【石油天然气行业标准(SY)】 热采稠油油藏开发调整方案编制技术要求 蒸汽吞吐部分

ICS 75.180.99
备案号：8207—2001
中华人民共和国石油天然气行业标准SY /T 64252000
热采稠油油藏开发调整方案编制技术要求蒸汽吞吐部分
Technical requirements for cornpilation of adjusting development designfor thermal recovery of heavy oil reservoir - steam huff & puff2000 - 12 - 25 发布
国家石油和化学工业局
2001－ 06 — 01 实施
SY/T 6425--20:0
号用标准
开发调整方案编制的内容
报告编写要求
SY/T 6425-2000
开发调整方案是指导油田实施调整的重要依据，为规范开发谢整方案技术要求，制定方案技术标推是十分必要的，本标准是根据中国石油大然气集团公司2000年石油大然气行业标准制定、修订计划而制定的。本标准规范了热来稠油测藏蒸汽乔吐部分开发调整方案编制技术要求及编制内容本标雅由中国石油犬然气集团公司提出，本标准由油气用开发专业标准化委员会归口本标雅起草单位：中国石油天然气股份有限公司辽河油田分公司勘探开发研究院。本标雄主要起草人张修文刘锦霞觉维芝马德胜
中华人民共和国石油天然气行业标准热采稠油油藏开发调整方案编制技术要求蒸汽春吐部分
SY/T 6425—2000bZxz.net
Technical requirements for compilation of adjusting development designforthermal recoveryofhearyoil reservoirsteamhuff&puff本标准规定了注蒸汽热采稠油油藏开发调整方案蒸汽吞吐部分编制的内容、方法及技术要求。本标准适用于蒸汽吞吐稠洲洲藏开发调整方案的编制。2引用标准
下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文，本标准出版时，所示版本均为有效：所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性，GBn269—88石油储量规范
GBn270—88天然气储量规范
SY/I6102—2000稠油油藏注蒸汽开发动态监测录取资料的内容及要求SY/T6191—1996油油藏描述技术要求SY/T61931996稠油注蒸汽开发可采储量标定方法SY/T6282—1997稠油油藏流体物性分析方法原油渗流流变特性测试SY/T6315--1997稠油油藏驱油效率的测定SY/T6384—1999稠油油藏高温相对渗透率测定3开发调整方案编制的内容
3.1油藏地质再认识
在原方案对油藏认识的基础工，根据增的地震、钻并、测井、取心、试油、生产动态及监测等资料，对油藏特征按SY/6191进行重新描述．确定建模方法和参数，重新建立调整区块地质模型3.1.1构造
确定调整区构造边界，重新组合内部断层，按开发层系划分独立的开发单元，分层组研究微构造特征：
3.1.2踏层
刘储层层划分的旋回性、标志层逃行再认识，描述层组划分结果。研究层间、层内储层岩性、物性、矿物成分、胶结物成分、胶结类型及其在纵向、平面1的变化规律及非均质特征，3.1.3沉积机
在宏观沉积相研究的基础工，对调整区块储层以小层为单元，研究沉积微相的类型、带分布、岩性、物性等特征，并重新做出计价。3.1.4隔层及夹层
研究层组间隔层及层内夹层的君性、产状、渗透性、厚度、分布特征等，并做分类评价。3.1.5油气水分布及油藏类型
按开发层系研究油气水分布及其控制因素，确定剂气、汕水界面、内外边界及油藏类型.国家石油和化学工业局2000－12－25批准2H)1-06 －01 实施
3.1.6流体性质
3.1.6.1原油性质
SY/T6425—2000
原始原油性质、组分、馏分、粘温关系及其在开发过程中的变化。3.1.6.2天然气性质
原始天然气性质、组分及其在开发过程中的变化。3.1.6.3地层水性质
原始地层水矿化度、水型及其在开发过程中的变化。3.1.7渗流物理特征
3.1.7.1原油流变性
原始及开发过程中原油流变性对比、分析。渗流及流变特性测试按SY/T6282执行。3.1.7.2相对渗透率
原始及开发过程中油水、油气相对渗透率试验特征值对比、分析。相对渗透率测定按SY/T6384执行。
3.1.7.3驱油效率
原始及开发过程中驱油效率对比、分析。驱油效率测试方法及要求按SY/T6315执行。3.1.8油藏压力及温度
3.1.8.1油藏压力
不同开采阶段的油藏压力、破裂压力的分布及其变化规律。3.1.8.2油戴温度
