油田開(kāi)發(fā)調(diào)整方案編制規(guī)范

1、封面格式：油田區(qū)塊（單元）油藏（細(xì)分層系、井網(wǎng)加密、井網(wǎng)完善、轉(zhuǎn)蒸汽吞吐、轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)等）開(kāi)發(fā)調(diào)整方案（油藏工程部分） 勝利油田分公司采油廠（勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院）年 月扉頁(yè)格式：油田區(qū)塊（單元）油藏（細(xì)分層系、井網(wǎng)加密、井網(wǎng)完善、轉(zhuǎn)蒸汽吞吐、轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)等）開(kāi)發(fā)調(diào)整方案（油藏工程部分）編寫(xiě)人：參加人：初審人：審核人：批準(zhǔn)人：勝利油田分公司采油廠（勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院） 年 月方案審查紀(jì)要（根據(jù)方案審查意見(jiàn)修改完善后編寫(xiě)如下內(nèi)容）年月日，由中石化油田部（或勝利油田分公司）組織，對(duì)方案進(jìn)行了審查。方案審查專(zhuān)家：；方案匯報(bào)人：；參加匯報(bào)人：。現(xiàn)將專(zhuān)家組審查意見(jiàn)紀(jì)要如下：1、方案，針對(duì)開(kāi)發(fā)矛

2、盾，在充分研究認(rèn)識(shí)開(kāi)發(fā)潛力的基礎(chǔ)上，進(jìn)行了以為主的開(kāi)發(fā)調(diào)整，經(jīng)專(zhuān)家組充分評(píng)審討論，一致認(rèn)為該方案開(kāi)發(fā)矛盾和潛力認(rèn)識(shí)清楚，調(diào)整思路和技術(shù)對(duì)策正確，調(diào)整措施可行，同意該調(diào)整方案。2、調(diào)整工作量及主要開(kāi)發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)新鉆井口（油井口，水井口），進(jìn)尺萬(wàn)米，其中水平井口，進(jìn)尺萬(wàn)米。老井措施井次（油井井次，水井井次），油井措施包括，水井措施包括。 主要開(kāi)發(fā)指標(biāo)：新增年產(chǎn)油能力萬(wàn)噸（新井萬(wàn)噸，老井萬(wàn)噸），開(kāi)發(fā)成本美元/桶，井網(wǎng)完善程度由%提高到%，注采對(duì)應(yīng)率由%提高到%，儲(chǔ)量動(dòng)用程度由%提高到%，水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度由%提高到%，可采儲(chǔ)量由萬(wàn)噸增加到萬(wàn)噸，新井平均單井增加可采儲(chǔ)量萬(wàn)噸，采收率由%提高到%，百萬(wàn)噸產(chǎn)能

3、投資億元，萬(wàn)米進(jìn)尺建產(chǎn)能萬(wàn)噸，稅后內(nèi)部收益率%。3、方案實(shí)施要求及建議實(shí)施要求。建議。方案審查專(zhuān)家組組長(zhǎng)：_方案審查組織單位： _(蓋章)_ 年 月 日目錄1.概況41.1工區(qū)概況41.2勘探開(kāi)發(fā)簡(jiǎn)況51.3前期研究成果及監(jiān)測(cè)資料錄取情況52.油藏地質(zhì)特征62.1地層62.1.1地層層序62.1.2小層對(duì)比72.2構(gòu)造72.2.1構(gòu)造解釋72.2.2 斷裂系統(tǒng)72.2.3構(gòu)造形態(tài)82.3儲(chǔ)層82.3.1巖石學(xué)特征82.3.2沉積相研究92.3.3儲(chǔ)層分布112.3.4儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)122.3.5成巖作用142.3.6儲(chǔ)層物性參數(shù)解釋142.3.7儲(chǔ)層非均質(zhì)性142.3.8地應(yīng)力及裂縫研究16

