【石油天然气行业标准(SY)】 采油工程方案设计编写规范

石油工业标准化技术委员会CPSCSY
中华人民共和国石油天然气行业标准SY/ T 6081-94
采油工程方案设计编写规范
1995-01-18发布
中国石油天然气总公司
1995-07-01实施
主题内容与适用范围
引用标准
采油工程方案总论
采油工程方案设计的油田地质和油藏工程基础开发全过程中系统保护油层的要求及措施完井工程设计要求
注水工艺方案设计
采油方式优选及其工艺方案
低渗透油藏整体压裂改造方案设计采油工程辅助配套工艺
12油、水井动态监测·
13措施及作业工作量、作业队伍需求量预测和配套厂、站建设14采油工程方案经济分析
15推荐方案及实施大纲
附录A采油工程方案设计编写细则(参考件)1主题内容与适用范围
石油工业标准化技术委员会CPSC中华人民共和国石油天然气行业标准采油工程方案设计编写规范
本标准规定了编制油田开发采油工程方案设计的内容及其方法。SY/T 6081-94
本标准适用于具有一定规模的注水和天然能量开发的新油田采油工程方案的编制。2引用标准
SY／T5358砂岩储层敏感性评价实验方法SY5322套管柱强度设计推荐方法SY／T5329碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法3符号
含水饱和度；
油相相对渗透率；
Krw水相相对渗透率；
注入外来流体前的油相渗透率；注人外来流体后的油相渗透率；注人外来流体后割去污染端的油相渗透率；气体渗透率；
液体渗透率；
地层水渗透率；
岩心孔隙度；
采液指数；
采油指数；
原油含水率；
稠度系数；
流性指数。
采油工程方案总论
油田地理位置及环境条件
油田地理位置。
油田环境条件。
4.2油田勘探主要成果
简要历程。
主要成果及认识。
油田开发的总体部署及技术政策4.3
4.4方案的编制原则
4.5方案设计要求达到的技术经济指标中国石油天然气总公司1995-01-18批准1995-07-01实施
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包括油井产量指标、稳产时间、油层改造程度、油水井免修期、经济效益等。5采油工程方案设计的油田地质和油藏工程基础5.1油田地质基础
5.1.1地质构造特征（见表A1、表A2及图A1)。5.1.2储层分布特征及油水关系（见表A3、图A2），5.1.3储层岩心分析（见表A4)。5.1.4储层裂缝及地应力研究成果。5.2油藏工程设计基础
5.2.1流体性质（见表A5~表A8)。5.2.2油藏压力与温度。
5.2.3储层岩石渗流特征。
5.2.3.1润湿性分析（见表A9)。5.2.3.2相渗特征分析（见表A10、图A3）。5.2.4敏感性分析（见表A11)。
5.2.5试油、试采成果及试井资料解释结果（见表A12～表A14)。5.2.6油藏类型和驱动方式。
5.2.7油田开发层系和开发方式（开发层系的划分和井网部署见表A15、图A4)。5.2.8油井产能预测（见表A16）。5.2.9油田开发指标预测结果（见表A17、表A18)。5.3油田地质和油藏工程方案提出的采油工艺要求根据油田地质特征、油藏工程方案，提出采油工艺特点、关键工艺技术和方案编制重点。5.4油田开发压力系统分析。
6开发全过程中系统保护油层的要求及措施6.1钻井、固井过程中保护油层的要求及措施6.1.1主要损害因素及分析。
6.1.1.1钻井液、完井液滤液损害分析按SY／T5358的规定执行。6.1.1.2钻井液、完井液固相侵人损害分析按SY／T5358的规定执行。6.1.1.3压差对屏蔽环形成质量的影响（见表A19)。6.1.2钻井液、完井液优选。
6.1.3推荐的保护油层措施及要求。6.2射孔、修井作业中保护油层的要求及措施6.2.1主要损害因素及分析（见表A20)。6.2.2射孔液、压井液优选。
6.2.3推荐的保护油层措施及要求。6.3注水过程中保护油层的要求及措施6.3.1注人水引起水敏损害程度分析（见表A21）。6.3.2粘土稳定剂溶液对岩心渗透率的损害分析（见表A22)。6.3.3推荐的保护油层措施及要求。6.4增产措施中保护油层的要求及措施6.4.1压裂过程中保护油层的要求及措施。6.4.1.1主要损害因素及分析。
