低渗透砂岩油藏开发方案编制指南(共34页).doc

精选优质文档-倾情为你奉上低渗透砂岩油藏新区产能建设方案编制指南(开发地质和油藏工程部分)1.主题内容与适用范围本规范规定了低渗透砂岩油藏新区水驱开发方案编制中开发地质、油藏工程部分的内容与技术要求。2.引用标准GBn 269 石油储量规范GBn 270 天然气储量规范SY/T 5579-2000 碎屑岩油气储层精细描述方法SYT 6164 碎屑岩油气藏地质特征描述方法SY/T100112006 油田总体开发方案编制指南3.低渗透砂岩油藏开发方案地质、油藏工程部分技术内容3.1 油田概况3.1.1地理位置与自然地理概况3.1.1.1地理位置油田的地理位置内容包括a）油田所处行政区（省、县级或海域）、最近的重要城市和邻近油田相对地理位置（方位和距离）。b）油田所处的经、纬度坐标，大地坐标范围。附油田地理位置图。3.1.1.2自然地理和社会环境概况包括该油田所处范围内对油田开发工程建设有影响的社会环境、自然地理、自然环境（或海况）、气象、地震和其它可能影响油田开发的灾害性自然条件等。3.1.2区域地质3.1.2.1 区域构造位置油田所属的含油气盆地、坳陷、凹陷、构造带，与之相邻的构造单元名称和简要关系。附区域构造位置图。3.1.2.2 区域地质背景简述该油田所处凹陷的构造和沉积演化简史。3.1.3勘探简史应从该油田所在地区开始勘探起，简述以下内容： a） 勘探历程； b） 钻探及测试简况； c） 储量状况。附储量上报表。3.1.4基础资料简况3.1.4.1 地震资料 a） 地震资料的采集和处理方式。 b） 累计工作量。 C） 地震特殊处理资料。 3.1.4.2钻井资料 a）已钻探井、评价井和开发准备井的井数及发现井等重要井的井号。 b）累计钻井进尺、取芯进尺、芯长和取芯收获率、含油岩芯长度。附完钻井统计表、取芯汇总表等。3.1.4.3 测井资料a）已钻探井、评价井和开发准备井的测井系列。b）测井资料的环境校正和标准化情况。c）对资料处理、解释结果的基本评价。附测井系列统计表。3.1.4.4 分析化验资料包括岩心及流体取样情况、化验项目及数量。附取样及分析化验项目表。3.1.4.5 测试、试采与先导试验资料a） 测试的井号、井数、层段和结果。b） 试采和先导试验简况。附测试、试井与试采成果简表。3.2 油藏描述3.2.1地层特征3.2.1.1地层层序及含油层系简述地层时代、沉积序列、岩性特点、含油气层系和主要含油气层系。地层年代应描述界、系、组、段、亚段。3.2.1.2地层划分对比根据区域沉积类型，确定油田地层对比的原则和方法。从取芯井出发，进行单井沉积旋回分析和分级,研究确定对比标准层、标志层，建立标准井剖面和网格骨架剖面，在此基础上进行全区对比。3.2.1.3地层划分对比结果主要含油气层系地层对比划分级别、结果，简述目的层段地层的变化特征（包括埋藏深度、厚度及其平面变化特征）。附主要含油气层段的综合柱状图、地层对比剖面图，对比标志特征图（表）、地层对比划分表。3.2.2构造特征3.2.2.1区域构造特征概述区域构造特征、二级构造带的分布特征及油藏所处的构造位置。3.2.2.2构造形态根据完钻井资料及地震资料，解释主要层面的构造。背斜构造详细描述构造形态、轴向、长短轴比例关系、两翼地层产状、闭合高度、闭合面积、含油气高度等；断块构造描述构造形态、高点埋深等。根据含油井段编制反映油层构造形态的油层附近标准层或标志层的构造图。应附油层顶面深度构造图及典型的地震剖面图、圈闭要素表。3.2.2.3断裂系统详细描述各级断层的产状、性质、断距、延伸长度、封闭状况、断层两侧地层的接触情况，并描述断层的力学性质，分析断层的形成时期以及断裂发育的继承性、断层对油藏形成的控制作用。应附断层要素表。3.2.3储层特征3.2.3.1储层岩石学特征通过岩芯分析资料，描述储集层岩石类型、成分、结构等特征，分析粒度中值、分选系数、粘土矿物含量等参数特征。应附粒度概率图、C-M图，岩石矿物组分统计表、粘土矿物含量统计表。