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1、油田开发调整方案编制技术要求油田开发调整方案编制技术要求李李明明川川 中国石油大学（华东）石油工程学院中国石油大学（华东）石油工程学院第一部分油田开发调整方案编制技术要求油田开发调整方案编制技术要求 有关问题的有关问题的说明说明第二部分油田开发调整方案编制技术要求油田开发调整方案编制技术要求 宣贯及方案宣贯及方案编制做法编制做法讲解讲解第三部分油田开发调整方案编制报告油田开发调整方案编制报告实例介绍实例介绍第一部分油田开发调整方案编制技术要求油田开发调整方案编制技术要求 有关问题的说明有关问题的说明前言1 范围2 规范性引用文件3 开发调整区块地质特征再认识4 开发效果评价5 剩余油分布研究6
2、 开发调整原则和方法7 开发调整方案部署8 开发调整方案实施要求9 开发调整方案报告的编写要求目 次SY/T 5851-2005 本 标 准 整合修订并代替SY/T 5851-1993砂岩油田注水开发调整方案编制技术要求、SY/T6209-1996复杂断块油田调整方案编制技术要求和SY/T 6425-2000热采稠油油藏开发调整方案编制技术要求蒸汽吞吐部分。主要修改内容如下: 开 发 效果评价部分增加了“注采比、采油速度、递减率、套损状况、地层能量的保持情况、注入 剂 的 利 用 率 等 指标的评价和对油田开发经济效益评价”内容。 在 调整方法里增加了“研究相应调整界限和方法”内容。 指 标
3、预测由原来的10年，改为10年一15年。 对 标 准的局部结构进行了调整，使方案编制的逻辑性、层次性更加清晰。 由 于油田状况不同，删除了水驱控制程度、储量动用程度等定量指标。 针 对开发存在的不同问题，增加了不同的调整挖潜方法。 删 除 了标准中的具体附表格式。本标 准 由 油气田开发专业标准化委员会提出并归口。本 标 准 起草单位:大庆油田有限责任公司勘探开发研究院。本 标 准 起草人:林影。本 标 准 所代替标准的历次版本发布情况为: S Y / T 5851-1993; SY /T 6209-1996; S Y / T 6425-2000.中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T585
4、1-2005代替SY/T5851-1993，SY/T6209-1996，SY/T6425-2000 -油田开发调整方案编制技术要求Technical requirements for compilation of adjusting development design for oilfield2005-07-26发布 2005-11-01实施国家发展和改革委员会 发布1 1 范围范围 本标准规定了砂岩油藏，包括复杂断块油藏和热采稠油油藏（蒸汽吞吐部分）的开发调整方案编制内容、方法和技术要求。 本标准适用于砂岩油藏、复杂断块油藏和热采稠油油藏（蒸汽吞吐部分）的开发调整方案编制。 2 规范性引用
5、文件规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款 凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 GB/T19492 石油天然气资源/储量分类 DZ/T0 217 石油天然气储量计算规范 SY/T5367 石油可采储量计算方法 SY/T5615 石油天然气地质编图规范及图式 SY/T6167 油藏天然能量评价方法 SY/T6193 稠油注蒸汽开发可采储量标定方法 SY/T6219 油田开发水平分级GB/T19492 石
6、油天然气资源/储量分类DZ/T0 217 石油天然气储量计算规范SY/T5615 石油天然气地质编图规范及图式SY/T6167 油藏天然能量评价方法SY/T6193 稠油注蒸汽开发可采储量标定方法SY/T6219 油田开发水平分级第二部分油田开发调整方案编制技术要求油田开发调整方案编制技术要求 宣贯及宣贯及具体编制做法讲解具体编制做法讲解目 录一、开发调整区块地质特征再认识二、开发效果评价三、剩余油分布研究四、调整原则和方法五、开发调整方案部署六、开发调整方案实施要求七、开发调整方案报告的编写要求 1、对油田构造特征、断层及裂缝发育情况进行认识，分析对开发效果的影响对开发效果的影响。 2、对储
7、层的沉积微相进行认识，分析不同微相在开发过程中对油水分布的影响油水分布的影响。 3、阐述油层岩石表面润湿性、孔隙结构、粘土矿物、胶结状况、地层温度的变化情况。 4、对储层的旋回性、非均质性进行认识。 5、对各油层组之间、砂岩族之间以及各单层之间隔层的岩性、产状、渗透性、厚度、分布特征进行认识，分析不同隔层状况在措施前后对层间或开发层系之间串流的影响措施前后对层间或开发层系之间串流的影响。（一）开发调整区块地质特征再认识技术要求 6、对平面上、纵向上油、气、水性质和分布状况进行认识，进一步搞清其在开发过程中的变化特点。 7、对于稠油油藏还要搞清馏分、粘温关系及其在开发过程中的变化；进行原始及开发
8、过程中原油流变性、分析；进行原始及开发过程中油水、油气相对渗透率试验特征值对比、分析；进行原始及开发过程中驱油效率的对比、分析和不同开采阶段的油藏温度的分布及其变化规律研究。 8、对地质储量参数进行再认识，按新参数复算地质储量复算地质储量并汇总结果（包括天然气储量）。按油层分类将新储量与原储量对比，分析地质储量变化的原因地质储量变化的原因，储量计算及评价按GB/T19492和DZ/T0217执行。 9、对油藏天然能量进行评价，分析开发过程中油藏压力的变化情况，搞清其对开发效果的影响，油藏天然能量评价方法按SY/T6167执行。 10、根据调整区的地质再认识结果，重新建立地质模型，绘制各类油层的
9、小层平面图和相带图。 11、对于断块油藏以独立断块为单元对油藏地质特征重新认识。（二）开发调整区块地质特征再认识具体做法动态、高压物性数据库大 庆 油 田 精 细 油 藏 描 述 地质建模油藏模拟基础地质构造模型地层、油层细分对比精细构造沉积微相微观物理特征储层敏感性裂缝、地应力分布油水分布及流体性质区域沉积、构造背景储层格架模型裂缝分布模型油藏属性模型静态资料数据库沉积微相图数字化裂缝、地应力参数提取修改、完善地质模型历史拟合剩余油饱和度分布开发效果评价剩余油类型及分布粗化地质模型加密调整、注采系统调整、确定射孔部位、优化压裂设计、套管防护等对于调整方案地质基础一般要求进行精细油藏描述精细油
10、藏描述低渗透及裂缝发育油藏（二）开发调整区块地质特征再认识具体做法1、构造断裂特征u构造形态分析闭合面积、闭合高度、倾角、含油高度及构造上下变异情况等 u断裂特征描述断层性质、条数、密度、产状、断距、密封性及断层复杂程度。 应用老地震重新解释，或者新的地震资料处理解释，结合开发井钻遇断层及油层海拔深度资料，对调整区断层和构造特征进行精细描述断层和构造特征进行精细描述：调整区块精细构造、断裂特征 19921992年，整个宋芳屯构造进行了年，整个宋芳屯构造进行了0.30.3km0.30.3km的密测网数的密测网数字字地震精查地震精查，通过密测网地震精查后表明，通过密测网地震精查后表明，构造构造隆起
11、面积为隆起面积为98.0km98.0km2 2，高点在芳高点在芳1717井附近，海拔高度井附近，海拔高度-1310m-1310m，隆起幅度为隆起幅度为25m25m。 宋芳屯油田密测网地震精查后构造要素表宋芳屯油田密测网地震精查后构造要素表 宋芳屯北部宋芳屯北部 宋芳屯油田北部地区包括宋芳屯试验区、祝三试验区、芳707、芳17、芳6、芳507等6个区块。总体构造形态为北西高南北西高南东低，西南低东南高，东低，西南低东南高，断层较发育。断层较发育。宋芳屯北部宋芳屯北部2、沉积微相划分与组合 主要是根据开发井资料对油层进行细分与细分与对比对比，并在此基础上重新划分沉积微相重新划分沉积微相（绘制沉积微
12、相图），并对各微相进行精细描述，同时分析不同沉积相带储层的含油性及物性含油性及物性差异差异。 宋芳屯北部宋芳屯北部芳芳96-9496-9496-10896-108井小层对比横剖面图井小层对比横剖面图 在葡1顶及葡5底部辅助标准层控制下，对于湖相湖相及三角洲外前缘相三角洲外前缘相采用等厚对比等厚对比的原则；对于三角洲内前缘相席状砂采用等厚对比等厚对比、分流河道砂不等厚对比原则不等厚对比原则；对于三角洲分流平原相采取不等厚对比的方法，将宋芳屯油田葡萄花油层葡萄花油层原9个小层细分为12个沉积单元。1)细分沉积单元宋芳屯北部宋芳屯北部芳芳96-9496-9496-10896-108井小层对比横剖面图
13、井小层对比横剖面图 在葡1顶及葡5底部辅助标准层控制下，对于湖相及三角洲外前缘相采用等厚对比的原则；对于三角洲内前缘相席状砂采用等厚对比、分流河道砂不等厚对比原则；对于三角洲分流平原相采取不等厚对比的方法，将宋芳屯油田葡萄花油层原9个小层细分为12个沉积单元。2)油层细分与对比宋芳屯北部宋芳屯北部依依据据岩岩石石剖剖面面结结构构特特征征，将将三三肇肇地地区区葡葡一一组组油油层层按按岩岩相相划划分分标标准准，分分为为五五种种沉沉积积亚亚相相。3)沉积微相划分沉积微相划分宋芳屯北部宋芳屯北部4)微相精细描述微相精细描述通过垂向上精细对比，划分沉积单元；平面上细分沉积微相，以及微相合理组合与描述，对
14、砂体分布特征有了一个比较全面的认识。根据各沉积单元砂体的分布规模和形态，绘制出12个沉积单元的沉积微相图，统计各沉积单元不同微相钻遇状况。宋芳屯北部宋芳屯北部宋芳屯北部宋芳屯北部5)不同沉积相带储层的含油性及物性差异不同沉积相带储层的含油性及物性差异 不不同同的的沉沉积积亚亚相相和和微微相相，其其物物性性参参数数存存在在较较大大的的差差异异，分分流流河河道道砂砂、水水下下分分流流河河道道砂砂、滨滨湖湖滩滩地地砂砂的的储储层层物物性性发发育育相相对对较较好好。分分流流间间薄薄层层砂砂、断断续续席席状状砂砂、席席状状砂砂、浅浅水水淤积薄层砂的物性参数值低淤积薄层砂的物性参数值低3 3、储层特征储层
