油田開發(fā)方案編制指南

油氣田開發(fā)方案編制指南——2004年中國石油出版社出版第一章油田概述一、油田地理位置與自然條件1）說明油田的地理位置（包括盆地、構造單元）、行政歸屬、地理環(huán)境與油田區(qū)域范圍油田，并附油田地理位置圖。（圖1-1-1）2）簡要說明油田所在地區(qū)的地貌類型、特點和平均海拔高度。3）簡要說明油田所在地區(qū)的氣候類型與季節(jié)特點，列出當?shù)貧庀筚Y料。參考表1-1-1。4）河流與水源。簡要說明當?shù)刂饕恿?、湖泊類型、大中型水利設施與蓄水排灌情況、地下水深與水質礦化度。5）簡要說明油田所在地的巖石類型和下列不良的工程地質情況：濕陷性黃土、膨（凍）漲土等的級別，巖溶、流沙、滑坡、崩塌和泥石流分布等。6）說明國家或當?shù)氐胤綄Νh(huán)境保護與生態(tài)的要求。氣象資料表表1-1-1序號氣象要素單位數(shù)量備注1一般海拔高程m2風速年平均m/s冬季平均m/s夏季平均m/s最大風速m/s3風向與風頻冬季最多風向冬季風頻%夏季最多風向夏季風頻%4大氣壓冬季平均kPa夏季平均kPa5氣溫月平均最高℃月平均最低℃極端最高℃極端最低℃6降水年平均降水量mm年最大降水量mm年最小降水量mm小時最大降水量mm7最大凍土深度cm8年平均雷暴日d9年平均沙暴日d10冬季照率%11年平均蒸發(fā)量mm12最大積雪厚度cm13年無霜天數(shù)d14冬季平均地溫℃注明深度注：上表視資料收集情況而定二、交通運輸、電力與通訊1）簡要說明當?shù)罔F路、公路、水運、航運（或機場）等概況與它們到油田的距離。2）簡要說明當?shù)毓╇娋W絡與供電能力，目前在線負荷和剩余負荷。3）當?shù)氐胤酵ㄓ嵕W、油網機構組織與設施、容量、規(guī)模與運行情況。第二章當前油田開發(fā)準備工作概況第一節(jié)油田勘探簡史說明油田勘探簡史，其中包括：①.油田所處的區(qū)域構造位置、工區(qū)范圍、區(qū)域地質背景與油氣富集規(guī)律；②.油田勘探開始的年份、經歷的階段、重大勘探部署；③.發(fā)現(xiàn)井產油的時間、油層以與試油工作制度、壓力、日產量，并說明探明地質儲量等。第二節(jié)油田勘探程度與取得的資料一、地震工作量油田范圍內所做過的二維、三維地震工作量、測網密度與做過的處理和結果。簡要說明物、化探工作量與其它地質勘探工作量。二、鉆井與鉆井工程情況1）統(tǒng)計已鉆探井、評價井、開發(fā)資料井的基本情況，并列出各井的基本數(shù)據，參考表2-2-1。說明目前的井網密度，即井數(shù)/km2?！痢劣吞锿赉@井基本數(shù)據表表2-2-1井號開鉆時間完鉆時間井別井位坐標地面海拔m補芯海拔m完鉆井深m完鉆層位xy注：當井數(shù)較多時，可將該表作為附表。2）說明已鉆各井使用的鉆機類型、鉆頭類型、各次開鉆的鉆具組合與它們的使用情況，評價地層巖石的可鉆性等，同時說明已鉆井井身結構、完井方式、各鉆井參數(shù)與井斜情況等。3）說明已鉆各井使用的鉆井液類型、分層段鉆井液配方、主要性能、處理和維護方法。4）說明已鉆各井的鉆井和完井過程中的復雜情況與處理，如噴、塌、漏、卡等情況。5）說明已鉆各井的鉆井技術經濟指標、鉆井成本與單項費用（或定額）。三、取心、測井、分析化驗、試油、試采等資料1）統(tǒng)計取心資料：包括取心井數(shù)、累計取心筒數(shù)、總進尺（m）、總心長（m）、平均收獲率、含油巖心長（參見表2-2-2）。油田鉆井取心統(tǒng)計表表2-2-2項目井號層位筒次進尺（m）心長（m）收獲率（%）儲集層巖心長（m）含油巖心長（m）注：當井數(shù)較多時，可將該表作為附表。2）測井說明已有探井、評價井、開發(fā)資料井所采用的測井系列。列出其相應的測井內容，對應用的測井系列作出評價。說明各種錄井資料，如氣測錄井、巖屑錄井與錄井綜合圖。3）分析化驗按井分層統(tǒng)計地質實驗分析化驗項目與其樣品數(shù)（參見表2-2-3），按不同層位統(tǒng)計開發(fā)實驗分析項目與其樣品數(shù)（參見表2-2-4）。4）測試、試油與試采統(tǒng)計中途測試、完井測試、試油、試氣、系統(tǒng)試井與井數(shù)、井次、層次，其中單試層數(shù)、合試層數(shù)、產油層數(shù)、油水同層數(shù)、水層層數(shù)；試采井數(shù)、試采層位，試采時間等。統(tǒng)計結果列于表2-2-5。

××油田分層巖芯分析地質化驗項目統(tǒng)計表表2-2-3井號項目(塊數(shù))1號井2號井3號井……總計孔隙度水平滲透率垂直滲透率飽和度毛管壓力巖電實驗巖石力學覆壓實驗粒度分析泥質含量薄片鑒定鑄體薄片電鏡掃描熒光薄片能譜碳酸鹽含量重礦物熒光含量圖象含鹽量X衍射總計注：當井數(shù)較多時，可將該表作為附表，該表可統(tǒng)計總的結果。××油田開發(fā)試驗項目統(tǒng)計表表2-2-4井號項目1號井2號井3號井……總計層位潤濕性速敏水敏鹽敏堿敏相滲油水油氣氣水驅替試驗長巖芯水驅氣驅流體試驗油氣水總計注：當井數(shù)較多時，可將該表作為附表，該表僅匯成總表。5）采油工藝實驗統(tǒng)計已做的采油工藝技術實驗項目，如酸化、壓裂、液氮助排、氣舉、防砂、防腐、防蠟等實驗。油田測試、試油工作量統(tǒng)計表表2-2-5油井序號層位厚度/層數(shù)日期方式結論[注]：方式是指包括DST、FMT、RFT、常規(guī)試油、系統(tǒng)試井、試采等方式。四、開發(fā)準備階段錄取資料工作的評價說明開發(fā)準備階段錄取資料是否可以滿足工程設計的需要，是否還需要補取必要的資料與基礎實驗。第三章油藏工程設計第一節(jié)構造與斷裂特征一、地震資料品質評價一、構造描述構造類型、形態(tài)、傾角、閉合高度、閉合面積、構造被斷層復雜化程度，構造對油藏的圈閉作用等，參見表3-1-1。油藏構造要素表表3-1-1層位高點閉合幅度（m）閉合等高線海拔（m）長軸（km）短軸（km）長短軸之比構造圈閉面積(km2)埋深（m）海拔（m）根據油田具體情況附油田分層組或主力層組頂面構造圖（圖3-1-1），比例為1：10000或1：25000，圖中標明含油和含氣外緣與內緣、構造斷裂、所有鉆開油藏的井、各級儲量界限。報告附縮小的構造圖。二、斷層分級描述斷層性質、條數(shù)、分布狀態(tài)、密封程度，斷層與圈閉的配合關系以與斷層對流體分布、流體流動的作用，并附相關數(shù)據表，參見表3-1-2。報告附主要斷層的地震剖面。油藏斷層要素表（表3-1-2）斷層編號發(fā)育層位斷層分級斷層性質斷層走向斷層傾向斷層傾角斷距(m)延伸長度(km)落實程度鉆遇井號三、現(xiàn)今地應力和裂縫（裂縫發(fā)育油藏）1、現(xiàn)今地應力說明地應力測試方法，對現(xiàn)今地應力狀況進行描述，確定最大主應力和最小主應力方向和大小，可能的話附地應力分布綱要與玫瑰圖。2、裂縫描述利用巖心觀察和測井方法描述裂縫性質、產狀與其空間分布、密度（間距）、開度、裂縫中的填充礦物與填充程度、含油產狀、裂縫與巖性的關系等。分析裂縫組系、級次與形成序次。要嚴格區(qū)分天然裂縫與人工誘導縫。利用鑄體薄片、熒光薄片等確定微裂縫的分布與其面孔率。可附巖心觀察的裂縫描述記錄表(見表3-1-3)?！痢劣筒亓芽p描述記錄表表3-1-3井號項目××井××井××井層位巖芯數(shù)頂深芯長巖性巖芯特征面描述性質要素傾向傾角裂縫描述裂縫頂深相對傾向傾角投影長中心距開度基塊基塊幾何形態(tài)裂縫面性質其它孔隙類型注：當井數(shù)較多時，可將該表作為附表，該表僅匯成總表。第二節(jié)地層一、地層層序描述油田范圍全套地層的地質時代、巖石組合、厚度變化、地層接觸關系、古生物、沉積旋回性與標準層等，對于影響鉆井與地面流程建設的特殊地層、巖層如異常高壓層、膏鹽層等要加以特別描述，附油田鉆遇地層簡表，參見表3-2-1。油田鉆遇地層簡表表3-2-1地層層位厚度(m)巖性簡述接觸關系地震反射層與標準層界系統(tǒng)組群符號二、油層劃分以巖心資料為基礎，以測井曲線形態(tài)為依據，充分考慮層間接觸關系，結合沉積相在垂向上的演變層序，在區(qū)域地層層序劃分和含油氣層系劃分的基礎上，將含油氣層段劃分為不同穩(wěn)定分布范圍的旋回性沉積層段。在此基礎上結合隔層條件，壓力系統(tǒng)，油氣水系統(tǒng)劃分油層層組直到小層。1）描述標志層與輔助標志層巖性與電性特征，建立不同方向的油氣層對比標準剖面。