1、封面格式：××油田××區塊（單元）××油藏（細分層系、井網加密、井網完善、轉蒸汽吞吐、轉蒸汽驅等）開發調整方案（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科學研究院）年 月扉頁格式：××油田××區塊（單元）××油藏（細分層系、井網加密、井網完善、轉蒸汽吞吐、轉蒸汽驅等）開發調整方案（油藏工程部分）編寫人：參加人：初審人：審核人：批準人：勝利油田分公司××采油廠（勝利油田分公司地質科學研究院） 年 月方案審查紀要（根據方案

2、審查意見修改完善后編寫如下容）××年××月××日，由中石化油田部（或勝利油田分公司）組織，對××方案進行了審查。方案審查專家：；方案匯報人：；參加匯報人：。現將專家組審查意見紀要如下：1、××方案，針對×××開發矛盾，在充分研究認識開發潛力的基礎上，進行了以為主的開發調整，經專家組充分評審討論，一致認為該方案開發矛盾和潛力認識清楚，調整思路和技術對策正確，調整措施可行，同意該調整方案。2、調整工作量與主要開發指標預測新鉆井××口（油井×

3、×口，水井××口），進尺××萬米，其中水平井××口，進尺××萬米。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。 主要開發指標：新增年產油能力××萬噸（新井××萬噸，老井××萬噸），開發成本××美元/桶，井網完善程度由××%提高到××%，注采對應率由××%提高到×

4、15;%，儲量動用程度由××%提高到××%，水驅儲量動用程度由××%提高到××%，可采儲量由××萬噸增加到××萬噸，新井平均單井增加可采儲量××萬噸，采收率由××%提高到××%，百萬噸產能投資××億元，萬米進尺建產能××萬噸，稅后部收益率××%。3、方案實施要求與建議實施要求。建議。方案審查專家組組長：_方案審查組織單位： _(蓋章)_ 年 月 日78 /

5、81目錄1.概況41.1工區概況41.2勘探開發簡況51.3前期研究成果與監測資料錄取情況52.油藏地質特征62.1地層62.1.1地層層序62.1.2小層對比72.2構造72.2.1構造解釋72.2.2 斷裂系統72.2.3構造形態82.3儲層82.3.1巖石學特征82.3.2沉積相研究92.3.3儲層分布112.3.4儲層微觀孔隙結構122.3.5成巖作用142.3.6儲層物性參數解釋142.3.7儲層非均質性142.3.8地應力與裂縫研究162.3.9儲層敏感性172.4油藏182.4.1油氣水分布182.4.2流體性質182.4.3油藏壓力和溫度系統202.4.4油藏類型202.5地質

6、儲量評價212.5.1儲量計算方法與參數確定212.5.2儲量計算結果與分析232.5.3儲量評價232.油藏三維地質模型243.開發歷程與現狀253.1開發歷程253.2開發現狀263.3開采特征263.3.1產液、產油能力分析263.3.1.1產液能力273.3.1.2產油能力283.3.1.3無因次比采油指數293.3.2含水上升規律303.3.3稠油原油流變性、滲流特征324.開發效果評價344.1儲量動用狀況344.1.1儲量控制程度、儲量動用程度344.1.2水驅控制與動用程度344.2層系井網狀況354.2.1層系適應性評價354.2.2井網方式與井距評價364.2.3井網完善程

7、度404.3水驅效果評價404.3.1含水與采出程度關系404.3.2含水上升率414.3.3水驅指數414.3.4存水率414.3.5累計水油比424.3.6注水利用率424.4能量狀況評價424.4.1合理地層能量保持水平424.4.2能量保持狀況評價454.5采收率評價484.5.1理論采收率分析484.5.2目前井網條件下采收率分析505.剩余油分布研究575.1開發地質分析575.1.1微構造575.1.2沉積微相575.1.3儲層非均質性585.2油藏工程分析585.2.1注采狀況分析585.2.2井組剩余可采儲量分析585.2.3相滲曲線分析585.3數值模擬研究595.3.1模