4、2.3.9儲(chǔ)層敏感性172.4油藏182.4.1油氣水分布182.4.2流體性質(zhì)182.4.3油藏壓力和溫度系統(tǒng)202.4.4油藏類(lèi)型202.5地質(zhì)儲(chǔ)量評(píng)價(jià)212.5.1儲(chǔ)量計(jì)算方法及參數(shù)確定212.5.2儲(chǔ)量計(jì)算結(jié)果及分析232.5.3儲(chǔ)量評(píng)價(jià)232.油藏三維地質(zhì)模型243.開(kāi)發(fā)歷程及現(xiàn)狀253.1開(kāi)發(fā)歷程253.2開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀263.3開(kāi)采特征263.3.1產(chǎn)液、產(chǎn)油能力分析263.3.1.1產(chǎn)液能力273.3.1.2產(chǎn)油能力283.3.1.3無(wú)因次比采油指數(shù)293.3.2含水上升規(guī)律303.3.3稠油原油流變性、滲流特征324.開(kāi)發(fā)效果評(píng)價(jià)344.1儲(chǔ)量動(dòng)用狀況344.1.1儲(chǔ)量控制程度、儲(chǔ)

5、量動(dòng)用程度344.1.2水驅(qū)控制及動(dòng)用程度344.2層系井網(wǎng)狀況354.2.1層系適應(yīng)性評(píng)價(jià)354.2.2井網(wǎng)方式及井距評(píng)價(jià)364.2.3井網(wǎng)完善程度404.3水驅(qū)效果評(píng)價(jià)404.3.1含水與采出程度關(guān)系404.3.2含水上升率414.3.3水驅(qū)指數(shù)414.3.4存水率414.3.5累計(jì)水油比424.3.6注水利用率424.4能量狀況評(píng)價(jià)424.4.1合理地層能量保持水平424.4.2能量保持狀況評(píng)價(jià)454.5采收率評(píng)價(jià)484.5.1理論采收率分析484.5.2目前井網(wǎng)條件下采收率分析505.剩余油分布研究575.1開(kāi)發(fā)地質(zhì)分析575.1.1微構(gòu)造575.1.2沉積微相575.1.3儲(chǔ)層非均質(zhì)

6、性585.2油藏工程分析585.2.1注采狀況分析585.2.2井組剩余可采儲(chǔ)量分析585.2.3相滲曲線分析585.3數(shù)值模擬研究595.3.1模型的建立和歷史擬合595.3.2模擬結(jié)果分析605.4動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)分析615.4.1近期新井、檢查井監(jiān)測(cè)分析615.4.2剩余油飽和度監(jiān)測(cè)分析615.4.3吸水剖面監(jiān)測(cè)分析615.4.4產(chǎn)液剖面監(jiān)測(cè)分析615.5剩余油分布及控制因素綜合分析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.目前開(kāi)發(fā)中存在的主要問(wèn)題及提高采收率技術(shù)對(duì)策626.1主要問(wèn)題626.2提高采收率技術(shù)對(duì)策637.開(kāi)發(fā)調(diào)整方案設(shè)計(jì)647.1開(kāi)發(fā)調(diào)整技術(shù)經(jīng)濟(jì)政策

7、647.1.1開(kāi)發(fā)方式647.1.2開(kāi)發(fā)層系647.1.3井網(wǎng)方式及井距657.1.3.1 井網(wǎng)形式657.1.3.2 井網(wǎng)密度及井距667.1.4 單井產(chǎn)能667.1.4.1單井日產(chǎn)液量的確定667.1.4.2.單井日產(chǎn)油量的確定677.1.4.3單井最大日注水能力687.1.5合理注采比687.1.6 水平井等復(fù)雜結(jié)構(gòu)井參數(shù)優(yōu)化697.1.7經(jīng)濟(jì)極限參數(shù)697.2方案設(shè)計(jì)與優(yōu)選707.2.1方案設(shè)計(jì)707.2.1.1設(shè)計(jì)工作量707.2.1.2方案指標(biāo)預(yù)測(cè)717.2.2方案優(yōu)選777.3方案實(shí)施要求787.3.1鉆、測(cè)、錄井實(shí)施要求787.3.2新井投產(chǎn)投注施工要求787.3.3采油、注入