6.4.1.2压裂液选择
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6.4.2酸化过程中保护油层的要求及措施。1主要损害因素及分析
6.4.2.2酸液体系选择。
6.4.3其它增产增注措施中保护油层的要求及措施。6.5油层保护措施及实施建议
7完井工程设计要求
7.1完井方式选择
7.2生产管柱尺寸确定
7.2.1油并管柱尺寸确定（见图A5)。7.2.2注水井管柱尺寸确定（见表A23）。7.3套管设计要求
7.3.1生产套管尺寸确定。
7.3.2套管强度及不同壁厚套管下人程序的要求和保护措施。7.3.3
套管密封性要求。
7.4钻开油层及固井要求
钻开油层使用钻井液密度及浸泡时间要求。7.4.14
固井水泥返高要求。
固井水泥胶结质量要求。
7.5射孔工艺方案设计
影响射孔效果的因素分析。
射孔参数优化设计（见表A24)。射孔液性能要求。
射孔方式及工艺选择。
5完井要求及实施建议
注水工艺方案设计
注人水水源选择与水质要求
储层孔隙结构分析。
8.1.2注人水水质要求（见表A25）。8.2注水系统压力分析
8.2.1注水井吸水能力预测（见表A26)。注水破裂压力预测。
8.2.3注水压力设计（见表A27)。8.2.3.1并口注水压力设计。
8.2.3.2井底注水压力设计。
8.3油藏工程方案中对注水要求的工艺可行性分析保持油藏压力水平的可行性。
8.3.2完成配注量的可行性。
8.3.3注水时机的工艺分析。
8.4注水管柱设计
8.4.1注水管柱结构设计（见图A6、图A7)。石油工业标准化技术委员会CPSOSY/T 6081—94
8.4.2注水管柱强度计算（见表A28～表A30)。8.5注水井投（转）注措施及要求8.5.1注水井试注要求。
8.5.2投（转）注方式。
8.5.3投（转）注前的油层预处理措施。8.5.4投（转）注管柱及工艺要求。8.5.5注水井井筒保护措施。
8.6注水井增注及调剖措施。
8.6.1增注措施。
8.6.2调剖措施。
8.7注水井日常管理要求
8.8注水工艺方案总结及实施建议9采油方式优选及其工艺方案
采油方式选择的原则
9.2油藏（区块）油井产能预测与分析9.2.1采液指数预测（见表A31、图A8）。9.2.2区块油井产能分布（见图A9)。9.3油井自喷期生产动态预测
9.3.1不同开发阶段油井最大自喷产量（见表A32、图A10、图A11)。9.3.2生产系统压力分析。
采油井井口压力选择。
采油井井底流压设计（见表A33)。9.3.3油井停喷条件预测（见表A34)。9.4人工举升油井生产动态模拟
有杆泵油井生产动态模拟（见表A35、图A12、图A13）。电潜泵油井生产动态模拟（见表A36、图A14、图A15）。9.4.3水力活塞泵油井生产动态模拟（见表A37)。注：最大产量图版和最大产量预测曲线型式类似图A12～图A15。9.4.4气举井生产动态模拟（见表A38）。注：最大产量图版和最大产量预测曲线型式类似图A12~图A15。9.4.5其它采油方式生产动态模拟。9.5．各种采油方式完成配产要求的可行性分析9.5.1合理的油藏压力保持水平。9.5.2完成配产要求的可行性（见图A16)，9.5.3合理转抽时机。
9.6采油方式综合评价与决策
9.6.1综合评价因素（见表A39)。9.6.2综合评价（见表A40、图A17)。.9.7采油工艺方案
9.7.1推荐的工艺参数范围。
9.7.2采油设备的类型、规格、数量及性能。9.7.3配套管柱的结构及强度校核。4
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9.8采油方式选择结论及实施建议10
低渗透油藏整体压裂改造方案设计10.1压裂改造的地质及油藏工程基础分析10.1.1
构造特征与地应力分析。
储层及岩性特征分析。
油藏工程设计的布井方案及配产要求分析。整体压裂改造的必要性及可行性初步分析。10.2整体压裂改造方案设计
压裂液、支撑剂选择（见表A41、表A42)。压裂方式选择。
