【石油天然气行业标准(SY)】 聚合物驱油开发方案编制技术要求

ICS75.020
备案号：22063—2007
中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T6683-—2007
聚合物驱油开发方案编制技术要求Technical requirement of development project design for polymer flooding2007—10-08发布
国家发展和改革委员会
2008-03-01实施
油藏地质开发简况
油藏描述
层系组合及井网部署
注聚合物前水驱生产状况
注入参数选择
注人方式优化设计
单井配产、配注技术要求
开采指标预测
经济效益预测
方案实施要求
SY/T6683—2007
SY/T6683-2007
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：大庆油田有限责任公司勘探开发研究院。本标准起草人：工冬梅、高淑玲、孙宏利、张俊霞、曹瑞波、马沫然、侯维虹。I
1范围
聚合物驱油开发方案编制技术要求本标准规定了聚合物驱油开发方案中有关油藏工程部分编制的技术要求。本标准适用于水驱开发油田转为聚合物驱油开采方式的开发方案编制。2油藏地质开发简况
2.1地质概况
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内容包括：油田地理位置、构造位置、含油面积、地质储量、聚合物驱油层位、油层埋藏深度平均单井砂岩厚度、平均单井有效厚度、原始地层压力、原始饱和压力、平均地层破裂压力、平均地层温度、油层地下原油粘度、原油密度、原始气油比、地层水矿化度、油藏类型及油藏边界条件。2.2开采简史
2.2.1油田投人开发时间、开发层系、井网井距、注采方式。2.2.2油田开发历程。
3油藏描述
3.1构造特征
研究微构造，揭示微小断层、微构造的分布面貌。精度要求：构造幅度≥5m，等高线≤3m，断层长度<100m，断距≥5m。
3.2储层描述
3.2.1沉积相分析
细分沉积相沉积微相，碎屑岩油藏描述到单砂体微相，描述不同沉积微相在空间的分布规律，建立研究区沉积微相模式，综合评价各类沉积微相，描述沉积微相与剩余油分布的关系。3.2.2成组划分与对比
储层细分成因单元，碎屑岩油藏描述到单砂体（或流动单元）。3.2.3储层裂缝
内容包括：裂缝描述、地应力分析、裂缝预测。3.2.4储层物性
储层物性参数应以取心并资料为基础，采用岩心刻度测井技术，利用标准化后的测井资料，建立研究区储层物性参数的测井解释模型。3.2.5储层非均质性
3.2.5.1储层微观孔隙结构
3.2.5.1.1孔隙类型
描述薄片、铸体、电镜观察到的储层孔喉情况，参考成因机制，确定储层孔隙类型，并描述不同孔隙类型的特征。
3.2.5.1.2喉道类型
确定对储层储集和渗流起主导作用的喉道类型并描述其特征。3.2.5.1.3孔隙结构特征参数
描述各类储层的毛管压力曲线特征，确定其孔隙结构特征参数，主要包括：排驱压力、中值压一
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力、最人孔喉半径、孔喉半径中值、喉道直径中值、相对分选系数、孔喉体积比、孔隙直径中值、平均孔喉直径比等。
3.2.5.1.4储层分类
以渗透率为主对孔队结构特征参数进行相关分析，确定分类标准，并对孔隙结构和储层进行分类，描述各类储层的物性及孔喉特征。3.2.5.1.5储层粘土矿物分布特征确定储层粘工矿物的主要类型，描述其在储层中的分布特征。3.2.5.1.6储层敏感性分析
捕述储层的敏感性特征。
3.2.5.2储层宏观非均质性
3.2.5.2.1层内非均质性
描述砂层内参透在垂向上的差异，确定其非均质特征参数（渗透率非均质系数，变异系数、渗透率级差及突进系效)。
研究不同层段内垂直渗透率与水平渗透率比值的变化。3.2.5.2.2平面非均质
描述储层砂体在面上的分布形态、规模及连续性，储层孔隙度和渗透率的平面非均质特征，并根据动态资料验正其正确性。
3.2.5.2.3层间非均质性
根据储层隔层分布特征和非均质特征参数（厚度、变异系数、渗透率级差及突进系数等）综合描述储层层间非均质性。
3.2.6储层综合评价及分类
确定储层综合评价分类指标，包括储量大小、油砂体面积、有效厚度、砂体钻遇率、渗透率、有效孔隙度、泥质含量、胶结物含量、孔隙结构、层内非均质。以小层、砂层组或一定开发层系为单元，依据综合评价指标，按不同目的进行储层分类评价。3.3储层流体分布及性质