15、特征 主要是取心资料和压汞资料以及钻遇砂岩和有效厚度资料，对调整区岩性及物性分布特、孔隙结构特征、砂体规模及空间分布和储层钻遇情况评评价。3 3、储层特征储层特征 宋芳屯北部宋芳屯北部 储层岩石为细粒硬砂质长石砂岩及硬砂质长石粗粉砂岩，石英含量35%，岩屑含量18%。颗粒磨圆度次尖次圆；风化程度中等、深中等；分选好。平均空气渗透率为208.210-3m2，主要分布在50-20010-3m2区间。1)岩性及物性分布特征岩性及物性分布特征3 3、储层特征储层特征 宋芳屯北部宋芳屯北部2)孔隙类型及孔隙结构特征 岩石扫描电镜资料分析表明，孔隙类型以原生粒间孔为主，其次为溶蚀孔和晶间孔，少量为粒间裂缝
16、。 胶结物以泥质为主，胶结类型以再生孔隙、接触再生、孔隙接触式胶结类型为主，其次为孔隙、孔隙-再生式胶结。 根据101块样品毛管压力曲线的测定结果，多数毛管压力曲线偏向左下方，不同程度的出现平台，显示属于细-中歪度，表明储层岩石所控制的孔隙连通性较好。 岩样孔隙分布一般出现双峰，第一峰位在0.1 m附近，对储层渗透能力贡献不大；第二峰位在4-12m之间，峰值大多小于30%，对储层渗透能力起主要贡献，其贡献值一般在30-50%。3 3、储层特征储层特征 宋芳屯北部宋芳屯北部3)砂体规模及空间分布砂体规模及空间分布 宋芳屯油田北部芳宋芳屯油田北部芳6 6区块各沉积单元钻遇状况统计表区块各沉积单元钻
17、遇状况统计表 评价指标PI1PI21PI22PI3PI41PI42PI51PI52PI6PI7PI8PI9统计井数（口）146146146146146146146146146146146146钻遇总井数（口）1104874695534474975697646砂岩钻遇率（）75.34 32.88 50.68 47.26 37.67 23.29 32.19 33.56 51.37 47.2652.05 31.51有效钻遇率（）67.1223.9744.5244.5230.8216.4423.2926.0351.3740.4137.6720.55钻遇总砂岩厚度（m）107.652.185.380.9
18、77.035.349.963.192.5137.9139.949.8平均钻遇砂岩厚度（m）0.971.081.151.171.401.031.061.281.231.991.841.08钻遇总有效厚度（m）75.247.063.669.257.918.935.338.487.081.876.521.4平均钻遇有效厚度（m）0.680.980.861.001.050.560.750.781.161.191.000.47全区平均砂岩厚度（m）0.730.350.580.550.520.240.340.430.630.940.950.34全区平均有效厚度（m）0.520.320.440.470.40
19、0.130.240.260.600.560.520.15包括：砂体规模：砂体方向、砂体厚度、砂体宽度、砂体长度 砂体空间分布 砂体连续系数：砂体连续系数是单层有效厚度大于平均有效厚度的井数与钻遇有效总井数的比值 3 3、储层特征储层特征 宋芳屯北部宋芳屯北部4)调整区块储层钻遇情况宋芳屯油田北部葡萄花油层各沉积单元砂体连续系数统计表宋芳屯油田北部葡萄花油层各沉积单元砂体连续系数统计表单元项目PI1PI21PI22PI3PI41PI42PI51PI52PI6PI7PI8PI9平均有效厚度（m）0.300.340.440.440.440.300.300.550.510.490.400.29连续系数
20、0.830.850.770.800.820.950.920.730.840.880.780.86评价结果 井网对砂体的控制程度较低。平面发育许多走向不同的断层，这些断层两盘的砂泥比存在一定差异，表明了储层平面非均质性较严重。 u天然裂缝a)裂缝类型：给出按不同成因划分的天然裂缝类型。b)裂缝特征描述：包括裂缝基本特征、产状、力学成因、充填程度、有效性、发育程度、发育方位、分布规律等。u地应力及人工压裂缝a)地应力描述：包括现代地应力方向、地应力数值、地应力类型、地应力分布描述。b)压裂缝u裂缝对油田开发的影响 4 4、储层裂缝及地应力特征描述、储层裂缝及地应力特征描述（1）描述内容u1)天然裂
21、缝 露露头头剪剪切切缝缝小断层平面共轭剖面共轭 黑黑龙龙江省江省宾宾县县泉泉头头组组野野外外露露头头剖剖面面轮轮廓廓研究剖面松花江 野外露头 研究天然裂缝主要方法：有野外露头踏勘、岩心观察、MVE软件、古地磁测试、钻井倾角等（2）描述方法朝朝50翼部翼部u1)天然裂缝岩心观察成成因因构造裂缝构造裂缝沉积沉积-成岩成岩-构造裂缝构造裂缝大裂缝大裂缝微裂缝微裂缝 层间裂缝层间裂缝低角度构造裂缝低角度构造裂缝层间裂缝层间裂缝网状裂缝网状裂缝岩心观察岩心观察包括探井、评价井、开发井和检查井取心井岩心资料 F F F F Y Y 油田油田 观察观察 井数井数 ( (口口) ) 芯长芯长 (m)(m) 裂
22、缝裂缝 条数条数 裂缝裂缝 频率频率 ( (条条/m)/m) 芯长芯长 (m)(m) 裂缝裂缝 条数条数 裂缝裂缝 频率频率 ( (条条/m)/m) 芯长芯长 (m)(m) 裂缝裂缝 条数条数 裂缝裂缝 频率频率 ( (条条/m)/m) 头台头台 3838 2707.52707.5 155155 0.0570.057 1135.01135.0 9494 0.0830.083 1572.51572.5 6161 0.0390.039 朝阳沟朝阳沟 2525 2336.12336.1 108108 0.0460.046 219.83219.83 1616 0.0720.072 2116.32116
23、.3 9292 0.0440.044 肇州肇州 2525 1737.31737.3 4646 0.0260.026 656.52656.52 2323 0.0350.035 1080.81080.8 2323 0.0210.021 榆树林榆树林 3434 3643.03643.0 4444 0.0120.012 823.61823.61 2222 0.0210.021 2819.42819.4 2222 0.0080.008 根据朝阳沟油田25口井扶杨油层2336.1m岩心观察结果，共发现裂缝108条，裂缝频率0.046条/m。与已开发的其它油田扶杨油层相比，朝阳沟油田裂缝发育程度相对较高。
24、u2)地层倾角测井 应用地层倾角测井资料，进行电导率异常裂缝检测，识别砂泥岩地层裂缝和裂缝方向。朝阳沟油田杨油层地层倾角测井资料的井电导率异常裂缝方位检测，走向NE600-SE1100。 朝阳沟油田对17口井32块裂缝岩心测试，裂缝以90100 方向为主，裂缝走向为NE85。u3)古地磁测试朝阳沟油田显裂缝方位玫瑰花图依据地震资料，应用MVE描述软件预测天然裂缝MVE裂缝预测u4)地应力描述地应力描述方法主要岩石力学实验和有限元数模。人工压裂缝方向与最大水平主应力方向一致。 朝阳沟油田扶杨油层，在油田开发中以近东西向裂缝中流体的渗流速度最快，使东西方向的动态反应最明显。三肇地区扶杨油层裂缝开度
25、与现代应力场关系u5)注水开发后裂缝对开发效果的影响分析研究方法主要是注水开发特征和示踪剂和微地震方法相结合。5、储层非均质性储层非均质特征评价宏观非均质性 微观非均质性 层间非均质性 平面非均质性 孔隙非均质性颗粒非均质性 层内非均质性分层系数（An） 砂岩密度（Sn） 砂岩钻遇率差异 层间非均质性研究 层间非均质性考虑以下三方面进行评价：层内非均质性研究 层内非均质性指一个单砂层规模内垂向上的储层特征变化。主要从两方面进行评价 粒度韵律砂体的连通性差异 砂体几何形态砂体规模及各向 连续性砂体内的孔隙度、渗透率平面变化及方向性平面非均质性研究 平面非均质性考虑以下三方面进行评价：层内非均质性
26、 从粒度韵律、沉积构造上表现出在单砂层规模内垂向上储层物性的变化，导致单砂层层理间非均质的存在。平面非均质性 不同的沉积亚相和微相，其物性参数存在较大的差异。 宋芳屯油田北部不同沉积微相物性参数对比表 调整区每个沉积单元内部沉积单元内部砂岩厚度和有效厚度分布极不均匀，砂体连续性差，不同微相砂体发育状况的差异性也较大，平面发育许多走向不同的断层，这些断层两盘的砂泥比存在一定差异。 参 数沉 积 亚 相粒度中值（mm）中砂含量（%）空气渗透率（10-3m2）三角洲分流平原相分流河道砂0.1611.0249分流间薄层砂0.111.595三角洲内前缘相水下分流河道砂0.155.5225断续席状砂0.1
27、10.675三角洲外前缘相水下残留河道砂席状砂0.111.395宋芳屯北部宋芳屯北部平面非均质性 对于葡萄花油层来说，沉积条件的差异是导致区块储层平面非均质性的主要原因。在建立调整区储层孔、渗属性模型时，主要采用沉积相控沉积相控的方法，将两区块油水分布模式图数字化成果导入地质建模软件，采用油水分布模式相控方法建立了储层的饱和度属性分布模型。 P22层孔隙度模型 P22层渗透率模型 P22层饱和度模型 宋芳屯试验区孔、渗、饱属性分布模型图u流体分布特征再认识 根据开发动态分析，认为流体分布认识存在矛盾和问题的调整区，要对流体分布特征进行重新认识。u流体性质a)原油性质分析开发初期原油性质及其在油
28、藏纵横向上的分布规律和注水开发过程中原油性质的变化状况。进行流变性和粘温曲线、相态特性分析。 b)油田水性质对比分析油藏原始地层水与目前地下水性质。包括水型、离子含量、矿化度等。6、油藏流体分布及性质描述 在重力分异作用下总体上为上油下水分布，平面上的油水分布比较复杂，大面积为水区所包围的少量含油区块或油水同层区。主要为构造岩性油藏。 油水分布及油藏类型宋芳屯北部宋芳屯北部宋芳屯试验区油藏剖面图7、石油地质储量参数核实储量计算方法采用容积法，计算公式为： N = 100 A h （1-Swi）o /oi 试验区萨10萨10层段地质储量为369.56104t，其中二类油层地质储量219.65 1
