油气田开发方案编制模板
——获奖作品
第一章 油田概述
一、油田地理位置及自然条件
1）说明油田的地理位置（包括盆地、构造单元）、行政归属、地理环境及油田区域范围油田，并附油田地理位置图。（图1-1-1）
2）简要说明油田所在地区的地貌类型、特点和平均海拔高度。
3）简要说明油田所在地区的气候类型及季节特点，列出当地气象资料。参考表1-1-1。 4）河流与水源。简要说明当地主要河流、湖泊类型、大中型水利设施及蓄水排灌情况、地下水深及水质矿化度。
5）简要说明油田所在地的岩石类型和下列不良的工程地质情况：湿陷性黄土、膨（冻）涨土等的级别，岩溶、流沙、滑坡、崩塌和泥石流分布等。
6）说明国家或当地地方对环境保护与生态的要求。
气象资料表 表1-1-1
序号 1 气象要素 一般海拔高程 年平均 冬季平均 夏季平均 最大风速 冬季最多风向 冬季风频 夏季最多风向 夏季风频 冬季平均 夏季平均 月平均最高 月平均最低 极端最高 极端最低 年平均降水量 年最大降水量 年最小降水量 小时最大降水量 单位 m m/s m/s m/s m/s % % kPa kPa ℃ ℃ ℃ ℃ mm mm mm mm cm d d % mm cm d ℃ 数量 备注 注明深度 2 风速 3 风向及风频 4 大气压 5 气温 6 降水 7 8 9 10 11 12 13 14 最大冻土深度 年平均雷暴日 年平均沙暴日 冬季照率 年平均蒸发量 最大积雪厚度 年无霜天数 冬季平均地温 1
注：上表视资料收集情况而定
二、交通运输、电力及通讯
1）简要说明当地铁路、公路、水运、航运（或机场）等概况及它们到油田的距离。 2）简要说明当地供电网络及供电能力，目前在线负荷和剩余负荷。 3）当地地方通讯网、油网机构组织及设施、容量、规模及运行情况。
第二章 当前油田开发准备工作概况 第一节 油田勘探简史
说明油田勘探简史，其中包括：①.油田所处的区域构造位置、工区范围、区域地质背景及油气富集规律；②.油田勘探开始的年份、经历的阶段、重大勘探部署；③.发现井产油的时间、油层以及试油工作制度、压力、日产量，并说明探明地质储量等。
第二节 油田勘探程度及取得的资料
一、地震工作量
油田范围内所做过的二维、三维地震工作量、测网密度及做过的处理和结果。简要说明物、化探工作量及其它地质勘探工作量。
二、钻井及钻井工程情况
1）统计已钻探井、评价井、开发资料井的基本情况，并列出各井的基本数据，参考表2-2-1。说明目前的井网密度，即井数/km。
×× 油田完钻井基本数据表 表2-2-1
开钻时井号 间 间 完钻时井别 x y 拔m 拔m 深m 位 井位坐标 地面海补芯海完钻井完钻层2
注：当井数较多时，可将该表作为附表。
2）说明已钻各井使用的钻机类型、钻头类型、各次开钻的钻具组合及它们的使用情况，评价地层岩石的可钻性等，同时说明已钻井井身结构、完井方式、各钻井参数及井斜情况等。
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3）说明已钻各井使用的钻井液类型、分层段钻井液配方、主要性能、处理和维护方法。 4）说明已钻各井的钻井和完井过程中的复杂情况及处理，如喷、塌、漏、卡等情况。 5）说明已钻各井的钻井技术经济指标、钻井成本及单项费用（或定额）。
三、取心、测井、分析化验、试油、试采等资料
1）统计取心资料：包括取心井数、累计取心筒数、总进尺（m）、总心长（m）、平均收获率、含油岩心长（参见表2-2-2）。
? ? 油田钻井取心统计表 表2-2-2
项目 井号 层位 筒次 进 尺 （m） 心长 （m） 收获率 （%） 储集层岩心长（m） 含油岩心长（m） 注：当井数较多时，可将该表作为附表。
2）测井
说明已有探井、评价井、开发资料井所采用的测井系列。列出其相应的测井内容，对应用的测井系列作出评价。
说明各种录井资料，如气测录井、岩屑录井及录井综合图。 3）分析化验
按井分层统计地质实验分析化验项目及其样品数（参见表2-2-3），按不同层位统计开发实验分析项目及其样品数（参见表2-2-4）。
4）测试、试油及试采
统计中途测试、完井测试、试油、试气、系统试井及井数、井次、层次，其中单试层数、合试层数、产油层数、油水同层数、水层层数；试采井数、试采层位，试采时间等。统计结果列于表2-2-5。
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×× 油田分层岩芯分析地质化验项目统计表 表2-2-3
井号 项目(块数) 孔隙度 水平渗透率 垂直渗透率 饱和度 毛管压力 岩电实验 岩石力学 覆压实验 粒度分析 泥质含量 薄片鉴定 铸体薄片 电镜扫描 荧光薄片 能谱 碳酸盐含量 重矿物 荧光含量 图象 含盐量 X衍射 总计 1号井 2号井 3号井 ?? 总计 注：当井数较多时，可将该表作为附表，该表可统计总的结果。
×× 油田开发试验项目统计表 表2-2-4
井号 项目 层位 润湿性 速敏 水敏 盐敏 碱敏 油水 油气 气水 长岩芯 水驱 气驱 油 气 水 总计 1号井 2号井 3号井 ?? 总计 相渗 驱替试验 流体试验 注：当井数较多时，可将该表作为附表，该表仅汇成总表。
5）采油工艺实验
统计已做的采油工艺技术实验项目，如酸化、压裂、液氮助排、气举、防砂、防腐、防蜡等实验。
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? ? 油田测试、试油工作量统计表 表2-2-5
油井 序号 层位 厚度/层数 日期 方式 结论 [注]：方式是指包括DST、FMT、RFT、常规试油、系统试井、试采等方式。
四、开发准备阶段录取资料工作的评价
说明开发准备阶段录取资料是否可以满足工程设计的需要，是否还需要补取必要的资料及基础实验。
第三章 油藏工程设计 第一节 构造及断裂特征
一、地震资料品质评价 一、构造
描述构造类型、形态、倾角、闭合高度、闭合面积、构造被断层复杂化程度，构造对油藏的圈闭作用等，参见表3-1-1。
? ? 油藏构造要素表 表3-1-1
高 点 闭合幅度 层位 埋深 （m） 海拔 （m） （m） （m） 海拔 （km） （km） 比 闭合等高线长轴 短轴 长短轴之构造圈闭面积(km) 2
根据油田具体情况附油田分层组或主力层组顶面构造图（图3-1-1），比例为1：10000或1：25000，图中标明含油和含气外缘与内缘、构造断裂、所有钻开油藏的井、各级储量界限。报告附缩小的构造图。
二、断层
分级描述断层性质、条数、分布状态、密封程度，断层与圈闭的配合关系以及断层对流体分布、流体流动的作用，并附相关数据表，参见表3-1-2。报告附主要断层的地震剖面。
? ? 油藏断层要素表 （表3-1-2）
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断层编号 发育层位 断层分级 断层性质 断层走向 断层倾向 断层倾角 断距 ( m ) 延伸长度( km ) 落实程度 钻遇井号 三、现今地应力和裂缝（裂缝发育油藏） 1、现今地应力
说明地应力测试方法，对现今地应力状况进行描述，确定最大主应力和最小主应力方向和大小，可能的话附地应力分布纲要及玫瑰图。
2、裂缝描述
利用岩心观察和测井方法描述裂缝性质、产状及其空间分布、密度（间距）、开度、裂缝中的填充矿物及填充程度、含油产状、裂缝与岩性的关系等。分析裂缝组系、级次及形成序次。要严格区分天然裂缝与人工诱导缝。利用铸体薄片、荧光薄片等确定微裂缝的分布及其面孔率。可附岩心观察的裂缝描述记录表(见表3-1-3)。
××油藏裂缝描述记录表 表3-1-3
井号 项目 层位 岩芯数 顶深 芯长 岩性 岩芯特征面描述 性质 要素 倾向 倾角 ××井 ××井 ××井 裂缝描述 裂缝顶深 相对倾向 倾角 投影长 中心距 开度 基块 基块几何形态 裂缝面性质 其它孔隙类型 注：当井数较多时，可将该表作为附表，该表仅汇成总表。
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第二节 地层
一、地层层序
描述油田范围全套地层的地质时代、岩石组合、厚度变化、地层接触关系、古生物、沉积旋回性及标准层等，对于影响钻井及地面流程建设的特殊地层、岩层如异常高压层、膏盐层等要加以特别描述，附油田钻遇地层简表，参见表3-2-1。
? ? 油田钻遇地层简表 表3-2-1
地 层 层 位 界 系 统 组群 符号 厚度岩性简述 ( m ) 接触关系 层 地震反射层及标准二、油层划分
以岩心资料为基础，以测井曲线形态为依据，充分考虑层间接触关系，结合沉积相在垂向上的演变层序，在区域地层层序划分和含油气层系划分的基础上，将含油气层段划分为不同稳定分布范围的旋回性沉积层段。在此基础上结合隔层条件，压力系统，油气水系统划分油层层组直到小层。
1）描述标志层及辅助标志层岩性及电性特征，建立不同方向的油气层对比标准剖面。 2）对比油气层组并描述油层组厚度在平面上的变化规律，对比砂岩组并对砂体分布、油层分布进行描述和评价。