3.3.1油气水分布特征
分析开发过程中泊水运动规律，描述垂向和平面上的油、水分布特征。3.3.2流体性质分析
分析内容包括：原的化学性质、地面原油性质和地层原油物性、原油的流变性、原油粘温特征、原油性质的分犬，天然气的化学和物理性质，油气相态特征、地层水的物理化学性质。3.3.3注水开发后储层结构和流体的变化3.3.3.1储层结构的变化
确定长期注水冲洗和各种人为措施影响前后的储层物性、孔隙结构、粘土矿物与润湿性、储层宏观非均质的变化，描述这些参数的变化规律。确定大孔道及堵塞层的分布状况。3.3.3.2流体性质的变化
3.3.3.2.1原油性质
应包括原油化学组成、地面原油物理性质、地层原油物理性质、原油的流变性、原油粘温特征、原细性质分类。
3.3.3.2.2天然气性质
天然气化学性质及物理性质（天然气相对密度、粘度和压缩系数）。3.3.3.2.3油气相态特征
描述油气在不同温度、不同压力条件下的相态变化关系。2
3.3.3.2.4地层水性质
描述地层水化学件质及分类，地层水的物理性质（密度、粘度、矿化度等）。3.3.4油藏的温度、压力系统Www.bzxZ.net
3.3.4.1温度系统
确定油藏油层、气层、水层度及温度梯度。3.3.4.2压力系统
确定油层压力及压力系统，并计算油层破裂压力，3.4三维地质模型建立
3.4.1建立井模型
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研究单并面工砂体的厚度、韵律特征、物性变化及其纵向剖面非均质性。描述参数有：开发层位的砂岩厚度、有效厚度、孔隙度、渗透率、含油饱和度及渗透层、隔层，3.4.2建立层模型
通过井间等时对比：把各个井中同时沉积的地层单元逐级细分，并把它们联接起来，形成若于个二维展布的时间地层单元。
3.4.3建立参数模型
以单井模型的效据和层位模型的计算结果为基础，描述储层三维空问内储层分布规律，并确定孔隙度、渗透率变化
3.4.4储量计算
动用石油地质储量按照石油天然气储量计算规范执行。其中在计算区块动用面积时，应根据井网形式，决定聚合物驱区块的动用面积。如果区块边界并排为间注间采类型，应以区块边界并排外扩半个排距为准；如果区块边界并排为油井排类型，应以区块边界井排为准。3.5剩余油分布特征
3.5.1水淹层解释及判断
根据储层水俺前后岩心、物性、含油性及电性变化特征，在测井曲线上解释水层；根据测井曲线判断是否水淹。
利用电阻率相对法建立水淹层模型。利用激发极化电位和自然电位组合测井量化计算储层含油饱和度，划分水疮级别。3.5.2剩余油分布特征
进行油藏数值模拟拟合，拟合地质储量及生产井史，形成储层剩余油空间量化分布场。分析剩余油分布的主控因素、不同油砂体分布特征，确定剩余油富集区及今后挖潜有力区带。4层系组合及井网部署
4.1聚合物驱油层层系组合原则
4.1.1，同层系内油层及流体性质、压力系统、构造形态、油水边界应比较接近4.1.2一个独立开发层系应具备一定的地质储量，满足一定的采油速度，达到较好的经济效益。4.1.3各开发层系间必须具备良好的隔层。4.1.4同一层系的层间渗透率级差不应太大4.2并网和井距原则
4.2.1水驱控制程度控制在70%以上。4.2.2能够满足年注入速度的要求，注采并数尽量控制在11左右。4.2.3充分利用老并，搞好聚合物驱油井网与原并网的衔接4.2.4最大限度地考虑多向受效并比例和注采压力平衡的问题3
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5注聚合物前水驱生产状况
分析注聚区坎注聚合物前注采能力，必要时进行先导性矿场实验，为聚合物驱油配产配注提供参考依据：
6注入参数选择
6.1驱油用聚合物产品选择
根据聚合物增粘能力、热稳定性、粘弹性及对储层的适应性和提高采收率的能力等，选择聚合物产品。
6.2聚合物溶液浓度、粘度的选择6.2.1根据选定的聚合物产品，应用数值模拟方法和室内实验结果确定聚合物溶液的粘度。6.2.2根据粘浓关系曲线，以粘度定浓度，并应用数值模拟方法对聚合物浓度进行优化选择计算。6.3聚合物用量的选择
根据聚合物用量大小与生产费用高低的关系以及采收率提高幅度的大小确定聚合物用量的范围应用数值模拟和物理模拟方法对聚合物用量进行优化选择计算，并确定方案中聚合物用量。6.4聚合物注入速度的界限
用注人压力与注人速度之间的关系公式确定在最大入压力低于油层破裂压力下的注入速度的范围。