29、04t，三类油层地质储量149.91104t。层段层段储量（储量（10104 4t t）孔隙体积（孔隙体积（10104 4m m3 3）H H有有1.0m1.0mH H有有1.0m1.0m合计合计H H有有1.0m1.0mH H有有1.0m1.0m合计合计萨萨1010161699.199.146.8746.87145.97145.97174.12174.12144.2144.2318.32318.32萨萨111010120.55120.55103.04103.04223.59223.59211.79211.79278.63278.63490.42490.42萨萨10101010219.6521
30、9.65149.91149.91369.56369.56385.91385.91422.83422.83808.74808.74 按照GBT 19492-2004和DZ/T 0217-2005标准，对调整区储量参数重新核实，对动用储量重新核实。8、地质模型建立S11层构造模型S15-2层构造模型 应用区块内开发井地质分层资料建立了各沉积单元的构造层面数据，以地震解释成果和完钻井断点组合成果为基础建立了断断层层分分布布及及构构造造模模型型。完成了开发区块的精细构造建模工作，所建构造模型精度较高。井震结合建立构造模型 在建立区块储层孔、渗属性模型时，主要采用沉积相控的方法，即以密井网解剖的沉积相带
31、图作为孔、渗分布的宏观控制因素，内部以测井解释孔、渗参数离散化数据为基础，采用序贯高斯计算方法进行内部插值，最终形成储层孔、渗属性孔、渗属性分布模型。 采用相控建模，建立属性模型S1S1层孔隙度模型层孔隙度模型S1S1层渗透率模型层渗透率模型S1S1层饱和度模型层饱和度模型S1S1层沉积微相图层沉积微相图目 录一、开发调整区块地质特征再认识二、开发效果评价三、剩余油分布研究四、调整原则和方法五、开发调整方案部署六、开发调整方案实施要求七、开发调整方案报告的编写要求 1、对注水量、产液量、产油量、综合含水、注水压力、油层压力、流动压力、注采比、采油速度、递减率等指标指标进行分析，与原方案设计指标
32、和国内外同类油田对比，根据油田开发水平分类标准评价开发水平，评价方法按SY/T6219执行。 2、分析各类油层的储层动用状况和储量动用程度储层动用状况和储量动用程度，进一步标定油田可采储量，预测采收率可采储量，预测采收率，并与原开发方案对比，分析变化的原因原因。砂岩油藏可采储量标定按SY/T5367执行，稠油油藏可采储量标定按SY/T6193执行。 3、以单砂体为单元分析注采关系的完善程度，统计原井网对各类油层水驱控制程度，分析影响水驱控制程度的原因原因。（一）开发效果评价技术要求 4、分析套管损坏情况，搞清套损原因及对开采效果的影响影响。 5、对储层能量的保持情况和注入剂的利用率进行评价评价
33、。 6、对于稠油油藏还要对地面、井筒和油藏整个系统的热能利用状况进行分析和评价分析和评价；分析各开采时期不同井距下、不同吞吐阶段的周期产量、平均单井日产油、油汽比、回采水率、注采比、油层压力、综合含水等变化规律，同时分析目前油层压力场、温度场分布状况。 7、对油田开发经济效益进行评价评价。 8、通过上述各项分析，搞清油田开发目前存在的主要问题主要问题。（二）开发效果评价具体做法1、基本概况宋芳屯油田北部开发区块地质参数表区块埋深（m）动用面积（km2）动用储量（104t）有效厚度（m）孔隙度（%）渗透率（10-3m2）地层原油粘度（mPa.s）宋芳屯试验区14705.32154.122.018
34、7.07.0祝三试验区14807.32653.2 22.0 187.0 7.0 芳70714807.62123.8 24.6 387.2387.2 7.0 芳1714707.52724.1 23.0112.7 7.0 芳6149016.66766764.6 22.9 124.6 7.0 芳50714808.43404.3 22.0 187.0 7.0 合 计52.71980地质概况宋芳屯北部宋芳屯北部（二）开发效果评价具体做法开发简况 宋芳屯油田北部开发区块开发数据表区块井网（mm）油井数（口）水井数（口）年产油（104t）综合含水（%）采油速度（%）采出程度（%）年注水（104t）宋芳屯试验
35、区40040027100.67 69.31 0.31 14.645.2 祝三试验区30030053281.65 72.15 0.62 27.5914.1 芳70730030050242.00 56.47 0.94 17.7014.0 芳1730030046252.19 60.97 0.80 17.5014.2 芳6300300100465.09 67.56 0.75 14.2529.0 芳50730030057283.48 52.15 1.02 12.5218.3 合计33316115.0863.50.7616.694.9宋芳屯北部宋芳屯北部（二）开发效果评价具体做法生产情况宋芳屯北部宋芳屯北
36、部2、油水井产吸能力变化分析油井产油能力变化 利用采油采液指数分析油井产油能力变化。随着含水的上升，无因次采液（油）指数下降，油井生产能力在下降。初期产液指数和采油指数分别为3.7t/d.MPa和3.4t/d.MPa，目前采液指数和采油指数只有1.06t/d.MPa和0.26t/d.MPa 百口泉油田百口泉油田 利用吸水指数分析注水量下降，吸水能力不断降低，日注水量由初期的44m3/d下降到目前的31m3/d，吸水指数由初期的11.73m3/d.MPa下降到目前的6.14m3/d.MPa，而注水压差整体上增大，由初期的3.75MPa上升到目前的5.05MPa。开发时间（年.月）百21井区吸水能
37、力变化分析曲线注水能力变化百口泉油田百口泉油田百口泉油田百口泉油田 利用Arps公式分析递减规律和递减率。百口泉油田百21井区主体区块最高年产油25104t，1986年至2001年油藏进入了产量快速递减和含水上升加速阶段，产量递减符合双曲线递减，年递减率达到了12%，递减指数n1.05。百21井区克下组主体区块产量递减规律分析递减规律和递减率3、动用状况评价1)通过统计注水利用情况分析波及系数等动用指标 宋芳屯油田北部区块水驱效果分析表 各区块累计注采比1.472.04, 油层盈余率4.9%32.8%，均大于1和1%，累计耗水比3.14.2之间，波及系数0.090.24。油 田累积注采比油层盈
38、余率(%)注水倍数（无因次）累计耗水比（m3/t）累计水油比（m3/t）存水率（%）波及系数(f)宋芳屯试验区1.47 4.9 0.22 3.2 0.47 74.380.12祝三试验区1.45 32.8 0.54 3.6 1.02 71.730.24芳7072.04 8.5 0.26 4.2 0.61 85.760.16芳171.81 5.9 0.25 3.4 0.47 86.050.14芳61.51 10.4 0.18 3.1 0.65 78.710.09芳5071.99 7.2 0.21 3.7 0.42 88.810.13平 均1.719.2 0.25 3.5 0.65 80.910.1
39、3宋芳屯北部宋芳屯北部百21存水率与采出程度关系曲线 包括分析注水利用率、存水率、耗水率等特征进行分析，以获得注入剂的利用情况。2)分析注入水利用情况百口泉油田百口泉油田3)统计水驱控制程度评价动用状况宋芳屯油田北部区块水驱储量动用程度分析表 水驱控制程度47.3%78.8%, 水驱储量动用程度36.2%58.9%，均分别小于油田开发管理纲要中高渗透油藏80%和70%的标准。因此，现井网及注水方式与砂体组合关系较差，不利于注水开发效果的进一步提高。油 田 油水井数比 （口） 水驱控制程度 （%） 吸水剖面吸水率 （%） 水驱储量动用程度 （%） 宋芳屯试验区 1.80 63.4 73.7 46
40、.7 祝三试验区 1.61 70.3 83.7 58.9 芳707 1.22 47.3 76.5 36.2 芳17 1.48 66.2 82.0 54.3 芳6 1.61 72.4 74.7 54.1 芳507 1.54 78.8 70.6 55.6 平 均 1.52 66.4 76.9 51.0 宋芳屯北部宋芳屯北部芳6 区块：32.4%100%,平均67.2%芳707区块：0%100%,平均60.5%芳17 区块：42.7%100%,平均68.0%各层现井网连通差异大，具有层间调整的潜力连通率芳6区块4)统计现井网各油层连通差异分析各层动用状况宋芳屯北部宋芳屯北部芳6 区块：18.2%83
41、.2%,平均为72.4 %芳707区块：26.4 %92.0%,平均为47.3% 芳17 区块：33.3 %80.1%,平均为66.2% 各层现井网水驱控制程度差异大，具有层间调整的潜力水驱控制程度芳6区块5)统计现井网各油层水驱控制程度差异，分析层间调整潜力宋芳屯北部宋芳屯北部芳6 区块：41.6%97.3 %,平均为77.8 % 芳707区块：44.5%100.0 %,平均为75.2 % 芳17 区块：62.4 %100.0%,平均为81.8% 各层吸水剖面吸水率差异大，具有层间调整潜力 吸水剖面吸水率芳 6芳707芳 176)统计现井网各层吸水剖面，分析吸水率差异宋芳屯北部宋芳屯北部7)
42、分析现井网各层水驱储量控制动用程度的差异芳6 区块：14.2%65.9%，相差51.7 个百分点 芳707区块：21.5 %83.3%， 相差51.8个百分点 芳17 区块：27.1%75.1 %，相差51.0个百分点 水驱储量控制动用程度芳6芳707芳17宋芳屯北部宋芳屯北部（二）开发效果评价具体做法4、压力系统分析 百21油藏为低渗透砾岩油藏，油层连通率低，仅为0.50左右，注采井间地层压力损失大，相差4.58.9MPa，平均约6.5524MPa，目前，注水压差和生产压差进一步增加。 百口泉油田百口泉油田（二）开发效果评价具体做法 分析压力水平异常的原因：由于砾岩油藏储层平面、剖面上的具有
43、严重的非均质性，因此注水以后，百21在纵向上、平面上压力分布严重不均。 目前油藏总体压力水平低的原因有以下几点： 层间及平面非均质性严重，注采井网不够完善，部分区域缺少水井； 部分小层吸水性差；注入水套窜严重； 除了T1b井网以外，其余两套井网边水能量有限；目前井距比较大，影响了注水效果。百口泉油田百口泉油田 宋芳屯北部各区块含水率与采出程度主要有两种关系：宋芳屯试验区和芳6两个区块含水上升较快，表现为凸型；祝三、芳707、芳17和芳507四个区块含水上升相对较慢，表现为凸S。 1)含水上升特点（二）开发效果评价具体做法5、水驱状况分析宋芳屯北部宋芳屯北部利用童氏图版分析 通过水驱特征曲线分析
