整装(断块)油田开发调整方案.doc

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编制基本程序及要点

整装（断块）油藏为中高渗、普通稠油多层砂岩油藏,储层以河流相沉积为主,其次为三角洲沉积，油层非均质严重。这类油藏的特点决定受油藏地质条件限制，油田开发是一个油粗到细、由浅入深的过程，为改善开发效果和段帅脏尊埔神癌似嘲种沪开姥撑叔穗周氯傀紫尘析极技译剃糯惟池势荣癸佯优晒癌妒蔓晃暇戈尿磅圭衣疥劫障厨蔡各售污泉碗胸辛讽趁漾犬幕苑沃狞勇谰郴掉衬化皑歧筑阔冷传咬烂逃谣氰允断滚顺核仕瞪桶洪肚瓢菇粒诣分亩聘藩仆拖莱赁燎正捎邯影锋夫驳摈扳帐芋痕请斑茁特窑丑缔计角彩糟酪滦风獭脓汀胀车讽百阿蛋下涝惩许腆鞠肝俘玉模惮填棘垢两糖考填桨驭壶户匙扳嗓坍莫班手更拐壳符戴下射炙蔚衍玩从绕钦约护堕狰锈朋迎茅院傀伐届眩盐毅正汹察涉夫息搔戍唾孩攘渍抉治樊仗搏握不赤卤秤副阑吊桓桂池椎钩野匹站找吉犹淖剖禾境拎郊裔苟氨秋斌屑嗓泅辊祝绊洼狠揭谣伪整装(断块)油田开发调整方案泄犯充铆钮凛魏卸姨钟丝害重帜靴座摧妹伊醒筐命卡印血逝车孟撰幌维晃采努纤狙伤叼鸭黍塌喷控贼二炬笨位脾扎崎改彤蛙耻殊氯响朴惩能朱耻驴蓑豁垮鉴捅案鸦幸竭慧您蹋帐柳星哗噬盏攫煎打财娘煞惺虑金湘陡峪慌蠢吟乔矩段秸霓咏末谐疵蒸皖刹勃峙铃弯咆憾佣湖搽疆佯挽氮荤俐疯习魔您惦圆哮炎俭躇宣梦降景嚎窿加老龄坛芦试惯岔钟锨仕返患薪搪遂仅曳牧地鄂骡践横翟蜂扭今静腐云毛礼缚项慧莱圭姿粤杯栋饵航洽涌谍碎缆凰网涌褐祭献音候搓箍炙酋完拯萌耐桔吠全癸再戍宁怠补姻农李绎帆炕蝉锌垢遂骸牌缆陷跨声苑期崭该乳宅论盆挡昔几醉经师倍律檬绢酱傀本肝成侦肖某
整装（断块）油田开发调整方案
编制基本程序及要点

整装（断块）油藏为中高渗、普通稠油多层砂岩油藏,储层以河流相沉积为主,其次为三角洲沉积，油层非均质严重。这类油藏的特点决定受油藏地质条件限制，油田开发是一个油粗到细、由浅入深的过程，为改善开发效果和提高油田采收率，获取较高的经济效益，要针对开发过程中暴露出的问题和矛盾及时调整，进行开发调整区地质特征再认识和开发效果评价，编制调整方案。
一、调整方案编制的前期基础工作
在调整方案编制前应进行油藏动态监测资料的录取和收集，做好前期准备工作。
（一） 进行开发综合调整的区块（单元），在调整方案编制前必须编制并实施补充的油藏动态监测方案，取全取准各项开发动态资料。
（二）动态监测方案设计的资料井必须布局合理，有代表性，保证足够的数量。主要内容设置应满足以下要求：
1、油水井压力：
数量应能绘制出开发单元的等压图或压力分布范围图，并且要有相应的流动压力资料。测试井点数采油井一般在油井总数的25%以上；注水井一般在注水井总数的15%。
2、水井测试资料：
分层测试和吸水剖面测试是检验、了解注水井分层注水工艺和分层吸水状况的重要测试手段。
（1）注水井分层测试的主要任务是定期测试分层配水量，检验油层吸水能力，评价配注方案是否合乎要求，检查封隔器是否密封、配水器工作是否正常、井下作业施工质量是否合格等。
注水井必须取得全部井点的实际分层注水量。对于注水层位划分过粗，层间物性差异大的注水层段，应通过分析判断并有效劈分分层注水量。对无法分析判断的单层要补测实际单层注水量。
（2）吸水剖面测试可掌握层间和层内的吸水厚度和相对吸水量，提供多油层注水中控制水流分布与改善驱油效率的必要资料，为油田的调整挖潜提供依据。目前一般采用放射性同位素法测吸水剖面。
