-2-2）。油田钻井取心统计表表2-2-2^项目井号层位A-A-同次进尺（m）心长（m）收获率（%）储集层岩心长（m）含油岩心长（m）注：当井数较多时，可将该表作为附表。2）测井说明已有探井'评价井'开发资料井所采用的测井系列。列出其相应的测井内容，对应用的测井系列作出评价。说明各种录井资料，如气测录井'岩屑录井及录井综合图。3）分析化验按井分层统计地质实验分析化验项目及其样品数（参见表2-2-3），按不同层位统计开发实验分析项目及其样品数（参见表2-2-4）。4）测试、试油及试采统计中途测试'完井测试'试油'试气'系统试井及井数'井次'层次，其中单试层数'合试层数'产油层数'油水同层数'水层层数；试采井数'试采层位，试采时间等。统计结果列于表2-2-5。XX油田分层岩芯分析地质化验项目统计表表2-2-3—-号__项曰（块数）1号井2号井3号井总计孔隙度水平渗诱率垂直渗诱率饱和度毛管压力岩由实验岩石力学覆压实验粒度分析泥质含量薄片鉴定铸体薄片由镜扫描荧光薄片能谱碳酸盐含量重矿物荧光含量图象含盐量X衍射总计注：当井数较多时，可将该表作为附表，该表可统计总的结果。XX油田开发试验项目统计表表2-2-4井号项曰1号井2号井3号井总计层位润湿性速敏水敏盐敏碱敏相渗油水油气气水驱替试验长岩芯水驱气驱流体试验油气水总计注：当井数较多时，可将该表作为附表，该表仅汇成总表。5）采油工艺实验统计已做的采油工艺技术实验项目，如酸化、压裂、液氮助排、气举、防砂、防腐防蜡等实验。油田测试、试油工作量统计表表2-2-5油井序号层位厚度/层数日期方式结论［注］：方式是指包括DST、FMT、RFT、常规试油、系统试井、试采等方式。四、开发准备阶段录取资料工作的评价说明开发准备阶段录取资料是否可以满足工程设计的需要，是否还需要补取必要的资料及基础实验。第三章油藏工程设计第一节构造及断裂特征一、地震资料品质评价一、构造描述构造类型、形态、倾角、闭合高度、闭合面积、构造被断层复杂化程度，构造对油藏的圈闭作用等，参见表3-1-1。油藏构造要素表表3-1-1层位咼点闭合幅度(m)闭合等高线海拔(m)长轴(km)短轴(km)长短轴之比构造圈闭面积(km2埋深(m)海拔(m)根据油田具体情况附油田分层组或主力层组顶面构造图(图3-1-1),比例为1:10000或1:25000,图中标明含油和含气外缘与内缘、构造断裂、所有钻开油藏的井、各级储量界限。报告附缩小的构造图。二、断层分级描述断层性质、条数、分布状态、密封程度，断层与圈闭的配合关系以及断层对流体分布、流体流动的作用，并附相关数据表，参见表3-1-2。报告附主要断层的地震剖面。油藏断层要素表(表3-1-2)断层编号发育层位断层分级断层性质断层走向断层倾向断层倾角断距(m)延伸长度（km）落实程度钻遇井号三、现今地应力和裂缝（裂缝发育油藏）1、现今地应力说明地应力测试方法，对现今地应力状况进行描述，确定最大主应力和最小主应力方向和大小，可能的话附地应力分布纲要及玫瑰图。2、裂缝描述利用岩心观察和测井方法描述裂缝性质、产状及其空间分布、密度（间距）、开度、裂缝中的填充矿物及填充程度、含油产状、裂缝与岩性的关系等。分析裂缝组系、级次及形成序次。要严格区分天然裂缝与人工诱导缝。利用铸体薄片、荧光薄片等确定微裂缝的分布及其面孔率。可附岩心观察的裂缝描述记录表（见表3-1-3）。XX油藏裂缝描述记录表表3-1-3井号___项冃—XX井XX井XX井层位岩芯数顶深芯长岩性岩芯特征面描述性质要素倾向倾角裂缝描述裂缝顶深相对倾向倾角投影长中心距开度基块基块几何形态裂缝面性质茸它孔隙举型注：当井数较多时，可将该表作为附表，该表仅汇成总表。第二节地层一、地层层序描述油田范围全套地层的地质时代'岩石组合'厚度变化'地层接触关系'古生物'沉积旋回性及 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 层等，对于影响钻井及地面流程建设的特殊地层'岩层如异常高压层'膏盐层等要加以特别描述，附油田钻遇地层简表，参见表3-2-1。油田钻遇地层简表表3-2T地层层位厚度(m)岩性简述接触关系地震反射层及标准层田界系统组群符号二、油层划分以岩心资料为基础，以测井曲线形态为依据，充分考虑层间接触关系，结合沉积相在垂向上的演变层序，在区域地层层序划分和含油气层系划分的基础上，将含油气层段划分为不同稳定分布范围的旋回性沉积层段。在此基础上结合隔层条件，压力系统，油气水系统划分油层层组直到小层。1）描述标志层及辅助标志层岩性及电性特征，建立不同方向的油气层对比标准剖面。2）对比油气层组并描述油层组厚度在平面上的变化规律，对比砂岩组并对砂体分布'油层分布进行描述和评价。报告附地层划分小层对比表（参见表3-2-2）和油田地层对比剖面图'油田油层段小层对比剖面图。（要求附比例尺）油田小层划分对比结果表表3-2-2层组砂|_1_|岩组小层XX井XX井XX井井段m层厚m井段m层厚m井段m层厚m3）确定隔层岩性'物性条件，分别描述层组之间隔层及砂组内小层之间的隔层厚度分布,小层之间若上下连通无隔层的井，在相应的层位应给予标明，附油田层组间隔层厚度统计表（见表3-2-3）。