延長(zhǎng)油田注水開發(fā)方案編制技術(shù)要求.doc

延長(zhǎng)油田注水開發(fā)方案編制技術(shù)要求（暫 行）根據(jù)SY/T5842-93、SY/T6105-94、延長(zhǎng)油田勘探工作手冊(cè)、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等行業(yè)規(guī)范要求，結(jié)合延長(zhǎng)油田實(shí)際，編制延長(zhǎng)油田注水開發(fā)方案編制技術(shù)要求（暫行）。本技術(shù)要求適用于延長(zhǎng)油田股份有限公司。二次采油是油田開發(fā)的必經(jīng)之路，是保持油田高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)、提高采收率的主要途徑之一。目前低滲、特低滲油田開發(fā)的二次采油主要有注氣、注水兩種方法，注水開發(fā)是主要方法。油田注水開發(fā)是技術(shù)密集性系統(tǒng)工程，任何疏漏，都會(huì)帶來不可挽回的損失，因此，必須制定一個(gè)科學(xué)、合理的注水開發(fā)方案。注水開發(fā)方案是油田開發(fā)的綱領(lǐng)性文件，與油田開發(fā)的經(jīng)濟(jì)技術(shù)效果有必然的聯(lián)系，各級(jí)領(lǐng)導(dǎo)要充分重視注水開發(fā)方案的編制工作，做到科學(xué)、合理、高效的開發(fā)油田。注水開發(fā)方案一般包含油藏工程方案，采油工程方案，經(jīng)濟(jì)技術(shù)評(píng)價(jià)，注水監(jiān)測(cè)方案等內(nèi)容。一、油田開發(fā)方案開發(fā)地質(zhì)、油藏工程部分技術(shù)內(nèi)容（砂巖油田開發(fā)方案編制技術(shù)要求開發(fā)地質(zhì)油藏工程部分SY/T5842-93，油田開發(fā)概念設(shè)計(jì)編制技術(shù)要求SY/T6105-94）1.1 基礎(chǔ)資料要求1.1.1 油田地理特征資料a.油田地理位置、海拔高度、植被特征、地形、地貌：b. 發(fā)現(xiàn)井所處區(qū)域構(gòu)造位置及鉆遇地層；c.產(chǎn)油(氣)層深度、層位、厚度、巖性、物性；d. 氣候特性：氣溫、風(fēng)力、風(fēng)向、雨且、水源；e. 交通、公路、鐵路情況；f. 人文、經(jīng)濟(jì)狀況。1.1.2 鉆井錄井資料（延長(zhǎng)油田勘探工作手冊(cè)）包括鉆時(shí)、泥漿性能、巖屑、巖心、熒光錄井，相關(guān)照片等。1.1.3 巖心及其實(shí)驗(yàn)分析1.1.4 發(fā)現(xiàn)井或評(píng)價(jià)井應(yīng)有完整的巖心剖面，至少在主要含油層段中要取得具有代表性的巖心，現(xiàn)場(chǎng)詳細(xì)巖心描述。1.1.5 常規(guī)巖心分析的取樣密度應(yīng)符合SYT 5336的規(guī)定、層內(nèi)非均質(zhì)越嚴(yán)重，要求取樣密度越大。應(yīng)取一定數(shù)量的大直徑樣品在一塊樣品上測(cè)定孔隙度、不同方向的水平滲透率、垂直滲透率等；特殊巖心分析應(yīng)按儲(chǔ)層分類分別進(jìn)行；測(cè)定相對(duì)滲透牢曲線所用巖心必須恢復(fù)潤(rùn)濕性后進(jìn)行。1.1.6 有邊、底水的油藏還應(yīng)取得一定數(shù)量的水層巖心分析數(shù)據(jù)。1.1.7應(yīng)取得儲(chǔ)層水敏、酸敏、堿敏、鹽敏、速敏及其潛在損害因素的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)。1.1.8 開展巖礦、粒度、電鏡、粘土礦物、X衍射、古生物等分析。1.2 測(cè)井及其參數(shù)解釋1.2.1 發(fā)現(xiàn)井或評(píng)價(jià)井應(yīng)利用各種現(xiàn)代測(cè)井技術(shù)，測(cè)全測(cè)準(zhǔn)全套系列，從中優(yōu)選合適的測(cè)井系列。1.2.2 進(jìn)行油氣水層解釋解釋儲(chǔ)層參數(shù)，判斷油藏類型和規(guī)模。