【文章內(nèi)容簡介】 累產(chǎn)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(chǔ)量動(dòng)用狀況、注采井?dāng)?shù)比、地層壓力、地層總壓降等主要開發(fā)生產(chǎn)指標(biāo)。簡述每個(gè)階段主要開發(fā)措施及效果，每個(gè)階段的生產(chǎn)特點(diǎn)及影響因素。開發(fā)階段劃分方法一：按油田（斷塊）日產(chǎn)油量分主要開發(fā)階段可劃分為產(chǎn)量上升階段、穩(wěn)產(chǎn)階段、產(chǎn)量遞減階段三個(gè)大的階段，加上前面的試采階段共四個(gè)階段；每個(gè)開發(fā)階段可根據(jù)產(chǎn)量變化和主要開發(fā)措施劃分為若干個(gè)開發(fā)亞段。開發(fā)階段劃分方法二：按開發(fā)技術(shù)階段措施劃分（推薦）根據(jù)調(diào)整區(qū)塊的開發(fā)技術(shù)措施，如加密、層系細(xì)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(qū)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(biāo)：開油井?dāng)?shù)、開水井?dāng)?shù)、日產(chǎn)液、日產(chǎn)油、單井日產(chǎn)油能力、綜合含水、動(dòng)液面、日注水平、注采比、年累油量（核實(shí)）、采出程度。橫坐標(biāo)：時(shí)間油田區(qū)塊開發(fā)簡歷表主要包括目前的總油水井?dāng)?shù)、開油水井?dāng)?shù)、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(dòng)液面、累積產(chǎn)油量、累積產(chǎn)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(xiàn)狀表油田或區(qū)塊開發(fā)層系總油井?dāng)?shù)口開油井?dāng)?shù)口水井總數(shù)口開水井?dāng)?shù)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(dòng)液面m累積產(chǎn)油量t累積產(chǎn)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(jì)、產(chǎn)油能力分析附開采現(xiàn)狀圖、典型單井生產(chǎn)狀況表區(qū)塊或油田開采現(xiàn)狀圖區(qū)塊典型單井生產(chǎn)狀況表井號(hào)投產(chǎn)時(shí)間初產(chǎn)目前現(xiàn)狀（時(shí)間）累油累水備注層位工作制度泵深日產(chǎn)液日產(chǎn)油含水層位工作制度泵深日產(chǎn)液日產(chǎn)油含水動(dòng)液面年月mt/dt/d%mt/dt/d%m104t104m3　　　　從以下4個(gè)方面對產(chǎn)液能力進(jìn)行分析：1) 統(tǒng)計(jì)油井投產(chǎn)初期和目前（或末期）產(chǎn)液情況；2) 分別對油井投產(chǎn)初期和目前日產(chǎn)液分區(qū)塊、層系進(jìn)行評價(jià)；3) 結(jié)合構(gòu)造、儲(chǔ)層物性評價(jià)日產(chǎn)液在平面上和縱向上的分布規(guī)律；4) 利用綜合開發(fā)數(shù)據(jù)計(jì)算平均單井日產(chǎn)液，做平均單井日產(chǎn)液與時(shí)間、含水關(guān)系曲線，分析其變化規(guī)律及影響因素。1) 統(tǒng)計(jì)油井投產(chǎn)初期和目前（或末期）產(chǎn)量情況；2) 分別對油井投產(chǎn)初期和目前日產(chǎn)油分區(qū)塊、層系進(jìn)行評價(jià)；3) 結(jié)合構(gòu)造、儲(chǔ)層物性評價(jià)日產(chǎn)油在平面上和縱向上的分布規(guī)律；4) 利用綜合開發(fā)數(shù)據(jù)計(jì)算平均單井日產(chǎn)油，做平均單井日產(chǎn)油與時(shí)間、含水關(guān)系曲線，分析其變化規(guī)律及影響因素；5) 