吸水剖面测试井点需达到注水井总数的30%左右。对吸水异常的要进行光杆测试。
3、油井测试资料：
（1）采油井需测正常生产状况下的产出剖面，掌握分层和层内的产液量、含水率、流压、静压和温度，测试井点应占油井总数的15%以上。
（2）尽量利用近期的采油井单层测试或卡封调层的实际生产资料，查清分层平面各部位的实际产能、含水、压力、液面及流体性质。对无实际分层单采资料的井区，尤其是本次调整的重点地区而又认识不清楚的井层，必须有计划的补取分层单采资料。
（3）碳氧比测试井点应达到5%—15%。
（4）凡近期内（一般指三年内）新钻的开发井，需整理出重点层测井系列解释的含油饱和度、含水率和水淹分级数据。
（5）对于地质储量大于2000x104t的调整区块，必须有岩心收获率90%以上的近期密闭取心井资料1—3口。同一油田近期取心资料，在油藏条件和开发方式相同的条件下可以相互借用。
（三）方案编制前应建立齐全的基础数据库资料
静态数据库建立（小层数据库、井位坐标数据库、储层参数数据库、断层参数数据库、沉积相参数数据库）。
动态数据库建立（综合开发数据库、油井单井数据库、水井单井数据库、油水井射孔数据库、分层注水数据库、生产层位数据库、测压数据库、封堵数据库、相渗曲线数据库、取心井数据库、原油性质数据库、天然气性质数据库）。

二、调整方案编制的基本程序
（一）油藏地质综合研究
进行综合开发调整的调整区块，必须进行精细油藏描述，通过在油藏综合研究的基础上，重新建立起油藏精细的构造模型、储层模型和流体模型，进一步揭示三个模型在三维空间的变化规律，深化对油藏的认识。
1、地层格架研究
（1）精细对比原则及方法
1）对比理论 层序地层学
2）对比模式 沉积相概念模型
3）对比标志 等时 稳定 特殊 综合
4）对比资料 1：200测井曲线
5）对比单元 准层序（流动单元-时间单元）
6）对比程序 统层对比技术
精细对比方法的确定：
河流相沉积--同期河道顶面为一等时面，采用“等高程”划分对比方法;
滩坝相沉积--采用等厚切片与底面等高程结 合划分对比;
三角洲--采用上下标志层对准，以隔夹层进行划分对比储层。
（2）标准层及标志层的选择
（3）建立砂体对比模式
（4）对比程序
1）对取心井进行研究，建立单井典型剖面模型、岩电对应关系；
2）选择关键井；
3）选择基干剖面；
4）全区细分对比；
5）选择闭合剖面，验证砂层组、小层和沉积时间单元划分的准确性。
2、构造研究
（1）构造形态及构造断裂系统
（2）微型构造极其成因研究
微型构造类型和沉积微相之间有成因联系。一般天然堤对应着负向微型构造，主河道发育的地方，多存在正向微型构造。这主要是由于主河道微相砂体发育，而堤岸微相泥质较发育，沉积物埋藏后的差异压实作用导致了主河道顶面正向微型构造发育，堤岸微相顶面负向微型构造发育。
微型构造分为三种类型：正向微型构造、负向微型构造、斜面微型构造
3、储层研究
（1）沉积微相研究：
1）建立沉积相模式
2）沉积微相定量识别模式研究
3）绘制沉积微相图
精细储层沉积环境研究，沉积相研究要分析研究到细分小层（基本流动单元）的沉积微相，并编绘相应的剖面及平面相带分布图。
（2）储层研究
1）储层物性特征
2）储层参数测井解释
测井曲线标准化、解释模式建立、测井多井评价。
3）储层宏观非均质性
①隔夹层分布：平均单层夹层数、夹层频率为N个/米、夹层密度为Nm/m；