1.3 試油試井、試采資料1.3.1發(fā)現(xiàn)井或評(píng)價(jià)井完井后應(yīng)進(jìn)行分層試油，以確定油氣、油水界面，儲(chǔ)層流體性質(zhì)和類型，壓力系統(tǒng)有效厚度標(biāo)準(zhǔn)等。進(jìn)行合層試油，以確定油井產(chǎn)能。1.3.2發(fā)現(xiàn)井或評(píng)價(jià)井必須進(jìn)行不穩(wěn)定試井，以確定儲(chǔ)層物性參數(shù)、邊界條件、單井控制儲(chǔ)量等。1.3.3 為選擇合理生產(chǎn)壓差，系統(tǒng)試井時(shí)必須保持測(cè)試條件的穩(wěn)定。1.3.4試采期間必須取得連續(xù)的油、氣、水產(chǎn)量和各種壓力資料，以確定油井的合理生產(chǎn)條件和穩(wěn)定的產(chǎn)能。在多油層油藏的條件下需進(jìn)行出油剖面的測(cè)試，認(rèn)識(shí)出油厚度隨生產(chǎn)壓差的變化。試采方法和要求按SYT 5387-2000規(guī)定進(jìn)行。1.4 流體性質(zhì)分析1.4.1應(yīng)取得流體性質(zhì)常規(guī)物性分析、組分分析、高壓物性分析、流體流變性分析資料。1.4.2對(duì)于可能在低于飽和壓力下開采的油藏，必須取得多次脫氣分離數(shù)據(jù)。1.4.3 對(duì)于邊、底水油藏應(yīng)取得地層水的物性及高壓物性資料。1.5 圈閉1.5.1描述圈閉類型、構(gòu)造形態(tài)、地層傾角、閉合高度、閉合面積、含油高度、含油面積。1.5.2 編制不同含油層系的油層頂面構(gòu)造圖。1.5.3 對(duì)裂縫性油田還應(yīng)注重裂縫產(chǎn)狀和特征購描述，按SYT 5355要求進(jìn)行。1.6 油層劃分與對(duì)比尋找區(qū)域性標(biāo)準(zhǔn)層和適合本區(qū)的輔助標(biāo)淮層，通過標(biāo)淮層控制，結(jié)合旋回性、韻律性、巖性、油水系統(tǒng)、用二級(jí)旋回劃分居組，有條件的油田還可按三級(jí)或四級(jí)旋回劃分秒巖組或小層。劃分結(jié)果制作柱狀對(duì)比圖和油層平面團(tuán)按SY /T5615要求進(jìn)行。1.7 儲(chǔ)層1.7.1在識(shí)別大相、亞相的前提下，在細(xì)致描述巖心的基礎(chǔ)上，綜合各種分析及鑒定資料，逐級(jí)分析沉積相，并描述其巖性、物性、含油性及其展布。1.7.2 分層描述儲(chǔ)層的產(chǎn)狀，包括埋藏深度、油層厚度、有效厚度、層數(shù)、分布狀況，把儲(chǔ)量落實(shí)到細(xì)分的層上或含油砂體上。1.7.3 分層描述儲(chǔ)層的巖礦特征，包括巖石結(jié)構(gòu)、膠結(jié)物和膠結(jié)類型等。1.7.4 描述儲(chǔ)層的物性和非均質(zhì)性，物性包括孔隙度、滲透率、水平滲透率與垂直滲透率，潤(rùn)濕性、壓縮性、導(dǎo)熱性等。儲(chǔ)層的非均質(zhì)性一般用地質(zhì)統(tǒng)計(jì)方法。有三個(gè)表征參數(shù)：a. 級(jí)差：滲透率最大值與最小值的比值；b. 非均質(zhì)系數(shù)：滲透率最大值與平均值的比值：c . 變異系數(shù)：其值小于0.5為相對(duì)均質(zhì)，0.5-0.7為非均質(zhì)，大于07為嚴(yán)重非均質(zhì)。描述儲(chǔ)層非均質(zhì)的方法還有數(shù)理統(tǒng)計(jì)法中的概率統(tǒng)計(jì)和頻率分布函數(shù)、累積分布函數(shù)等方法視所研究的問題選用。1.7.5 描述儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)，包括孔隙類型、孔喉形態(tài)、粘土礦物的組分及分布、成巖后生作用對(duì)孔隙結(jié)構(gòu)的影響等。1.7.6 依據(jù)巖性、物性、電性、儲(chǔ)集類型、孔隙結(jié)構(gòu)等分類指標(biāo)，將油層分為主力層、非主力層、差油層，分別研究開發(fā)政策。不同巖性油藏按SYT5979，SYT5781SYT 5830要求進(jìn)行。1.8 粘土礦物及其敏感性分析其分析內(nèi)容見1.1.7和1.1.8。