7注入方式优化设计
7.1设计内容
根据地质条件确定是否采用分层注人、不同浓度段塞注人方式以及注聚前期调剖方式等7.2分层注入方式的选井原则及要求7.2.1选井原则
7.2.1.1层间渗透率级差大于20倍。7.2.1.2分注层段油层有效厚度大于30m。7.2.1.3分注层之间的夹层厚度大于10m。7.2.2要求
按照选井原则，应用数值模拟方法对开发区进行分层注人开采效果计算，给出分层井数，并在现有工艺条件下对能够进行分层的井尽早分层。7.3调剖井的井、层选择
7.3.1选井原则
7.3.1.1利用注水指示曲线测试结果，启动压力和吸水指数明显低于区块平均水平的注人井。7.3.1.2利用压降曲线测试结果，压力指数PI（90）值低了区块平均水平的注人井。7.3.1.3利用注采井动态分析结果，注水压力低于区块平均水平、周围采出井含水高于区块半均水平的注人井。
7.3.2选层原则
7.3.2.1利用精细地质研究成果，选择油层发育好、连通率高、渗透率级差大、渗透率高且厚度大的层段。
7.3.2.2利用微电极、声波时差、自然电位、并径等测开曲线，综合判断大孔道；利用动态测井资料解释结果，选择水淹状况差异较人、高水淹段含水饱和度较高的层段7.3.2.3利用吸水剖面测试结果，选择吸水状况差异较大、吸水强度较大的高渗透或高水俺层段。4
8单井配产、配注技术要求
8.1配产配注原则
8.1.1以每个汪入并组孔隙体积为单元进行单井配注。SY/T6683—2007
8.1.2对含油饱和度高、剩余油多、注采完善的中心井，在压力允许的情况下，提高注人速度，保证与其他井同时停止注人聚合物。8.1.3对断层附近边注入井，如果日前注入压力偏高，则适当降低注人速度，并降低注人浓度。8.1.4对于水井排附近、河道下切部位及微构造高点的注入井提高注人浓度。8.1.5对目前注入压力低、含水饱和度高、吸水面极不均匀、存在大孔道的井区，先进行调剖后注聚合物。
8.1.6注聚区块基本上保证注采平衡的原则。8.2注入井配注方法
配注可采取以下四种方法：单井有效厚度法、单井碾平厚度法、孔隙体积计算法、动态经验法以孔隙体积计算法为主，单井有效厚度法及单井碾平厚度法做参考，动态经验法作为修正最后配注量的依据。
孔隙体积计算法，
a）注人井组孔隙体积V的计算见式（1）：V=S.(Pthuk·hihuck +palhun·hitan）式中：
V一注入井并组孔隙体积的数值，单位为注人孔隙体积倍数；S一一注人并井组面积的数值，单位为平方公里（km）；gthek厚层平均孔隙度的数值，用小数表示；hn——薄层平均孔隙度的数值，用小数表示；hhek厚层平均厚度的数值，单位为米（m）；hthn
一薄层平均厚度的数值，单位为米（m）。b）注人井的单井配注量的计算见式（2)：q=V\.C/t
式中：
9—单井配注量的数值，单位为立方米（m）；以水并为中心的并组孔隙体积的数值，单位为注入孔隙体积倍数；C一注入速度的数值，单位为年注人孔隙体积倍数；-注人时率的数值，单位为天（d)。8.3生产井配产方法
配产可采用以下四种方法：按注采比为11配产法、按水井地层系数劈分法、按油井地层系数劈分法、动态经验法，
在配产方法中主要应用按油井地层系数劈分法，它是油井与水井连通的有效厚度与相对应渗透率的乘积。
9开采指标预测
9.1水驱油开发效果预测
应用数值模拟方法在所建地质模型上按照所确定的预测初始条件进行水驱油效果预测，预测结束5
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时问为全区含水达到经济含水极限采收率。其预测结果就是在与聚合物驱同样的工作制度下水驱的开发效果的预测结果。预测指标包括：水驱最终采收率，累积增产油量，综合含水率变化（%）及累积注入量（除数值模拟外，还可参考用水驱特征曲线等动态法标定的水驱最终采收率）。9.2聚合物驱油开发效果预测
应用数值模拟方法在所建地质模型上进行聚合物驱油效果预测，预测结束时间为全区含水达到经济含水极限采收率。预测指标包括：最终采收率、聚合物驱油与水驱油相比提高采收率幅度（为）、累积增产油量、综合含水率下降最大幅度（%）。9.3聚合物驱油方案预测的开发指标方案预测指标包括聚驱结束时的累积注人孔隙体积倍数、聚驱累积产油量、与水驱预则结果对比的累积增油量、吨聚增油量、阶段采出程度及最终采收率。10经济效益预测
10.1使用方法
聚合物驱油经济效益预测可使用“增量油分析法”10.2销售收入计算
年销售收人可按式（3）计算：