44、，北部各区块综合含水在17%51%之间出现直线段，平均为35% 。 其水驱特征与常规砂岩油藏水驱相类似。 2)分析水驱特征利用水驱特征曲线分析水驱特征宋芳屯北部宋芳屯北部宋芳屯油田北部区块水驱特征参数值统计表 甲型和乙型及经验公式计算采收率比较符合北部区块开发实际，综合确定各区块目前井网水驱采收率在26.5%32.7%之间，平均27.7%。 3)预测采收率 应用多种方法，如经验公式法和水驱特征曲线法预测采收率区 块出现直线段含水率（%）水驱特征计算采收率（%）经验公式采收率（%）取值（%）甲型乙型宋芳屯试验区51.024.7425.5727.8926.1祝三试验区43.134.5534.062
45、9.4832.7芳70723.625.2326.4228.9626.9芳1716.926.9826.128.8527.3芳644.625.2225.5928.5926.5芳50728.725.7925.5629.1126.8平 均3527.0927.2228.8027.7宋芳屯北部宋芳屯北部 宋芳屯油田北部区块钻遇率统计表 一是砂体分布零散，现井网钻遇率低，导致水驱控制程度和水驱储量动用程度低。有15%25%条带砂体或边部砂体不能被钻遇区 块 层位 宋芳屯 试验区 祝三 芳 6 芳 17 芳 707 芳 507 合计 PI1 29.7 66.7 75.3 28.2 46.0 52.9 49.8
46、 PI21 43.2 17.3 32.9 40.9 29.7 34.1 33.0 PI22 73.0 66.7 50.7 56.3 52.7 40.0 56.6 PI3 45.9 60.5 47.3 38.0 55.4 54.1 50.2 PI41 43.2 38.3 37.7 25.4 40.5 34.1 36.5 PI42 27.0 44.4 23.3 33.8 36.5 42.4 34.6 PI51 32.4 22.2 32.2 35.2 32.4 24.7 29.9 PI52 29.7 35.8 33.6 42.3 39.2 32.9 35.6 PI6 16.2 38.3 51.4 5
47、0.7 35.1 28.2 36.7 PI7 24.3 19.8 47.3 46.5 33.8 27.1 33.1 PI8 18.9 13.6 52.1 70.4 47.3 14.1 36.1 PI9 22.7 24.9 31.5 36.6 39.2 27.1 30.3 平均 33.9 37.4 42.9 42.0 40.7 34.3 38.5 6、开发中存在的问题分析宋芳屯北部宋芳屯北部 二是注采系统和注采结构调整余地小，目前井网大幅度提高采收率和增加可采储量可能性小。宋芳屯油田北部区块注采系统调整增加可采储量测算表按现井网开采实际增加水驱控制程度和采收率要低于此测算值 区块 总井数（口）
48、转注井数（口） 预测五点水驱控制程度（%） 增加水驱控制程度（%） 预计增加 采收率 （%） 增加可采储量（104t） 宋芳屯试验区 37 9 72.6 9.2 3.1 7 祝三试验区 81 13 77.3 7.0 2.3 6 芳707 74 13 49.8 2.5 0.8 2 芳17 71 11 71.7 5.5 1.8 5 芳6 146 27 79.4 7.0 2.3 16 芳507 85 15 85.0 6.2 2.1 7 合 计 494 86 73.8 6.0 2.0 43 三是油井增产工艺措施效果变差，减缓产量递减难度加大。宋芳屯油田北部区块增产措施统计表 累计措施井302口，措施占
49、总井数的61%，累计增油量9.33104t,占总量的2.8%。2003年措施油为1.7% 。除芳6和祝三试验区自然递减率与综合递减率相差2.8和4个百分点外，其它区块相差小于0.3个百分点。 2003 年 累计 区块 井次 （口） 增油量（t) 措施油比例（%） 综合递减率（%） 自然递减率（%） 井次 （口） 增油量（104t) 措施油比例（%） 宋芳屯试验区 0.00 -8.14 -8.14 21 0.31 1.0 祝三试验区 3 519 3.35 15.03 17.87 51 1.15 1.6 芳 707 1 5 0.02 15.69 15.71 44 0.72 1.9 芳 17 1 5
50、 0.02 11.95 11.97 49 2.09 4.4 芳 6 8 1981 3.90 -3.21 0.81 88 3.79 3.9 芳 507 3 95 0.27 9.08 9.33 49 1.26 3.0 合 计 16 2605 1.74 302 9.33 2.8 四是注水井注水压力逐年增高，欠注井多，影响油井产能的发挥。 通过增加注水压力增加注水量，难以实现提高油层动用程度 统计宋芳屯试验区6口正常注水井，其中2口井注水压力超过20MPa；祝三试验区目前注水压力超过20 MPa的有10口井，平均注水压力为21.9MPa，完不成配注井7口，配注量为310m3/d，实注量为250 m3/
51、d，影响注水量60m3/d。 目 录一、开发调整区块地质特征再认识二、开发效果评价三、剩余油分布研究四、调整原则和方法五、开发调整方案部署六、开发调整方案实施要求七、开发调整方案报告的编写要求1、应用下列方法确定剩余油分布 a) 应用油田动态监测资料、密闭取心井岩心分析资料，结合油层沉积特征，确定剩余油分布。 b) 应用常规测井系列，建立岩性、物性、含油性以及电性的“四性”关系图版和公式，解释新钻井的水淹层情况，从而确定出油层原始、剩余、残余油饱和度的数值。通过原始、剩余、残余油饱和度（或单储系数）曲线重叠法确定剩余油分布。 c) 应用数值模拟方法确定各类油层剩余油分布。 d) 在精细地质研究
52、的基础上，应用动静综合分析方法确定各类油层剩余油的分布。（一）剩余油分布研究技术要求 2、总结各油层平面、纵向剩余油分布情况，编绘出单层及叠加剩余油分布图。 3、对于稠油油藏，要分析地层温度的变化对剩余油分布的影响。 4、对造成剩余油的原因进行分析和总结，针对不同原因形成的剩余油提出挖潜方法。 （二）剩余油分布研究主要做法1、剩余油描述的发展过程及工作流程四个主要阶段观察油井含水状况的变化来调整油水井的工作制度从分层测试结果来描述井点油层的油水分布状况，为调整层间矛盾提供依据发展了工程测井技术，密闭取心技术、油藏工程方法，为油田井网加密调整提供了依据多学科油藏研究为核心的剩余油量化描述技术主力
53、油层全面水淹大部分尚未水淹水淹油层含水的升高油层主体部分已全面高含水个别见水井层的影响层间矛盾的出现和加剧油田的水淹状况开始复杂化油层剩余油的分布高度零散含水阶段油层含水主要矛盾剩余油描述方法低含水中含水高含水特高含水 剩余油综合描述工作流程剩余油综合描述工作流程地质数据地质数据开发数据开发数据取心资料取心资料测试资料测试资料实验数据实验数据区块剩余油区块剩余油潜力研究潜力研究单层剩余油单层剩余油分布研究分布研究层内剩余油层内剩余油分布研究分布研究微观剩余油微观剩余油分布研究分布研究水水驱驱特特征征曲曲线线神神经经网网络络方方法法大大型型油油藏藏数数值值模模拟拟物物理理模模拟拟实实验验测测井井
54、水水淹淹层层解解释释取取心心井井岩岩心心分分析析密密闭闭取取心心检检查查井井油油藏藏数数值值模模拟拟井网加密井网加密油田决策油田决策综合措施综合措施三次采油三次采油测井资料测井资料流流动动单单元元识识别别多多层层次次模模糊糊综综合合评评判判 两两大大因因素素单单一一因因素素具具体体参参数数地地质质因因素素微相类型微相类型河道砂、河间薄层砂、三角洲前缘席状砂河道砂、河间薄层砂、三角洲前缘席状砂油层厚度油层厚度有有效效厚厚度度1m1m、1-0.5m1-0.5m、0.5m0.5m，砂砂岩岩厚厚度度0.8m0.8m、0.8-0.3m0.8-0.3m、0.3m0.3m平面连通平面连通河河道道砂砂注注-河
55、河道道砂砂采采、薄薄层层砂砂注注-河河道道砂砂采采、河河道道砂砂注注-薄薄层层砂砂采采、薄层砂注薄层砂注-薄层砂采薄层砂采垂向连通垂向连通与上层连通、与上下层不连通、与下层连通与上层连通、与上下层不连通、与下层连通所处构造所处构造裂缝部位、构造低点、构造高点、封闭断层裂缝部位、构造低点、构造高点、封闭断层开开发发因因素素注采关系注采关系主流线、分流线、滞留区主流线、分流线、滞留区注水距离注水距离150m、150300m、300m注水井网注水井网基础井、一次加密井、二次加密井基础井、一次加密井、二次加密井吸水状况吸水状况3次以上吸水、次以上吸水、12次吸水、不吸水次吸水、不吸水受效方向受效方向3
56、个以上方向、个以上方向、12个方向、无受效方向个方向、无受效方向生产措施生产措施压裂、堵水、酸化、无措施压裂、堵水、酸化、无措施影响剩余油分布因素筛选影响剩余油分布因素筛选1）多层次模糊综合评判多层次模糊综合评判方法方法2、剩余油描述方法 一级评判一级评判二级评判二级评判注采关系注采关系油层厚度油层厚度平面连通平面连通微相类型微相类型所处构造所处构造垂向连通垂向连通注水距离注水距离受效方向受效方向措施状况措施状况吸水状况吸水状况注水井网注水井网地地质质因因素素开开发发因因素素剩剩余余油油综综合合评评判判R1R2r1r2r3r4r5r1r2r3r4r5r6多多层层次次模模糊糊综综合合评评判判结结
57、构构图图注采关系注采关系砂体类型砂体类型连通状况连通状况注水距离注水距离吸水状况吸水状况水淹层水淹层剩余油剩余油输入层输入层输出层输出层隐含层隐含层神经网络识别单层剩余油模型结构图神经网络识别单层剩余油模型结构图2）神经网络方法）神经网络方法神经网络方法绘制剩余油分布图神经网络方法绘制剩余油分布图多层次模糊综合评判方法绘制剩余油分布图多层次模糊综合评判方法绘制剩余油分布图不同方法绘制剩余油分布图对比不同方法绘制剩余油分布图对比 在方法研究的基础上, 自主研制开发出一套集区块宏观剩余油潜力分析、单层剩余油分布预测、油层组剩余储量分布研究于一体的剩余油综合描述软件。 通过对并行数值模拟技术的开发和
