油田开发调整方案编制规范

1、封面格式 ：33油田33区块（单元） 33油藏（细分层系、井网加密、井网完善、转蒸汽吞吐、转蒸汽驱等）开发调整方案（油藏工程部分）胜利油田分公司采油厂（胜利油田分公司地质科学研究院）年月1 扉页格式 ：33油田33区块（单元） 33油藏（细分层系、井网加密、井网完善、转蒸汽吞吐、转蒸汽驱等）开发调整方案（油藏工程部分）编写人：参加人：初审人：审核人：批准人：胜利油田分公司采油厂（胜利油田分公司地质科学研究院）年月2 方案审查纪要（根据方案审查意见修改完善后编写如下内容）33年33月33日，由中石化油田部（或胜利油田分公司）组织，对33方案进行了审查。方案审查专家：, ；方案汇报人：, ；参加汇

2、报人：, 。现将专家组审查意见纪要如下：1、33方案，针对 333开发矛盾，在充分研究认识, 开发潜力的基础上，进行了以 , 为主的开发调整，经专家组充分评审讨论， 一致认为该方案开发矛盾和潜力认识清楚， 调整思路和技术对策正确， 调整措施可行， 同意该调整方案。2、调整工作量及主要开发指标预测新钻井33口（油井 33口，水井 33口），进尺33万米，其中水平井33口，进尺 33万米。老井措施 33井次（油井 33井次，水井 33井次），油井措施包括 , ，水井措施包括 , 。主要开发指标： 新增年产油能力33万吨 （新井 33万吨，老井 33万吨） ，开发成本 33美元/桶，井网完善程度由

3、33%提高到33%，注采对应率由33 %提高到33%，储量动用程度由 33%提高到33%，水驱储量动用程度由33%提高到33%，可采储量由 33万吨增加到 33万吨，新井平均单井增加可采储量 33万吨，采收率由 33%提高到33%，百万吨产能投资 33亿元，万米进尺建产能 33万吨，税后内部收益率 33%。3、方案实施要求及建议实施要求 ,。建议,。方案审查专家组组长： _ 方案审查组织单位：_(盖章)_ 年月日1 目录1.概况 . 41.1 工区概况 . 41.2 勘探开发简况. 51.3 前期研究成果及监测资料录取情况. 52.油藏地质特征. 62.1 地层 . 62.1.1地层层序 .

4、62.1.2小层对比 . 72.2 构造 . 72.2.1构造解释 . 72.2.2 断裂系统 . 72.2.3构造形态 . 82.3 储层 . 82.3.1岩石学特征 . 82.3.2沉积相研究 . 92.3.3储层分布 . 112.3.4储层微观孔隙结构. 122.3.5成岩作用 . 142.3.6储层物性参数解释. 142.3.7储层非均质性. 142.3.8地应力及裂缝研究. 162.3.9储层敏感性 . 172.4 油藏 . 182.4.1油气水分布 . 182.4.2流体性质 . 192.4.3油藏压力和温度系统. 202.4.4油藏类型 . 212.5 地质储量评价. 212.5

5、.1储量计算方法及参数确定. 212.5.2储量计算结果及分析. 232.5.3储量评价 . 232. 油藏三维地质模型. 243.开发历程及现状. 253.1 开发历程 . 253.2 开发现状 . 263.3 开采特征 . 263.3.1产液、产油能力分析. 263.3.1.1产液能力 . 273.3.1.2产油能力 . 283.3.1.3无因次比采油指数. 293.3.2含水上升规律. 303.3.3稠油原油流变性、渗流特征. 322 4.开发效果评价. 344.1 储量动用状况. 344.1.1储量控制程度、储量动用程度. 344.1.2水驱控制及动用程度. 344.2 层系井网状况.

