油田产能建设方案的编制-..doc

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目 录

前言
一、编制油田开发方案所必备的条件
（一）、油藏分类
（二)、开发方案的类型
（三）、方案编制所必备的条件
二、油田开发方案的主要内容、权责划分、编制程序
（一）、主要内容
(二)、权责划分
(三）、编制程序
三、地质油藏工程部分
（一）、主要内容
(二）、主要开发技术政策及其采用的常规确定方法
（三）、方案部署
（四）、实施要求
(五）、资料录取及分析、应用
四、附图及其编制规范和要求
五、地质、油藏工程部分的附表编制规范和要求
六、经济评价方法
七、实例（吴旗油田吴420井区长6油藏整体开发方案）略

前言
油田开发方案是指油田开发方法的设计。它是指导油田开发的重要技术文件，是油田开发产能建设的依据。它不仅体现了油田开发的方针政策，也体现了油田开发的重大技术措施和技术经济指标,直接影响着油田开发水平。油田投入开发必须有正式批准的油田开发方案。
一、编制油田开发方案所必备的条件
(一)、油藏分类
鄂尔多斯盆地石油资源十分丰富，总资源量85.88亿吨。其中长庆油区到2010年底共有28个油田，已探明石油储量24。04亿吨，控制储量7.20亿吨;预测储量11.08亿吨。目前资源探明率仅为27.99％,资源潜力较大,油藏种类较多，可归纳分为五大类：边底水构造油藏（典型代表元城油田中区、靖安油田新14井区）、高水饱油藏（典型代表绥靖油田化子坪区）、中低渗层状油藏（典型代表胡尖山油田元72井区）、特低渗岩性油藏（典型代表靖安油田五里湾一区、吴旗油田吴420井区、西峰油田白马区等）、超低渗岩性油藏（典型代表华庆油田长6、合水油田长8等）。
(二）、开发方案的类型
1、概念方案
勘探取得重大突破区域，油藏还未达到探明，开发早期介入.
2、试验方案
通过实验井组的实施，对开发方式、井网系统、压力系统、单井产能进行效果评价，取全取准有关制定油田开发方案编制的各项资料；以确定油田正式开发的技术政策。
3、整体开发方案
在概念方案、试验方案及一定探明储量规模的基础上,通过油藏精细描述、储量评价、油藏工程、钻采工程、地面工程等论证，确定整体建产规模、分年部署实施。
4、上报储量方案
针对上报探明储量区，根据探井、评价井实施成果，评价上报储量的可靠程度，并提出分年开发部署意见.
5、矿权登记方案
在上报储量方案的基础上，为了进一步落实储量的动用程度，在矿权登记的年限内，确定具体动用方案。
6、环评方案
为确保低污染环境开发,在油田正式开发前，提出具体的环境保护方案。
（三）、方案编制所必备的条件
在油田探明地质储量已得到主管部门的认可;油田开发的其他前期研究工作已基本结束，符合国家石油行业标准《油田总体开发方案编制指南》标准要求的必要的基础资料齐全准确、必要的研究报告已得到确认；企业决策层批准后,应着手编制油田整体开发方案.
1、必要的基础资料
(1）、地震采集、处理和解释成果;
(2）、已有井的钻井、测井、测试及试采成果;
(3）、岩心样品的常规分析化验结果;
（4）、该油田的构造图、连井剖面图、含油面积图、有效厚度等值图；
(5）、油、气、水的常规分析和原油高压物性分析报告；
（6）、地质模型资料；
（7）、有关开发技术难点的专题研究报告;
（8）、对各专业在编制开发方案前完成的研究成果的专家评审意见书;
（9)、对各专业开发前期研究的最终推荐方案经决策层审核批准书。
2、必要的研究报告
(1）、地质储量报告;
（2）、有关开发技术难点的专题研究报告；
(3)、因编制开发方案而需要的各专业的研究报告,如：钻井、完井报告和勘探评价阶段的报告等。
3、注意事项
（1）、大中型油藏的开发方案必须开展地质建模和数模工作；
(2）、要求进行多方案比选，同时要求含有水平井开发方案；
（3）、必须的附图或插图；
(4）、必须的附表或插表。
二、油田开发方案包括的主要内容、权责划分、编制程序
（一）、主要内容
1、整个方案内容可分为八部分编写,即:
第一部分 总论
第二部分 油田地质和油藏工程
第三部分 钻井、完井和采油工艺
第四部分 油田地面工程
第五部分 项目组织管理和生产作业
第六部分 职业卫生、安全和环保
第七部分 投资估算及经济评价
第八部分 附件。
2、概述如下：
（1）、第一部分 总 论
主要包括油田地理与自然条件概况、矿权情况、区域地质与勘探简史、开发方案结论等.