1.9 隔層和夾層：描述隔層和夾層的巖性、厚度分布、滲透性、水敏性及隔層或夾層在開發(fā)中的作用。1.9.1 隔層、夾層應(yīng)描述巖性、厚度、平面分布。1.9.2 夾層應(yīng)對(duì)其頻率、厚度、分布進(jìn)行描述。1.9.3 隔、夾層的分隔性、滲透性、膨脹性及裂縫發(fā)育情況，在一次、二次開發(fā)中的作用。1.10 滲流物理特性描述界面張力和潤(rùn)濕性、毛管壓力、油水、油氣相對(duì)滲透率不同油層水驅(qū)油效率等。1.11 流體性質(zhì)和分布1.11.1 流體性質(zhì)1.11.1.1分析原油的組分、密度、粘度、凝固點(diǎn)、含蠟量、含硫量、析蠟溫度、蠟熔點(diǎn)、膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量和地層原油的高壓物性、流變性等特性。1.11.1.2地層水性質(zhì)：主要描述其組分、水型、硬度、礦化度、電阻率等。1.11.2 描述流體界面、飽和度分布、油水過渡帶的厚度及分布，以及控制油氣水分布的地質(zhì)因素。1.12 油藏壓力及溫度系統(tǒng)1.12.1 應(yīng)錄取原始地層壓力、壓力系數(shù)、壓力梯度曲線。1.12.2 應(yīng)錄取油藏溫度、地溫梯度曲線。1.13 油藏驅(qū)動(dòng)類型和驅(qū)動(dòng)能量1.13.1用原始地層壓力與飽和壓力差值，實(shí)驗(yàn)分析巖石和流體的壓縮系數(shù)，確定油藏體積，計(jì)算彈性能量。1.13.2 用氣油比和廢棄壓力等參數(shù)計(jì)算溶解氣能量。1.13.3 用氣頂指數(shù)表示氣頂能量的大小。1.14.4 預(yù)測(cè)水體大小和補(bǔ)給狀況，并依據(jù)試采資料，計(jì)算單位壓降產(chǎn)量和水浸量、水侵系數(shù)、用以表示油藏邊、底水能量。1.13.5 天然驅(qū)動(dòng)下油井產(chǎn)能應(yīng)由試油、系統(tǒng)試井、試采資料計(jì)算合理日產(chǎn)油量，采油指數(shù)。1.13.6 油藏驅(qū)動(dòng)類型常綜合型，計(jì)算每種驅(qū)動(dòng)能量的產(chǎn)油量占全油藏產(chǎn)量的百分?jǐn)?shù)，即該能量的驅(qū)動(dòng)指數(shù)。1.14 油藏類型1.15 儲(chǔ)量估算1.15.1 按GBn 269的規(guī)定計(jì)算地質(zhì)儲(chǔ)量。儲(chǔ)量技術(shù)經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)按SYT5835進(jìn)行。1.15.2 按SYT 5367的規(guī)定估算可采儲(chǔ)量。二、 油藏工程設(shè)計(jì)2.1 開發(fā)原則2.1.1 堅(jiān)持少投入、多產(chǎn)出，并具有較好的經(jīng)濟(jì)效益。2.1.2 根據(jù)當(dāng)時(shí)、當(dāng)?shù)卣摺⒎珊陀吞锏牡刭|(zhì)條件，制定儲(chǔ)量動(dòng)用、投產(chǎn)次序、合理采油速度等開發(fā)技術(shù)政策。2.1.3 保持較長(zhǎng)時(shí)間的高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)。2.2 層系劃分2.2.1 根據(jù)開發(fā)原則和地質(zhì)特點(diǎn)確定是否需要?jiǎng)澐謱酉怠?.2.2 層系組合必須符合下述原則：a. 同一層系內(nèi)油層及流體性質(zhì)、壓力系統(tǒng)、油水邊界應(yīng)比較接近。b. 一個(gè)獨(dú)立的開發(fā)層系應(yīng)具備一定的地質(zhì)儲(chǔ)量，滿足一定的采油速度，達(dá)到較好的經(jīng)濟(jì)效益。c. 各開發(fā)層系間必須具備良好的隔層，以防止注水開發(fā)時(shí)間水竄。2.3 流動(dòng)單元?jiǎng)澐?.3.1 根據(jù)開發(fā)原則、油藏特征、油氣水分布以及試油試采成果等確定劃分滲流單元。2.3.2各開發(fā)層系的投產(chǎn)次序，油層壓力保持水平，確定各層系注水開發(fā)時(shí)機(jī)。