6、 354.2.1层系适应性评价. 354.2.2井网方式及井距评价. 364.2.3井网完善程度. 404.3 水驱效果评价. 404.3.1含水与采出程度关系. 404.3.2含水上升率 . 414.3.3水驱指数 . 414.3.4存水率 . 414.3.5累计水油比 . 424.3.6注水利用率 . 424.4 能量状况评价. 424.4.1合理地层能量保持水平. 424.4.2能量保持状况评价. 454.5 采收率评价 . 484.5.1理论采收率分析. 484.5.2目前井网条件下采收率分析. 505.剩余油分布研究. 575.1 开发地质分析. 575.1.1微构造 . 575.1

7、.2沉积微相 . 575.1.3储层非均质性. 585.2 油藏工程分析. 585.2.1注采状况分析. 585.2.2井组剩余可采储量分析. 585.2.3相渗曲线分析. 585.3 数值模拟研究. 595.3.1模型的建立和历史拟合. 595.3.2模拟结果分析. 605.4 动态监测分析. 615.4.1近期新井、检查井监测分析. 615.4.2剩余油饱和度监测分析. 615.4.3吸水剖面监测分析. 615.4.4产液剖面监测分析. 615.5 剩余油分布及控制因素综合分析. 625.5.1剩余油分布分析. 625.5.2剩余油分布控制因素分析. 626.目前开发中存在的主要问题及提高

8、采收率技术对策. 626.1 主要问题 . 626.2 提高采收率技术对策. 633 7.开发调整方案设计. 647.1 开发调整技术经济政策. 647.1.1开发方式 . 647.1.2开发层系 . 647.1.3井网方式及井距. 657.1.3.1 井网形式 . 657.1.3.2 井网密度及井距. 667.1.4 单井产能 . 667.1.4.1单井日产液量的确定. 667.1.4.2.单井日产油量的确定. 677.1.4.3单井最大日注水能力. 687.1.5合理注采比 . 687.1.6 水平井等复杂结构井参数优化. 697.1.7经济极限参数. 697.2 方案设计与优选. 707

9、.2.1方案设计 . 707.2.1.1设计工作量 . 707.2.1.2方案指标预测. 717.2.2方案优选 . 777.3 方案实施要求. 787.3.1钻、测、录井实施要求. 787.3.2新井投产投注施工要求. 787.3.3采油、注入工艺设计要求. 787.3.4采油、注入地面建设工程设计要求. 787.3.5方案实施中的地质工作要求. 788.油藏动态监测方案. 794 1.概况简要概述区块地质概况、 勘探开发简历、油藏动态监测及目前资料录取情况，以及开发调整的主要原因。1.1工区概况工区所在的油田、地理位置、气候和水文条件、交通及经济状况等。工区区域构造位置（一般先描述处在凹陷

10、或凸起次级构造的某部位，然后是相邻的区块或次级构造）及构造发育史、沉积环境及地层发育情况。附地理位置图、工区构造位置图。油（气）田（工区）地理位置图图形要求：1)图形范围不能过大，但需涵盖所描述工区所处的主要区域构造、地理位置；2)图上需标明主要道路、河流情况；3)在适当的位置标注比例尺和图例。工区区域构造位置图图形要求：1)构造图应为研究目的层附近大层顶、底或主要含油砂体顶面构造图；2)等值线、 深度标识清晰， 深度标识依据等值线的疏密程度按每一根、每两根或每五根标识一个；3)图中应根据研究目的标注构造高点或低点；4)在图中合适区域标注比例尺、图例；5)注明绘图人、审核人等信息。5 1.2勘

11、探开发简况简述油田发现时间、主要含油层系、储量、投入开发时间、经历的主要调整措施、开发层系、注采井网方式、井距、采出程度、采收率等。附油藏地质综合图、取芯井统计表。区块油藏地质综合图油田（工区）取心数据表井号层位井段m-m 进尺m 心长m 收获率% 油砂长m 1.3前期研究成果及监测资料录取情况阐述本区块调整前取资料井及研究项目名称、时间、主要研究内容、 主要成果认识及对生产的指导作用。油田区块调整前研究工作情况表研究项目名称研究单位研究时间主要研究内容主要成果认识备注阐述动态监测方案实施情况。附动态监测方案设计、实施工作量统计表。油田区块调整前动态监测工作量计划及实施情况表单元（区块）层系监

12、测项目实施井数（口）实施情况备注6 古生界段下馆段上馆组陶馆系三第上界生新ac界con1r4sp砂组段组系地 层2.油藏地质特征2.1 地层2.1.1 地层层序阐述油田钻遇地层情况、地层间接触关系、目的层埋深等。附地层层序表、地层柱状图。油田地层层序表地层层序柱状图界系组段砂组第四系平原组整合接触明化镇组 紫红色泥岩、砂质泥岩，夹浅灰色 粉砂岩、泥质粉砂岩90整合接触馆上段 上部：灰、灰绿、紫红色泥岩夹灰色粉砂岩，泥质粉砂岩 下部：灰、灰白色细砂、含砾砂岩，夹灰、灰绿、紫色泥岩、砂质泥岩300整合接触一二三四下古生界奥陶系寒武系 灰、浅灰色灰岩，白云质灰岩， 鲕状灰岩，泥灰岩，白云岩地 层岩