　　①、油田地理与自然条件应包括油田地理位置和油田所处范围内对油田开发工程建设有影响的自然地理、交通、环境、气象、海况、地震等情况。
　　②、矿权情况应包括该地区探矿权和采矿权审批情况、采矿许可证复印件和相应图幅（带拐点坐标）。
　　③、区域地质应简述油田所属油气田盆地、凹陷、构造带以及与之相邻构造单元名称和简要关系,并附区域构造位置图.勘探简史主要包括勘探历程和钻探简况。
④、开发方案结论应简述开发方案各部分结论性意见，提出开发方案主要技术经济指标。
（2）、第二部分 油田地质和油藏工程
主要包括油田地质、开发原则、开发方式、开发层系、井网和注采系统、压力系统、指标预测、经济评价、多方案的经济比选及综合优选和实施要求。
油藏工程方案应以油田或区块为单元进行编制.
①、油田地质是油藏工程方案的基础，应综合地质、地震、录井、测井、岩心分析、试油试采等多方面的资料进行。油田地质的主要研究内容是：构造特征、储层特征、储集空间、流体分布、流体性质、渗流特性、压力和温度、驱动能量和驱动类型、油藏类型、储量计算和地质建模；
　　②、按油藏类型（边底水构造油藏、高水饱油藏、中低渗层状油藏、特低渗岩性油藏等）选择合适的开发模式。对于特殊类型油藏（特低渗、超低渗、复杂岩性油藏等）要做好配套技术研究和可行性论证;
③、开发层系、布井方式和井网密度的论证，必须适应油藏地质特点和流体性质，充分动用油藏储量，使油井多向受效,波及体积大，经济效益好；
　　④、油藏工程方案要进行压力系统、驱动方式、油井产能和采油速度的论证，合理利用天然及人工补充的能量,充分发挥油井生产能力;
⑤、多方案的综合优选必须包括采用水平井、分支井等开采方式的对比。要提出三个以上的候选方案,在经济比选的基础上进行综合评价，并根据评价结果对方案排序，提供钻采工程、地面工程设计和整体优化;
设计动用地质储量大于1000×104t或设计产能规模大于20×104t／a的油田（或区块),必须建立地质模型，应用数值模拟方法进行预测；
　　⑥、对于大型、特殊类型油藏和开发难度大的油田要开展矿场先导试验，并将矿场先导试验成果作为油田开发方案设计的依据。
（3)、第三部分 钻井、完井和采油工艺
①、钻井、完井工程方案的编制要充分了解油藏特征及油田开发对钻井工程的要求，要依据油藏类型和开采方式的不同，确定开发井的钻井、完井程序及工艺技术方法。
强化钻井过程中的油层保护措施，井身结构的设计要适合整个开采阶段生产状况的变化及进行多种井下作业的需要。
主要包括：油藏工程方案要点;采油工程要求;已钻井基本情况分析；地层孔隙压力;破裂压力及坍塌压力预测；井身结构设计；钻井装备要求；井控设计；钻井工艺要求；油气层保护要求;录井要求；固井及完井设计；职业卫生、安全与环保；钻井周期设计;钻井工程投资概算。
②、采油工艺方案编制应从油藏特点出发，充分利用油藏工程的研究成果，按照油藏工程方案的要求进行设计.
方案编制要与油藏、钻井、地面工程相结合，在经济上进行多方案比选并综合优化,采用先进实用、安全可靠、经济可行的采油工程技术。
主要包括:油藏工程方案要点；储层保护措施；采油工程完井设计；采油方式和参数优化设计；注入工艺和参数优化设计;增产增注技术；对钻井和地面工程的要求;职业卫生、安全与环保;采油工程投资概算；其他配套技术。
(4）、第四部分 地面工程
地面工程方案设计必须以经济效益为中心，以油藏工程方案为依据，应用先进适用的配套技术，按照“高效、低耗、安全、环保"的原则，对新油田地面工程及系统配套工程建设进行多方案的技术经济比选及综合优化。
地面工程方案设计要注意确定合理的建设规模，以提高地面工程建设的投资效益。
主要包括：油藏工程方案要点;钻井、完井以及采油工艺方案要点；地面工程建设规模和总体布局;地面工程建设工艺方案；总图运输和建筑结构方案;防腐工程、防垢工程、生产维修、组织机构和定员方案;职业卫生、安全、环保和节能等方案；地面工程方案的主要设备选型及工程用量；地面工程总占地面积、总建筑面积；地面工程投资估算.
(5)、第五部分 项目组织管理和生产作业
主要包括:组织机构（机构设置、管理体制、组织形式、工作制度）；生产作业（概述、生产作业组织机构、重要岗位工作描述、生产技术管理要点）；项目定员(生产定员、行政定员、定员来源）；培训（目的、专业、人数、计划）；项目实施计划(实施阶段、实施进度)和业务主管部门职责的确认；从方案执行、投资控制、质量安全环保等各方面的要求.
