SY/T 5594-2013 油田开发规划编制内容及技术方法 SY/T5594-2013 标准压缩包解压密码：www.bzxz.net

ICS75.020
备案号：43196—2014
中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T5594—2013
代替SY/T559+-1993
油田开发规划编制内容及技术方法Oil field development planning contents and methods2013-11-28发布
国家能源局
2014—04—01实施
规范性引用文件
油田概况
3.1地质概况
3.2开发概况
4上期油田开发规划执行情况
4.1规划执行情况
+.2主要做法及成果
5油田开发形势分析
5.1油田开发面临的形势
5.2油田开发潜力分析
6油田开发指标预测
6.1水驱开发指标预测方法
6.2化学驱开发指标预测方法
6.3热采开发指标预测方法
7油田开发规划部署
7.1指导思想及部署原则
规划方案部署
8风险分析及保障措施
8.1风险分析
8.2保障措施
9油田开发规划报告编制内容
9.1开发规划报告编制内容
9.2图表、格式及附件
附录A（规范性附录）
附录B（资料性附录）
符号注解
附表·
SY/T5594—2013
SY/T5594—2013
本标准按照（GB/T1.1-2009标准化T作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则起草。
本标准代替SY/T559+-1993水驱砂岩油田开发规划编制方法》。与SYT5594-1993相比，增加了热采和化学驱的内容。本标准除编辑性修改外：主要技术内容变化如下删除了开发规划目标确定的内容（见1993年版第3章）；将油田概况和油藏地质特征铺述内容合并（见第3章）：将油出开发规划实施情况检查增加油田开发主要做法及成果等内容（见第4章）：将油田储量动用状况及潜力分析增加油田开发面临的形势以及新增动用储量潜力分析等内容（见第5章）：
一一将开发指标预测内容增加稠油以及化学骤的指标预测方法（见第6章）；一一增加了风险分析及保障措施（见第章)；将开发规划报告编写格式增加了附件，并对附表进行了修改（见第9章）。本标准出油气出开发专业标准化技术委员会提出并归口。本标准起草单位：中国石油大庆油田勘探开发研究院、中国石油化工股份有限公司胜利油田地质科学研究院、中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院。本标准起草人：董烈、吴文有、侯春华、姜祥成、罗庆、王滨、赵红雨。1范围
油由开发规划编制内容及技术方法本标准规定了油田开发规划编制的内容和要求。本标准适用于油田中长期开发规划的编制。2规范性引用文件
SY/T55942013
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件石油天然气储量计算规范
DZ/T0217
SY/T5367
3油田概况
3.1地质概况
3.1.1资源状况
石油可采储量计算方法
简要概述油田地理位置、地质构造位置、矿产登记面积、石油资源量、探明油田个数、探明面积、探明储量规模、储量资源分布及规模状况（地质储量计算见DZ/T0217，可采储量计算见SY/T5367，下同：符号注解见附录A）。3.1.2地质特征
主要包括地层发育情况、油层划分方案、地层地质年龄等。构造
主要包括构造类型、形态以及断层性质、分布状态等。3.1.2.3
主要包括油层岩石性质、沉积相、油层厚度、油层物理性质以及油层分布特点等。3.1.2.4
流体性质
主要包括原油性质、天然气性质以及地层水性质：地面原油密度、黏度、凝固点、含蜡量、含硫量、胶质沥青含量、地层原油PVT性质、天然气相对密度、组分、凝析油含量、地层水水型和矿化度等。
SY/T559+—2013
3.1.2.5油气水分布
主要包括分区块、分层系的油气界面、油水界面、油气水分布类型及其控制内素、气顶、纯油区和过渡带面积等。
3.1.2.6油藏类型及驱动方式
确定油藏类型，测算天然能量大小，确定驱动类型，闸述油层压力系统、原始地层压力、压力系数、地层温度和地温梯度。
