胜利稠油热采油藏开发动态分析技术规范

1、稠油热采油藏开发动态分析技术规范（讨论稿）2007年7月稠油热采油藏开发动态分析技术规范1 范围本规范规定了稠油热采油藏开发动态分析所需的主要基础资料和技术要求。本规范适用于稠油热采油藏开发，稠油热采油藏动态分析。2 引用标准下列标准所包含的条文，通过在本规范中引用而构成本规范的条文。引用标准gbn 269 石油储量规范3 油藏开发动态分析的目的油藏开发动态分析是认识油藏、治理改造油藏，科学有效地开发好油藏的重要手段。其目的是以齐全准确的静态、动态及监测资料为依据，应用相关分析技术，分析油藏的开采特点，研究不同开发阶段的主要矛盾，不断深化对油藏特征及其内在规律的认识，明确开发潜力，进而提出下步

2、调整方向与措施，实现油藏开发的最优化。4 油藏开发动态分析的工作程序油藏开发动态分析工作程序包括：开发动态分析资料的收集整理，开发动态分析评价，开发动态分析报告编写。5 油藏开发动态分析所需主要资料5.1单井开发动态分析所需资料5.1.1静态资料a)钻井、完井、取芯资料及岩芯分析化验资料；b)完井电测图及测井解释成果资料；c)油层分层及小层数据表；d)分层构造井位图，连通图及油藏剖面图。5.1.2动态资料5.1.2.1生产动态资料a)试油、试注资料；b)采油（注汽）井井史；c)采油（注汽）井生产数据；d)采油（注汽）井作业总结。5.1.2.2试井测试资料a)采油（注汽）井试井、分层测试资料；b

3、)低压试井资料（示功图、动液面、抽油井诊断）。5.1.2.3流体性质分析资料a)原油性质分析、高压物性资料、流变性、粘温特性资料；b)天然气性质分析资料；地层水性质分析资料。5.1.2.4动态监测资料a)压力测井；b)产液剖面测井；c)含油饱和度测井；d)吸汽剖面测井；e)工程测井；f)分层四参数测试g）流温流压测试5.1.2.5油藏数值模拟资料5.1.3 图件a)产液剖面变化图；b)含油饱和度变化图；c)吸汽剖面变化图；5.1.4曲线a)采油井单井开采曲线；b) 采油井吞吐分周期开采曲线；c)注汽井单井注汽曲线；5.1.5数据表a)注汽井注汽数据表；b)采油井周期吞吐数据表；c)采油井措施效

4、果分析表。5.2单元开发动态分析所需资料5.2.1静、动态资料构造、储层、流体性质、压力系统、驱动类型、天然能量、储量、开发历程及专题研究，开发方案、配产配注方案、前期动态分析报告。5.2.2图件a)构造井位图；b)油藏剖面图；c)油藏综合柱状图；d)油层等厚图；e)油层小层（油砂体）平面图； f)油层沉积微相图；g)油层孔隙度、渗透率、含油饱和度等值图；h)油层物性频率分布图； i)开采现状图；j)不同阶段油层水淹等值图（特高含水单元每年一次，中高含水单元每半年一次）；k)不同阶段油层压力分布图；l)不同阶段油层剩余油饱和度等值图；m)不同阶段剩余可采储量丰度等值图；n)阶段液、油、含水、动

5、液面、地层压力差值图；o)吸汽剖面、产液剖面变化对比图。p) 不同阶段油层温度分布图q) 油层栅状图；r) 层间隔夹层厚度等值图；s) 油层平面原油粘度等值图；t) 措施效果分析图（反映同一措施调整依据、设计思想、实施时间、措施后油井动态的地质图幅组合）u)不同阶段油井汽窜分布图（每年一次）5.2.3曲线a) 毛管压力曲线、不同温度下（冷水、热水、蒸汽）油水相对渗透率曲线； b) 粘温关系曲线； c) 产油量构成曲线；d) 递减率变化曲线；e) 阶段新老井产量变化曲线；f) 产液量、产油量、注汽量生产运行曲线；g) 综合开发曲线；h) 时间油层压力曲线；i) 油层压力采注比曲线；j) 油层累计