（6）、第六部分 职业卫生、安全与环保
满足有关健康、安全、环境保护法律法规的要求；遵守作业者关于健康、安全、环境保护的规定;维护健康、创造安全舒适的生产和生活环境;坚持“以人为本、预防为主、防治结合”原则；建立管理机构和监督、检查、评审制度;将HSE管理工作贯穿于整个钻采作业施工过程中,使各种风险减至最低程度。
主要包括:为作业者提供必要的劳动防护用品等物质资源和技术资源；进行宣传、教育与培训;职业病防护措施与医治制度；进行危害与影响的评价与风险管理,应采取风险削减措施，包括预防事故、控制事故、降低事故影响的善后措施等部分；环境保护的要求，挖排污渠及泥浆池，钻井液池及沉砂池防渗措施，完井后清理泥浆池和井场，保护地下民用饮用水源，井场按环保要求进行标准化建设，并进行植被恢复等;钻井和井下作业时的井控要求等。
（7)、第七部分 投资估算和经济评价
投资估算和经济效益评价必须按照费用、效益一致的原则，科学合理地进行费用与效益的估算，评价相应的经济指标，进行相关分析并得出经济评价结论。
主要包括：投资估算与资金筹措；成本费用估算;销售收入与流转税金估算；编制损益表，计算相关经济评价指标；编制现金流量与相关经济评价指标计算；不确定性分析;经济评价结论.
新建油气开发项目财务评价是根据国家和石油行业现行财税制度及中油股份公司发布的预测价格体系，分析、计算项目直接投入的费用和产生的效益,编制财务报表，计算评价指标，考察项目盈利能力、清偿能力及外汇平衡状况，以判别油气开发建设项目在财务上的可行性。
（8）、第八部分 附件
凡编制开发方案所需要的、已经完成的专项研究报告(如：油田地质研究报告、试油成果报告、储盖层研究报告、储量报告或其他专业的专题研究报告等）,均应作为附件列入.
①、当开发方案主报告所实用的各项数据、认识与观点与附件中专题报告完全相同时，主报告只需引用附件中所附专题研究报告的结论即可，不许论述。
②、当主报告的认识和观点与附件的专题报告有微小的差别时，主报告应指出不同的所在,并详加论述，说明理由。
③、当专题报告完成后又有新的资料数据补充时，主报告应补充那些新的资料和数据，并在新的资料基础上,对已有的研究成果加以引申和提高。
（二）、权责划分
油田开发方案的编制是一项系统工程，是由多学科、多部门鼎力配合完成的。油田公司级及以上开发方案由公司主管领导委托油田开发处总负责,油藏评价处、计划规划处等相关部门配合,勘探开发研究院、油气工艺研究院、设计院（西安长庆科技工程有限责任公司)、采油厂地质、工艺研究所等单位，分工负责完成相关部分，最后由勘探开发研究院统稿,提交油田公司相关业务处室审查，公司主管领导审核、公司总经理办公会审定后上报股份公司。具体权责划分如下:
1、第一部分、第二部分由勘探开发研究院或采油厂地质研究所负责完成；
2、第三部分由油气工艺研究院或采油厂工艺研究所负责完成；
3、第四部分由设计院（西安长庆科技工程有限责任公司)负责完成;
4、第五部分由油田公司相应专业处室负责完成；
5、第六部分由油气工艺研究院负责完成；
6、第七部分由勘探开发研究院、计划规划处负责完成；
7、第八部分各有关单位负责完成。
(三)、编制程序
1、基本步骤
(1）、了解方案的来源、目的、设计原则和要点；
（2)、收集地震、钻井、测井、分析化验、测试、试井、试采等各方面的资料;
(3）、开展重点研究、分析和论证工作;
（4）、编制报告、附表附图册。
2、需要开展的重点研究论证工作
（1）、地层对比与划分;
（2）、沉积相描述；
（3)、油藏特征研究；
（4）、储量评价；
（5)、油藏工程论证;
（6）、地质建模与数值模拟；
（7）、开发方案指标预测.
3、编制程序
首先由油田公司主管油田开发领导或委托油田开发处召集：勘探开发研究院或采油厂地质研究所、油气工艺研究院或采油厂工艺研究所、设计院（西安长庆科技工程有限责任公司）、计划规划处等相关单位，明确年度产能建设总体规划目标、万吨产建投资；由勘探开发研究院或采油厂地质研究所开展产建目标筛选,并开展地质、油藏工程研究，提出油田产能建设初步方案；
由公司主管领导组织相关专家论证,提出修改意见，勘探开发研究院或采油厂地质研究所进一步完善,并提供部署依据、部署井位及部署表，交由油田开发处审查；
油田开发处审查、公司主管领导签认后,下达油气工艺研究院或采油厂工艺研究所、设计院（西安长庆科技工程有限责任公司）分别开展钻井、完井和采油工艺方案以及地面工程方案的编制;