2）對比油氣層組并描述油層組厚度在平面上的變化規(guī)律，對比砂巖組并對砂體分布、油層分布進行描述和評價。報告附地層劃分小層對比表（參見表3-2-2）和油田地層對比剖面圖、油田油層段小層對比剖面圖。（要求附比例尺）油田小層劃分對比結果表表3-2-2層組砂巖組小層××井××井××井井段m層厚m井段m層厚m井段m層厚m3）確定隔層巖性、物性條件，分別描述層組之間隔層與砂組內小層之間的隔層厚度分布，小層之間若上下連通無隔層的井，在相應的層位應給予標明，附油田層組間隔層厚度統(tǒng)計表（見表3-2-3）。油田油層組間隔層厚度統(tǒng)計表表3-2-3隔層井號-間-間-間-間-間各井平均第三節(jié)儲層一、儲層巖性1、儲層巖石組成與成巖作用分層描述儲層巖石的礦物組成、雜基、膠結物與其含量，通過巖石薄片、鑄體薄片、掃描電鏡、粘土礦物分析等描述儲層所經歷的成巖作用與所處成巖階段，分層詳細描述隨埋深增加顆粒接觸關系，粘土礦物、膠結物、含量變化與對孔隙度的影響。見表3-3-2—表3-3-6。油田儲層巖石礦物分析表表3-3-2層位統(tǒng)計井數(shù)樣品數(shù)石英(%)長石(%)巖屑(%)備注油田膠結物平均含量表表3-3-3層位樣品數(shù)雜基膠結物(%)泥質含量(%)樣品數(shù)方解石高嶺石硬石膏黃鐵礦菱鐵石綠泥石方佛石水云母油田砂巖顆粒磨圓度統(tǒng)計表表3-3-4層位樣品數(shù)與頻率棱—次棱角狀次棱角狀次圓—次棱角狀次棱角—次圓狀樣品數(shù)頻率(%)油田粒度結構參數(shù)統(tǒng)計表表3-3-5層位樣品數(shù)粒度中值(mm)平均粒度(mm)標準偏差偏度尖度油田儲油層段粘土礦物含量表表3-3-6層位泥巖(%)砂巖(%)KSICI/SKSICI/S注：K—高嶺石，S—蒙脫石，I—伊利石，C—綠泥石，I/S—伊蒙混層。二、沉積相1、巖石相根據巖心觀察歸納巖石相類型，描述不同巖石相顏色、沉積結構、沉積構造、生物構造等，對各自沉積條件作出初步判別。巖石相的劃分盡可能與儲層質量相統(tǒng)一（表3-3-1）。油田不同沉積相帶分析表表3-3-1層位相亞相微相剖面厚度m砂巖厚度m占砂巖總厚度(%)礫巖礫狀砂巖含礫砂巖粗砂巖中砂巖細砂巖粉砂巖2、沉積背景與沉積物源結合區(qū)域巖相古地理背景，通過古生物與巖礦標志反演古氣候特征與變化、沉積巖地化參數(shù)反映沉積時的氧化還原條件，通過巖石相、巖石輕、重礦物成分等在平面上的變化反映物源方向。3、沉積相分析根據沉積背景、沉積物源、巖石相、地震相組合描述，綜合分析劃分沉積微相，建立油田沉積相剖面與沉積模式，報告附巖相柱狀圖（3-2-1）和巖相沉積模式圖（3-2-2）。并分油組作出平面微相展布圖。（3-2-3）三、儲層厚度分布三、油層物性1、油層孔隙度、滲透率、含油飽和度根據取心井的巖心分析資料，對儲層分層進行統(tǒng)計孔隙度與滲透率，并根據巖電實驗數(shù)據與水分析資料，建立測井解釋模型，分層計算儲層孔隙度與滲透率、含油飽和度。并附分層物性參數(shù)表，見表3-3-7。油田分層物性參數(shù)表表3-3-7層位孔隙度(%)滲透率(10-3m2)含油飽和度(%)巖心分析測井解釋選值巖心分析測井解釋選值巖心分析統(tǒng)計法測井解釋選值塊數(shù)孔隙度井層數(shù)孔隙度塊數(shù)滲透率井層數(shù)滲透率塊數(shù)含油飽和度含油飽和度井層數(shù)含油飽和度報告應附各種巖性、物性、含油性、電性關系交繪圖，如孔隙度與聲波時差關系圖、孔隙度與滲透率關系圖、含油飽和度與孔隙結構關系圖等。2、覆壓條件下孔隙度、滲透率的變化按巖心室內實驗求取巖石壓縮系數(shù)或按經驗公式計算覆壓條件下孔隙度、滲透率的變化，并附相應的關系圖。3、油層非均質性評價1）主力儲層內夾層性質與發(fā)育程度描述主力儲層內夾層的巖性、物性、夾層條數(shù)、發(fā)育位置與程度，并估算夾層的延伸長度。盡可能定量估計對垂向滲透率的影響程度。報告附夾層發(fā)育統(tǒng)計表，見表3-3-8。油田夾層發(fā)育統(tǒng)計表表3-3-8層位統(tǒng)計砂巖累計厚度(m)夾層累計厚度(m)夾層條數(shù)夾層厚度(m)夾層發(fā)育位置頻率夾層頻率(條/m)夾層密度(%)最小最大平均砂層頂砂層內砂層底2）層內、層間非均質性統(tǒng)計巖芯柱塞的垂向滲透率與水平滲透率關系，計算評價宏觀的垂向滲透率與水平滲透率。分層組（或主力油層）計算滲透率非均質系數(shù)、變異系數(shù)、滲透率級差與突進系數(shù)等，見表3-3-9。層組平均厚度(m)平均滲透率(10-3m2)平均孔隙度(%)滲透率級差非均質系數(shù)突進系數(shù)滲透率變異系數(shù)3）分別評價層間、層內非均質性，分層統(tǒng)計出孔隙度、滲透率平面分布，并建立分層孔隙度、滲透率平面分布圖，對儲層平面非均質性作出評價。報告附相應的關系圖和平面分布圖。油田層組非均質性參數(shù)統(tǒng)計表（測井解釋）表3-3-9四、微觀孔隙結構1、孔喉結構特征確定油田儲層孔隙類型（原生孔、或次生孔、或混雜孔隙類型），描述薄片、鑄體、電鏡觀察到的儲層孔喉情況。利用具有代表性的毛管曲線（見本章第八節(jié)）確定出分層的孔隙結構參數(shù)，以便作出分層分類評價。報告附巖石的J函數(shù)曲線和分層孔隙結構參數(shù)表（見表3-3-10）。2、不同孔喉滲透率貢獻值與累計貢獻值判別對滲流起主要作用的孔喉大小，根據累計滲透率貢獻值分布曲線估計確定有效滲流孔喉半徑下限。報告附累計滲透率貢獻值曲線圖。油田分層孔隙結構參數(shù)表征表3-3-10井號井井井層位壓汞資料平均孔隙度（%）平均滲透率（×10-3μm2）排驅壓力（Mpa）中值壓力（Mpa）最大孔喉半徑（μm）孔喉半徑中值（μm）最大汞飽和度（%）吼道直徑中值（μm）相對分選系數(shù)孔喉體積比退汞效率鑄體圖象分析孔隙直徑中值（μm）平均孔喉直徑比注：若井太多，報告僅附總表，該表可作為附表。3、粘土礦物在孔喉中的產狀根據電鏡掃描，觀察粘土礦物類型，描述粘土礦物在儲層孔喉的產狀。報告附不同滲透率儲層電鏡掃描照片。第四節(jié)流體分布與性質一、油(氣)水界面與含油氣邊界的確定依據油、氣、水層判別標準與錄井、測試、試油等多種信息對已鉆井逐井逐層劃分出油、氣、水層。綜合油藏類型、油藏剖面、地層壓力、毛管壓力等確定油、氣、水界面。報告附油田區(qū)塊油藏剖面圖。對于分層測試井，應系統(tǒng)整理各測點壓力、壓力梯度，并計算流體密度，判別油水或油氣界面的海拔深度。報告附油田井FMT測試油組壓力～深度圖。二、油(氣)水系統(tǒng)與其控制因素1、油、氣、水系統(tǒng)縱向分布綜合分析構造、儲蓋組合，依據油、氣、水界面的標定（表3-4-1）說明油田是一套或是多套油、氣、水系統(tǒng)，若是多套系統(tǒng)要說明各個系統(tǒng)的控制因數(shù)。2、油、氣、水系統(tǒng)平面分布依據油田構造，斷層，與儲、蓋層分布，在平面上劃分出油、氣、水系統(tǒng)，并說明其封閉程度。報告附油水界面平面分布圖。××油田確定油、氣、水界面數(shù)據表表3-4-1層位井號井井井解釋結果測井試油測井試油測井試油油層(m)井段油底海拔油水同層(m)井段中部深海拔水層(m)井段水頂海拔油水界面三、流體性質1、原油1）地面原油（1）地面原油分析結果與評價按表3-4-2列出地面原油常規(guī)分析結果，并對其作出評價。（2）原油性質的變化特征描述不同油層組的地面原油性質，并說明地面原油性質隨油層深度與平面上的變化與特點。2）地層原油（1）地層原油高壓物性參數(shù)列出地層原油高壓物性參數(shù)測試結果（參見表3-4-3），并說明地層原油高壓物性的特點。（2）地層原油物性隨壓力變化關系依據地層原油PVT數(shù)據，參見表3-4-4，繪出壓力~原油密度、壓力～原油體積系數(shù)、壓力～原油粘度等的關系曲線圖。××油田地面原油分析結果表表3-4-2井號井井井層位相對密度粘度50℃（mpa.s）凝固點(℃)初餾點(℃)含鹽量（mg/l）含蠟量（%）含水（%）含硫量（%）烷烴（%）芳烴（%）瀝青質（%）非烴（%）含砂（%）取樣時間（年、月、日）注：若井太多，報告僅附總表，該表可作為附表。××油田地層原油高壓物性分析結果表3-4-3井號井井井層位體積系數(shù)氣油比(m3/m3)氣體平均溶解系數(shù)(m3/m3.MPa)收縮率(%)地下密度地面密度地層溫度(℃)地層壓力(MPa)飽和壓力(MPa)壓縮系數(shù)(1/MPa)熱膨脹系數(shù)(1/℃)地下粘度(mpa.s)注：若井太多，報告僅附總表，該表可作為附表。