8、型的建立和歷史擬合595.3.2模擬結果分析605.4動態監測分析615.4.1近期新井、檢查井監測分析615.4.2剩余油飽和度監測分析615.4.3吸水剖面監測分析615.4.4產液剖面監測分析615.5剩余油分布與控制因素綜合分析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.目前開發中存在的主要問題與提高采收率技術對策626.1主要問題626.2提高采收率技術對策637.開發調整方案設計647.1開發調整技術經濟政策647.1.1開發方式647.1.2開發層系647.1.3井網方式與井距657.1.3.1 井網形式657.1.3.2 井網密度與井距667.1.4

9、 單井產能667.1.4.1單井日產液量的確定667.1.4.2.單井日產油量的確定677.1.4.3單井最大日注水能力687.1.5合理注采比687.1.6 水平井等復雜結構井參數優化697.1.7經濟極限參數697.2方案設計與優選707.2.1方案設計707.2.1.1設計工作量707.2.1.2方案指標預測717.2.2方案優選777.3方案實施要求787.3.1鉆、測、錄井實施要求787.3.2新井投產投注施工要求787.3.3采油、注入工藝設計要求787.3.4采油、注入地面建設工程設計要求787.3.5方案實施中的地質工作要求788.油藏動態監測方案791. 概況簡要概述區塊地質

10、概況、勘探開發簡歷、油藏動態監測與目前資料錄取情況，以與開發調整的主要原因。1.1 工區概況工區所在的油田、地理位置、氣候和水文條件、交通與經濟狀況等。工區區域構造位置（一般先描述處在凹陷或凸起次級構造的某部位，然后是相鄰的區塊或次級構造）與構造發育史、沉積環境與地層發育情況。附地理位置圖、工區構造位置圖。××油（氣）田（工區）地理位置圖圖形要求：1) 圖形圍不能過大，但需涵蓋所描述工區所處的主要區域構造、地理位置；2) 圖上需標明主要道路、河流情況；3) 在適當的位置標注比例尺和圖例。××工區區域構造位置圖圖形要求：1) 構造圖應為研究目的層附近大層頂

11、、底或主要含油砂體頂面構造圖；2) 等值線、深度標識清晰，深度標識依據等值線的疏密程度按每一根、每兩根或每五根標識一個；3) 圖中應根據研究目的標注構造高點或低點；4) 在圖中合適區域標注比例尺、圖例；5) 注明繪圖人、審核人等信息。1.2 勘探開發簡況簡述油田發現時間、主要含油層系、儲量、投入開發時間、經歷的主要調整措施、開發層系、注采井網方式、井距、采出程度、采收率等。附油藏地質綜合圖、取芯井統計表。××區塊油藏地質綜合圖××油田（工區）取心數據表井號層位井段m-m進尺m心長m收獲率%油砂長m1.3 前期研究成果與監測資料錄取情況闡述本區塊調整前取資

12、料井與研究項目名稱、時間、主要研究容、主要成果認識與對生產的指導作用。××油田××區塊調整前研究工作情況表研究項目名稱研究單位研究時間主要研究容主要成果認識備注闡述動態監測方案實施情況。附動態監測方案設計、實施工作量統計表。××油田××區塊調整前動態監測工作量計劃與實施情況表單元（區塊）層系監測項目實施井數（口）實施情況備注2. 油藏地質特征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小層對比

13、1) 小層劃分與對比原則2) 小層對比標志（增加標志層、標準層測井曲線）3) 小層劃分（韻律層細分）方法4) 小層劃分對比結果××油田××區塊小層與韻律層細分結果表砂層組現小層劃分結果原小層劃分結果附縱、橫向主干對比剖面圖等。××區塊××小層對比剖面圖圖形要求：（1） 斷層、特殊巖性體等按規標識；（2） 做彩圖應有色標圖例；（3） 圖名、圖例、比例尺清晰。2.2構造2.2.1 斷裂系統闡述構造樣式、斷層發育特征、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&

14、#215;×區塊斷層要素表斷層名稱斷層類型級別穿過層位走向傾向傾角延伸長度（m）斷距（m）鉆遇井點封堵性××油田或區塊主要斷層斷面圖2.2.2構造形態闡述層系主力砂層頂面構造類型、構造方向、地層傾角、構造高點等特征。依據小層對比劃分成果，以井資料為主編制含油砂體微構造圖，分析各主力油砂體頂底面微構造發育類型、微構造數量、分布特征，主要包括：正向地形、負向地形、斜面地形三類。附各主力砂體頂、底面微構造圖。××區塊××小層頂面微構造圖圖形要求：1) 等值線、深度標識清晰，深度標識依據等值線的疏密程度按每一根、每兩根或每五根標識一

