油田產(chǎn)能建設(shè)方案的編制2011.09

1、目錄、尸、 亠前言一、編制油田開發(fā)方案所必備的條件（一）、油藏分類（二）、開發(fā)方案的類型（三）、方案編制所必備的條件二、油田開發(fā)方案的主要內(nèi)容、權(quán)責劃分、編制程序（一）、主要內(nèi)容（二）、權(quán)責劃分（三）、編制程序三、地質(zhì)油藏工程部分（一）、主要內(nèi)容（二）、主要開發(fā)技術(shù)政策及其采用的常規(guī)確定方法（三）、方案部署（四）、實施要求（五）、資料錄取及分析、應用四、附圖及其編制規(guī)范和要求五、地質(zhì)、油藏工程部分的附表編制規(guī)范和要求六、經(jīng)濟評價方法七、實例（吳旗油田吳 420 井區(qū)長 6 油藏整體開發(fā)方案）略、尸、 亠前言 油田開發(fā)方案是指油田開發(fā)方法的設(shè)計。它是指導油田開發(fā)的重要技術(shù)文件， 是油田開發(fā)產(chǎn)能建

2、設(shè)的依據(jù)。它不僅體現(xiàn)了油田開發(fā)的方針政策，也體現(xiàn)了油田 開發(fā)的重大技術(shù)措施和技術(shù)經(jīng)濟指標，直接影響著油田開發(fā)水平。油田投入開發(fā) 必須有正式批準的油田開發(fā)方案。一、編制油田開發(fā)方案所必備的條件（ 一 ） 、油藏分類鄂爾多斯盆地石油資源十分豐富， 總資源量 85.88 億噸。其中長慶油區(qū)到 2010 年底共有 28 個油田，已探明石油儲量 24.04億噸，控制儲量 7.20 億噸；預測儲量 11.08 億噸。目前資源探明率僅為27.99%，資源潛力較大，油藏種類較多，可歸納分為五大類：邊底水構(gòu)造油藏（典型代表元城油田中區(qū)、靖安油田新 14 井區(qū)）、 高水飽油藏（典型代表綏靖油田化子坪區(qū)） 、中低滲

3、層狀油藏（典型代表胡尖山油 田元 72 井區(qū)）、特低滲巖性油藏（典型代表靖安油田五里灣一區(qū)、吳旗油田吳 420 井區(qū)、西峰油田白馬區(qū)等） 、超低滲巖性油藏（典型代表華慶油田長6、合水油田長 8 等）。（ 二 ） 、開發(fā)方案的類型1、概念方案 勘探取得重大突破區(qū)域，油藏還未達到探明，開發(fā)早期介入。2、試驗方案 通過實驗井組的實施，對開發(fā)方式、井網(wǎng)系統(tǒng)、壓力系統(tǒng)、單井產(chǎn)能進行效 果評價，取全取準有關(guān)制定油田開發(fā)方案編制的各項資料；以確定油田正式開發(fā) 的技術(shù)政策。3、整體開發(fā)方案 在概念方案、試驗方案及一定探明儲量規(guī)模的基礎(chǔ)上，通過油藏精細描述、 儲量評價、油藏工程、鉆采工程、地面工程等論證，確定整

4、體建產(chǎn)規(guī)模、分年部rmr署實施。4、上報儲量方案 針對上報探明儲量區(qū)，根據(jù)探井、評價井實施成果，評價上報儲量的可靠程度，并提出分年開發(fā)部署意見。5、礦權(quán)登記方案在上報儲量方案的基礎(chǔ)上，為了進一步落實儲量的動用程度，在礦權(quán)登記的 年限內(nèi)，確定具體動用方案。6、環(huán)評方案 為確保低污染環(huán)境開發(fā)，在油田正式開發(fā)前，提出具體的環(huán)境保護方案。 （三）、方案編制所必備的條件在油田探明地質(zhì)儲量已得到主管部門的認可；油田開發(fā)的其他前期研究工作 已基本結(jié)束，符合國家石油行業(yè)標準油田總體開發(fā)方案編制指南標準要求的 必要的基礎(chǔ)資料齊全準確、必要的研究報告已得到確認；企業(yè)決策層批準后，應 著手編制油田整體開發(fā)方案。1、

5、必要的基礎(chǔ)資料（1）、地震采集、處理和解釋成果；（2）、已有井的鉆井、測井、測試及試采成果；（3）、巖心樣品的常規(guī)分析化驗結(jié)果；（4）、該油田的構(gòu)造圖、連井剖面圖、含油面積圖、有效厚度等值圖；（5）、油、氣、水的常規(guī)分析和原油高壓物性分析報告；（6）、地質(zhì)模型資料；（7）、有關(guān)開發(fā)技術(shù)難點的專題研究報告；（8）、對各專業(yè)在編制開發(fā)方案前完成的研究成果的專家評審意見書；（9）、對各專業(yè)開發(fā)前期研究的最終推薦方案經(jīng)決策層審核批準書。2、必要的研究報告（1）、地質(zhì)儲量報告；（2）、有關(guān)開發(fā)技術(shù)難點的專題研究報告；（3）、因編制開發(fā)方案而需要的各專業(yè)的研究報告，如：鉆井、完井報告和 勘探評價階段的報告

6、等。3、注意事項（1）、大中型油藏的開發(fā)方案必須開展地質(zhì)建模和數(shù)模工作；（2）、要求進行多方案比選，同時要求含有水平井開發(fā)方案；（3）、必須的附圖或插圖；（ 4）、必須的附表或插表。二、油田開發(fā)方案包括的主要內(nèi)容、權(quán)責劃分、編制程序（一）、主要內(nèi)容1、整個方案內(nèi)容可分為八部分編寫，即：第一部分 總論第二部分 油田地質(zhì)和油藏工程第三部分 鉆井、完井和采油工藝第四部分 油田地面工程第五部分 項目組織管理和生產(chǎn)作業(yè)第六部分 職業(yè)衛(wèi)生、安全和環(huán)保第七部分 投資估算及經(jīng)濟評價第八部分 附件。2、概述如下：（1）、第一部分 總 論 主要包括油田地理與自然條件概況、 礦權(quán)情況、 區(qū)域地質(zhì)與勘探簡史、 開發(fā)方

7、 案結(jié)論等。 、油田地理與自然條件應包括油田地理位置和油田所處范圍內(nèi)對油田開發(fā) 工程建設(shè)有影響的自然地理、交通、環(huán)境、氣象、海況、地震等情況。 、礦權(quán)情況應包括該地區(qū)探礦權(quán)和采礦權(quán)審批情況、采礦許可證復印件和 相應圖幅（帶拐點坐標） 。 、區(qū)域地質(zhì)應簡述油田所屬油氣田盆地、凹陷、構(gòu)造帶以及與之相鄰構(gòu)造 單元名稱和簡要關(guān)系，并附區(qū)域構(gòu)造位置圖。勘探簡史主要包括勘探歷程和鉆探 簡況。 、開發(fā)方案結(jié)論應簡述開發(fā)方案各部分結(jié)論性意見，提出開發(fā)方案主要技 術(shù)經(jīng)濟指標。（2）、第二部分 油田地質(zhì)和油藏工程 主要包括油田地質(zhì)、開發(fā)原則、開發(fā)方式、開發(fā)層系、井網(wǎng)和注采系統(tǒng)、壓力 系統(tǒng)、指標預測、經(jīng)濟評價、多方