××油田地層原油PVT數(shù)據表表3-4-4地層壓力(MPa)地層原油體積系數(shù)原油密度原油粘度(mpa.s)氣油比(m3/m3)對于特殊油品，如揮發(fā)油，要求做組分分析和原油的P—T相圖，并說明原油的相態(tài)特征。根據原油性質分析結果，判斷油藏流體類型。2、天然氣說明天然氣類型（溶解氣或伴生氣）。按表3-4-5列出天然氣常規(guī)分析的化學組成，并對分析結果作出評價?！痢劣吞锾烊粴鈽臃治鼋Y果表表3-4-5井號層位相對密度天然氣化學組成(mol%)取樣時間C1C2C3iC4nC4iC5nC5C6+C7+N2CO2H2S3、地層水將地層水常規(guī)分析結果列于表3-4-6，并對地層水分析結果作出評價。說明地層水總礦化度、水型、相對密度與地層條件下的粘度、體積系數(shù)以與地層水電阻率等?！痢劣吞锏貙铀治鼋Y果表3-4-6井號層位地層水離子含鹽(mg/l)水型pH值K++Na+Ca+2Mg+2SO4-2HCO3-1Cl-總礦化度第五節(jié)油藏類型一、油藏壓力與溫度系統(tǒng)1、油藏壓力系統(tǒng)1）分油組統(tǒng)計實測的原始地層壓力和地層壓力系數(shù)，繪制地層壓力梯度曲線，并確定地層壓力～地層深度的關系。2）說明各油組的地層壓力、壓力梯度，評價油藏的壓力系統(tǒng)，若是異常壓力系統(tǒng)，要分析其成因。報告附有關的數(shù)據表（見表3-5-1）和地層壓力～地層深度的關系圖。2、油藏溫度系統(tǒng)1）分油組統(tǒng)計測試的地層溫度，并繪制地層溫度～地層深度的關系曲線。2）說明各油組的地層溫度、地溫梯度，評價油藏的溫度系統(tǒng)。報告附有關的數(shù)據表（見表3-5-1）和地層溫度～深度的關系圖?！痢劣吞镉筒販囟?、壓力統(tǒng)計表表3-5-1井號油組井段m油層中部地層壓力地層溫度試油結果深度m海拔m壓力MPa壓力系數(shù)溫度℃梯度℃/100m注：若井數(shù)太多，該表可作為附表。二、天然能量分析1、彈性能量分析根據油藏流體和巖石的壓縮系數(shù)，估算在飽和壓力以上采油時油藏的彈性驅采收率，并對其作出評價。2、邊底水能量分析1）根據油藏構造、斷層封割、儲層連續(xù)性和儲層物性分析含油區(qū)域與邊底水區(qū)域的關系。2）根據邊底水的水體大小、水層的滲透率、試水時水產量的大小，定性評價水體的活躍程度。三、油藏類型的確定根據油藏地質特征、流體性質與其分布、滲流物理特性、天然能量和驅動類型等多種因素，采用多因素主、次命名法，次要因素在前，主要因素在后，依序排列。油藏分類的劃分按“中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標準”ST/T6169—1995。第六節(jié)地質模型根據油藏構造、儲層、油水系統(tǒng)與油藏類型等特征建立油藏地質模型。地質模型要充分體現(xiàn)層內非均質性的變化，儲層、隔層與夾層的縱、橫向展布等。一般地質模型包括：1）構造模型：油藏構造形態(tài)與斷層分布。2）儲層模型：儲層結構與各種屬性的空間分布。其中包括有效厚度、孔隙度、滲透率等。3）流體模型：儲層內油、氣、水分布，即各種流體飽和度分布和流體性質的空間變化。根據開發(fā)要求建立不同規(guī)模、不同類型的地質模型（單井模型、二維模型、三維模型等）。第七節(jié)油藏動用儲量評價一、勘探階段提交的儲量1、勘探儲量上報情況列表說明勘探儲量計算選用的參數(shù)與計算結果（見表3-7-1）?！痢劣吞锸偷刭|儲量數(shù)據表表3-7-1級別層位含油面積km2有效厚度m有效孔隙度%含油飽和度%地面原油密度g/cm3體積系數(shù)原始油氣比m3/t采收率%單儲系數(shù)104t/km2.m石油地質儲量104t溶解氣地質儲量108m3儲量豐度104t/km2可采儲量104t2、動用儲量優(yōu)選1）說明勘探階段儲量上報以來油田新增加的資料井、評價井井數(shù)，補取資料所取得的新認識。2）根據區(qū)塊產能高低、儲量級別可靠程度與豐度大小、工程建設的經濟可行性分析，提出優(yōu)選動用范圍與層系。二、動用儲量計算的參數(shù)1、含油面積的圈定依據工程項目設計優(yōu)選的范圍說明含油面積圈定的依據和結果。2、油層有效厚度1）有效厚度劃分標準（1）以巖心分析資料與單層試油數(shù)據為依據，制定出有效厚度、巖性、含油性、物性下限標準；（2）應用測井資料定性、定量制定出油、氣、水層的電性判別標準和夾層扣除標準，報告附有效厚度標準圖。2）有效厚度的確定應用測井曲線與其解釋參數(shù)劃分出油層有效厚度。3、有效孔隙度1）根據巖心資料分析結果和測井解釋圖版確定有效孔隙度。以巖心分析資料為基礎，測井圖版解釋的孔隙度應與巖心分析孔隙度有良好的關系，兩者的差值不得超過1%～1.5%。2）選定的有效孔隙度必須進行校正，將地面條件所測得的孔隙度矯正為地下條件的孔隙度。4、含油飽和度說明含油飽和度確定的方法與結果，可能條件下參考油基泥漿或密閉取心的含油飽和度。5、其他參數(shù)儲量計算中的其他參數(shù)（如體積系數(shù)、原油密度等）分別由地層流體高壓物性分析資料和地面原油分析結果確定。三、油藏儲量的計算方法說明儲量計算方法，并應用重新認識的油藏地質參數(shù)，按層組分區(qū)塊計算地質儲量。計算方法要符合“石油儲量計算規(guī)范”，同時針對不同的油藏類型要分別參照各類油藏儲量計算細則。四、動用儲量計算結果與評價1、儲量計算結果按層組分區(qū)塊計算動用儲量，并列出計算結果（表3-7-2）。油田儲量計算結果表表3-7-2區(qū)塊層組儲量級別含油面積km2有效厚度m孔隙度%含油飽和度%地面原油密度g/cm3體積系數(shù)原始油氣比m3/t單儲系數(shù)104t/km2.m石油地質儲量104t溶解氣地質儲量108m3儲量豐度104t/km2可采儲量104t2、儲量評價1）儲量可靠性評價（1）分析各種參數(shù)的齊全、準確程度；（2）分析確定儲量參數(shù)的方法與各種圖版的精度；（3）分析儲量參數(shù)的選用是否合理，并對幾種計算方法進行對比校驗；（4）分析其他可能存在的不確定的因素是否達到了計算儲量的要求。2）儲量動用評價按儲層油品、儲量豐度、儲量大小、儲層滲透性等進行分類。并分區(qū)塊分層對儲量作出優(yōu)先動用、動用時機和動用儲量豐度規(guī)模大小進行綜合評價。五、可采儲量的估算1、計算采收率采用不同的方法，如經驗類比法、巖心分析法、相對滲透率曲線法、相關經驗公式法等估算油藏采收率。根據油藏可能選擇的驅動類型、開采方式選用不同的采收率估算方法。2、計算可采儲量根據油藏可能選擇的驅動類型、開采方式確定的采收率和地質儲量估算可采儲量，并說明估算結果。第八節(jié)儲層滲流物理特性一、油藏巖石潤濕性1、巖石潤濕性試驗統(tǒng)計巖石潤濕性試驗巖心樣品的井號、層位、深度、樣品數(shù)以與測得的油濕指數(shù)和水濕指數(shù)，并將其列于表3-8-1。說明巖心取樣條件與潤濕性測試的方法。巖石潤濕性測試結果表3-8-1井號深度m樣品號空氣滲透率10-3um2孔隙度f束縛水飽和度f油濕指數(shù)水濕指數(shù)2、巖石潤濕性的評價據潤濕性試驗結果，結合潤濕性判斷標準評價油藏巖石的潤濕性，另外從油藏平均油水相對滲透率曲線也可進一步評價油藏巖石的潤濕性，并最終確定油藏巖石潤濕性。二、毛管壓力曲線1、毛管壓力曲線的測定統(tǒng)計毛管壓力曲線測定的工作量（井數(shù)、層位、方法）與各方法所做的毛管壓力曲線條數(shù)。2、毛管壓力曲線特征分析1）根據測定毛管壓力曲線的樣品滲透率大小進行分類。并統(tǒng)計不同樣品的最大進汞飽和度、排驅壓力、飽和度中值壓力。2）利用測定的毛管壓力曲線，進行必要的處理（例如J函數(shù)處理），從而獲得儲層平均或典型的毛管壓力曲線，根據油水界面張力和潤濕性重建油藏的油水毛管壓力曲線。三、相對滲透率曲線1、油水相對滲透率曲線1）統(tǒng)計并說明油水相對滲透率曲線測定的方法與總條數(shù)2）油水相對滲透率曲線的特征分析（1）統(tǒng)計各類樣品的束縛水飽和度、殘余油飽和度、殘余油飽和度下的水相滲透率和束縛水飽和度下的油相滲透率；（2）確定各樣品的油水相對滲透率比值與含水飽和度的關系（3）分析各樣品束縛水飽和度、殘余油飽和度與滲透率、孔隙度的關系；3）平均油水相對滲透率曲線對油水相對滲透率曲線進行歸一化處理，并由此獲得平均油水相對滲透率曲線。