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1、-延长油田注水开发方案编制技术要求-第 - 23 - 页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、SYT 5336、SYT 5387-2000、SYT 5355、SY /T5615、SYT5979，SYT5781SYT 5830、GBn 269、SYT5835、SYT 5367、SY/T 6081-94、SY/T 5358、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
2、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
3、（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 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。 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。 岩心及其实验分析 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
4、述。 常规岩心分析的取样密度应符合SYT 5336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。 有边、底水的油藏还应取得一定数量的水层岩心分析数据。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。 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 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。 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
5、 试油试井、试采资料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。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。 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。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SYT 5387-2000规定进行。1.4 流体性质分析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。对于可
6、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。 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。 编制不同含油层系的油层顶面构造图。 对裂缝性油田还应注重裂缝产状和特征购描述，按SYT 5355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。 储层.1在识别大相、亚相的前提下，在细致描述岩心
7、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。.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。 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。 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07为严重非均质。描述储层非均质
8、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。 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。 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SYT5979，SYT5781SYT 5830要求进行。 粘土矿物及其敏感性分析其分析内容见.7和.8。 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 隔层、夹层应描述岩性、厚度、平面分布。.2 夹层应对其频率、厚度、分布进行描述。 隔、夹层的
9、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。 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。 流体性质和分布.1 流体性质.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。.2地层水性质：主要描述其组分、水型、硬度、矿化度、电阻率等。.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。 油藏压力及温度系统.1 应录取原始地层压力、压力系数、压力梯度曲线。.2 应录取油藏温度、地温梯度曲线。 油藏驱动类型和驱动能量.1用原始地层压
10、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。.2 用气油比和废弃压力等参数计算溶解气能量。.3 用气顶指数表示气顶能量的大小。 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。.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。.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。 油藏类型 储量估算.1 按GBn 269的规定计算地质储量。储量技术经济评价按SYT5835进行。.2 按SYT 5367的规定估算可采储量。二、 油藏工程设计2
11、.1 开发原则 坚持少投入、多产出，并具有较好的经济效益。 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。 保持较长时间的高产、稳产。 层系划分.1 根据开发原则和地质特点确定是否需要划分层系。.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 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。各开发层系的投产次序，油
12、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. 研究有无采用人工补充能量的必要性和可能性。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. 井网、井距2.1 以最少的钻井投资控制最大的地质储量，并满足开发原则。2.2 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 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。2.4 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。2.5 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
13、、水力压裂裂缝在一次、二次采油中的主次作用。.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。.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。.8 确定布井范围。.9 论证注水方式及注水井、采油井工作制度。.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。数值模拟，产能预测.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以年为单位，计算各方案的平均单井日产
14、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。.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。.4 根据采油速度要求，确定采油井合理的油层改造规模。.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。.6 提出开发试验安排及要求。.7 预测增产措施的工作量。.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。.9 综合评价各方
15、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/T 6081-94）开发过程中系统保护油层及措施.1 开发过程中系统保护油层的要求.1 钻井、固井过程中保护油层的要求.1.1 钻井液、完井液滤液、固相侵入损害分析（SY/T 5358），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 cmKolKolKo %K0Kol. 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 主要损害因素及分析表 射孔液对油层损害率区块井段m%实验条件Kg m
16、dKo md反向注入射孔液Kol md损害率 %温度孔隙体积倍数.2.2 射孔液、压井液优选，推荐保护油层措施及要求。.3 注水过程中保护油层的要求及措施 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%实验条件Kg mdKLmd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%实验条件Kg mdKLmd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 推荐的保护油层措施及要求.4 压裂过程中保护油层措施及要求 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
17、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。 推荐保护油层的措施及要求.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 钻开油层使用钻井液密度及浸泡时间要求。 固井水泥返高要求水泥返高到地面或洛河组砂岩上50100m，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）。 注水工艺设计要求 注入水水源选择与水质要求.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。.2 储层孔隙结构分析（SY/T
18、5579-2000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。.3 注入水水质要求延长油区注水入实用水质标准层位项目延长油区长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）悬浮物颗粒直径中值（m）112含油量（mg/l）平均腐蚀率（mm/a）硫酸盐还原菌（SRB）个（ml）101025属生菌（TGB）（个/ml）100100100铁细菌1001001000二价硫含量（mg/l）0溶解氧（mg/l）游离CO2（mg/l）-1.0CO2-1.0CO2铁(Fe3+)配伍性良好良好良好 注水系统压力分析.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
19、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。.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张强度、泊松比等岩石力学参数，计算破裂压力梯度，预测破裂压力。.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/MPad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备注油藏工程方案中对注水要求的工艺可行性分析4.3.