13、性厚度接触关系 灰、灰白、灰褐色，含砾砂岩，泥质 砂岩，灰质砂岩，泥质粉、细砂岩，夹灰、浅灰、灰绿、紫、紫红色泥岩、砂 质泥岩80-100不整合接触新生界上第三系馆陶组馆下段7 2.1.2 小层对比1) 小层划分与对比原则2) 小层对比标志（增加标志层、标准层测井曲线）3) 小层划分（韵律层细分）方法4) 小层划分对比结果油田区块小层及韵律层细分结果表砂层组现小层划分结果原小层划分结果附纵、横向主干对比剖面图等。区块小层对比剖面图图形要求：（1）断层、特殊岩性体等按规范标识；（2）做彩图应有色标图例；（3）图名、图例、比例尺清晰。2.2 构造2.2.1 断裂系统阐述构造样式、断层发育特征、断层

14、空间组合特征、平面组合方式、断层要素等。附断层要素表、主要断层断面图。油田区块断层要素表断层名称断层类型级别穿过层位走向倾向倾角延伸长度（ m ）断距（ m ）钻遇井点封堵性8 油田或区块主要断层断面图2.2.2 构造形态阐述层系内主力砂层顶面构造类型、构造方向、地层倾角、构造高点等特征。依据小层对比划分成果，以井资料为主编制含油砂体微构造图，分析各主力油砂体顶底面微构造发育类型、微构造数量、分布特征，主要包括：正向地形、负向地形、斜面地形三类。附各主力砂体顶、底面微构造图。区块小层顶面微构造图图形要求：1)等值线、深度标识清晰，深度标识依据等值线的疏密程度按每一根、每两根或每五根标识一个；2

15、)图中应根据研究目的标注构造高点或低点；3)构造线的间距步长应小于米（构造倾角较陡处可以到10 米） ；4)在图中合适区域标注比例尺、图例（含油面积较小或井网密度大的需提供1：5000的图件）；5)必须进行补心及井斜校正；6)注明绘图人、审核人等信息。2.3 储层2.3.1 岩石学特征阐述储层岩石类型、矿物成分、胶结物及含量，胶结类型、成分和结构成熟度、粒度中值等内容。附矿物成分、泥质含量统计表等。9 油田储层岩石矿物统计表层位样品数石英(%) 长石（ % ）岩屑（ % ）泥质填隙物(%) 岩性钾长石斜长石合计岩浆岩变质岩沉积岩云母类合计合计2.3.2 沉积相研究阐述区域沉积背景、沉积相标志（

16、沉积亚相、微相划分标志）。在单井相划分的基础上，根据地层对比成果结合沉积规律进行剖面相、平面相研究。在相分析过程中，采用由点、线、至面，由一维至二维开展沉积相分析，最基础的研究工作是单井相分析，它综合应用了岩性、岩相、古生物、沉积地球化学特征以及电性特征等划分相、亚相和微相。在此基础上，结合地层对比成果，进行井间逐层剖面相分析，同时根据沃尔索相律原理，对各断块、各小层的沉积微相平面分布进行研究。1) 沉积微相类型在对取芯井进行岩芯观察的基础上，通过对分析化验、粒度分析等资料进行研究，对工区逐级划相（到沉积微相） ，并分析各微相的岩性特征、测井曲线特征。附岩芯照片、概率累计曲线、c-m图、与工区

17、有关的相模式图。0.0527099.599.95123450.010.10.515102030405060809095989999.999.99油田储层粒度概率累积曲线图10 油田储层c-m图油田区块井岩芯照片图形要求：1)不同的沉积相带要用明显的标识区分开来；2)各沉积相带的图例依据石油天然气地质编图规范及样式中要求；3)平面上要依据沉积环境，在没有后期剥蚀存在的情况下沉积亚相、微相不能有跨越；4)井上需标注sp 、gr测井曲线。油田储层岩石组分结构表井号层位井段组分 (%) 结构岩石类型石英长石岩屑填隙物分选磨圆支撑方式接触关系胶结类型滨 605 井 c-m图11 油田储层粒度分析统计表井