报告附地层划分小层对比表（参见表3-2-2）和油田地层对比剖面图、油田油层段小层对比剖面图。（要求附比例尺）
??油田小层划分对比结果表 表3-2-2
层 组 砂 岩 组 小 层 ××井 井段m 层厚m ××井 井段m 层厚m ××井 井段m 层厚m 3）确定隔层岩性、物性条件，分别描述层组之间隔层及砂组内小层之间的隔层厚度分布，小层之间若上下连通无隔层的井，在相应的层位应给予标明，附油田层组间隔层厚度统计表（见表3-2-3）。
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??油田油层组间隔层厚度统计表 表3-2-3
隔层 ?-?间 井号 各井平均 ?-?间 ?-?间 ?-?间 ?-?间
第三节 储层
一、储层岩性
1、储层岩石组成及成岩作用
分层描述储层岩石的矿物组成、杂基、胶结物及其含量，通过岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、粘土矿物分析等描述储层所经历的成岩作用及所处成岩阶段，分层详细描述随埋深增加颗粒接触关系，粘土矿物、胶结物、含量变化及对孔隙度的影响。见表3-3-2—表3-3-6。
? ? 油田储层岩石矿物分析表 表3-3-2
层位 统计井数 样品数 石英 ( % ) 长石 ( % ) 岩屑 ( % ) 备 注
? ? 油田胶结物平均含量表 表3-3-3
杂基 层 位 样品数 泥质含量 ( % ) 样品数 方解石 高岭硬石膏 石 矿 黄铁菱铁石 石 石 母 绿泥方佛水云胶结物 ( % )
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? ? 油田砂岩颗粒磨圆度统计表 表3-3-4
层位 样品数及频率 棱—次棱角状 次棱角状 次圆—次棱角状 次棱角—次圆状 样品数 频率 ( % )
? ? 油田粒度结构参数统计表 表3-3-5
层位 样品数 粒度中值 ( mm ) 平均粒度 ( mm ) 标准偏差 偏度 尖度
? ? 油田储油层段粘土矿物含量表 表3-3-6 泥岩 ( % ) 层位 K S I C I/S K S I C I/S 砂岩 ( % ) 注：K—高岭石，S—蒙脱石，I—伊利石，C—绿泥石，I/S—伊蒙混层。
二、沉积相 1、岩石相
根据岩心观察归纳岩石相类型，描述不同岩石相颜色、沉积结构、沉积构造、生物构造等，对各自沉积条件作出初步判别。岩石相的划分尽可能与储层质量相统一（表3-3-1）。
? ? 油田不同沉积相带分析表 表3-3-1 剖面层位 相 亚相 微相 厚度m 砂岩厚度 m 砾岩 砾状砂岩 占 砂 岩 总 厚 度 ( % ) 含砾砂岩 粗砂岩 中砂岩 细砂岩 粉砂岩 9
2、沉积背景及沉积物源
结合区域岩相古地理背景，通过古生物及岩矿标志反演古气候特征及变化、沉积岩地化参
数反映沉积时的氧化还原条件，通过岩石相、岩石轻、重矿物成分等在平面上的变化反映物源方向。
3、沉积相分析
根据沉积背景、沉积物源、岩石相、地震相组合描述，综合分析划分沉积微相，建立油田沉积相剖面及沉积模式，报告附岩相柱状图（3-2-1）和岩相沉积模式图（3-2-2）。并分油组作出平面微相展布图。（3-2-3）
三、储层厚度分布
三、油层物性
1、油层孔隙度、渗透率、含油饱和度
根据取心井的岩心分析资料，对储层分层进行统计孔隙度及渗透率，并根据岩电实验数据及水分析资料，建立测井解释模型，分层计算储层孔隙度及渗透率、含油饱和度。并附分层物性参数表，见表3-3-7。
? ? 油田分层物性参数表 表3-3-7
孔隙度 ( % ) 岩心分测井解释 析 法 层选位 孔块隙数 度 数 度 层隙数 率 数 率 井孔值 块透层透数 和度 和度 数 和度 渗井渗值 块饱饱层饱油油井油值 选含含含选岩心分析 测井解释 岩心分析 计测井解释 渗透率 ( 10?m ) -32含油饱和度 ( % ) 统报告应附各种岩性、物性、含油性、电性关系交绘图，如孔隙度与声波时差关系图、孔隙度与渗透率关系图、含油饱和度与孔隙结构关系图等。
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2、覆压条件下孔隙度、渗透率的变化
按岩心室内实验求取岩石压缩系数或按经验公式计算覆压条件下孔隙度、渗透率的变化，并附相应的关系图。
3、油层非均质性评价
1）主力储层内夹层性质及发育程度
描述主力储层内夹层的岩性、物性、夹层条数、发育位置及程度，并估算夹层的延伸长度。尽可能定量估计对垂向渗透率的影响程度。报告附夹层发育统计表，见表3-3-8。
? ?油田夹层发育统计表 表3-3-8
统计砂层位 岩累计厚度 (m) 夹层累计厚度 (m) 夹层条数 最小 最大 平砂层顶 均 砂层内 砂层底 夹层厚度 (m) 夹层发育位置频率 夹层频率 度 (条/m) (%) 夹层密
2）层内、层间非均质性
统计岩芯柱塞的垂向渗透率与水平渗透率关系，计算评价宏观的垂向渗透率与水平渗透率。分层组（或主力油层）计算渗透率非均质系数、变异系数、渗透率级差及突进系数等，见表3-3-9。
层组 平均厚度( m ) 平均渗透率 ( 10?m ) -32平均孔隙度渗透率级差 非均质系数 ( % ) 突进系数 渗透率变异系数 3）
分别评价层间、层内非均质性，分层统计出孔隙度、渗透率平面分布，并建立分层孔隙度、渗透率平面分布图，对储层平面非均质性作出评价。报告附相应的关系图和平面分布图。
? ? 油田层组非均质性参数统计表（测井解释） 表3-3-9
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四、微观孔隙结构 1、孔喉结构特征
确定油田储层孔隙类型（原生孔、或次生孔、或混杂孔隙类型），描述薄片、铸体、电镜观察到的储层孔喉情况。利用具有代表性的毛管曲线（见本章第八节）确定出分层的孔隙结构参数，以便作出分层分类评价。报告附岩石的J函数曲线和分层孔隙结构参数表（见表3-3-10）。
2、不同孔喉渗透率贡献值及累计贡献值
判别对渗流起主要作用的孔喉大小，根据累计渗透率贡献值分布曲线估计确定有效渗流孔喉半径下限。报告附累计渗透率贡献值曲线图。
??油田分层孔隙结构参数表征 表3-3-10 井 号 层 位 平均孔隙度（%） 平均渗透率（×10μm） 排驱压力（Mpa） 中值压力（Mpa） 压 最大孔喉半径（μm） 汞 孔喉半径中值（μm） 资 最大汞饱和度（%） 料 吼道直径中值（μm） 相对分选系数 孔喉体积比 退汞效率 铸体图象分析 孔隙直径中值（μm） 平均孔喉直径比 -32??井 ??井 ??井 注：若井太多，报告仅附总表，该表可作为附表。
3、粘土矿物在孔喉中的产状
根据电镜扫描，观察粘土矿物类型，描述粘土矿物在储层孔喉的产状。报告附不同渗透率储层电镜扫描照片。
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第四节 流体分布及性质
一、油(气) 水界面及含油气边界的确定
依据油、气、水层判别标准及录井、测试、试油等多种信息对已钻井逐井逐层划分出油、
气、水层。综合油藏类型、油藏剖面、地层压力、毛管压力等确定油、气、水界面。报告附? ? 油田 ? ? 区块油藏剖面图。
对于分层测试井，应系统整理各测点压力、压力梯度，并计算流体密度，判别油水或油气界面的海拔深度。报告附 ? ?油田? ?井FMT测试? ?油组压力～深度图。
二、油(气)水系统及其控制因素 1、油、气、水系统纵向分布
综合分析构造、储盖组合，依据油、气、水界面的标定（表3-4-1）说明油田是一套或是多套油、气、水系统，若是多套系统要说明各个系统的控制因数。
2、油、气、水系统平面分布
依据油田构造，断层，及储、盖层分布，在平面上划分出油、气、水系统，并说明其封闭程度。报告附油水界面平面分布图。
××油田确定油、气、水界面数据表 表3-4-1 井 号 层位 解 释 结 果 井 段 油层( m ) 油底海拔 油水同层 ( m ) 井 段 中部深海拔 井 段 水层( m ) 水顶海拔 油水界面 测井 试油 测井 试油 测井 试油 ? ? 井 ? ? 井 ? ? 井 13
三、流体性质 1、原油
1）地面原油
（1）地面原油分析结果及评价
按表3-4-2列出地面原油常规分析结果，并对其作出评价。 （2）原油性质的变化特征
描述不同油层组的地面原油性质，并说明地面原油性质随油层深度及平面上的变化及特点。 2）地层原油
（1）地层原油高压物性参数
列出地层原油高压物性参数测试结果（参见表3-4-3），并说明地层原油高压物性的特点。 （2）地层原油物性随压力变化关系
依据地层原油PVT数据，参见表3-4-4，绘出压力~原油密度、压力～原油体积系数、压力～原油粘度等的关系曲线图。
××油田地面原油分析结果表 表3-4-2
井号 层位 相对密度 粘度50℃（mpa.s） 凝固点( ℃ ) 初馏点( ℃ ) 含盐量（mg/l） 含蜡量（%） 含水（%） 含硫量（%） 烷烃（%） 芳烃（%） 沥青质（%） 非烃（%） 含砂（%） 取样时间（年、月、日） ??井 ??井 ??井 注：若井太多，报告仅附总表，该表可作为附表。