8、案的經(jīng)濟比選及綜合優(yōu)選和實施要求。油藏工程方案應以油田或區(qū)塊為單元進行編制。 、油田地質(zhì)是油藏工程方案的基礎(chǔ)，應綜合地質(zhì)、地震、錄井、測井、巖心 分析、試油試采等多方面的資料進行。油田地質(zhì)的主要研究內(nèi)容是：構(gòu)造特征、 儲層特征、儲集空間、流體分布、流體性質(zhì)、滲流特性、壓力和溫度、驅(qū)動能量 和驅(qū)動類型、油藏類型、儲量計算和地質(zhì)建模； 、按油藏類型（邊底水構(gòu)造油藏、高水飽油藏、中低滲層狀油藏、特低滲 巖性油藏等）選擇合適的開發(fā)模式。對于特殊類型油藏（特低滲、超低滲、復雜 巖性油藏等）要做好配套技術(shù)研究和可行性論證； 、開發(fā)層系、布井方式和井網(wǎng)密度的論證，必須適應油藏地質(zhì)特點和流體 性質(zhì)，充分動用油

9、藏儲量，使油井多向受效，波及體積大，經(jīng)濟效益好； 、油藏工程方案要進行壓力系統(tǒng)、驅(qū)動方式、油井產(chǎn)能和采油速度的論證， 合理利用天然及人工補充的能量，充分發(fā)揮油井生產(chǎn)能力； 、多方案的綜合優(yōu)選必須包括采用水平井、分支井等開采方式的對比。要 提出三個以上的候選方案，在經(jīng)濟比選的基礎(chǔ)上進行綜合評價，并根據(jù)評價結(jié)果 對方案排序，提供鉆采工程、地面工程設(shè)計和整體優(yōu)化；設(shè)計動用地質(zhì)儲量大于1000X 104t或設(shè)計產(chǎn)能規(guī)模大于20X 104t/a的油田 （或區(qū)塊），必須建立地質(zhì)模型，應用數(shù)值模擬方法進行預測； 、對于大型、特殊類型油藏和開發(fā)難度大的油田要開展礦場先導試驗，并 將礦場先導試驗成果作為油田開發(fā)

10、方案設(shè)計的依據(jù)。（ 3）、第三部分 鉆井、完井和采油工藝 、鉆井、完井工程方案的編制要充分了解油藏特征及油田開發(fā)對鉆井工程的 要求，要依據(jù)油藏類型和開采方式的不同，確定開發(fā)井的鉆井、完井程序及工藝 技術(shù)方法。強化鉆井過程中的油層保護措施，井身結(jié)構(gòu)的設(shè)計要適合整個開采階段生產(chǎn) 狀況的變化及進行多種井下作業(yè)的需要。主要包括：油藏工程方案要點；采油工程要求；已鉆井基本情況分析； 地層孔 隙壓力；破裂壓力及坍塌壓力預測；井身結(jié)構(gòu)設(shè)計；鉆井裝備要求；井控設(shè)計； 鉆井工藝要求；油氣層保護要求；錄井要求；固井及完井設(shè)計；職業(yè)衛(wèi)生、安全 與環(huán)保；鉆井周期設(shè)計；鉆井工程投資概算。 、采油工藝方案編制應從油藏特點

11、出發(fā)， 充分利用油藏工程的研究成果，按 照油藏工程方案的要求進行設(shè)計。方案編制要與油藏、鉆井、地面工程相結(jié)合，在經(jīng)濟上進行多方案比選并綜 合優(yōu)化，采用先進實用、安全可靠、經(jīng)濟可行的采油工程技術(shù)。主要包括：油藏工程方案要點；儲層保護措施；采油工程完井設(shè)計； 采油方式 和參數(shù)優(yōu)化設(shè)計；注入工藝和參數(shù)優(yōu)化設(shè)計；增產(chǎn)增注技術(shù)；對鉆井和地面工程 的要求；職業(yè)衛(wèi)生、安全與環(huán)保；采油工程投資概算；其他配套技術(shù)。（4）、第四部分 地面工程地面工程方案設(shè)計必須以經(jīng)濟效益為中心， 以油藏工程方案為依據(jù)， 應用先進 適用的配套技術(shù)，按照“高效、低耗、安全、環(huán)?！钡脑瓌t，對新油田地面工程 及系統(tǒng)配套工程建設(shè)進行多方案

12、的技術(shù)經(jīng)濟比選及綜合優(yōu)化。地面工程方案設(shè)計要注意確定合理的建設(shè)規(guī)模，以提高地面工程建設(shè)的投資 效益。主要包括：油藏工程方案要點；鉆井、完井以及采油工藝方案要點； 地面工程 建設(shè)規(guī)模和總體布局；地面工程建設(shè)工藝方案；總圖運輸和建筑結(jié)構(gòu)方案；防腐 工程、防垢工程、生產(chǎn)維修、組織機構(gòu)和定員方案；職業(yè)衛(wèi)生、安全、環(huán)保和節(jié) 能等方案；地面工程方案的主要設(shè)備選型及工程用量；地面工程總占地面積、總 建筑面積；地面工程投資估算。（5）、第五部分 項目組織管理和生產(chǎn)作業(yè)主要包括：組織機構(gòu)（機構(gòu)設(shè)置、管理體制、組織形式、工作制度） ；生產(chǎn)作 業(yè)（概述、生產(chǎn)作業(yè)組織機構(gòu)、重要崗位工作描述、生產(chǎn)技術(shù)管理要點） ；項目

13、定 員（生產(chǎn)定員、行政定員、定員來源） ；培訓（目的、專業(yè)、人數(shù)、計劃） ；項目 實施計劃（實施階段、實施進度）和業(yè)務(wù)主管部門職責的確認；從方案執(zhí)行、投 資控制、質(zhì)量安全環(huán)保等各方面的要求。（ 6）、第六部分 職業(yè)衛(wèi)生、安全與環(huán)保滿足有關(guān)健康、 安全、環(huán)境保護法律法規(guī)的要求； 遵守作業(yè)者關(guān)于健康、 安全、 環(huán)境保護的規(guī)定；維護健康、創(chuàng)造安全舒適的生產(chǎn)和生活環(huán)境；堅持“以人為本、 預防為主、防治結(jié)合”原則；建立管理機構(gòu)和監(jiān)督、檢查、評審制度；將 HSE 管 理工作貫穿于整個鉆采作業(yè)施工過程中，使各種風險減至最低程度。主要包括：為作業(yè)者提供必要的勞動防護用品等物質(zhì)資源和技術(shù)資源； 進行宣 傳、教育