3.2.3.2沉积特征a）沉积相特征从储层岩性、电性特征、沉积构造特征、储层岩石学特征、古生物特征、砂岩粒度及粒度参数特征、砂体形态特征等方面，描述主要含油气储层沉积相标志，确定沉积相类型，建立沉积模式。 b）沉积亚（微）相带划分开展单井相、剖面相及平面相分析，描述不同相带特征。应附单井相分析图、主要储层的平面沉积相图等图表。3.2.3.3储层分布特征（1）储层纵向分布特征利用井点资料，研究储层纵向特征，包括最大、最小和平均的单层厚度、单井钻遇层数、单井储层厚度等。（2）储层平面分布特征应用测井、地质、地震资料，采用测井约束地震反演技术，追踪预测完钻井钻遇的主要油层，描述油砂体空间的展布状况，认清油砂体平面分布规律。应附砂体等厚图。3.2.3.4储层物性特征描述储层的孔隙度、渗透率的大小及分布特征。根据分析化验资料及测井二次解释数据分砂层组描述储层的孔隙度、渗透率等物性参数及其在平面上、纵向上的分布规律。应附储层物性数据表、孔隙度分布直方图、渗透率分布直方图、孔隙度解释模型、渗透率解释模型、孔隙度等值图、渗透率等值图。3.2.3.5储层宏观非均质特征（1）层间非均质性选择砂体厚度、厚度变异系数、厚度突进系数、厚度级差和渗透率变异系数、渗透率突进系数、渗透率级差来表征各沉积单元的砂体规模、渗流质量的层间分异程度，从而对本区层间非均质性进行评价。渗透率变异系数公式：式中 Vk渗透率变异系数 Ki层内某样品的渗透率值，i1，2，3，n层内所有样品渗透率的平均值n层内样品个数渗透率突进系数公式：式中 Tk渗透率突进系数 Kmax层内最大渗透率值，一般以砂层内渗透率最高的相对均质层的渗透率表示渗透率级差公式：式中 Jk渗透率级差 Kmin最小渗透率值，一般以渗透率最低的相对均质层的渗透率表示（2） 层内非均质性渗透率韵律类型通过油层取芯井岩芯孔、渗性分析资料，分析油层渗透率垂向变化规律，并结合沉积相类型认清韵律特征及分布规律。夹层类型及分布特征针对目的层段沉积储层特征，将岩芯分析、测井资料及沉积环境分析结合起来，研究油层层内非渗透性夹层的岩性、物性及空间分布的特点。（3）平面非均质性砂体分布范围的平面变化砂体分布范围的研究主要应用了砂岩钻遇率、油层钻遇率和分布系数等几个参数结合砂体平面分布图进行研究。砂体孔隙度、渗透率的平面变化砂体孔隙度、渗透率在平面上的变化，主要是由于岩性、物性变化而引起的。结合沉积相研究评价孔隙度和渗透率平面分布规律。应附主力油层孔隙度、渗透率等值图。3.2.3.6储层微观特征描述储层的储集空间类型及组合特征，孔隙结构特征，岩石成岩作用及其对储集物性的影响。应附储集空间类型及组合特征表、各项孔隙结构参数特征表和典型的毛管压力曲线。3.2.3.7润湿性及敏感性分析根据岩芯的润湿性及五敏试验资料，对储层进行润湿性、水敏性、酸敏性、碱敏性、速敏性、盐敏性分析和评价。应附储层润湿性及敏感性试验数据图表。3.2.3.8储层评价依据储集层厚度、孔隙度、渗透率、砂体连续性、平均喉道半径等主要评价参数，对储层进行综合评价和分类。应附储层综合评价表3.2.4油层发育特征3.2.4.1油层厚度分布特征利用井点资料，研究油层厚度特征，包括最大、最小和平均的单层有效厚度、单井钻遇油层层数、有效厚度及主力油层（或油层集中段）的分布特点等。3.2.4.2油层分布规律及控制因素描述油层顶底埋藏深度及其在平面、纵向上的变化规律，以及油层发育的控制因素，重点描述主力油层（油层集中段）的分布规律。应附油层统计表3.2.5地应力及裂缝的分布规律研究3.2.5.1天然裂缝的分布规律研究通过岩芯观察和电镜分析、铸体薄片分析等手段，定量确定井点不同层位储层裂缝的发育程度，包括裂缝密度、裂缝开度、裂缝倾角及裂缝方位等，并对全区裂缝发育状况进行描述。有条件的以露头、岩芯裂缝观测、动态观测资料等为依据，主要利用构造应力场模拟法等裂缝网络的数学模拟研究技术来预测研究区裂缝发育部位、发育程度和延伸方向等。