2.3 開發(fā)方式2.3.1 研究有無采用人工補(bǔ)充能量的必要性和可能性。2.3.2 對(duì)應(yīng)該采用人工補(bǔ)充能量開發(fā)的層系，應(yīng)盡可能早的采用人工補(bǔ)充能量開發(fā)。2.3.3 井網(wǎng)、井距2.3.3.1 以最少的鉆井投資控制最大的地質(zhì)儲(chǔ)量，并滿足開發(fā)原則。2.3.3.2 利用探井、評(píng)價(jià)井試油成果以及試驗(yàn)區(qū)生產(chǎn)資料計(jì)算油井產(chǎn)能及單井控制的儲(chǔ)量。2.3.3.3 利用注入井試注或?qū)嶋H生產(chǎn)資料,計(jì)算每米有效厚度的注入指數(shù)。沒有實(shí)際注入資料的，可采用類比法或經(jīng)驗(yàn)法計(jì)算。2.3.3.4 描述、評(píng)價(jià)天然裂縫的條數(shù)、密度、延伸方向、延伸長(zhǎng)度、寬度、充填物、開啟程度等。2.3.3.5 測(cè)試、評(píng)價(jià)水力壓裂裂縫方位、形態(tài)、延伸長(zhǎng)度等，并判斷天然裂縫、水力壓裂裂縫在一次、二次采油中的主次作用。2.3.3.6確定啟動(dòng)壓力：根據(jù)巖心分析的空氣滲透率統(tǒng)計(jì)的平均滲透率，確定最小啟動(dòng)壓力、不同含水飽和度下的兩相最小啟動(dòng)壓力。2.3.3.7若裂縫特征不清楚的，采用反九點(diǎn)注采井網(wǎng)；若清楚，可采用其它注采井網(wǎng)，如矩形反五點(diǎn)、菱形反九點(diǎn)等注采井網(wǎng)，裂縫線上的注采井距不能小于裂縫長(zhǎng)度的4倍，非裂縫方向上的注采井距不能小于經(jīng)濟(jì)極限井距。2.3.3.8 確定布井范圍。2.3.3.9 論證注水方式及注水井、采油井工作制度。2.3.3.10 提出幾套布井方案,并計(jì)算各方案的靜態(tài)指標(biāo)及儲(chǔ)量損失等。2.3.4數(shù)值模擬，產(chǎn)能預(yù)測(cè)2.3.4.1 油藏模型中的滲流方程，油層改造，內(nèi)外邊界條件，初始條件等。2.3.4.2以年為單位，計(jì)算各方案的平均單井日產(chǎn)油，全油田年產(chǎn)油，綜合含水率，最大排液量，平均單井日注水量，年注水量，油田最終采收率等開發(fā)指標(biāo)，并進(jìn)行優(yōu)選。2.3.4.3 根據(jù)開發(fā)層系及流動(dòng)單元，設(shè)計(jì)合理的注采射孔層位、位置、厚度，設(shè)計(jì)合理的注采參數(shù)。2.3.4.4 根據(jù)采油速度要求，確定采油井合理的油層改造規(guī)模。2.3.4.5 提出鉆井、投產(chǎn)、轉(zhuǎn)注程序、運(yùn)行計(jì)劃及其它特殊的技術(shù)要求。2.3.4.6 提出開發(fā)試驗(yàn)安排及要求。2.3.4.7 預(yù)測(cè)增產(chǎn)措施的工作量。2.3.4.8 列出鉆井工作量數(shù)據(jù)表，井下作業(yè)數(shù)據(jù)表，資金安排數(shù)據(jù)表。3.3 計(jì)算各方案的最終盈利、凈現(xiàn)金流量、利潤(rùn)投資比，建成萬噸產(chǎn)能投資，還本期和經(jīng)濟(jì)生命期，采油成本，總投資和總費(fèi)用，分析影響經(jīng)濟(jì)效益的敏感因素和敏感度。2.3.4.9 綜合評(píng)價(jià)各方案的技術(shù)、經(jīng)濟(jì)指標(biāo)，篩選出最佳方案。四、 采油工程方案（采油工程方案設(shè)計(jì)編寫規(guī)范SY/T 6081-94）4.1開發(fā)過程中系統(tǒng)保護(hù)油層及措施4.1.1 開發(fā)過程中系統(tǒng)保護(hù)油層的要求4.1.1.1 鉆井、固井過程中保護(hù)油層的要求4.1.1.1.1 鉆井液、完井液濾液、固相侵入損害分析（SY/T 5358），壓差對(duì)屏蔽環(huán)形成質(zhì)量的影響。表 不同壓差動(dòng)態(tài)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)巖心編號(hào)鉆井液濾液實(shí)驗(yàn)壓差MPa滲透率 md損害率 %濾失量 mL割去污染端 cmKolKolKo %K0Kol4.1.1.1.2 鉆井液、完井液優(yōu)選，推薦保護(hù)油層措施及要求。