油田油层组间隔层厚度统计表表3-2-3隔层井号-间-间-间-间-间各井平均第三节储层一、储层岩性1、储层岩石组成及成岩作用分层描述储层岩石的矿物组成'杂基'胶结物及其含量，通过岩石薄片'铸体薄片'扫描电镜、粘土矿物分析等描述储层所经历的成岩作用及所处成岩阶段，分层详细描述随埋深增加颗粒接触关系，粘土矿物'胶结物'含量变化及对孔隙度的影响。见表3-3-2—表3-3-6。油田储层岩石矿物分析表表3-3-2层位统计井数样品数石英（%）长石（%）岩屑（%）备注油田胶结物平均含量表表3-3-3层位样品数杂基胶结物（%）泥质含量（%）样品数方解石高岭石硬石膏黄铁矿菱铁石绿泥石方佛石水云母油田砂岩颗粒磨圆度统计表表3-3-4层位样品数及频率棱一次棱角状次棱角状次圆一次棱角状次棱角一次圆状样品数频率（%）油田粒度结构参数统计表表3-3-5层位样品数粒度中值（mm）平均粒度（mm）标准偏差偏度尖度油田储油层段粘土矿物含量表表3-3-6层位泥岩（%）砂岩（%）KSICI/SKSICI/S注：K一高岭石，S—蒙脱石，I—伊利石，C一绿泥石，I/S—伊蒙混层。二、沉积相1、岩石相根据岩心观察归纳岩石相类型，描述不同岩石相颜色、沉积结构、沉积构造、生物构造等,对各自沉积条件作出初步判别。岩石相的划分尽可能与储层质量相统一（表3-3-1）o油田不同沉积相带分析表表3-3-1层位相亚相微相剖面厚度m砂岩厚度m占砂岩总厚度（%）砾岩砾状砂岩含砾砂|_1_|岩粗砂岩中砂|_1_|岩细砂|_1_|岩粉砂岩2、沉积背景及沉积物源结合区域岩相古地理背景，通过古生物及岩矿标志反演古气候特征及变化、沉积岩地化参数反映沉积时的氧化还原条件，通过岩石相、岩石轻、重矿物成分等在平面上的变化反映物源方向。3、沉积相分析根据沉积背景、沉积物源、岩石相、地震相组合描述，综合分析划分沉积微相，建立油田沉积相剖面及沉积模式，报告附岩相柱状图（3-2-1）和岩相沉积模式图（3-2-2）。并分油组作出平面微相展布图。（3-2-3）三、储层厚度分布三、油层物性1、油层孔隙度、渗透率、含油饱和度根据取心井的岩心分析资料，对储层分层进行统计孔隙度及渗透率，并根据岩电实验数据及水分析资料，建立测井解释模型，分层计算储层孔隙度及渗透率、含油饱和度。并附分层物性参数表，见表3-3-7。油田分层物性参数表表3-3-7层位孔隙度（%）渗透率（10-3m2）含油饱和度（%）岩心分析测井解释选值岩心分析测井解释选值岩心分析统计法测井解释选值块数孔隙度井层数孔隙度块数渗透率井层数渗透率块数含油饱和度含油饱和度井层数含油饱和度报告应附各种岩性、物性、含油性、电性关系交绘图，如孔隙度与声波时差关系图、孔隙度与渗透率关系图、含油饱和度与孔隙结构关系图等。2、覆压条件下孔隙度、渗透率的变化按岩心室内实验求取岩石压缩系数或按经验公式计算覆压条件下孔隙度、渗透率的变化，并附相应的关系图。3、油层非均质性评价1)主力储层内夹层性质及发育程度描述主力储层内夹层的岩性'物性'夹层条数'发育位置及程度，并估算夹层的延伸长度。尽可能定量估计对垂向渗透率的影响程度。报告附夹层发育统计表，见表3-3-8。油田夹层发育统计表表3-3-8层位统计砂LXJ田、丄岩累计厚度(m)夹层累计厚度(m)夹层条数夹层厚度(m)夹层发育位置频率夹层频率(条/m)夹层密度(%)最小最大平均砂层顶砂层内砂层底2)层内'层间非均质性统计岩芯柱塞的垂向渗透率与水平渗透率关系，计算评价宏观的垂向渗透率与水平渗透率。分层组(或主力油层)计算渗透率非均质系数'变异系数'渗透率级差及突进系数等，见表3-3-9。层组平均厚度(m)平均渗透率(10-3m2)平均孔隙度(%)渗透率级差非均质系数突进系数渗透率变异系数3)分别评价层间'层内非均质性，分层统计出孔隙度'渗透率平面分布，并建立分层孔隙度、渗透率平面分布图，对储层平面非均质性作出评价。报告附相应的关系图和平面分布图。油田层组非均质性参数统计表(测井解释)表3-3-9四、微观孔隙结构1、孔喉结构特征确定油田储层孔隙类型（原生孔、或次生孔、或混杂孔隙类型），描述薄片、铸体、电镜观察到的储层孔喉情况。利用具有代表性的毛管曲线（见本章第八节）确定出分层的孔隙结构参数，以便作出分层分类评价。报告附岩石的J函数曲线和分层孔隙结构参数表（见表3-3-10）o2、不同孔喉渗透率贡献值及累计贡献值判别对渗流起主要作用的孔喉大小，根据累计渗透率贡献值分布曲线估计确定有效渗流孔喉半径下限。报告附累计渗透率贡献值曲线图。油田分层孔隙结构参数表征表3-3-10井号井井井层位压汞资料平均孔隙度（％）平均渗透率（X10-3|jm2）排驱压力（Mpa）中值压力（Mpa）最大孔喉半径（l^m）孔喉半径中值（Um）最大汞饱和度（％）吼道直径中值（Um）相对分选系数孔喉体积比退汞效率铸体图象分析孔隙直径中值（Um）平均孔喉直径比注：若井太多，报告仅附总表，该表可作为附表。