14、與培訓 ;職業(yè)病防護措施與醫(yī)治制度； 進行危害與影響的評價與風險管理， 應采取風險削減措施，包括預防事故、控制事故、降低事故影響的善后措施等部 分;環(huán)境保護的要求，挖排污渠及泥漿池，鉆井液池及沉砂池防滲措施，完井后清 理泥漿池和井場，保護地下民用飲用水源，井場按環(huán)保要求進行標準化建設(shè)，并 進行植被恢復等；鉆井和井下作業(yè)時的井控要求等。（7）、第七部分投資估算和經(jīng)濟評價投資估算和經(jīng)濟效益評價必須按照費用、 效益一致的原則， 科學合理地進行費 用與效益的估算，評價相應的經(jīng)濟指標，進行相關(guān)分析并得出經(jīng)濟評價結(jié)論。主要包括：投資估算與資金籌措；成本費用估算；銷售收入與流轉(zhuǎn)稅金估算； 編制損益表，計算相

15、關(guān)經(jīng)濟評價指標；編制現(xiàn)金流量與相關(guān)經(jīng)濟評價指標計算； 不確定性分析；經(jīng)濟評價結(jié)論。新建油氣開發(fā)項目財務(wù)評價是根據(jù)國家和石油行業(yè)現(xiàn)行財稅制度及中油股份 公司發(fā)布的預測價格體系，分析、計算項目直接投入的費用和產(chǎn)生的效益，編制 財務(wù)報表，計算評價指標，考察項目盈利能力、清償能力及外匯平衡狀況，以判 別油氣開發(fā)建設(shè)項目在財務(wù)上的可行性。（8）、第八部分 附件凡編制開發(fā)方案所需要的、 已經(jīng)完成的專項研究報告 （如：油田地質(zhì)研究報告、 試油成果報告、儲蓋層研究報告、儲量報告或其他專業(yè)的專題研究報告等） ，均應 作為附件列入。 、當開發(fā)方案主報告所實用的各項數(shù)據(jù)、認識與觀點與附件中專題報告完全 相同時，主報

16、告只需引用附件中所附專題研究報告的結(jié)論即可，不許論述。 、當主報告的認識和觀點與附件的專題報告有微小的差別時，主報告應指出不同的所在，并詳加論述，說明理由。 、當專題報告完成后又有新的資料數(shù)據(jù)補充時，主報告應補充那些新的資 料和數(shù)據(jù)，并在新的資料基礎(chǔ)上，對已有的研究成果加以引申和提高。（二）、權(quán)責劃分 油田開發(fā)方案的編制是一項系統(tǒng)工程，是由多學科、多部門鼎力配合完成的。 油田公司級及以上開發(fā)方案由公司主管領(lǐng)導委托油田開發(fā)處總負責，油藏評價處、計劃規(guī)劃處等相關(guān)部門配合，勘探開發(fā)研究院、油氣工藝研究院、設(shè)計院（西安 長慶科技工程有限責任公司） 、采油廠地質(zhì)、工藝研究所等單位，分工負責完成相 關(guān)部分

17、，最后由勘探開發(fā)研究院統(tǒng)稿，提交油田公司相關(guān)業(yè)務(wù)處室審查，公司主 管領(lǐng)導審核、公司總經(jīng)理辦公會審定后上報股份公司。具體權(quán)責劃分如下：1、第一部分、第二部分由勘探開發(fā)研究院或采油廠地質(zhì)研究所負責完成；2、第三部分由油氣工藝研究院或采油廠工藝研究所負責完成；3、第四部分由設(shè)計院（西安長慶科技工程有限責任公司）負責完成；4、第五部分由油田公司相應專業(yè)處室負責完成；5、第六部分由油氣工藝研究院負責完成；6、第七部分由勘探開發(fā)研究院、計劃規(guī)劃處負責完成；7、第八部分各有關(guān)單位負責完成。（三）、編制程序1、基本步驟（1）、了解方案的來源、目的、設(shè)計原則和要點；（2）、收集地震、鉆井、測井、分析化驗、測試、

18、試井、試采等各方面的資料；（3）、開展重點研究、分析和論證工作；（4）、編制報告、附表附圖冊。2、需要開展的重點研究論證工作（1）、地層對比與劃分；（2）、沉積相描述；（3）、油藏特征研究；（4）、儲量評價；（5）、油藏工程論證；（6）、地質(zhì)建模與數(shù)值模擬；（7）、開發(fā)方案指標預測。3、編制程序 首先由油田公司主管油田開發(fā)領(lǐng)導或委托油田開發(fā)處召集：勘探開發(fā)研究院 或采油廠地質(zhì)研究所、油氣工藝研究院或采油廠工藝研究所、設(shè)計院（西安長慶 科技工程有限責任公司） 、計劃規(guī)劃處等相關(guān)單位，明確年度產(chǎn)能建設(shè)總體規(guī)劃目 標、萬噸產(chǎn)建投資；由勘探開發(fā)研究院或采油廠地質(zhì)研究所開展產(chǎn)建目標篩選， 并開展地質(zhì)、油

19、藏工程研究，提出油田產(chǎn)能建設(shè)初步方案；由公司主管領(lǐng)導組織相關(guān)專家論證，提出修改意見，勘探開發(fā)研究院或采油 廠地質(zhì)研究所進一步完善，并提供部署依據(jù)、部署井位及部署表，交由油田開發(fā) 處審查；油田開發(fā)處審查、公司主管領(lǐng)導簽認后，下達油氣工藝研究院或采油廠工藝 研究所、設(shè)計院（西安長慶科技工程有限責任公司）分別開展鉆井、完井和采油 工藝方案以及地面工程方案的編制；相關(guān)處室根據(jù)公司審定的地質(zhì)油藏工程方案、鉆井、完井和采油工藝方案、 地面工程方案，編寫項目組織管理及生產(chǎn)作業(yè)、實施要求、職業(yè)衛(wèi)生、安全與環(huán) 保章節(jié)；勘探開發(fā)研究院根據(jù)各分方案匯總后，開展投資估算和經(jīng)濟評價，篩選排隊， 提供最終總體方案；油田開

20、發(fā)處組織，油田公司主管領(lǐng)導審查后，提交公司總經(jīng)理辦公會審定后 上報股份公司。三、地質(zhì)油藏工程部分（一）、主要內(nèi)容包含概況、石油地質(zhì)特征、油藏開發(fā)方案三大部分。1、概況（1）、地理位置a）、明確指出該油田所屬勘探礦區(qū)的名稱、 礦區(qū)使用批文號和申報的開發(fā)礦區(qū) 邊界各拐點的經(jīng)、緯度坐標；b）、該油田所處行政區(qū)（省、縣級或海域）、與最近的重要城市和鄰近油田相對地理位置（方位和距離） ；c）、應附有：開發(fā)礦區(qū)位置圖和油田地理位置圖。（ 2 ）、自然條件概況包括油田所處范圍內(nèi)的，對油田開發(fā)工程建設(shè)有影響的自然地理、環(huán)境、氣 象、海況、地震和其他可能影響油田開發(fā)的災害性自然條件等情況。（ 3）、勘探簡史從該

