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油田动态分析技术要求


技术标准 目录汇编

1999年8月29 日 19:29:43

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标准名称: 油田动态分析技术要求 文件目录:

基础研究

标准性质 标准序号 标准年代号 专业 ICS分类号 采标情况 SY/T 6225 1996

发布日期 实施日期

1996年12月15日 1997年06月30日

关键词 负责起草单位 是否废标

大港油田集团有限责任公司油 气开发公司第一采油作业区。

中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T 6225—1996

──────────────────────────────────

油田动态分析技术要求
Technical requiremet for analysis of oilfield performance

1996—12—15发布

1997—06—30实施

────────────────────────────────── 中国石油天然气总公司 发 布 前 言

制定本标准是深化油藏研究,不断提高油田开发水平,使油田开发过程中的动态分析工作逐步走上规范 化、标准化的需要。本标准是在参照中国石油天然气总公司1988年3月颁布的《油藏工程管理规定》中有关技 术规定和全国主要油田动态分析中目前普遍采用的方法的基础上制定的。 本标准由油气田开发专业标准化委员会提出并归口。 本标准起草单位:大港油田集团有限责任公司油气开发公司第一采油作业区。

本标准主要起草人 张启亮 陈汉培

目 次
1 2 3 4 5 6 范围…………………………………………………………………………………………1 引用标准……………………………………………………………………………………1 油田动态分析的目的………………………………………………………………………1 油田动态分析所需主要资料………………………………………………………………1 生产动态分析………………………………………………………………………………2 油藏动态分析………………………………………………………………………………2 中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T 6225—1996

油 田 动 态 分 析 技 术 要 求
Technical requiremet for analysis of oilfield performance

──────────────────────────────────
1 范围 本标准规定了油田开采中动态分析所需的主要基础资料和技术要求。 本标准适用于天然能量及人工注水开发的稀油油田开采中的动态分析。 引用标准

2

下列标准所包含的条文,通过在本标准中引用而构成为本标准的条文、本标准出版时,所示版本均为有 效,所有标准都会被修订,使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 GBn 268—88 石油储量规范 SY 5367—19 油田可采储量标定方法 3 油田动态分析的目的 掌握油田开发过程中动态变化的特点及趋势,为制定油田年度生产计划和编制油田开发长远规划提供依 据,增加可采储量,提高油田开发水平和总体效益。 4 油田动态分析所需主要资料 4.1 需要下列油藏研究图件: a)油藏开发地质综合图; b)油层栅状图; c)油砂体有效厚度等值线图、油砂体有效渗透率等值线图、沉积相带图; d)油、水(气)相对渗透率曲线; e)孔隙度分布与毛管压力关系曲线; f)渗透率分布曲线; g)原油物性特征曲线。 4.2 应具备下列开发动态数据及图件:

a)油田年度生产运行数据及其曲线; b)油田综合开发数据及其曲线; c)油田产量构成数据、曲线或图; d)油田递减率对比数据及其曲线; e)油田注采压力系统数据及其曲线; f)无因次采液、采油指数与含水关系曲线 g)油田开发阶段划分曲线; h)油层压力分布等值线图; i)注采剖面变化对比图; j)剩余油饱和度分布图、剩余储量分布图。 k)油田开采现状图。 4.3 所需油田开发效果评价资料如下: a)驱替特征曲线; b)含水与采出程度关系曲线、水驱指数与采出程度关系曲线、存水率与采出程度关系曲线; c)产量衰减曲线。 5 生产动态分析 5.1 注水状况分析 5.1.1 分析注水量.吸水能力变化及其对油田生产形势的影响,提出改善注水状况的有效措施。 5.1.2 分析分层配水的合理性,不断提高分层注水合格率。 5.1.3 搞清见水层位、来水方向。分析注水见效情况,不断改善注水效果。 5.2 油层压力状况分析 5.2.1 分析油层压力、流动压力、总压降变化趋势及其对生产的影响。 5.2.2 分析油层压力与注水量、注采比的关系,不断调整注水量,使油层压力维持在较高的水平上。 5.2.3 搞清各类油层压力水平,减小层间压力差异,使各类油层充分发挥作用。 5.3 含水率变化分析 5.3.1 分析综合含水、产水量变化趋势及变化原因,提出控制含水上升的有效措施。 5.3.2 分析含水上升与注采比、采油速度、总压降等关系,确定其合理界限。 5.3.3 分析注入水单层突进、平面舌进、边水指进、底水锥进对含水上升的影响,提出解决办法。 5.4 气油比变化分析 5.4.1 分析气油比变化及其对生产的影响,提出解决办法。 5.4.2 分析气油比与地饱压差、流饱压差的关系,确定其合理界限。 5.4.3 分析气顶气、夹层气气窜对气油比上升的影响,提出措施意见。 5.5 油田生产能力变化分析 5.5.1 分析采油指数、采液指数变化及其变化原因。 5.5.2 分析油井利用率、生产时率变化及其对油田生产能力的影响。 5.5.3 分析自然递减率变化及其对油田生产能力的影响。