18、号层位井段（ m ）粒度中值um 分选系数分选性泥质含量% 岩性2）沉积微相展布规律沉积微相垂向递变规律综合岩性、电性等方面的特征，对取心井沉积微相在垂向上的变化规律进行分析总结。附关键井的单井相综合分析图、多井沉积微相剖面图。油田区块井单井相分析图沉积微相平面分布研究在单井相分析和剖面相分析的基础上，依据沃尔索相律原理，开展沉积微相平面展布研究。附各主力砂体沉积微相平面展布图。油田区块层沉积微相图2.3.3 储层分布充分利用井资料与沉积相研究成果（必要时结合地震储层预测技术如测井约束反演、地震多属性分析等，开展“相控储层预测研究”，对单砂体的空间发育和展布情况进行研究） ，描述砂体形态、 大

19、小、连续性、稳定性、平面分布、纵向分布状况。附主力砂体等厚图，净总比图（适用于稠油油藏）。12 油田区块砂体厚度等值图图形要求：1)等值线根据作图范围内的最大、最小值范围合理取值划等值线；2)断层、特殊岩性体等按规范标识；3)作图范围内井点较少时应在井点左侧标识井点储层厚度值；4)做彩图应有色标图例；5)图名、图例、比例尺清晰。2.3.4 储层微观孔隙结构应用取芯井的压汞、薄片分析、粘土矿物3衍射分析、图象分选数据等分析化验资料，并参考沉积特征及非均质特征研究成果，对储层微观孔隙结构进行分析。包括孔隙类型、孔喉形态、孔喉分选性、粘土矿物的组分、含量及分布。附典型压汞曲线、渗透率累计贡献曲线、参

20、数（平均孔喉半径、孔喉最大半径、排驱压力、最大汞饱和度、最大非流动孔喉半径、变异系数）统计表。油田储层粘土矿物分析表样品号井深m 层位岩性粘土矿物相对含量 % 粘土矿物组分相对含量% 伊/ 蒙间层伊利石高岭石绿泥石伊 / 蒙间层比13 油田区块井毛管压力曲线油田区块井渗透率贡献值、累计贡献值分布图14 2.3.5 成岩作用在对沉积相和微相研究基础上，利用取芯井的各种分析测试资料，结合岩石学特征、储层微观孔隙结构分析，对储层进行成岩作用类型及其对储集物性的影响、成岩阶段划分等研究，并对储层进行有效性评价研究。主要描述内容为储层成岩作用特征：1) 储层成岩类型；2) 储层成岩阶段的划分；3) 储层

21、有效性评价。2.3.6储层物性参数解释 (已完成测井二次解释的区块，直接应用解释成果) 以岩芯资料为基础，以测井资料为重点，岩芯标定测井，综合地质、岩芯化验分析及试油、 试采资料对储层进行测井二次解释研究，描述储层物性特征，包括有效孔隙度、渗透率、泥质含量、含油饱和度等。一般采用比较成熟的软件建立适合于工区的储层泥质含量、孔隙度、渗透率、饱和度解释模型，并利用测井综合解释模型对工区内所有井的常规测井资料进行精细解释。附泥质含量、孔隙度、渗透率、饱和度测井解释与取芯分析对比图，典型单井主力层测井综合解释成果表。油田区块井测井综合解释成果图2.3.7 储层非均质性储层非均质性包括平面非均质性、层间

22、非均质性、层内非均质性。 （变异系数的参考值：当vk503 104t, 面积 0.5km2）二类（参考值）（储量 20503 104t, 面积 0.3 0.5km2）三类（参考值）（储量 203 104t, 面积 0.3km2）总计2. 油藏三维地质模型综合阐述地层、油藏构造、储层、流体、沉积相模型，提供三维模型数据体。附三维模型剖面图、模型储量与评价储量对比表。25 3.开发历程及现状3.1 开发历程开发阶段划分基础上，叙述每个阶段末油水井总井数、开井数、日产液、日产油、单井日产油、含水、动液面、采油速度、阶段产油、阶段产水、累产油、累产水、含水上升率的变化、日注水量、累注水量、月度及累注采