21、油田所在的地區(qū)進行勘探工作開始簡要敘述，主要包括以下幾個方面：a）、勘探歷程；b）、鉆探簡況；c）、儲量評估；附勘探成果圖與勘探歷程表（4）、基礎(chǔ)資料簡況a）、地震概述地震資料的采集和處理方式、累計工作量、對地震解釋成果和地震成圖 的基本評價，地震特殊處理資料與含油氣性、儲層物性的關(guān)系。附地震測網(wǎng)圖b）、鉆井概述各類探井井數(shù)、累計鉆井進尺、累計取芯進尺、芯長和取芯收獲率、含 油巖芯芯長。附：勘探成果表和取芯匯總表等。c）、測井概述各類探井的測井系列；測井資料的環(huán)境校準和標準化情況，對資料處理、 解釋結(jié)果的基本評價。應附：測井系列統(tǒng)計表、測井解釋數(shù)據(jù)表和典型的測井解 釋圖。d）、分析化驗 概述巖

22、芯及流體取樣情況，化驗項目及數(shù)量。應附取樣及分析化驗項目表。e）、測試、試井與試米概述測試與試井層段、井數(shù)，測試與試井結(jié)果，試采以及必要時的先導試驗 簡況。應附：測試、試井與試米成果表。2、石油地質(zhì)特征（1）、區(qū)域地質(zhì)a）、區(qū)域構(gòu)造位置簡述該油田所屬的含油氣盆地、凹陷、構(gòu)造帶以及與之相鄰的構(gòu)造單元名稱 和簡要關(guān)系。應附區(qū)域構(gòu)造位置圖。b）、區(qū)域地質(zhì)背景簡述該油田所屬凹陷（或相鄰凹陷）的構(gòu)造和沉積演化簡史。c）、地層層序簡述地層時代、沉積序列、各層巖性特點、含油氣層系及生儲蓋組合特點。 應附地層綜合柱狀圖。（2）、油藏地質(zhì)特征（1）、構(gòu)造特征a）、構(gòu)造類型、構(gòu)造形態(tài)、閉合面積、閉合高度以及圈閉縱

23、向迭合情況b）、斷層的性質(zhì)、分布及組合特點，對油氣的封隔作用，以及斷塊單元的劃 分c）、附：油層頂面深度構(gòu)造圖及典型的地震剖面圖，圈閉要素表及斷層要素 表（2）、沉積相a）、含油氣層組的劃分與對比b）、含油氣層系的單井相分析及儲層巖性、巖石結(jié)構(gòu)構(gòu)造特征、沉積模式分 析c）、儲層中粘土礦物和儲層成巖后生作用的特點及對開發(fā)的影響d）、儲層的層數(shù)、單層厚度、累計厚度和測井曲線特征分析e）、儲層巖性和厚度在縱橫上的變化特點f）、附：主要含油氣層段的綜合柱狀圖和對比圖，典型地震剖面圖、地震特殊 處理剖面圖與平面圖，典型的測井曲線圖，單井相分析圖和主要儲層的沉積相圖， 含油氣層系的剖面圖、地層或砂層等厚圖

24、及小層平面圖等。（3）、儲層特征a）、儲層的巖礦特征，碎屑成分、填隙物成分與含量b）、儲集空間類型及組合特征（對具有雙重介質(zhì)特征的儲層應描述裂縫特征） 附：儲集空間類型及組合特征表c）、孔隙結(jié)構(gòu)特征。附：各項孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)特征表，典型的毛管壓力曲線d）、儲層的孔隙度、滲透率的大小及分布特征。附：孔隙度分布直方圖、滲透 率分布直方圖、滲透率與孔隙度的關(guān)系曲線、儲層物性數(shù)據(jù)表等，孔、滲、飽及 泥質(zhì)含量之間的各種相關(guān)曲線。e）、儲層分類及其標準，非均質(zhì)性和儲層評價表（4）、油氣藏特征a）、圈閉及油氣水界面描述圈閉應包括三個方面：圈閉類型、儲蓋組合、封閉條件；根據(jù)地質(zhì)、測 井和測試等資料，綜合分析確定油

25、氣水界面深度。附：油氣水界面示意圖和油氣 水界面數(shù)據(jù)表b）、流體（油氣水）性質(zhì) 地層原油的組分、密度、粘度、飽和壓力、體積系數(shù)、氣油比等； 地面原油的組分、密度、粘度、凝固點等； 地層水礦化度、水型、電阻率、 PH 值等； 溶解氣組份、視臨界壓力、視臨界溫度等c）、壓力與溫度系統(tǒng) 應在平面上及縱向上劃分壓力系統(tǒng)，計算各壓力系統(tǒng)的地層壓力、壓力系數(shù)及壓力梯度。以儲層為單元，統(tǒng)計各壓力系統(tǒng)的油氣藏的溫度和平均地溫梯度。 附：地層壓力與深度的關(guān)系曲線、地層溫度與深度的關(guān)系曲線、地層溫度與地層 壓力數(shù)據(jù)表。d）、儲層滲流物理性質(zhì) 包括以下幾個方面：潤濕性；毛管壓力；相對滲透率；敏感性實驗分析e）、測試

26、 描述測試、試采和試井情況，并對其結(jié)果進行分析和計算。附：各井地層測試表、測試曲線和壓力恢復曲線解釋成果，若有延長測試資料，應附有詳細的試 采曲線及成果分析f）、油氣藏類型 按圈閉類型、儲層特征、流體性質(zhì)、驅(qū)動能量以及分布等方面綜合考慮，描述和確定油氣藏類型及對開發(fā)的影響。附：油藏剖面圖（5）、地質(zhì)儲量 簡要引述已經(jīng)審批的儲量報告的主要結(jié)論，主要包括：a）、根據(jù)“ GBn269石油儲量規(guī)范”進行儲量計算，簡述含油面積、油層有效 厚度下限、孔隙度、含油飽和度和原油體積系數(shù)等參數(shù)。附：儲量分級、分區(qū)的平面圖，儲層等厚圖，油藏剖面圖、油層頂面構(gòu)造圖、 含油面積圖、油層等厚圖、等孔隙度圖、等滲透率圖及

27、含油（氣）飽和度圖等，各計算單元地質(zhì)儲量計算結(jié)果表。若前面章節(jié)已經(jīng)使用的圖表，本處只需引用即 可；b）、國家審批結(jié)論：經(jīng)國家儲委批準的探明地質(zhì)儲量報告的主要結(jié)論。附：國 家審批探明地質(zhì)儲量表等；c）、儲量評價：應論述地質(zhì)模式的不確定性，儲量可信度及其風險分析，儲量品質(zhì)及其分布，儲量潛力等。（6）、地質(zhì)建模應充分利用地震、測井、沉積相、分析化驗和其他地質(zhì)特征等信息，針對油 氣藏的特點，簡述地質(zhì)建模中參數(shù)選取結(jié)果，地質(zhì)模型的網(wǎng)格粗化應與油藏數(shù)值 模擬模型相匹配，有條件的應進行三維地質(zhì)建模。a）、構(gòu)造格架模型；b）、油田屬性模型；c）、地質(zhì)模型；d）、儲量擬合。3、油藏開發(fā)方案（1）、開發(fā)原則應針對