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××油田地层原油高压物性分析结果 表3-4-3
井号 层位 体积系数 气油比 ( m/m ) 气体平均溶解系 数 ( m/m.MPa ) 收缩率 ( % ) 地下密度 地面密度 地层温度 ( ℃ ) 地层压力 ( MPa ) 饱和压力 ( MPa ) 压缩系数 ( 1/MPa ) 热膨胀系数 ( 1/℃ ) 地下粘度 ( mpa.s ) 3333??井 ??井 ??井 注：若井太多，报告仅附总表，该表可作为附表。
××油田地层原油PVT数据表 表3-4-4
地层压力 地层原油体积系数 ( MPa ) 原油密度 ( mpa.s ) 原油粘度 气油比( m/m) 33 对于特殊油品，如挥发油，要求做组分分析和原油的P—T相图，并说明原油的相态特征。 根据原油性质分析结果，判断油藏流体类型。
2、天然气
说明天然气类型（溶解气或伴生气）。按表3-4-5列出天然气常规分析的化学组成，并对分析结果作出评价。
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××油田天然气样分析结果表 表3-4-5
相井号 层位 对密度 C1 C2 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 C6+ C7+ N2 CO2 H2S 天然气化学组成 ( mol % ) 取样时间 3、地层水
将地层水常规分析结果列于表3-4-6，并对地层水分析结果作出评价。说明地层水总矿化度、水型、相对密度及地层条件下的粘度、体积系数以及地层水电阻率等。
××油田地层水分析结果 表3-4-6
井号 层位 K+Na ++地层水离子含盐 ( mg/l ) Ca +2水pH值 Cl -Mg +2SO -24HCO -13总矿化度 型 第五节 油藏类型
一、油藏压力及温度系统 1、油藏压力系统
1）分油组统计实测的原始地层压力和地层压力系数，绘制地层压力梯度曲线，并确定地层压力～地层深度的关系。
2）说明各油组的地层压力、压力梯度，评价油藏的压力系统，若是异常压力系统，要分析其成因。
报告附有关的数据表（见表3-5-1）和地层压力～地层深度的关系图。
2、油藏温度系统
1）分油组统计测试的地层温度，并绘制地层温度～地层深度的关系曲线。 2）说明各油组的地层温度、地温梯度，评价油藏的温度系统。 报告附有关的数据表（见表3-5-1）和地层温度～深度的关系图。
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×× 油田油藏温度、压力统计表 表3-5-1 油层中部 井号 油组 井段m 深度m 海拔m 压力MPa 数 地层压力 压力系温度℃ ℃/100m 地层温度 梯度 试油结果 注：若井数太多，该表可作为附表。
二、天然能量分析 1、弹性能量分析
根据油藏流体和岩石的压缩系数，估算在饱和压力以上采油时油藏的弹性驱采收率，并对其作出评价。
2、边底水能量分析
1）根据油藏构造、断层封割、储层连续性和储层物性分析含油区域与边底水区域的关系。 2）根据边底水的水体大小、水层的渗透率、试水时水产量的大小，定性评价水体的活跃程度。
三、油藏类型的确定
根据油藏地质特征、流体性质及其分布、渗流物理特性、天然能量和驱动类型等多种因素，采用多因素主、次命名法，次要因素在前，主要因素在后，依序排列。
油藏分类的划分按“中华人民共和国石油天然气行业标准”ST/T6169—1995。
第六节 地质模型
根据油藏构造、储层、油水系统及油藏类型等特征建立油藏地质模型。地质模型要充分体现层内非均质性的变化，储层、隔层及夹层的纵、横向展布等。
一般地质模型包括：
1）构造模型：油藏构造形态及断层分布。
2）储层模型：储层结构及各种属性的空间分布。其中包括有效厚度、孔隙度、渗透率等。
3）流体模型：储层内油、气、水分布，即各种流体饱和度分布和流体性质的空间变化。
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根据开发要求建立不同规模、不同类型的地质模型（单井模型、二维模型、三维模型等）。
第七节 油藏动用储量评价
一、勘探阶段提交的储量 1、勘探储量上报情况
列表说明勘探储量计算选用的参数及计算结果（见表3-7-1）。
× × 油田石油地质储量数据表 表3-7-1
有有效含油级 层 面积 厚别 位 km 2含油饱和度 % 地面原油密度 g/cm 3体原始油采收积气比 率 % 系数 m/t 3单储系数 10t/km.m 24石油地质储量 10t 4溶解气地质储量 10m 83储量可采丰度 10t/ km 24效孔隙度 度 % m 储量 10t 4 2、动用储量优选
1）说明勘探阶段储量上报以来油田新增加的资料井、评价井井数，补取资料所取得的新认
识。
2）根据区块产能高低、储量级别可靠程度及丰度大小、工程建设的经济可行性分析，提出
优选动用范围及层系。
二、动用储量计算的参数 1、含油面积的圈定
依据工程项目设计优选的范围说明含油面积圈定的依据和结果。 2、油层有效厚度
1）有效厚度划分标准
（1）以岩心分析资料及单层试油数据为依据，制定出有效厚度、岩性、含油性、物性下限标准；
（2）应用测井资料定性、定量制定出油、气、水层的电性判别标准和夹层扣除标准，报告附有效厚度标准图。
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2）有效厚度的确定
应用测井曲线及其解释参数划分出油层有效厚度。
3、有效孔隙度
1）根据岩心资料分析结果和测井解释图版确定有效孔隙度。
以岩心分析资料为基础，测井图版解释的孔隙度应与岩心分析孔隙度有良好的关系，两者的差值不得超过1%～1.5%。
2）选定的有效孔隙度必须进行校正，将地面条件所测得的孔隙度矫正为地下条件的孔隙度。
4、含油饱和度
说明含油饱和度确定的方法及结果，可能条件下参考油基泥浆或密闭取心的含油饱和度。
5、其他参数
储量计算中的其他参数（如体积系数、原油密度等）分别由地层流体高压物性分析资料和地面原油分析结果确定。
三、油藏储量的计算方法
说明储量计算方法，并应用重新认识的油藏地质参数，按层组分区块计算地质储量。计算方法要符合“石油储量计算规范”，同时针对不同的油藏类型要分别参照各类油藏储量计算细则。
四、动用储量计算结果及评价 1、储量计算结果
按层组分区块计算动用储量，并列出计算结果（表3-7-2）。
? ? 油田储量计算结果表 表3-7-2
有储含油区块 层量面积 厚组 级别 m km 2单储系孔含油地面原隙度 饱和油密度 度 % g/cm % 数 3体积系原始数油气比 m/t 3溶解气石油地地质储质储量 10t 4储量 可采丰度 10t/ km 24效10t/km.m 24储量 10t 4量 10m 83度 19
2、储量评价
1）储量可靠性评价
（1）分析各种参数的齐全、准确程度；
（2）分析确定储量参数的方法及各种图版的精度；
（3）分析储量参数的选用是否合理，并对几种计算方法进行对比校验；
（4）分析其他可能存在的不确定的因素是否达到了计算储量的要求。 2）储量动用评价
按储层油品、储量丰度、储量大小、储层渗透性等进行分类。并分区块分层对储量作出优先动用、动用时机和动用储量丰度规模大小进行综合评价。
五、可采储量的估算 1、计算采收率
采用不同的方法，如经验类比法、岩心分析法、相对渗透率曲线法、相关经验公式法等估算油藏采收率。 根据油藏可能选择的驱动类型、开采方式选用不同的采收率估算方法。
2、计算可采储量
根据油藏可能选择的驱动类型、开采方式确定的采收率和地质储量估算可采储量，并说明估算结果。
第八节 储层渗流物理特性
一、油藏岩石润湿性 1、岩石润湿性试验
统计岩石润湿性试验岩心样品的井号、层位、深度、样品数以及测得的油湿指数和水湿指
数，并将其列于表3-8-1。说明岩心取样条件及润湿性测试的方法。
岩石润湿性测试结果 表3-8-1
深度 井号 m 样品号 空气渗透率10um -32水湿指孔隙度 f 束缚水饱和度f 油湿指数 数 20
2、岩石润湿性的评价
据润湿性试验结果，结合润湿性判断标准评价油藏岩石的润湿性，另外从油藏平均油水相对渗透率曲线也可进一步评价油藏岩石的润湿性，并最终确定油藏岩石润湿性。
二、毛管压力曲线 1、毛管压力曲线的测定
统计毛管压力曲线测定的工作量（井数、层位、方法）及各方法所做的毛管压力曲线条数。
2、毛管压力曲线特征分析
1）根据测定毛管压力曲线的样品渗透率大小进行分类。并统计不同样品的最大进汞饱和度、排驱压力、饱和度中值压力。
2）利用测定的毛管压力曲线，进行必要的处理（例如J函数处理），从而获得储层平均或典型的毛管压力曲线，根据油水界面张力和润湿性重建油藏的油水毛管压力曲线。