6、亏空水侵曲线；k) 油层总压降累计亏空曲线；l) 驱替特征曲线； m) 含水与采出程度关系曲线或油汽比与采出程度关系实际、理论曲线；n) 不同阶段原油粘度变化曲线；o) 蒸汽吞吐周期开发规律曲线（周期产油能力、含水、产油量、油汽比、回采水率等）5.2.4数据表a)开发基础数据表（油藏类型、开发层位、含油面积、探明地质储量、动用地质储量、可采储量、平均有效厚度、平均有效孔隙度、平均空气渗透率、平均有效渗透率、平均原始含油饱和度、平均油层温度、原始地层压力、原始饱和压力、原始压力系数、原油地面相对密度、原油地下相对密度、50原油地面粘度、原油地下粘度、原油含沥青质量、原油含胶质量、原油含硫量、原油

7、地下含蜡量、原油含硫量、原油体积系数、原油压缩系数、原油凝固点、地层水矿化度、天然气密度、天然气组分、天然气溶解系数、原始气油比、地下油水粘度比、流度、流动系数、岩石润湿性、驱动类型、开发井网、井距、热采方式）；b)开发数据表（时间、采油井数、开油井数、日产液量、日产油量、综合含水、平均单井日产液量、平均单井日产油量、动用地质储量采油速度、动用地质储量及可采储量采出程度、剩余可采储量采油速度、累积注汽量、产油量、产水量、油汽比、采注比、回采水率、平均动液面、平均泵深、地层总压降、年自然递减率、年综合递减率）；c)新井投产数据表；d)产液剖面变化对比表；e)吸汽剖面变化对比表；f)注采（蒸汽驱）

8、对应数据表。6 稠油热采油藏开发动态分析评价内容6.1单井分析评价内容井分析与油藏动态相结合，处理好点面关系，统筹兼顾，全面考虑和分析问题；地下分析与地面设备、工艺流程相结合，将地下、井筒、地面看作一个有机的整体；地下分析与生产管理相结合，循着先地面、再井筒、后地下的分析程序逐步深入地搞好分析；油井分析与经济效益相结合，提出经优选的措施方案，最大限度地提高油井能力，达到少投入、多产出，提高经济效益的目的。6.1.1 油层基础资料应用和分析油层条件是油井生产的基本条件，分析油井地下动态变化，搞清油层的地质状况，主要是油层的层数、厚度、净总厚度比情况、各小层的岩性和渗透率、油层非均质性、油层的原油

9、密度和粘度、含油饱和度、生产井的油层与周围相连的油井的油层连通状况、边底水状况。6.1.2 生产动态分析a) 注汽参数变化分析分析注汽工艺参数（单井注汽压力、注汽温度、注汽速度、注汽干度、注汽量）的变化及其对蒸汽吞吐开采效果的影响，提出优化注汽工艺参数的有效措施；同轮次搭配井注汽压力、注汽温度、注汽速度、注汽干度、注汽量变化及其对蒸汽吞吐开采效果的影响，提出优化注汽工艺参数的有效措施； 周围油井汽窜状况分析，合理控制注汽量及注汽速度，提出改善注汽状况的有效措施；注汽轮次、注汽组合、注汽参数的合理性分析，不断提高注汽质量；b) 井筒热损失分析井筒中的压力变化分析；井底蒸汽干度变化分析；井筒中的温

10、度变化分析；c) 焖井参数变化分析焖井时间、焖井压力变化及其对油田生产的影响； 焖井压力与焖井时间的关系，确定合理的焖井时间。d) 油井放喷生产状况分析单井放喷时间、放喷压力、放喷温度、放喷油嘴大小变化及其对油田生产的影响，不断改善放喷效果；分析放喷生产状况变化，分析日产液、含水、出油温度变化趋势等。e) 油井转抽生产状况分析日产液、日产油、含水、出油温度变化及周围注汽井对本井开采效果的影响分析； 不同阶段工作制度的合理性分析（周期初期、中期、末期）；f) 周期生产动态分析周期内和周期间注采状况、生产能力、递减变化； 周期吞吐规律及特点；分层评价油井生产能力，根据井的生产特征推断油藏驱动能力的