28、油田開發(fā)的特點，遵循如下原則：a）、充分考慮油田的地質(zhì)特點；b）、保證油田適當?shù)牟墒章?；充分利用油氣資源；c）、盡可能采用較高的采油速度，建成較高的生產(chǎn)能力；d）、充分吸收類似油田的開發(fā)經(jīng)驗；e）、確保油田開發(fā)的經(jīng)濟效益。（2）、開發(fā)方式及采油方式a）、論證油田開發(fā)方式，是否需要用人工方式補充地層能量或其他的開發(fā)方式；b）、采用人工方式補充地層能量，應論述注水、注氣或其它人工保持壓力的方 式及注入時機；c）、自噴生產(chǎn)，應論證自噴生產(chǎn)的時間和井底流壓；d）、機械采油，應預測機采時間、機采時機和機采方式。（3）、開發(fā)層系根據(jù)油層壓力系統(tǒng)、油氣性質(zhì)、儲層物性、儲量規(guī)模及隔層特點等劃分和組 合開發(fā)層系

29、。（4）、井網(wǎng)設(shè)計a）、應充分考慮儲層的非均質(zhì)性、裂縫及斷塊間的分割性；b）、應比較采用定向井、水平井或多分支井生產(chǎn)與直井的差異、風險和效益；c）、附井網(wǎng)部署圖。（ 5）、壓力系統(tǒng)設(shè)計 論述地層的壓力保持水平；根據(jù)飽和壓力、地層的壓力保持水平及滿足產(chǎn)能 的需要確定合理的油井流壓和生產(chǎn)壓差；根據(jù)地層的破裂壓力和井筒摩阻損失， 確定合理的初期注水壓力和中后期注水壓力。（6）、單井產(chǎn)能和注入能力 應根據(jù)測試結(jié)果、儲層特征、流體性質(zhì)和井完善程度等，用經(jīng)驗公式或理論 公式計算，并參考類似油田的實際資料，論證開發(fā)井投產(chǎn)初期的合理生產(chǎn)能力和 注入能力a）、生產(chǎn)井產(chǎn)能：用多種方法論證油井單井產(chǎn)量，比較直井、大

30、斜度井、水平 井的產(chǎn)量關(guān)系等。b）、注入井注入能力：應論證注入井的注入能力，說明注入壓差、吸水指數(shù)、 吸水與采油能力的關(guān)系等。c）、水源井：應論證水源井的產(chǎn)水指數(shù)、水體規(guī)模及類似水層生產(chǎn)資料等。d）、應附圖表：試油成果表、采油指數(shù)統(tǒng)計表、吸水指數(shù)統(tǒng)計表、生產(chǎn)井產(chǎn)能 數(shù)據(jù)表、注入井注入能力數(shù)據(jù)表、水源井產(chǎn)量數(shù)據(jù)表等。（二）、主要開發(fā)技術(shù)政策及其所采用的常規(guī)確定方法1、井網(wǎng)系統(tǒng)（1）、井排方向 主要根據(jù)盆地地應力分布規(guī)律及本油田（區(qū)塊）地應力測試結(jié)果，采用井網(wǎng)井排方向與最大主應力方向平行。（2）、井網(wǎng)形式 、已開發(fā)同類油藏不同井網(wǎng)形式分析主要從以下 3 個方面衡量：一是能否延長無水采油期，提高開發(fā)

31、初期的采油 速度；二是能否獲得較高的最終采收率；三是井網(wǎng)調(diào)整是否具有較大的靈活性。 對于低滲透油藏，既要考慮單井控制儲量及整個油田開發(fā)的經(jīng)濟合理性，井網(wǎng)不 能太密；又要充分考慮注水井和采油井之間的壓力傳遞關(guān)系，注采井距不能過大； 另外還要最大程度地延緩方向性的水竄以及水淹時間。根據(jù)儲層物性、裂縫發(fā)育程度等特征，研究形成了正方形反九點（300 X 300米）、菱形反九點（480520X130180米）、矩形（500X 150米）三種開發(fā)井 網(wǎng)形式（圖3-2-1 ）及相應的井排距，實現(xiàn)了井網(wǎng)與裂縫系統(tǒng)的合理匹配，建立了 有效的驅(qū)替壓力系統(tǒng)。 、設(shè)計不同井排距井網(wǎng)開展數(shù)值模擬通過不同井排距井網(wǎng)的數(shù)值

32、模擬，比選含水、采出程度及主要技術(shù)指標與開 采時間的最佳匹配，優(yōu)選井網(wǎng)形式。（3）、井網(wǎng)密度 、滿足標定水驅(qū)采收率的井網(wǎng)密度主要按流度統(tǒng)計出最終采收率與井網(wǎng)密度的經(jīng)驗公式。即當流度小于5時,最終采收率與井網(wǎng)密度的經(jīng)驗公式如下：Er =O.4O15e®0148s，計算獲得井網(wǎng)密度。 、滿足單井控制可采儲量經(jīng)濟下限以單位含油面積，采用a Er =s -Nknm公式，計算井網(wǎng)密度與單井控制可采儲 量，篩選滿足單井控制可采儲量經(jīng)濟極限的井網(wǎng)密度。 、經(jīng)濟合理井網(wǎng)密度采用俞啟泰公式，即引入經(jīng)濟學投入與產(chǎn)出的因素，推導出計算經(jīng)濟最佳井 網(wǎng)密度和經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度的方法:as b = In A 2

33、In SbN V o T . o c .a ( L _ P )T +11Id I b ) -(12 r)N Vo T . o .c(L _ P ),as m - In _A1 + ln s m 訃 I d + I b ) ,(1) I結(jié)合綜合鉆井成本、地面建設(shè)投資、投資貸款利率、原油商品率代入上式,用交匯法計算出：現(xiàn)時油價下的經(jīng)濟最佳井網(wǎng)以及經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度，結(jié)合油田 實際，確定現(xiàn)時油價下的井網(wǎng)密度。(4) 、井排、井距的確定與優(yōu)化特低滲透、超低滲透油藏井排距的確定主要與油藏基質(zhì)滲透率和裂縫密度有關(guān)，基質(zhì)巖塊滲透率越低，裂縫密度越小，井排距應該越小，反之可以增大，因 此，其開發(fā)井網(wǎng)的井排距主要