3、粘土矿物在孔喉中的产状根据电镜扫描，观察粘土矿物类型，描述粘土矿物在储层孔喉的产状。报告附不同渗透率储层电镜扫描照片。第四节流体分布及性质一、油（气）水界面及含油气边界的确定依据油、气、水层判别标准及录井、测试、试油等多种信息对已钻井逐井逐层划分出油、气、水层。综合油藏类型、油藏剖面、地层压力、毛管压力等确定油、气、水界面。报告附油田区块油藏剖面图。对于分层测试井，应系统整理各测点压力'压力梯度，并计算流体密度，判别油水或油气界面的海拔深度。报告附油田井FMT测试油组压力〜深度图。二、油（气）水系统及其控制因素1、油、气、水系统纵向分布综合分析构造、储盖组合，依据油、气、水界面的标定（表3-4-1）说明油田是一套或是多套油'气'水系统，若是多套系统要说明各个系统的控制因数。2、油、气、水系统平面分布依据油田构造，断层，及储、盖层分布，在平面上划分出油、气、水系统，并说明其封闭程度。报告附油水界面平面分布图。XX油田确定油、气、水界面数据表表3-4-1层位井号井井井解释结果测井试油测井试油测井试油油层（m）井段油底海拔油水同层（m）井段中部深海拔水层（m）井段水顶海拔油水界面三、流体性质1、原油1）地面原油（1）地面原油分析结果及评价按表3-4-2列出地面原油常规分析结果，并对其作出评价。（2）原油性质的变化特征描述不同油层组的地面原油性质，并说明地面原油性质随油层深度及平面上的变化及特点。2）地层原油（1）地层原油高压物性参数列出地层原油高压物性参数测试结果（参见表3-4-3），并说明地层原油高压物性的特点。（2）地层原油物性随压力变化关系依据地层原油PVT数据，参见表3-4-4,绘出压力~原油密度、压力〜原油体积系数、压力〜原油粘度等的关系曲线图。XX油田地面原油分析结果表表3-4-2井号井井井层位相对密度粘度50°C(mpa.s)凝固点（°C）初馏点（C）含盐量（mg/l）含蜡量（％）含水（％）含硫量（％）烷烃（％）芳烃（％）沥青质（％）非烃（％）含砂（％）取样时间（年、月、日）注：若井太多，报告仅附总表，该表可作为附表。XX油田地层原油高压物性分析结果表3-4-3井号井井井层位体积系数气油比（m3/m3）气体平均溶解系数（m3/m3.MPa）收缩率（%）地下密度地面密度地层温度（°C）地层压力（MPa）饱和压力（MPa）压缩系数（1/MPa）热膨胀系数（1/C）地下粘度（mpa.s）注：若井太多，报告仅附总表，该表可作为附表。XX油田地层原油PVT数据表表3-4-4地层压力（MPa）地层原油体积系数原油密度原油粘度（mpa.s）气油比（m3/m3）对于特殊油品，如挥发油，要求做组分分析和原油的P—T相图，并说明原油的相态特征。根据原油性质分析结果，判断油藏流体类型。2、天然气说明天然气类型（溶解气或伴生气）。按表3-4-5列出天然气常规分析的化学组成，并对分析结果作出评价。XX油田天然气样分析结果表表3-4-53、地层水将地层水常规分析结果列于表3-4-6，并对地层水分析结果作出评价。说明地层水总矿化度、水型、相对密度及地层条件下的粘度、体积系数以及地层水电阻率等。XX油田地层水分析结果表3-4-6井号层位地层水离子含盐（mg/l）水型pH值K++N+aC+2aMg+2SO-24HCO3-1Cl-总矿化度第五节油藏类型一、油藏压力及温度系统1、油藏压力系统1）分油组统计实测的原始地层压力和地层压力系数，绘制地层压力梯度曲线，并确定地层压力〜地层深度的关系。2）说明各油组的地层压力、压力梯度，评价油藏的压力系统，若是异常压力系统，要分析其成因。报告附有关的数据表（见表3-5-1）和地层压力〜地层深度的关系图。2、油藏温度系统1）分油组统计测试的地层温度，并绘制地层温度〜地层深度的关系曲线。2）说明各油组的地层温度、地温梯度，评价油藏的温度系统。报告附有关的数据表（见表3-5-1）和地层温度〜深度的关系图。XX油田油藏温度、压力统计表表3-5-1井号油组井段m油层中部地层压力地层温度试油结果深度m海拔m压力MPa压力系数温度。C梯度C/100m注：若井数太多，该表可作为附表。二、天然能量分析1、弹性能量分析根据油藏流体和岩石的压缩系数，估算在饱和压力以上采油时油藏的弹性驱采收率，并对其作出评价。2、边底水能量分析1）根据油藏构造、断层封割、储层连续性和储层物性分析含油区域与边底水区域的关系。2）根据边底水的水体大小、水层的渗透率、试水时水产量的大小，定性评价水体的活跃程度。三、油藏类型的确定根据油藏地质特征、流体性质及其分布、渗流物理特性、天然能量和驱动类型等多种因素，采用多因素主、次命名法，次要因素在前，主要因素在后，依序排列。油藏分类的划分按“中华人民共和国石油天然气行业标准”ST/T6169—1995。第六节地质模型根据油藏构造、储层、油水系统及油藏类型等特征建立油藏地质模型。地质模型要充分体现层内非均质性的变化，储层、隔层及夹层的纵、横向展布等。