3.2.5.2现今地应力及压裂裂缝分布规律研究现今地应力分布规律研究通过井壁崩落法等方法进行单井地应力计算，有条件的在单井地应力计算的基础上进行地应力模拟，对现今地应力分布规律进行描述。结合现今地应力分布规律，根据对压裂井施工曲线和压裂效果、示踪剂井间监测、油水井生产动态等资料，研究压裂裂缝的发育情况及其延伸方向。应附压裂裂缝统计表3.2.6流体性质3.2.6.1原油性质分析原油的组分、密度、粘度、凝固点、气油比、含蜡量、含硫量、析蜡温度、蜡熔点、胶质沥青含量和地层原油的高压物性（PVT性质）、流变性等特性。3.2.6.2天然气性质主要描述相对密度、组分、天然气类型等。3.2.6.3地层水性质主要描述矿化度、水型、组分、硬度、电阻率等。应附流体性质分析表。3.2.7油水系统根据试油、测井等资料，分析油水系统，确定不同油水系统的油水界面深度。应附油水界面数据表。3.2.8温度、压力系统列出实测地层压力、温度资料，并依据该资料计算压力梯度、温度梯度，确定压力系统和温度系统。应附地层温度与地层压力数据表。3.2.9油藏类型根据圈闭类型、储层特征、流体性质、油水关系、温度压力系统等确定油藏类型。应附油藏剖面图。3.2.10储量计算3.2.10.1计算方法及计算单元储量计算一般采用容积法，简述储量分级与储量计算单元。3.2.10.2储量计算参数确定（1）含油面积含油面积圈定主要有以下几项原则：油井与邻近砂体尖灭井时，首先用井距之半划出尖灭线，再在油井到尖灭线的2/3处划有效厚度零线。油井与干层井（有砂层）之间，采用井距之半划有效厚度零线。见油水界面的，以实际油水界面深度划油水边界。无井控制区应用储层预测结果圈定面积。当边部无储层预测同时也无完钻井时，按相邻井组一个生产井距外推划计算线。（2）有效厚度有效厚度标准有效厚度含油性标准：结合取心、录井资料与试油资料综合确定含油性下限。有效厚度岩性标准：结合取心、录井资料与试油资料综合确定岩性下限。有效厚度物性标准：根据已经确定的含油性下限，采用经验统计法、正逆累积法、含油产状法及物性试油法等制定物性下限。有效厚度电性标准：依据取心、试油试采资料，合理选择出电性参数，编制电性参数交会图版，根据试油结论确定有效厚度电性标准。有效厚度选值依据电性标准及储层岩性测井响应特征，结合取芯、录井、试油、投产资料，确定出单井单层的有效厚度。依据有效厚度等值图，经面积权衡确定有效厚度的选值。（3）有效孔隙度有效孔隙度应以岩芯分析数据为基础，测井图版解释的孔隙度应与岩芯分析孔隙度有良好的关系，两者的差值不得超过115。储量计算中所用的油层有效孔隙度系指地下有效孔隙度，因此需将岩芯分析和测井解释的地面孔隙度校正为地下孔隙度。（4）原始含油饱和度原始含油饱和度一般利用阿尔奇公式或者根据本地区密闭取芯井回归的经验公式求取。（5）地面原油密度地面原油密度应根据一定数量有代表性的地面油样分析结果确定。（6）地层原油体积系数是在试油阶段经井下取样或地面配样获得准确的地层流体高压物性分析数据中获得。（7）原始溶解气油比根据本区试油阶段获取的高压物性资料中获取的。应附储量参数选值表3.2.10.3储量计算结果根据求取的储量参数应用容积法按油砂体计算原始地质储量。3.2.10.4储量综合对比评价将本次计算储量与上报储量进行对比，分析储量变化原因，未上报储量的不用对比；将储量按计算单元进行储量分类评价。应附含油面积图，小层平面图、有效厚度标准图版、有效厚度等值图等。各计算单元地质储量计算表、储量计算结果对比表及储量评价表等。3.2.11油藏地质模型应充分利用地震、测井、沉积相、分析化验和其他地质特征等信息，针对油气藏的特点，建立地质模型。 3.2.11.1构造模型（1） 层面模型建立小层层面建立；平面、纵向模型网格划分依据、大小。（2） 断层模型建立模型边界，特殊断层接触关系的处理，断块区划分。附断层模型图、典型构造模型剖面图。3.2.11.2沉积相模型描述各单元沉积相模型的模拟方法和约束条件，建立沉积相模型。