4.1.1.2射孔、修井作業(yè)中保護(hù)油層的要求4.1.1.2.1 主要損害因素及分析表 射孔液對(duì)油層損害率區(qū)塊井段m%實(shí)驗(yàn)條件Kg mdKo md反向注入射孔液Kol md損害率 %溫度孔隙體積倍數(shù)4.1.1.2.2 射孔液、壓井液優(yōu)選，推薦保護(hù)油層措施及要求。4.1.1.3 注水過程中保護(hù)油層的要求及措施4.1.1.3.1 主要損害因素及分析表 注入水引起巖心損害實(shí)驗(yàn)區(qū)塊井段m%實(shí)驗(yàn)條件Kg mdKLmd注入水損害率 %溫度壓力MPa孔隙體積倍數(shù)Kw表 粘土穩(wěn)定劑溶液對(duì)巖心滲透率影響測(cè)試區(qū)塊井段m%實(shí)驗(yàn)條件Kg mdKLmd注入粘土穩(wěn)定劑損害率 %溫度壓力MPa注入速度cm/s名稱及濃度孔隙體積倍數(shù)4.1.1.3.2 推薦的保護(hù)油層措施及要求4.1.1.4 壓裂過程中保護(hù)油層措施及要求4.1.1.4.1 主要損害因素及分析（SY/T5107-1995）壓裂液濾液對(duì)巖心基質(zhì)滲透率損害，壓裂液破膠返排對(duì)滲透率影響，壓裂液殘?jiān)鼘?duì)有效期的影響，支撐劑的球度、酸溶解度、密度、濁度、抗破碎能力對(duì)有效期的影響（SY/T5108-1997），壓裂液與油層流體配伍。4.1.1.4.2 推薦保護(hù)油層的措施及要求4.1.1.5 其他增產(chǎn)增注措施中保護(hù)油層的措施及要求4.2. 鉆開油層及固井要求4.2.1 鉆開油層使用鉆井液密度及浸泡時(shí)間要求。4.2.2 固井水泥返高要求水泥返高到地面或洛河組砂巖上50100m，在監(jiān)測(cè)第一界面質(zhì)量（聲幅）的同時(shí)，要求注水井監(jiān)測(cè)第二界面質(zhì)量（測(cè)變密度）。4.3 注水工藝設(shè)計(jì)要求4.3.1 注入水水源選擇與水質(zhì)要求4.3.1.1 注人水首先選擇同一油層產(chǎn)出水，數(shù)量不夠時(shí)，才根據(jù)敏感性實(shí)驗(yàn)以及混合實(shí)驗(yàn)，選擇與產(chǎn)出水配伍的其它水源。4.3.1.2 儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)分析（SY/T5579-2000碎屑巖油氣儲(chǔ)層精細(xì)描述方法），孔隙類型與孔隙組合，孔喉分布特征。4.3.1.3 注入水水質(zhì)要求延長(zhǎng)油區(qū)注水入實(shí)用水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)層位項(xiàng)目延長(zhǎng)油區(qū)長(zhǎng)2油層延長(zhǎng)油區(qū)長(zhǎng)6油層延長(zhǎng)油區(qū)侏羅系油層懸浮物固體含量（mg/l）1.01.02.0懸浮物顆粒直徑中值（m）112含油量（mg/l）5.01.08.0平均腐蝕率（mm/a）0.0760.0760.076硫酸鹽還原菌（SRB）個(gè)（ml）101025屬生菌（TGB）（個(gè)/ml）100100100鐵細(xì)菌1001001000二價(jià)硫含量（mg/l）3.005.0溶解氧（mg/l）0.30.10.5游離CO2（mg/l）-1.0CO21.0-1.0CO21.01.0鐵(Fe3+)0.40.10.5配伍性良好良好良好4.3.2 注水系統(tǒng)壓力分析4.3.2.1注水井吸水能力預(yù)測(cè)a 油藏工程數(shù)值模擬結(jié)果。b 根據(jù)油水相對(duì)滲透率曲線，利用油水兩相徑向流的公式預(yù)測(cè)結(jié)果。c 根據(jù)試注資料、或井底處理措施中擠注處理液時(shí)所獲得的吸水能力，經(jīng)換算得出吸水能力。4.3.2.2注水破裂壓力預(yù)測(cè)：a 統(tǒng)計(jì)各小層水力壓裂破裂壓力、破裂壓力梯度，統(tǒng)計(jì)加砂壓力、加砂壓力梯度，計(jì)算出井底、井口破裂壓力。