8、工藝設(shè)計(jì)要求787.3.4采油、注入地面建設(shè)工程設(shè)計(jì)要求787.3.5方案實(shí)施中的地質(zhì)工作要求788.油藏動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)方案791. 概況簡(jiǎn)要概述區(qū)塊地質(zhì)概況、勘探開(kāi)發(fā)簡(jiǎn)歷、油藏動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)及目前資料錄取情況，以及開(kāi)發(fā)調(diào)整的主要原因。1.1 工區(qū)概況工區(qū)所在的油田、地理位置、氣候和水文條件、交通及經(jīng)濟(jì)狀況等。工區(qū)區(qū)域構(gòu)造位置（一般先描述處在凹陷或凸起次級(jí)構(gòu)造的某部位，然后是相鄰的區(qū)塊或次級(jí)構(gòu)造）及構(gòu)造發(fā)育史、沉積環(huán)境及地層發(fā)育情況。附地理位置圖、工區(qū)構(gòu)造位置圖。油（氣）田（工區(qū)）地理位置圖圖形要求：1) 圖形范圍不能過(guò)大，但需涵蓋所描述工區(qū)所處的主要區(qū)域構(gòu)造、地理位置；2) 圖上需標(biāo)明主要道路、河流情況

9、；3) 在適當(dāng)?shù)奈恢脴?biāo)注比例尺和圖例。工區(qū)區(qū)域構(gòu)造位置圖圖形要求：1) 構(gòu)造圖應(yīng)為研究目的層附近大層頂、底或主要含油砂體頂面構(gòu)造圖；2) 等值線、深度標(biāo)識(shí)清晰，深度標(biāo)識(shí)依據(jù)等值線的疏密程度按每一根、每?jī)筛蛎课甯鶚?biāo)識(shí)一個(gè)；3) 圖中應(yīng)根據(jù)研究目的標(biāo)注構(gòu)造高點(diǎn)或低點(diǎn)；4) 在圖中合適區(qū)域標(biāo)注比例尺、圖例；5) 注明繪圖人、審核人等信息。1.2 勘探開(kāi)發(fā)簡(jiǎn)況簡(jiǎn)述油田發(fā)現(xiàn)時(shí)間、主要含油層系、儲(chǔ)量、投入開(kāi)發(fā)時(shí)間、經(jīng)歷的主要調(diào)整措施、開(kāi)發(fā)層系、注采井網(wǎng)方式、井距、采出程度、采收率等。附油藏地質(zhì)綜合圖、取芯井統(tǒng)計(jì)表。區(qū)塊油藏地質(zhì)綜合圖油田（工區(qū)）取心數(shù)據(jù)表井號(hào)層位井段m-m進(jìn)尺m心長(zhǎng)m收獲率%油砂長(zhǎng)m1.

10、3 前期研究成果及監(jiān)測(cè)資料錄取情況闡述本區(qū)塊調(diào)整前取資料井及研究項(xiàng)目名稱(chēng)、時(shí)間、主要研究?jī)?nèi)容、主要成果認(rèn)識(shí)及對(duì)生產(chǎn)的指導(dǎo)作用。油田區(qū)塊調(diào)整前研究工作情況表研究項(xiàng)目名稱(chēng)研究單位研究時(shí)間主要研究?jī)?nèi)容主要成果認(rèn)識(shí)備注闡述動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)方案實(shí)施情況。附動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)方案設(shè)計(jì)、實(shí)施工作量統(tǒng)計(jì)表。油田區(qū)塊調(diào)整前動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)工作量計(jì)劃及實(shí)施情況表單元（區(qū)塊）層系監(jiān)測(cè)項(xiàng)目實(shí)施井?dāng)?shù)（口）實(shí)施情況備注2. 油藏地質(zhì)特征2.1地層2.1.1地層層序闡述油田鉆遇地層情況、地層間接觸關(guān)系、目的層埋深等。附地層層序表、地層柱狀圖。油田地層層序表地層層序柱狀圖2.1.2小層對(duì)比1) 小層劃分與對(duì)比原則2) 小層對(duì)比標(biāo)志（增加標(biāo)志層、標(biāo)準(zhǔn)層