34、根據(jù)油藏基質(zhì)巖塊滲透率大小決定，合理的井網(wǎng)排 距要求能夠建立合理有效的注采壓力 系統(tǒng)，取得比較好的注水效果。根據(jù)長慶油田低滲透油田儲層滲 透率與啟動壓力梯度關(guān)系，計算開發(fā)區(qū) 目的層啟動壓力梯度。從圖3-2-2可以 看出1.00.5mD儲層啟動壓力梯度在0.030.1 MPa/m 左右。從排距與注水井和采油井間的地層壓力梯度分布曲線看，由于儲層物性差，滲流阻力大。當注采井距為250m時，地層能量主要消耗在注采井近井地帶，即注水井附近約80m、采油井附近約65m 的范圍內(nèi)，在距生產(chǎn)井65m170m 范圍內(nèi)，存在一平緩的壓力直線段； 而當注采井距從250m減小到80m 時，驅(qū)動壓力分布曲線中的平緩段

35、 消失，逐漸趨近于陡峭直線。根據(jù)前述計算出的啟動壓力梯度， 從排距與地層壓力梯度的關(guān)系圖(圖3-2-3)可以看出，當儲層中任一 點的壓力梯度均大于啟動壓力梯度，可建立有效的驅(qū)替壓力系統(tǒng)綜合以上分析研究，開發(fā)區(qū)塊的井網(wǎng)系統(tǒng)就可以給出合理的井網(wǎng)形式，井排方向，井、排距以及井網(wǎng)密度（表 3-2-1 ）。表3-2-1不同特低滲、超低滲儲層推薦井網(wǎng)形式油藏類型滲透率井網(wǎng)形式注采井數(shù)比井距排距特低滲裂縫不發(fā)育>2菱形反九點1:3450500180 20012菱形反九點1:3450520140 180<1菱形反九點1:3480540100 150特低滲裂縫發(fā)育>2菱形反九點1:348052

36、0140 18012菱形反九點1:3500540130 180<1正方形反九點井網(wǎng)1:3300矩形井網(wǎng)1:2480550120 1502、壓力系統(tǒng)靖安油田不同注水時機效果對比圖59 13 17 21 25 29 33 37 41 45 49 53 57 61 65 69生產(chǎn)時間（月）O642力能油產(chǎn)日井單（1）、地層壓力保持水平 長慶油田所有的油藏均屬于低壓 油層，特別是特低滲、超低滲油藏無自 然產(chǎn)能，由于特低滲、特低滲油藏物性 差、壓力傳導慢，采油井投產(chǎn)后地層壓 力很難保持在采油井開井時的壓力水 平,且單井產(chǎn)量遞減較快（圖3-2-4）因此，必須通過超前注水，使油井 圖3-2-4三種開采

37、方式下單井產(chǎn)量變化曲線投產(chǎn)前地層壓力達到原始地層壓力的 120%油井投產(chǎn)后將維持在原始地層壓力附 近、單井產(chǎn)量遞減較小。（2）、采油井合理流壓、根據(jù)飽和壓力確定油井的流壓特低滲透、超低滲透油藏油井采油指數(shù)小，為了保持一定的油井產(chǎn)量，需降 低流動壓力，加大生產(chǎn)壓差；但對于飽和壓力較高的油藏，如果流動壓力低于飽 和壓力太多，會引起油井脫氣半徑擴大，使液體在油層和井筒中流動條件變差， 對油井的正常生產(chǎn)造成不利影響。根據(jù)同類油藏開發(fā)經(jīng)驗，當流動壓力為原始飽和壓力的60%- 70%寸，采油指數(shù)最咼。根據(jù)合理泵效確定最小流動壓力根據(jù)油層深度、泵型、泵深，不同含水率條件下保證泵效所要求的泵口壓力， 由泵口壓

38、力可以計算最小合理流動壓力。1Fgo _ a+ Bt ” x (1 _ fw)+ fw J0.197Pp:合理泵效與泵口壓力的關(guān)系如下： N式中：N泵效；Pp泵口壓力，MPaFgo氣油比，mVt ;a天然氣溶解系數(shù)，ml/m加Pa；f W綜合含水，小數(shù)； Bt泵口壓力下的原油體積系數(shù)。根據(jù)上式計算出不同含水時期泵效與泵口壓力的關(guān)系（圖3-2-5） o特低滲透、超低滲透油藏滲流條件差，要求泵效達到40%時，可得出不同含水時期泵口壓力值。最小流動壓力與泵口壓力的關(guān)系式為：Pwf 二 Pp Hm Hp o 1 fw 廣'-w fw Fx100式中：Pwf最小合理流動壓力，MPaPp泵口壓力，

39、MPaP o動液面以下泵口壓力以上原油平均密度，g/cm3；Hn油層中部深度，mHp-泵下入深度，m； Fx液體密度平均校正系數(shù)。根據(jù)泵口壓力與最小流動壓力的關(guān)系求出最小流動壓力，最后得到最小流動壓力與含水率關(guān)系（圖3-2-6 ）o123456789泵口壓力，MPaOOOOOOOOOO09876543211山效泵28 7 6 5 4 3 壓流理合小最圖3-2-5 泵效、含水與泵口壓力關(guān)系圖3-2-6含水率與最小流動壓力關(guān)系(3) 、生產(chǎn)壓差特低滲透、超低滲透油田油井采油指數(shù)小，油井見水后采液指數(shù)又大幅度下 降，要保持一定的產(chǎn)能，必須要采取較大的生產(chǎn)壓差，要保持較大的生產(chǎn)壓差， 需要保持較高的地

40、層壓力。投產(chǎn)初期，實施超前注水，地層壓力保持在原始地層壓力的120%則一般特低滲透、超低滲透油藏生產(chǎn)井合理流壓為左右。另外根據(jù)長慶油田開發(fā)經(jīng)驗，特低滲透、超低滲透油層壓力保持在原始地層 壓力附近，可以保證油井有足夠的生產(chǎn)能力及合理的開采速度，則合理生產(chǎn)壓差=原始地層壓力-合理流壓。(4) 、注水井井口壓力改變以往利用破裂壓力作為最大注水壓力，而是用裂縫開啟壓力作為最大注 水壓力。其確定方法有兩種：方法一：理論計算P= H sin © (Fmax-Fmin) +Fmin(P開啟壓力；H油層某一點深度；Fma最大水平主應力梯度；Fmin 最小水平主應力梯度；©裂縫走向與最大水平

41、應力夾角，圖3-2-7 )。圖 3-2-7地層應力分布示意圖方法二：礦場實際應用吸水指示曲線拐點壓力XX井吸水指數(shù)曲線日注水量（m 3/d）圖3-2-8礦場實測吸水指示曲線則，注水井井口注入壓力=裂縫開啟壓力（圖3-2-8）3、注水量設(shè)計（1）、超前注水期 、注水量的確定超前注水時，按照圓形封閉地層以注水井為中心，考慮啟動壓力梯度，在達 到擬穩(wěn)態(tài)的情況下，根據(jù)地層壓縮系數(shù)的定義，可得累積注水量與地層壓力有如 下關(guān)系：其中,Ct=COCw Swi Cf1 SwiCW =4504 10- A B 1.8T32C(1.8T32)" (1.0 4.9974 10-RSW)A =3.8546

