【文章內容簡介】 累產水、含水上升率的變化、日注水量、累注水量、月度及累注采比、儲量動用狀況、注采井數比、地層壓力、地層總壓降等主要開發(fā)生產指標。簡述每個階段主要開發(fā)措施及效果，每個階段的生產特點及影響因素。開發(fā)階段劃分方法一：按油田（斷塊）日產油量分主要開發(fā)階段可劃分為產量上升階段、穩(wěn)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(fā)階段可根據產量變化和主要開發(fā)措施劃分為若干個開發(fā)亞段。開發(fā)階段劃分方法二：按開發(fā)技術階段措施劃分（推薦）根據調整區(qū)塊的開發(fā)技術措施，如加密、層系細分、三采等措施來劃分開發(fā)階段。稠油油藏的開發(fā)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(fā)階段曲線，開發(fā)簡歷表。油田（區(qū)塊）綜合開發(fā)曲線曲線要求：縱坐標：開油井數、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(qū)塊開發(fā)簡歷表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(qū)塊開發(fā)現狀表油田或區(qū)塊開發(fā)層系總油井數口開油井數口水井總數口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、產油能力分析附開采現狀圖、典型單井生產狀況表區(qū)塊或油田開采現狀圖區(qū)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%m104t104m3　　　　從以下4個方面對產液能力進行分析：1) 統計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(qū)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(guī)律；4) 利用綜合開發(fā)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(guī)律及影響因素。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(qū)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(guī)律；4) 利用綜合開發(fā)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(guī)律及影響因素；5) 做平均單井日產油遞減規(guī)律曲線，分析其遞減規(guī)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t——Qt——NQ——Np指數遞減n=0D=D0Q=Q0eD0tNp=Q0/D0(1eD0t)Np=Q0Q/D0Npma=Q0/D0D雙曲遞減n﹥0時D﹤D0Q=Q0(1+nD0t）1/nNp=Q0/D0(n1)[(1+nD0t)n1/n1]Np=Qn/D0（1n）（Q01nQ1n）Npma=Q0/D0(1n)D調和遞減n=1D﹤D0Q=Q0(1+D0t）1Np=Q/Q0ln(1+D0t)Np=（）lg（Q0/Q）Npma=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(fā)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(qū)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/平均日產油量t/d油汽比2) 熱采產能評價。區(qū)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176。C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(guī)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()低等產能 ≤比采油指數1中等產能 1≤比采油指數高等產能 比采油指數≥按千米井深穩(wěn)定產量評價：特低產能 千米井深產量()低等產能 ≤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≥151) 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(guī)律，判斷油層水淹狀況；區(qū)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(guī)律及影響因素。區(qū)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(guī)律及含水上升率。區(qū)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及影響因素。區(qū)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(guī)律。