做平均單井日產(chǎn)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(guān)系最大累積量瞬時(shí)遞減率t——Qt——NQ——Np指數(shù)遞減n=0D=D0Q=Q0eD0tNp=Q0/D0(1eD0t)Np=Q0Q/D0Npma=Q0/D0D雙曲遞減n﹥0時(shí)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(diào)和遞減n=1D﹤D0Q=Q0(1+D0t）1Np=Q/Q0ln(1+D0t)Np=（）lg（Q0/Q）Npma=lgQ0（當(dāng)Q=1時(shí)）DNp——遞減階段的累積產(chǎn)量；Q——產(chǎn)量；Q0——初始產(chǎn)量；D0——初始遞減率；t——時(shí)間；n——遞減指數(shù)。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(jì)算法和二元回歸法等。所有這些方法的應(yīng)用都是建立在各類遞減類型的基本公式上，從公式的數(shù)學(xué)性質(zhì)出發(fā)的。熱采稠油油藏需要進(jìn)行下面的分析：1) 統(tǒng)計(jì)蒸汽驅(qū)（蒸汽吞吐）各周期油井產(chǎn)量和油汽比變化。蒸汽吞吐(蒸汽驅(qū))不同周期效果對比表區(qū)塊周期序號(hào)注汽量t生產(chǎn)時(shí)間d產(chǎn)油量t/d每米油層采油量t/平均日產(chǎn)油量t/d油汽比2) 熱采產(chǎn)能評價(jià)。區(qū)塊不同干度對吞吐效果影響對比表井號(hào)油層厚度m射開厚度m注汽量t井底干度%峰值日產(chǎn)油t/d峰值井口溫度176。C統(tǒng)計(jì)每口井每個(gè)層系的產(chǎn)能資料、每米采油指數(shù)，將相滲曲線所做的無因次采油指數(shù)與含水關(guān)系曲線，作為能否提液、確定提液時(shí)機(jī)的依據(jù)。無因次采液（油）指數(shù)隨含水變化曲線（稠油例子）無因次采液（油）指數(shù)隨含水變化曲線（稀油例子）結(jié)合構(gòu)造、儲(chǔ)層物性進(jìn)行平面上和縱向上產(chǎn)能（比采油指數(shù)）分布規(guī)律研究與評價(jià)。產(chǎn)能評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)按比采油指數(shù)評價(jià)：特低產(chǎn)能 比采油指數(shù)()低等產(chǎn)能 ≤比采油指數(shù)1中等產(chǎn)能 1≤比采油指數(shù)高等產(chǎn)能 比采油指數(shù)≥按千米井深穩(wěn)定產(chǎn)量評價(jià)：特低產(chǎn)能 千米井深產(chǎn)量()低等產(chǎn)能 ≤千米井深產(chǎn)量5中等產(chǎn)能 5≤千米井深產(chǎn)量15高等產(chǎn)能 千米井深產(chǎn)量≥151) 統(tǒng)計(jì)采油井無水采油期的采油情況，分析不同時(shí)間投產(chǎn)的無水采油井所占比例、無水采油期、投產(chǎn)初期日產(chǎn)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(chǎn)情況統(tǒng)計(jì)表投產(chǎn)時(shí)間無水期采油井?dāng)?shù) 口占投產(chǎn)井?dāng)?shù)比例%初期日產(chǎn)油t/d無水期累積采油量t2) 分別對油井投產(chǎn)初期和目前含水進(jìn)行分類評價(jià)；3) 結(jié)合構(gòu)造、儲(chǔ)層物性對含水進(jìn)行平面上和縱向上分布特點(diǎn)評價(jià)；4) 繪制綜合含水與時(shí)間關(guān)系曲線，分析其變化規(guī)律及影響因素。區(qū)塊含水隨時(shí)間變化曲線5) 繪制含水與可采儲(chǔ)量采出程度關(guān)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(shí)際對比曲線，分析實(shí)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(shí)際含水隨采出程度變化曲線7) 統(tǒng)計(jì)不同含水階段采出程度、可采儲(chǔ)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(chǔ)量采出程度%含水上升率%、滲流特征1) 原油粘溫關(guān)系、流變性附原油粘度與溫度和含水的變化關(guān)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(chǔ)層原油滲流特征依據(jù)油水相滲曲線，描述油藏的潤濕性、驅(qū)油效率、波及系數(shù)、油水流度等滲流特征。