15、個；2) 圖中應根據研究目的標注構造高點或低點；3) 構造線的間距步長應小于米（構造傾角較陡處可以到10米）；4) 在圖中合適區域標注比例尺、圖例（含油面積較小或井網密度大的需提供1：5000的圖件）；5) 必須進行補心與井斜校正；6) 注明繪圖人、審核人等信息。2.3儲層2.3.1巖石學特征闡述儲層巖石類型、礦物成分、膠結物與含量，膠結類型、成分和結構成熟度、粒度中值等容。附礦物成分、泥質含量統計表等。××油田××儲層巖石礦物統計表層位樣品數石英(%)長石（%）巖屑（%）泥質填隙物(%)巖性鉀長石斜長石合計巖漿巖變質巖沉積巖云母類合計合計2.3.2沉積

16、相研究闡述區域沉積背景、沉積相標志（沉積亞相、微相劃分標志）。在單井相劃分的基礎上，根據地層對比成果結合沉積規律進行剖面相、平面相研究。在相分析過程中，采用由點、線、至面，由一維至二維開展沉積相分析，最基礎的研究工作是單井相分析，它綜合應用了巖性、巖相、古生物、沉積地球化學特征以與電性特征等劃分相、亞相和微相。在此基礎上，結合地層對比成果，進行井間逐層剖面相分析，同時根據沃爾索相律原理，對各斷塊、各小層的沉積微相平面分布進行研究。1) 沉積微相類型在對取芯井進行巖芯觀察的基礎上，通過對分析化驗、粒度分析等資料進行研究，對工區逐級劃相（到沉積微相），并分析各微相的巖性特征、測井曲線特征。附巖芯照

17、片、概率累計曲線、C-M圖、與工區有關的相模式圖。××油田××儲層粒度概率累積曲線圖濱605井C-M圖××油田××儲層C-M圖××油田××區塊××井巖芯照片圖形要求：1) 不同的沉積相帶要用明顯的標識區分開來；2) 各沉積相帶的圖例依據石油天然氣地質編圖規與樣式中要求；3) 平面上要依據沉積環境，在沒有后期剝蝕存在的情況下沉積亞相、微相不能有跨越；4) 井上需標注SP、GR測井曲線。××油田××儲層巖石組分結構表井號

18、層位井段組分(%)結構巖石類型石英長石巖屑填隙物分選磨圓支撐方式接觸關系膠結類型××油田××儲層粒度分析統計表井號層位井段（m）粒度中值um分選系數分選性泥質含量%巖性2）沉積微相展布規律沉積微相垂向遞變規律綜合巖性、電性等方面的特征，對取心井沉積微相在垂向上的變化規律進行分析總結。附關鍵井的單井相綜合分析圖、多井沉積微相剖面圖。××油田××區塊××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上，依據沃爾索相律原理，開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。&

19、#215;×油田××區塊××層沉積微相圖2.3.3儲層分布充分利用井資料與沉積相研究成果（必要時結合地震儲層預測技術如測井約束反演、地震多屬性分析等，開展“相控儲層預測研究”，對單砂體的空間發育和展布情況進行研究），描述砂體形態、大小、連續性、穩定性、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××區塊××砂體厚度等值圖圖形要求：1) 等值線根據作圖圍的最大、最小值圍合理取值劃等值線；2) 斷層、特殊巖性體等按規標識；3) 作圖圍井點較少時應在井點左側

20、標識井點儲層厚度值；4) 做彩圖應有色標圖例；5) 圖名、圖例、比例尺清晰。2.3.4儲層微觀孔隙結構應用取芯井的壓汞、薄片分析、粘土礦物×衍射分析、圖象分選數據等分析化驗資料，并參考沉積特征與非均質特征研究成果，對儲層微觀孔隙結構進行分析。包括孔隙類型、孔喉形態、孔喉分選性、粘土礦物的組分、含量與分布。附典型壓汞曲線、滲透率累計貢獻曲線、參數（平均孔喉半徑、孔喉最大半徑、排驅壓力、最大汞飽和度、最大非流動孔喉半徑、變異系數）統計表。××油田××儲層粘土礦物分析表樣品號井深m層位巖性粘土礦物相對含量%粘土礦物組分相對含量%伊/蒙間層伊利石高嶺石