一般地质模型包括：1）构造模型：油藏构造形态及断层分布。2）储层模型：储层结构及各种属性的空间分布。其中包括有效厚度、孔隙度、渗透率等。3）流体模型：储层内油、气、水分布，即各种流体饱和度分布和流体性质的空间变化。根据开发要求建立不同规模、不同类型的地质模型（单井模型、二维模型、三维模型等）。第七节油藏动用储量评价一、勘探阶段提交的储量1、勘探储量上报情况列表说明勘探储量计算选用的参数及计算结果（见表3-7-1）。XX油田石油地质储量数据表表3-7-1级别层位含油面积km2有效厚度m有效孔隙度%含油饱和度%地面原油密度g/cm3体积系数原始油气比m3/1采收率%单储系数104t/km2.m石油地质储量104t溶解气地质储量108m3储量丰度104t/km2可采储量104t2、动用储量优选1）说明勘探阶段储量上报以来油田新增加的资料井、评价井井数，补取资料所取得的新认识。2）根据区块产能高低、储量级别可靠程度及丰度大小、工程建设的经济可行性分析，提出优选动用范围及层系。二、动用储量计算的参数1、含油面积的圈定依据工程项目设计优选的范围说明含油面积圈定的依据和结果。2、油层有效厚度1）有效厚度划分标准（1）以岩心分析资料及单层试油数据为依据，制定出有效厚度、岩性、含油性、物性下限标准；（2）应用测井资料定性、定量制定出油、气、水层的电性判别标准和夹层扣除标准，报告附有效厚度标准图。2）有效厚度的确定应用测井曲线及其解释参数划分出油层有效厚度。3、有效孔隙度1）根据岩心资料分析结果和测井解释图版确定有效孔隙度。以岩心分析资料为基础，测井图版解释的孔隙度应与岩心分析孔隙度有良好的关系，两者的差值不得超过1%〜1.5%。2）选定的有效孔隙度必须进行校正，将地面条件所测得的孔隙度矫正为地下条件的孔隙度。4、含油饱和度说明含油饱和度确定的方法及结果，可能条件下参考油基泥浆或密闭取心的含油饱和度。5、其他参数储量计算中的其他参数（如体积系数、原油密度等）分别由地层流体高压物性分析资料和地面原油分析结果确定。三、油藏储量的计算方法说明储量计算方法，并应用重新认识的油藏地质参数，按层组分区块计算地质储量。计算方法要符合“石油储量计算 规范 编程规范下载gsp规范下载钢格栅规范下载警徽规范下载建设厅规范下载 ”同时针对不同的油藏类型要分别参照各类油藏储量计算细则。四、动用储量计算结果及评价1、储量计算结果按层组分区块计算动用储量，并列出计算结果（表3-7-2）。油田储量计算结果表表3-7-2区块层组储量级别含油面积km2有效厚度m孔隙度%含油饱和度%地面原油密度g/cm3体积系数原始油气比m3/1单储系数104t/km2.m石油地质储量104t溶解气地质储量108m3储量丰度104t/km2可采储量104t2、储量评价1）储量可靠性评价（1）分析各种参数的齐全、准确程度；（2）分析确定储量参数的方法及各种图版的精度；（3）分析储量参数的选用是否合理，并对几种计算方法进行对比校验；（4）分析其他可能存在的不确定的因素是否达到了计算储量的要求。2）储量动用评价按储层油品、储量丰度、储量大小、储层渗透性等进行分类。并分区块分层对储量作出优先动用、动用时机和动用储量丰度规模大小进行综合评价。五、可采储量的估算1、计算采收率采用不同的方法，如经验类比法、岩心分析法、相对渗透率曲线法、相关经验公式法等估算油藏采收率。根据油藏可能选择的驱动类型、开采方式选用不同的采收率估算方法。2、计算可采储量根据油藏可能选择的驱动类型、开采方式确定的采收率和地质储量估算可采储量，并说明估算结果。第八节储层渗流物理特性一、油藏岩石润湿性1、岩石润湿性试验统计岩石润湿性试验岩心样品的井号、层位、深度、样品数以及测得的油湿指数和水湿指数，并将其列于表3-8-1。说明岩心取样条件及润湿性测试的方法。岩石润湿性测试结果表3-8-12、岩石润湿性的评价据润湿性试验结果，结合润湿性判断标准评价油藏岩石的润湿性，另外从油藏平均油水相对渗透率曲线也可进一步评价油藏岩石的润湿性，并最终确定油藏岩石润湿性。二、毛管压力曲线1、毛管压力曲线的测定统计毛管压力曲线测定的工作量（井数、层位、方法）及各方法所做的毛管压力曲线条数。2、毛管压力曲线特征分析1）根据测定毛管压力曲线的样品渗透率大小进行分类。并统计不同样品的最大进汞饱和度、排驱压力、饱和度中值压力。2）利用测定的毛管压力曲线，进行必要的处理（例如J函数处理），从而获得储层平均或典型的毛管压力曲线，根据油水界面张力和润湿性重建油藏的油水毛管压力曲线。三、相对渗透率曲线1、油水相对渗透率曲线1）统计并说明油水相对渗透率曲线测定的方法及总条数2）油水相对渗透率曲线的特征分析（1）统计各类样品的束缚水饱和度、残余油饱和度、残余油饱和度下的水相渗透率和束缚水饱和度下的油相渗透率；（2）确定各样品的油水相对渗透率比值与含水饱和度的关系（3）分析各样品束缚水饱和度、残余油饱和度与渗透率、孔隙度的关系；3）平均油水相对渗透率曲线对油水相对渗透率曲线进行归一化处理，并由此获得平均油水相对渗透率曲线。