SR,=Qa·Paro+Qg·P·rg
式中：
SR，一年销售收入的数值，单位为万元；Q年产油量的数值，单位为万吨（10t)；当年油价的数值，单位为元/吨（元/t）；PM
r。一—当年原油商品率的数值，用小数表示；Qgt
-年产气量的数值，单位为万立方米（10*m）；Pg一当年气价的数值，单位为元/立方米（元/m）；rg
当年气商品率的数值，用小数表示。10.3投资项目内容
：(3)
投资项目包括固定资产投资、建设期借款利息、流动资金和固定资产方向调节税。其中工程费用可采用06指数法。
10.4销售税金内容
包括增值税、城市维护建设税、教育费及附加、资源税。10.5主要成本参数的选取
聚合物驱工程成本测算参数以当年原油成本为基础，其中：材料费、燃料费、动力费、油气处理费、注水注气费按产液量计算，工资、福利费、井下作业费、测井测试费、修理费、企业管理费按井计算；油田维护费、储量使用费按产油量计算。10.6评价指标内容
10.6.1财务内部收益率（FIRR，%）财务内部收益率按式（4）计算：Z(CI- CO), (1+FIRR) \=0
CI-现金流入量的数值，单位为万元；CO现金流出量的数值，单位为万元；6
(CI-CO)，-一第t年的现金流量的数值，单位为万元；n一-项目计算期的数值，单位为年SY/T6683—2007
FIRR必须大于或等『石油行业内部基准收益率（12%），方认为该项目可以接受。10.6.2财务净现值（FNPV）
财务净现值按式（5）计算：
FNPV= Z(CI-CO), (1+2.)
(CI-CO)：一第t年的现金流量的数值，单位为力元；1.一行业基准收益率的数值，用百分数表示。FNPV必须人于或等于零，方认为该项目可以接受。10.6.3投资回收期（P)
投资回收期按式（6）计算：
(CI-CO),-
P,=Y-1+
(CI-CO)
式中：
P一一投资回收期的数值，单位为年：Y一累计净现金流开始出现正值的年份的数值，单位为年；（CI～（O)，——第t-1年累计净现金流量的数值，单位为万元（CI-CO)，一一第1年的净现金流量的数值，单位为万元。投资回收期应少于六年。
10.7敏感性分析
（5）
选择油价、总投资、试剂费、产油量作为敏感性分析的主要因素，分析油价增加或降低10%～20%、成本增加或降低15%的情况下，评价指标的变化范围。11方案实施要求
11.1基本要求
11.1.1在编制油藏工程方案的基础上，根据聚合物驱油方案的要求，还应完成钻井、采油工艺、地面工程配套方案。
11.1.2按照编制开发方案的要求，编制实施方案：并取全、取准日常生产资料。11.1.3编制风险预测方案，及时解决注聚过程中出现的问题。11.2特殊生产资料录取要求
11.2.1原油含水化验资料要求
正常见聚井每5d取样一次（与量油同时进行）进行含水化验分析，未见聚井每月取样一次，11.2.2配制、注入聚合物溶液水质取样周期及要求11.2.2.1配制、注入用水取样：每月-次。11.2.2.2取样量：500ml，（用玻璃取样瓶）。11.2.2.3分析内容：常规六项离子及铁离子含量，计算总矿化度，11.2.3配制站取样点、取样周期及要求螺杆输送泵出口日常不安排取样，在贮罐出口和过滤器出口粘度损失达5%以上时，或者过滤器两端压力差出现异常时可取样反复检测，直到过滤器正常为止7
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11.2.4注入站、注入井取样点、取样周期及要求注人溶液井口浓度、粘度每半月检测一次。11.2.5采出井采出液取样周期及要求11.2.5.1采出液聚合物含量分析取样：5d-次（与原油含水化验取样同步）。采出水矿化度分析取样：半月一次。11.2.5.2
检测内容：采出液中水溶液的浓度、粘度、氯离子等含量和总矿化度11.2.5.3
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石油天然气行业标准
聚合物驱油开发方案编制技术要求SY/T6683
石油工业出版社出版
（北京安定门外安华里二区一号楼）石油工业出版社印刷厂排版印刷新华书店北京发行所发行
880×1230毫米16开本1印张23千字印1—15002008年3月北京第1版
2008年3月北京第1次印刷
书号：155021·6077
定价：8.00元
版权专有
不得翻印
L00Z—5899L/XS
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