相對滲透率曲線4. 開發(fā)效果評價(jià)主要分析儲(chǔ)量控制程度、儲(chǔ)量動(dòng)用程度，水驅(qū)控制及動(dòng)用程度，單井控制剩余儲(chǔ)量等，評價(jià)儲(chǔ)量動(dòng)用狀況，分析儲(chǔ)量失控的原因及過程。、儲(chǔ)量動(dòng)用程度目前井網(wǎng)控制儲(chǔ)量、井網(wǎng)對儲(chǔ)量的控制程度。目前井網(wǎng)未控制儲(chǔ)量、已采過有潛力、已采過無潛力、未動(dòng)用儲(chǔ)量。水驅(qū)控制儲(chǔ)量及程度、水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量及程度等，評價(jià)水驅(qū)狀況。水驅(qū)控制儲(chǔ)量=水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度開發(fā)層系地質(zhì)儲(chǔ)量水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度=平面水驅(qū)控制程度（流線圖法）縱向水驅(qū)控制程度（厚度注采對應(yīng)率）；水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量=水驅(qū)動(dòng)用程度開發(fā)層系地質(zhì)儲(chǔ)量，其中：水驅(qū)動(dòng)用程度=平面水驅(qū)控制程度（流線圖法）縱向水驅(qū)控制程度（厚度注采對應(yīng)率） 縱向水驅(qū)動(dòng)用程度（吸水剖面所測吸水厚度百分?jǐn)?shù)）。附區(qū)塊（單元）儲(chǔ)量動(dòng)用程度狀況分析表區(qū)塊（單元）儲(chǔ)量動(dòng)用程度狀況分析表開發(fā)層系地質(zhì)儲(chǔ)量104t主要驅(qū)動(dòng)方式目前井網(wǎng)控制104t井網(wǎng)對儲(chǔ)量的控制程度%地質(zhì)儲(chǔ)量其中：水驅(qū)控制儲(chǔ)量非水驅(qū)控制儲(chǔ)量水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量水驅(qū)控制未動(dòng)用儲(chǔ)量水驅(qū)控制程度%完善（兩向及以上對應(yīng)）不完善水驅(qū)動(dòng)用程度%　　　　　　　　　　區(qū)塊（單元）儲(chǔ)量動(dòng)用程度狀況分析表（續(xù)）目前井網(wǎng)未控制104t地質(zhì)儲(chǔ)量其中：已采過從未動(dòng)用（無井控制）有潛力無潛力有潛力儲(chǔ)量無潛力儲(chǔ)量地質(zhì)儲(chǔ)量剩余可采儲(chǔ)量累積產(chǎn)油地質(zhì)儲(chǔ)量剩余可采儲(chǔ)量累積產(chǎn)油　　　　 從單井控制儲(chǔ)量、水驅(qū)控制程度、井下技術(shù)狀況、注采對應(yīng)率等方面評價(jià)井網(wǎng)完善狀況。主要從井網(wǎng)方式、井網(wǎng)現(xiàn)狀以及層系劃分的合理性來評價(jià)目前井網(wǎng)的適應(yīng)性。1)層系狀況調(diào)查目前開發(fā)層系的砂層組數(shù)、小層數(shù)、有效厚度、滲透率級(jí)差等指標(biāo)，同時(shí)調(diào)查產(chǎn)液厚度百分?jǐn)?shù)（采油井產(chǎn)液剖面測試結(jié)果）和吸水厚度百分?jǐn)?shù)（注水井吸水剖面測試結(jié)果），分析目前水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度。油田單元層系狀況表層系主力小層數(shù)／厚度個(gè)/m小層個(gè)數(shù)／厚度個(gè)/m滲透率范圍103um滲透率級(jí)差滲透率變異系數(shù)突進(jìn)系數(shù)原油粘度級(jí)差單井控制儲(chǔ)量104t　　　　　　　2)層系適應(yīng)性評價(jià)定性評價(jià)目前開發(fā)層系的適應(yīng)性，是否劃分較粗，比如層間滲透率級(jí)差較大（5）,各小層地下原油粘度差異大，造成層間干擾嚴(yán)重，研究進(jìn)一步細(xì)分層系的可行性。