23、比、储量动用状况、注采井数比、地层压力、地层总压降等主要开发生产指标。简述每个阶段主要开发措施及效果，每个阶段的生产特点及影响因素。开发阶段划分方法一：按油田（断块）日产油量分主要开发阶段可划分为产量上升阶段、稳产阶段、产量递减阶段三个大的阶段，加上前面的试采阶段共四个阶段；每个开发阶段可根据产量变化和主要开发措施划分为若干个开发亚段。开发阶段划分方法二：按开发技术阶段措施划分（推荐）根据调整区块的开发技术措施，如加密、层系细分、三采等措施来划分开发阶段。稠油油藏的开发历史一般划分为冷采阶段、注蒸汽吞吐阶段、蒸汽驱阶段等。附开发阶段曲线，开发简历表。油田（区块）综合开发曲线26 曲线要求：纵坐

24、标：开油井数、开水井数、日产液、日产油、单井日产油能力、综合含水、动液面、日注水平、注采比、年累油量（核实）、采出程度。横坐标：时间油田区块开发简历表总数 开井阶段 累积 阶段 累积 阶段 累积总数 开井月累积 阶段 累积注:采用阶段末期数据动用储量(104t)油井(口)累产油(万吨)累产水(104m3)采出程度(%)开发阶段起止年月单井日液水平(t/d)单井日油水平(t/d)综合含水(%)采油速度(%)平均动液面(m)地下亏空104m3地层总压降mpa水井数(口)单井日注水平(m3/d)累注水量(104m3)标定采收率(%)注采比3.2 开发现状主要包括目前的总油水井数、 开油水井数、日液能

25、力（水平） 、 日油能力（水平） 、日注能力（水平）、平均单井日液能力、平均单井日油能力、平均单井日注能力、综合含水、平均动液面、累积产油量、累积产水量、累积注水量、采出程度、采收率、采油速度、月注采比、累积注采比、地层压力、地层总压降、地下亏空等。油田区块开发现状表油田或区块开发层系总油井数口开油井数口水井总数口开水井数口日液水平t/d 日液能力t/d 日油水平t/d 日油能力t/d 日注能力m3综合含水% 平均动液面m 累积产油量t 累积产水量m3累积注水量m3采出程度% 采油速度% 月注采比地层总压降mpa 地下亏空m3合计3.3 开采特征3.3.1 产液、产油能力分析附开采现状图、典型

26、单井生产状况表27 区块或油田开采现状图区块典型单井生产状况表井号投产时间初产目前现状（时间）累油累水备注层位工作制度泵深日产液日产油含水层位工作制度泵深日产液日产油含水动液面年月m t/d t/d % m t/d t/d % m 104t 104m33.3.1.1产液能力从以下 4个方面对产液能力进行分析：1) 统计油井投产初期和目前（或末期）产液情况；2) 分别对油井投产初期和目前日产液分区块、层系进行评价；3) 结合构造、储层物性评价日产液在平面上和纵向上的分布规律；4) 利用综合开发数据计算平均单井日产液，做平均单井日产液与时间、含水关系曲线，分析其变化规律及影响因素。28 3.3.1

27、.2产油能力1) 统计油井投产初期和目前（或末期）产量情况；2) 分别对油井投产初期和目前日产油分区块、层系进行评价；3) 结合构造、储层物性评价日产油在平面上和纵向上的分布规律；4) 利用综合开发数据计算平均单井日产油，做平均单井日产油与时间、含水关系曲线，分析其变化规律及影响因素；5) 做平均单井日产油递减规律曲线，分析其递减规律，确定递减类型和递减率。递减曲线类型递减类型基本特征基本关系最大累积量瞬时递减率t q t n q np指数递减n=0 d=d0q=q0e-d0tnp=q0/d0(1-e-d0t) np=q0-q/d0npma3=q0/d0d 双曲递减n0时dd0q=q0(1+n

28、d0t ）-1/nnp=q0/d0(n-1)3(1+nd0t)n-1/n-1 np=qn/d0（1-n）3（ q01-n-q1-n）npma 3=q0/d0(1-n) d 调和递减n=1 dd0q=q0(1+d0t ）-1np=q/q03ln(1+d0t) np=（2.303q0/d0）3 lg （q0/q）npma 3=2.303q0/d03 lgq0（当 q=1时）d np递减阶段的累积产量；q 产量；q0初始产量；d0初始递减率；t 时间；n递减指数。递减类型的判断，目前常采用的方法有：图解法、类比法、试凑法、曲线位移法、典型曲线拟合法、迭代计算法和二元回归法等。所有这些方法的应用都是建