3.2.11.3储层属性模型描述储层参数模型建立方法、控制条件。储层参数模型建立，包括孔隙度、渗透率、饱和度、净毛比等模型。3.3 油藏工程3.3.1试油试采特征根据试油、试采资料分析油藏的天然能量、油井产能和含水等情况，为油藏工程设计提供依据。3.3.1.1天然能量分析根据探井试采资料分析和研究天然能量大小，才能充分而合理地利用天然能量。油藏的天然能量主要包括两类：一是地层及其所含流体（油、气、水）弹性膨胀能量，与其对应的驱动方式是弹性驱动，二是与油藏相连通的边底水能量，与其相对应的是弹性水压驱动。一般情况下油藏内部弹性能量是有限的，油藏的主要天然能量是边底水。（1）油藏弹性能量根据岩石、原油、水的压缩系数，估算油藏封闭未饱和弹性能量大小。（2）估算边底水体积根据地质资料，分析研究边底水分布面积、厚度、储渗条件等，估算边底水体积大小。（3）天然能量评价根据试采过程中总压降与累积产油量关系、每采1%地质储量地层压降值、无因次弹性产量比、边底水水体体积与油区体积比值等指标，综合判断天然能量大小。【参考方法】：天然能量是否充足可参考以下评价指标：每采出1%地质储量地层压降<0.2Mpa、弹性产量比>30，表示天然能量充足。每采出1%地质储量地层压降0.2-0.8Mpa、弹性产量比8.0-30，表示天然能量较充足。每采出1%地质储量地层压降0.8-2Mpa、弹性产量比2.5-8，表示天然能量不充足。每采出1%地质储量地层压降>2Mpa、弹性产量比<2.5，表示天然能量微弱。3.3.1.2油井产能分析根据试油试采资料，计算油藏自然产能和措施产能，分析研究油井生产能力、油井产能在平面上和纵向上的变化规律、不同生产阶段递减率变化规律。利用相渗曲线，分析无因此采液、采油指数随含水变化规律。3.3.1.3含水变化规律分析根据试油试采资料，分析油井见水原因、油井含水变化规律、平面上和纵向上综和含水的差异规律及原因分析。3.3.1.4试井分析根据系统试井结果，分析判断储层是均质或双重介质储层，分析研究油井产能，确定油井合理工作制度和产量；根据压力恢复试井结果，计算地层渗流特征参数，确定油井完善程度，为下步增产措施及评价其效果提供依据。3.3.1.5自喷能力分析根据试采资料，分析研究油井自喷能力、自喷期及自喷期油压、气油比或动液面的变化，为下步开采方式确定提供依据。3.3.1.6试注状况分析根据试注资料，分析研究吸水指数、注水压力、水井注水能力及周边井受效状况，尤其要对受效的方向性进行分析，为下步开发方式、井网方向性确定提供依据。附区块开发曲线、典型单井试油试采曲线，注水指示曲线，含水上升率变化曲线，单井递减曲线，压力变化曲线，试井压力恢复曲线。附试油试采成果表，油层测压资料统计表，采油指数统计表，吸水指数统计表，措施前后效果对比表等。3.3.2油藏工程设计3.3.2.1开发原则（1）坚持少投入、多产出，具备较好经济效益。（2）从充分动用油气资源和生产潜力出发，划分和组合开发层系。（3）在合理利用油藏天然能量的同时，搞好人工能量接替，处理好开发过程中驱动方式的转化。（4）确定并控制油藏在合理采油速度下生产，保证油藏有较长的无水采油期和较高的采收率。（5）井网密度和布井方式要充分考虑储层发育和边底水分布情况。（6）注水方式要适合油藏特点。（7）建立适合油藏特点的动态监测系统。3.3.2.2油藏工程参数（1）原油性质地面原油性质根据地面原油分析资料，确定地面原油密度、粘度、凝点、含硫、含水、含蜡、沥青质等。地下原油性质根据高压物性资料，确定地下原油粘度、密度、体积系数、溶解气油比与压力的关系曲线等。（2）天然气性质根据高压物性资料，确定天然气体积系数、天然气粘度与压力的关系曲线等。（3）地层水性质根据地层水水样分析资料，通过相关图版、经验公式计算，确定地层水粘度、体积系数、压缩系数等。（4）相对渗透率曲线根据有代表性的岩芯样品分析结果，确定油水、油气相对渗透率曲线，多样品要进行归一化。（5）毛管压力曲线根据有代表性的岩芯压汞样品分析、确定毛管压力曲线。