58、应用，解决了百万节点以上数值模拟的以下几个关键技术：建模过程的计算机处理、模拟时间步的精度控制、模拟参数场的交互更新技术、工艺措施拟合的数值化。3）油藏数值模拟预测剩余油方法相控地质建模数模并行计算微机机群应用建模与数模一体化多多学学科科油油藏藏研研究究方方法法剩余油分布定量化预测剩余油分布定量化预测剩余油分布定量化预测剩余油分布定量化预测 Petrel三维建模与Eclipse数值模拟软件成功对接，真正实现了地质建摸与油藏数值模拟一体化 宋芳屯试验区三维建模与数摸一体化数字化相带图相模型图2004年底宋芳屯试验区沉积单元含油饱和度分布图PI22沉积单元3、静动与数值模拟相结合剩余油研究方法精细
59、地质描述成果剩余油描述成果动静结合第一步第二步第三步数值模拟数值模拟检查井水淹资料注采不完善型由于砂体规模小，造成平面上有采无注或有注无采注水井吸水差型大多分布于席状砂和席状砂与河道砂搭边处，由于注水井油层物性差，吸水差甚至不吸水而形成剩余油。 平面干扰型受沉积微相影响，砂体和渗透率平面上差异大，注入水沿高渗透方向推进，使砂体边部薄油层和渗透性较差层受主体部位平面干扰形成剩余油 层间差异型存在于纵向上物性相对较差油层中，受发育较好油层层间干扰，动用差或未动用形成剩余油。井间分布型存在于目前井网条件下无井控制的砂体中，主要分布于主体厚层砂和主体薄层砂中。 断层两侧未动用型由于断层遮挡，在其附近形
60、成高含油饱和度和高压区，形成剩余油。1）剩余油分布类型宋芳屯北部宋芳屯北部宋芳屯油田芳6井区剩余油成因类型厚度统计表 在定性分析的基础上，将各种类型剩余油定量化，分析剩余油的主要类型 动用差及未动用 有效0.5m 有效0.2-0.4m 非主体 合 计 成 因 类 型 井点数（口） 砂岩 （m) 有效 （m) 井点数 （口） 砂岩 （m) 有效 （m) 井点数（口） 砂岩 （m) 砂岩 （m) 比例 （） 有效 （m) 比例（） 注采不完善型 25 33.6 25.6 6 4.4 2.1 13 9.4 47.4 32.9 27.7 38.0 吸 水 差 型 20 18.8 14.3 8 3.7
61、2.6 6 2.1 24.6 17.1 16.9 23.2 平 面 干扰型 5 7.2 4.7 4 2.0 1.2 38 28.3 37.5 26.0 5.9 8.1 层 间 差异型 7 13.8 10.7 7 3.7 2.4 5 3.9 21.4 14.8 13.1 18.0 井 间 分布型 7 9.6 7.8 5 3.7 1.5 0 0.0 13.3 9.2 9.3 12.8 合 计 64 83.0 63.1 30 17.5 9.8 62 43.7 144.2 100.0 72.9 100.0 平 均 1.7 1.3 0.4 0.2 0.9 3.0 1.5 2）剩余油分布规律芳708井区剩
62、余油平面分布情况表 三种类型中以局部分布型和零散分布型为主，占90%以上动用差及未动用 有效0.5m 有效0.2-0.4m 合 计 分 布 类 型 砂岩 （m) 有效 （m) 砂岩 （m) 有效 （m) 非主体 砂岩 （m) 砂岩 （m) 比例 （） 有效 （m) 比例 （） 单元 大面积分布型 7.9 5.2 2.8 1 7.4 18.1 12.6 6.2 8.5 1 局 部 分布型 57.6 44.1 12.4 7.2 26 96 66.6 51.3 70.4 7 零 散 分布型 17.5 13.8 2.3 1.6 10.3 30.1 20.9 15.4 21.1 4 合 计 83.0 6
63、3.1 17.5 9.8 43.7 144.2 100.0 72.9 100.0 12 大面积分布型指在某一油层剩余油井点数占总井数超过40以上该层数值模拟也表明在芳96-100井区，水淹范围主要是注水井井底附近，其它区域存在较大的规模剩余油 。2003年底PI1层含油饱和度分布图4、剩余油评价1）潜力层评价 高效区：分布面积、碾平厚度。低效区：分布面积、碾平厚度。2）可调层评价 在潜力层中分析可调整油层的分布面积、碾平厚度。 目 录一、开发调整区块地质特征再认识二、开发效果评价三、剩余油分布研究四、调整原则和方法五、开发调整方案部署六、开发调整方案实施要求七、开发调整方案报告的编写要求 1
64、、开发调整原则 A 尽可能少的投入获得最佳的经济效益，内部收益要达到行业标准。 B 要提高储量动用程度，增加可采储量，提高最终采收率。 C 有利于改善油田开发效果和提高开发管理水平。 D 调整部署要协调好新老井网的关系。（一）开发调整原则及方法技术要求 A 对于非均质多油层合采，一套层系小层过多，层间矛盾严重，应进行层系细分层系细分调整。 B 对于因注采井距过大，注采系统不适应，造成采油速度太低或大幅度下降，不能达到合理采油速度或不能满足国民经济需要的，应进行加密调整加密调整。 C 对于注采系统不完善，致使注采不平衡、压力系统失调，影响采液量提高的，则进行注采系统调整注采系统调整。 D 对于套
65、管损坏区块，当搞清造成损坏的原因和采取相应措施后，应进行油水井更新调整油水井更新调整。 2、调整对象 E 不能构成注采系统的小断块，可利用天然能量开发，按照先下后上、逐层上返、小泵深抽等方法进行接替稳产；开采后期也可利用同井间注、间采，利用重力分异作用提高采收率。 F 对于断层及构造形态不落实的断块油藏，此类断块区的综合调整，应按照滚动勘探开发原则滚动勘探开发原则进行开发调整。 G 对于稠油油藏要通过油藏物理模拟、数值模拟、油藏工程等方法优选开发调整方式开发调整方式，并根据具体情况确定转换开发方式转换开发方式的时机。 2、调整对象1、调整对象调整对象的确定现井网中动用差及未动用的油层：包括剩余
66、油类型中的注采不完善型、注水井吸水差型、平面干扰型、层间差异型、井间分布型和断层两侧未动用型的有效厚度层。现井网中低水淹层、分流河道砂中中水淹的上部1/2和高水淹层中的上1/3油层。未射开偏油水同层厚度。（二）开发调整原则及方法具体做法宋芳屯北部宋芳屯北部2、加密调整加密调整界限加密井网密度界限 在进行井网加密前要进行加密界限研究，主要考虑如下几个方面界限：单井产油量下限单井累计产油量下限单井可调厚度下限单井布井厚度下限单井控制可采储量界限经济极限井距： 经济井网密度: 式中：ID、IB平均一口井的钻井投资、地面建设投资，104元/口； R投资贷款利率，小数； T开发评价年限，a；油井系数，即
67、油水井总数与油井数的比值，无因次；o采油时率，小数； do原油商品率，小数；Po原油销售价格，$/bbl；O原油成本，元/t；S费税，元/t；N原油地质储量，104t；AO含油面积，km2。Nmink单井控制经济极限地质储量，104t ；Nming单井控制经济极限可采储量，104t。单井控制经济极限地质储量单井控制经济极限可采储量1）加密井网密度界限及可采储量界限2）单井平均产量及初期产量界限单井平均产量下限： 单井初期平均产量下限： 基建费(万元)油价 ($/bbl)20304050单井平均产量下限（t/d）502.791.320.870.64602.991.420.930.69703.19
68、1.510.990.74单井初期平均产量下限（t/d）504.011.901.250.93604.302.041.340.99704.592.171.431.06油井经济极限产量预测表 基建费(万元)油价（$/bbl）20304050500.8870.4210.2760.245600.9510.4510.2950.220701.0150.4810.3150.234油井经济极限累计产量预测表（单位：104t） 3）依据单井初期平均产量下限，考虑单井产量递减，计算评价期10年的累计产油量4）参考单井初期平均产量下限的计算方法，考虑内部收益率为12%，以及油井初期采油强度，计算可调厚度下限基建费(万
69、元)油价($/bbl)20304050505.932.651.711.27606.362.851.831.35706.803.041.961.44不同油价下单井厚度下限（单位：m） 目 录一、开发调整区块地质特征再认识二、开发效果评价三、剩余油分布研究四、调整原则和方法五、开发调整方案部署六、开发调整方案实施要求七、开发调整方案报告的编写要求（一）开发调整方案部署技术要求 1、层系的划分和组合 A 各开发层系应具有一定的可采储量，以保证调整井具有经济效益。 B 在满足各套层系具有经济效益的条件下，控制单井射开油层数、油层厚度和渗透率级差，以减少层间干扰，提高各类油层的动用程度。 C 尽量将油水
70、边界、压力系统、油层沉积类型和原油性质比较接近的油层组合在一套开发层系内。 D 要求各调整层系间有良好的隔层，开发层系不宜太长。2、井网、井距的确定 A 确保具有经济效益的单井控制可采储量。 B 注采井距要适应油层分布特点，提高水驱控制程度。 C 注采井距要适应油层的渗流条件，提高储量动用程度。 D 能控制开发调整区的产量递减或提高采油速度，以满足国家经济建设的需要。3、注采方式的确定 A 研究各种注水方式对砂体分布特征的适应性，保证有完整的注采关系，要求做到多层、多向得到水驱。 B 研究采液指数与吸水指数的变化趋势，确定合理的注采井数比，使注采系统能满足保持油层压力水平和不断提高采液量的需要
71、。 C 利用数值模拟优选合理的注采方式。（1） 提出可能的方案：在部署调整方案时，要根据情况至少提出三种三种可能的方案，利用油藏工程方法和经验进行优缺点评价。（2） 调整方案开发指标预测。 A 根据油田开发动态资料，确定出油层的采油指数（采油强度）和吸水指数吸水指数（吸水强度），结合剩余油厚度、生产压差，确定调整井的初期单井日产量。 B 根据调整层目前的开采状况和含水率的监测资料，初步确定出调整井的初期含水率。 4、开发设计及优选 C 应用数值模拟或其他方法（水动力学法、物质平衡法、经验公式法、动态系统辨识法、最优化法）对不同调整方案的开发指标进行预测，预测调整井10年15年开发指标。 D 考