29、立在各类递减类型的基本公式上，从公式的数学性质出发的。热采稠油油藏需要进行下面的分析：29 1) 统计蒸汽驱（蒸汽吞吐）各周期油井产量和油汽比变化。蒸汽吞吐 ( 蒸汽驱 )不同周期效果对比表区块周期序号注汽量 t 生产时间 d 产油量t/d 每米油层采油量t/d.m 平均日产油量t/d 油汽比2) 热采产能评价。区块不同干度对吞吐效果影响对比表井号油层厚度 m 射开厚度 m 注汽量 t 井底干度% 峰值日产油 t/d 峰值井口温度 c 3.3.1.3无因次采液采油指数统计每口井每个层系的产能资料、每米采油指数，将相渗曲线所做的无因次采油指数与含水关系曲线，作为能否提液、确定提液时机的依据。01

30、234560.010.020.030.040.050.060.070.080.090.0100.0含水无因次采油、采液指数无因次采液（油）指数随含水变化曲线（稠油例子）0.000.200.400.600.801.001.200.00.20.40.60.81.0含水无因次采液（油指数）无因次采液（油）指数随含水变化曲线（稀油例子）30 结合构造、储层物性进行平面上和纵向上产能（比采油指数）分布规律研究与评价。产能评价标准按比采油指数评价：特低产能比采油指数 0.5t/(d.m.mpa) 低等产能0.5比采油指数 1 中等产能1比采油指数 1.5 高等产能比采油指数 1.5 按千米井深稳定产量评价

31、：特低产能千米井深产量 1.0t/(d.km) 低等产能1.0千米井深产量 5 中等产能5千米井深产量 5）,各小层地下原油粘度差异大，造成层间干扰严重，研究进一步细分层系的可行性。开发层系划分原则：（1）同一层系应属同一压力系统；36 （2）油层分布形态及面积： 一套开发层系内油层的分布形态和分布面积应大体上接近，以求得较高的钻遇率(60%)和水驱控制程度 (80%)；（3）油层性质：一套层系内的油层渗透率应相近，原油性质相近；（4）层间渗透率级差小于45，各小层地下原油粘度差异小于3 倍；（5）隔层：一套开发层系的上下要有比较可靠的隔层，以保证开发层系具备独立开采的条件，一般2m；（6）开

32、采方式：一套开发层系内油层的井段应比较集中，对开采方式最好有相同的要求；（7）油层数：一套层系内的油层层数不宜过多，以利于充分发挥分层调整的作用，主力油层23 个；由于纵向和平面上非均质因素影响导致油藏能量状况分布不均衡，且无法通过工艺措施进行改善时，应进行层系重新划分。4.2.2 井网方式及井距评价附注采井网状况表油田单元井网状况表层系面积km2地质储量104t井网密度口/km2单井控制储量104t油井利用率水井利用率井网完善程度井层注采对应率厚度注采对应率水驱控制程度% 采收率% 单井控制剩余可采储量104t井距的适应性应用井网密度法、技术极限井距法（适用于低渗透油藏）计算层系井网技术极限

33、井距、经济极限井距，分析现井网的合理性。最终采收率与生产井井网密度的关系如下：r（0.742+0.19lgk/oi）.e（-1.125/n.(k/oi)-0.148）式中：r-最终采收率， f；n-生产井井网密度， well/km2；37 k-有效渗透率， m2；uoi-地下原油粘度， mpa.s 。块采收率与井网密度关系曲线经济井网密度：111111ttpttitmciinilii0.7920.79210.2530.6980.16625lgkknnpnkeev式中： v单位面积储量 104t/km2； np单井经济极限可采储量 t ； m单井基本建设总投资； c单井年经营费元； l 油价（参

34、考值35、50、80）美元 / 桶； t 投资回收期年， （参考值 6） ；38 i 贴现率，分数，（参考值 0.12 ） 。合理井网密度是每平方千米加密到最后一口井时的井网密度，在这个井网密度条件下，最后一口加密井所增加的可采储量的价值等于这口井的基建总投资和回收期内经营费用的总和，即投入等于产出。这个单井新增可采储量称为经济合理产量或经济合理可采储量，根据这一思路可得出合理井网密度计算公式。根据胜利油区经济合理井网密度公式分开发层系计算各断块经济合理井网密度。井网密度为每平方千米开发面积所占有的井数，即well/km2表示。假设以 a 表示生产井与生产井之间的井距（m） ，d 表示生产井与