（6）岩石压缩系数根据岩芯样品分析，确定岩石压缩系数。 （7）压敏实验分析对储层压敏实验进行分析，储层气测渗透率越小，应力敏感性越强，且不可逆。压敏较强的特征要求尽早注水，保持地层能量，减少压敏效应影响，取得好的开发效果。附油气水高压物性曲线、油水、油气、气水相对渗透率曲线、毛管压力曲线、岩石压缩系数曲线、压敏试验曲线。附油气水性质统计表、油水、油气、气水相对渗透率数据表、毛管压力数据表3.3.2.3数模模型建立(1)模拟器的选择综合储层类型、流体类型、驱油方式以及可能的开采方式等因素，选择合适的模拟器。(2)数值模拟模型建立 模型分区建立平衡计算、流体高压物性、饱和度函数（相渗及毛压曲线）、结果输出等相关信息的分区。 模型建立a）选择合理时间步长，建立油藏动态模型。b）选择合理的水体描述方法。c）综合油藏模型、动态模型、水体、油层物理参数和模型分区，建立数值模拟模型。 模型一致性检查检查模型孔隙体积及储层连通状况，进行零平衡检测。 (3)动态历史拟合 拟合指标一般包括区块和单井的压力、含水和气油比以及生产（注入）指数等。 历史拟合与结果按照先压力、后产量、最后生产（注入）指数的顺序，开展动态历史拟合，重点进行单井拟合。表述历史拟合的指标、工作量及精度，评价所选油层物理、渗流力学参数的适应性及拟合质量。附三维网格图，典型特征网格剖面图。附历史拟合成果信息图表。注：本部分内容各采油厂执行时可斟酌执行！3.3.2.4油藏工程设计以油藏描述结果为基础，综合应用相似油藏类比、油藏工程方法、油藏数值模拟和经济评价等方法，研究确定与油藏特点相适应的开发层系、开发方式、井网形式及井网密度等关键开发技术政策。（1）开发层系层系划分的目的在于减少层间干扰，充分发挥各类油层的生产能力，提高储量动用程度和采油速度，同时简化工艺，取得好的开发效果，砂岩油藏开发层系的划分和组合一般遵循如下原则：各开发层系间必须具有良好的隔层，确保注水开发时层系间不发生串通和干扰；每套开发层系必须具有一定的储层厚度、地质储量和生产能力；同一套层系应具有相近的油层物性、流体性质及驱动类型；同一套层系生产井段不宜过长能够达到比较好的经济效益。（2）开采方式及开发方式开采方式根据地层能量、生产井自喷能力分析情况，确定开采方式。开发方式a、天然能量开发可行性研究l 充分合理利用天然能量开发，同时研究人工补充能量的必要性。b、注水开发可行性研究(a) 注水开发的可行性结合室内储层敏感性评价、同类油藏类比，开展注水开发的可行性。(b)注水方式开展边缘、边内、边外、面积注水方式论证。(c) 压力保持水平及注水时机利用数模结合油藏工程分析，确定压力保持水平及注水时机。合理注采压力系统平衡图法确定压力保持水平：对于一个基本上处于某一平衡状态的注采系统来说，注入与采出存在一平衡等式，即：上式表明在油田某一开发阶段，注采系统压力、产量、注入量之间是有条件的平衡关系。注采系统压力平衡图：即单井注入量与单井采液量的平衡关系，具体公式为：其中： 注水井平均单井注入量，m3/d注水压差，105Pa注水井平均吸水指数，10-5m3/(d. Pa)注水井注入压力，105Pa注水井开始吸水时的压力，即启动压力，105Pa地层总压降，105Pa油层有效渗透率，10-3m2采出井数与注入井数之比产层每米采油指数，10-5t/(d. Pa.m)油井产层平均有效厚度，m 无因次采液指数，即油井见水后采液能力增长的倍数；原始地层压力，105Pa深井泵泵口压力，105Pa油层中部深度，m泵下入深度，m井筒混合液柱相对密度，小数注采比平均单井日产液量，t/d（3）井网形式和井网密度复杂结构井可行性分析对于井型优化，特别是复杂结构井，如水平井，主要考虑水平井开发优势，根据油藏描述及试油试采成果，分析研究水平井、鱼骨状分支水平井等复杂结构井可行性,在有利部位部署水平井开发。井网形式 低渗透油藏在充分考虑储层裂缝发育程度及方向、最大现今主地应力分析基础上，通过油藏工程方法、数模对比研究，并结合相似油藏经验，确定井网形式。