21、綠泥石伊/蒙間層比××油田××區塊××井毛管壓力曲線××油田××區塊××井滲透率貢獻值、累計貢獻值分布圖2.3.5成巖作用在對沉積相和微相研究基礎上，利用取芯井的各種分析測試資料，結合巖石學特征、儲層微觀孔隙結構分析，對儲層進行成巖作用類型與其對儲集物性的影響、成巖階段劃分等研究，并對儲層進行有效性評價研究。主要描述容為儲層成巖作用特征：1) 儲層成巖類型；2) 儲層成巖階段的劃分；3) 儲層有效性評價。2.3.6儲層物性參數解釋(已完成測井二次解釋的區塊，直接應用解釋成果)

22、以巖芯資料為基礎，以測井資料為重點，巖芯標定測井，綜合地質、巖芯化驗分析與試油、試采資料對儲層進行測井二次解釋研究，描述儲層物性特征，包括有效孔隙度、滲透率、泥質含量、含油飽和度等。一般采用比較成熟的軟件建立適合于工區的儲層泥質含量、孔隙度、滲透率、飽和度解釋模型，并利用測井綜合解釋模型對工區所有井的常規測井資料進行精細解釋。附泥質含量、孔隙度、滲透率、飽和度測井解釋與取芯分析對比圖，典型單井主力層測井綜合解釋成果表。××油田××區塊××井測井綜合解釋成果圖2.3.7儲層非均質性儲層非均質性包括平面非均質性、層間非均質性、層非均質性。

23、（變異系數的參考值：當<0.5時為均質；在0.50.7之間（包括0.5）時為較均質；當時不均質。）1) 平面非均質分析砂巖鉆遇率、砂體平面連通性、泥質含量、粒度中值、孔隙度、滲透率在平面的變化等反映儲層平面非均質性。附泥質含量、粒度中值、孔隙度、滲透率等值圖。××油田××區塊××層（砂體）儲層滲透率等值圖2) 層間非均質通過分層系數、隔層分布、層間滲透率差異（變異系數、突進系數和級差）反映儲層層間非均質性。附參數統計表、隔層分布圖、縱向各砂體滲透率柱狀圖等。××油田××區塊×&#

24、215;井縱向各砂體滲透率大小分布圖3) 層非均質分析層夾層分布、層縱向滲透率差異（變異系數、突進系數和級差）反映儲層層非均質性。附參數統計表、夾層等厚圖。××油田××儲層滲透率非均質參數表層位最大值10-3um最小值10-3um平均值10-3um變異系數突進系數級差均值系數××油田××儲層巖心毛管壓力實驗數據表井號層位深度m孔隙度滲透率10-3um平均孔喉半徑um最大孔喉半徑um變異系數標準偏差均值系數汞50%時孔喉半徑um2.3.8地應力與裂縫研究（低滲油藏）1) 天然裂縫分布規律通過巖芯觀察和電鏡分析、鑄體薄

25、片分析等手段，定量確定井點不同層位儲層裂縫的發育程度，包括裂縫密度、裂縫開度、裂縫傾角與裂縫方位等，并對全區裂縫發育狀況進行描述。有條件的以露頭、巖芯裂縫觀測、動態監測資料等為依據，主要利用構造應力場模擬法等裂縫網絡的數學模擬研究技術預測研究區裂縫發育部位、發育程度和延伸方向等。2) 現今地應力與壓裂裂縫分布規律通過井壁崩落法等方法進行單井地應力計算，主要確定現今最大主應力方向。有條件的在單井地應力計算的基礎上進行地應力場模擬，對現今地應力分布規律進行描述。結合現今地應力分布規律，根據對壓裂井施工曲線和壓裂效果、示蹤劑井間監測、油水井生產動態等資料，研究壓裂裂縫的發育情況與其延伸方向。2.3.