若需要，可根據樣品的絕對滲透率大小，對相對滲透率曲線進行分類，并分不同層系或油組分別進行歸一化處理。報告附典型油水相對滲透率曲線圖。4）應用油水相對滲透率曲線評價開發(fā)動態(tài)（1）計算出分流量曲線，對見水時的累計采油量作出評價；（2）計算油水流度比，結合滲透率變異系數(shù)大小，對水驅采收率作出評價；（3）計算出不同含水率下的無因次采液指數(shù)和無因次采油指數(shù)，對油井見水后開采特征作出評價。報告附fw與JL與Jo的關系曲線圖。2、油氣相對滲透率曲線1）統(tǒng)計并說明油氣相對滲透率曲線測定的方法與總條數(shù)2）油氣相對滲透率曲線特征分析（1）統(tǒng)計樣品的束縛水飽和度、殘余油飽和度、束縛水飽和度下的油相滲透率；（2）確定實測曲線油氣相對滲透率的比值與含氣飽和度的關系；3）平均油氣相對滲透率曲線對實測曲線進行歸一化處理，并由此獲得平均油氣相對滲透率曲線；若需要，可根據樣品的絕對滲透率大小，對相對滲透率曲線進行分類；分不同層系或油組進行歸一化處理。報告附典型油氣相對滲透率曲線圖。4）應用油氣相對滲透率曲線評價開發(fā)動態(tài)對消耗式開采的一次采收率作出評價。第九節(jié)開采特征一、試油與試采結果分析1、試油結果分析列出各井與各層試油結果，參見表3-9-1，根據試油結果分析油井的產能。油田試油成果表表3-9-1井號層位井段層厚試油日期工作制度日產油t/d日產氣m3/d日產水m3/d氣油比m3/t油壓套壓流壓靜壓生產壓差采油指數(shù)t/d.MPa累計采油t累計產水量m3試油結論MPa2、試采結果分析1）試采資料的整理根據試采過程所取得的流量、壓力、含水、油氣比等各項資料整理出試采綜合開采曲線，當油井出砂時，要分析出砂量與其原因。2）試采參數(shù)計算與評價計算采油指數(shù)、采液指數(shù)、采水指數(shù)以與單位壓降產量等參數(shù)。根據以上結果評價油藏產能和油藏天然能量。闡明油井生產時所適應的技術條件。二、試井解釋1、試井資料列出油田已有的試井資料，包括穩(wěn)定試井資料和不穩(wěn)定試井資料；說明試井基礎資料的可靠性；2、試井解釋1)不穩(wěn)定試井對不穩(wěn)定試井資料進行解釋，將解釋結果列出（參見表3-9-2）。并建立空氣滲透率與有效滲透率的關系、比采油指數(shù)與滲透率的關系。不穩(wěn)定試井解釋結果匯總表表3-9-2井號層位壓力計下深m壓力（MPa）溫度℃解釋結果流壓靜壓壓力系數(shù)kkhkh/μSDrPsCRe注：Dr—堵塞比；Ps—堵塞引起的壓降；C—井筒儲集系數(shù)；Re—探測半徑。2)穩(wěn)定試井對油井的穩(wěn)定試井資料進行處理解釋，依據試井解釋結果確定油井產能與油井合理的工作制度。列于系統(tǒng)試井結果（參見表3-9-3），報告附典型的試井指示曲線圖。井系統(tǒng)試井結果表表3-9-3工作制度油壓MPa套壓MPa日產液t/d日產油t/d日產氣m3/d含水%氣油比m3/t靜壓流壓生產壓差采油指數(shù)t/d.MPa（MPa）第十節(jié)油藏工程論證一、油田開發(fā)原則油田開發(fā)原則要結合油田地質描述、儲量大小、油藏工程論證等對以下幾方面進行概括說明：1）如何貫徹、執(zhí)行國家的有關政策、法令、遵循國家、地方、行業(yè)的產業(yè)政策、符合發(fā)展規(guī)劃的要求。2）油田開發(fā)如何實現(xiàn)在經濟上取得投資少、速度快、成本低的經濟效益。3）如何體現(xiàn)工藝先進、技術成熟、生產可靠、管理方便的油田開發(fā)技術政策和水平。二、層系劃分與組合論證1、開發(fā)層系的基本單元與其依據開發(fā)層系的基本單元是指大體上符合一個開發(fā)層系基本條件的油層組、砂巖組或油層。它本身可以獨立開發(fā)，也可以把幾個基本單元組合成一個開發(fā)層系。根據油田地質特征，提出幾種可能采用的開發(fā)層系并闡明其依據。2、層系劃分與組合對提出的幾種可能采用的開發(fā)層系進行綜合對比分析，進行優(yōu)化組合，給出初步的層系劃分組合意見。三、開發(fā)方式論證1、天然能量的利用原則上要充分考慮天然能量的利用。分析油藏的天然能量，估算油藏一次采收率，對采用消耗式開采方式還是采用補充能量開采方式作出評價，同時研究并確定地層壓力保持水平。2、開發(fā)方式的選擇1）參考國內外同類油藏開發(fā)的方式，提出幾種可能的開發(fā)方式，包括天然能量開采和人工補充能量開采方式（注水、注氣或氣水交替等）；2）對不同開發(fā)方式進行分析研究（分析驅油效率、影響原油采收率因素等），并估算不同開發(fā)方式下的油藏采收率；3）對于采用注水、注氣或氣水交替開發(fā)方式的油藏，要確定不同注入量條件下注入井井口與井底流動壓力的界限。根據地層壓力保持水平確定合理的注入時機；4）根據研究結果進行經濟分析對開發(fā)方式進行優(yōu)選。四、單井產能與經濟極限產能論證對單井（直井、斜井或水平井）的產能進行論證。1）根據系統(tǒng)試井流入動態(tài)曲線選擇合理的生產壓差，利用探井、評價井試油、試采等資料確定油井產能或米采油指數(shù)。按布井范圍內可投入開發(fā)的厚度計算平均單井日產油量。2）計算油藏單井極限經濟產量，對于氣頂油藏、底水油藏、氣頂?shù)姿筒兀氂嬎闩R界產量和臨界壓差，并綜合確定油藏的合理生產壓差與平均單井日產油量。3）對于低滲透或特低滲透油藏，平均單井日產油量的確定應考慮增產措施的效果。4）利用注入井試注或實際注入井資料，計算米注入指數(shù)（沒有實際注入資料的油藏可采用類比法或經驗法）計算平均注入井的日注入量。五、井網部署、井距與開采速度1、布井方式依據油藏構造形態(tài)、圈定的布井范圍、開發(fā)動用儲量富集程度、油氣水分布與其儲層物性、非均質性、不同開采速度要求的注采井數(shù)比等確定布井方式。2、注采井網依據地應力、天然裂縫方向與砂體分布形態(tài)、注采井布井方式與排列方向、砂體連通率、注采平衡條件、平面波與效率等因素確定注采井網。3、確定井距與開采速度1）井距設計原則說明井距設計的主要原則。2）井距與開采速度論證（1）根據不穩(wěn)定試井與試采資料，結合泄油面積計算并說明油井之間是否有井間干擾與井間干擾程度；預測不同井網密度對砂體的控制程度與不同井網注水方式的水驅控制程度；研究合理的井距、開采速度和注采關系三者間是否協(xié)調，是否達到注采平衡和壓力平衡；（4）計算不同井距下可能達到的采油速度與其最終采收率，并用經濟分析方法加以交會約束，求得合理井網密度和相應的開采速度。六、推薦方案與開發(fā)指標預測1、侯選方案的提出在開發(fā)層系的劃分與組合、油藏的開發(fā)方式優(yōu)選、油藏的合理開采速度的確定以與井網部署等有關內容研究的基礎上，對油田開發(fā)提出若干個后選方案。對各方案列表排序，并分別說明不同方案的特點。2、方案優(yōu)選1）開發(fā)指標計算以年為時間步長，對不同方案開發(fā)指標進行預測，獲得各方案15年以上的開發(fā)指標和最終采收率；預測的主要開發(fā)指標包括平均單井日產油量；全油田年產油量；綜合含水；最大排液量；年注入量；累計產油量；油田最終采收率等。并列出預測的開發(fā)指標結果，參見表3-10-1。2）經濟指標預測在開發(fā)指標預測的基礎上預測經濟指標，經濟指標包括投資回收期、內部收益率和凈現(xiàn)值等。并分析影響經濟指標的各敏感因素，如油田原油儲量、產能與開發(fā)規(guī)模，技術上的風險以與地質不確定因素等；3）方案優(yōu)選結果綜合評價各開發(fā)方案的技術、經濟指標，篩選出3～5個較優(yōu)的開發(fā)方案。給出各方案各階段開發(fā)指標，最終采收率，并對優(yōu)選的幾個方案進行排序。報告附有關的指標預測對比圖與各方案的井位圖（比例尺1:10000或1:25000）。3、實施要求提交實施方案的井位部署與各井位的坐標，同時提出有關要求：方案實施前尚需補做的技術與基礎工作；提出常規(guī)測井系列、錄井、測試和試井要求；如果必要，提出開發(fā)試驗的安排與要求；方案實施階段安排意見與提出必要的增產措施意見；方案實施過程中其他需做的工作；××油田開發(fā)方案開發(fā)指標預測表(××方案)表3-10-1時間(年)井數(shù)(口)平均單井日產(t/d)單井日注水(m3/d)年產量(104t/d)年注水(104m3/d)綜合含水(%)油氣比(m3/m3)采油速度(%)采出程度(%)累計采油(104t)累計產水(104m3)累計產水(104m3)油井數(shù)注入井數(shù)液油水液油水1234567891011121314采油工程設計第一節(jié)完井工程設計一、完井方法1、油藏工程與采油工程對完井的要求列出各方案的井別與數(shù)量：采油井、注水井（或注氣井）、水平井、叢式井、多底井、觀察井與水源井等。