三、相对渗透率曲线 1、油水相对渗透率曲线
1）统计并说明油水相对渗透率曲线测定的方法及总条数 2）油水相对渗透率曲线的特征分析
（1）统计各类样品的束缚水饱和度、残余油饱和度、残余油饱和度下的水相渗透率和束缚水饱和度下的油相渗透率；
（2）确定各样品的油水相对渗透率比值与含水饱和度的关系
（3）分析各样品束缚水饱和度、残余油饱和度与渗透率、孔隙度的关系； 3）平均油水相对渗透率曲线
对油水相对渗透率曲线进行归一化处理，并由此获得平均油水相对渗透率曲线。若需要，可根据样品的绝对渗透率大小，对相对渗透率曲线进行分类，并分不同层系或油组分别进行归一化处理。
报告附典型油水相对渗透率曲线图。 4）应用油水相对渗透率曲线评价开发动态
（1）计算出分流量曲线，对见水时的累计采油量作出评价；
（2）计算油水流度比，结合渗透率变异系数大小，对水驱采收率作出评价；
（3）计算出不同含水率下的无因次采液指数和无因次采油指数，对油井见水后开采特征作出评价。报告附fw 与JL及Jo的关系曲线图。
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2、油气相对渗透率曲线
1）统计并说明油气相对渗透率曲线测定的方法及总条数 2）油气相对渗透率曲线特征分析
（1）统计样品的束缚水饱和度、残余油饱和度、束缚水饱和度下的油相渗透率； （2）确定实测曲线油气相对渗透率的比值与含气饱和度的关系； 3）平均油气相对渗透率曲线
对实测曲线进行归一化处理，并由此获得平均油气相对渗透率曲线；若需要，可根据样品的绝对渗透率大小，对相对渗透率曲线进行分类；分不同层系或油组进行归一化处理。报告附典型油气相对渗透率曲线图。
4）应用油气相对渗透率曲线评价开发动态 对消耗式开采的一次采收率作出评价。
第九节 开采特征
一、试油与试采结果分析 1、试油结果分析
列出各井及各层试油结果，参见表3-9-1，根据试油结果分析油井的产能。
? ? 油田试油成果表 表3-9-1
生试井层井层油工日产作油 号 位 段 厚 日制t/d 期 度 MPa 气m/d 3累计采油指数 采t/d.MPa 油累试计油产结水3日产日产水m/d 3气油比m/t 3油套流静产压 压 压 压 压差 论 t 量m 2、试采结果分析
1）试采资料的整理
根据试采过程所取得的流量、压力、含水、油气比等各项资料整理出试采综合开采曲线，当油井出砂时，要分析出砂量及其原因。
2）试采参数计算及评价
计算采油指数、采液指数、采水指数以及单位压降产量等参数。
根据以上结果评价油藏产能和油藏天然能量。阐明油井生产时所适应的技术条件。
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二、试井解释 1、试井资料
列出油田已有的试井资料，包括稳定试井资料和不稳定试井资料；说明试井基础资料的可靠性；
2、试井解释
1)不稳定试井
对不稳定试井资料进行解释，将解释结果列出（参见表3-9-2）。并建立空气渗透率与有效渗透率的关系、比采油指数与渗透率的关系。
不稳定试井解释结果汇总表 表3-9-2
压力 （MPa） 井层压力计下流号 位 深m 压 压 系数 ℃ 静压力度k kh kh/μ S Dr ?Ps C Re 温解 释 结 果 注：Dr—堵塞比；?Ps—堵塞引起的压降；C—井筒储集系数；Re—探测半径。
2)稳定试井
对油井的稳定试井资料进行处理解释，依据试井解释结果确定油井产能及油井合理的工作制度。列于系统试井结果（参见表3-9-3），报告附典型的试井指示曲线图。
?? 井系统试井结果表 表3-9-3
工日产作制度 油压MPa 套压液MPa t/d t/d 油气m/d 3静日产日产含比 水% m/t 3流压 生产压差 采油指数t/d.MPa 米采油指数t/d.MPa.m 气油压 （MPa） 第十节 油藏工程论证
一、油田开发原则
油田开发原则要结合油田地质描述、储量大小、油藏工程论证等对以下几方面进行概括说明：
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1）如何贯彻、执行国家的有关政策、法令、遵循国家、地方、行业的产业政策、符合发展规划的要求。
2）油田开发如何实现在经济上取得投资少、速度快、成本低的经济效益。
3）如何体现工艺先进、技术成熟、生产可靠、管理方便的油田开发技术政策和水平。
二、层系划分与组合论证 1、开发层系的基本单元及其依据
开发层系的基本单元是指大体上符合一个开发层系基本条件的油层组、砂岩组或油层。它
本身可以独立开发，也可以把几个基本单元组合成一个开发层系。
根据油田地质特征，提出几种可能采用的开发层系并阐明其依据。
2、层系划分与组合
对提出的几种可能采用的开发层系进行综合对比分析，进行优化组合，给出初步的层系划分组合意见。
三、开发方式论证 1、天然能量的利用
原则上要充分考虑天然能量的利用。
分析油藏的天然能量，估算油藏一次采收率，对采用消耗式开采方式还是采用补充能量开
采方式作出评价，同时研究并确定地层压力保持水平。
2、开发方式的选择
1）参考国内外同类油藏开发的方式，提出几种可能的开发方式，包括天然能量开采和人工
补充能量开采方式（注水、注气或气水交替等）；
2）对不同开发方式进行分析研究（分析驱油效率、影响原油采收率因素等），并估算不同开发方式下的油藏采收率；
3）对于采用注水、注气或气水交替开发方式的油藏，要确定不同注入量条件下注入井井口及井底流动压力的界限。根据地层压力保持水平确定合理的注入时机；
4）根据研究结果进行经济分析对开发方式进行优选。
四、单井产能及经济极限产能论证
对单井（直井、斜井或水平井）的产能进行论证。
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1）根据系统试井流入动态曲线选择合理的生产压差，利用探井、评价井试油、试采等资料确定油井产能或米采油指数。按布井范围内可投入开发的厚度计算平均单井日产油量。 2）计算油藏单井极限经济产量，对于气顶油藏、底水油藏、气顶底水油藏，须计算临界产量和临界压差，并综合确定油藏的合理生产压差及平均单井日产油量。
3）对于低渗透或特低渗透油藏，平均单井日产油量的确定应考虑增产措施的效果。
4）利用注入井试注或实际注入井资料，计算米注入指数（没有实际注入资料的油藏可采用
类比法或经验法）计算平均注入井的日注入量。
五、井网部署、井距及开采速度 1、布井方式
依据油藏构造形态、圈定的布井范围、开发动用储量富集程度、油气水分布及其储层物性、
非均质性、不同开采速度要求的注采井数比等确定布井方式。
2、注采井网
依据地应力、天然裂缝方向及砂体分布形态、注采井布井方式及排列方向、砂体连通率、
注采平衡条件、平面波及效率等因素确定注采井网。
3、确定井距与开采速度
1）井距设计原则
说明井距设计的主要原则。 2）井距与开采速度论证
（1）根据不稳定试井及试采资料，结合泄油面积计算并说明油井之间是否有井间干扰及井间干扰程度；
（2） 预测不同井网密度对砂体的控制程度及不同井网注水方式的水驱控制程度； （3） 研究合理的井距、开采速度和注采关系三者间是否协调，是否达到注采平衡和压力平衡；
（4）计算不同井距下可能达到的采油速度及其最终采收率，并用经济分析方法加以交会约束，求得合理井网密度和相应的开采速度。
六、推荐方案及开发指标预测 1、侯选方案的提出
在开发层系的划分与组合、油藏的开发方式优选、油藏的合理开采速度的确定以及井网部署等有关内容研究的基础上，对油田开发提出若干个后选方案。对各方案列表排序，并分别说明
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不同方案的特点。
2、方案优选 1）开发指标计算
以年为时间步长，对不同方案开发指标进行预测，获得各方案15年以上的开发指标和最终采收率；
预测的主要开发指标包括平均单井日产油量；全油田年产油量；综合含水；最大排液量；年注入量；累计产油量；油田最终采收率等。并列出预测的开发指标结果，参见表3-10-1。 2）经济指标预测
在开发指标预测的基础上预测经济指标，经济指标包括投资回收期、内部收益率和净现值等。并分析影响经济指标的各敏感因素，如油田原油储量、产能及开发规模，技术上的风险以及地质不确定因素等； 3）方案优选结果
综合评价各开发方案的技术、经济指标，筛选出3～5个较优的开发方案。给出各方案各阶段开发指标，最终采收率，并对优选的几个方案进行排序。报告附有关的指标预测对比图及各方案的井位图（比例尺1:10000或1:25000）。
3、实施要求
提交实施方案的井位部署及各井位的坐标，同时提出有关要求：
1） 方案实施前尚需补做的技术及基础工作； 2） 提出常规测井系列、录井、测试和试井要求； 3） 如果必要，提出开发试验的安排及要求；
4） 方案实施阶段安排意见及提出必要的增产措施意见； 5） 方案实施过程中其他需做的工作；