b 根據(jù)試注過程中的吸水指數(shù)曲線，確定破裂壓力及破裂壓力梯度。c 根據(jù)地應(yīng)力和巖石抗張強(qiáng)度、泊松比等巖石力學(xué)參數(shù)，計(jì)算破裂壓力梯度，預(yù)測(cè)破裂壓力。4.3.2.3 注水壓力設(shè)計(jì)：表 注水壓力預(yù)測(cè)結(jié)果開發(fā)時(shí)間年含水%吸水指數(shù)m3/MPad注采井?dāng)?shù)比平均單井配注量m3/d井口注水壓力MPa井底注水壓力MPa備注4.3.3油藏工程方案中對(duì)注水要求的工藝可行性分析4.3.3.1 保持油藏壓力水平的可行性：合理的油藏壓力即要滿足達(dá)到一定產(chǎn)量要求的生產(chǎn)壓差，又要避免在低于飽和壓力下開采。從采油工藝方面提出最優(yōu)油藏壓力保持水平，再與油藏工程方面協(xié)調(diào)，確定最優(yōu)的油藏壓力保持水平（采油工程方案設(shè)計(jì) 張琪等編著，石油工業(yè)出版社2002年9月出版）。4.3.3.2 完成配注量的可行性：預(yù)測(cè)注水量的原則是維護(hù)油藏合理壓力不降，即邊底水侵入量與人工注水量之和要大于或等于采出液在地層所占體積。當(dāng)吸水指數(shù)乘以注水壓差的注水量小于油藏工程提出的配注量時(shí)，要提出增注措施。4.3.3.3 注水時(shí)機(jī)的工藝分析：當(dāng)有多套開發(fā)層系時(shí)，可根據(jù)采油速度或產(chǎn)量需求，以及各開發(fā)層系的壓力敏感性、采收率要求，排列、選擇多套開發(fā)層系投入開發(fā)的順序。4.3.3.4 注水管柱設(shè)計(jì)4.3.3.4.1 注水管柱結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)：注水管柱設(shè)計(jì)包括管校結(jié)構(gòu)和管柱強(qiáng)度設(shè)計(jì)(見表一表、圖、圖)。根據(jù)油藏工程方案的注水要求，確定注水管柱結(jié)構(gòu)。其強(qiáng)度設(shè)計(jì)除了進(jìn)行抗內(nèi)壓和抗拉極限載荷校核計(jì)算外，在深井中還應(yīng)根據(jù)魯賓斯基理論計(jì)算管柱的活塞效應(yīng)、螺曲效應(yīng)、鼓脹效應(yīng)和溫差效應(yīng)，進(jìn)行全面分析和校核。4.3.3.4.2 管柱強(qiáng)度計(jì)算表 管柱在不同腐蝕條件下的極限內(nèi)壓MPa規(guī)格壁厚mm新油管腐蝕年限，年腐蝕量，mm腐蝕年限，年腐蝕量，mm腐蝕年限，年腐蝕量，mm材質(zhì)1材質(zhì)2材質(zhì)1材質(zhì)2材質(zhì)1材質(zhì)2材質(zhì)1材質(zhì)2表 油管在不同腐蝕條件下抗拉極限載荷kN規(guī)格壁厚mm新油管腐蝕年限，年腐蝕量，mm腐蝕年限，年腐蝕量，mm腐蝕年限，年腐蝕量，mm材質(zhì)1材質(zhì)2材質(zhì)1材質(zhì)2材質(zhì)1材質(zhì)2材質(zhì)1材質(zhì)2表 組合管柱在不同腐蝕條件下的安全系數(shù)材質(zhì)管柱組合新油管腐蝕年限，年腐蝕量，mm腐蝕年限，年腐蝕量，mm4.3.4 注水井投(轉(zhuǎn))注措施及要求4.3.4.1 注水井排液：根據(jù)試井傷害半徑的結(jié)論和油層保護(hù)的要求，排出液含沙量小于0.2%，排出液量一般為2倍井桶容積加上10倍地層傷害體積，排液時(shí)井底流壓應(yīng)盡可能不低于飽和壓力的0.9倍（轉(zhuǎn)注井參照?qǐng)?zhí)行）。4.3.4.2 投(轉(zhuǎn))注方式：原則上不壓裂投注，配注量達(dá)不到要求以及吸水不均勻時(shí)，可考慮增注措施。4.3.4.3 洗井：洗井液密度要略低于壓井液密度，并與油層配伍性好，進(jìn)出口水質(zhì)一致時(shí)為合格。4.3.4.4 投(轉(zhuǎn))注管柱及工藝要求：根據(jù)油藏工程要求，確定是否要下分層注水管柱；分層注水管柱要滿足分層配注量的要求，正常洗井、測(cè)試要求。4.3.4.5 注水井井桶保護(hù)措施：注水層位上部要下入封隔器，環(huán)空要有套管保護(hù)液，以延長(zhǎng)注水井壽命，做到有效注水。