20、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 张琪等编著，石油工业出版社2002年9月出版）。.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 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
21、套开发层系投入开发的顺序。.4 注水管柱设计 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内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。.4.2 管柱强度计算表 管柱在不同腐蚀条件下的极限内压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
22、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 注水井投(转)注措施及要求.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）。.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。.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
23、。.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。.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。 注水井增注及调剖措施。.1 增注措施。.2 调剖措施。 注水井日常管理要求 注水工艺方案总结及实施建议采油方式优选及其工艺方案 油藏(区块)油井产能预测与分析.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。.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。
24、.3 合理油藏压力保持水平采油工艺方案推荐的工艺参数范围。 设备的类型、规格、数量及性能。 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压裂改造的地质及油藏工程基础分析。.1油藏工程设计的布井方案及配产要求分析。.2整体压裂改造的必要性及可行性初步分析。 整体压裂改造方案设计.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）Pas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m2cm闭合压力，MPa密度Kg/m310203040506070.2 压裂方式选择。.3整体压裂改造的数值模拟。油藏及水力裂缝数值模拟模型的选定及生
25、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。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。.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。.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。. 压裂工艺参数选择。表 缝长规模对压裂效果的影响缝长，m50100150200250300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/m
26、in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.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 整体压裂改造方案研究结论及实施建议4.7 采油工程辅助配套工艺措施及作业工作量作业队伍需求量预测和配套厂、站建设措施及作业工作量预测。作业队伍及装备需求量预测。 配套厂、站建设；4.9 采油工程方案经济分析基本参数和分析评价指标。.1基本参数及其确定(见宗.2分析评价的指标。 采油设备投资及采油费用。.1采油设备投资。.2不同采油方式费用对比。推荐方案及实施大纲方案的系统分析。方案实施大纲。五 油田开发方案经济评价（油田开发方案
27、经济评价方法SY/T6511-2000）评价原则遵循国家已颁布的各项经济法规。遵从行业关于建设项目的有关法规和业已确定的方法。以地质为基础，生产实践为依据，油藏工程、钻井工程、采油工程、地面工程与经济分紧密结合。经济评价工作中，考虑物价因素、不确定因素和风险因素。以经济效益为中心，追求利润最大化。5.2 经济指标体系：发现成本，总投资，单位生产成本，百万吨产能建设投资，利润总额，投资利润率，投资利税率，投资回收期，净现值，内部收益率。5.3 开发方案财务评价5.4 不确定性分析。5.5 方案对比与优选。5.6 经济评价报告内容。六、动态监测（油田开发监测系统设计及动态监测技术要求SY/T622
28、1-1996）6.1 原则 油田注水开发动态监测按开发区块或层系建立。 监测井网的部署要按一般区块与重点区块相结合，与典型剖面相结合的办法；重点区块内要进行加密测试，定期监测，系统观察。 监测井点的部署在构造位置、岩性、开采特点上具有代表性，在时间上要有连续性、可对比性，应针对具体油田确定监测井数。 监测系统部署要采用固定与非固定的办法，各种测试方法、手段要综合部署，合理安排。 采油井地层压力与温度监测井数的确定.1 选开井数的3%5%，每年测试一次地层压力与温度，其中至少有一口井的测试时间要达到三个月。.2 50口以下的小油田，选开井数的3%左右。.3 注水开发的底水油田要在边底水区选15口
29、井。.4 非注水区选开井数的3%。.5 注水区域与非注水区域的采油井（直井）每2个月测一次动液面，必要时可用其它方法验证。.6 注水前，计划注水区域与非注水区必须测试压力及动液面。.7 曲流河沉积的评价井和部分开发准备井要进行探边测试，井间干扰试井。.8 注水开发试验区测试井数，按其方案确定。 注水井地层压力与温度监测井数的确定.1 选开井数3%5%的注水井测试地层压力与温度，固定1%的井每年测压降曲线一次；选1-5口注水井测分层地层压力。.2 注水开发试验区按方案要求进行。6.3 注水井吸水剖面的监测 单层注水的，选30%-40%的井作为测试吸水剖面井，每年监测一次，时间间隔不少于8个月；其
30、余的井，在23年内都要测试一次；多层（笼统、分层）注水的井，每年测一次；可根据动态分析的要求增加。 新投注的注水井，或增加、改变注水层位的井，正常注水三个月后，测试吸水剖面。 注水开发试验区按方案执行。6.4 选%的井测试产液剖面，每年测试一次，时间间隔不少于8个月。注水开发试验区按方案执行。6.5 流体性质监测 选10%的采油井作为固定监测井，在井口取样，进行油、水性质全分析，每年分析一次，时间间隔不少于8个月；新投产油井半年后进行一次油、气、水性质全分析； 选5%的注水井作为水质监测井，建立从注水水源、注水站、配水间、注水井井口的水质监测系统，每月分析1次含铁，杂质含量，污水含油，其余项目
31、每年分析1次，时间间隔不少于8个月。 新油田投产初期，选1%-5%的井进行高压物性取样，在不同的开发阶段，选1%的采油井进行高压物性取样分析。 建立套管防护检测系统，进行时间推移测井，监测套管井径及质量变化情况；按综合调整方案要求，进行油水井固井质量、套管外窜、外漏、射孔质量、水井封隔器等工程质量监测。 在加密井中部属15口密闭取心井并进行分析，以监测油层水淹，水洗、剩余油分布、渗透率及孔隙度变化情况。 在距采油井适当方位、距离上，打13口取心井，监测水力压裂裂缝方位及延伸情况。 固定15口油井，进行碳氧比或氢氧比测井，监测含油饱和度变化情况。建立油田套管防护监侧系统，进行时间推移测井、监侧套管井径及质量变化情况。 按油田综合调整方案要求，进行油水井固井质量、 井下工具下深、套管外窜、外漏、射孔质量、水井封隔器验封等工程质量监测。 油、水井计量参照原延长油矿管理局油、水井计量有关规定执行。