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××油田开发方案开发指标预测表(××方案) 表3-10-1
平均单井日产井数(口) 时间(年) 油井数 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 ? 注入液 井数 油 水 (t/d) 注水(m/d) 3单井日年产量(10t/d) 年注水(10m/d) 液 油 水 434综合含水(%) 油气比(m/m) 33采油速度(%) 采出程度(%) 累计采油(104t) 累计产水(104m3) 累计产水(104m3) 27
采油工程设计 第一节 完井工程设计
一、完井方法
1、油藏工程及采油工程对完井的要求
列出各方案的井别及数量：采油井、注水井（或注气井）、水平井、丛式井、多底井、观察井及水源井等。
2、井身结构确定
1）套管程序的确定
根据原始地层压力和破裂压力剖面、注水压力，确定井身结构层次、下深和水泥面返高。根据采油工程要求确定完井方式、完钻井眼尺寸及油层套管尺寸。给出套管程序：
（1）表层套管：钢级×外径×壁厚 （2）技术套管：钢级×外径×壁厚 （3）生产套管：钢级×外径×壁厚 绘出完井工程示意图。 2）水泥固井
根据要求确定注水泥方式（一次注水泥，分级注水泥或管外封隔器注水泥），根据油藏要求确定水泥性能、返高及主要外加剂和外加剂的数量。
3、完井设计
根据油藏特性优选完井方法。 ①.套管固井射孔完井
若采用套管固井射孔完井，生产套管内径应与最大产油量油管相匹配，并要考虑大修和侧钻更新的要求。在此基础上选择生产套管的尺寸、钢级、强度、壁厚、螺纹连接类型、螺纹密封脂的类型及上扣扭矩。若尾管完井，则要给出悬挂深度及悬挂方式。
②.裸眼完井
确定是采用先期裸眼完井还是后期裸眼完井。 ③.割缝衬管完井
割缝衬管完井，要确定缝割的形状、缝口宽度、缝眼排列形式及数量。若尾管完井，给出悬挂深度及悬挂方式。若选用定向井和水平井则要考虑套管弯曲，套管螺纹承受的拉力、螺纹的密封问题，造斜段过泵及井下工具等问题。
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④.砾石充填完井
砾石充填完井时要根据筛管及砾石充填设计要求，（比如绕丝筛管尺寸及缝隙尺寸要求，砾石质量要求、扩眼尺寸及工艺要求等确定充填砾石中径，携砂液配方及性能。
⑤.预充填烧丝筛管完井
对预充填烧丝筛管完井进行施工设计。 ⑥.其它防砂完成井
是否选择有金属纤维防砂筛管、陶瓷防砂、化学预包砂人工井壁等完井，根据具体储层条件来筛选。对事故井和抢险井的完井方法按现场条件来决定。
4、自喷井系统装置选择
1）井口装置
优选自喷井井口装置（采油树）的型号、连接基本形式（法兰、卡箍连接）、最大工作压力及公称通径和试压等级。
2）套管头
选择套管头型号，类型（单体式、分级式、组合式、整体式），连接方式等，提出分级试压要求。
3）油管头
油管头安装于采油树和套管之间，支撑井内油管重力。所以要计算承受的井口压力，支撑井内油管的重力，密封油套管环形空间的压力，循环压井或井下作业的最大压力等参数。在此基础上优选油管头。
4）采油树
采油树选择必须符合KYS25/650DQ、kYS25／65SL、KYS15/62DQ等标准，按最大压力和公称直径选择。试压时必须超过铭牌压力1.5倍试压，不刺不漏，修复闸门不得在高气油比井中使用。
二、油管尺寸优选及管柱受力分析 1、油管尺寸优选
根据多相管流理论，计算并优选出保证自喷期生产时间最长的油管尺寸及油管直径，保证
摩阻损失和滑脱损失保持最低，达到最大的能量利用效率。
2、增产措施对油管及生产套管尺寸和强度的校核
考虑到水力加砂大型压裂或者碳酸盐岩地层的水力加砂压裂、酸压，特别是深井、高破裂压力井的特殊处理，对优选出的油管尺寸及生产套管尺寸和强度应进行校核。
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3、自喷井采油管柱
1）自喷采油管柱设计
自喷井采油管柱分单管、双管单封隔器、油套管分采、同心管分采等管柱。按开发和采油工程要求设计单油管采油管柱；单油管带单封隔器采油管住；带井下安全阀的采油管柱；如果需分采，单管分采管柱设计包括：
①.中心管式分采管柱 ②.偏心式分采管柱 ③.滑套式分采管柱
设计这三种管柱要对井下配产器、配产油咀、封隔器、井下安全阀、循环阀、压井阀等选择型号、规格、技术指标等连接关系。报告附采油管柱结构示意图。
2）双管分采管柱设计
选择双管分采井下工具设备类型、规格示意图；双管采油树选型及安装示意图；对封隔器检封及井口试压。
4、管柱受力分析
1）管柱受力及长度应变计算
油井生产或增产处理过程中，温度、压力和流体密度的变化会引起封隔器管柱受力和长度的改变。按其作用的不同，分别计算活塞效应、螺旋弯曲效应、鼓胀效应和温度效应，并给出在允许中心管移动时，管柱总长度的变化以及在不允许中心管移动时，管柱内产生的力。
2）管柱危险点强度校核
在封隔器管柱中，强度危险点在紧靠封隔器上面的油管处。计算温度和压力发生变化后的复合应力。
3）管柱受力分析结论
根据管拄受力分析计算，对管柱设计是否合理和安全提出结论性意见。
三、射孔参数 1、射孔方法
结合油田实际，充分论证不同射孔方法的适应性，并对射孔方法提出选择意见。射孔的方法有：
1）电缆传输射孔（WCG）（正压射孔和负压射孔）；
2）油管传输射孔（TCP）（正压射孔、负压射孔或投棒、油管蹩压引爆）； 3）油管传输射孔酸化联作管柱（丢枪方式和不丢枪方式）。
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2、射孔参数优选
按下列步骤进行射孔参数优选：
1）首先建立储层产能数学模式，获取各种条件下射孔产能比定量关系；
2）收集本地区、邻井有关资料和数据，拟合优化设计参数、射开程度和位置（按地质方案射孔通知单执行）；
3）调查射孔枪、射孔弹型号和性能测试数据； 4）校正各种弹型井下穿透深度和孔径； 5）计算各种弹压实伤害参数； 6）计算设计井的钻井伤害参数；
7）设计各种参数配合下的产能比和套管抗挤毁能力降低系数，优选出最佳的射孔参数配合；
8）预测选择方案下的产量，表皮因子。
9）最后给出参数优选结果：射孔枪型、孔密、相位角、射孔方式、负压值、起爆方式、射开程度及位置。
四、出砂预测和预防 1、控制井底压力的解析方法
从井底岩层的切向应力应小于岩石颗粒的固结力出发，推导求出防止出砂的井底压力，根据计算结果，提出预防出砂最大采油压差界限。
2、出砂指数预测
根据储层岩石力学特性，描述岩石强度的参数，主要参数有杨氏模量E，剪切弹性?，体积弹性模量K和泊松比?等，依据各弹性模量之间的关系求得出砂指数B值，B值越大，说明岩石的体积弹性模量K和剪切弹性?之和越大，稳定性越好。通常判断标准为：
当B?2.0在正常采油时油层不出砂， 1.5＜B＜2.O时轻微出砂， B＜1.5时在则出砂较多。
3、声波时差预测出砂
采用声波在地层中的传播时差（Δt）进行出砂预测，当Δt＞295?m/m时，在正常生产中油井往往开始出砂，应提出采取防砂措施。
采用气举或电泵人工举升时，原油中含砂量不应超过允许的范围。在油田早期开发阶段可以不采取防砂措施，随着排量不断增加，地层压力下降，或采取酸化、压裂等措施后，可能使砂
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岩破坏引起出砂，影响生产，届时可考虑后期防砂。
4、防砂可行性方案讨论
用上述三种方法综合评价油井出砂情况。当出砂比大于5?时，考虑先期防砂，否则后期防砂。当推荐后期防砂时要加以论证。
第二节 储层保护工艺技术
一、储层敏感性分析评价 1、储层潜在的敏感性评价
1）流速敏感性
据不同层位不同样品速敏实验，列出临界流速及相应的渗透率损害率，作出速敏性程度评价。
2）水敏感性
据不同层位不同样品水敏实验，列出相应水敏指数，作出水敏性程度评价。
3）酸敏性
据不同层位不同岩样分别在盐酸（15％HCI）和土酸（12％HCl十3％HF）测定溶失率和残酸中离子浓度，对酸溶性作出分析和评价。据岩样流动酸敏驱替曲线及离子浓度曲线计算出酸敏指数对酸敏性程度作出评价。
4）碱敏性
据不同层位不同样品碱敏性实验，列出不同临界PH值相应的碱敏指数，作出碱敏性程度评价。
5）盐度敏感性
据不同层位不同样品测定絮凝临界盐度，流体矿化度如果低于临界盐度，絮凝值将大幅度下降，引起渗透率下降，并与水敏性对应一起评价。
二、储层保护措施
在钻开油层、注水泥浆、射孔、试油、酸化、压裂、采油、注水、修井等施工过程中会不同程度地破坏油气层，给油气层带来损害。因此为了保护储层，根据储层敏感性评价结论对钻井液、固井水泥浆、射孔液、修井液、进井液处理、酸化压裂作业等提出具体要求及措施。
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第三节 自喷开采技术
一、油井流入动态
应用节点分析程序绘制油井流入动态曲线（IPR曲线），描述井底流压和产液量的关系。
