SYT 5594—93水驱砂岩油田开发规则编制方法

中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T 5594—93水驱砂岩油田开发规划编制方法解读1 主题内容与适用范围本标准规定了水驱砂岩油田开发规划编制的方法、内容和要求。

本标准适用于大中型水驱砂岩油田开发规划的编制。

小油田、复杂断块油田、其它类型的砂岩油田，可根据具体情况增减内容使用。

2 引用标准GBn 269 石油储量规范GBn 270 天然气储量规范SY 5155 油气藏工程常用参数符号及计量单位SY 5154 油气藏流体取样推荐作法SY 5336 常规岩心分析推荐作法SY 5367 油田可采储量标定方法3 开发规划目标确定3.1根据国家对原油产量的要求和技术政策确定。

3.2 根据油田地下资源状况，开发、开采工艺技术，客观生产规律和经济效益确定。

4油田开发状况分析4.1 油田概况4.1.1概述油田地理位置、交通状况、气候、水源及经济状况，地面海拔高度、油层埋藏深度及油田含油层位。

4.1.2 阐述油田投入开发时间、开采层位、开采方式、层系划分、井网密度、注水方式、产能建设情况，以及层系、井网调整情况。

正确统计油田目前的油、水井总数，开井数、日产油量、日产液量、日注水量、地层压力、采油指数、吸水指数、综合含水率、采油速度和采出程度，按可采储量计算的采油速度和采出程度、剩余可采储量采油速度、累积采油量、累积采水量、累积注水量等指标。

4.2 油田开发规划实施情况检查4.2.1 原油生产任务完成情况的检查内容包括老井未进行措施的产量，老井压裂、转抽、下电泵、抽油井换泵换型增产油量，新井增产油量以及全区产量。

4.2.2 增产措施工作量实施检查内容包括已钻油、水井数，基建油、水井数及建成生产能力、自喷井转抽、下电泵井数，油井压裂井数和抽油井换泵换型井数。

4.2.3 各项开发指标检查内容包括油田产液量、注水量、含水、含水上升率、产量递减率、储采比，以及新井投产后增加的可采储量、单井产能、含水、老井措施后单井增产效果等。

中华人民共和国能源部1993－03－27批准1993－09－01实施14.3 开发效果评价4.3.1 分析评价油田开发能量及注采压力系统的适应性。

4.3.2 分析评价油田各类油层的井网适应性及其水驱储量控制程度。

4.3.3分析评价油田注水波及体积和注水利用率。

4.3.4分析评价油田采液速度、采油速度和剩余可采储量采油速度。

4.3.5 分析评价油田含水上升速度、采出程度。

4.3.6总结实施过程和评价开发效果中所取得的经验和对地下形势的再认识，找出存在的问题.5 油藏地质特征描述5.1 构造5.1.1 描述构造类型、形态、倾角、闭合高度、闭合面积、圈闭条件。

5.1.2描述断层性质、条数、分布状态、密封程度、断层要素。

5.2 储集层5.2.1概述油层岩石性质、油层划分、隔层厚度和分布。

5.2.2描述油层产状，包括油层总有效厚度、单层有效厚度、层数、分布状况。

5.2.3沉积相分析，包括沉积类型、砂体形态、砂体分布状况。

5.2.4 描述油层物理性质，包括油层孔隙度、渗透率、含油饱和度、相对渗透率、岩石润湿性、微观结构、毛管压力、水驱油效率。

实验方法见SY 5154，SY 5336。

5.3 流体性质5.3.1 原油性质，描述地面原油密度、粘度、凝固点、含蜡量、含硫量、胶质沥青含量和地层原油PVT性质。

5.3.2 天然气性质，主要描述其相对密度、组分、凝析油含量。

5.3.3 地层水性质，主要描述水型、矿化度。

5.4 油田油气水分布主要包括分区块、分层系的油气界面、油水界面、油气水分布的控制因素、分布类型、气顶、纯油区和过渡带面积。

5.5 油藏类型及驱动方式5.5.1 确定油藏类型。

5.5.2 测算天然能量大小，确定驱动类型。

5.5.3 阐述油层压力系统、原始地层压力、地层温度和地温梯度。

5.6 储量计算根据GBn 269，GBn 270，SY 5367，并经国家储量委员会审批，确定动用的石油及天然气地质储量和可采储量。

6 油田储量动用状况及潜力分析6.1油层储量动用状况分析6.1.1统计分析油井分层厚度、产液量、采液强度和含水等分层开采状况。

统计分析注水井分层吸水厚度、注水量及注水强度等分层注水状况。

6.1.2统计分析不出油和动用差的油层厚度分布状况。

统计未动用和动用差的储量状况。

6.1.3通过检查井资料，统计不同类型油层见水层厚度、水淹段厚度及驱油效率，分析油层储量动用状况。

26.2 油层开发潜力分析6.2.1 根据油田油层储量动用状况分析及油田开发效果评价结果，提出潜力地区及调整对象，对油 田调整地区及层系进行经济合理井网密度分析，计算分析调整后增加的油水井数、生产能力及可采储量。

6.2.2 根据规划实施情况检查结果，对油田油井压裂、转抽、下电泵、机采井换泵换型等提液增产 潜力进行分析，计算分析各项措施的可实施井数，增产效果及经济效益评价。

7 开发规划编制7.l 确定编制原则与技术界限7.1.1 根据油田所处开发阶段，现有的生产潜力和工艺技术条件，对油田井网、层系划分、注水方 式和开采方式提出调整原则。