3.2开发概况
3.2.1开发历程
包括油出投产时间、不同驱动方式实施的时间及规模，分阶段闸述油旧主要开发特征、存企的主要问题和采取的主导技术以及取得的主要效果及阶段未开发状况3.2.2开发现状
3.2.2.1总体概述探明油气出个数、操明地质储量、动用油用个数、动用地质储量、采储量、标定采收率、油井总数、开油井数、日产油水平、日产液水平、综合含水率、含水上升率、年产油量、年产液、累积采油量、地质储量采油速度、剩余可采储量采油速度、地质储量采出程度、可采储量采油速度和果出程度、自然递减、综合递减：注水井数、开水片数、日注水、年注水量、地层压力、年注来比、累计注采比等指标。3.2.2.2化学驱油藏述日前投人化学驱的区块数、分布情况、投人开发地质储量、孔隙体积开发的总数、开井数，口产油水平，日增油水平、年产油量、年增油量、累积产油量、累积增油量：投注井数、开注井数、累积注人化学剂量、累积注人孔隙体积倍数、每吨化学剂产油量、每吨化学剂增油量、阶段采出程度、提高采收率值等指标。3.2.2.3热采油藏在吞吐阶段闸述吞吐井数、吞吐周期数、生产时间、单井周期注汽量、年注汽量、累积注汽量、年产油量、累积产油量、年产水量、累积产水量、周期油汽比、年油汽比、回果水率、采油速度和采出程度等指标：在蒸汽驱阶段阐述注汽井数、采油井数、年注汽量、累积注汽量、日产油量、年产油量、累积产油量、年产水量、累积产水量、综合含水率、瞬时油汽比、年油汽比、累积油汽比、采注比、采油速度和采出程度等指标。3.2.2.+碳酸盐岩油藏阐述油用投人开发时间、单元划分开发层系、缝洞单元划分、放空漏失资料、开发层系以及开采方式等。
+上期油田开发规划执行情况
+.1规划执行情况
4.1.1与上期开发规划对比
对上期主要完成指标分年度，分构成与上期开发规划对比，检查规划方案实施情况，评价实施效果。
4.1.2主要对比指标
4.1.2.1产能建设指标对比
新钻油水井数、进尺、投产油水井数、建成产能、产能页献率等。对工作量完成情况进行对比分析。
4.1.2.2开发指标对比
年产油量、年产水量、年产液量、综合含水率、自然運减率、综合速减率等4.1.2.3储量指标对比
SY/T5594—2013
动用地质储量、新增可采储量、地质储量果油速度和采出程度、可采储量采油速度和采出程度、储采平衡系数、储采比等。
4.1.2.4措施工作量对比
油井压裂、换泵、补孔、转周期等措施工作量及增产油量，水井压裂、酸化、细分等措施工作量及增注水量，
2主要做法及成果
包括油田开发工作中理念、理论、技术，管理等方面的创新。找出规划期内开发规划编制及执行过程中存在的间题，以利于指导下一个规划期规划编制。5油田开发形势分析
5.1油田开发面临的形势
从有利条件。不利因素两个方面宏观分析国内外环境。油田自身条件对下一规划期油田开发的影响。分析评价油目在下一规划期内资源结构、产量结构、稳产基础、技术发展、开发管理等各个方面面临的形势。
5.2油田开发潜力分析
5.2.1新增动用储量潜力分析
5.2.1.1助探新增探明储量动用的潜力根据勘探规划新增探明储量的规模、区域分布、油截类型以及落实程度等，分析评价可用于新区产能建设的地质储量以及可采储量潜力。5.2.1.2未开发储量动用的潜力
根据已探明未开发储量的落实程度、技术可行性、不同技术经济条件下的经济效益测算，分析评价可用于新区产能建设的地质储量以及可采储量潜力。5.2.2已开发油田开发潜力分析
5.2.2.1水驱潜力
5.2.2.1.1老油田潜力
根据油田油层储量动用状况分析及油日开发效果评价结果，提出潜力地区及调整对象，给出井网加密调整潜力、层系重组调整潜力以及注采系统调整潜力，并计算分析调整后增加的油水井数、生产能力及可采储量。
SY/T5594—2013
5.2.2.1.2措施潜力
对油田油井压裂、换泵、补孔以及水井压裂、酸化、细分等措施潜力进行分析，计算分析各项措施的可实施并数以及增产效果。5.2.2.2化学驱潜力
根据化学驱适用条件及取得的效果，给出目前技术经济条件下适合化学驱可动用的储量潜力以及化学驱新技术的储量潜力等。
5.2.2.3稠油热采潜力
根据热采筛选标准，结合新技术发展，提出吞吐老区加密和扩边潜力、吞吐转蒸汽驱潜力以及常规水驱后转吞叶和蒸汽驱潜力等，并计算分析调整后增加的钻井数、生产能力及可采储量6油田开发指标预测