a、计算不同井网形式对油砂体和储量的控制程度，水驱控制程度； b、对比开发期末不同井网方式下采出程度的差异；c、借鉴已开发油田的成功经验；d 、对不同井网形式方案的开发效果进行经济评价，根据净现值、净现值率、投资回收期等经济指标，进行井网形式优选。以地应力及裂缝研究成果为指导，优化不同注采井网形式与裂缝方向的最佳匹配关系。主要井网有四种形式：正方形反九点井网、矩形井网、菱形反九点井网、五点法井网等。井网密度合理井网密度是指在经济效益为中心的原则下，综合优化各项有关技术、经济指标，包括水驱控制储量、最终采收率、采油速度、钻井和地面建设等投资、原油价格、成本、商品率、贷款利率、净现值、内部收益率、投资回收期等，最后得到经济效益最佳、采收率较高的井网密度。a、单井经济极限控制储量式中： Nomin 单井经济极限控制储量，104tID+IB+IE 单井钻井投资+单井地面投资+单井勘探投资， 万元R 贷款利率，T 评价年限， 油井系数，ER 采收率，o 原油商品率，PO 油价,￥/tO+TAX 吨油操作费+吨油销售税，计算不同油价下的单井经济极限控制储量。 b、合理井网密度确定方法根据胜利油田的实际资料回归出来的井网密度与采收率关系公式由上述公式可计算出当井网密度由n增加到n+1时，增加的可采储量为式中：ER采收率，小数；Ka平均空气渗透率，103um2;Ko有效渗透率，103um2;uo地层原油粘度，mPa·s；n井网密度，口/km2；v 单位面积储量，104t/km2。根据经济合理井网密度的定义，单井新增经济可采储量，其产值至少应等于该井基本建设总投资和投资回收期内生产经营费用的总和。 式中：(P/A,i,t)：动态经济评价中的等额系列现值系数；i：贴现率；B：单井年平均产值；C：单井年经营费用；K：单井基本建设总投资。将两个Np式子组合，形成方程组，通过迭代法即可求出经济合理经网密度n+1。【注】：有关内容可参考“油气藏工程方法与应用（才汝成等编）P318-P320页”。c、技术极限井距确定在一定注采压差下（工艺技术水平），油井能够控制的最大径向距离叫极限生产半径，水井能够控制的最大径向距离叫极限注水半径。极限生产半径与极限注水半径的和叫技术极限井距。 技术极限井距的确定方法，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：r极限：技术极限半径，mPe：地层压力，MPaPw：油井流压，MPaK: 有效渗透率，×10-3um2：原油地下粘度，MPa.sd、经济极限井距确定在一定经济技术条件下，注采井间所覆盖的可采储量等于收回钻井和基本生产运行费用时的注采井距。经济极限井距的确定方法，主要根据前苏联院士谢尔卡乔夫推导出的交汇法确定经济极限井网密度。所用基本公式为：=oe-as式中： -最终采收率，小数 o-驱油效率，小数 a-比例系数，取决于储层性质和饱和液体的性质 s-井网密度，ha/well上述公式经过一定数学变换，变成与井网密度有关的两个函数： f1(s)=as f2(s)=ln+2lns式中：F-含油面积，ha N-地质储量，104t k-原油价格，元/t b-单井总投资，元/well在上述研究的基础上，综合考虑技术、经济因素的影响来确定合理井距。井距确定通常考虑技术和经济两方面因素。技术极限井距：在一定注采压差下，油井能够控制的最大径向距离叫极限生产半径，水井能够控制的最大径向距离叫极限注水半径，两者之和叫技术极限井距。经济极限井距：在一定经济技术条件下，注采井间所覆盖的可采储量等于收回钻井和基本生产运行费用时的注采井距。当技术极限井距大于等于经济极限井距时，采用技术井距部署；当技术极限井距小于经济极限井时，采用经济极限井距，差值通过压力改造进行弥补。e、油藏数值模拟：通过数值模拟方法，研究不同井网密度下的开发指标和开发效果，并结合经济评价结果，确定合理井网密度。f、相似油田类比：借鉴开发效果较好、储层物性和原油性质相似油田的成功经验，进行合理井网密度的确定。