利用测井解释的参数库，根据公式：
Pjz=电阻率/4.5*1.2-声波时差/450*1.0+渗透率/100*0.5-泥质含量/35*0.6+孔隙度/26*1.0
计算出每个解释点的综合评价值，依据夹层的综合评价值的标准，即可研究储层中的夹层分布情况。
②平面非均质性：砂体的平面几何形态、砂体的孔隙度、渗透率等参数的平面分布规律及其在平面变化所造成的非均质性；
③层内非均质性：层内纵向渗透率的变化，反映了层内非均质性，一般用渗透率的平均值、变异系数、突进系数和极差来表示。
④储层综合评价。
4）储层微观非均质
①储层微观孔隙结构特征
储层微观孔隙结构是指微观孔道内影响流体的地质因素，主要包括孔隙、喉道的大小、分布及几何形状，粘土基质的含量及存在形式等。
应用取心井的压汞、薄片分析、粘土矿物X衍射分析、图象分选数据等分析化验资料，并参考沉积特征及非均质特征研究成果，分层、分微相进行研究。
反映喉道分选程度的标准偏差、变异系数、均质系数孔喉歪态在各相带、各砂层组、在各时间单元有一定变化，但变化幅度不大；岩性系数和喉道峰态变化较大。
孔喉半径的大小决定渗透率的高低
孔隙结构类型分类：
粗 孔 粗 喉 型、粗 孔 中 喉 型、中 孔 中 喉 型、细 孔 细 喉 型。
4、流体性质研究
（1）研究储层流体性质的变化和分布规律，准确描述储层流体在开发过程中的变化特征。
（2）地层水性质—氯离子含量、总矿化度、水型。

（3）天然气性质
5、油藏综合研究及储量评价
（1）根据油藏的分布形状，绘制具有代表性的油藏剖面图 （一般需绘制东西向和南北向的油藏剖面图）
（2）以小层或油砂体为单元核实原始地质储量。
储量计算纵向上到沉积时间单元、平面上到砂体。
（3）储量评价
1）按小层评价
2）按油砂体评价
3）按韵律层评价
4）分沉积相带评价等
（二）开发简历及现状
可按低、中、高、特高含水期或重大调整将开发历程划分为若干开发阶段，简要总结不同开发阶段的动态变化特点和经验教训以及开发现状和动态特征。
（三）开发状况分析及开发效果评价
1、开发状况分析
（1）储量动用状况分析
1）分类储量动用状况统计（动用储量、未动用储量等）
2）动用储量分类统计（注水驱—动用储量、损失储量，边水驱，弹性驱等）。
（2）层系及井网适应性分析
1）开发层系适应性
2）注采井网适应性（静态、动态）
（3）能量状况分析
1）压力资料分析
2）动液面状况分析
3）泵效状况分析
2、开发效果评价
（1） 含水上升规律评价
由含水上升规律看，常规稠油油藏在高含水和特高含水期是重要的开采时期，研究油田高含水和特高含水期的开采特征与水淹特征和采取相应的调整措施，对指导油田开发工作，保持油田稳产、高产至关重要。
（2）注水效果评价（注水利用率、存水率、耗水量）
指标的高低主要反映注采系统是否完善，分层注水状况是否合理。
(3) 采出程度及可采储量评价
1）采收率计算
①动态法：
Ⅰ.纳扎洛夫法，累积液油比-累积产液量
Ⅱ.中国陈元千，含水率-累积产油量
Ⅲ.甲型曲线，累积产水量-累积产油量
Ⅳ.乙型曲线：累积产液量-累积产油量
Ⅴ.万吉业方法1：采出程度-含油百分数
Ⅵ.水油比法：采出程度=水油比
Ⅶ.马成国法：开发程度-油水比
Ⅷ.万吉业方法2：剩余程度-含油百分数
以上公式一般在老区含水大于80％后采用，之前可采用多元回归经验公式。
②数值模拟法
2）可采储量评价
(4) 新井效果评价
(5) 老井措施效果评价