7.1.2 根据油田所处开发阶段及实际生产情况，以油田开发机理为基础，分析综合含水、含水上升 率、产量递减率、剩余可采储量采油速度、注水压力、地层压力、流动压力、最大产液量、采液速 度、注采比及注采井数比等指标，确定具体的技术界限。

7.2 开发指标预测内容7.2.1 油田年产油量、年注水量、年产液量、年平均含水、年末含水、含水上升率。

7.2.2 油井采液和采油指数、地层压力、流动压力，水井注水压力和吸水指数。

7.3 已投产井常用开发指标预测方法 7.3.1 水驱特征曲线定液求产法此方法通过建立油田水驱特征曲线，给定油田年产液量Q Lt ，则可得到油田年产油量。

其公式 为：)Q Q Q lg(1B 1Q 1wt ot Lt ot ∑--+=………………………………………………（1）式中：Q ot ——油田t 时刻年产油量， 104t ／a ；Q Lt ——油田t 时刻年产液量，104t ／a ；ΣQ wt-1——油田t －1时刻累积产水量，104m 3； B ——油田水驱特征曲线斜率。

7.3.2 采油指数法此方法依据油井采油指数、井底流压、含水上升率与含水的变化三项基本关系式，求取全区采油 速度。

其求解公式为： ()[]wf wf Rt Rt ot wt wmt wt L ot ot f P P P vB f N f J M t v -∆+⋅--⋅⋅=--11)21()( (2)式中：v ot ——油田t 时刻年采油速度，f ；t ——油井生产时间，d ；M ot ——油田t 时刻油井数，口； N ——油田地质储量，t ；f wmt-1——油田t －1时刻年末含水，f ；B wt ——油田t 时刻年含水上升率，无因次； P Rt －1——油田t －1时刻平均地层压力，MPa ； ΔP Rt ——油田t 时刻平均地层压力增值，MPa ；J L （f wt ）——油田t 时刻采液指数随含水变化值， m 3/（MPa ·d ）；3P wf （f wt ）——油田t 时刻流压随含水变化值，MPa 。

7.3.3 注采体积平衡法此方法是根据油井采液指数与含水、压力变化关系式，注水井吸水指数、含水上升率与含水变化关系式，建立起油井采出体积与注水井注入体积平衡关系式，进行定液或定压求产预测。

其注采体积平衡式为：()()()()[owt wt Iwft Rt ot Lt Rt wft wt oLt Rt wft wftB M I P P IPR M J P P I f r J P P f -=⋅--+- 式中：M wt 、 M ot ——油田t 时刻水井数、油井数，口； P Iwft ——油田t 时刻注水井井底流压，MPa ； P Rt ——油田t 时刻油井地层压力，MPa ； P wft ——油田t 时刻油井流动压力，MPa ； f wt ——油田t 时刻年平均含水，f ；I wt ——油田注水井准吸水指数，m 3/（MPa ·d ）； J Lt ——油田油井采液指数，t/（MPa ·d ）； B o ——原油体积系数，无因次量； r o ——原油相对密度，无因次量； IPR ——油田注采比，无因次量。

7.3.4 递减曲线法此方法根据油田产量出现递减后，对产量递减速度的递减率微分方程进行推导得出。

其产量随时间变化出现的双曲、指数、调和递减公式为：()n i oi ot t nD Q Q 11-+=（双曲）…………………………………………（4） t D oi ot i e Q Q -=（指数）……………………………………………………（5） ()11-+=t D Q Q i oi ot （调和）……………………………………………（6） 式中：D i ——油田或油井初始递减率， l ／a ； Q oi ——油田开始递减时的产量， 104t ／a ； Q ot ——油田t 时刻的产量，104t ／a ； n ——递减指数； t ——开发时间，a 。

7.3.5 油藏数值拟合法根据油藏地质情况建立数学模型进行动态历史拟合及预测。

7.4 新区新井、老区调整井开发指标预测方法7.4.1 根据新区开发方案、老区调整方案确定新区新井、老区调整井开发指标。

7.4.2 无调整方案时可根据已投产地区的调整井产量及含水变化情况进行预测。

7.5 开发规划方案设计 7.5.1 规划方案设计原则：a. 油田原油产量及新产能的规划指标必须满足国家计划及技术经济条件和效益的要求；b. 油田开发工作部署必须留有适量余地;c. 各项措施工作安排要以开发方案或规划方案为依据，并与油田施工能力和技术发展相适应；d. 规划指标需要采取的各项措施要合理匹配，使计划落实；4e.要进行不同方案的对比优选，采用其最佳方案；f.各阶段规划要合理衔接，为下一阶段开发工作准备条件。

7.5.2制订不少于三个不同原油产量水平的规划方案设计，以供选择。

7.5.3对每个设计的规划方案，具体安排钻井地区及井数、产能建设地区及井数，以及老井压裂、转抽、下电泵、换型等井数，并计算出增产油、水量，确定规划方案的产量构成，并对不同规划方案的措施工作量及增产量进行对比。

7.6 规划方案开发指标与经济指标测算7.6.1 对不同规划方案的年产油、年产水、年产液、年注水、采油（采液）密度、采出程度、含水、剩余可采储量采油速度、全区产量自然（综合）递减率、阶段含水上升率、累积产油量等开发指标进行测算。

7.6.2 对不同规划方案的逐年总投资、总产值、总生产费用、原油边际成本、原油综合成本、税利总收入等经济指标进行测算。