2、井身結構確定1）套管程序的確定根據原始地層壓力和破裂壓力剖面、注水壓力，確定井身結構層次、下深和水泥面返高。根據采油工程要求確定完井方式、完鉆井眼尺寸與油層套管尺寸。給出套管程序：（1）表層套管：鋼級×外徑×壁厚（2）技術套管：鋼級×外徑×壁厚（3）生產套管：鋼級×外徑×壁厚繪出完井工程示意圖。2）水泥固井根據要求確定注水泥方式（一次注水泥，分級注水泥或管外封隔器注水泥），根據油藏要求確定水泥性能、返高與主要外加劑和外加劑的數(shù)量。3、完井設計根據油藏特性優(yōu)選完井方法。①.套管固井射孔完井若采用套管固井射孔完井，生產套管內徑應與最大產油量油管相匹配，并要考慮大修和側鉆更新的要求。在此基礎上選擇生產套管的尺寸、鋼級、強度、壁厚、螺紋連接類型、螺紋密封脂的類型與上扣扭矩。若尾管完井，則要給出懸掛深度與懸掛方式。②.裸眼完井確定是采用先期裸眼完井還是后期裸眼完井。③.割縫襯管完井割縫襯管完井，要確定縫割的形狀、縫口寬度、縫眼排列形式與數(shù)量。若尾管完井，給出懸掛深度與懸掛方式。若選用定向井和水平井則要考慮套管彎曲，套管螺紋承受的拉力、螺紋的密封問題，造斜段過泵與井下工具等問題。④.礫石充填完井礫石充填完井時要根據篩管與礫石充填設計要求，（比如繞絲篩管尺寸與縫隙尺寸要求，礫石質量要求、擴眼尺寸與工藝要求等確定充填礫石中徑，攜砂液配方與性能。⑤.預充填燒絲篩管完井對預充填燒絲篩管完井進行施工設計。⑥.其它防砂完成井是否選擇有金屬纖維防砂篩管、陶瓷防砂、化學預包砂人工井壁等完井，根據具體儲層條件來篩選。對事故井和搶險井的完井方法按現(xiàn)場條件來決定。4、自噴井系統(tǒng)裝置選擇1）井口裝置優(yōu)選自噴井井口裝置（采油樹）的型號、連接基本形式（法蘭、卡箍連接）、最大工作壓力與公稱通徑和試壓等級。2）套管頭選擇套管頭型號，類型（單體式、分級式、組合式、整體式），連接方式等，提出分級試壓要求。3）油管頭油管頭安裝于采油樹和套管之間，支撐井內油管重力。所以要計算承受的井口壓力，支撐井內油管的重力，密封油套管環(huán)形空間的壓力，循環(huán)壓井或井下作業(yè)的最大壓力等參數(shù)。在此基礎上優(yōu)選油管頭。4）采油樹采油樹選擇必須符合KYS25/650DQ、kYS25／65SL、KYS15/62DQ等標準，按最大壓力和公稱直徑選擇。試壓時必須超過銘牌壓力1.5倍試壓，不刺不漏，修復閘門不得在高氣油比井中使用。二、油管尺寸優(yōu)選與管柱受力分析1、油管尺寸優(yōu)選根據多相管流理論，計算并優(yōu)選出保證自噴期生產時間最長的油管尺寸與油管直徑，保證摩阻損失和滑脫損失保持最低，達到最大的能量利用效率。2、增產措施對油管與生產套管尺寸和強度的校核考慮到水力加砂大型壓裂或者碳酸鹽巖地層的水力加砂壓裂、酸壓，特別是深井、高破裂壓力井的特殊處理，對優(yōu)選出的油管尺寸與生產套管尺寸和強度應進行校核。3、自噴井采油管柱1）自噴采油管柱設計自噴井采油管柱分單管、雙管單封隔器、油套管分采、同心管分采等管柱。按開發(fā)和采油工程要求設計單油管采油管柱；單油管帶單封隔器采油管?。粠Ь掳踩y的采油管柱；如果需分采，單管分采管柱設計包括：①.中心管式分采管柱②.偏心式分采管柱③.滑套式分采管柱設計這三種管柱要對井下配產器、配產油咀、封隔器、井下安全閥、循環(huán)閥、壓井閥等選擇型號、規(guī)格、技術指標等連接關系。報告附采油管柱結構示意圖。2）雙管分采管柱設計選擇雙管分采井下工具設備類型、規(guī)格示意圖；雙管采油樹選型與安裝示意圖；對封隔器檢封與井口試壓。4、管柱受力分析1）管柱受力與長度應變計算油井生產或增產處理過程中，溫度、壓力和流體密度的變化會引起封隔器管柱受力和長度的改變。按其作用的不同，分別計算活塞效應、螺旋彎曲效應、鼓脹效應和溫度效應，并給出在允許中心管移動時，管柱總長度的變化以與在不允許中心管移動時，管柱內產生的力。2）管柱危險點強度校核在封隔器管柱中，強度危險點在緊靠封隔器上面的油管處。計算溫度和壓力發(fā)生變化后的復合應力。3）管柱受力分析結論根據管拄受力分析計算，對管柱設計是否合理和安全提出結論性意見。三、射孔參數(shù)1、射孔方法結合油田實際，充分論證不同射孔方法的適應性，并對射孔方法提出選擇意見。射孔的方法有：1）電纜傳輸射孔（WCG）（正壓射孔和負壓射孔）；

2）油管傳輸射孔（TCP）（正壓射孔、負壓射孔或投棒、油管蹩壓引爆）；3）油管傳輸射孔酸化聯(lián)作管柱（丟槍方式和不丟槍方式）。2、射孔參數(shù)優(yōu)選按下列步驟進行射孔參數(shù)優(yōu)選：1）首先建立儲層產能數(shù)學模式，獲取各種條件下射孔產能比定量關系；2）收集本地區(qū)、鄰井有關資料和數(shù)據，擬合優(yōu)化設計參數(shù)、射開程度和位置（按地質方案射孔通知單執(zhí)行）；3）調查射孔槍、射孔彈型號和性能測試數(shù)據；4）校正各種彈型井下穿透深度和孔徑；5）計算各種彈壓實傷害參數(shù)；6）計算設計井的鉆井傷害參數(shù)；7）設計各種參數(shù)配合下的產能比和套管抗擠毀能力降低系數(shù)，優(yōu)選出最佳的射孔參數(shù)配合；8）預測選擇方案下的產量，表皮因子。9）最后給出參數(shù)優(yōu)選結果：射孔槍型、孔密、相位角、射孔方式、負壓值、起爆方式、射開程度與位置。四、出砂預測和預防1、控制井底壓力的解析方法從井底巖層的切向應力應小于巖石顆粒的固結力出發(fā)，推導求出防止出砂的井底壓力，根據計算結果，提出預防出砂最大采油壓差界限。2、出砂指數(shù)預測根據儲層巖石力學特性，描述巖石強度的參數(shù)，主要參數(shù)有楊氏模量E，剪切彈性，體積彈性模量K和泊松比等，依據各彈性模量之間的關系求得出砂指數(shù)B值，B值越大，說明巖石的體積彈性模量K和剪切彈性之和越大，穩(wěn)定性越好。通常判斷標準為：當B2.0在正常采油時油層不出砂，1.5＜B＜2.O時輕微出砂，B＜1.5時在則出砂較多。3、聲波時差預測出砂采用聲波在地層中的傳播時差（Δt）進行出砂預測，當Δt＞295m/m時，在正常生產中油井往往開始出砂，應提出采取防砂措施。采用氣舉或電泵人工舉升時，原油中含砂量不應超過允許的范圍。在油田早期開發(fā)階段可以不采取防砂措施，隨著排量不斷增加，地層壓力下降，或采取酸化、壓裂等措施后，可能使砂巖破壞引起出砂，影響生產，屆時可考慮后期防砂。4、防砂可行性方案討論用上述三種方法綜合評價油井出砂情況。當出砂比大于5‰時，考慮先期防砂，否則后期防砂。當推薦后期防砂時要加以論證。第二節(jié)儲層保護工藝技術一、儲層敏感性分析評價1、儲層潛在的敏感性評價1）流速敏感性據不同層位不同樣品速敏實驗，列出臨界流速與相應的滲透率損害率，作出速敏性程度評價。

2）水敏感性

據不同層位不同樣品水敏實驗，列出相應水敏指數(shù)，作出水敏性程度評價。3）酸敏性據不同層位不同巖樣分別在鹽酸（15％HCI）和土酸（12％HCl十3％HF）測定溶失率和殘酸中離子濃度，對酸溶性作出分析和評價。據巖樣流動酸敏驅替曲線與離子濃度曲線計算出酸敏指數(shù)對酸敏性程度作出評價。4）堿敏性據不同層位不同樣品堿敏性實驗，列出不同臨界PH值相應的堿敏指數(shù)，作出堿敏性程度評價。5）鹽度敏感性據不同層位不同樣品測定絮凝臨界鹽度，流體礦化度如果低于臨界鹽度，絮凝值將大幅度下降，引起滲透率下降，并與水敏性對應一起評價。二、儲層保護措施在鉆開油層、注水泥漿、射孔、試油、酸化、壓裂、采油、注水、修井等施工過程中會不同程度地破壞油氣層，給油氣層帶來損害。因此為了保護儲層，根據儲層敏感性評價結論對鉆井液、固井水泥漿、射孔液、修井液、進井液處理、酸化壓裂作業(yè)等提出具體要求與措施。第三節(jié)自噴開采技術一、油井流入動態(tài)應用節(jié)點分析程序繪制油井流入動態(tài)曲線（IPR曲線），描述井底流壓和產液量的關系。二、不同含水期的停噴壓力預測根據自噴管柱采用的不同直徑油管，選定穩(wěn)定自噴生產的井口油壓，通過節(jié)點分析計算無水期最大自噴產油量和不同含水期油井停噴壓力。三、油嘴直徑的選擇確定在不同開采條件下達到配產方案所要采用的自噴井工作制度。