26、9儲層敏感性依據儲層敏感性實驗，對儲層進行水敏性、酸敏性、堿敏性、速敏性、鹽敏性分析和評價。附五敏實驗曲線。××油田××儲層五敏試驗結果匯總表項目層位井號依據結論水敏速敏酸敏堿敏鹽敏水敏曲線滲透率比值PH值堿敏曲線2.4油藏2.4.1油氣水分布分斷塊、分小層分析油氣水等流體的分布特點，包括油氣界面、油水界面、油氣水分布的控制因素。附油藏剖面圖。 東ST3-2-71CAL 12.6740.44203040SP 0.0098.620306090斷點小層號11356134525123453小層解釋COND36.83610.81190380570AC138.70

27、641.59160320480640ST3-2-74AC150.00700.00450SP 5.8083.3020406080GR 0.5611.0010CAL 18.9040.002040斷點小層號1111212124512413324345789A小層解釋ML1 0.5010.00ML2 0.5010.0010COND 32.26776.44240480720R4 0.4012.0012128ST3-3-840AC200.00550.00350SP -40.0018.80-40-200CAL 18.0022.0020GR 150.00400.00250斷點小層號12312345523412

28、11234547891231234123456小層解釋ML1 0.004.0004ML2 0.004.0004R4 0.008.0008832CON1 0.001300.0001000X7ST3-4-94160016101620163016401650166016701680169017001710172017301740175017601770178017901800181018201830184018501860187018801890190019101920193019401950196019701980199020002010202020302040205020602070深度道AC1

29、40.00500.00300CAL 16.3230.0030SP 50.00144.00100斷點小層解釋ML1 0.508.008ML2 0.508.008COND 13.80700.00700R4 -1.0010.00010ST3-3-73AC160.00560.00400SPmv30.00115.0080CALcm18.7035.0020斷點小層號324466511212455212514514789A123小層解釋ML1.m0.0010.00010ML2.m0.0010.00010R4.m0.0010.00010COND59.29847.11600ST3-2-7SP 10.36110.

30、07306090CAL 15.0030.001530斷點小層號12314512343412345351379A1231小層解釋ML1 0.0010.00010ML2 0.0010.00010R40.0015.0001515165××油田××區塊××油藏剖面圖圖形要求：1) 剖面上至少有3口井，縱、橫向比例尺選用合理，橫向標明線比例尺， 圖例清晰；2) 油（氣）藏剖面采用海拔深度，每口井左右帶測井曲線，一般左邊繪自然電位或自然伽馬測井曲線，右邊繪電阻率測井曲線，井底標注完鉆深度；3) 標明射孔井段和試油(氣)成果，右上方標明剖面方向；4

31、) 剖面上自左向右井的順序按西-東向、南-北向順序排列。2.4.2流體性質1) 原油性質分析原油的組分、密度、粘度、凝固點、含蠟量、含硫量、膠質、瀝青質含量。附原油物性統計表、粘溫曲線、原油粘度平面分布圖××區塊沙三段粘度隨溫度變化曲線××油田××儲層原油性質統計表井號層位井段原油密度g/cm3粘度mpa.s含硫%凝固點0C備注2) 地層原油高壓物性即地層原油的PVT性質、流變性等特性。××油田××儲層高壓物性分析統計表井號層位飽和壓力原油體積系數氣體平均 溶解系數地面原油密度地下原油密度地面原

32、油粘度地下原油粘度壓縮系數收縮率MPa小數m3/(m3·MPa) g/cm3g/cm3mPa·smPa·s10-4×1/MPa%3) 天然氣性質主要描述天然氣組分、含量與相對密度。××油田××儲層天然氣分析統計表井號層位甲烷%乙烷%丙烷%丁烷%CO2%氮氣%4) 地層水性質主要描述地層水組分、礦化度、水型等。××油田××儲層地層水性質統計表井號層位井段K+Na+mg/LMg2+mg/LCa2+mg/LHCO3-mg/LCl-mg/LSO4-mg/L總礦化度mg/L水型備注2.