11、測(cè)井曲線）3) 小層劃分（韻律層細(xì)分）方法4) 小層劃分對(duì)比結(jié)果油田區(qū)塊小層及韻律層細(xì)分結(jié)果表砂層組現(xiàn)小層劃分結(jié)果原小層劃分結(jié)果附縱、橫向主干對(duì)比剖面圖等。區(qū)塊小層對(duì)比剖面圖圖形要求：（1） 斷層、特殊巖性體等按規(guī)范標(biāo)識(shí)；（2） 做彩圖應(yīng)有色標(biāo)圖例；（3） 圖名、圖例、比例尺清晰。2.2構(gòu)造2.2.1 斷裂系統(tǒng)闡述構(gòu)造樣式、斷層發(fā)育特征、斷層空間組合特征、平面組合方式、斷層要素等。附斷層要素表、主要斷層斷面圖。油田區(qū)塊斷層要素表斷層名稱(chēng)斷層類(lèi)型級(jí)別穿過(guò)層位走向傾向傾角延伸長(zhǎng)度（m）斷距（m）鉆遇井點(diǎn)封堵性油田或區(qū)塊主要斷層斷面圖2.2.2構(gòu)造形態(tài)闡述層系內(nèi)主力砂層頂面構(gòu)造類(lèi)型、構(gòu)造方向、地層傾

12、角、構(gòu)造高點(diǎn)等特征。依據(jù)小層對(duì)比劃分成果，以井資料為主編制含油砂體微構(gòu)造圖，分析各主力油砂體頂?shù)酌嫖?gòu)造發(fā)育類(lèi)型、微構(gòu)造數(shù)量、分布特征，主要包括：正向地形、負(fù)向地形、斜面地形三類(lèi)。附各主力砂體頂、底面微構(gòu)造圖。區(qū)塊小層頂面微構(gòu)造圖圖形要求：1) 等值線、深度標(biāo)識(shí)清晰，深度標(biāo)識(shí)依據(jù)等值線的疏密程度按每一根、每?jī)筛蛎课甯鶚?biāo)識(shí)一個(gè)；2) 圖中應(yīng)根據(jù)研究目的標(biāo)注構(gòu)造高點(diǎn)或低點(diǎn)；3) 構(gòu)造線的間距步長(zhǎng)應(yīng)小于米（構(gòu)造傾角較陡處可以到10米）；4) 在圖中合適區(qū)域標(biāo)注比例尺、圖例（含油面積較小或井網(wǎng)密度大的需提供1：5000的圖件）；5) 必須進(jìn)行補(bǔ)心及井斜校正；6) 注明繪圖人、審核人等信息。2.3儲(chǔ)層

13、2.3.1巖石學(xué)特征闡述儲(chǔ)層巖石類(lèi)型、礦物成分、膠結(jié)物及含量，膠結(jié)類(lèi)型、成分和結(jié)構(gòu)成熟度、粒度中值等內(nèi)容。附礦物成分、泥質(zhì)含量統(tǒng)計(jì)表等。油田儲(chǔ)層巖石礦物統(tǒng)計(jì)表層位樣品數(shù)石英(%)長(zhǎng)石（%）巖屑（%）泥質(zhì)填隙物(%)巖性鉀長(zhǎng)石斜長(zhǎng)石合計(jì)巖漿巖變質(zhì)巖沉積巖云母類(lèi)合計(jì)合計(jì)2.3.2沉積相研究闡述區(qū)域沉積背景、沉積相標(biāo)志（沉積亞相、微相劃分標(biāo)志）。在單井相劃分的基礎(chǔ)上，根據(jù)地層對(duì)比成果結(jié)合沉積規(guī)律進(jìn)行剖面相、平面相研究。在相分析過(guò)程中，采用由點(diǎn)、線、至面，由一維至二維開(kāi)展沉積相分析，最基礎(chǔ)的研究工作是單井相分析，它綜合應(yīng)用了巖性、巖相、古生物、沉積地球化學(xué)特征以及電性特征等劃分相、亞相和微相。在此基礎(chǔ)

14、上，結(jié)合地層對(duì)比成果，進(jìn)行井間逐層剖面相分析，同時(shí)根據(jù)沃爾索相律原理，對(duì)各斷塊、各小層的沉積微相平面分布進(jìn)行研究。1) 沉積微相類(lèi)型在對(duì)取芯井進(jìn)行巖芯觀察的基礎(chǔ)上，通過(guò)對(duì)分析化驗(yàn)、粒度分析等資料進(jìn)行研究，對(duì)工區(qū)逐級(jí)劃相（到沉積微相），并分析各微相的巖性特征、測(cè)井曲線特征。附巖芯照片、概率累計(jì)曲線、c-m圖、與工區(qū)有關(guān)的相模式圖。油田儲(chǔ)層粒度概率累積曲線圖濱605井c-m圖油田儲(chǔ)層c-m圖油田區(qū)塊井巖芯照片圖形要求：1) 不同的沉積相帶要用明顯的標(biāo)識(shí)區(qū)分開(kāi)來(lái)；2) 各沉積相帶的圖例依據(jù)石油天然氣地質(zhì)編圖規(guī)范及樣式中要求；3) 平面上要依據(jù)沉積環(huán)境，在沒(méi)有后期剝蝕存在的情況下沉積亞相、微相不能有跨