相关处室根据公司审定的地质油藏工程方案、钻井、完井和采油工艺方案、地面工程方案，编写项目组织管理及生产作业、实施要求、职业卫生、安全与环保章节；
勘探开发研究院根据各分方案汇总后，开展投资估算和经济评价，筛选排队，提供最终总体方案；
油田开发处组织，油田公司主管领导审查后，提交公司总经理办公会审定后上报股份公司。
三、地质油藏工程部分
(一）、主要内容
包含概况、石油地质特征、油藏开发方案三大部分。
1、概况
（1）、地理位置
a)、明确指出该油田所属勘探矿区的名称、矿区使用批文号和申报的开发矿区边界各拐点的经、纬度坐标；
b)、该油田所处行政区(省、县级或海域）、与最近的重要城市和邻近油田相对地理位置（方位和距离)；
c)、应附有：开发矿区位置图和油田地理位置图.
(2）、自然条件概况
包括油田所处范围内的，对油田开发工程建设有影响的自然地理、环境、气象、海况、地震和其他可能影响油田开发的灾害性自然条件等情况。
（3）、勘探简史
从该油田所在的地区进行勘探工作开始简要叙述,主要包括以下几个方面：
a）、勘探历程；
b）、钻探简况；
c）、储量评估;
附勘探成果图与勘探历程表
（4）、基础资料简况
a)、地震
概述地震资料的采集和处理方式、累计工作量、对地震解释成果和地震成图的基本评价，地震特殊处理资料与含油气性、储层物性的关系.附地震测网图
b）、钻井
概述各类探井井数、累计钻井进尺、累计取芯进尺、芯长和取芯收获率、含油岩芯芯长。附：勘探成果表和取芯汇总表等。
c)、测井
概述各类探井的测井系列；测井资料的环境校准和标准化情况,对资料处理、解释结果的基本评价。应附：测井系列统计表、测井解释数据表和典型的测井解释图。
d)、分析化验
概述岩芯及流体取样情况，化验项目及数量.应附取样及分析化验项目表。
e）、测试、试井与试采
概述测试与试井层段、井数，测试与试井结果,试采以及必要时的先导试验简况.应附：测试、试井与试采成果表。
2、石油地质特征
（1)、区域地质
a）、区域构造位置
简述该油田所属的含油气盆地、凹陷、构造带以及与之相邻的构造单元名称和简要关系。应附区域构造位置图.
b)、区域地质背景
简述该油田所属凹陷(或相邻凹陷）的构造和沉积演化简史。
c）、地层层序
简述地层时代、沉积序列、各层岩性特点、含油气层系及生储盖组合特点。应附地层综合柱状图。
（2)、油藏地质特征
（1)、构造特征
a）、构造类型、构造形态、闭合面积、闭合高度以及圈闭纵向迭合情况
b）、断层的性质、分布及组合特点，对油气的封隔作用，以及断块单元的划分
c）、附：油层顶面深度构造图及典型的地震剖面图，圈闭要素表及断层要素表
（2）、沉积相
a）、含油气层组的划分与对比
b)、含油气层系的单井相分析及储层岩性、岩石结构构造特征、沉积模式分析
c)、储层中粘土矿物和储层成岩后生作用的特点及对开发的影响
d）、储层的层数、单层厚度、累计厚度和测井曲线特征分析
e)、储层岩性和厚度在纵横上的变化特点
f)、附：主要含油气层段的综合柱状图和对比图，典型地震剖面图、地震特殊处理剖面图与平面图，典型的测井曲线图，单井相分析图和主要储层的沉积相图，含油气层系的剖面图、地层或砂层等厚图及小层平面图等.
（3)、储层特征
a)、储层的岩矿特征，碎屑成分、填隙物成分与含量
b)、储集空间类型及组合特征（对具有双重介质特征的储层应描述裂缝特征).附：储集空间类型及组合特征表
c)、孔隙结构特征.附：各项孔隙结构参数特征表，典型的毛管压力曲线
d）、储层的孔隙度、渗透率的大小及分布特征。附：孔隙度分布直方图、渗透率分布直方图、渗透率与孔隙度的关系曲线、储层物性数据表等,孔、渗、饱及泥质含量之间的各种相关曲线。
e)、储层分类及其标准，非均质性和储层评价表
（4)、油气藏特征
a）、圈闭及油气水界面
描述圈闭应包括三个方面：圈闭类型、储盖组合、封闭条件；根据地质、测井和测试等资料，综合分析确定油气水界面深度。附：油气水界面示意图和油气水界面数据表
b）、流体(油气水）性质
地层原油的组分、密度、粘度、饱和压力、体积系数、气油比等；
地面原油的组分、密度、粘度、凝固点等；
地层水矿化度、水型、电阻率、PH值等；
溶解气组份、视临界压力、视临界温度等
c)、压力与温度系统
应在平面上及纵向上划分压力系统，计算各压力系统的地层压力、压力系数及压力梯度。以储层为单元，统计各压力系统的油气藏的温度和平均地温梯度.附:地层压力与深度的关系曲线、地层温度与深度的关系曲线、地层温度与地层压力数据表.