35、注水井之间的井距（ m） ，a 表示单井控制面积（10-2km2/well）, b 表示注水单元面积（10-2km2/单元） ，f 表示单位面积占有井数的井网密度（well/km2）,不同注水方式下井网密度与井距的关系如下：五点面积注水系统26102af26101df五点面积注水系统井距计算表f a d 10 447 316 12 408 289 14 378 267 16 354 250 七点面积注水系统26101547.1af26101547.1df七点面积注水系统井距计算表f a d 10 340 340 12 310 310 14 287 287 16 269 269 39 九点面积注

36、水系统若注水井到边生产井的距离为d1，注水井到角生产井的距离为d2，则26101af216101df226102df九点面积注水系统井距计算表f a d1d210 316 316 447 12 289 289 408 14 267 267 378 16 250 250 354 针对低渗透油藏还必须计算（适用于低于50毫达西油藏）技术极限井距，其确定方法主要根据胜利地质研究院研究成果，低渗透油田技术极限半径与渗透率和粘度的关系式：5992.0)(226.3kpprwe极限r 极限：技术极限半径， m ；pe：地层压力， mpa ；pw ：油井流压， mpa ；k: 有效渗透率，310-3m2；o

37、：原油地下粘度， mpa.s。技术极限井距计算表压差(pe-pw) 有效渗透率原油地下粘度技术极限半径技术极限井距6 31 2.8 82 164 8 31 2.8 109 218 10 31 2.8 136 273 12 31 2.8 164 327 针对热采稠油油藏，通过井组数模结合现场实际，确定蒸汽驱可行性及合理井距。通过以上分析，综合评价井网方式和井距的合理性。40 4.2.3 井网完善程度井网完善程度 （两向以上注采对应的完善井组占总井组的百分数）、油水井数比、注采对应状况等。附井网完善程度表、注采对应率表（按层系）油田单元井网完善程度统计表开发层系小层统计井组（个）完善井组（个）较完

38、善井组（个）不完善井组（个）井网完善程度（）层系合计注：以油井为中心，一般两向以上水井对应为完善井组，一至两向对应为较完善井组。根据井网方式不同应有所差别。油田单元注采对应率统计表井层(个)厚度(米)井层 厚度井层(个)厚度(米)井层(个)厚度(米)井层(个)厚度(米)井层(个)厚度(米)井层(个 )厚度(米 )井层(个 )厚度(米)井层(个)厚度(米 )小计开发层系统计小层注采对应率（）一向对应二向对应三向对应四向对应四向以上对应只采不注 只注不采4.3 水驱效果评价4.3.1 含水与采出程度关系理论含水与采出程度关系曲线可以通过相渗资料获取red2 ev swi1swi1fw1lnowal

39、nswi1b1reokne148.0125.1式中：r采出程度，；ed微观驱油效率，； ev波及系数，； sw平均含水饱和度， % ； swi 平均束缚水饱和度， % ；41 fw含水率， f ；ke：有效渗透率， 10-3m2；o：地层原油粘度， mpa.s。而矿场中的含水与采出程度关系曲线直接用开发数据做出关系曲线。4.3.2 含水上升率含水上升率指每采出1的地质储量时含水率的上升值。理论含水上升率通过相渗资料可以计算出含水与采出程度，然后计算含水上升率 =(fw1- fw2)/(r1-r2)。矿场中的含水上升率公式直接用开发数据计算出。4.3.3 水驱指数水驱指数一般用以下两种方法计算：

40、方法一： （注水量 - 采出水量）3100%/采油量方法二：阶段注采比 +（阶段注采比 -1）3含水 / （体积系数 3（ 1-含水） ）理论水驱指数用相渗资料， 用方法二求得一定阶段注采比下不同含水下的水驱指数变化情况。而矿场中水驱指数多用开发数据用方法一计算得出4.3.4 存水率存水率的计算方法常用以下两种：方法一： （累积注入量 -累积产水量）3100%/累积注水量方法二： 1-含水/( 注采比 (含水+体积系数 (1- 含水) 而含水 =1/(1+uw/uo kro(sw)/krw(sw) 理论存水率用相渗资料， 用方法二求得一定阶段注采比下不同含水下的存水率变化情况。矿场中存水率多用