15、越；4) 井上需標(biāo)注sp、gr測(cè)井曲線。油田儲(chǔ)層巖石組分結(jié)構(gòu)表井號(hào)層位井段組分(%)結(jié)構(gòu)巖石類(lèi)型石英長(zhǎng)石巖屑填隙物分選磨圓支撐方式接觸關(guān)系膠結(jié)類(lèi)型油田儲(chǔ)層粒度分析統(tǒng)計(jì)表井號(hào)層位井段（m）粒度中值um分選系數(shù)分選性泥質(zhì)含量%巖性2）沉積微相展布規(guī)律沉積微相垂向遞變規(guī)律綜合巖性、電性等方面的特征，對(duì)取心井沉積微相在垂向上的變化規(guī)律進(jìn)行分析總結(jié)。附關(guān)鍵井的單井相綜合分析圖、多井沉積微相剖面圖。油田區(qū)塊井單井相分析圖沉積微相平面分布研究在單井相分析和剖面相分析的基礎(chǔ)上，依據(jù)沃爾索相律原理，開(kāi)展沉積微相平面展布研究。附各主力砂體沉積微相平面展布圖。油田區(qū)塊層沉積微相圖2.3.3儲(chǔ)層分布充分利用井資料與沉

16、積相研究成果（必要時(shí)結(jié)合地震儲(chǔ)層預(yù)測(cè)技術(shù)如測(cè)井約束反演、地震多屬性分析等，開(kāi)展“相控儲(chǔ)層預(yù)測(cè)研究”，對(duì)單砂體的空間發(fā)育和展布情況進(jìn)行研究），描述砂體形態(tài)、大小、連續(xù)性、穩(wěn)定性、平面分布、縱向分布狀況。附主力砂體等厚圖，凈總比圖（適用于稠油油藏）。油田區(qū)塊砂體厚度等值圖圖形要求：1) 等值線根據(jù)作圖范圍內(nèi)的最大、最小值范圍合理取值劃等值線；2) 斷層、特殊巖性體等按規(guī)范標(biāo)識(shí)；3) 作圖范圍內(nèi)井點(diǎn)較少時(shí)應(yīng)在井點(diǎn)左側(cè)標(biāo)識(shí)井點(diǎn)儲(chǔ)層厚度值；4) 做彩圖應(yīng)有色標(biāo)圖例；5) 圖名、圖例、比例尺清晰。2.3.4儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)應(yīng)用取芯井的壓汞、薄片分析、粘土礦物衍射分析、圖象分選數(shù)據(jù)等分析化驗(yàn)資料，并參考沉積

17、特征及非均質(zhì)特征研究成果，對(duì)儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)進(jìn)行分析。包括孔隙類(lèi)型、孔喉形態(tài)、孔喉分選性、粘土礦物的組分、含量及分布。附典型壓汞曲線、滲透率累計(jì)貢獻(xiàn)曲線、參數(shù)（平均孔喉半徑、孔喉最大半徑、排驅(qū)壓力、最大汞飽和度、最大非流動(dòng)孔喉半徑、變異系數(shù)）統(tǒng)計(jì)表。油田儲(chǔ)層粘土礦物分析表樣品號(hào)井深m層位巖性粘土礦物相對(duì)含量%粘土礦物組分相對(duì)含量%伊/蒙間層伊利石高嶺石綠泥石伊/蒙間層比油田區(qū)塊井毛管壓力曲線油田區(qū)塊井滲透率貢獻(xiàn)值、累計(jì)貢獻(xiàn)值分布圖2.3.5成巖作用在對(duì)沉積相和微相研究基礎(chǔ)上，利用取芯井的各種分析測(cè)試資料，結(jié)合巖石學(xué)特征、儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)分析，對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行成巖作用類(lèi)型及其對(duì)儲(chǔ)集物性的影響、成巖階段