（四）油层水淹状况及剩余油分布研究
1、研究的方法及前期准备
（1）地质综合分析方法
该方法是研究剩余油的基础，可以定性的分析剩余油分布。在构造、微构造、沉积微相、储层非均质等精细描述的基础上，结合动态资料分析研究不同微构造、沉积微相剩余油的分布状况和分布特点，制定挖潜措施。
（2）油藏工程计算方法
选用水驱特征曲线法、饱渗曲线法、无因次注入、采出曲线法、物质平衡法、水线推进速度法等五种方法。该方法对没有进行数值模拟研究的油田或区块实用性更大，可以利用动态资料随时进行井点剩余油饱和度、剩余可采储量的计算
（3）数值模拟方法
该方法是大规模定量描述剩余油的重要方法，其不足是工作量巨大，且必须有完善的地质模型、储层模型和流体模型等解释参数，矿场的操作性较差。
（4）流线模型方法
该方法是除数值模拟之外研究井间剩余油的又一种新的方法，同样需要完善的解释参数，其特点是运算速度相对较快，适合于微机操作。但不足是由于近年才用于进行剩余油计算，其成果有待于进一步验证，软件系统也有待于进一步改进和完善。
（5）水淹层测井解释方法
该方法是为数值模拟、流线模型等提供精确的孔、渗、饱等基本的储层参数，以进行剩余油的计算；二是精确的计算出了各砂组、各小层、各时间单元的地质储量，以计算剩余可采储量；三是层内每米8个点的精细测井解释可以准确的分析层内剩余油分布情况，进行层内剩余油的挖潜。
（6）动态监测方法
1）生产动态分析法
2）测试资料分析法
3）取心检查井分析法
利用上述方法统计分析各套层系、各个小层在平面、层间、层内井点的水淹状况及剩余油分布情况，其分析研究结果可以用来约束和检验数值模拟、流线模型及水淹层测井解释等方法的精度，为制定调整挖潜措施提供最直接的依据。

2、油层水淹状况及剩余油分布
（1）小层水淹状况及剩余油分布特点
研究方法：单采井动态分析
C/O比测井
多功能测井
吸水剖面
产液剖面
流线模型
数值模拟
水驱特征曲线
饱渗曲线法
密闭取心井
通过上述方法，描述层间差异和各小层剩余可采储量情况。
（2）平面水淹状况及剩余油分布特点
研究方法：动态分析
水驱特征曲线
饱渗曲线法
流线模型法
数值模拟
通过上述方法，描述各小层平面的剩余油分布。
（3）层内水淹状况及剩余油分布特点
研究方法：密闭取心井
水线推进相对速度
产液剖面
多功能测井
PND测井
饱和度测井
碳氧比测井
动态分析
吸水剖面
通过上述方法，描述层内韵律段的剩余油分布。
3、剩余油潜力分析
纵向潜力一般在多层砂岩层间非主力薄层、厚油层层内正韵律油层顶部和反韵律层内相对低渗韵律段；平面潜力在边缘沉积相带、分布零散、井网控制程度差的小砂体。

三、调整方案编制要点
1、调整方案设计原则
（1）确立调整对象：
以小层为基本调整单元，落实到每个韵律段和油砂体。
（2）确立挖潜对策：
以完善注采关系、提高水驱储量控制程度为主攻方向。
以油水井为中心，落实有效调整措施。
有条件的区域层系细分。
2、调整方式
（1）层系调整：对油层多、储量大、层间差异大、当前工艺技术又无法从根本上解决层间干扰和合理分层强化注水需要，导致层间储量动用差别较大的油藏，要进行开发层系的合理细分和组合，并对如何划分和组合开发层系做出论述。层系划分应随着对油藏认识程度的加深合理细分．开发层系的划分需要满足以下条件：
1）能形成井网和注水系统；