5.5.4 分析油田增产措施效果变化及其对油田生产能力的影响。 5.5.5 分析新投产区块及凋整区块效果变化及其对油田生产能力的影响。 6 油藏动态分析 6.1 油藏地质特点再认识 6.1.1 利用油田开发后钻井、测井、油田动态、开发地震等资料,对构造、断层、断裂分布特征和油藏类 型进行再认识。 6.1.2 应用开发井及检查井的钻井、测井、岩心分析、室内水驱油实验等资料,对储层的性质及分布规律 进行再认识。 6.1.3 应用油田动态、不稳定试井、井间干扰实验等资料,对油藏水动力系统进行再认识。 6.1.4 应用钻井取心和电测资料对储层沉积相进行再认识。

6.1.5 应用动态资料对油藏地质储量参数进行再认识。按GBn 269规定核算地质储量。 6.2 层系、井网、注水方式适应性分析 6.2.1 利用油层对比、细分沉积相等新资料分析各开发层系划分与组合的合理性。 6.2.2 统计不同井网密度条件下各类油层的水驱控制程度、油砂体钻遇率等数据,分析井网的适应性。 6.2.3 依据油层水驱控制程度、油层动用程度、注入水纵向和平面波及系数等资料,分析井网密度与最终 采收率的关系。 6.2.4 应用注水能力、扫油面积系数、水驱控制程度等资料,分析注水方式的适应性。 6.3 油田稳产趋势分析 6.3.1 应用分年度油田综合开发数据及其相应曲线,分析油田产液量、产油量、注水量、采油速度、综合

含水、注采比、油层压力、存水率、水驱指数、储采比等主要指标的变化趋势。 6.3.2 对照五年计划执行期间油田产液量、产油量、注水量构成数据表及其相应曲线,分析各类产量和各 类增产措施对油田稳产及控制递减的影响。对产量构成中不合理部分提出调整意见。产量构成曲线包括以下 三类产量: a)五年计划时间内老井和新井产量构成; b)各类不同升举方式采油井的产量构成; c)各类不同油品的产量构成。 6.3.3 根据油田递减阶段产量随时间变化的开发数据,应用曲线位移法、试差法、典型曲线拟合法、水驱 曲线法或二元回归分析等方法,分析油田递减规律和递减类型,预测油田产量变化。

6.4 油层能量保持与利用状况分析 6.4.1 分析边(底)水水侵速度与压力、压降以及水侵系数、水侵量大小的关系:对弹性驱、溶解气驱、 气顶驱开发的油田,分析相应驱动能量大小及可利用程度。 6.4.2 对于注水开发的油田,分析油田注采比变化与地层压力水平的关系和油藏目前所处开发阶段合理的 压力剖面、注水压差和采油压差(或动液面及泵合理沉没度) 。 6.4.3 根据油田稳产期限、采油速度、预期采收率及不同开采条件和不同开采阶段的要求,确定油层压力 保持的合理界限;分析地层能量利用是否合理,提出改善措施意见。 6.5 储量动用及剩余分布状况分析