18、劃分等研究，并對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行有效性評(píng)價(jià)研究。主要描述內(nèi)容為儲(chǔ)層成巖作用特征：1) 儲(chǔ)層成巖類(lèi)型；2) 儲(chǔ)層成巖階段的劃分；3) 儲(chǔ)層有效性評(píng)價(jià)。2.3.6儲(chǔ)層物性參數(shù)解釋(已完成測(cè)井二次解釋的區(qū)塊，直接應(yīng)用解釋成果)以巖芯資料為基礎(chǔ)，以測(cè)井資料為重點(diǎn)，巖芯標(biāo)定測(cè)井，綜合地質(zhì)、巖芯化驗(yàn)分析及試油、試采資料對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行測(cè)井二次解釋研究，描述儲(chǔ)層物性特征，包括有效孔隙度、滲透率、泥質(zhì)含量、含油飽和度等。一般采用比較成熟的軟件建立適合于工區(qū)的儲(chǔ)層泥質(zhì)含量、孔隙度、滲透率、飽和度解釋模型，并利用測(cè)井綜合解釋模型對(duì)工區(qū)內(nèi)所有井的常規(guī)測(cè)井資料進(jìn)行精細(xì)解釋。附泥質(zhì)含量、孔隙度、滲透率、飽和度測(cè)井解釋與取芯分析對(duì)比圖

19、，典型單井主力層測(cè)井綜合解釋成果表。油田區(qū)塊井測(cè)井綜合解釋成果圖2.3.7儲(chǔ)層非均質(zhì)性 儲(chǔ)層非均質(zhì)性包括平面非均質(zhì)性、層間非均質(zhì)性、層內(nèi)非均質(zhì)性。（變異系數(shù)的參考值：當(dāng)50104t, 面積0.5km2）二類(lèi)（參考值） （儲(chǔ)量2050104t, 面積0.30.5km2）三類(lèi)（參考值） （儲(chǔ)量20104t, 面積0.3km2）總計(jì)2.油藏三維地質(zhì)模型綜合闡述地層、油藏構(gòu)造、儲(chǔ)層、流體、沉積相模型，提供三維模型數(shù)據(jù)體。附三維模型剖面圖、模型儲(chǔ)量與評(píng)價(jià)儲(chǔ)量對(duì)比表。3. 開(kāi)發(fā)歷程及現(xiàn)狀3.1開(kāi)發(fā)歷程開(kāi)發(fā)階段劃分基礎(chǔ)上，敘述每個(gè)階段末油水井總井?dāng)?shù)、開(kāi)井?dāng)?shù)、日產(chǎn)液、日產(chǎn)油、單井日產(chǎn)油、含水、動(dòng)液面、采油速度

20、、階段產(chǎn)油、階段產(chǎn)水、累產(chǎn)油、累產(chǎn)水、含水上升率的變化、日注水量、累注水量、月度及累注采比、儲(chǔ)量動(dòng)用狀況、注采井?dāng)?shù)比、地層壓力、地層總壓降等主要開(kāi)發(fā)生產(chǎn)指標(biāo)。簡(jiǎn)述每個(gè)階段主要開(kāi)發(fā)措施及效果，每個(gè)階段的生產(chǎn)特點(diǎn)及影響因素。開(kāi)發(fā)階段劃分方法一：按油田（斷塊）日產(chǎn)油量分主要開(kāi)發(fā)階段可劃分為產(chǎn)量上升階段、穩(wěn)產(chǎn)階段、產(chǎn)量遞減階段三個(gè)大的階段，加上前面的試采階段共四個(gè)階段；每個(gè)開(kāi)發(fā)階段可根據(jù)產(chǎn)量變化和主要開(kāi)發(fā)措施劃分為若干個(gè)開(kāi)發(fā)亞段。開(kāi)發(fā)階段劃分方法二：按開(kāi)發(fā)技術(shù)階段措施劃分（推薦）根據(jù)調(diào)整區(qū)塊的開(kāi)發(fā)技術(shù)措施，如加密、層系細(xì)分、三采等措施來(lái)劃分開(kāi)發(fā)階段。稠油油藏的開(kāi)發(fā)歷史一般劃分為冷采階段、注蒸汽吞吐階段