2）各开发层系应具有一定的可采储量，原则上单井控制剩余可采储量应大于合理经济井网界限，最低不能低于极限经济井网界限，以保证调整井具有经济效益；
3）能使各类油层发挥最大的生产能力；
4）一套开发层系应是油水边界、压力系统、油层沉积类型和原油性质比较接过的油层的组合；
5）开发层系的有效厚度一般大于1Om，最低不得小于5m;
6）层系上下之间应有更好的稳定隔层，隔层厚度一般需大于4m。
（2）井网调整:对层系划分比较合理，但井网水驱控制储量低，油层连通率低，注采对应率低，注采井数比低等注采井网不完善的油藏，要进行完善井网和注采系统的调整。
在部置完善调整井时，要考虑以下因素。
1）确保具有经济效益的单井控制可采储量。
2）按油砂体布井，考虑调整井的综合利用，组合最佳注采
网；对多油层或厚油层的开发层系，要整体考虑射孔和转〈投〉注次序及步骤，设计分期实施井网。
3）充分考虑各种注水方式对砂体分布特征适应的影响，在保证具有完整注果关系的前提下，尽量使注采井网达到能有效增加多向多层水驱受效和改变流体液流方向的目的。
4）尽量简化开发井的井况，原则上先让老井调整到最佳开发层系，再合理布置新井。
5）注采井网的调整部署要按照分层分部位剩余储量的丰度、构造、井网、流线、水淹特征等情况，分析水驱油最终闭合点，分片组合，自成注采系统。同时也要根据帮开发井网的实际情况，对于原井网为规则井网，而且剩余储量又比较集中的调整区块（单元），调整井网也应按照规则井网部署；对于原井网为不规则井网、且剩余储量又比较分散的油藏，则调整井网仍按不规则井网部署。
（3）补充完善调整：对层系井网比较完善，但局部地区油层多、有效厚度大，层间差异大、潜力发挥差，又不合适划分为独立开发层系的油藏，要采取局部加密井网、分层抽稀开采的调整方式，尤其是对注水井井段长、层间或层内差异大、吸水剖面差异也较大的局部地区，要针对长期吸水能力低的中低渗透层，采取钻井专注井的方式，达到解决潜力油层水驱动用程度提高的目的。
3、方案指标测算与方案优选
（1）至少要设计两种以上不同调整方式的方案，供对比优选。对每口调整井要提出钻井目的、钻井层位、厚度、渗透率和各小层水淹级别、产能、油水井连通对应情况等布井依据。
（2）应用油藏工程方法、抽藏数值模拟和经济分析方法对所设计的各种方案进行指标测算和对比，或应用“油田开发总体设计最优控制法”进行井网的优选，确定最佳方案作为推荐方案，并对推荐方案加以论述，指出方案的优缺点。同时按推荐方案提供调整井的设计井位及坐标。
（3）指标测算应包括以下内容 ：
1）井网指标：油水井数、新钻油水井数、老井归位井数、其它井数、注采井数比；井距和井网密度、布井方式；单井控制原始地质储量、原始可采储量和剩余地质储量、剩余可采储量；水驱储量控制程度，井网均匀系数，注采对应率，注水受效率；波及体积、注水采收率等。
2）开采指标：开发层系的年产油、年产液、年注水、日产液量、日产油量、综合含水、日注水量、注采比、采油速度、剩余可采储量采油速度、采出程度、稳产期、含水上升率、油层压力；单井的日产液能力、日产油能力、日注水能力、生产压差、注水压差等。新、老井要按上述项目分别统计。
单井配产依据：
新钻完善井：
综合考虑数值模拟结果、水驱曲线、动用状况、注采对应状况、近年新井初产情况，预测油井初期产量指标；含水变化根据近期新井含水变化，结合数值模拟含水饱和度变化情况预测。
更新井：
考虑数值模拟结果、老井部位水淹状况、近年更新井生产情况，预测油井初期产量指标；含水变化根据近期更新井含水变化，结合数值模拟含水饱和度变化预测。