區(qū)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%、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(qū)塊段粘度隨溫度變化曲線 區(qū)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、波及系數、油水流度等滲流特征。相對滲透率曲線4. 開發(fā)效果評價主要分析儲量控制程度、儲量動用程度，水驅控制及動用程度，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及過程。、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、已采過有潛力、已采過無潛力、未動用儲量。水驅控制儲量及程度、水驅動用儲量及程度等，評價水驅狀況。水驅控制儲量=水驅儲量控制程度開發(fā)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(fā)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(qū)塊（單元）儲量動用程度狀況分析表區(qū)塊（單元）儲量動用程度狀況分析表開發(fā)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（兩向及以上對應）不完善水驅動用程度%　　　　　　　　　　區(qū)塊（單元）儲量動用程度狀況分析表（續(xù)）目前井網未控制104t地質儲量其中：已采過從未動用（無井控制）有潛力無潛力有潛力儲量無潛力儲量地質儲量剩余可采儲量累積產油地質儲量剩余可采儲量累積產油　　　　 從單井控制儲量、水驅控制程度、井下技術狀況、注采對應率等方面評價井網完善狀況。主要從井網方式、井網現狀以及層系劃分的合理性來評價目前井網的適應性。1)層系狀況調查目前開發(fā)層系的砂層組數、小層數、有效厚度、滲透率級差等指標，同時調查產液厚度百分數（采油井產液剖面測試結果）和吸水厚度百分數（注水井吸水剖面測試結果），分析目前水驅儲量控制程度。油田單元層系狀況表層系主力小層數／厚度個/m小層個數／厚度個/m滲透率范圍103um滲透率級差滲透率變異系數突進系數原油粘度級差單井控制儲量104t　　　　　　　2)層系適應性評價定性評價目前開發(fā)層系的適應性，是否劃分較粗，比如層間滲透率級差較大（5）,各小層地下原油粘度差異大，造成層間干擾嚴重，研究進一步細分層系的可行性。開發(fā)層系劃分原則：（1）同一層系應屬同一壓力系統；（2）油層分布形態(tài)及面積：一套開發(fā)層系內油層的分布形態(tài)和分布面積應大體上接近，以求得較高的鉆遇率(60%)和水驅控制程度(80%)；（3）油層性質：一套層系內的油層滲透率應相近，原油性質相近；（4）層間滲透率級差小于4～5，各小層地下原油粘度差異小于3倍；（5）隔層：一套開發(fā)層系的上下要有比較可靠的隔層，以保證開發(fā)層系具備獨立開采的條件，一般2m；（6）開采方式：一套開發(fā)層系內油層的井段應比較集中，對開采方式最好有相同的要求；（7）油層數：一套層系內的油層層數不宜過多，以利于充分發(fā)揮分層調整的作用，主力油層2～3個；由于縱向和平面上非均質因素影響導致油藏能量狀況分布不均衡，且無法通過工藝措施進行改善時，應進行層系重新劃分。附注采井網狀況表油田單元井網狀況表層系面積Km2地質儲量104t井網密度口/Km2單井控制儲量104t 油井利用率％水井利用率％井網完善程度井層注采對應率％厚度注采對應率％水驅控制程度%采收率%單井控制剩余可采儲量104t井距的適應性應用井網密度法、技術極限井距法（適用于低滲透油藏）計算層系井網技術極限井距、經濟極限井距，分析現井網的合理性。最終采收率與生產井井網密度的關系如下：R＝（+）.e（(k/μoi)）式中：R最終采收率，f；n生產井井網密度，well/km2 ； K有效滲透率，μm2；Uoi地下原油粘度。塊采收率與井網密度關系曲線經濟井網密度：式中： V——單位面積儲量 104t/Km2 ； Np——單井經濟極限可采儲量 t； M——單井基本建設總投資； C——單井年經營費 元； L——油價（參考值350、80）美元/桶； t——投資回收期 年，（參考值6）； i——貼現率，分數，（）。合理井網密度是每平方千米加密到最后一口井時的井網密度，在這個井網密度條件下，最后一口加密井所增加的可采儲量的價值等于這口井的基建總投資和回收期內經營費用的總和，即投入等于產出。這個單井新增可采儲量稱為經濟合理產量或經濟合理可采儲量，根據這一思路可得出合理井網密度計算公式。根據勝利油區(qū)經濟合理井網密度公式分開發(fā)層系計算各斷塊經濟合理井網密度。井網密度為每平方千米開發(fā)面積所占有的井數，即well/km2表示。假設以a表示生產井與生產井之間的井距（m），d表示生產井與注水井之間的井距（m），A表示單井控制面積（102km2/well）, B表示注水單元面積（102km2/單元），f表示單位面積占有井數的井網密度（well/km2）,不同注水方式下井網密度與井距的關系如下： l 五點面積注水系統 五點面積注水系統井距計算表fad10447316124082891437826716354250l 七點面積注水系統 七點面積注水系統井距計算表fad10340340123103101428728716