21、、蒸汽驅(qū)階段等。附開(kāi)發(fā)階段曲線，開(kāi)發(fā)簡(jiǎn)歷表。油田（區(qū)塊）綜合開(kāi)發(fā)曲線曲線要求：縱坐標(biāo)：開(kāi)油井?dāng)?shù)、開(kāi)水井?dāng)?shù)、日產(chǎn)液、日產(chǎn)油、單井日產(chǎn)油能力、綜合含水、動(dòng)液面、日注水平、注采比、年累油量（核實(shí)）、采出程度。橫坐標(biāo)：時(shí)間油田區(qū)塊開(kāi)發(fā)簡(jiǎn)歷表3.2開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀主要包括目前的總油水井?dāng)?shù)、開(kāi)油水井?dāng)?shù)、日液能力（水平）、日油能力（水平）、日注能力（水平）、平均單井日液能力、平均單井日油能力、平均單井日注能力、綜合含水、平均動(dòng)液面、累積產(chǎn)油量、累積產(chǎn)水量、累積注水量、采出程度、采收率、采油速度、月注采比、累積注采比、地層壓力、地層總壓降、地下虧空等。油田區(qū)塊開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀表油田或區(qū)塊開(kāi)發(fā)層系總油井?dāng)?shù)口開(kāi)油井?dāng)?shù)口水井總數(shù)口

22、開(kāi)水井?dāng)?shù)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綜合含水%平均動(dòng)液面m累積產(chǎn)油量t累積產(chǎn)水量m3累積注水量m3采出程度%采油速度%月注采比地層總壓降mpa地下虧空m3合計(jì)3.3開(kāi)采特征3.3.1產(chǎn)液、產(chǎn)油能力分析附開(kāi)采現(xiàn)狀圖、典型單井生產(chǎn)狀況表區(qū)塊或油田開(kāi)采現(xiàn)狀圖區(qū)塊典型單井生產(chǎn)狀況表井號(hào)投產(chǎn)時(shí)間初產(chǎn)目前現(xiàn)狀（時(shí)間）累油累水備注層位工作制度泵深日產(chǎn)液日產(chǎn)油含水層位工作制度泵深日產(chǎn)液日產(chǎn)油含水動(dòng)液面年月mt/dt/d%mt/dt/d%m104t104m33.3.1.1產(chǎn)液能力從以下4個(gè)方面對(duì)產(chǎn)液能力進(jìn)行分析：1) 統(tǒng)計(jì)油井投產(chǎn)初期和目前（或末期）產(chǎn)液情況；2) 分別

23、對(duì)油井投產(chǎn)初期和目前日產(chǎn)液分區(qū)塊、層系進(jìn)行評(píng)價(jià)；3) 結(jié)合構(gòu)造、儲(chǔ)層物性評(píng)價(jià)日產(chǎn)液在平面上和縱向上的分布規(guī)律；4) 利用綜合開(kāi)發(fā)數(shù)據(jù)計(jì)算平均單井日產(chǎn)液，做平均單井日產(chǎn)液與時(shí)間、含水關(guān)系曲線，分析其變化規(guī)律及影響因素。3.3.1.2產(chǎn)油能力1) 統(tǒng)計(jì)油井投產(chǎn)初期和目前（或末期）產(chǎn)量情況；2) 分別對(duì)油井投產(chǎn)初期和目前日產(chǎn)油分區(qū)塊、層系進(jìn)行評(píng)價(jià)；3) 結(jié)合構(gòu)造、儲(chǔ)層物性評(píng)價(jià)日產(chǎn)油在平面上和縱向上的分布規(guī)律；4) 利用綜合開(kāi)發(fā)數(shù)據(jù)計(jì)算平均單井日產(chǎn)油，做平均單井日產(chǎn)油與時(shí)間、含水關(guān)系曲線，分析其變化規(guī)律及影響因素；5) 做平均單井日產(chǎn)油遞減規(guī)律曲線，分析其遞減規(guī)律，確定遞減類(lèi)型和遞減率。遞減曲線類(lèi)型遞