二、不同含水期的停喷压力预测
根据自喷管柱采用的不同直径油管，选定稳定自喷生产的井口油压，通过节点分析计算无水期最大自喷产油量和不同含水期油井停喷压力。
三、油嘴直径的选择
确定在不同开采条件下达到配产方案所要采用的自喷井工作制度。
第四节 人工举升方法优选
一、人工举升方式选择 1、有杆抽油泵选择
1）抽油机选择
①.游梁式抽油机选择：设计机抽基本参数选定规格型号，计算驴头最大、最小载荷、抽油机功率损耗及抽油机效率。
②.无游粱式抽油机选择：链条式、增距式、宽带式抽油机型号及规格选择。 2）抽油杆选择
计算单级杆强度、复合杆强度、玻璃钢杆强度、电热杆和空心杆强度。在计算的基础上说明抽油杆的选择。
3）抽杆泵选择
首先对杆式泵、管式泵、分采泵、空心泵、反馈泵、抽稠泵、防气泵等类型进行筛选，选
择抽杆泵。并计算其泵径、泵挂、冲程、冲次、泵效等参数。
然后选择与抽油泵配套设备，包括：悬绳器、光杆卡子、调芯式井口盘根盒、胶皮闸门、
防盗闸门、脱接器、泄油器、气锚、砂锚、滚轮式抽油杆接箍、防脱器、油管锚等。
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2、无杆抽油泵选择
1）水力活塞泵设计
水力活塞泵设计包括：优选水力活塞泵参数、设计地面流程；确定地面泵压力、排量、进井温度；计算产出液、产油量、井下泵效、泵挂深度、吨油耗电量。并选择井下配套工具。
2）电动潜油泵设计
电动潜油泵设计包括：据潜油电泵性能选择其规格；选择井下离心泵类型、压头、级数、轴承类型；选择井下保护器；选择传输电缆；选择地面供电电源；选择控制屏；并对电潜泵施工及投产提出要求；最后电制定潜泵管理及工作制度。
3）气举采油设计 气举采油设计包括：
① .选择气举采油方式（连续、间歇、腔室）； ② .设计柱塞气举并选型；
③ .对注气压力和注气量进行敏感性分析； ④ .设计注气点和气举凡尔级数； ⑤ .设计井下注气管柱；
⑥ .气举采油井下设备选型（气举凡尔、偏心工作筒、偏心投捞工具、封隔器等）； ⑦ .选择气举采油地面设备（包括压缩机选型、计量仪表、时间控制器、气量分配器等）； ⑧ .气体冷却装置，井口升温装置的选型。 4）螺杆泵采油设计 螺杆泵采油设计包括：
①.计算螺杆泵排量、转数、选择杨程； ②.选择地面传动方式； ③.计算抽油杆传动扭矩； ④.计算扶正器数量。
二、人工举升方式优选及评价
根据有杆泵及无杆泵两大类型选择结果，进行技术、经济优选，推荐出满足方案配产任务、工作效率高、适应性强、管理方便、经济合理的方案（见表4-4-1）。
各种举升方法优选结果 表4-4-1
举升方式 水力泵 电潜泵 气举 螺杆泵 有杆泵 适应条件 推荐结果 34
第五节 注水（气）工艺方案的设计
一、注水（或注气）参数估算 1、注水（或注气）量估算
计算不同含水阶段的注水量（或注气量）。
2、最大许用井底压力
为了防止注水（或注气）时地层不被压窜，扩大波及体积，要求最大许用井底压力不得超过地层破裂压力的90％。
3、注水（或注气）压力预测
1）注水（或注气）压力计算
根据吸水（吸气）指数计算不同注水（或注气）量需要的注水（或注气）压差，附加一定的启动压差推算出注水（或注气）井底流压及井口注水（或注气）压力。
2）偏心配水分注井注水压力计算
根据不同分层配水量及受嘴损、管柱损失及启动压力的影响估算相应的注水井底流压及井口压力。
3）注气时，油管或同心管分注，估算井底流压及井口压力，并选择压缩机。
二、单级封隔器组合管柱长度变化计算
带有一级保护套管封隔器的组合管柱下井后，由于重力的作用和温度变化的影响，管柱产生伸长或缩短；管柱在注水时还要受到活塞、弯曲、鼓胀和温度四种效应的综合作用，作用的结果使井下管柱受力状态和长度发生变化。因此，必须对管柱下井后和注水时长度的变化进行计算并校核其强度，以保证注水管柱正常工作。
1、管柱自由伸长
计算管柱下井后的自由伸长，包括自重伸长和热力伸长。
2、注水（或注气）时管柱长度变化的计算
计算活塞效应、弯曲效应、膨胀效应及温度效应引起的长度变化。若计算的结果为负值，表示油管缩短，也就是说注水时水管柱由于受活塞效应、弯曲效应、膨胀效应和温度效应的综合作用而缩短。
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3、注水（注气）时管径强度校核
注水（注气）时管柱中强度的危险点在封隔器上面的一根油管上。当温度和压力变化后，油管不能发生永久性变形，其内壁、外壁的复合应力按第三强度理论计算。并通过计算结果对注水（注气）管柱强度、密封插管长度、管柱的相互组合施工时需要注意的事项提出具体要求。
三、注水工艺设计 1、笼统注水管柱
计算、要求、条件、数量。
2、分层配水管柱
计算、要求、条件、数量。
油套分注管柱、空心配水工艺管柱或偏心配水工艺管柱、活动配水器或固定配水器、投式多层配水芯子、井下流量测试、井口装置等应满足分层注水、计量、加药等要求。
并对上述分层配水工艺设计提出评价，结合油田实际提出具体方案。
四、洗井及试注 1、洗井
排液结束后要及时进行洗井，目的是为了把井底的腐蚀物、机械杂质等污物清洗出来，避免油层被污染堵塞，影响注水，对洗井管柱、洗井方法及洗井标准（取样分析井口、井筒中部及井底应一致）提出具体方案。
2、试注
提出试注时保护油层加药量、水质检测要求及测指示曲线、吸水剖面的要求。注气时，尽量排空井筒以避免在储层中产生水锁。
五、注水（或注气）水（气）质标准
注水时，参照集团公司不同油藏类型水质标准执行。结合油田实际列出注水水质要求。注气时，按注气开发设计对注入气的气质要求执行。为了防止油管腐蚀，注干气时，要求干度要95%以上，H2S不高于20mg/m，CO2小于0.2%。
3
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六、注水结垢及防垢技术 1、生成的水垢类型
分析注入水与储层矿物及油田水配伍情况，分析可能生成的水垢类型（硫酸钙、硫酸钡、硫酸锶、氢氧化亚铁、氢氧化铁、碳酸钙等）。
2、防垢剂选择
通常使用物理法和化学法防垢，物理法有：磁化器、超声波和涂层防垢。化学法有：无机磷酸盐、有机磷酸酯、多元高分子防垢剂等。根据可能生成的垢类型提出防垢剂选择方案。
注：注气时如超标，应加防腐剂并优选类型，如井口温度低时，应加乙二醇防冻剂。
第六节 压裂酸化增产措施
一、压裂酸化增产适应性研究
根据储层物性、试油、试采动态及产能要求，论证各种压裂酸化增产方法（解堵性酸化、小型压裂、基质酸化、酸压增产及加砂压裂改造等）的适应性，提出增产措施目的及方向。
二、压裂液性能评价与选择
目前国内所有的压裂液基本都是水基压裂液，可分成两大类，即植物类和聚合物类压裂液。列出不同压裂液性能，结合油田实际情况及技术、经济评价，提出所选择压裂液类型。
三、几种支撑剂性能评价
列出不同支撑剂测试性能根据油田实际情况及技术、经济评价提出选用的支撑剂的方案(表4-6-1)。
支撑剂导流能力实验数据(μm·m) 表4-6-1
闭合压力Pc(MPa) 支撑剂 22
注：导流实验所用的辅砂浓度为5.0kg/m 四、压裂施工管柱设计与进液方式的选择
计算不同直径油管、不同液流速度条件下的摩阻(表4-6-2)。根据计算分析，对施工提出
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进液方式及相应的管柱要求。
不同进液通道中液流速度下摩阻计算 表4-6-2
油管直径 流速 Q=2m/min 液流 速度 Q=4m/min 333/2 in(I·D76mm) 油管进液 14in(I·D88mm) 油管进液 7in×2/2 in 环空进液 1Q=3m/min 3五、压裂优化设计概要 1、压裂优化设计内容
压裂优化设计包括：射孔方案要求、进液方式及压裂施工管柱设计、压裂液选择、支撑剂选择和压裂方案模拟计算，计算输入参数见表4-6-3。设计计算结果见表4-6-4～表4-6-7。
××井压裂目的层参数数据 表4-6-3
参数名称 目的层名称、井段 渗透率（10μm） 孔隙度（%） 含油饱和度（%） 泥质含量（%） 声波时差（μs/m） 岩石密度（g/cm） 扬氏模量（MPa） 泊松比 综合压缩系数（1/ MPa） 原油密度（g/cm） 原油粘度（mPa·s） 原油体积系数 地层敏感性评价
33-32数据 地下 ；地面 地下 ；地面 38
措施概要 表4-6-4
压裂液(m) 用液量(m) 前置液(m) 携砂液(m) 顶替液(m) 泵压（MPa） 33333支撑剂 砂量(m) 排量(m/min) 泵注时间(min) 注液方式 施工水马力（kw） 33
裂缝尺寸 表4-6-5
动态缝高(m)： 动态缝长(m)： 最大动态缝宽(m)： 平均动态缝宽(m)： 支撑缝高(m)： 支撑缝长(m)： 最大支撑缝宽(m)： 平均支撑缝宽(m)：
填砂参数 表4-6-6