若需要，可根据样品的绝对渗透率大小，对相对渗透率曲线进行分类，并分不同层系或油组分别进行归一化处理。报告附典型油水相对渗透率曲线图。4）应用油水相对渗透率曲线评价开发动态（1）计算出分流量曲线，对见水时的累计采油量作出评价；（2）计算油水流度比，结合渗透率变异系数大小，对水驱采收率作出评价；（3）计算出不同含水率下的无因次采液指数和无因次采油指数，对油井见水后开采特征作出评价。报告附f与J及J的关系曲线图。wLo2、油气相对渗透率曲线1）统计并说明油气相对渗透率曲线测定的方法及总条数2）油气相对渗透率曲线特征分析（1）统计样品的束缚水饱和度、残余油饱和度、束缚水饱和度下的油相渗透率；（2）确定实测曲线油气相对渗透率的比值与含气饱和度的关系；3）平均油气相对渗透率曲线对实测曲线进行归一化处理，并由此获得平均油气相对渗透率曲线；若需要，可根据样品的绝对渗透率大小，对相对渗透率曲线进行分类；分不同层系或油组进行归一化处理。报告附典型油气相对渗透率曲线图。4）应用油气相对渗透率曲线评价开发动态对消耗式开采的一次采收率作出评价。第九节开采特征一、试油与试采结果分析1、试油结果分析列出各井及各层试油结果，参见表3-9-1，根据试油结果分析油井的产能。油田试油成果表表3-9-1井号层位井段层厚试油日期工作制度日产油t/d日产/气、m3/d日产水m3/d气油比m3/1油压套压流压静压生产压差采油指数t/d.MPa累计采油t累计产水量m3试油结论MPa2、试采结果分析1）试采资料的整理根据试采过程所取得的流量、压力、含水、油气比等各项资料整理出试采综合开采曲线,当油井出砂时，要分析出砂量及其原因。2）试采参数计算及评价计算采油指数'采液指数'采水指数以及单位压降产量等参数。根据以上结果评价油藏产能和油藏天然能量。阐明油井生产时所适应的技术条件。二、试井解释1、试井资料列出油田已有的试井资料，包括稳定试井资料和不稳定试井资料；说明试井基础资料的可靠性；厶试井解释1）不稳定试井对不稳定试井资料进行解释，将解释结果列出（参见表3-9-2）。并建立空气渗透率与有效渗透率的关系、比采油指数与渗透率的关系。不稳定试井解释结果汇总表表3-9-2井号层位压力计下深m压力（MPa）】曰温度°C解释结果流压静压压力系数kkhkh/|1SDrAPsCRe注：D—堵塞比；AP—堵塞引起的压降；C—井筒储集系数；R—探测半径。rse2）稳定试井对油井的稳定试井资料进行处理解释，依据试井解释结果确定油井产能及油井合理的工作制度。列于系统试井结果（参见表3-9-3），报告附典型的试井指示曲线图。井系统试井结果表表3-9-3工作制度油压MPa套压MPa日产液t/d日产油t/d日产m3/d含水％气油比m3/1静压流压生产压差采油指数t/d.MPa米采油指数t/d.MPa.m(MPa)第十节油藏工程论证一、油田开发原则油田开发原则要结合油田地质描述'储量大小'油藏工程论证等对以下几方面进行概括说明:1）如何贯彻、执行国家的有关政策、法令、遵循国家、地方、行业的产业政策、符合发展规划的要求。2）油田开发如何实现在经济上取得投资少、速度快、成本低的经济效益。3）如何体现工艺先进、技术成熟、生产可靠、管理方便的油田开发技术政策和水平。二、层系划分与组合论证1、开发层系的基本单元及其依据开发层系的基本单元是指大体上符合一个开发层系基本条件的油层组、砂岩组或油层。它本身可以独立开发，也可以把几个基本单元组合成一个开发层系。根据油田地质特征，提出几种可能采用的开发层系并阐明其依据。2、层系划分与组合对提出的几种可能采用的开发层系进行综合对比分析，进行优化组合，给出初步的层系划分组合意见。三、开发方式论证1、天然能量的利用原则上要充分考虑天然能量的利用。分析油藏的天然能量，估算油藏一次采收率，对采用消耗式开采方式还是采用补充能量开采方式作出评价，同时研究并确定地层压力保持水平。2、开发方式的选择1）参考国内外同类油藏开发的方式，提出几种可能的开发方式，包括天然能量开采和人工补充能量开采方式（注水、注气或气水交替等）；2）对不同开发方式进行分析研究（分析驱油效率、影响原油采收率因素等），并估算不同开发方式下的油藏采收率；3）对于采用注水、注气或气水交替开发方式的油藏，要确定不同注入量条件下注入井井口及井底流动压力的界限。根据地层压力保持水平确定合理的注入时机；4）根据研究结果进行经济分析对开发方式进行优选。四、单井产能及经济极限产能论证对单井（直井、斜井或水平井）的产能进行论证。1）根据系统试井流入动态曲线选择合理的生产压差，利用探井、评价井试油、试采等资料确定油井产能或米采油指数。按布井范围内可投入开发的厚度计算平均单井日产油量。2）计算油藏单井极限经济产量，对于气顶油藏、底水油藏、气顶底水油藏，须计算临界产量和临界压差，并综合确定油藏的合理生产压差及平均单井日产油量。3）对于低渗透或特低渗透油藏，平均单井日产油量的确定应考虑增产措施的效果。