d）、储层渗流物理性质
包括以下几个方面：润湿性;毛管压力；相对渗透率;敏感性实验分析
e）、测试
描述测试、试采和试井情况，并对其结果进行分析和计算.附：各井地层测试表、测试曲线和压力恢复曲线解释成果，若有延长测试资料，应附有详细的试采曲线及成果分析
f)、油气藏类型
按圈闭类型、储层特征、流体性质、驱动能量以及分布等方面综合考虑，描述和确定油气藏类型及对开发的影响.附：油藏剖面图
(5)、地质储量
简要引述已经审批的储量报告的主要结论，主要包括:
a）、根据“GBn269石油储量规范"进行储量计算,简述含油面积、油层有效厚度下限、孔隙度、含油饱和度和原油体积系数等参数.
附:储量分级、分区的平面图，储层等厚图，油藏剖面图、油层顶面构造图、含油面积图、油层等厚图、等孔隙度图、等渗透率图及含油（气）饱和度图等，各计算单元地质储量计算结果表.若前面章节已经使用的图表，本处只需引用即可；
b）、国家审批结论：经国家储委批准的探明地质储量报告的主要结论。附：国家审批探明地质储量表等；
c)、储量评价：应论述地质模式的不确定性，储量可信度及其风险分析,储量品质及其分布，储量潜力等。
（6)、地质建模
应充分利用地震、测井、沉积相、分析化验和其他地质特征等信息，针对油气藏的特点,简述地质建模中参数选取结果，地质模型的网格粗化应与油藏数值模拟模型相匹配，有条件的应进行三维地质建模。
a）、构造格架模型；
b)、油田属性模型；
c）、地质模型；
d)、储量拟合。
3、油藏开发方案
（1)、开发原则
应针对油田开发的特点，遵循如下原则：
a）、充分考虑油田的地质特点；
b)、保证油田适当的采收率；充分利用油气资源；
c)、尽可能采用较高的采油速度，建成较高的生产能力;
d）、充分吸收类似油田的开发经验；
e)、确保油田开发的经济效益.
（2）、开发方式及采油方式
a）、论证油田开发方式，是否需要用人工方式补充地层能量或其他的开发方式；
b）、采用人工方式补充地层能量，应论述注水、注气或其它人工保持压力的方式及注入时机；
c)、自喷生产，应论证自喷生产的时间和井底流压；
d）、机械采油，应预测机采时间、机采时机和机采方式。
（3）、开发层系
根据油层压力系统、油气性质、储层物性、储量规模及隔层特点等划分和组合开发层系。
(4)、井网设计
a)、应充分考虑储层的非均质性、裂缝及断块间的分割性;
b)、应比较采用定向井、水平井或多分支井生产与直井的差异、风险和效益；
c)、附井网部署图。
（5）、压力系统设计
论述地层的压力保持水平;根据饱和压力、地层的压力保持水平及满足产能的需要确定合理的油井流压和生产压差；根据地层的破裂压力和井筒摩阻损失，确定合理的初期注水压力和中后期注水压力。
（6）、单井产能和注入能力
应根据测试结果、储层特征、流体性质和井完善程度等，用经验公式或理论公式计算，并参考类似油田的实际资料，论证开发井投产初期的合理生产能力和注入能力
a)、生产井产能：用多种方法论证油井单井产量，比较直井、大斜度井、水平井的产量关系等。
b)、注入井注入能力：应论证注入井的注入能力，说明注入压差、吸水指数、吸水与采油能力的关系等。
c)、水源井:应论证水源井的产水指数、水体规模及类似水层生产资料等.
d)、应附图表：试油成果表、采油指数统计表、吸水指数统计表、生产井产能数据表、注入井注入能力数据表、水源井产量数据表等。
（二)、主要开发技术政策及其所采用的常规确定方法
1、井网系统
（1）、井排方向
主要根据盆地地应力分布规律及本油田(区块)地应力测试结果，采用井网井排方向与最大主应力方向平行.
（2）、井网形式
①、已开发同类油藏不同井网形式分析
主要从以下3个方面衡量：一是能否延长无水采油期，提高开发初期的采油速度；二是能否获得较高的最终采收率;三是井网调整是否具有较大的灵活性。对于低渗透油藏,既要考虑单井控制储量及整个油田开发的经济合理性,井网不能太密;又要充分考虑注水井和采油井之间的压力传递关系，注采井距不能过大；另外还要最大程度地延缓方向性的水窜以及水淹时间。
根据储层物性、裂缝发育程度等特征，研究形成了正方形反九点（300×300米）、菱形反九点(480～520×130~180米） 、矩形（500×150米）三种开发井网形式(图3-2-1）及相应的井排距，实现了井网与裂缝系统的合理匹配，建立了有效的驱替压力系统。
图3-2—1 　成熟的井网形式