第四節(jié)人工舉升方法優(yōu)選一、人工舉升方式選擇1、有桿抽油泵選擇1）抽油機選擇①.游梁式抽油機選擇：設計機抽基本參數(shù)選定規(guī)格型號，計算驢頭最大、最小載荷、抽油機功率損耗與抽油機效率。②.無游粱式抽油機選擇：鏈條式、增距式、寬帶式抽油機型號與規(guī)格選擇。2）抽油桿選擇計算單級桿強度、復合桿強度、玻璃鋼桿強度、電熱桿和空心桿強度。在計算的基礎上說明抽油桿的選擇。3）抽桿泵選擇首先對桿式泵、管式泵、分采泵、空心泵、反饋泵、抽稠泵、防氣泵等類型進行篩選，選擇抽桿泵。并計算其泵徑、泵掛、沖程、沖次、泵效等參數(shù)。然后選擇與抽油泵配套設備，包括：懸繩器、光桿卡子、調芯式井口盤根盒、膠皮閘門、防盜閘門、脫接器、泄油器、氣錨、砂錨、滾輪式抽油桿接箍、防脫器、油管錨等。2、無桿抽油泵選擇1）水力活塞泵設計水力活塞泵設計包括：優(yōu)選水力活塞泵參數(shù)、設計地面流程；確定地面泵壓力、排量、進井溫度；計算產出液、產油量、井下泵效、泵掛深度、噸油耗電量。并選擇井下配套工具。2）電動潛油泵設計電動潛油泵設計包括：據潛油電泵性能選擇其規(guī)格；選擇井下離心泵類型、壓頭、級數(shù)、軸承類型；選擇井下保護器；選擇傳輸電纜；選擇地面供電電源；選擇控制屏；并對電潛泵施工與投產提出要求；最后電制定潛泵管理與工作制度。3）氣舉采油設計氣舉采油設計包括：.選擇氣舉采油方式（連續(xù)、間歇、腔室）；.設計柱塞氣舉并選型；.對注氣壓力和注氣量進行敏感性分析；.設計注氣點和氣舉凡爾級數(shù)；.設計井下注氣管柱；.氣舉采油井下設備選型（氣舉凡爾、偏心工作筒、偏心投撈工具、封隔器等）；.選擇氣舉采油地面設備（包括壓縮機選型、計量儀表、時間控制器、氣量分配器等）；.氣體冷卻裝置，井口升溫裝置的選型。4）螺桿泵采油設計螺桿泵采油設計包括：①.計算螺桿泵排量、轉數(shù)、選擇楊程；②.選擇地面?zhèn)鲃臃绞?；?計算抽油桿傳動扭矩；④.計算扶正器數(shù)量。二、人工舉升方式優(yōu)選與評價根據有桿泵與無桿泵兩大類型選擇結果，進行技術、經濟優(yōu)選，推薦出滿足方案配產任務、工作效率高、適應性強、管理方便、經濟合理的方案（見表4-4-1）。各種舉升方法優(yōu)選結果表4-4-1舉升方式適應條件推薦結果水力泵電潛泵氣舉螺桿泵有桿泵第五節(jié)注水（氣）工藝方案的設計一、注水（或注氣）參數(shù)估算1、注水（或注氣）量估算計算不同含水階段的注水量（或注氣量）。2、最大許用井底壓力為了防止注水（或注氣）時地層不被壓竄，擴大波與體積，要求最大許用井底壓力不得超過地層破裂壓力的90％。3、注水（或注氣）壓力預測1）注水（或注氣）壓力計算根據吸水（吸氣）指數(shù)計算不同注水（或注氣）量需要的注水（或注氣）壓差，附加一定的啟動壓差推算出注水（或注氣）井底流壓與井口注水（或注氣）壓力。2）偏心配水分注井注水壓力計算根據不同分層配水量與受嘴損、管柱損失與啟動壓力的影響估算相應的注水井底流壓與井口壓力。3）注氣時，油管或同心管分注，估算井底流壓與井口壓力，并選擇壓縮機。二、單級封隔器組合管柱長度變化計算帶有一級保護套管封隔器的組合管柱下井后，由于重力的作用和溫度變化的影響，管柱產生伸長或縮短；管柱在注水時還要受到活塞、彎曲、鼓脹和溫度四種效應的綜合作用，作用的結果使井下管柱受力狀態(tài)和長度發(fā)生變化。因此，必須對管柱下井后和注水時長度的變化進行計算并校核其強度，以保證注水管柱正常工作。1、管柱自由伸長計算管柱下井后的自由伸長，包括自重伸長和熱力伸長。2、注水（或注氣）時管柱長度變化的計算計算活塞效應、彎曲效應、膨脹效應與溫度效應引起的長度變化。若計算的結果為負值，表示油管縮短，也就是說注水時水管柱由于受活塞效應、彎曲效應、膨脹效應和溫度效應的綜合作用而縮短。3、注水（注氣）時管徑強度校核注水（注氣）時管柱中強度的危險點在封隔器上面的一根油管上。當溫度和壓力變化后，油管不能發(fā)生永久性變形，其內壁、外壁的復合應力按第三強度理論計算。并通過計算結果對注水（注氣）管柱強度、密封插管長度、管柱的相互組合施工時需要注意的事項提出具體要求。三、注水工藝設計1、籠統(tǒng)注水管柱計算、要求、條件、數(shù)量。2、分層配水管柱計算、要求、條件、數(shù)量。油套分注管柱、空心配水工藝管柱或偏心配水工藝管柱、活動配水器或固定配水器、投式多層配水芯子、井下流量測試、井口裝置等應滿足分層注水、計量、加藥等要求。并對上述分層配水工藝設計提出評價，結合油田實際提出具體方案。四、洗井與試注1、洗井排液結束后要與時進行洗井，目的是為了把井底的腐蝕物、機械雜質等污物清洗出來，避免油層被污染堵塞，影響注水，對洗井管柱、洗井方法與洗井標準（取樣分析井口、井筒中部與井底應一致）提出具體方案。2、試注提出試注時保護油層加藥量、水質檢測要求與測指示曲線、吸水剖面的要求。注氣時，盡量排空井筒以避免在儲層中產生水鎖。五、注水（或注氣）水（氣）質標準注水時，參照集團公司不同油藏類型水質標準執(zhí)行。結合油田實際列出注水水質要求。注氣時，按注氣開發(fā)設計對注入氣的氣質要求執(zhí)行。為了防止油管腐蝕，注干氣時，要求干度要95%以上，H2S不高于20mg/m3，CO2小于0.2%。六、注水結垢與防垢技術1、生成的水垢類型分析注入水與儲層礦物與油田水配伍情況，分析可能生成的水垢類型（硫酸鈣、硫酸鋇、硫酸鍶、氫氧化亞鐵、氫氧化鐵、碳酸鈣等）。2、防垢劑選擇通常使用物理法和化學法防垢，物理法有：磁化器、超聲波和涂層防垢。化學法有：無機磷酸鹽、有機磷酸酯、多元高分子防垢劑等。根據可能生成的垢類型提出防垢劑選擇方案。注：注氣時如超標，應加防腐劑并優(yōu)選類型，如井口溫度低時，應加乙二醇防凍劑。第六節(jié)壓裂酸化增產措施一、壓裂酸化增產適應性研究根據儲層物性、試油、試采動態(tài)與產能要求，論證各種壓裂酸化增產方法（解堵性酸化、小型壓裂、基質酸化、酸壓增產與加砂壓裂改造等）的適應性，提出增產措施目的與方向。二、壓裂液性能評價與選擇目前國內所有的壓裂液基本都是水基壓裂液，可分成兩大類，即植物類和聚合物類壓裂液。列出不同壓裂液性能，結合油田實際情況與技術、經濟評價，提出所選擇壓裂液類型。三、幾種支撐劑性能評價列出不同支撐劑測試性能根據油田實際情況與技術、經濟評價提出選用的支撐劑的方案(表4-6-1)。支撐劑導流能力實驗數(shù)據(μm2·m)表4-6-1支撐劑閉合壓力Pc(MPa)注：導流實驗所用的輔砂濃度為5.0kg/m2四、壓裂施工管柱設計與進液方式的選擇計算不同直徑油管、不同液流速度條件下的摩阻(表4-6-2)。根據計算分析，對施工提出進液方式與相應的管柱要求。不同進液通道中液流速度下摩阻計算表4-6-2油管直徑流速31/2in(I·D76mm)油管進液4in(I·D88mm)油管進液7in×21/2in環(huán)空進液液流速度Q=2m3/minQ=3m3/minQ=4m3/min五、壓裂優(yōu)化設計概要1、壓裂優(yōu)化設計內容壓裂優(yōu)化設計包括：射孔方案要求、進液方式與壓裂施工管柱設計、壓裂液選擇、支撐劑選擇和壓裂方案模擬計算，計算輸入參數(shù)見表4-6-3。設計計算結果見表4-6-4～表4-6-7?！痢辆畨毫涯康膶訁?shù)數(shù)據表4-6-3參數(shù)名稱數(shù)據目的層名稱、井段滲透率（10-3μm2）孔隙度（%）含油飽和度（%）泥質含量（%）聲波時差（μs/m）巖石密度（g/cm3）揚氏模量（MPa）泊松比綜合壓縮系數(shù)（1/MPa）原油密度（g/cm3）地下；地面原油粘度（mPa·s）地下；地面原油體積系數(shù)地層敏感性評價措施概要表4-6-4壓裂液(m3)支撐劑用液量(m3)砂量(m3)前置液(m3)排量(m3/min)攜砂液(m3)泵注時間(min)頂替液(m3)注液方式泵壓（MPa）施工水馬力（kw）裂縫尺寸表4-6-5動態(tài)縫高(m)：支撐縫高(m)：動態(tài)縫長(m)：支撐縫長(m)：最大動態(tài)縫寬(m)：最大支撐縫寬(m)：平均動態(tài)縫寬(m)：平均支撐縫寬(m)：填砂參數(shù)表4-6-6平均加砂比(%)：裂縫閉合壓力(Mpa)：綜合加砂比(%)：平均輔砂濃度(%)：停泵時縫內平均砂濃度(%)：平均導流能力(μm2·m)：壓裂液效率(%)：平均無因次導流能力(μm2·m)：泵注程序優(yōu)化設計結果表4-6-7泵注序號I工作液排量(m3/min)純液量(m3)砂量(m3)砂比（%）混砂液量(m3)泵注時間(min)1前置液2攜砂液3攜砂液4攜砂液5頂替液合計2、壓裂優(yōu)化經濟評價根據不同壓裂方案預測增產措施的有效期與在此有效期內累積的增產油量，采用靜態(tài)法進行經濟評價，推薦壓裂酸化增產措施最優(yōu)方案。