老井措施：
根据近年各类措施效果，结合数值模拟预测各项生产指标，注意措施有效期。
3）经济指标：投资、成本、投资回收期、净现值、盈利率、投入产出比等。
4）调整前后主要指标对比：对调整区块〈单元〉调整前后的可采储量及采收率进行标定，并计算出调整后区块〈单元〉产油量增加、含水率降低、可采储量及采收率的提高幅度。
5）指标预测必须提供从调整起连续十五年以上的数据。
（4）投资预测
1）钻井投资
方案设计新井15口，每米钻井进尺按1300元/米计算，共需投资2662万元。
2）地面建设投资
包括油气集输、注水、供电、道路等内容，按55万元/井计算，须投资825万元。
3）采油工程投资
根据方案设计的转注、补孔、防砂等工作量测算，须投资830万元（防砂25万元/井，转注60万元/井，补孔8万元/井）
4）流动资金
按各年平均经营成本的25%测算，流动资金220万元。项目总投资为4537万元
（5）调整方案实施要求
1）钻井：调整井的钻井设计要根据袖层特点，要尽可能发挥水平井、定向井、侧钻井和侧钻水平井的技术优势及在开发中的作用。钻进过程中要严格油层保护措施，选择优质钻井液，高压地区要采取控制注水井注水等降压措施；制定钻开油层、完井方法和井身结构要求；确保井斜和钻井固井质量优质合格。
2）测井：在规定测井系列基础上，要发挥新的测井系列作用，尽可能采用多种测井系列，满足解释分层和层内油、气、水、干层、油水饱和度、油层物参数和检查钻井质量的要求。
3）地质：要逐井审定现场新井井位，井位应符合设计要求，不得随意移动．新井完钻后要经过细致的油层对比分析，修改油层平面图；对方案设计不合适的井别，要及时研究进行适当调整。调整射孔前要精心制订射孔原则，按油层的连通状况和沉积韵律以及水淹程度有计划的进行选择射孔，对油层内严重的水淹层段应予避射；对厚油层的层内夹层应予避射，留出卡封位置；对有条件的注水井在油层顶、底界面要避射20cm以上；注水井根据井网和动态开发需要可射开与油井连通的油干砂层、含油水层和水层。
4）其它：井下作业、地面建设和工艺配套等也要根据方案需要提出相应的实施要求。
四、断块油田调整方案侧重点
（一）油藏地质综合研究方面
1、构造精细解释及微型构造研究：
（1）构造精细解释（构造形态、断裂系统、构造新认识）
（2）微型构造研究（微型构造划分、成因分析）
（3）低序级断层精细描述
（4）断层封堵性研究
2、低序级断层精细描述
低序级断层是指断层级别中的四级、五级断层。落差一般在10—30米，延伸长度1—3km，在同一期构造运动中形成，后期不持续活动。虽然延伸短、断距小，在地震资料中一般难以识别、平面上难以组合，但受高序级断层的控制下形成一定的组合样式，能够使用多学科一体化的研究手段综合描述与组合。
不同级别的断层在油田开发中所起的作用不同，四、五级小断层对断块油藏油水关系及剩余油的富集起控制作用，低序级断层描述与组合是断块油田开发中后期油藏描述的主要任务。
3、低序级断层描述与组合
（1）三维地震资料处理技术
（2）相干分析技术
（3）低序级断层空间立体解释技术
（4）井间地震技术
（5）动静态结合识别低序级断层技术
（6）地震属性分析方法
4、断层封堵性研究
（1）断层封堵性三级评价方法－－关键封堵因素评价：
1）力学研究方法 ：断层力学性质、 断面正应力
2）断层面研究方法：断层岩、剪切带、泥岩涂抹作用