6.5.1 分析调整和重大措施(压裂、补孔、改变开采方式、整体调剖、堵水等)前后油藏储量动用状况的 变化。 6.5.2 应用不同井网密度下油层连通状况的分类统计资料,分析井网控制程度对储量的动用和剩余油分布 的影响。 6.5.3 应用油、 水井的油层连通资料, 分析不同密度的注采井网或不同注水方式下水驱控制程度及其变化。 6.5.4 应用注入、产出剖面、C/O测试、井间剩余油饱和度监测、检查井密闭取心、新钻井的水淹 层解释、 分层测试、数值模拟等资料,分析注入水纵向及平面的波及和水洗状况,评价储量动用和剩余油分布。 6.5.5 应用常观测井系列,建立岩性、物性、含油性、电性关系图版及公式,确定油层原始、剩余、残余 油饱和度的数值。利用原始、剩余、残余油饱和度(或单储系数)曲线重叠法确定剩余油分布。 6.5.6 对于水驱油田,应用水驱曲线分析水驱动用储量及其变化。

6.6 驱油效率分析 6.6.1 应用常规取心和密闭取心岩心含油分析、天然岩心驱油试验等资料,分析不同类型油藏驱油效率。 6.6.2 对于水驱油田,应用驱替曲线及其公式系列对驱油效率进行预测, 6.6.3 应用油藏工程方法计算水驱波及体积、水驱指数、存水率等数据,分析水驱油效率。 6.7 油层性质、流体性质变化及其对油田开发效果影响的分析 6.7.1 应用检查井密闭取心岩心润湿性测定或油层岩心室内冲刷润湿性定时测定等成果,分析岩石润湿性 在油田开发过程中的变化情况,以及对两相渗透率曲线和最终采收率的影响。 6.7.2 应用检查井密闭取心岩心退出效率测试或室内水驱油实验岩样测试的渗透率、孔隙度、滞后毛管压 力曲线、电镜扫描和矿物成分等资料,分析油田开发过程中储层孔隙度、孔隙结构、渗透率、粘土矿物成分

的变化,以及对油田开发效果的影响。 6.7.3 分析油田开发过程中油、气、水性质变化及其对开发效果的影响。 6.8 油田可采储量及采收率分析 6.8.1 油田开发初期及中、后期可采储量的标定按SY 5367的规定执行。 6.8.2 油田技术可采储量及经济可采储量,根据油田驱动类型分阶段定期标定。 6.8.3 分析下列因素对油田可采储量及采收率的影响: a)油藏物性:渗透率、孔隙度、含油饱和度、油藏面积及形态、储层空间结构、油层多层及非均质性; b)流体性质:原佃粘度、体积系数、油层温度等; c)岩石与流体相关的特性:油水过渡带大小、驱动类型、润湿性、孔隙结构特征;

d)开采方法及其工艺技术:开采方式、驱动能量、井网密度、压力系统、驱油效率。 e) 经济因素:地理条件、气候条件、原材料及原油价格变化。 6.8.4 分析油田调整及大型措施前后可采储量的变化,并提出增加可采储量和提高采收率的措施意见。 6.9 油田开发经济效益分析 6.9.1 分析单位产能建设投资、投资效果、投资回收期、投资收益率、成本利润率等指标变化。 6.9.2 分析不同开发阶段采油成本、措施成本变化及措施成本占采油成本的比例。 6.9.3 根据油田剩余可采储量、产能建设投资、采油操作费、原油价格、投资回收期等指标、分析油田不 同开发阶段井网密度极限和合理的井网密度。

6.9.4 依据采液指数、生产压差、井网密度、工艺技术水平、地面管网设施、经济界限等因素、分析 油 田最大产液量。 6.9.5 依据工艺技术和经济条件,分析油田合理的极限含水率。根据高含水油井产值及能量消耗、 确定 高含水井关井界限。 6.9.6 依据油藏驱动类型、采油方式、油水井技术状况、经济条件等因素,分析油藏废 弃压力的合理界限。

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