11、大小，分析转换开发方式的必要性。g) 油藏地质特点再认识结合油井在油藏中所处的位置，验证对油藏的认识，评价油井潜力。通过油井产状和试油资料推断本井周围的油层地质情况。随周期变化，分析储层物性的变化h) 地层压力状况分析分析地层压力、流动压力、总压降变化趋势及对生产的影响分析各类地层压力水平，减小层间压力差异，使各类油层充分发挥作用。j) 含水率变化分析分析含水和产水量的变化趋势和变化原因，提出控制含水上升速度的有效措施。k) 分层产液状况、产油状况和水淹状况分析定性化和定量化分析纵向上各油层分层产液状况、产油状况、剩余油分布状况。6.1.3 油井井筒动态变化分析a) 抽油井泵效分析（活塞、凡尔

12、、抽油杆、泵筒、工况及充满漏失状况）；b) 管柱状况；c) 出砂及洗井周期；d) 泵深、流压、动液面变化；e) 井下技术状况分析：分析井下落物，管外串槽、套管变形等对油井生产的影响，并提出处理意见6.1.4 地面管理状况的分析a) 热洗降粘执行情况；b) 资料录取；c) 回压的控制；d) 生产时率、检泵周期等。6.1.5 措施潜力及效果分析a)分析采油井是否具有酸化、压裂、堵水(调剖)、调层、补孔、调参、放大压差等潜力。b)分析采油井措施后的产量、含水、地层能量变化以及影响措施效果的原因，提出下一步措施意见。6.2 单元主要分析评价内容6.2.1生产规律分析a) 各开发单元，各注汽吞吐周期轮次

13、的生产时间，注汽量、产液量、产油量、含水、周期回采水率、油汽比及周期内和周期间油量递减规律的分析对比。b) 各吞吐周期注汽参数（周期注汽量、注入压力、注汽强度、井口温度、注汽干度）对热采效果油汽比的影响分析，在数值模拟研究的基础上优化最佳参数分析。c) 对蒸汽驱区块，进行井组分类，在数值模拟指导下，对各类井组注采参数进行优化，筛选出最佳开发方式和参数组合。6.2.2油藏地质特点分析a)利用开发后钻井、测井、动态、开发地震等资料，对构造、断层特征和油藏类型进行再认识；b)应用开发井及检查井的钻井、测井、岩心分析、室内物理模拟实验等资料，对储层的性质及分布规律进行再认识；c)应用试井、井间干扰试验

14、等资料，对油藏水动力系统进行再认识；d)应用钻井取芯和电测资料对储层沉积相进行再认识；e)应用动态资料对油藏地质储量参数进行再认识，按gbn 269 规定核算地质储量。6.2.3层系、井网、注采方式适应性分析a)利用油层对比、细分沉积相等新资料分析各开发层系划分与组合的合理性；b)统计不同井网密度条件下各类油层的储量控制程度、油砂体钻遇率等数据，分析井网的适应性；c)依据油层储量控制程度、油层动用程度、注入蒸汽纵向和平面波及系数等资料，分析井网密度与最终采收率的关系；d)应用蒸汽注入能力、扫油面积系数、储量控制程度等资料，分析蒸汽注入方式的适应性。6.2.4 阶段主要工作及实施效果分析评价；a

15、) 单项措施效果分析对油井的补层、调参、换大泵、化学降粘以及油（汽）井（对应）堵水(调剖)等增产措施，跨年度按措施有效期完整地统计增产量、有效天数。对当年进行的油汽（水）井的主要措施，要分析液量、产油量、含水、注汽量等的变化和有效期，分析对油田稳定和控制递减的影响。在分析现场油井动态的基础上，结合油藏数值模拟，优选出各项措施最佳配套参数及对措施效果进行初步经济效益评价，指导今后的生产。b) 工艺试验效果评价c) 新投产区（井）的动态分析。 当年投产的新开发区（或井），按开发方案对比各项指标，分析偏差原因，提出改进措施。d) 井网（或层系）调整区块的动态分析 进行井网（或层系）调整的区块（队），