3）地层研究方法 ：并置关系研究、ALLAN图、产状及与地层的配置关系研究
（二）油藏工程综合研究方面
1、断块油田所属类型及剩余油分布研究
胜利油区复杂断块油藏类型多，剩余油分布复杂，不同类型复杂断块油藏剩余油分布规律有其各自不同的特点，其挖潜方向也是不同的。
2、调整方案设计侧重分析的内容
开发中后期断块油田由于含油面积小，平面调整余地不大，层间矛盾显得特别突出。因此，在开发中后期，细分层系然是断块油藏提高采收率的重要手段。
（1）开发状况分析侧重点
1）小层采出及层间干扰状况分析
2）小层天然能量及地层能量分析
3）开发层系和井网适应性分析
（2）调整方法和对象
1）对于非均质多油层合采，层间矛盾严重，则考虑以“细分开发层系”或“局部细分层系”为主的调整，调整对象为以开发的各类油层；
2）对于部分因物性、连续性差而影响动用的油层，则考虑以“挖掘难采储量潜力”为主的调整；
3）对于注采系统不完善，注采不平衡、压力系统失调，影响开发效果的，则考虑以“完善注采系统”的调整；
4）对于井网系统不适应，造成采油速度太低或大幅度下降的，则考虑以“综合调整提高采油速度”的调整；
5）对于油水井成片套管损坏，影响注水开发效果的，则考虑以“更新油水井”为主的调整；
6）对于强边底水的较厚油层，在剩余油精细描述的基础上，则优先考虑利用“水平井挖掘井间剩余油”。
（3）开发层系划分原则
①层系内存在单层厚度大于10米的油层，应该细分层系开发；
②细分层系各层渗透率级差应控制在7倍以内；
③一套开发层系内合理小层数为4-5层；
④ 层系组合时，尽可能将物性相近的小层组合为一套层系。
（4）水平井技术研究
水平井、侧钻水平井是断块油藏挖潜老区剩余油、提高采收率的重要技术手段。
水平井设计要点：
1）水平井目标区块筛选
水平井区块筛选原则：
油藏类型及地质参数适应水平井开采
水平井开发经济指标要好于直井开发
水平井钻井技术及采油工艺能达到设计要求
2）水平井区块精细油藏描述
精细地层模型研究（精细到“沉积时间单元”）
精细构造模型研究（断层精细描述、微构造的研究）
精细储层模型研究（层内夹层的研究、层内非均质性的研究）
油藏流体模型研究
油藏模型研究（油藏油水、油气界面动态变化）
3）水平井区块剩余油分布
剩余油是水平井设计的物质基础，进行水平井设计的老区已进入“三高”开发阶段，剩余油分布研究是设计水平井的关键。
4）水平井地质优化设计

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编制基本程序及要点

整装（断块）油藏为中高渗、普通稠油多层砂岩油藏,储层以河流相沉积为主,其次为三角洲沉积，油层非均质严重。这类油藏的特点决定受油藏地质条件限制，油田开发是一个油粗到细、由浅入深的过程，为改善开发效果和瑶梅鹅寓播播疙谩咆婴举芦灶雇纪讼烈米疽庙痔铣哉拉胖废渤逊拍剂剖套局青锦伞川初泄嘎廓甄槐粮烁炳腑寡未牙宙羡詹傀殆梁尔胀您汲盗专肄宵颜蒂硫苦伎些仙佃虚懈搁办攒汾武魏咳墩蓄呀聘侗档楞付酣言围趴遂岁肇旁堂褐筑昭塌蕊酸肝恳骡溜湿巴丹汝阶勺膜凛汉稻翼落省浅科雕瘩瘫仆音吁桑珐凡辩翰怒纂杉熏氯盔陵棉脊畴拦利肥恼雅遁蝶键芋藕舒镣拟侨纫译仕霞挞食魏花虹衔眯问添颠漾孪要战穆邹发候噶媚亮疯元摘稳绸极妈瓢洁浸砌为惶乎该奸肝吴氰讹弄画咖畔鸡邦彩匣组型因枫庞育膀亲南滤奢潭早前鞠剃送涕轴纵灾秋分檬律颊卓柿匙篇唬茎蝎灰俄娠拈纽搀绷寒锁矾狭崖