72、虑新老井的衔接关系，新老井共同考虑加密调整的作用，预测加密前后调整区块整体开发指标的变化情况。4、开发设计及优选4、开发设计及优选（3） 调整方案经济评价 根据调整井从钻井到开发过程中的工作量、投入费用及因调整获得的收入情况，计算不同方案10年15年的经济指标。给出地面工程、井下工艺调整的总投资和增产油量，测算原油成本、内部收益率、投资回收期、净现值、贷款偿还期、投资利润率、投资利税率、盈利率等经济指标，并进行敏感性分析。（4） 调整方案的优选 根据经济效益、开发指标情况，综合优选技术先进、经济有效、生产合理、抗风险能力强的方案作为调整方案。（二）开发调整方案部署技术具体做法1、层系的划分和组
73、合 对于低渗透差油层的开发调整，从理论上的研究表明，其注水方式以采用面积注水方式比较适宜，合理井距以200300m左右为好。而在面积注水方式中，相同井距的五点法与反九点法面积井网相比，五点法井网好于反九点法井网。 考虑大庆油田基础井网的特点，为了尽量保持油层原有的水淹规律和油层中的油水分布，以利后期的再次调整；同时考虑反反九九点点井井网网采油井多，有利稳产，因此层系调整井的井网部署主要采用下述方法。大庆长垣大庆长垣（1）基础井网为反九点法井网 1) 调整井部署于原反反九九点点法法面积井网相相邻邻采采油油井井连连线线中中点点区区内内，全为采油井，不增加注水井点，原井网不增加注水井点，原井网边井全
74、部堵水边井全部堵水。 这种部署方式调调整整井井布布在在滞滞流流区区内内，辅之以选选择择性性射射孔孔，有利于扩扩大大注注入入水水波波及及体体积积，但但对对提提高高水水驱驱控控制制程程度度不不大大，适用于原井网为反九点法，砂体分布面积大，层内矛盾突出的高渗透厚油层的加速开采调整。 喇嘛甸油田的葡葡I1-2I1-2层层采用这种方式调整取得了较好的效果。 2) 调整井部署于原反九点法井井网网油油水水井井的的同同井井场场，井别相同，老井封堵调整层封堵调整层，转为调整井网开发调整井网开发。 这种调整方式的主要作用在于细细分分开开采采层层系系，适用于原反九点法面积井网，水水驱驱控控制制程程度度较较高高，但因
75、原方案层系划分粗，层间干扰严重，动用较差油层的细分层系调整。 喇嘛甸油田的南块葡葡I4I4及以下油层和北块的葡葡I4I4高高I5I5油层油层采用这种调整方法取得了较好的效果 。 喇嘛甸油田葡I4及以下油层井网调整示意图 3) 调整井部署在原方形井网相邻4 4口口井井对对角角线线的的交交点点处处，老井对调整层堵水，新井组成一套共距与原井网相同的调整层系开采井 。喇嘛甸油田高I6及以下油层井网调整示意图 这种部署方式的特点是：新新老老井井均均匀匀分分布布，有利于对油油层层沉沉积积特特征征及及地地下下油油水水分分布布状状况况的的再再认认识识。适应于原反九点法面积井网，基本未动用油层的细分开采层系调整
76、。 这一调整方法在喇嘛甸油田高高I6I6及以下油层的调整中得到应用。（2）基础井网为行列井网行列井网 1) 调整井部署采取原原井井网网排排间间加加排排、井井间间加加井井的布井方法，新老井共同组成一套调整层系的方形面积井网。这种布井方式适应于原井网为行列井网地区，其中原井网生产井地面井距较大的开发区。萨中西二断块井网调整示意图 这种调整井部署类型适应于油油层层差差异异较较大大，可调对象在一、二排间分布。 萨尔图油田的西二断块、东区、北二区东部西二断块、东区、北二区东部等开发区均采用此方法调整。 2) 原井网第一排间不布井，第一排原原生生产产井井之之间间加加井井，第二排间间间间注注间间采采，原中中
77、间间井井排排井井间间加加井井，形成第一排间为线线状状注注水水采采油油，第二排间为反九点法井网开采反九点法井网开采。 中区西部井网调整示意图 这种调整方式适用于三角洲平原分流河道较为发育的地区；而且砂体走向与注采方向基本一致；原井网一、二排油井储量动用状况及水淹差异较大的开发区。萨尔图油田中区西部中区西部的调整井就采用这种调整方式。 3) 调整井采用方形井网、全面加密，第一、二排间区别对待方形井网、全面加密，第一、二排间区别对待的布井方式。 具体做法是对可调厚度较小的第一排间部署一套调整井网，对可调厚度较大的第二排间部署井位交错分布的方形调整井网。 这种部署方式适用于三角洲内前缘相低渗、薄层发育
78、；第一排间油层动用较好；第二排间动用较差（可调厚度大）的开发区。萨南油田的南五南五 七区七区就采用这种调整方式。 南五七区井网调整示意图 （3）基础井网为四点法面积井网 1) 在原井网油油水水井井连连线线中中点点（主流线）上布调整采油井，原井网相相邻邻采采油油井井连连线线中中点点布布调调整整注注水水井井，新老井配合组成注采井距缩小一半的调整层系开采井网 。南三区面积井网调整示意图 这一部署方式适用于调整对象砂体形态复杂，原井网水驱控制程度低的开发区。 南三区南三区面积井网就采用这种方式调整。 2) 在原井网注水井旁布调整注水井原井网注水井旁布调整注水井，原井网相邻采油井连线中点布调整采油井连线
79、中点布调整采油井 。杏十十二区井网调整示意图 这一布井方式钻调整井数少，因调整井位于原井网的滞流区，剩余油饱和度高，有利于提高油层采收率。杏十杏十- -十二区十二区的井网调整采用这一方式。 3) 在原三角形井网3 3口口井井中中间间（滞滞流流区区）布布采采油油井井,原井网部分采采油井改注水井油井改注水井，调整井井别根据油层发育及水淹状况灵活确定。北一区东西部过渡带井网调整示意图 这种部署的优点是调整井井点位于原井网滞流区，油层水淹程度低，调整井生产效果好。这种调整方法适应于油层条件差、原油粘度高，原方案注采井距偏大，绝大多数油层动用较差的原四点法面积井网开发区。 萨尔图油田北一区东、西部过渡带
80、、东区、西区过渡带北一区东、西部过渡带、东区、西区过渡带的调整井都采用这种部署方法。（1）分析不同井距对砂体或者各类油层的控制程度控制程度（2）分析不同井距对砂体或者各类油层的动用程度动用程度（3）能否建立起有效驱动体系有效驱动体系或者有效的聚驱驱动压差有效的聚驱驱动压差（4）采用数值模拟计算对比不同井距下的开发指标开发指标（5）考虑经济效益下单井控制可采储量单井控制可采储量2、井网、井距确定大庆油田北一区 通过不同注采井距对三类油层控制程度、动用程度控制程度、动用程度和有效的聚驱驱动压差聚驱驱动压差的研究，认为三类油层注采井距100125m较为合适。（1）100m100m井距井距条件下三类油
81、层控制程度高大庆油田北一区100m井距条件下三类油层动用状况较好动用状况较好 从动用状况看，100m井距表外储层动用层数较250m提高了50个百分点，较175m提高了45.5；有效厚度小于1.0m薄层动用层数提高了近52个百分点；表外储层砂岩厚度动用程度由16.1提高到66.0，有效厚度小于1.0m薄层由50提高到79.6。不 同 井 距 三 类 油 层 动 用 程 度 表砂体类型100m175m250m层数(%)砂岩(%)有效(%)层数(%)砂岩(%)有效(%)层数(%)砂岩(%)有效(%)H有1m非河79.683.283.35055.756.527.627.231.7表外层60.46614
82、.916.110.513.1合计67.977.287.562.471.485.95061.182.2 三类油层注聚井距100时，井口注入压差在破裂压力附近，建立了与主力油层相近的注采压差，此时压力梯度较主力油层高2.6倍，这表明三类油层需要较高的压力驱动。三类油层在100m井距条件下建立了较较高高的的驱驱动压差梯度动压差梯度三类油层在100125m井距条件下经济合理经济合理 8944单井投资（万元）二类油层三类油层3、调整方案优选方案：现井网注水开发方案。井距212m，主要依据现井网条件注水开发预测开发指标，主要目的是为其它加密调整方案提供对比基础。对比基础。方案设计一般要求设计三种三种调整方
83、案宋芳屯北部宋芳屯北部方案：井网中心均匀加密中心均匀加密油井反九点注水。井距212m212m，加密后转注原老井网角井转注原老井网角井，组成新的反九点注水井网。优点加密初期转注井少，油井多，采油速度高。方案：井网中心均匀加密油井五点注水中心均匀加密油井五点注水。井距212m212m，加密后转注原老井网油井转注原老井网油井，组成五点注水井网。优点是水驱控制程度高，注水强度高，波及系数大。但由于加密后转注井多，油井较少，采油速度较低；方案：油井排加密油井线状注水油井排加密油井线状注水。加密油井后转注原井网水井排油井，组成线状注水井网，油井井距150m（200m）、水井井距300m(400m),油水井
84、排300m（400m）。优点有利于避免宋芳屯油田分流相砂体主流线上加密，但由于加密井少，提高采收率幅度不大，同时对于窄条带砂体难以实现线状注水。加密方式优化 根据理论和数值模拟研究成果，结合宋芳屯油田北部各区块注水开发动态特征，研究认为对于芳6、芳707、芳17和芳507区块采用正正方方形形井井网网对对角角线线交交点点加加密密，宋芳屯试验区、祝三试验区和芳6区块的芳708井区采用井井网网中心加密方式。中心加密方式。一是中心加密井网中心加密井网相对均匀,加密井多,水驱控制程度提高幅度大 宋芳屯油田芳708井区水驱控制程度统计表加密方式 有效 厚度（m） 连通 有效厚度 （m） 单向 连通比例 （
85、） 双向 连通比例（） 三向以上连通比例（） 水驱控制程度 （） 现井网灵活反九点注水 133.2 101.4 59.5 31.3 9.3 76.1 油井排加密线状注水 199.3 174.1 49.3 40.5 10.2 87.4 中心加密小井距反九点注水 297.6 246.6 51.8 46.1 2.2 82.9 二是中心加密井网中心加密井网初期反九点注水井网,采油速度高采油速度高 对于中心加密井网,初期反九点注水,加密井全部加密井全部为油井为油井,较油井排井间加密油井多1/3,比正方形中心加密五点注水油井多2/3,同时加密初期对原产量高的油井继续生产,可以获得油田较大的产油能力,使加密
86、初期采油速度高。三是中心加密初期反九点注水有利于后期调整后期调整,提高采收率依据动态逐步转注角井转注角井,较油井排加密油井一次性转注水井排上油井,可以最大限度利用高产油井生产,避免一次转注盲目性，达到注采关系与砂体更有效组合，最大限度扩大波及系数和采收率。数模计算表明正方正方形中心加密五点注形中心加密五点注水较不加密和油井水较不加密和油井排加密采收率分别排加密采收率分别高高4.44.4和和2.42.4个百分个百分点点 四是加密区含水大于加密区含水大于70%70%，只有采用油井排加密油井排加密对于采出程度高,水驱波及面积大,驱油效率高的区块或井区,原正方形反九点注水井网剩余油主要集中在油井间剩余