正方形井网
菱形井网
矩形井网
注水井
采油井
裂缝不发育油藏
裂缝较发育油藏
裂缝发育油藏

②、设计不同井排距井网开展数值模拟
通过不同井排距井网的数值模拟,比选含水、采出程度及主要技术指标与开采时间的最佳匹配，优选井网形式。
（3）、井网密度
①、满足标定水驱采收率的井网密度
主要按流度统计出最终采收率与井网密度的经验公式.即当流度小于5时，最终采收率与井网密度的经验公式如下:
，计算获得井网密度.
②、满足单井控制可采储量经济下限
以单位含油面积，采用公式，计算井网密度与单井控制可采储量，筛选满足单井控制可采储量经济极限的井网密度。
③、经济合理井网密度
采用俞启泰公式,即引入经济学投入与产出的因素,推导出计算经济最佳井网密度和经济极限井网密度的方法：

结合综合钻井成本、地面建设投资、投资贷款利率、原油商品率代入上式，用交汇法计算出：现时油价下的经济最佳井网以及经济极限井网密度,结合油田实际，确定现时油价下的井网密度。
(4）、井排、井距的确定与优化
特低渗透、超低渗透油藏井排距的确定主要与油藏基质渗透率和裂缝密度有关，基质岩块渗透率越低,裂缝密度越小,井排距应该越小，反之可以增大，因此，其开发井网的井排距主要根据油藏基质岩块渗透率大小决定,合理的井网排距要求能够建立合理有效的注采压力系统，取得比较好的注水效果。
图3-2-2 　启动压力梯度与渗透率关系图
根据长庆油田低渗透油田储层渗透率与启动压力梯度关系，计算开发区目的层启动压力梯度.从图3—2—2可以看出1.0～0。5mD储层启动压力梯度在0。03～0。1 MPa/m左右。
从排距与注水井和采油井间的地层压力梯度分布曲线看，由于储层物性差，渗流阻力大.当注采井距为250m时，地层能量主要消耗在注采井近井地带，即注水井附近约80m、采油井附近约65m
的范围内，在距生产井65m～170m
范围内,存在一平缓的压力直线段;
而当注采井距从250m减小到80m
时，驱动压力分布曲线中的平缓段
消失，逐渐趋近于陡峭直线.
根据前述计算出的启动压力梯度，
图3—2—3 排距与地层压力梯度关系
从排距与地层压力梯度的关系图
(图3—2—3）可以看出，当储层中任一
点的压力梯度均大于启动压力梯度，可建立有效的驱替压力系统.
综合以上分析研究，开发区块的井网系统就可以给出合理的井网形式,井排方向，井、排距以及井网密度（表3—2-1）。
表3—2—1不同特低渗、超低渗储层推荐井网形式