注氣時一般不進行壓裂，堵塞嚴重井可進行酸處理。第七節(jié)清防蠟技術與防腐技術一、原油析蠟溫度測定根據觀察法和差熱法或流動實驗測定原油析蠟溫度與熔蠟溫度。二、油井清防蠟技術根據原油析蠟溫度與結蠟深度預測對不同清蠟防蠟技術（機械清蠟、熱力清蠟、熱循環(huán)清蠟、化學清蠟、油管涂層防蠟、磁性防蠟等）進行評價篩選，提出清防蠟措施與方案。三、油井油套管腐蝕與防腐1、府蝕原因分析分析油田的油、氣、水含鹽量、酸性氣體含量、有害腐蝕菌含量以與它們對油套管腐蝕的影響。測定各種因素腐蝕速度，搞清影響油井油套管腐蝕的主要原因。2、防腐措施提出正確的防腐措施與方法：比如選用套管的材質，灌注緩蝕劑或涂層，化學劑（包括使用緩蝕劑、殺菌劑和除氧劑），陰極保護方法以與注水水質（或注氣氣質）是否達標等。第八節(jié)生產測試一、生產動態(tài)監(jiān)測內容與監(jiān)測方案設計1、生產動態(tài)監(jiān)測內容根據“油藏動態(tài)監(jiān)測錄取資料的規(guī)定”，生產動態(tài)監(jiān)測內容有：地層壓力產能邊底水產出剖面井下技術狀況流體性質注水（注氣）井注入剖面井間干擾井溫梯度等對以上內容提出年度監(jiān)測要求。二、工作量預測列出監(jiān)測工作量（表4-8-1），編制油田監(jiān)測系統(tǒng)圖并說明是否達到全面監(jiān)測要求。監(jiān)測計劃與費用預算表4-8-1序號內容測試井次單價萬元/井次小計備注1測流壓2測壓3產出剖面4油水界面5流體性質6壓力降測試7測指示曲線8吸水（氣）剖面9工程測井10井間監(jiān)測總計第九節(jié)井下作業(yè)一、井下作業(yè)工作量預測根據油田實際估算井下作業(yè)工作量，比如：1）射孔、測試聯(lián)作：按總井數(shù)20%計算2）新井投產投注作業(yè)：按總井數(shù)計算3）轉人工舉升：按每年轉數(shù)計算4）維護作業(yè)：每年按30％計算5）措施作業(yè)按10％考慮（不包括液氮助排與非酸化解堵）6）大型酸化壓裂井數(shù)：按10%計算7）大修作業(yè)：每年按5％考慮二、主要設備提出挑選油田開發(fā)建設作業(yè)隊伍主要設備的原則：1）設備性能安全可靠，免修期長，主要技術指標滿足該油田開發(fā)的要求。2）先考慮國產裝備，若國產裝備，包括修井機、壓裂酸化改造設備、測試、試井設備等達不到性能指標要求的情況下，從國外擇優(yōu)引進。3）對引進設備盡量采用國際普遍使用的工藝技術裝備。備件、配件要有保證，以保證整體作業(yè)施工工藝的水平。第十節(jié)安全、環(huán)保和節(jié)能一、安全1、油井安全系統(tǒng)選擇油井安全裝備系統(tǒng)，說明該系統(tǒng)控制原理、性能與工程量。2、采油作業(yè)安全措施說明采油、作業(yè)和防噴、防火、防爆等措施與規(guī)范，施工過程人身安全保障與安全設置。二、主要污染源分析對下述各類污染源均應指出種類、數(shù)量、排放方式、處理工程與去向。1）油田污水：產出污水、洗井水、修井液、射孔液、生活污水、機修廢水等。2）大氣污染物：SO2、NO、NO2、CO2、H2S、總烴、燃燒廢氣等。3）土壤、生態(tài)污染源：石油類、酸、堿、鹽、表面活性劑等。4）其它污染源：包括噪聲、人文景觀等。三、污染控制說明下列各種污染控制措施與要求：1）大氣污染：油田大氣污染來自各種柴油機、原油罐區(qū)、油井、選油站、總站等，裝卸運油車輛，揮發(fā)烴類的密閉措施；加熱爐、鍋爐、燃燒廢氣等。2）水污染：水污染均應采取殺菌、消毒、過濾等處理措施，油田污水應全部深井回注。3）噪聲污染：針對鉆機、注水站、壓縮機站、發(fā)電站要對噪聲污染加以控制。4）廢渣污染：油田鉆井泥漿、落地油、油罐清砂、施工廢料、生活垃圾等進行處理。5）油田占用土地恢復：道路、管道鋪設、井場、場站建設等用地，造成對土壤與植被破壞，要進行恢復。四、職業(yè)衛(wèi)生說明職業(yè)衛(wèi)生有關要求與措施1）職業(yè)危害分析：油田生產人員接觸易燃、易爆、有毒物質的名稱；高溫、高壓、輻射、振動、噪聲等對人危害程度分析。2）職業(yè)危害防護措施對粉塵、防毒（SO2、NO2、CO、H2S、苯、二甲苯等）防爆、防高溫、防噪聲、防輻射等采取具體措施，制定日常保健品、安全規(guī)章制度。五、節(jié)能1）對能耗進行分析，包括原油輸差（跑、冒、滴、漏），天然氣放空燃掉等、電耗（大馬拉小車）與水耗（常流水，最大浪費是注入水跑到非生產層），地層能量利用，蒸汽（管道加熱方式），成品油流向等。2）說明采用節(jié)能技術：地層保持合理壓力，密閉集輸、原油穩(wěn)定、輕烴回收，節(jié)水、節(jié)電措施等。3）說明余熱、余能、余壓、天然氣利用發(fā)電，高效保溫材料應用等。第十一節(jié)方案實施跟蹤要求一、方案實施階段劃分從批準油田開發(fā)地質油藏與鉆采工程可行性研究報告起到項目竣工驗收時止，作為實施階段。根據鉆井分批實施安排，采油完井、射孔、誘噴、抽吸等，地面油建實施安排確定投產、投注安排。井下作業(yè)、壓裂酸化改造、液氮助排等配套劃分實施階段要充分考慮項目籌建機構；工程承包招標；設計審批；設備訂貨與引進；生產準備與運轉直至工程驗收投產。二、實施進度1、采油工程方案實施內容編制油田采油工程方案實施大表（見表4-11-1）。2．進度計劃按項目實施各階段工作內容，安排進度計劃，編制進度橫線（表4-11-1）。油田采油工程方案實施內容（某油田為例）表4-11-1油井類別工程項目采油井從式采油井注水井水平井井數(shù)完井套管程序133/8″×95/8″×7″懸掛133/8″×95/8″×7″懸掛133/8″×95/8″×7″懸掛133/8″×95/8″×7″懸掛完井油管尺寸27/8″、31/3″外加厚P105×5.51mm27/8″、31/2″外加厚P105×6.65mm31/2″外加厚P105×6.65mm31/2″外加厚P105×6.65mm儲層保護先期完井、屏蔽泥漿、負壓射孔、近平衡鉆井、雙級注水泥、套管扶正、固井質量絕對不竄。同前生產套管水泥返至地面，其它同前。油基泥漿鉆開油層、套管扶正居中，套管搭接處試壓25Mpa不漏。射孔參數(shù)SYD-127射孔槍油管傳送負壓射孔、相位角90°、負壓值10-13.7Mpa、射孔液過濾鹽水+防膨脹劑。同前同前投產措施通井至人工井底，采油樹試壓，掏空液面，下射孔管柱、放噴16小時后，測壓取樣。試井決定工作制度。同前排液降壓后酸化或擠防膨劑投注。清洗井筒，地面管線達標后才能投注。殺菌、緩蝕、除油、除鐵、密閉、脫氧。清洗井筒后放噴。舉升方式氣舉，有桿泵、電潛泵。氣舉，有桿泵、電潛泵。先合注，測吸水剖面，吸水不均時再分注。氣舉采油。生產測試DDL-V多參數(shù)，測出油剖面、井溫、流溫、流壓、取樣等。同前測流量、吸水剖面、取樣、井口、井中部、井底分析水質，水質在線監(jiān)測。同從式井。增產增注措施不出油井可進行酸壓。同前投注前不排酸酸化，擠防膨劑。應急措施檢查防火關井安全閥，不準失靈。關井口、安全閥，處理問題。雙翼采油，注意失控。存在問題引進氣舉設備，引進電潛泵設備，包括過電纜油管掛與過電纜法蘭。注意設備提前到位。引進4″外加厚油管。第十二節(jié)采油工程投資估算按開發(fā)方案要求，采油工程按實施開采項目組織總投資估算、大型設備投資、投產費用、增產措施費用等。一、采油工程設備投資列出采油工程設備投資明細，參見表4-12-1。給出采油工程設備投資總額。采油工程設備投資單位：萬元表4-12-1序號成本項目合計分年度預計備注123456789101采油樹2油管3人工舉升設備4井下工具5安全裝置6壓裂設備78二、投產措施費列出投產作業(yè)明細與費用，參見表4-12-2。并給出總的操作費。油井投產作業(yè)費表4-12-2單位：萬元序號成本項目合計分年度預計備注12345678910一射孔測試聯(lián)作1射孔2校深3分層測試4抽吸提撈5液氮助排6氣舉7試油8自噴開采910二壓裂酸化123三封堵作業(yè)四下泵上抽鉆井工程設計第一節(jié)鉆井工程一、油田開發(fā)與其對鉆井的要求根據油田開發(fā)方案與采油工程方案確定鉆井工程內容：1）油田開發(fā)單元劃分，鉆井工程部署，見表5-1-1。油田開發(fā)分年部署與鉆井工作量表5-1-1內容年區(qū)塊層系井距m平均垂深m鉆井口采油井口注水井口資料井口備注...