整体压裂改造的数值模拟。
油藏及水力裂缝数值模拟模型的选定及生产历史拟合数值模拟方案的选定及模拟计算。数值模拟结果分析。
油藏工程布井方案对整体压裂改造的适应性分析及对井网布署的建议10.2.3.4
10.2.4压裂工艺参数选择（见表A43、表A44)10.3整体压裂改造效果及效益预测10.3.1
整体压裂改造效果预测。
10.3.2经济指标计算与方案的经济分析。10.4整体压裂改造方案研究结论及实施建议11．采油工程辅助配套工艺
11.1解堵工艺措施
11.1.1油层损害程度分析。
11.1.2解堵方法选择。
11.1.3推荐的解堵工艺方案。
11.2清、防蜡工艺方案
11.2.1含蜡量、蜡性及结蜡规律分析。11.2.2清、防蜡方法选择。
11.2.3推荐的清、防蜡工艺方案。11.3油井、水井防砂工艺方案
11.3.1出砂的可能性分析。
11.3.2防砂方法选择。
11.3.3推荐的防砂工艺及配套技术。12油、水井动态监测
动态监测的总体方案设计。
动态监测仪器设备及工艺选择。12.2
12.3动态监测方案实施要求与建议。13措施及作业工作量，作业队伍需求量预测和配套厂、站建设13.1措施及作业工作量预测。
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13.2作业队伍及装备需求量预测。13.3配套厂、站建设。
14采油工程方案经济分析
14.1基本参数和分析评价指标。14.1.1基本参数及其确定（见表A45～表A48）。14.1.2分析评价的指标。
14.2采油设备投资及采油费用。14.2.1采油设备投资。
14.2.2不同采油方式费用对比（见表A49），15推荐方案及实施大纲
15.1方案的系统分析。
15.2方案实施大纲。
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附录A
采油工程方案设计编写细则
(参考件)
为了便于编写采油工程方案设计，就方案设计中通用或较为重要的部分，编写了如下细则，作为参考。
A1采油工程方案设计的油田地质和油藏工程基础采油工程方案设计的基础和依据是油田地质研究和油藏工程设计方案。在编制采油工程方案时，应提供以下油田地质研究成果和油藏工程方案的有关资料（见表A1～表A18及图A1～图A4)：表A1
岩石成
分含量
地质构造圈闭要素
地层厚度
断层数据
长／短
断面倾向、倾角
(°）
油田地质特征
岩性特征
表A4岩石矿物成分及特征
胶结物
成分含量
孔隙度
油层物性
渗透率
延伸长
翼部倾角，（°）
电性特征
含油饱
10-μm2
10~μm2
主要流动喉道尺寸
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(测温）
地面原油性质分析bzxZ.net
凝固点
初馏点
沥青质
天然气分析
异丁烷
正丁烷
油田地层水分析
总矿化度
mg / L
K++Na+
含蜡量
含硫量
戊烷及以上
主要离子，mg／L
地层原油\PVT\分析
mPa·s
含水量
收缩率
储层岩石润湿性分析
孔隙度
渗透率
饱和度
吸油量
吸水量
原始气
二氧化碳
+硫化氢
溶解系数
润湿性
Sw，%
油田名称
速敏性评价
临界流速
试油层序
解释层号
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表A10不同含水饱和度下的油、水相对渗透率表A11
储层敏感性评价实验结果
水敏性评价
部深．
采液指数
工井底m
盐敏性评价
临界矿化度
mg / L
表A12
试油日期
试油成果
日产量
表A13稳定试井分析结果汇总
每米采液指数
m/ (MPa'd)
有效渗透率
10~μum2
m / (MPa- d· m)
油相有效
渗透率
10-~μm2
表A14
地层测试成果分析汇总
流动系数
m/mPa·s
地层系数
10-3μm2.m
碱敏性评价
压力,MPa
允许最大
生产压差
堵塞压降
堵塞比
酸敏性评价
累积产量
允许最大
产油量
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