33、4.3油藏壓力和溫度系統1) 確定原始地層壓力、壓力系數、飽和壓力、地飽壓差等參數，分析壓力異常情況；2) 確定油藏溫度、地溫梯度等參數，分析溫度異常情況；3) 油藏天然能量與驅動類型；4) 確定邊水、底水、氣頂能量，評價邊水、底水、氣頂的活躍程度；5) 確定溶解氣、彈性、重力驅動能量。附PVT資料、有關參數統計表。××油田××儲層壓力統計表井號層位井段m中深m地層壓力Mpa壓力系數××油田××儲層地層溫度統計表井號層位井段m中深m測溫深度m地層溫度0C溫度梯度0C/100m2.4.4油藏類型根據有關標準綜合分析確

34、定油藏類型。油氣藏分類一般遵循原則參考說明：（1） 油藏的地質特征，包括油藏的圈閉、儲集巖、儲集空間、壓力等特征；（2） 油藏的流體性質與分布特征；（3） 油藏的滲流物理特性，包括巖石的表面潤濕性，油水、油氣相對滲透率，毛管壓力，水驅油效率等；（4） 油藏的天然驅動能量與驅動類型。油藏命名原則參考說明： 油藏命名采用多因素主、次命名法，次要因素在前，主要因素在后。（1） 最主要因素構成基本類型名稱；（2） 較主要因素冠在基本名稱之前構成大類名稱；（3） 其次的因素冠在大類名稱之前構成亞類名稱。2.5地質儲量評價2.5.1儲量計算方法與參數確定確定含油面積圈定標準、有效厚度電性解釋標準，采用的解

35、釋圖版，油（氣）飽和度、孔隙度取值依據與取值結果，單儲系數確定。1) 計算方法一般采用容積法來計算儲量，公式如下：N=100A×h× ×(1-Swi) × oBoi式中：N：石油地質儲量，104t；A:含油面積，km2；h: 平均有效厚度，m； :平均有效孔隙度，f ；Swi：平均原始含水飽和度，f ；o：平均地面原油密度，g/cm3；Boi：平均原始原油體積系數。一般縱向上以小層為基本單元，平面上分油砂體劃分計算單元。2) 含油面積各小層含油面積一般以頂面構造圖上采用含油邊界線結合斷層進行圈定。斷塊油田一般有三類含油邊界，斷層邊界、有效厚度零線和油水邊

36、界。附含油面積圖。盤40斷塊館7含有面積圖××油田××砂組含油面積圖3) 有效厚度選取單井有效厚度劃分以試采資料為基礎，結合有效厚度電性標準（以下標準僅供參考）：聲波時差： 320s/m；感應電阻率： 4m；四米梯度電阻率： 4m。投入開發后的水淹層不參與原始地質儲量計算。依據夾層電性標準扣除夾層，一般0.2m起扣，如：泥質夾層：微電位回返到主體幅度差2/3以上，0.45米電位和自然電位曲線上有相應顯示。灰質夾層：微梯度極大值主體部分微電位的平均值，0.45米電位和自然電位曲線上有相應顯示。頂底漸變層：微電位回返到主體微梯度平均值；漸變部分幅度差主體幅度

37、差1/2；在 0.45米電位和自然電位曲線上有相應顯示。根據以上標準對全區井的有效厚度進行劃分。附關鍵井有效厚度劃分圖、各小層平面圖。2.5.2儲量計算結果與分析采用容積法計算石油或天然氣地質儲量，分斷塊、小層、油砂體進行儲量計算。分析本次儲量計算結果與原計算結果差異與其主要原因。××油田××區塊上報儲量與本次研究儲量對比表計算時間（年、月）計算類別計算單位砂層組小層油砂體面積km2有效厚度m單儲系數104t/km2.m儲量104t采收率%可采儲量104t上報上次計算本次計算差值與上報與計算附儲量對比柱狀圖2.5.3儲量評價根據儲量豐度、規模，綜合分類評

38、價含油小層、油砂體。小層評價原則主要考慮含油面積、有效厚度、儲量大小、鉆遇井數，共劃分35類，制定小層評價標準。附含油砂體綜合評價表。 油氣田儲量規模等級劃分表等級項目特大大中小超小油田108t101100.110.010.10.01氣田108m310003001000503005055儲量豐度等級劃分表等級項目特高高中低特低油田 104t/km25003005001003005010050氣田108m3/km2301030410242××油田××儲層儲量評價表儲量分類儲量級別砂體（個）地質儲量104t百分比% 一類（參考值） （儲量>50