41、开发数据用方法一计算得出42 4.3.5 累计水油比累计水油比 =累产水 / 累产油一般水油比越低，水驱效果越好。4.3.6 注水利用率注水利用率 =阶段采油量 / 阶段注水量iouqqw/式中： qo阶段采油量， 104t ；qi阶段注水量， 104m3。uw为一无因次量，uw值越大，说明每注lm3水采出的油就越多，注水利用率就越高。狭义注水利用率随着含水和注采比的上升而下降，随着含水和注采比的下降而上升，这说明高含水开发后期狭义注水利用率较前期要低。综合上述分析结合矿场实际得出水驱效果结论。4.4 能量状况评价4.4.1 合理地层能量保持水平1）油藏工程方法确定合理地层压力水平合理压力水平

42、是指既能满足油田提高排液量对地层能量的需求，又不会造成原油储量损失、降低开发效果的压力水平。目前合理压力水平的确定方法主要有最小流压法、采收率表示法、注采系43 统平衡法、地层原油损失函数法、物质平衡法、 及其它一些间接法 (合理井底流压法、合理生产压差法 ) 等。2）地层能量保持水平分类按照石油行业标准，将能量保持水平分为下列三类：一类：地层压力保持在原始地层压力水平的85以上，高于饱和压力，能满足油井放大生产压差需要的；二类：地层压力保持在饱和压力附近，但没有放大生产压差潜力的；三类：地层压力低于饱和压力的。能量利用程度分为三类：一类是油井平均生产压差逐年增大的；二类是油井平均生产压差基本

43、稳定（10以内）的；三类是油井平均生产压差逐年减小的。应用各种压力资料，计算目前地层压力占原始地层压力百分数和地层总压降，将其与能量保持水平分类标准对比，判断其所属类别；对抽油机采油井根据目前泵挂深度、平均动液面、沉没度，分析放大生产压差的潜力；对于自喷井，将实际生产压差与方案设计值进行对比，评价其能量利用程度。通过分析能量利用、 保持是否合理， 提出调整配产配注方案和改善注水开发效果的措施。3）合理压力保持水平以孤岛油田为例 : a、地层压力低于饱和压力注水开发，最终采收率降低。根据黑油模型模拟和变泡点三相剖面数值计算地层压力对最终采收率的影响结果。认为地层压力低于饱和压力注水开发，最终采收

44、率降低，这是因为低于饱和压力后原油中出现气泡对驱油有利，但脱气使原油变稠又不利于驱油。孤岛油田油稠，原始含气量低，不利因素占主导地位，致使驱油效率下降，最终采收率下降。附地层压力低于饱和压力对最终采收率的影响表、地层压力水平对采收率的影响曲线。44 油田区块地层压力与最终采收率关系表黑油模型（ 47.5mpa2 s) 变泡点模型（ 25mpa2 s) 地饱压差饱和压力（ % ）最终采收率下降（ % ）（含水 97% ）地饱压差饱和压力（ % ）最终采收率下降（ % ）（含水 98% ）-6.9 2.92 -10 0.8 -25.5 4.12 -20 1.5 -30 2.2 -37 2.5 油田

45、区块地层压力水平对采收率的影响曲线b、地层压力或流动压力低于饱和压力，采油指数下降，生产能力变差。通过黑油模型模拟不同地层压力和不同流动压力下生产，油井采油指数的影响因素：含水、地层压力、流动压力大小等。压力水平高，采油能力强，放大压差增产效果好。压力水平低，要生产同样的油量需要更大的生产压差。附不同含水情况下每米采油指数与地饱压差关系数据表、不同含水时每米采油指数与流饱压差关系数据。最%=0.42=250-10-20-30-401-1-2终采油率增值（）稀油 o毫帕2秒稠油 o毫帕2秒（地饱压差/饱和压力）%45 油田区块不同含水情况下每米采油指数与地饱压差关系数据表油田区块不同含水情况下每米采油指数与流饱压差关系数据表综上所述，根据调整区块的油藏特点决定地层压力与饱和压力的关系。4.4.2 能量保持状况评价1）压力资料分析通过统计调整区各个层年度或月度的测压或