（4）单井初期日产油能力确定a、确定初期采油指数利用试油试采初期系统试井资料确定采油指数，在指示曲线上任取两点，对应的产量q1和q2，地层静压Pe，流压p1和p2，按下式计算采油指数，除以生产层段有效厚度，计算比采油指数。J=( q2 -q1)/(p2-p1) Pe静压，MPa； p2、p2和产量对应的压差（p2=Pe-P1、p2=Pe-P2），MPa。q1、q2产量，t/d;没有系统试井资料，利用产量除以压差计算采油指数。J=(q/(pn-pc) q1、q2产量，t/d;Pe静压，MPa；Pc和产量对应的流压，MPa。b、确定生产压差根据理论计算、试油试采数据、相似油田类比3种方法综合确定。论证中结合油藏特点，满足油井最大产量，又不使油井井底原油脱气或边底水突进或油井出砂。一般低渗透油藏不出砂，饱和压力较低，采用地层压力减最小流压确定生产压差。最小流压计算公式：式中：最小井底流压，Mpa；最大泵挂深度，m；油层中部深度，m；Lc泵的沉没度，m；o原油密度，g/cm3；井筒以下混合液密度，g/cm3；深井泵进口压力，Mpa,pt-套压，MPa。c、确定动用厚度取碾平有效厚度或平均单井动用厚度，同时考虑射开程度、干扰系数等因素，最终确定实际动用厚度。d、单井初期产能确定根据综合确定的初期采油指数、生产压差和动用厚度，计算单井初期日产油能力。若无生产压差资料，可根据采油强度与动用厚度计算单井初期日产油能力。由于低渗透油藏初期产量低，递减率较大，因此计算产量应考虑多因素综合确定，使其在投产2-3年内具有代表性。（5）注水井吸水能力确定吸水指数确定根据实际吸水指数测试资料结合同类油田类比综合确定，若无实际试注资料，通过理论计算确定。理论公式计算吸水指数，理论上油藏初期每米吸水指数与比采油指数之比等于水油流度比，关系表达式为：式中：Iw每米吸水指数，m3/d.MPa.m；Jo比采油指数，t/d.m.MPa；Bo原始地层压力下原油体积系数，小数；Bw原始地层压力下水体积系数，小数；o地下原油密度，g/cm3；Krw前缘后平均含水饱和度下的水相相对渗透率；Kro束缚水饱和度下的油相相对渗透率；µo地下原油粘度，mPa.s；µw地下水粘度，mPa.s。若无注水压差或可根据注水指示曲线求出视吸水指数及启动压力。地层破裂压力及最大井口压力计算地层岩石破裂压力计算公式：式中：Pp地层破裂压力，MPa；地层破裂压力梯度，MPa/m；H 地层中部深度，m。注水极限井底压力一般低于破裂压力注水效果较好，相对应可求出井口最大注入压力。单井最大注水量测算根据综合确定的米吸水指数、最大注水压差和吸水厚度，计算单井最大日注能力。若无米吸水指数资料，可根据视吸水指数与井口压力计算单井最大日注能力。最大注水量计算公式：Qi=Iw ·PP =P井口-P管损-P启动式中：P-注水压差，MPa；P井口-井口注入压力，MPa；P管损-井筒摩擦阻力损失，MPa；P启动-油层启动压力，MPa。（6）最终采收率预测1）天然能量开采采收率预测包括封闭弹性驱动开采和枯竭式开采采收率预测两种情况。A.封闭弹性驱动开采公式： 弹性阶段采收率，小数 原始地层压力，MPa 饱和压力，MPa 总压缩系数，MPa-1，地层原油的压缩系数，MPa-1，B.溶解气驱公式（至枯竭压力）： (13)式中 ER采收率，f；Bob饱和压力下的原油体积系数； mob饱和压力下的地层原油粘度，mPa×s； Pb饱和压力，MPa; Pa溶解气驱开发的最终废弃压力，MPa；f有效孔隙度，f；Swi地层束缚水饱和度，f；K算术平均的绝对渗透率，mm2；Pa油田废弃时的地层压力，当早期注水保持地层压力时， mwi在原始地层压力下的地层水粘度，mPa×s； moi在原始地层压力下的地层原油粘度，mPa×s； Pi原始地层压力，MPa； 【注】：天然能量开发采收率为以上A、B两项之和。 