年...年.....總計2）油田各含油構造開發(fā)方式，層系劃分，井網部署與井距。3）油田開發(fā)對不同類型井的鉆井、測井、地質錄井、取心、完井等要求。4）油田或（區(qū)塊）單井產能與注、采井井口壓力。5）油藏工程和采油工程對不同類型的井鉆井設計提出的基礎參數(shù)與要求，井眼軌跡設計參數(shù)與目標范圍等要求。6）對不同類型的井的完井方式和完井設計要求，如油管、生產套管尺寸、性能、強度、固井以與注、采井完井井口要求等。7）有關油層保護的具體要求。8）其他。二、鉆井工程規(guī)模根據油田開發(fā)方案中的鉆井布署和油田建設速度要求，說明該油田開發(fā)建設鉆井工程總工作量與年度工作量：1）說明油田含油總面積，設計開發(fā)的含油構造，開發(fā)單元劃分和鉆井總進尺和鉆井總井數(shù)，其中生產井井數(shù)（含定向井，水平井井數(shù)）與資料井井數(shù)，以與井的分布。2）根據開發(fā)方案中對各類井型的地質錄井目的和要求，說明鉆井取心總進尺數(shù)量，其中常規(guī)取心進尺數(shù)與特殊取心進尺數(shù)量。3）說明鉆前工程工作量4）說明油田鉆井工程任務的完成期限和分年度鉆井工作量。并結合鉆井速度分析，說明平均年需動用鉆機數(shù)量。列出鉆井工程規(guī)模一覽表。見表5-1-2。

鉆井工程規(guī)模一覽表表5-1-2鉆井年度安排......年......年.......年合計區(qū)塊層系平均井深，m鉆井數(shù)，口鉆井進尺m取心進尺m采油井，口注水井，口資料井，口動用鉆機，臺建井場，個修公路，km打水井，口其他備注注：在生產井中如有定向井、水平井應在備注中說明其井數(shù)。三、鉆前工程鉆前工程應針對油田所在地區(qū)的地理環(huán)境、自然條件、采用的鉆機類型和鉆井工藝等方面的特點，重點說明以下幾個問題：1）根據油田所在地區(qū)的地表土壤條件、氣候條件、環(huán)境條件說明該油田鉆前工程的重點工作內容與要求（如井場、公路、供水、供電、防洪、防凍、環(huán)保、鉆機基礎等方而的要求）。2）分區(qū)塊、分鉆機類型，提出井場布置設計和占地面積要求。如采用叢式井開發(fā)，還需要提出鉆井平臺的井口布置與鉆機遷移等方面的方案。附鉆井平臺（井場）布置圖。3）根據油田地表土壤條件、鉆機類型確定出適合該油田的鉆機基礎類型。4）根據油田所在地區(qū)條件，制定出井場供電、供水和通信方案。5）鉆前工程各項施工設計的技術指標要求應符合國家、行業(yè)和地區(qū)有關文件規(guī)定。6）分區(qū)塊、分井型、分鉆機類型提出一口井的鉆前工程費用項費用和分項費用（定額）。7）對于沙漠、沼澤、海灘、森林區(qū)、高寒凍土帶等特殊地區(qū)鉆前工程方案必要時應做出單項可行性研究。四、井身結構方案確定1）簡要說明油田（或區(qū)塊）井身結構方案確定的原則。2）井身結構確定依據①.根據己鉆井井史、測井、錄井、試井和試漏試驗等資料綜合分析并做出油田（或區(qū)塊）的地層孔隙壓力剖面和地層破裂壓力剖面，對于復雜地層還應做出井眼周圍地層坍塌壓力剖面。②.根據統(tǒng)計資料確定井身結構設計所需的幾項工程數(shù)據，見表5-1-3。井身結構設計所需的幾項工程參數(shù)表5-1-3項目名稱必封點深度抽汲壓力系數(shù)激動壓力系數(shù)正常臨界壓差卡鉆值異常臨界壓差卡鉆值地層破裂安全系數(shù)控制溢流系數(shù)固井時井口加回壓值備注單位mg/cm3g/cm3PMaPMag/cm3g/cm3PMa數(shù)值來源③.根據油田（或構塊）地層巖性剖面、地層坍塌壓力剖面和已鉆井井下復雜情況分析，確定必封點。3）基于上述工作，結合本節(jié)第十部分確定的完井方式和生產套管尺寸，確定油田（或區(qū)塊）井身結構方案。確定井身結構要進行多方案選擇，并做技術經濟指標、成本指標、油層保護和鉆井風險性對比分析，提出推薦方案，見表5-1-4。并繪出標有孔隙壓力梯度和破裂壓力曲線的井身結構圖。確定并繪出各套管鉆井所要求的泥漿密度。油田（或區(qū)塊）井身結構方案表5-1-4方案序號可鉆次序井段m鉆頭尺寸mm套管尺寸mm套管下深m水泥漿返深m鉆井液密度g/cm3備注方案一一開二開三開四開方案二一開二開三開四開方案三一開二開三開四開五、直井優(yōu)化鉆井針對油田（或區(qū)塊）地層特點，說明提高該油田鉆井速度的方法和措施。1）鉆頭選型：借鑒已鉆井的鉆頭使用情況，根據地層巖性剖面，利用測井資料處理分析或巖石可鉆性測定等方法進行鉆頭選型。給出分井段鉆頭類型與數(shù)量。見表5-1-5。

表5-1-5分區(qū)塊單井鉆頭設計方案序號井段井眼尺寸鉆頭類型進尺m平均機械鉆速m/h鉆頭數(shù)量（只）鉆頭費用（元）第一次開鉆第二次開鉆......合計2）根據該油田的構造和地層特點，提出防斜打直和打快的技術和措施。包括各次開鉆的鉆井方式和鉆具組合。3）優(yōu)化鉆井參數(shù)和水力參數(shù)，給出單只鉆頭進尺和平均機械鉆速，并提出泵功率要求。4）鉆井液體系選擇與其配方設計，并提出合適的固控設備要求，詳見本節(jié)第九部分。5）分區(qū)塊按設計分井深預測出全井平均機械鉆速指標，平均鉆頭進尺、鉆機月速、建井周期和鉆井周期以與鉆井單位綜合成本等項技術經濟指標。六、叢式井鉆井當油田（或區(qū)塊）開發(fā)受所在地地面條件限制，需要進行叢式井鉆井技術開發(fā)時，應簡要說明地面情況和叢式井開發(fā)的可行性與做叢式井鉆井方案的必要性。叢式井鉆井方案設計內容與要求：1）說明叢式井鉆井方案設計的依據：油田（或區(qū)塊）開發(fā)井網布署與井位圖；油藏工程與采油工程對叢式井方案設計的要求和相關數(shù)據，如鉆井目標層位與垂深、目標限制范圍、人工舉升泵掛深度和平臺井口布局要求等。2）叢式井平臺優(yōu)化布局規(guī)劃與叢式井鉆井經濟效益預測①.根據油田（或區(qū)塊）井網布署井位圖和所在地區(qū)地理交通圖，確定出需要進行叢式井鉆井的范圍與井數(shù)，以與平臺（井場）設置的限制區(qū)域。②.在確定的定向鉆井工藝技術條件下，用定向井與直井的經濟對比模型和枚舉單個平臺控制井數(shù)的方法，確定出單個平臺控制的臨界井數(shù)和不同井數(shù)的叢式井組與相同井數(shù)的直井對比的經濟效果，見表5-1-6。

叢式井與直井經濟對照表5-1-6單位：萬元叢式井形態(tài)費用一直一斜一直二斜一直三斜......定向井作業(yè)費用地面工程節(jié)省費用井場搬安公路集輸泥漿節(jié)省費用小計平衡平均單井節(jié)約費用注：定向井作業(yè)費用含專用工具租用費，定向作業(yè)費，斜井段進尺增加費，與套管、水泥增加費等③.采用以油田（或區(qū)塊）鉆井費用和建設費用最低為目標函數(shù)的叢式井平臺優(yōu)化布局的規(guī)劃方法，對叢式井平臺個數(shù)進行枚舉，得出不同平臺個數(shù)的布局方案（方案中除個別控制邊角井位的平臺之外，使每個平臺控制的井數(shù)都能超過平臺臨界井數(shù)），見表5-1-7，并作不同方案經濟效益對比，見表5-1-8。3）叢式井平臺井口布局與井口分配①.叢式井平臺井口布局設計說明叢式井平臺井口布局原則，根據平臺井口布局原則設計以下內容：井口布局方式、井口間距與排距、井口排列方位、井架遷移方向和井場布局等。叢式井鉆井平臺布局規(guī)劃方案（Ⅰ、Ⅱ...）表5-1-7平臺序號平臺坐標單平臺內井數(shù)（口）定向井數(shù)（口）水平井數(shù)（口）直井數(shù)（口）平臺上各井號平均水平位移（m）目的層垂深（m）平均井深（m）123...總計不同平臺數(shù)的布局規(guī)劃方案的經濟對比表5-1-8方案平臺數(shù)量定向井數(shù)量定向井作業(yè)支出地面工程節(jié)省經濟總效果備注ⅠⅡⅢ...注：費用單位：（萬元），總井數(shù)：（口）在叢式井設計中未考慮大斜度井，目前大斜度井在國內尚處研究階段，如需要可另行做專項可行性研究。②.井口分配方案設計叢式井平臺井口分配，應以單個平臺所控制的各個井位到該平臺的水平距離和最小為目標函數(shù)，并用最優(yōu)井口分配的數(shù)學模型與其求解方法，確定出平臺井口與該平臺控制范圍內井位的對應的分配關系，井將分配結果列表。4）定向鉆井的技術方案①.定向井井身結構設計除按本規(guī)定第一節(jié)第四部分井身結構設計的內容和要求設計之外，還應說明由于定向井井身剖面