39、5;104t, 面積>0.5km2）二類（參考值） （儲量2050×104t, 面積0.30.5km2）三類（參考值） （儲量<20×104t, 面積<0.3km2）總計2.油藏三維地質模型綜合闡述地層、油藏構造、儲層、流體、沉積相模型，提供三維模型數據體。附三維模型剖面圖、模型儲量與評價儲量對比表。3. 開發歷程與現狀3.1開發歷程開發階段劃分基礎上，敘述每個階段末油水井總井數、開井數、日產液、日產油、單井日產油、含水、動液面、采油速度、階段產油、階段產水、累產油、累產水、含水上升率的變化、日注水量、累注水量、月度與累注采比、儲量動用狀況、注采井數比、地

40、層壓力、地層總壓降等主要開發生產指標。簡述每個階段主要開發措施與效果，每個階段的生產特點與影響因素。開發階段劃分方法一：按油田（斷塊）日產油量分主要開發階段可劃分為產量上升階段、穩產階段、產量遞減階段三個大的階段，加上前面的試采階段共四個階段；每個開發階段可根據產量變化和主要開發措施劃分為若干個開發亞段。開發階段劃分方法二：按開發技術階段措施劃分（推薦）根據調整區塊的開發技術措施，如加密、層系細分、三采等措施來劃分開發階段。稠油油藏的開發歷史一般劃分為冷采階段、注蒸汽吞吐階段、蒸汽驅階段等。附開發階段曲線，開發簡歷表。××油田（區塊）綜合開發曲線曲線要求：縱坐標：開油井數、

41、開水井數、日產液、日產油、單井日產油能力、綜合含水、動液面、日注水平、注采比、年累油量（核實）、采出程度。橫坐標：時間××油田××區塊開發簡歷表3.2開發現狀主要包括目前的總油水井數、開油水井數、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、平均動液面、累積產油量、累積產水量、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××區塊開發現狀表油田或區塊開發層系總油井數口開油井數口水井總數口

42、開水井數口日液水平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%平均動液面m累積產油量t累積產水量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3.3開采特征3.3.1產液、產油能力分析附開采現狀圖、典型單井生產狀況表××區塊或油田開采現狀圖××區塊典型單井生產狀況表井號投產時間初產目前現狀（時間）累油累水備注層位工作制度泵深日產液日產油含水層位工作制度泵深日產液日產油含水動液面年月mt/dt/d%mt/dt/d%m104t104m33.3.1.1產液能力從以下4個方面對產液能力進行分析：1) 統計

43、油井投產初期和目前（或末期）產液情況；2) 分別對油井投產初期和目前日產液分區塊、層系進行評價；3) 結合構造、儲層物性評價日產液在平面上和縱向上的分布規律；4) 利用綜合開發數據計算平均單井日產液，做平均單井日產液與時間、含水關系曲線，分析其變化規律與影響因素。3.3.1.2產油能力1) 統計油井投產初期和目前（或末期）產量情況；2) 分別對油井投產初期和目前日產油分區塊、層系進行評價；3) 結合構造、儲層物性評價日產油在平面上和縱向上的分布規律；4) 利用綜合開發數據計算平均單井日產油，做平均單井日產油與時間、含水關系曲線，分析其變化規律與影響因素；5) 做平均單井日產油遞減規律曲線，分析

44、其遞減規律，確定遞減類型和遞減率。遞減曲線類型遞減類型基本特征基本關系最大累積量瞬時遞減率tQtNQNp指數遞減n=0D=D0Q=Q0e-D0tNp=Q0/D0(1-e-D0t)Np=Q0-Q/D0Npma×=Q0/D0D雙曲遞減n0時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調和遞減n=1DD0Q=Q0(1+D0t）-1Np=Q/Q0×ln(1+D0t)Np=（2.303Q0/D0）×lg（Q0

45、/Q）Npma×=2.303Q0/D0×lgQ0（當Q=1時）DNp遞減階段的累積產量；Q產量；Q0初始產量；D0初始遞減率；t時間；n遞減指數。遞減類型的判斷，目前常采用的方法有：圖解法、類比法、試湊法、曲線位移法、典型曲線擬合法、迭代計算法和二元回歸法等。所有這些方法的應用都是建立在各類遞減類型的基本公式上，從公式的數學性質出發的。熱采稠油油藏需要進行下面的分析：1) 統計蒸汽驅（蒸汽吞吐）各周期油井產量和油汽比變化。蒸汽吞吐(蒸汽驅)不同周期效果對比表區塊周期序號注汽量t生產時間d產油量t/d每米油層采油量t/d.m平均日產油量t/d油汽比2) 熱采產能評價。