16、按开发调整方案规定的指标分项对比，总结效果。用经验公式、驱替特征曲线等，分析特征前后可采储量和采收率的增加幅度，并按调整井和老井分别统计分析调整效果。6.2.5 主要开发指标变化趋势及其与理论指标的对比分析a)应用分年度综合开发数据及其相应曲线，分析产液量、产油量、注汽量、采油速度、综合含水、采注比、地层压力、油汽比、回采水率、储采比等主要指标的变化趋势及对生产形势的影响，与开发方案要求和同类油田进行对比分析，分析阶段油藏地下形势和突出变化。分析评价其开发效果，提出调整措施。b) 蒸汽驱单元结合油藏研究，分析油井见效时间，见效方向，见水方向，蒸汽推进速度，以及注入井的主要吸汽层位和油层冲洗程度

17、。c) 研究开发井网的完善程度，提出调整方案的意见和措施。d) 对照阶段计划执行期的产液量、产油量、注汽量构成数据表及其相应曲线，分析各类产量和各类增产措施对稳产及控制递减的影响。对产量构成中不合理部分提出调整意见。产量构成曲线包括以下三类产量: 阶段计划时间内老井和新井产量构成;不同阶段时间内投产井的产量构成;各类不同油品的产量构成。e)根据递减阶段产量随时间变化的开发数据，应用曲线位移法、试凑法、典型曲线拟合法、驱替特征曲线法、产量衰减曲线法或二元回归分析等方法，分析递减规律和递减类型，预测产量变化。6.2.6能量利用状况分析a) 分析各阶段（开采方式）的地层压力变化，分析边（底）水水侵速

18、度与压力、压降、地层亏空以及水侵系数、水侵量大小的关系。分析地层能量利用是否合理，提出改善措施意见。b)分析各阶段（开采方式）的地层温度变化、各注汽周期中加热半径变化和平面上储量动用状况分析。c) 热能效果分析：地面注汽管线热损失，井筒热损失，地层热损失，井温剖面变化和油藏温度场变化分析。6.2.7 储量动用及剩余油分布状况分析a) 主要分析注汽井吸汽剖面和生产井的产液剖面的变化情况，了解层间储量动用状况。b) 分析调整和重大措施 （压裂、补孔、改变开采方式、堵水、调剖等）前后油藏储量动用状况的变化。c) 汽窜情况和油（水）界面变化情况分析，提出调整挖潜措施。d) 应用不同井网密度下油层连通状

19、况的分类统计资料，分析井网控制程度对储量的动用和剩余油分布的影响。e)应用注入、产出剖面、c/o测试、井间剩余油饱和度监测、检查井密闭取心、新钻井的水淹层解释、分层测试、数值模拟等资料，分析注人蒸汽纵向及平面的波及和水洗状况，评价储量动用和剩余油分布，分析剩余油分布规律及其控制因素。6.2.8 油藏可采储量及采收率分析a)分阶段定期标定油藏技术可采储量及经济可采储量，分析油藏物性、流体性质、岩石与流体相关的特性、开采方法及其工艺技术、经济因素对油藏可采储量及采收率的影响。b)分析油藏调整和重大措施前后油藏可采储量的变化，提出增加可采储量和提高采收率的措施意见。6.2.9开发经济效益及合理经济政

20、策界限分析a)分析单位产能建设投资、投资效果、投资回收期、投资收益率、成本利润率等指标变化；b)分析不同开发阶段采油成本、措施成本变化及措施成本占采油成本的比例；c)根据剩余可采储量、产能建设投资、采油操作费、原油价格、投资回收期等指标，分析不同开发阶段井网密度极限和合理的井网密度；d)依据采液指数、生产压差、井网密度、工艺技术水平、地面管网设施、经济界限等因素，分析最大产液量；e)依据工艺技术和经济条件，分析合理的极限含水率，根据高含水油井产值及能量消耗，确定高含水井关井界限；f)依据油藏驱动类型、采油方式、油井技术状况、经济条件等因素，分析油藏废弃产量的合理界限。利用单元开发后钻井、测井、