42、-1.9435 10，P25B - -1.052 106.9183 10 PC =3.9267 10,-1.2763 10J PCf2.587 10*0.4358式中：人/ 累積注水量，m3；Ct 地層壓縮系數(shù)，MPa-1;V注入孔隙體積，m3;AP壓力差，MPa。C。一地層原油壓縮系數(shù)，MPa1 ； Cw地層水壓縮系數(shù)，MPa1;Cf巖石壓縮系數(shù)，MPa1;T地層溫度，C；Swi 束縛水飽和度，小數(shù);孔隙度，小數(shù);Rsw地層水中天然氣的溶解度，m3/m3;P地層壓力，MPa。 采用超前注水開發(fā)，當目的層地層壓力達到原始地層壓力的 120%寸開井投產(chǎn),注水井單井累計注水量可通過上述公式計算出。

43、 、注水強度的確定對于菱形反九點井網(wǎng)，根據(jù)達西定律，考慮啟動壓力梯度影響，注水井注水 強度公式為：Qi _ 0.5429 KK rw（ Pf - P） '（0.610A -式中：A 注采井組面積，Pf裂縫開啟壓力,hp 原始地層壓力，MPa 0.0608*k -1.1522 啟動壓力梯度,MPa/m；Bw水體積系數(shù),卩w水粘度,mPa.s;K地層滲透率,10 一3卩Krw殘余油時水相滲透率,小數(shù);水 aYw井徑,m；從上式可以看出，注水強度WL* 一八八"八-亠亠電*一+ *岸少圖3-2-7注水強度與見水速度的關(guān)系圖與裂縫開啟壓力有關(guān)，經(jīng)過計算可獲得目的層最大注水強度根據(jù)長慶

44、油田近幾年超前注水的實施效果的分析(圖3-2-7),當注水強度大于3.0 m3/d.m時，油井投產(chǎn)后見水較快，而且含水上升迅速。因此，超前注水期注水 強度應控制在3.0 m3/d.m以下，油井開井投產(chǎn)效果最佳，見水速度緩慢；注水強度 在1.6 2.5 m3/(d.m)時，地層壓力恢復速度較合理(圖3-2-8、圖3-2-9)。模型 模型 模型力壓層地5 0 !jj1|1il0 0.511.52 2.53 3.5 4 4.55 5.56注水強度(rnf(d.m)圖3-2-8白馬中注水強度、地層壓力及滲流模型的關(guān)系2度速復恢力壓02裂縫模型復合模型均質(zhì)模型0.03MP/h2030地層壓力(MPa)O

45、.°5Mp/h104050圖3-2-9白馬中地層壓力與壓力恢復速度以及滲流模型關(guān)系 、正常生產(chǎn)期根據(jù)注采平衡原理，投產(chǎn)期注水井的日配注量公式為：IOOOMNoQo Bo Sw、 Qw()Nw FOBw 1 - Sw式中：No :采油井數(shù)；Nw :注水井數(shù)；Qo：采油井日采油量，t/d;Qw :注水井日配注量，m3/d ；Bo :原油的體積系數(shù)；Bw :水的體積系數(shù)；O :地面原油的密度，kg/m3;Sw：采油井的初期含水率，小數(shù)；M :注采比，小數(shù)。根據(jù)長慶油田三疊系特低滲油藏的開發(fā)經(jīng)驗，合理注采比應該滿足以下條件: 一是注水初期，能夠保證地層壓力水平穩(wěn)定或穩(wěn)步恢復；二是油井受效后能

46、夠保 持地層能量穩(wěn)步回升，在保持產(chǎn)量穩(wěn)定的條件下，努力延緩油井見水時間。4、單井產(chǎn)能論證(1) 、采油指數(shù)法根據(jù)開發(fā)區(qū)塊目的層井同期測試的地層壓力、流壓和產(chǎn)量等數(shù)據(jù)計算對應的 米采油指數(shù)；根據(jù)前述的合理生產(chǎn)壓差，據(jù)此計算母的層的單井產(chǎn)量。(2) 、視流度法根據(jù)長慶油田三疊系油藏的實際資料統(tǒng)計，米采油指數(shù)與流度具有如下關(guān)系式：Igl oh=0.473lg(K/ 卩。)-1.077式中：Ioh米米油指數(shù)(t/ (d MPa)K空氣滲透率概率中值(mD 卩o 地層原油粘度(mPa s)據(jù)此計算，井產(chǎn)量。目的層米油指數(shù)；根據(jù)前述的合理生產(chǎn)壓差，計算出目的層的單(3) 、試米分析法根據(jù)同類油藏采用超前注

47、水開發(fā)，投產(chǎn)井初期產(chǎn)量、前三個月平均日產(chǎn)油、 近三年時間內(nèi)日產(chǎn)油穩(wěn)定產(chǎn)量，預測開發(fā)區(qū)塊初期產(chǎn)量。(4) 、單井產(chǎn)能綜合取值綜合以上三種方法計算結(jié)果，在超前注水開發(fā)條件下，開發(fā)區(qū)塊的單井產(chǎn)能 可取一個綜合值。5、米收率根據(jù)SY5367-1998行業(yè)標準和長慶油田已開發(fā)油田采收率標定方法篩選結(jié)果, 采用6種方法進行注水采收率計算。(1) 、相對滲透率曲線法用相對滲透率曲線可以直接獲得兩相區(qū)可流動空間，從而間接得到油藏采收 率的大致范圍。(2) 、驅(qū)油效率法采收率Er等于驅(qū)油效率Ed與體積波及系數(shù)Ev的乘積，即：Er = Ed EvEr = Ed Eh Ea通過采用水驅(qū)油試驗、相對滲透率曲線計算、經(jīng)

48、驗公式等方法分別確定水驅(qū) 油效率、體積波及系數(shù)，最終確定油藏采收率（3）、井網(wǎng)密度法由謝爾卡切夫公式計算采收率：asEr 二 Ed e（4）、壓汞曲線法利用壓汞試驗中的退汞效率可以大致得到油藏采收率的高低界限，一般退汞 效率所反映的油藏采收率屬于采收率上限。（5）、經(jīng)驗公式法公式（中國一一陳元千）z J.1316Er 二 0.214289公式（中國一一俞啟泰）公式Er =0.274-0.1116log0.09746log K - 0.0001802h f-0.06741Vk 0.0001675T(中國楊通佑)公式Er =0.3078 -0.0069%（中國一一東部油田統(tǒng)計）KEr 二 0.05