開發(fā)層系劃分原則：（1）同一層系應(yīng)屬同一壓力系統(tǒng)；（2）油層分布形態(tài)及面積：一套開發(fā)層系內(nèi)油層的分布形態(tài)和分布面積應(yīng)大體上接近，以求得較高的鉆遇率(60%)和水驅(qū)控制程度(80%)；（3）油層性質(zhì)：一套層系內(nèi)的油層滲透率應(yīng)相近，原油性質(zhì)相近；（4）層間滲透率級(jí)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(dú)立開采的條件，一般2m；（6）開采方式：一套開發(fā)層系內(nèi)油層的井段應(yīng)比較集中，對開采方式最好有相同的要求；（7）油層數(shù)：一套層系內(nèi)的油層層數(shù)不宜過多，以利于充分發(fā)揮分層調(diào)整的作用，主力油層2～3個(gè)；由于縱向和平面上非均質(zhì)因素影響導(dǎo)致油藏能量狀況分布不均衡，且無法通過工藝措施進(jìn)行改善時(shí)，應(yīng)進(jìn)行層系重新劃分。附注采井網(wǎng)狀況表油田單元井網(wǎng)狀況表層系面積Km2地質(zhì)儲(chǔ)量104t井網(wǎng)密度口/Km2單井控制儲(chǔ)量104t 油井利用率％水井利用率％井網(wǎng)完善程度井層注采對應(yīng)率％厚度注采對應(yīng)率％水驅(qū)控制程度%采收率%單井控制剩余可采儲(chǔ)量104t井距的適應(yīng)性應(yīng)用井網(wǎng)密度法、技術(shù)極限井距法（適用于低滲透油藏）計(jì)算層系井網(wǎng)技術(shù)極限井距、經(jīng)濟(jì)極限井距，分析現(xiàn)井網(wǎng)的合理性。最終采收率與生產(chǎn)井井網(wǎng)密度的關(guān)系如下：R＝（+）.e（(k/μoi)）式中：R最終采收率，f；n生產(chǎn)井井網(wǎng)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(wǎng)密度關(guān)系曲線經(jīng)濟(jì)井網(wǎng)密度：式中： V——單位面積儲(chǔ)量 104t/Km2 ； Np——單井經(jīng)濟(jì)極限可采儲(chǔ)量 t； M——單井基本建設(shè)總投資； C——單井年經(jīng)營費(fèi) 元； L——油價(jià)（參考值350、80）美元/桶； t——投資回收期 年，（參考值6）； i——貼現(xiàn)率，分?jǐn)?shù)，（）。合理井網(wǎng)密度是每平方千米加密到最后一口井時(shí)的井網(wǎng)密度，在這個(gè)井網(wǎng)密度條件下，最后一口加密井所增加的可采儲(chǔ)量的價(jià)值等于這口井的基建總投資和回收期內(nèi)經(jīng)營費(fèi)用的總和，即投入等于產(chǎn)出。這個(gè)單井新增可采儲(chǔ)量稱為經(jīng)濟(jì)合理產(chǎn)量或經(jīng)濟(jì)合理可采儲(chǔ)量，根據(jù)這一思路可得出合理井網(wǎng)密度計(jì)算公式。根據(jù)勝利油區(qū)經(jīng)濟(jì)合理井網(wǎng)密度公式分開發(fā)層系計(jì)算各斷塊經(jīng)濟(jì)合理井網(wǎng)密度。井網(wǎng)密度為每平方千米開發(fā)面積所占有的井?dāng)?shù)，即well/km2表示。假設(shè)以a表示生產(chǎn)井與生產(chǎn)井之間的井距（m），d表示生產(chǎn)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?dāng)?shù)的井網(wǎng)密度（well/km2）,不同注水方式下井網(wǎng)密度與井距的關(guān)系如下： l 五點(diǎn)面積注水系統(tǒng) 五點(diǎn)面積注水系統(tǒng)井距計(jì)算表fad10447316124082891437826716354250l 七點(diǎn)面積注水系統(tǒng) 七點(diǎn)面積注水系統(tǒng)井距計(jì)算表fad10340340123103101428728716