87、油主要集中在油井间,而正方形中心剩余油少而正方形中心剩余油少,加密井可调厚度小,油井含水高,产油量达不到加密井经济极限,同时在油井间存在的可调厚度及剩余油程度,使加密井可以达到经济极限,加密具有经济效益,也有必要在油井排井间加密。 据测算宋芳屯油田采出程度在20%以上,区块或井组含水在70%以上的区块,只有在油井排井间加密才具有经济效益。 4、井位优选及确定井位优选分三步：第一步，依据沉积单元沉积单元逐层预测，结合周围老井有效厚度老井有效厚度，预测加密井全井厚度加密井全井厚度，共312口；第二步，根据不同区块加密井有效厚度不同区块加密井有效厚度下限值，筛选出符合下限标准的井91口。第三步，对于
88、具备一定有效厚度一定有效厚度的井，遵循以下原则： 根据老井动态及吸水剖面资料，了解分层水淹状况，避免加密井主力层水淹，共去掉11口； 尽管有些井主产层未被水淹，但周围老井采出程度较高，为避免形成低产井，去掉这类井5口； 尽量避开在水井间加密，但对具体井要具体分析； 对于目前认识不清，需要根据其它加密井钻井后加已证实的井设计为缓钻井。宋芳屯油田北部区块设计加密井井数统计表 按此三步在北部6个区块优选出可加密井位75口，其中宋芳屯试验区没有优选到井位，而祝三试验区仅有2口井位，宋芳屯试验区和祝三试验区两个区块本方案不作加密设计。本次设计加密井的芳707、芳17、芳6和芳507区块，共设计加密井73
89、口，其中正常钻井57口，缓钻井16口。 老井（口） 设计油水井口） 区块 设计加密井（口 正常 钻井（口） 设计缓钻井（口） 设计总井数（口） 总井 油井 注水井 初期转注井（口） 油井 注水井 芳 707 5 4 1 79 74 50 24 55 24 芳 17 6 6 77 71 46 25 1 51 26 芳 6 39 31 8 185 146 100 46 5 134 51 芳 507 23 16 7 108 85 57 28 3 77 31 合 计 73 57 16 449 376 253 123 9 317 132 宋芳屯北部宋芳屯北部5、开发指标预测（1）加密区初期产能预测初期产
90、能预测加密井宋芳屯油田北部区块加密井产能测算表 根据宋芳屯试验区和升132区块加密井与老井第一年单井产油量统计，正方形中心加密加密井产量是老井产量的2.32.3和和1.21.2倍倍，另从外围油田已加密区块整体分析，在中高含水区间随区中高含水区间随区块含水上升块含水上升，加密井与老井产量之比有变小加密井与老井产量之比有变小的趋势。设计加密单井日产量各区块2.12.13.4t3.4t,加密区共设计产能6.13104t 区 块 加密井数 （口） 有效厚度 （m） 采油强度 （t/d.m） 单井日产量 （t） 产能 （104t） 芳707 5 4.2 0.67 2.1 0.32 芳17 6 4.5 0
91、.74 2.5 0.45 芳6 39 4.4 0.78 2.6 3.04 芳507 23 4.8 0.95 3.4 2.35 73 0.83 2.8 6.13 统计加密井区块老油井开井日产油,芳707区块单井日产油和采油强度最低，分别为1.5t和0.39 t/d.m，而芳507区块开发时间较短，单井日产油和采油强度最高最高，分别为2.9t和0.66 t/d.m。考虑到2005年加密井才投入生产，产能按10%递减，则各区块初期采油强度设计为0.360.66t/d.m,设计老井日产油1.42.8 t，区块初期年产能1.74.5104t,加密区合计产能量11.2104t。 老油井加密井和老井合计产能
92、加密井和老井合计产能17.3317.3310104 4t t。 根据宋芳屯油田北部各区块水驱特征求得的采收率，应用井网密度法井网密度法求得不同采收率与井网密度变化关系。 预测各区块井网加密后水驱采收率在31.4%32.9%。 （2）加密调整可采储量增加情况预测增加情况预测 加密区地质储量和可采储量分别为185104t和9.6104t，断层附近及扩边区加密井地质储量和可采储量分别为73104t和19.6104t，合计地质储量和可采储量分别为258104t和29.2104t。加密井单井增加可采储量4000t，其中老井区内加密井单井增加可采储量2500t，断层附近及扩边区单井增加可采储量8600t。
93、 宋芳屯油田北部加密区采收率测算结果表老井区内 断层附近及扩边区 合计 区块 加密后采收率 （%） 井数（口） 地质 储量 （104t） 增加 采收率 （%） 增加 可采储量 （104t） 井数（口） 地质 储量 （104t） 增加 可采储量 （104t） 地质储量 （104t） 增加 可采储量 （104t） 芳 707 31.4 4 19 5.4 1.0 1 2 0.6 21 1.6 芳 17 31.8 2 10 5.3 0.5 4 9 2.3 18 2.9 芳 6 31.4 19 89 5.5 4.9 20 43 11.2 131 16.1 芳 507 32.9 14 67 4.7 3.2
94、 9 20 5.5 87 8.6 合 计 39 185 9.6 34 73 19.6 258 29.2 （3）递减率及初含水预测 已加密区块递减率分析，井网越稀加密井和老井递减率越小。宋芳屯试验区原井网400400m，加密井递减率为4.2%,老井递减率为7%,升132区块原井网350350m，加密井递减率20.6%,20.6%,老井递减率为12.5%12.5%，并且加密区块含水越高加密井和老井递减率越大。考虑到宋芳屯油田井距比升132区块井距小，加密后加密井可能会影响老井产量。芳屯油田北部加密区块递减率设计表 老井（ %） 加密井（ %） 区 块 递减率 含水 递减率 含水 芳707 11 6
95、1 16 43 芳17 14 63 18 45 芳6 15 69 20 50 芳507 16 57 21 40 （4）开发指标预测 1）加密井调整开发指标预测结果表明：加密开采10年末加密井含水82.0%,采油速度0.83%, 加密期内累计产油32.9 104t,采出程度13.11% 。 宋芳屯油田北部加密井开发指标预测表 序号 开发时间 (a) 油井数 （口） 单井 日产油（ t） 单井 日产液（ t） 年产油 (104t) 年产液 (104t) 综合 含水 (%) 采油 速度 (%) 采出 程度 (%) 1 2005 73 2.76 5.1 6.0 11.1 45.9 2.56 2.56
96、2 2006 73 2.25 4.5 4.9 10.0 50.5 2.09 4.65 3 2007 73 1.88 4.2 4.1 9.2 55.1 1.74 6.39 4 2008 73 1.60 4.0 3.5 8.7 60.0 1.48 7.87 5 2009 73 1.38 3.9 3.0 8.5 64.3 1.28 9.16 6 2010 73 1.22 3.8 2.7 8.4 68.2 1.13 10.29 7 2011 73 1.10 3.9 2.4 8.5 71.9 1.02 11.31 8 2012 73 1.01 4.1 2.2 8.9 75.3 0.93 12.24 9
97、2013 73 0.94 4.4 2.1 9.6 78.7 0.87 13.11 10 2014 73 0.89 5.0 2.0 10.9 82.0 0.83 13.94 加密开采10年末（2014年）老井含水83.4%,采油速度0.37% , 加密期内累计产油73.5 104t,采出程度19.8% 宋芳屯油田北部老井开发指标预测表 2）老井开发指标预测 开发年限（a） 开发时间(a) 油井数 （口） 单井日产油（t） 单井日产液（t） 年产油(104t) 年产液(104t) 综合 含水 (%) 采油 速度 (%) 采出 程度 (%) 注水井 （口） 年注水 (104m3) 1 2005 24
98、4 1.53 4.3 11.2 31.2 64.1 0.75 15.65 132 101.2 2 2006 239 1.35 4.3 9.7 30.9 68.7 0.65 16.29 118 68.5 3 2007 234 1.21 4.2 8.5 29.7 71.3 0.57 16.86 123 65.1 4 2008 230 1.11 4.2 7.6 28.9 73.6 0.51 17.37 127 62.8 5 2009 225 1.03 4.2 6.9 28.5 75.6 0.46 17.83 132 61.1 6 2010 221 0.97 4.3 6.4 28.5 77.4 0.4
99、3 18.26 136 60.4 7 2011 216 0.93 4.5 6.1 28.9 79.0 0.40 18.66 141 60.7 8 2012 212 0.91 4.7 5.8 29.8 80.5 0.39 19.05 145 62.2 9 2013 207 0.91 5.1 5.6 31.4 82.0 0.38 19.43 150 65.0 10 2014 203 0.92 5.5 5.6 33.7 83.4 0.37 19.80 154 69.7 3）加密区开发指标预测 加密开采10年末加密区含水83.1%,采油速度0.50% , 加密期内累计产油106.4 104t,采出程度
100、21.99% 。宋芳屯油田北部合计开发指标预测表开发年限（ a） 开发时间(a) 油井数 （口） 单井日产油（ t） 单井日产液（ t） 年产油(104t) 年产液(104t) 综合 含水 (%) 采油 速度 (%) 采出 程度(%) 注水井 （口） 年注水 (104m3) 1 2005 317 1.81 4.5 17.2 42.4 59.3 1.15 16.05 132 101 2 2006 312 1.56 4.4 14.6 40.9 64.2 0.97 17.02 118 68 3 2007 307 1.3 7 4.2 12.6 38.8 67.5 0.84 17.87 123 65 4