46、5;×區塊不同干度對吞吐效果影響對比表井號油層厚度m射開厚度m注汽量t井底干度%峰值日產油t/d峰值井口溫度°C3.3.1.3無因次采液采油指數統計每口井每個層系的產能資料、每米采油指數，將相滲曲線所做的無因次采油指數與含水關系曲線，作為能否提液、確定提液時機的依據。無因次采液（油）指數隨含水變化曲線（稠油例子）無因次采液（油）指數隨含水變化曲線（稀油例子）結合構造、儲層物性進行平面上和縱向上產能（比采油指數）分布規律研究與評價。產能評價標準按比采油指數評價：特低產能 比采油指數<0.5t/(d.m.MPa)低等產能 0.5比采油指數<1中等產能 1比采油指數&

47、lt;1.5高等產能 比采油指數1.5按千米井深穩定產量評價：特低產能 千米井深產量<1.0t/(d.km)低等產能 1.0千米井深產量<5中等產能 5千米井深產量<15高等產能 千米井深產量153.3.2含水上升規律1) 統計采油井無水采油期的采油情況，分析不同時間投產的無水采油井所占比例、無水采油期、投產初期日產油量、無水采油量的變化規律，判斷油層水淹狀況；××區塊無水期生產情況統計表投產時間無水期采油井數 口占投產井數比例%初期日產油t/d無水期累積采油量t2) 分別對油井投產初期和目前含水進行分類評價；3) 結合構造、儲層物性對含水進行平面上和縱向

48、上分布特點評價；4) 繪制綜合含水與時間關系曲線，分析其變化規律與影響因素。××區塊含水隨時間變化曲線5) 繪制含水與可采儲量采出程度關系曲線，分析其含水變化規律與含水上升率。××區塊含水隨采出程度變化曲線6) 做含水與采出程度理論與實際對比曲線，分析實際曲線與理論曲線的差異與影響因素。××區塊或油田理論含水與實際含水隨采出程度變化曲線7) 統計不同含水階段采出程度、可采儲量采出程度、含水上升率，分析其變化規律。××區塊不同含水階段含水上升狀況表含水階段%階段采出程度%可采儲量采出程度%含水上升率%3.3.3稠油原

49、油流變性、滲流特征1) 原油粘溫關系、流變性附原油粘度與溫度和含水的變化關系曲線。××區塊××段粘度隨溫度變化曲線××區塊粘度隨含水率變化曲線2) 儲層原油滲流特征依據油水相滲曲線，描述油藏的潤濕性、驅油效率、波與系數、油水流度等滲流特征。××相對滲透率曲線4. 開發效果評價4.1儲量動用狀況主要分析儲量控制程度、儲量動用程度，水驅控制與動用程度，單井控制剩余儲量等，評價儲量動用狀況，分析儲量失控的原因與過程。4.1.1儲量控制程度、儲量動用程度目前井網控制儲量、井網對儲量的控制程度。目前井網未控制儲量、已采過有潛

50、力、已采過無潛力、未動用儲量。4.1.2水驅控制與動用程度水驅控制儲量與程度、水驅動用儲量與程度等，評價水驅狀況。水驅控制儲量=水驅儲量控制程度×開發層系地質儲量水驅儲量控制程度=平面水驅控制程度（流線圖法）×縱向水驅控制程度（厚度注采對應率）；水驅動用儲量=水驅動用程度×開發層系地質儲量，其中：水驅動用程度=平面水驅控制程度（流線圖法）×縱向水驅控制程度（厚度注采對應率） ×縱向水驅動用程度（吸水剖面所測吸水厚度百分數）。附區塊（單元）儲量動用程度狀況分析表××區塊（單元）儲量動用程度狀況分析表開發層系地質儲量104t主要驅動方式目前井網控制104t井網對儲量的控制程度%地質儲量其中：水驅控制儲量非水驅控制儲量水驅動用儲量水驅控制未動用儲量水驅控制程度%完善（兩向與以上對應）不完善水驅動用程度%××區塊（單元）儲量動用程度狀況分析表（續）目前井網未控制104t地質儲量其中：已采過從未動用