4）利用注入井试注或实际注入井资料，计算米注入指数（没有实际注入资料的油藏可采用类比法或经验法）计算平均注入井的日注入量。五、井网部署、井距及开采速度1、布井方式依据油藏构造形态、圈定的布井范围、开发动用储量富集程度、油气水分布及其储层物性非均质性、不同开采速度要求的注采井数比等确定布井方式。2、注采井网依据地应力、天然裂缝方向及砂体分布形态、注采井布井方式及排列方向、砂体连通率、注采平衡条件、平面波及效率等因素确定注采井网。3、确定井距与开采速度1）井距设计原则说明井距设计的主要原则。2）井距与开采速度论证（1）根据不稳定试井及试采资料，结合泄油面积计算并说明油井之间是否有井间干扰及井间干扰程度；（2）预测不同井网密度对砂体的控制程度及不同井网注水方式的水驱控制程度；（3）研究合理的井距、开采速度和注采关系三者间是否协调，是否达到注采平衡和压力平衡；（4）计算不同井距下可能达到的采油速度及其最终采收率，并用经济分析方法加以交会约束，求得合理井网密度和相应的开采速度。六、推荐方案及开发指标预测1、侯选方案的提出在开发层系的划分与组合、油藏的开发方式优选、油藏的合理开采速度的确定以及井网部署等有关内容研究的基础上，对油田开发提出若干个后选方案。对各方案列表排序，并分别说明不同方案的特点。2、方案优选开发指标计算以年为时间步长，对不同方案开发指标进行预测，获得各方案15年以上的开发指标和最终采收率；预测的主要开发指标包括平均单井日产油量；全油田年产油量；综合含水；最大排液量；年注入量；累计产油量；油田最终采收率等。并列出预测的开发指标结果，参见表3-10-1。经济指标预测在开发指标预测的基础上预测经济指标，经济指标包括投资回收期、内部收益率和净现值等。并分析影响经济指标的各敏感因素，如油田原油储量、产能及开发规模，技术上的风险以及地质不确定因素等；方案优选结果综合评价各开发方案的技术'经济指标，筛选出3〜5个较优的开发方案。给出各方案各阶段开发指标，最终采收率，并对优选的几个方案进行排序。报告附有关的指标预测对比图及各方案的井位图(比例尺1:10000或1:25000)。3、实施要求提交实施方案的井位部署及各井位的坐标，同时提出有关要求：方案实施前尚需补做的技术及基础工作；提出常规测井系列、录井、测试和试井要求；如果必要，提出开发试验的安排及要求；方案实施阶段安排意见及提出必要的增产措施意见；方案实施过程中其他需做的工作；XX油田开发方案开发指标预测表（XX方案）表3-10-1采油工程设计第一节完井工程设计一、完井方法1、油藏工程及采油工程对完井的要求列出各方案的井别及数量：采油井、注水井(或注气井)、水平井、丛式井、多底井、观察井及水源井等。2、井身结构确定套管程序的确定根据原始地层压力和破裂压力剖面、注水压力，确定井身结构层次、下深和水泥面返高。根据采油工程要求确定完井方式、完钻井眼尺寸及油层套管尺寸。给出套管程序：表层套管：钢级X外径X壁厚技术套管：钢级X外径X壁厚生产套管：钢级X外径X壁厚绘出完井工程示意图。水泥固井根据要求确定注水泥方式(一次注水泥，分级注水泥或管外封隔器注水泥)，根据油藏要求确定水泥性能、返高及主要外加剂和外加剂的数量。3、完井设计根据油藏特性优选完井方法。•套管固井射孔完井若采用套管固井射孔完井，生产套管内径应与最大产油量油管相匹配，并要考虑大修和侧钻更新的要求。在此基础上选择生产套管的尺寸、钢级、强度、壁厚、螺纹连接类型、螺纹密封脂的类型及上扣扭矩。若尾管完井，则要给出悬挂深度及悬挂方式。•裸眼完井确定是采用先期裸眼完井还是后期裸眼完井。•割缝衬管完井割缝衬管完井，要确定缝割的形状、缝口宽度、缝眼排列形式及数量。若尾管完井，给出悬挂深度及悬挂方式。若选用定向井和水平井则要考虑套管弯曲，套管螺纹承受的拉力、螺纹的密封问 题 快递公司问题件快递公司问题件货款处理关于圆的周长面积重点题型关于解方程组的题及答案关于南海问题 ，造斜段过泵及井下工具等问题。•砾石充填完井砾石充填完井时要根据筛管及砾石充填设计要求，（比如绕丝筛管尺寸及缝隙尺寸要求，砾石质量要求、扩眼尺寸及工艺要求等确定充填砾石中径，携砂液配方及性能。•预充填烧丝筛管完井对预充填烧丝筛管完井进行施工设计。•其它防砂完成井是否选择有金属纤维防砂筛管、陶瓷防砂、化学预包砂人工井壁等完井，根据具体储层条件来筛选。对事故井和抢险井的完井方法按现场条件来决定。4、自喷井系统装置选择1）井口装置优选自喷井井口装置（采油树）的型号、连接基本形式（法兰、卡箍连接）、最大工作压力及公称通径和试压等级。2）套管头选择套管头型号，类型（单体式、分级式、组合式、整体式），连接方式等，提出分级试压要求。3）油管头油管头安装于采油树和套管之间，支撑井内油管重力。所以要计算承受的井口压力，支撑井内油管的重力，密封油套管环形空间的压力，循环压井或井下作业的最大压力等参数。在此基础上优选油管头。4）采油树采油树选择必须符合KYS25/650DQ、kYS25／65SL、KYS15/62DQ等标准，按最大压力和公称直径选择。