平均加砂比(%)： 综合加砂比(%)： 停泵时缝内平均砂浓度(%)： 压裂液效率(%)： 裂缝闭合压力(Mpa)： 平均辅砂浓度(%)： 平均导流能力(μm·m)： 平均无因次导流能力(μm·m)： 22
泵注程序优化设计结果 表4-6-7
泵注序号工作液 I 1 2 3 4 5 合计 前置液 携砂液 携砂液 携砂液 顶替液 排量(m/min) 3纯液量(m) 3砂量(m) 3混砂液量砂比（%） (m) 3泵注时间(min)
2、压裂优化经济评价
根据不同压裂方案预测增产措施的有效期及在此有效期内累积的增产油量，采用静态法进行经济评价，推荐压裂酸化增产措施最优方案。
注气时一般不进行压裂，堵塞严重井可进行酸处理。
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第七节 清防蜡技术及防腐技术
一、原油析蜡温度测定
根据观察法和差热法或流动实验测定原油析蜡温度及熔蜡温度。
二、油井清防蜡技术
根据原油析蜡温度及结蜡深度预测对不同清蜡防蜡技术（机械清蜡、热力清蜡、热循环清蜡、化学清蜡、油管涂层防蜡、磁性防蜡等）进行评价筛选，提出清防蜡措施及方案。
三、油井油套管腐蚀与防腐 1、府蚀原因分析
分析油田的油、气、水含盐量、酸性气体含量、有害腐蚀菌含量以及它们对油套管腐蚀的影响。测定各种因素腐蚀速度，搞清影响油井油套管腐蚀的主要原因。
2、防腐措施
提出正确的防腐措施及方法：比如选用套管的材质，灌注缓蚀剂或涂层，化学剂（包括使用缓蚀剂、杀菌剂和除氧剂），阴极保护方法以及注水水质（或注气气质）是否达标等。
第八节 生产测试
一、生产动态监测内容及监测方案设计 1、生产动态监测内容
根据“油藏动态监测录取资料的规定”，生产动态监测内容有： 1） 地层压力 2） 产能 3） 边底水 4） 产出剖面 5） 井下技术状况 6） 流体性质
7） 注水（注气）井注入剖面 8） 井间干扰
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9） 井温梯度等
对以上内容提出年度监测要求。
二、工作量预测
列出监测工作量（表4-8-1），编制油田监测系统图并说明是否达到全面监测要求。
监测计划及费用预算 表4-8-1
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 总计 内容 测流压 测压 产出剖面 油水界面 流体性质 压力降测试 测指示曲线 吸水（气）剖面 工程测井 井间监测 测试井次 单价万元/井次 小计 备注
第九节 井下作业
一、井下作业工作量预测
根据油田实际估算井下作业工作量，比如： 1）射孔、测试联作：按总井数20%计算 2）新井投产投注作业：按总井数计算 3）转人工举升：按每年转数计算 4）维护作业：每年按30％计算
5）措施作业按10％考虑（不包括液氮助排及非酸化解堵） 6）大型酸化压裂井数：按10%计算 7）大修作业：每年按5％考虑
二、主要设备
提出挑选油田开发建设作业队伍主要设备的原则：
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1）设备性能安全可靠，免修期长，主要技术指标满足该油田开发的要求。
2）先考虑国产装备，若国产装备，包括修井机、压裂酸化改造设备、测试、试井设备等达不到性能指标要求的情况下，从国外择优引进。
3）对引进设备尽量采用国际普遍使用的工艺技术装备。备件、配件要有保证，以保证整体作业施工工艺的水平。
第十节 安全、环保和节能
一、安全 1、油井安全系统
选择油井安全装备系统，说明该系统控制原理、性能及工程量。
2、采油作业安全措施
说明采油、作业和防喷、防火、防爆等措施及规范，施工过程人身安全保障及安全设置。
二、主要污染源分析
对下述各类污染源均应指出种类、数量、排放方式、处理工程及去向。 1）油田污水：产出污水、洗井水、修井液、射孔液、生活污水、机修废水等。 2）大气污染物：SO2、NO、NO2、CO2、H2S、总烃、燃烧废气等。 3）土壤、生态污染源：石油类、酸、碱、盐、表面活性剂等。 4）其它污染源：包括噪声、人文景观等。
三、污染控制
说明下列各种污染控制措施及要求：
1）大气污染：油田大气污染来自各种柴油机、原油罐区、油井、选油站、总站等，装卸运油车辆，挥发烃类的密闭措施；加热炉、锅炉、燃烧废气等。
2）水污染：水污染均应采取杀菌、消毒、过滤等处理措施，油田污水应全部深井回注。 3）噪声污染：针对钻机、注水站、压缩机站、发电站要对噪声污染加以控制。 4）废渣污染：油田钻井泥浆、落地油、油罐清砂、施工废料、生活垃圾等进行处理。 5）油田占用土地恢复：道路、管道铺设、井场、场站建设等用地，造成对土壤及植被破坏，要进行恢复。
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四、职业卫生
说明职业卫生有关要求及措施
1）职业危害分析：油田生产人员接触易燃、易爆、有毒物质的名称；高温、高压、辐射、振动、噪声等对人危害程度分析。
2）职业危害防护措施
对粉尘、防毒（SO2、NO2、CO、H2S、苯、二甲苯等）防爆、防高温、防噪声、防辐射等采取具体措施，制定日常保健品、安全规章制度。
五、节能
1）对能耗进行分析，包括原油输差（跑、冒、滴、漏），天然气放空燃掉等、电耗（大马拉小车）及水耗（常流水，最大浪费是注入水跑到非生产层），地层能量利用，蒸汽（管道加热方式），成品油流向等。
2）说明采用节能技术：地层保持合理压力，密闭集输、原油稳定、轻烃回收，节水、节电措施等。
3）说明余热、余能、余压、天然气利用发电，高效保温材料应用等。
第十一节 方案实施跟踪要求
一、方案实施阶段划分
从批准油田开发地质油藏及钻采工程可行性研究报告起到项目竣工验收时止，作为实施阶段。根据钻井分批实施安排，采油完井、射孔、诱喷、抽吸等，地面油建实施安排确定投产、投注安排。井下作业、压裂酸化改造、液氮助排等配套划分实施阶段要充分考虑项目筹建机构；工程承包招标；设计审批；设备订货及引进；生产准备及运转直至工程验收投产。
二、实施进度
1、采油工程方案实施内容
编制油田采油工程方案实施大表（见表4-11-1）。
2．进度计划
按项目实施各阶段工作内容，安排进度计划，编制进度横线（表4-11-1）。
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油田采油工程方案实施内容（某油田为例） 表4-11-1
油井类别 工程项目 井数 完井套管程序 完井油管尺寸 储层保护 采油井 13/8″×9/8″×7″悬挂 712/8″、3/3″外加厚P105×5.51mm 先期完井、屏蔽泥浆、负压射孔、近平衡钻井、双级注水泥、套管扶正、固井质量绝对不窜。 SYD-127射孔枪油管传送负压射孔、相位角90°、负压值10-13.7Mpa、射孔液过滤盐水+防膨胀剂。 35从式采油井 13/8″×9/8″×7″悬挂 712/8″、3/2″外加厚P105×6.65mm 35注水井 13/8″×9/8″×7″悬挂 13/2″外加厚P105×6.65mm 生产套管水泥返至地面，其它同前。 35水平井 13/8″×9/8″×7″悬挂 13/2″外加厚P105×6.65mm 油基泥浆钻开油层、套管扶正居中，套管搭接处试压25 Mpa不漏。 35同前 射孔参数 同前 同前 排液降压后酸化或挤防膨剂投注。清洗井筒，地面管线达标后才能投注。杀菌、缓蚀、除油、除铁、密闭、脱氧。 先合注，测吸水剖面，吸水不均时再分注。 测流量、吸水剖面、取样、井口、井中部、井底分析水质，水质在线监测。 投注前不排酸酸化，挤防膨剂。 注意设备提前到位。 投产措施 通井至人工井底，采油树试压，掏空液面，下射孔管柱、放喷16小时后，测压取样。试井决定工作制度。 气举，有杆泵、电潜泵。 DDL-V多参数，测出油剖面、井温、流温、流压、取样等。 不出油井可进行酸压。 检查防火关井安全阀，不准失灵。 同前 清洗井筒后放喷。 举升方式 气举，有杆泵、电潜泵。 气举采油。 生产测试 增产增注措施 应急措施 存在问题 同前 同前 关井口、安全阀，处理问题。 引进气举设备，引进电潜泵设备，包括过电缆油管挂及过电缆法兰。 同从式井。 双翼采油，注意失控。 引进4″外加厚油管。 第十二节 采油工程投资估算
按开发方案要求，采油工程按实施开采项目组织总投资估算、大型设备投资、投产费用、增产措施费用等。
一、采油工程设备投资
列出采油工程设备投资明细，参见表4-12-1。给出采油工程设备投资总额。
采油工程设备投资 单位：万元 表4-12-1
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 成本项目 采油树 油管 人工举升设备 井下工具 安全装置 压裂设备 合计 分 年 度 预 计 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 备注 二、投产措施费
列出投产作业明细及费用，参见表4-12-2。并给出总的操作费。