2）注水开发采收率预测经验公式预测最终采收率根据油藏储层物性和原油性质，选择相适应的最终采收率经验公式，预测最终采收率；参考公式：a、胜利油区井网密度经验公式式中：原油采收率，小数； 空气渗透率，10-3；范围(15-8900)地层原油粘度，；范围(0.5-154)孔隙度，小数；范围(0.15-0.34)井网密度，为油藏单位面积的总注采井数，well/km2。b、陈元千（1994年），全国储量委员会经验公式ER0.0.lg（Ka/uo）0.34640.f 原油采收率，小数； 空气渗透率，10-3；地层原油粘度，；孔隙度，小数；井网密度，为油藏单位面积的总注采井数，well/km2。数值模拟方法预测采收率采用数值模拟进行指标预测和最终采收率预测； 流管法计算采收率根据相渗透率曲线、油水粘度比、原油体积系数等参数，采用流管法计算最终采收率。类比法推测采收率根据相似油田实际的生产情况，类比预测出本油田的最终采收率。注：经验公式法测算采收率主要取决于静态参数选值的精度。实际应用中，可根据不同公式的适用条件进行选择，部分公式及适用条件可参考“油气藏工程方法与应用（才汝成等编）第283-298页”。但由于目前低渗透油藏，尤其是压裂改造后的低渗透油藏利用经验公式法测算采收率适应性较差，因此需要多种方法综合确定。3.3.2.5方案部署及指标预测（1）方案部署部署原则a、整体部署，滚动实施；b、在确定的极限有效厚度范围内布井；c、充分利用目前正在生产和可利用的老井；d、充分利用水平井开发。e、利用储层预测技术，指导井位部署和调整。f、考虑地应力及裂缝的方向性进行井网部署方案部署根据布井原则及合理井网密度，采用不同油价、不同井数、不同井型、不同注采方式等部署多套方案。附区块井位部署图附区块产能建设部署表（2）指标预测一般利用油藏数值模拟方法对各个方案进行开发指标预测。缺乏数值模拟条件的，可根据含水与采出程度理论曲线、无因次采液、采油指数关系曲线及同类油田递减规律，预测开发指标。控制参数年配产天数；以年为时间步长进行计算，一般计算15年；计算最大产液量。各方案的总井数、油井数、注入井数、平均单井日产液量、日产油量、区块日产液量、日产油量、全油田年产液量、年产油量、综合含水、生产气油比、注水井平均单井注水量、年注水量、全油田累积产液量、累积产油量、累积产气量、累积注水量、采油速度、采出程度、地层压力、生产压差、采液指数等开发指标及曲线。在开发指标对比的基础上，结合经济技术指标，优选最佳方案作为推荐方案。3.3.2.6风险分析及实施要求（1）风险分析综合考虑研究资料基础及品质和目前研究技术水平，对开发方案设计和实施中可能存在的风险因素及对方案实施影响程度进行分析，主要有：构造风险分析储层风险分析储量风险分析产能风险分析（2）实施要求钻井实施顺序测井要求投产要求考虑是否酸化、压裂、防砂、避射等。完井要求考虑是否进行油层保护等。注水时机及水质要求取资料要求对资料录取和动态监测的要求可参照SY/T6221的规定执行。3.4开发方案主要附图、附表3.4.1油藏描述部分图、表（1）开发地质部分成果图<1>油田地理位置图<2>区域构造位置图<3>地质综合图<4>对比标志特征图<5>地层对比剖面图<6>油层顶面深度构造图<7>典型的地震剖面图 <8>粒度概率图<9>C-M图<10>单井相分析图<11>沉积相图<12>孔隙度分布直方图<13>渗透率分布直方图<14>孔隙度解释模型（岩心孔隙度-测井声波关系曲线、岩心孔隙度-测井密度关系曲线、岩心孔隙度-测井补偿中子关系曲线、孔隙度-电阻率交汇图、孔隙度-泥质含量关系曲线、岩心孔隙度-测井解释孔隙度关系图）<15>渗透率解释模型（岩心孔隙度-测井声波关系曲线、岩心孔隙度-测井密度关系曲线、岩心孔隙度-测井补偿中子关系曲线、孔隙度-电阻率交汇图、孔隙度-泥质含量关系曲线、岩心孔隙度-测井解释孔隙度关系图）<16>孔隙度等值图<17>渗透率等值图<18>敏感性实验数据图<19>毛管压力曲线<20>砂体等厚图<21>隔层分布图<22>油藏剖面图<23>含油面积图<24>小层平面图<25>有效厚度标准图版<26