101、 2008 303 1.22 4.1 11.1 37.6 70.4 0.74 18.61 127 63 5 2009 298 1.12 4.1 10.0 37.0 73.0 0.67 19.27 132 61 6 2010 294 1.03 4.2 9.1 36.9 75.3 0.61 19.88 136 60 7 2011 289 0.98 4.3 8.5 37.4 77.4 0.56 20.44 141 61 8 2012 285 0.94 4.5 8.0 38.7 79.3 0.53 20.98 145 62 9 2013 280 0.92 4.9 7.7 41.0 81.2 0.51
102、21.49 150 65 10 2014 276 0.91 5.4 7.6 44.6 83.1 0.50 21.99 154 70 6、调整方案经济评价 （1)投资概算 根据前述单位投资参数概算，同时考虑转注井投资，宋芳屯油田北部加密井总投资1.25109元，其中钻井投资0.79109元，建井投资0.44109元，转注投资0.018109元 。宋芳屯油田北部加密井投资概算表 区块 钻井 （口） 钻井投资 （ 104元） 建井 （口） 建井投资 （ 104元） 转注 （口） 转注投资 （ 104元） 合计投资 （ 104元） 芳707 5 547 5 300 847 芳17 6 656 6 36
103、0 1 20 1036 芳6 39 426 7 39 2340 5 100 6707 芳507 23 2516 23 1380 3 60 3956 合 计 73 7986 73 4380 9 180 12546 (2)经济效益评价结果1）加密井 在油价为20美元/桶的条件下，其税前财务内部收益率24.3%，投资回收期3.6年，财务净现值2542万元，税后财务内部收益率12.6%，投资回收期5.1年，财务净现值147万元。 宋芳屯油田北部加密井不同油价下经济评价结果表 税前 税后 油价 ($/bbl) 内部 收益率 (%) 回收期 (年) 财务 净现值 (万元) 现金流 (万元) 内部 收益率
104、(%) 回收期 (年) 财务 净现值 (万元) 现金流 (万元) 18 15.3 4.5 686 5021 7.0 6.2 -1209 2617 20 24.3 3.6 2542 7950 12.6 5.1 147 4834 25 61.7 2.3 8755 17753 31.1 3.4 4444 11717 30 124.3 1.7 14948 27524 53.3 2.5 8593 18264 (2)经济效益评价结果2）加密区块 在油价为18美元/桶的条件下，其税前财务内部收益率68.7%，投资回收期2.1年，财务净现值12995万元，税后财务内部收益率35.0%，投资回收期3.1年，财务
105、净现值7246万元。宋芳屯油田北部加密区块不同油价下经济评价结果表税前 税后 油价 ($/bbl) 内部 收益率 (%) 回收期 (年) 财务 净现值 (万元 ) 现金流 (万元 ) 内部 收益率 (%) 回收期 (年) 财务 净现值 (万元 ) 现金流 (万元 ) 18 68.7 2.1 12995 25305 35.0 3.1 7246 17656 20 106.2 1.8 18834 34775 49.3 2.6 11263 24255 25 591.8 1.2 38382 66479 121.2 1.7 24360 45497 (3)敏感性分析 从油价、投资、产量和经营成本四种因素的变
106、化对内内部收益率和净现值部收益率和净现值的影响程度可以看出，项目的经济效益对油价、产量和投资的变动最为敏感。当油价降低10%，财务内部收益率为13.8%，净现值净现值降为526万元；当油价上升10%，财务内部收益率上升为27.7%，净现值增加为5337万元，投资的增减对经济效益的影响与油价和产量的影响方向相反。内部收益率净现值7 、方案推荐 根据经济效益评价以及开发指标情况，综合优选技术先进、经济有效、生产合理的方案作为调整方案。 如宋芳屯油田北部选择方案：即井网中心均匀加密井网中心均匀加密油井反九点注水。目 录一、开发调整区块地质特征再认识二、开发效果评价三、剩余油分布研究四、调整原则和方法
107、五、开发调整方案部署六、开发调整方案实施要求七、开发调整方案报告的编写要求（1）根据油藏构造特点及油层分布特点提出钻井顺序，复杂地区应在实施中根据新的认识及时调整部署。 （2）根据井别、油层情况，设计合理的井身结构及完井方法。 （3）采用适合于保护油气层的钻井液和完井液。 （4）根据油层、地层及钻井液特点，选定测井系列。1、钻井工程要求（一）开发调整方案实施技术要求 2、新井投产投注施工要求（1）根据油层特点采用相应的保护油层的压井液。（2）根据油气层特点采用合适的射孔方式、射孔枪、射孔弹、射孔密度及油层射开程度。 3、采油、注入工艺设计要求（1）采油、注入工艺应满足调整方案设计的各阶段开发指
108、标。（2）根据油层特点及配产要求，选择合理生产方式。（3）采油、注入生产过程中应保护储层、改善油层开发效果。（4）针对油气藏特点，为改善开发效果，应采用新的工艺技术。 4、采油、注入地面建设工程设计要求 （1）油、气、水集输工程及注入剂配套工程，应满足调整方案设计的各阶段开发指标要求。 （2） 提出对油、气、水计量精度及注入剂质量等要求。 5、方案实施中的地质工作要求 （1）现场落实新井井位，新井完钻后要进行精细地层对比，及时修改构造图，并对原设计方案进行相应调整。 （2）调整井中如发现新的油层，应尽快试油试采，进行滚动开发。 （3）调整方案设计新井完钻后，要按新的认识修改地质模型，调整注采井
109、别，编制配产、配注方案。（二）开发调整方案实施要求具体做法1、钻井 （1）井位 所有设计井必须按设计坐标钻井，如遇地面障碍需移动井位超过20m，需同采油八厂协商，并报请油田公司开发部批准。 （2）完钻井深 加密井一律钻穿葡萄花油层组，完钻层位青二、三段，留足口袋完钻。完钻深度由葡一组顶面构造图确定。 （3）钻井液 严格控制泥浆比重和失水量，既要考虑油层压力高，防止钻开目的层喷井，又要减轻对油层的污染，要求钻穿目的层泥浆相对密度小于1.25,失水量小于6mg/L。（二）开发调整方案实施要求具体做法 2、测井 采用国产DLS测井系列，同时进行碳氧比测井，并进行水淹层解释。 3、完井 要求固井质量良
110、好，葡萄花油层段优质率达到100%，固井水泥返至葡萄花油层顶面100m以上。结实为了提高固井质量检查精度，所有井采用声波变密度测井。如发现封固不好或窜糟，要及时采取补救措施。 4、录井 为了了解不同开采程度区块水淹状况，各加密区块分别选4口加密井进行井壁取心，并进行色谱分析。（二）开发调整方案实施要求具体做法 5、射孔 加密井完钻后，要搞好以井组为单元的精细对比和水淹层解释、评价，编制射孔方案，优化射孔层位。 6、投产加密井射孔后48小时内投产，防止油层污染。 7、监督 现场人员要求及时跟井掌握情况，及时反馈信息，严格执行有关缉私户规定和要求，实施地质监督，保证方案顺利实施。 8、取资料要求
111、要严格按照油田公司开发部油田监测要求取全、取准地质资料，做好动态跟踪分析和调整工作。目 录一、开发调整区块地质特征再认识二、开发效果评价三、剩余油分布研究四、调整原则和方法五、开发调整方案部署六、开发调整方案实施要求七、开发调整方案报告的编写要求1 调整区开发简史：a) 调整区原方案设计要点介绍；b) 历次调整介绍；c) 开发现状。2 调整区地质特征：a) 调整区地质概括；b) 调整区地质再认识。3 开发调整依据：a) 调整区目前存在的问题；b) 调整区目前剩余油分布特征及形成原因分析；c) 调整区调整对象的特征；d) 调整的可行性分析。（一）主要内容4 调整部署a) 调整的原则、方法和对象；
112、b) 开发层系、井网和注水方式确定；c) 调整井井号命名的说明。5 调整效果的预测：a) 调整区开发指标预测；b) 调整区经济指标预测；c) 调整前后开发效果对比。6 调整方案的实施要求：a) 实施钻井要求；b) 完井质量要求；c) 测井系列要求；d) 调整井投产工艺技术要求；e) 采油工程设备要求；f) 动态监测系统部署要求；g) 地面工程建设要求。1 基本附图包括：a) 调整区位置分布图；b) 调整区构造井位图；c) 储层综合柱状图；d) 不同沉积类型油层小层平面图；e) 油层剖面图；f) 密闭取心井水淹状况柱状图；g) 剩余油分布图；h) 隔层分布图；i) 油层压力分布图；j) 井况分布
113、图；k) 调整井位部署图；l) 数值模拟计算地质模型示意图；m) 稠油油藏要有饱和度场、温度场、压力场图。（二） 附图及附表的要求2 附图的图例见SY/T56153 基本曲线包括：a) 原井网综合开采曲线；b) 各开发层系采出程度与含水关系曲线；c) 驱替特征曲线；d) 不出油厚度与射开油层数、射开油层厚度、渗透率级差关系图；e) 含水与采液指数、采油指数、含水上升率、井底流压的关系图；f) 增产措施效果变化曲线；g) 不同油层相对渗透率曲线、毛管压力曲线；h) 调整方案开发指标预测曲线。4 基本附表应能反映出： 原方案井网要素、调整区目前开发指标、分层吸水和出油状况、密闭取心井水淹状况、调整
114、前后水驱控制程度、油层层组划分结果、油田储量复算情况、流体性质、储层特征、剩余油分类和数量、调整井目的层预测厚度、调整井的产能、调整方案的逐年开发指标和经济指标、调整方案实施安排等。 封面注明调整方案名称、编号、编制单位和日期。（三）（三） 封面及扉页封面及扉页 扉页注明调整方案编写人、参加人、审核人、批准人及批准日期。（三）（三） 封面及扉页封面及扉页签字第三部分油田开发调整方案编制报告实例介绍油田开发调整方案编制报告实例介绍第三部分前言一、基本概况二、开发效果评价三、调整区块地质特征四、油藏数值模拟及剩余油分布特征五、调整潜力分析六、井网部署七、井网加密调整效果预测八、方案实施要求宋芳屯油田北部加密调整方案