4.3.5 注水井增注及調(diào)剖措施。4.3.5.1 增注措施。4.3.5.2 調(diào)剖措施。4.3.4 注水井日常管理要求4.3.5 注水工藝方案總結(jié)及實(shí)施建議4.4采油方式優(yōu)選及其工藝方案4.4.1 油藏(區(qū)塊)油井產(chǎn)能預(yù)測(cè)與分析4.4.1.1 根據(jù)油藏?cái)?shù)值模擬結(jié)果，提出的單井產(chǎn)能預(yù)測(cè)結(jié)果、進(jìn)行油井分類并分類確定其不同開發(fā)階段的采液指數(shù)、采油指數(shù)。4.4.1.2利用試抽、試采的采液指數(shù)和取心井的油水相對(duì)滲透率資料，進(jìn)行不同含水階段的采液指數(shù)的預(yù)測(cè)。4.4.1.3 合理油藏壓力保持水平4.5采油工藝方案4.5.1推薦的工藝參數(shù)范圍。4.5.2 設(shè)備的類型、規(guī)格、數(shù)量及性能。4.5.3 采油方式選擇結(jié)論及實(shí)施建議。4.6 低滲透油藏整體壓裂改造方案設(shè)計(jì)4.6.1壓裂改造的地質(zhì)及油藏工程基礎(chǔ)分析。4.6.1.1油藏工程設(shè)計(jì)的布井方案及配產(chǎn)要求分析。4.6.1.2整體壓裂改造的必要性及可行性初步分析。4.6.2 整體壓裂改造方案設(shè)計(jì)4.6.2.1壓裂液、支撐劑選擇表 壓裂液性能測(cè)定溫度配方號(hào)稠度系數(shù)（K）Pas流性指數(shù)（n）壓裂液濾失系數(shù)10-4m/min1/2表 支撐劑導(dǎo)流能力測(cè)定導(dǎo)流能力m2cm閉合壓力，MPa密度Kg/m3102030405060704.6.2.2 壓裂方式選擇。4.6.2.3整體壓裂改造的數(shù)值模擬。4.6.2.3.1油藏及水力裂縫數(shù)值模擬模型的選定及生產(chǎn)歷史擬合，檢驗(yàn)和選定模型，修正和確定油藏模擬的基本參數(shù)。4.6.2.3.2數(shù)值模擬方案的選定及模擬計(jì)算，預(yù)測(cè)不同縫長(zhǎng)和導(dǎo)流能力的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)。4.6.2.3.3 應(yīng)用水力裂縫模擬確定達(dá)到不同裂縫長(zhǎng)度和導(dǎo)流能力所需要的施工規(guī)模、工藝參數(shù)及其費(fèi)用。4.6.2.3.4 整體壓裂改造對(duì)油藏工程布井方案的適應(yīng)性分析以及對(duì)井網(wǎng)布署的建議。4.6.2.3.5 壓裂工藝參數(shù)選擇。表 縫長(zhǎng)規(guī)模對(duì)壓裂效果的影響縫長(zhǎng)，m50100150200250300壓差，MPa累積產(chǎn)油，104t累積增油，104t壓裂凈現(xiàn)值，萬元表 壓裂工藝參數(shù)選擇結(jié)果裂縫幾何尺寸施工規(guī)模與參數(shù)壓開縫寬mm支撐縫寬mm壓開半長(zhǎng)m支撐半長(zhǎng)m裂縫高度m用液量m3支撐劑量m3地面最高泵壓MPa排量M3/min平均砂液比%壓裂液費(fèi)用萬元支撐劑費(fèi)用萬元設(shè)備、修井及安全費(fèi)用萬元4.6.2.3.6 整體壓裂改造效果及效益預(yù)測(cè)a 整體壓裂改造效果預(yù)測(cè)。b 經(jīng)濟(jì)指標(biāo)計(jì)算與方案的經(jīng)濟(jì)分析。c 整體壓裂改造方案研究結(jié)論及實(shí)施建議4.7 采油工程輔助配套工藝4.8措施及作業(yè)工作量作業(yè)隊(duì)伍需求量預(yù)測(cè)和配套廠、站建設(shè)4.8.1措施及作業(yè)工作量預(yù)測(cè)。4.8.2作業(yè)隊(duì)伍及裝備需求量預(yù)測(cè)。4.8.3 配套廠、站建設(shè)；4.9 采油工程方案經(jīng)濟(jì)分析4.9.1基本參數(shù)和分析評(píng)價(jià)指標(biāo)。4.9.1.1基本參數(shù)及其確定(見宗4.9.1.2分析評(píng)價(jià)的指標(biāo)。