21、动态、开发地震等资料，对构造、断层、断裂分布特征和油藏类型进行再认识。6.2.10根据剩余油分布和存在问题提出调整对策。在剩余油分布规律及控制因素分析的基础上，结合油藏特点、开发技术及经济因素提出增加可采储量和提高采收率的措施意见。7 热采稠油油藏开发动态分析方法7.1理论分析法运用数学的、物理的和数学物理方法等理论手段，结合实验室分析方法，对单元动态参数变化的现象，建立数学模型，考虑各种边界条件和影响因素，推导出理论公式，绘制理论曲线，指导单元开发和调整。如常用的物质平衡法、不同温度下（冷水、热水、蒸汽）的相渗透率曲线、含水上升率变化曲线、毛管压力曲线等。7.2经验分析法通过大量的现场生产数

22、据资料，采用数理统计方法推导出经验公式指导应用，也可以靠长期的实践经验，建立某两种生产现象之间的数量关系，指导生产实践。如常用的驱替特征曲线、递减曲线等。7.3模拟分析法这是近年来随计算机技术发展而产生的一种新方法。可以分区块建立物理模型，进而建立数学模型，应用数学上的差分方法把模型分为若干个节点进行计算，模拟出今后一段时间内各动态参数的变化结果，为调整部署增加预见性。如常用的油藏数值模拟法。7.4类比分析法把具有相同或相近性质的油田(或区块)放在一起对比分析。比较其开发效果的好坏，总结经验教训，指导开发调整。8 油藏开发动态分析报告编写要求8.1单井开发动态分析报告编写8.1.1单井配产指标

23、完成情况日产液、日产油变化，与指标要求差值及原因。8.1.2出液温度变化情况出液温度是否稳定，有上升或下降则分析与其连通的注汽井是否与之干扰汽窜。8.1.3含水变化情况含水上升速度过快要结合临近注汽井情况和边底水分布状况，分析干扰汽窜状况、边底水推进状况和井下技术状况。8.1.4油汽比变化情况油汽比变化分析，与开发方案要求和同类油田进行对比分析，提出提高油汽比的措施。8.1.5各个油层生产情况分析每个小层的产出情况，对潜力层和高含水层采取相应措施。8.1.6干扰汽窜、出砂等的变化情况及原因8.1.7 周期吞吐开发规律变化单井动态分析必须从地面工艺和生产管理入手，和周围油井联系起来，逐渐深入到每

24、个油层或油砂体。先本井后邻井，先地面、次井筒、后地下，抓住矛盾，提出措施。8.2 单元（区块）开发动态分析报告编写8.3.1油藏地质特征a)构造特征；b)储层特征：孔隙度、渗透率在平面和纵向上分布特征、岩石成分、分选系数、粒度中值、磨圆度、胶结类型、胶结物含量及其成份、沉积类型等，储层的分布状况及非均质性特征，岩石润湿性及“五敏”特征等；c)储量分布状况；d)流体性质流体平面和纵向上的分布规律，油水界面分布状况。e)压力和温度系统原始地层压力、饱和压力、油层温度、体积系数、压缩系数、原始油气比等。8.3.2开发简历与开发现状a)试油试采情况及投产时间；b)开发简历：按不同吞吐周期阶段或开发生产

25、重点工作划分开发阶段；c)开发现状：包括油井数、产液量、产油量、含水、采油速度、剩余可采储量、采出程度、日注汽量、累积注汽量、产油量、产水量、油汽比、采注比、回采水率。8.3.3阶段开发动态形势分析a)阶段开发调整重点措施及效果分析包括：新投产区块效果分析、老区井网层系调整效果分析、老区注采调整效果分析、主要增产措施（大泵提液、补孔改层、堵水、压裂、酸化、防砂、调剖等）增产效果跟踪对比分析、重点开发试验的开展情况及效果分析。b)注汽效果的分析评价单井注汽压力、注汽温度、注汽速度、注汽干度、注汽量变化对注汽效果的影响，提出改善单井注蒸汽开发效果的有效措施；组合注汽井注汽压力、注汽温度、注汽速度、注汽干度、注汽量变化对组合井组注汽效果的影响，提出改善组合井组注蒸汽开发效果的有效措施；分析阶段累积的油汽比、采注比、回采水率等指标的变化，并