24、減類(lèi)型基本特征基本關(guān)系最大累積量瞬時(shí)遞減率tqtnqnp指數(shù)遞減n=0d=d0q=q0e-d0tnp=q0/d0(1-e-d0t)np=q0-q/d0npma=q0/d0d雙曲遞減n0時(shí)dd0q=q0(1+nd0t）-1/nnp=q0/d0(n-1)(1+nd0t)n-1/n-1np=qn/d0（1-n）（q01-n-q1-n）npma=q0/d0(1-n)d調(diào)和遞減n=1dd0q=q0(1+d0t）-1np=q/q0ln(1+d0t)np=（2.303q0/d0）lg（q0/q）npma=2.303q0/d0lgq0（當(dāng)q=1時(shí)）dnp遞減階段的累積產(chǎn)量；q產(chǎn)量；q0初始產(chǎn)量；d0初始遞減率

25、；t時(shí)間；n遞減指數(shù)。遞減類(lèi)型的判斷，目前常采用的方法有：圖解法、類(lèi)比法、試湊法、曲線位移法、典型曲線擬合法、迭代計(jì)算法和二元回歸法等。所有這些方法的應(yīng)用都是建立在各類(lèi)遞減類(lèi)型的基本公式上，從公式的數(shù)學(xué)性質(zhì)出發(fā)的。熱采稠油油藏需要進(jìn)行下面的分析：1) 統(tǒng)計(jì)蒸汽驅(qū)（蒸汽吞吐）各周期油井產(chǎn)量和油汽比變化。蒸汽吞吐(蒸汽驅(qū))不同周期效果對(duì)比表區(qū)塊周期序號(hào)注汽量t生產(chǎn)時(shí)間d產(chǎn)油量t/d每米油層采油量t/d.m平均日產(chǎn)油量t/d油汽比2) 熱采產(chǎn)能評(píng)價(jià)。區(qū)塊不同干度對(duì)吞吐效果影響對(duì)比表井號(hào)油層厚度m射開(kāi)厚度m注汽量t井底干度%峰值日產(chǎn)油t/d峰值井口溫度c3.3.1.3無(wú)因次采液采油指數(shù)統(tǒng)計(jì)每口井每個(gè)層

26、系的產(chǎn)能資料、每米采油指數(shù)，將相滲曲線所做的無(wú)因次采油指數(shù)與含水關(guān)系曲線，作為能否提液、確定提液時(shí)機(jī)的依據(jù)。無(wú)因次采液（油）指數(shù)隨含水變化曲線（稠油例子）無(wú)因次采液（油）指數(shù)隨含水變化曲線（稀油例子）結(jié)合構(gòu)造、儲(chǔ)層物性進(jìn)行平面上和縱向上產(chǎn)能（比采油指數(shù)）分布規(guī)律研究與評(píng)價(jià)。產(chǎn)能評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)按比采油指數(shù)評(píng)價(jià)：特低產(chǎn)能 比采油指數(shù)0.5t/(d.m.mpa)低等產(chǎn)能 0.5比采油指數(shù)1中等產(chǎn)能 1比采油指數(shù)1.5高等產(chǎn)能 比采油指數(shù)1.5按千米井深穩(wěn)定產(chǎn)量評(píng)價(jià)：特低產(chǎn)能 千米井深產(chǎn)量1.0t/(d.km)低等產(chǎn)能 1.0千米井深產(chǎn)量5中等產(chǎn)能 5千米井深產(chǎn)量5）,各小層地下原油粘度差異大，造成層間干擾嚴(yán)重，研究進(jìn)一步細(xì)分層系的可行性。開(kāi)發(fā)層系劃分原則：（1）同一層系應(yīng)屬同一壓力系統(tǒng)；（2）油層分布形態(tài)及面積：一套開(kāi)發(fā)層系內(nèi)油層的分布形態(tài)和分布面積應(yīng)大體上接近，以求得較高的鉆遇率(60%)和水驅(qū)控制程度(80%)；（3）油層性質(zhì)：一套層系內(nèi)的油層滲透率應(yīng)相近，原油性質(zhì)相近；（4）層間滲透率級(jí)差小于45，各小層地下原油粘度差異小于3倍；（5）隔層：一套開(kāi)發(fā)層系的上下要有比較可靠的隔層，以保證開(kāi)發(fā)層系具備獨(dú)立開(kāi)采的條件，一般2m；（6）開(kāi)采方式：一套開(kāi)發(fā)