不同开采阶段的油藏温度的分布及其变化规律。3.2油藏储量
在地质再认识的基础上，按层组确定有关参数，核算原始地质储量（包括天然气储量），并与原方案地质储量对比，说明变化原因。储量计算及评价按GBn269、GBn270执行。3.3剩余油分布研究
充分利用近期调整井、检查井、更新井及侧钻并的录井、取心、测井、试油、开采动态生产测试等资料和观察井的温度，压力资料，采取多种方法分层组或单油层研究剩余油的分布。3.3.1纵向上剩余油分布
在储层纵向非均质研究基础上，逐井研究纵向动用状况，确定纵向剩余油分布并做出评价。3.3.2平面上剩余油分布
在纵向剩余油分布研究基础上，研究井间储量动用状况，并结合微构造、微相及平面非均质研究，对井间剩余油分布做出评价。3.3.3剩余油分布定量研究
在对纵向和平面剩余油分布进行评价的基础上，建立有代表性的层系地质模型，定量研究层系内各层组或单油层剩余油的分布，作为开发调整的基础。3.4油藏开发效果评价
3.4.1目前开发指标与原方案指标对比以独立的开发单元为对象，结合目前层系、并网现状，核实动用储量，标定可采储量并计算相应的开发指标，通过与原方案指标对比做出评价。对比指标为：采油速度、采出程度、采出1%地质储量压降、自然递减率、采注比、回采水率、油气比等。可采储量标定按SY/T6193执行3.4.2热能利用率分析
对地面、并简和油藏整个系统的热能利用状况进行分析和评价。3.4.3蒸汽吞吐阶段开采效果分析2
SY/T6425—2000
分析各开采时期不同并距下、不同吞吐阶段的周期产油量、平均单井日产油、油气比、回采水率、采注比、油层压力、综合含水等变化规律，同时分析目前油层压力场、温度场分布以及热连通状况。
3.4.4储量动用状况评价
利用油藏静、动态资料、数值模拟、油藏工程研究等技术综合分析、评价储量动用状况。3.4.5经济效益分析
阶段经济效益与原方案预测指标对比、分析。3.5开发调整方案油藏L程设计
3.5.1调整原则
调整目标是提高阶段采收率，增加经济可采储量，3.5.1.1
选定的开发方式应技术可行、经济有效。3.5.1.2
钻采工艺要实用、配套、高效益。3.5.1.3
3.5.1.4地面工程要充分利用现有注采、集输流程控制新增投资。3.5.2油藏工程设计
3.5.2.1开发方式
对日前开发方式及开发试验进行评价，并通过油藏物理模拟、数值模拟、油藏工程研究等方法优选开发方式并确定转换开发方式的时机，3.5.2.2层系井网
依据地质特点、剩余油分布，通过油藏物理模拟、数值模拟、及油藏工程研究等方法确定合理的开发层系和注采井网。
3.5.2.3注采参数优选
应用数值模拟、经济效益分析等方法优选所确定的开发系统的注采参数。3.5.2.4，方案指标预测及对比
预测不做调整继续蒸汽吞吐开发和调整方案的开发指标，并进行同期对比及技术评价。开发指标为：开数、时间、产油量、产水量、油气比、采油速度、采出程度、最终采收率等，预测时间不少于10年。
3.5.2.5调整方案设计
在开发方式、层系、井网及注采参数优选的基础上，要求至少对两个以上方案进行开发指标、经济指标及工作量对比。对各方案进行优选后，完成推荐方案新井、老井工作量及监测系统部署，确定调整方案设计。
3.6方案实施要求
依据调整方案设计安排，对钻采工程、地面建设工程提出要求，资料录取要求按SY/T6102执行。
4报告编写要求
4.1主要内容
主要内容包括：
a）调整区概况。
b）开发历程。
c）地质再认识。
d）剩余油分布研究：
e）开发效果评价。
f）开发调整方案油藏工程设计，包括调整原则、开发方式、层系井网、注采参数优选、方案指标预测及对比，以及调整方案设计等，）方案实施要求。
4.2基本附图、附表
4.2.1基本附图
a）原方案部署图。
b）调整层系构造图。
c）地层对比剖面图：
d）沉积微相图，
e）层分布图。
f）油藏剖面图。
g）相对渗透率册线：
h）开发现状图。
）剩余油分布图：
SY/T 6425-—2000
i）调整前“三场”图、即饱和度场、压力场、温度场图。k）地质模型示意图。
1）调整井位部署图。
m）调整区综合开农曲线。
n）开发指标对比曲线。
心）推荐方案开发指标预测曲线。4.2.2其本附表
a）调整区基本数据表：
b）地质储量变化表。
(）原方案并网要素表。
d）检查井油层动用状况表。
e）调整工作量表。
）调整部署井号表：
g）调整方案10年开发措标预测表。4.3封面及耶页
4.3.1封面
注明分类号，编号、调整方案名称、编制单位和日期，4.3.2页
江明编制单位、编写人、参加人、技术负责人、审核人、批准人及批准口期
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