试压时必须超过铭牌压力1.5倍试压，不刺不漏，修复闸门不得在高气油比井中使用。二、油管尺寸优选及管柱受力分析1、油管尺寸优选根据多相管流理论，计算并优选出保证自喷期生产时间最长的油管尺寸及油管直径，保证摩阻损失和滑脱损失保持最低，达到最大的能量利用效率。2、增产措施对油管及生产套管尺寸和强度的校核考虑到水力加砂大型压裂或者碳酸盐岩地层的水力加砂压裂、酸压，特别是深井、高破裂压力井的特殊处理，对优选出的油管尺寸及生产套管尺寸和强度应进行校核。3、自喷井采油管柱1）自喷采油管柱设计自喷井采油管柱分单管、双管单封隔器、油套管分采、同心管分采等管柱。按开发和采油工程要求设计单油管采油管柱；单油管带单封隔器采油管住；带井下安全阀的采油管柱；如果需分采，单管分采管柱设计包括：•中心管式分采管柱•偏心式分采管柱•滑套式分采管柱设计这三种管柱要对井下配产器、配产油咀、封隔器、井下安全阀、循环阀、压井阀等选择型号、规格、技术指标等连接关系。报告附采油管柱结构示意图。2）双管分采管柱设计选择双管分采井下工具设备类型、规格示意图；双管采油树选型及安装示意图；对封隔器检封及井口试压。4、管柱受力分析1）管柱受力及长度应变计算油井生产或增产处理过程中，温度、压力和流体密度的变化会引起封隔器管柱受力和长度的改变。按其作用的不同，分别计算活塞效应、螺旋弯曲效应、鼓胀效应和温度效应，并给出在允许中心管移动时，管柱总长度的变化以及在不允许中心管移动时，管柱内产生的力。2）管柱危险点强度校核在封隔器管柱中，强度危险点在紧靠封隔器上面的油管处。计算温度和压力发生变化后的复合应力。3）管柱受力分析结论根据管拄受力分析计算，对管柱设计是否合理和安全提出结论性意见。三、射孔参数1、射孔方法结合油田实际，充分论证不同射孔方法的适应性，并对射孔方法提出选择意见。射孔的方法有：1）电缆传输射孔（WCG）（正压射孔和负压射孔）；2）油管传输射孔（TCP）（正压射孔'负压射孔或投棒'油管蹩压引爆）；3）油管传输射孔酸化联作管柱（丢枪方式和不丢枪方式）。2、射孔参数优选按下列步骤进行射孔参数优选：1）首先建立储层产能数学模式，获取各种条件下射孔产能比定量关系；2）收集本地区、邻井有关资料和数据，拟合优化设计参数、射开程度和位置（按地质方案射孔通知单执行）；3）调查射孔枪、射孔弹型号和性能测试数据；4）校正各种弹型井下穿透深度和孔径；5）计算各种弹压实伤害参数；6）计算设计井的钻井伤害参数；7）设计各种参数配合下的产能比和套管抗挤毁能力降低系数，优选出最佳的射孔参数配合；8）预测选择方案下的产量，表皮因子。9）最后给出参数优选结果：射孔枪型、孔密、相位角、射孔方式、负压值、起爆方式、射开程度及位置。四、出砂预测和预防1、控制井底压力的解析方法从井底岩层的切向应力应小于岩石颗粒的固结力出发，推导求出防止出砂的井底压力，根据计算结果，提出预防出砂最大采油压差界限。2、出砂指数预测根据储层岩石力学特性，描述岩石强度的参数，主要参数有杨氏模量E,剪切弹性卩，体积弹性模量K和泊松比b等，依据各弹性模量之间的关系求得出砂指数B值，B值越大，说明岩石的体积弹性模量K和剪切弹性卩之和越大，稳定性越好。通常判断标准为：当B>2.0在正常采油时油层不出砂，1.5VBV2.0时轻微出砂，BV1.5时在则出砂较多。3、声波时差预测出砂采用声波在地层中的传播时差（At）进行出砂预测，当At'ZgS卩m/m时，在正常生产中油井往往开始出砂，应提出采取防砂措施。采用气举或电泵人工举升时，原油中含砂量不应超过允许的范围。在油田早期开发阶段可以不采取防砂措施，随着排量不断增加，地层压力下降，或采取酸化、压裂等措施后，可能使砂岩破坏引起出砂，影响生产，届时可考虑后期防砂。4、防砂可行性方案讨论用上述三种方法综合评价油井出砂情况。当出砂比大于5%。时，考虑先期防砂，否则后期防砂。当推荐后期防砂时要加以论证。第二节储层保护工艺技术一、储层敏感性分析评价1、储层潜在的敏感性评价1）流速敏感性据不同层位不同样品速敏实验，列出临界流速及相应的渗透率损害率，作出速敏性程度评价。2）水敏感性据不同层位不同样品水敏实验，列出相应水敏指数，作出水敏性程度评价。3）酸敏性据不同层位不同岩样分别在盐酸（15%HCI）和土酸（12%HCI十3%HF）测定溶失率和残酸中离子浓度，对酸溶性作出分析和评价。据岩样流动酸敏驱替曲线及离子浓度曲线计算出酸敏指数对酸敏性程度作出评价。4）碱敏性据不同层位不同样品碱敏性实验，列出不同临界PH值相应的碱敏指数，作出碱敏性程度评价。5）盐度敏感性据不同层位不同样品测定絮凝临界盐度，流体矿化度如果低于临界盐度，絮凝值将大幅度下降，引起渗透率下降，并与水敏性对应一起评价。二、储层保护措施在钻开油层、注水泥浆、射孔、试油、酸化、压裂、采油、注水、修井等施工过程中会不同程度地破坏油气层，给油气层带来损害。因此为了保护储层，根据储层敏感性评价结论对钻井液、固井水泥浆、射孔液、修井液、进井液处理、酸化压裂作业等提出具体要求及措施。