4.9.2 采油設(shè)備投資及采油費(fèi)用。4.9.2.1采油設(shè)備投資。4.9.2.2不同采油方式費(fèi)用對(duì)比。4.10推薦方案及實(shí)施大綱4.10.1方案的系統(tǒng)分析。4.10.2方案實(shí)施大綱。五 油田開發(fā)方案經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)（油田開發(fā)方案經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方法SY/T6511-2000）5.1評(píng)價(jià)原則5.1.1遵循國家已頒布的各項(xiàng)經(jīng)濟(jì)法規(guī)。5.1.2遵從行業(yè)關(guān)于建設(shè)項(xiàng)目的有關(guān)法規(guī)和業(yè)已確定的方法。5.1.3以地質(zhì)為基礎(chǔ)，生產(chǎn)實(shí)踐為依據(jù)，油藏工程、鉆井工程、采油工程、地面工程與經(jīng)濟(jì)分緊密結(jié)合。5.1.4經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)工作中，考慮物價(jià)因素、不確定因素和風(fēng)險(xiǎn)因素。5.1.5以經(jīng)濟(jì)效益為中心，追求利潤(rùn)最大化。5.2 經(jīng)濟(jì)指標(biāo)體系：發(fā)現(xiàn)成本，總投資，單位生產(chǎn)成本，百萬噸產(chǎn)能建設(shè)投資，利潤(rùn)總額，投資利潤(rùn)率，投資利稅率，投資回收期，凈現(xiàn)值，內(nèi)部收益率。5.3 開發(fā)方案財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)5.4 不確定性分析。5.5 方案對(duì)比與優(yōu)選。5.6 經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)報(bào)告內(nèi)容。六、動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)（油田開發(fā)監(jiān)測(cè)系統(tǒng)設(shè)計(jì)及動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)技術(shù)要求SY/T6221-1996）6.1 原則6.1.1 油田注水開發(fā)動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)按開發(fā)區(qū)塊或?qū)酉到ⅰ?.1.2 監(jiān)測(cè)井網(wǎng)的部署要按一般區(qū)塊與重點(diǎn)區(qū)塊相結(jié)合，與典型剖面相結(jié)合的辦法；重點(diǎn)區(qū)塊內(nèi)要進(jìn)行加密測(cè)試，定期監(jiān)測(cè)，系統(tǒng)觀察。6.1.3 監(jiān)測(cè)井點(diǎn)的部署在構(gòu)造位置、巖性、開采特點(diǎn)上具有代表性，在時(shí)間上要有連續(xù)性、可對(duì)比性，應(yīng)針對(duì)具體油田確定監(jiān)測(cè)井?dāng)?shù)。6.1.4 監(jiān)測(cè)系統(tǒng)部署要采用固定與非固定的辦法，各種測(cè)試方法、手段要綜合部署，合理安排。6.2地層壓力與溫度監(jiān)測(cè)6.2.1 采油井地層壓力與溫度監(jiān)測(cè)井?dāng)?shù)的確定6.2.1.1 選開井?dāng)?shù)的3%5%，每年測(cè)試一次地層壓力與溫度，其中至少有一口井的測(cè)試時(shí)間要達(dá)到三個(gè)月。6.2.1.2 50口以下的小油田，選開井?dāng)?shù)的3%左右。6.2.1.3 注水開發(fā)的底水油田要在邊底水區(qū)選15口井。6.2.1.4 非注水區(qū)選開井?dāng)?shù)的3%。6.2.1.5 注水區(qū)域與非注水區(qū)域的采油井（直井）每2個(gè)月測(cè)一次動(dòng)液面，必要時(shí)可用其它方法驗(yàn)證。6.