49、8420.08461 log 0.34640.003871 fo公式（中國萬吉業(yè)）KEr =0.1350.165log -R(6)類比法利用油藏類型、儲層性質(zhì)及流體性質(zhì)等油藏參數(shù)的相似性，參考已開發(fā)同類 油藏采收率，確定新投入開發(fā)油藏的采收率。（7）、采收率計算結(jié)果及選值綜合上述各類方法計算結(jié)果，確定新投入開發(fā)油藏的采收率。（三八方案部署1、部署原則、依據(jù)（1） 、部署原則 、根據(jù)儲量狀況和開發(fā)現(xiàn)狀，按效益排隊，篩選產(chǎn)建目標區(qū)；對儲量落實、 產(chǎn)建效益好的地區(qū)，集中規(guī)模建產(chǎn)； 、在擴大新區(qū)建產(chǎn)的同時，搞好老區(qū)調(diào)整及擴邊，降低老油田遞減； 、繼續(xù)堅持淺油層滾動勘探開發(fā)，降低開發(fā)成本，實現(xiàn)增儲上產(chǎn)一

50、體化； 、安排儲量落實的區(qū)塊，結(jié)合儲層特征，優(yōu)化井網(wǎng)及壓力系統(tǒng)，實施超前 注水； 、對新的建產(chǎn)區(qū)域開展開發(fā)試驗，為下年度產(chǎn)能建設(shè)及穩(wěn)產(chǎn)接替作準備。（2） 、部署依據(jù) 、依據(jù)油田發(fā)展開發(fā)規(guī)劃； 、依據(jù)探明未動用儲量； 、依據(jù)當年新增探明儲量； 、依據(jù)石油勘探、油藏評價及油田開發(fā)最新成果篩選滾動建產(chǎn)區(qū)； 、依據(jù)老油田加密調(diào)整及擴邊潛力。2、部署表的編制在地質(zhì)、油藏工程研究的基礎(chǔ)上，分年度按油田、區(qū)塊、層位進行部署。（ 1）、動用面積、儲量確定 按照儲量分類評價結(jié)果，依次選擇未動已探明一、二類區(qū)域，控制儲量以及 預測儲量控制程度較高的含油有利區(qū)，確定動用含油面積，根據(jù)儲量豐度確定動 用儲量。（ 2）

51、、鉆井數(shù)及進尺確定 動用含油面積一旦確定，按照不同井網(wǎng)形式及井網(wǎng)密度，確定鉆井總數(shù)，其 中鉆井成功率按95%- 98%主要是根據(jù)井控程度的高低，給一定的落空井；當總 井數(shù)確定后，進尺按區(qū)塊平均油層中深加斜深（井深小于1500m井，平均單井斜深加50m 井深在1500m- 2000m 平均單井斜深加 80m 井深大于2000m 平均單 井斜深加loom乘以新鉆井數(shù)，計算出各開發(fā)部署區(qū)塊的總進尺。（ 3）、建采油井、注水井及產(chǎn)能設(shè)計主要是根據(jù)各開發(fā)區(qū)塊的不同井網(wǎng)的注采比來確定的，其中所建采油或注水井含已鉆井井數(shù)。計算方法是：建井總數(shù) =新鉆井數(shù)+已鉆井數(shù)-落空井數(shù)，按注采比確定油水井數(shù)。要求各開發(fā)

52、區(qū)塊盡量以采油井封邊。（ 4）、區(qū)塊產(chǎn)能及萬噸進尺的確定 一旦采油井數(shù)確定后，各開發(fā)區(qū)塊的單井設(shè)計產(chǎn)能按油藏工程論證確定的數(shù) 值來計算區(qū)塊產(chǎn)能。區(qū)塊產(chǎn)能 =區(qū)塊所建采油 *單井產(chǎn)能 *300 天/10000；可保留一 位小數(shù)。萬噸進尺 =區(qū)塊總進尺 /區(qū)塊總產(chǎn)能。（四）、方案實施要求 應根據(jù)地質(zhì)和油藏實際特點，明確提出開發(fā)井的鉆探和油田投產(chǎn)階段工作的 實施要求。主要有以下幾點：1、對鉆井、完井的要求（包括鉆井順序，鉆、完井質(zhì)量，儲層保護、防砂層 段和射孔要求等）；2、對資料錄取的要求（包括取芯、測試、測井和流體取樣等） ；3、對隨鉆跟蹤和鉆后評價研究工作的要求；4、對動態(tài)監(jiān)測資料錄取的要求（包

53、括系統(tǒng)試井、 PVT 取樣、地面流體取樣和 產(chǎn)量計算等）；5、對開發(fā)生產(chǎn)動態(tài)研究的要求。（五）、資料錄取及其分析、應用1、取心全分析取芯要求“穿鞋帶帽” ，巖心收獲率在 95以上。 取心場地必須干凈、平整。巖心筒起出地面后，應立即取出巖心，用干凈的 擦洗物 （ 如棉紗等 ） 清除巖心上的鉆井液或密閉液，嚴防巖心被污染。按巖心出筒 順序，自下而上依次擺放，保證巖心順序不顛倒。對好巖心茬口，清除假巖心， 合理擺放磨光面和破碎巖心，用鋼卷尺準確丈量巖心長度，并進行巖心編號。含油氣巖心的常規(guī)物性分析（孔隙度、滲透率、含油飽和度）一般按每米510 塊取樣。巖性及含油產(chǎn)狀變化不大的巖心段，取樣密度可酌情減

54、小，反之應增 加取樣密度。未含油氣巖心一般不取樣，如有需要可按設(shè)計選取。全分析取芯取樣時盡量選取含油性較好的巖心， 樣品不能剖開，長度要在 2025cm及時放置于取樣筒中，用柴油浸沒，巖樣編號必須做到標識清楚，不易脫 落。取走整塊巖心的位置要用標記牌做標記，在標記牌上標明巖樣距頂位置、長 度及巖性等。取樣巖心要畫上指向鉆頭方向的箭頭，記錄其頂?shù)孜恢?，標明巖樣 編號。（SY/T 5366 2000油田開發(fā)井取心資料技術(shù)要求）2、高壓物性 取樣條件：油層在原油含水低于 5，取樣點壓力高于油層飽和壓力下取樣， 樣品數(shù)取 2 支以上，飽和壓力值相差小于 1.5 ，分析結(jié)果相符為合格（ SY/T 598

55、1-2000 常規(guī)試油試采技術(shù)規(guī)范） ；高氣油比井可采用三相分離器在地面配制合格樣品（兩支） （ SY/T 6293-1997 勘探試油工作規(guī)范） ；高壓物性分析參考 SY/T 6481-2000 原油高壓物性分析儀和 SY/T 5542-2000 地層原油物性分析方法。3、地面原油分析抽汲求產(chǎn)時，每個工作制度在管線出凈殘油后，于管線出口取樣（SY/T5981-2000 常規(guī)試油試采技術(shù)規(guī)范） ；全分析取樣品兩支，每支1000ml,兩支油樣相對密度小于0.005為合格（SY/T 5981-2000 常規(guī)試油試采技術(shù)規(guī)范） ；原油全分析合格樣品，每層不少于三支（取樣間隔8h以上），每支2000ml（SY/T 6337-1997 油氣井地層測試資料錄取規(guī)范） 。4、地層壓力恢復 地層壓力恢