第三节自喷开采技术一、油井流入动态应用节点分析程序绘制油井流入动态曲线（IPR曲线），描述井底流压和产液量的关系。二、不同含水期的停喷压力预测根据自喷管柱采用的不同直径油管，选定稳定自喷生产的井口油压，通过节点分析计算无水期最大自喷产油量和不同含水期油井停喷压力。三、油嘴直径的选择确定在不同开采条件下达到配产方案所要采用的自喷井工作制度。第四节人工举升方法优选一、人工举升方式选择1、有杆抽油泵选择1）抽油机选择•游梁式抽油机选择：设计机抽基本参数选定规格型号，计算驴头最大、最小载荷、抽油机功率损耗及抽油机效率。•无游粱式抽油机选择：链条式、增距式、宽带式抽油机型号及规格选择。2）抽油杆选择计算单级杆强度、复合杆强度、玻璃钢杆强度、电热杆和空心杆强度。在计算的基础上说明抽油杆的选择。3）抽杆泵选择首先对杆式泵、管式泵、分采泵、空心泵、反馈泵、抽稠泵、防气泵等类型进行筛选，选择抽杆泵。并计算其泵径、泵挂、冲程、冲次、泵效等参数。然后选择与抽油泵配套设备，包括：悬绳器、光杆卡子、调芯式井口盘根盒、胶皮闸门、防盗闸门、脱接器、泄油器、气锚、砂锚、滚轮式抽油杆接箍、防脱器、油管锚等。2、无杆抽油泵选择1）水力活塞泵设计水力活塞泵设计包括：优选水力活塞泵参数、设计地面流程；确定地面泵压力、排量、进井温度；计算产出液、产油量、井下泵效、泵挂深度、吨油耗电量。并选择井下配套工具。2）电动潜油泵设计电动潜油泵设计包括：据潜油电泵性能选择其规格；选择井下离心泵类型、压头、级数、轴承类型；选择井下保护器；选择传输电缆；选择地面供电电源；选择控制屏；并对电潜泵施工及投产提出要求；最后电制定潜泵管理及工作制度。3）气举采油设计气举采油设计包括：.选择气举采油方式（连续、间歇、腔室）；.设计柱塞气举并选型；.对注气压力和注气量进行敏感性分析；.设计注气点和气举凡尔级数；.设计井下注气管柱；.气举采油井下设备选型（气举凡尔、偏心工作筒、偏心投捞工具、封隔器等）；.选择气举采油地面设备（包括压缩机选型、计量仪表、时间控制器、气量分配器等）；.气体冷却装置，井口升温装置的选型。4）螺杆泵采油设计螺杆泵采油设计包括：•计算螺杆泵排量、转数、选择杨程；•选择地面传动方式；•计算抽油杆传动扭矩；•计算扶正器数量。二、人工举升方式优选及评价根据有杆泵及无杆泵两大类型选择结果，进行技术、经济优选，推荐出满足方案配产任务、工作效率高、适应性强、管理方便、经济合理的方案（见表4-4-1）。各种举升方法优选结果表4-4-1举升方式适应条件推荐结果水力泵电潜泵气举螺杆泵有杆泵第五节注水（气）工艺方案的设计一、注水（或注气）参数估算1、注水（或注气）量估算计算不同含水阶段的注水量（或注气量）。2、最大许用井底压力为了防止注水（或注气）时地层不被压窜，扩大波及体积，要求最大许用井底压力不得超过地层破裂压力的90％。3、注水（或注气）压力预测1）注水（或注气）压力计算根据吸水（吸气）指数计算不同注水（或注气）量需要的注水（或注气）压差，附加一定的启动压差推算出注水（或注气）井底流压及井口注水（或注气）压力。2）偏心配水分注井注水压力计算根据不同分层配水量及受嘴损、管柱损失及启动压力的影响估算相应的注水井底流压及井口压力。3）注气时，油管或同心管分注，估算井底流压及井口压力，并选择压缩机。二、单级封隔器组合管柱长度变化计算带有一级保护套管封隔器的组合管柱下井后，由于重力的作用和温度变化的影响，管柱产生伸长或缩短；管柱在注水时还要受到活塞、弯曲、鼓胀和温度四种效应的综合作用，作用的结果使井下管柱受力状态和长度发生变化。因此，必须对管柱下井后和注水时长度的变化进行计算并校核其强度，以保证注水管柱正常工作。1、管柱自由伸长计算管柱下井后的自由伸长，包括自重伸长和热力伸长。2、注水（或注气）时管柱长度变化的计算计算活塞效应、弯曲效应、膨胀效应及温度效应引起的长度变化。若计算的结果为负值，表示油管缩短，也就是说注水时水管柱由于受活塞效应、弯曲效应、膨胀效应和温度效应的综合作用而缩短。3、注水（注气）时管径强度校核注水（注气）时管柱中强度的危险点在封隔器上面的一根油管上。当温度和压力变化后，油管不能发生永久性变形，其内壁、外壁的复合应力按第三强度理论计算。并通过计算结果对注水（注气）管柱强度、密封插管长度、管柱的相互组合施工时需要注意的事项提出具体要求。三、注水工艺设计1、笼统注水管柱计算、要求、条件、数量。2、分层配水管柱计算、要求、条件、数量。油套分注管柱、空心配水工艺管柱或偏心配水工艺管柱、活动配水器或固定配水器、投式多层配水芯子、井下流量测试、井口装置等应满足分层注水、计量、加药等要求。并对上述分层配水工艺设计提出评价，结合油田实际提出具体方案。四、洗井及试注1、洗井排液结束后要及时进行洗井，目的是为了把井底的腐蚀物、机械杂质等污物清洗出来，避免油层被污染堵塞，影响注水，对洗井管柱、洗井方法及洗井标准（取样分析井口、井筒中部及井底应一致）提出具体方案。2、试注提出试注时保护油层加药