超前注水
同步注水
滞后注水
2、压力系统
（1）、地层压力保持水平
长庆油田所有的油藏均属于低压油层，特别是特低渗、超低渗油藏无自然产能，由于特低渗、特低渗油藏物性差、压力传导慢，采油井投产后地层压力很难保持在采油井开井时的压力水平，且单井产量递减较快（图3—2-4)。
图3-2-4 　三种开采方式下单井产量变化曲线
因此，必须通过超前注水，使油井投产前地层压力达到原始地层压力的120％，油井投产后将维持在原始地层压力附近、单井产量递减较小.
(2）、采油井合理流压
①、根据饱和压力确定油井的流压
特低渗透、超低渗透油藏油井采油指数小，为了保持一定的油井产量，需降低流动压力，加大生产压差；但对于饱和压力较高的油藏，如果流动压力低于饱和压力太多，会引起油井脱气半径扩大，使液体在油层和井筒中流动条件变差,对油井的正常生产造成不利影响。
根据同类油藏开发经验,当流动压力为原始饱和压力的60％～70％时,采油指数最高.
② 根据合理泵效确定最小流动压力
根据油层深度、泵型、泵深,不同含水率条件下保证泵效所要求的泵口压力，由泵口压力可以计算最小合理流动压力。
合理泵效与泵口压力的关系如下:
式中:
N—泵效；
Pp—泵口压力，MPa；
Fgo—气油比，m3/t;
a-天然气溶解系数，m3/m3/MPa；
fw-综合含水，小数;
Bt—泵口压力下的原油体积系数。
根据上式计算出不同含水时期泵效与泵口压力的关系(图3—2—5）。特低渗透、超低渗透油藏渗流条件差，要求泵效达到40％时，可得出不同含水时期泵口压力值。最小流动压力与泵口压力的关系式为：

式中：
Pwf-最小合理流动压力，MPa；
Pp—泵口压力,MPa；
ρo-动液面以下泵口压力以上原油平均密度，g/cm3；
Hm—油层中部深度，m；
Hp—泵下入深度，m；
Fx-液体密度平均校正系数。
根据泵口压力与最小流动压力的关系求出最小流动压力，最后得到最小流动压力与含水率关系（图3—2-6）。

图3-2—5 泵效、含水与泵口压力关系
图3-2—6 含水率与最小流动压力关系

(3）、生产压差
特低渗透、超低渗透油田油井采油指数小，油井见水后采液指数又大幅度下降，要保持一定的产能，必须要采取较大的生产压差，要保持较大的生产压差,需要保持较高的地层压力。
投产初期，实施超前注水， 地层压力保持在原始地层压力的120%，则一般特低渗透、超低渗透油藏生产井合理流压为7.0—8。0MPa左右。
另外根据长庆油田开发经验，特低渗透、超低渗透油层压力保持在原始地层压力附近，可以保证油井有足够的生产能力及合理的开采速度,则合理生产压差=原始地层压力-合理流压。
（4）、注水井井口压力
改变以往利用破裂压力作为最大注水压力，而是用裂缝开启压力作为最大注水压力。 其确定方法有两种：
方法一：理论计算
P＝H［sinφ(Fmax—Fmin）+Fmin］
(P—开启压力；H—油层某一点深度；Fmax—最大水平主应力梯度；Fmin—最小水平主应力梯度;φ-裂缝走向与最大水平应力夹角，图3—2—7）。

地层上覆压力
水平最大主应力
水平最小主应力
φ

图3—2-7 地层应力分布示意图
方法二:矿场实际
应用吸水指示曲线拐点压力。
拐点压力

图3—2—8 矿场实测吸水指示曲线
则，注水井井口注入压力=裂缝开启压力（图3-2-8）。
3、注水量设计
（1）、超前注水期
①、注水量的确定
超前注水时，按照圆形封闭地层以注水井为中心,考虑启动压力梯度,在达到拟稳态的情况下,根据地层压缩系数的定义，可得累积注水量与地层压力有如下关系：

其中，

式中:ΔV—累积注水量，m3；
Ct—地层压缩系数,MPa-1；
V—注入孔隙体积，m3；
ΔP—压力差，MPa.
Co—地层原油压缩系数，MPa-1；
Cw—地层水压缩系数,MPa-1；
Cf—岩石压缩系数，MPa-1；
T-地层温度，℃；
Swi—束缚水饱和度,小数；
Φ—孔隙度，小数;
Rsw—地层水中天然气的溶解度，m3/m3;
P—地层压力，MPa。
采用超前注水开发,当目的层地层压力达到原始地层压力的120%时开井投产,注水井单井累计注水量可通过上述公式计算出。
②、注水强度的确定
对于菱形反九点井网,根据达西定律，考虑启动压力梯度影响，注水井注水强度公式为：