油井投产作业费 表4-12-2 单位：万元
序号 一 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 二 1 2 3 三 四 成本项目 射孔测试联作 射孔 校深 分层测试 抽吸提捞 液氮助排 气举 试油 自喷开采 压裂酸化 封堵作业 下泵上抽 合计 分 年 度 预 计 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 备注 45
钻井工程设计 第一节 钻井工程
一、油田开发及其对钻井的要求
根据油田开发方案及采油工程方案确定钻井工程内容： 1）油田开发单元划分，钻井工程部署，见表5-1-1。
油田开发分年部署及钻井工作量 表5-1-1
内容 年 ...年 ...年 ..... 总计 区块 层系 井距m 平均垂深m 钻井口 采油井口 注水井口 资料井口 备注 2）油田各含油构造开发方式，层系划分，井网部署及井距。
3）油田开发对不同类型井的钻井、测井、地质录井、取心、完井等要求。 4）油田或（区块）单井产能及注、采井井口压力。
5）油藏工程和采油工程对不同类型的井钻井设计提出的基础参数及要求，井眼轨迹设计参数及目标范围等要求。
6）对不同类型的井的完井方式和完井设计要求，如油管、生产套管尺寸、性能、强度、固井以及注、采井完井井口要求等。
7）有关油层保护的具体要求。 8）其他。
二、钻井工程规模
根据油田开发方案中的钻井布署和油田建设速度要求，说明该油田开发建设钻井工程总工作量及年度工作量：
1）说明油田含油总面积，设计开发的含油构造，开发单元划分和钻井总进尺和钻井总井数，其中生产井井数（含定向井，水平井井数）及资料井井数，以及井的分布。
2）根据开发方案中对各类井型的地质录井目的和要求，说明钻井取心总进尺数量，其中常规取心进尺数及特殊取心进尺数量。
3）说明钻前工程工作量
4）说明油田钻井工程任务的完成期限和分年度钻井工作量。并结合钻井速度分析，说明平均年需动用钻机数量。
列出钻井工程规模一览表。见表5-1-2。
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钻井工程规模一览表 表5-1-2
钻井年度安排 区块 层系 平均井深，m 钻井数，口 钻井进尺m 取心进尺m 采油井，口 注水井，口 资料井，口 动用钻机，台 建井场，个 修公路，km 打水井，口 其他 备注 ......年 ......年 .......年 合计 注：在生产井中如有定向井、水平井应在备注中说明其井数。
三、钻前工程
钻前工程应针对油田所在地区的地理环境、自然条件、采用的钻机类型和钻井工艺等方面的特点，重点说明以下几个问题：
1）根据油田所在地区的地表土壤条件、气候条件、环境条件说明该油田钻前工程的重点工作内容及要求（如井场、公路、供水、供电、防洪、防冻、环保、钻机基础等方而的要求）。
2）分区块、分钻机类型，提出井场布置设计和占地面积要求。如采用丛式井开发，还需要提出钻井平台的井口布置及钻机迁移等方面的方案。附钻井平台（井场）布置图。 3）根据油田地表土壤条件、钻机类型确定出适合该油田的钻机基础类型。 4）根据油田所在地区条件，制定出井场供电、供水和通信方案。
5）钻前工程各项施工设计的技术指标要求应符合国家、行业和地区有关文件规定。 6）分区块、分井型、分钻机类型提出一口井的钻前工程费用项费用和分项费用（定额）。 7）对于沙漠、沼泽、海滩、森林区、高寒冻土带等特殊地区钻前工程方案必要时应做出单项可行性研究。
四、井身结构方案确定
1）简要说明油田（或区块）井身结构方案确定的原则。 2）井身结构确定依据
①.根据己钻井井史、测井、录井、试井和试漏试验等资料综合分析并做出油田（或区块）的地层孔隙压力剖面和地层破裂压力剖面，对于复杂地层还应做出井眼周围地层坍塌压力剖面。
②.根据统计资料确定井身结构设计所需的几项工程数据，见表5-1-3。
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井身结构设计所需的几项工程参数 表5-1-3
项目名称 单位 数值 来源 必封点深度 m 抽汲压力系数 g/cm 3激动压力系数 g/cm 3正常临界压差卡钻值 PMa 异常临界压差卡钻值 PMa 地层破裂安全系数 g/cm 3控制溢流系数 g/cm 3固井时井口加回压值 PMa 备注 ③.根据油田（或构块）地层岩性剖面、地层坍塌压力剖面和已钻井井下复杂情况分析，确定必封点。
3）基于上述工作，结合本节第十部分确定的完井方式和生产套管尺寸，确定油田（或区块）井身结构方案。确定井身结构要进行多方案选择，并做技术经济指标、成本指标、油层保护和钻井风险性对比分析，提出推荐方案，见表5-1-4。并绘出标有孔隙压力梯度和破裂压力曲线的井身结构图。确定并绘出各套管钻井所要求的泥浆密度。
油田（或区块）井身结构方案 表5-1-4
方案序号 可钻次序 一开 方案一 二开 三开 四开 一开 方案二 二开 三开 四开 一开 方案三 二开 三开 四开 井段m 钻头尺寸mm 套管尺寸mm 套管下深m 水泥浆返深m 钻井液密度g/cm 3备注 五、直井优化钻井
针对油田（或区块）地层特点，说明提高该油田钻井速度的方法和措施。
1）钻头选型：借鉴已钻井的钻头使用情况，根据地层岩性剖面，利用测井资料处理分析或岩石可钻性测定等方法进行钻头选型。给出分井段钻头类型及数量。见表5-1-5。
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表5-1-5 分区块单井钻头设计方案
序号 井段 井眼尺寸 钻头类型 第一次开钻 第二次开钻 ...... 合计 进尺m 平均机械钻速m/h 钻头数量（只） 钻头费用（元） 2）根据该油田的构造和地层特点，提出防斜打直和打快的技术和措施。包括各次开钻的钻井方式和钻具组合。
3）优化钻井参数和水力参数，给出单只钻头进尺和平均机械 钻速，并提出泵功率要求。 4）钻井液体系选择及其配方设计，并提出合适的固控设备要求，详见本节第九部分。 5）分区块按设计分井深预测出全井平均机械钻速指标，平均钻头进尺、钻机月速、建井周期和钻井周期以及钻井单位综合成本等项技术经济指标。
六、丛式井钻井
当油田（或区块）开发受所在地地面条件限制，需要进行丛式井钻井技术开发时，应简要说
明地面情况和丛式井开发的可行性及做丛式井钻井方案的必要性。
丛式井钻井方案设计内容及要求：
1）说明丛式井钻井方案设计的依据：油田（或区块）开发井网布署及井位图；油藏工程及采油工程对丛式井方案设计的要求和相关数据，如钻井目标层位及垂深、目标限制范围、人工举升泵挂深度和平台井口布局要求等。
2）丛式井平台优化布局规划及丛式井钻井经济效益预测
①.根据油田（或区块）井网布署井位图和所在地区地理交通图，确定出需要进行丛式井钻井的范围及井数，以及平台（井场）设置的限制区域。
②.在确定的定向钻井工艺技术条件下，用定向井与直井的经济对比模型和枚举单个平台控制井数的方法，确定出单个平台控制的临界井数和不同井数的丛式井组与相同井数的直井对比的经济效果，见表5-1-6。
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丛式井与直井经济对照 表5-1-6 单位：万元 丛式井形态 一直一斜 费用 定向井作业费用 井场 地面工程节省费用 搬安 公路 集输 泥浆节省费用 小计 平衡 平均单井节约费用 一直二斜 一直三斜 ...... 注：定向井作业费用含专用工具租用费，定向作业费，斜井段进尺增加费，及套管、水泥增加费等
③.采用以油田（或区块）钻井费用和建设费用最低为目标函数的丛式井平台优化布局的规划方法，对丛式井平台个数进行枚举，得出不同平台个数的布局方案（方案中除个别控制边角井位的平台之外，使每个平台控制的井数都能超过平台临界井数），见表5-1-7，并作不同方案经济效益对比，见表5-1-8。
3）丛式井平台井口布局与井口分配 ①.丛式井平台井口布局设计
说明丛式井平台井口布局原则，根据平台井口布局原则设计以下内容：井口布局方式、井口间距及排距、井口排列方位、井架迁移方向和井场布局等。
丛式井钻井平台布局规划方案（Ⅰ、Ⅱ...） 表5-1-7
平台序号 1 2 3 ... 总计
不同平台数的布局规划方案的经济对比 表5-1-8
方案 Ⅰ Ⅱ Ⅲ ... 平台数量 定向井数量 定向井作业支出 地面工程节省 经济总效果 备注 平台坐标 单平台内井数（口） 定向井水平井直井数平台上各井号 平均水平位移（m） 目的层平均井数（口） 数（口） （口） 垂深（m） 深（m） 注：费用单位：（万元），总井数：（口）
在丛式井设计中未考虑大斜度井，目前大斜度井在国内尚处研究阶段，如需要可另行做专项可行性研究。
②.井口分配方案设计
丛式井平台井口分配，应以单个平台所控制的各个井位到该平台的水平距离和最小为目标函
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