式中: A—注采井组面积，m2， A=4ab；
Pf-裂缝开启压力，MPa;
P -原始地层压力，MPa；
-0。0608*k—1。1522启动压力梯度，MPa/m;
Bw—水体积系数,
μw—水粘度,mPa。s；
K—地层渗透率, 10－3μm2；
Krw-残余油时水相渗透率，小数;
Υw-井径，m;
图3—2-7 　注水强度与见水速度的关系图
从上式可以看出，注水强度与裂缝开启压力有关,经过计算可获得目的层最大注水强度。
根据长庆油田近几年超前注水的实施效果的分析(图3-2—7),当注水强度大于3。0 m3/d。m时，油井投产后见水较快，而且含水上升迅速。因此，超前注水期注水强度应控制在3.0 m3/d.m以下，油井开井投产效果最佳,见水速度缓慢；注水强度在1。6~2.5 m3/(d.m）时，地层压力恢复速度较合理（图3—2—8、图3—2—9）.
均质模型
复合模型
裂缝模型

图3-2-8 白马中注水强度、地层压力及渗流模型的关系

裂缝模型
复合模型
均质模型

0.05MP/h
0.03MP/h

图3—2—9 白马中地层压力与压力恢复速度以及渗流模型关系

③、正常生产期
根据注采平衡原理，投产期注水井的日配注量公式为：

式中：
No：采油井数；
Nw：注水井数；
Qo:采油井日采油量，t/d;
Qw：注水井日配注量,m3/d；
Bo：原油的体积系数；
Bw：水的体积系数；
:地面原油的密度,kg/m3；
Sw：采油井的初期含水率，小数；
M:注采比，小数。
根据长庆油田三叠系特低渗油藏的开发经验，合理注采比应该满足以下条件：一是注水初期，能够保证地层压力水平稳定或稳步恢复；二是油井受效后能够保持地层能量稳步回升，在保持产量稳定的条件下，努力延缓油井见水时间。
4、单井产能论证
(1）、采油指数法
根据开发区块目的层井同期测试的地层压力、流压和产量等数据计算对应的米采油指数；根据前述的合理生产压差,据此计算母的层的单井产量。
（2）、视流度法
根据长庆油田三叠系油藏的实际资料统计，米采油指数与流度具有如下关系式：lgIoh=0。473lg(K/μo）-1。077
式中：Ioh——米采油指数（t/（d·m· MPa））
K——空气渗透率概率中值（mD）
μo --地层原油粘度（mPa·s）
据此计算，目的层采油指数；根据前述的合理生产压差，计算出目的层的单井产量。
（3)、试采分析法
根据同类油藏采用超前注水开发,投产井初期产量、前三个月平均日产油、近三年时间内日产油稳定产量,预测开发区块初期产量。
（4）、单井产能综合取值
综合以上三种方法计算结果，在超前注水开发条件下，开发区块的单井产能可取一个综合值。
5、采收率
根据SY5367-1998行业标准和长庆油田已开发油田采收率标定方法筛选结果，采用6种方法进行注水采收率计算。
（1）、相对渗透率曲线法
用相对渗透率曲线可以直接获得两相区可流动空间，从而间接得到油藏采收率的大致范围。
（2）、驱油效率法
采收率ER等于驱油效率Ed与体积波及系数Ev的乘积，即：

通过采用水驱油试验、相对渗透率曲线计算、经验公式等方法分别确定水驱油效率、体积波及系数，最终确定油藏采收率。
(3）、井网密度法
由谢尔卡切夫公式计算采收率:

(4）、压汞曲线法
利用压汞试验中的退汞效率可以大致得到油藏采收率的高低界限，一般退汞效率所反映的油藏采收率属于采收率上限.
(5）、经验公式法
公式1（中国——陈元千）

公式2（中国——俞启泰）

公式3（中国——杨通佑）

公式4（中国——东部油田统计）

公式5（中国—-万吉业）

（6）、类比法
利用油藏类型、储层性质及流体性质等油藏参数的相似性，参考已开发同类油藏采收率，确定新投入开发油藏的采收率。
（7)、采收率计算结果及选值
综合上述各类方法计算结果，确定新投入开发油藏的采收率.
（三）、方案部署
1、部署原则、依据
（1）、部署原则
①、根据储量状况和开发现状，按效益排队，筛选产建目标区；对储量落实、产建效益好的地区，集中规模建产；

②、在扩大新区建产的同时，搞