6.1水驱开发指标预测方法
6.1.1采油量预测方法
6.1.1.1递减曲线法
此方法根据油田产量出现递减后，对产量递减速度的递减率微分方程进行推导得出。其产量随时间变化出现的双曲、指数、调和递减公式为：Q.=Qa(1+nD.t)-
Qa=QmeDr
Q.=Q(1+Dt)
6.1.1.2水驱特征曲线法
6.1.1.2.1含水率一累积产油关系曲线（双曲）
（指数）www.bzxz.net
(调和）
在半对数坐标系中绘制含水率f.与累积产油N,关系曲线，判别、选定直线段及对应数据点。对选定的直线段数据点进行线性回归，得到直线段一N线性关系式：gfw=a+bNp
6.1.1.2.2含油率一累积产油关系曲线(4)
在半对数坐标系中绘制含油率f.与累积产油V.关系曲线，判别、选定直线段及对应数据点。对选定的直线段数据点进行线性回归、得到直线段了.一V,线性关系式：Igf.=a-bN
6.1.1.2.3水油比一累积产油关系曲线(5)
在半对数坐标系中绘制水油比W(R与累积产油N，关系曲线。判别、选定直线段及对应数据点。对选定的直线段数据点进行线性回归，得到直线段WOR一V.线性美系式IgWOR=a+b6.V
6.1.1.2.4累积产水一累积产油关系曲线（甲型曲线）SY/T559+—2013
在半对数坐标系中绘制累积产水W与累积产油V，关系曲线，判别、选定直线段及对应数据点。对选定的直线段数据点进行线性回归，得到直线段W一V.线性关系式IgW.=u+bV,
6.1.1.2.5累积产液一累积产油关系曲线（乙型曲线）(7)
在半对数坐标系中绘制累积产液L，与累积产油N，关系曲线，判别、选定直线段及对应数据点。对选定的直线段数据点进行线性回归，得到直线段L.一N线性关系式：IgL,=a+bN
6.1.1.2.6累积液油比一累积产液关系曲线（丙型曲线）(8)
在直角坐标系中绘制累积液油比工./V,与累积产液L，关系曲线，判别、选定直线段及对应数据点。对选定的直线段数据点进行线性回归。得到直线段L/N一L线性关系式：V
6.1.1.2.7累积液油比一累积产水关累曲线（丁型曲线）(9)
在直角坐标系中绘制累积产液L/N，与累积产水W，关系曲线，判别、选定直线段及对应数据点。对选定的直线段数据点进行线性回归，得到直线段L/N，一W,线性关系式：=a+bw
6.1.2综合含水预测方法
阶段末含水率为阶段初含水率与阶段含水上升值之和，阶段含水上升值为阶段含水上升率与阶段末、初采出程度之差。阶段含水上升率的预测方法可以通过相对渗透率曲线、相关预测模型以及童氏标准曲线图版法获得。
fu#=fwm+Af.
AFw=AR·IW
6.1.3新井产油量预测方法
依据历年产能建设项目实施当年的实际产油量所占实际当年设计新建生产能力比重的规律。给出当年新井的产油量。
6.1.4措施增油量预测方法
根据5.2.2.1.2中措施潜力的研究成果，并根据各项措施工作量历年实施情况，给出规划期内每SY/T5594—2013
年的措施工作量规模。单井措施增油量通过分析各年措施增油量的变化规律进行预测6.2化学驱开发指标预测方法
6.2.1数值模拟法
根据化学驱区块的地质条件建立数值模型，以区块的实际注采方式和注采参数为基础。拟合已发生的历史注采数据，对未来指标进行预测，该方法主要适用于新投注化学骤区块6.2.2模式图预测方法
在研究已开发化学驱区块主要指标变化规律的基础上，结合数值模拟研究结果，确定化学驱产液量、综合含水，产油量和增油量的变化特点，以控制化学驱全过程阶段产油量为原则，考虑区块地质条件，投注前含水、采出程度和注人速度等因素，确定产液量和综合含水全过程中几个关键点，采用油藏工程方法建立化学驱开采指标模式图预测方法。该方法主要适用于新投注区块和投注时间较短区块。
6.2.3综合动态分析预测方法
主要是参照已有实际开发数据的化学驱相邻区块产液量、综合含水等主要指标的变化规律，结合区块本身的地质特点及投注时的开采状况，结合区块实际采液能力及地层压为、流动压力，考虑注采平衡原则，测算区块采液速度及产液量，类比或外推预测区块综合含水变化趋势，计算出产油量。根据驱油方案设计的注入速度，并考虑实际注人压力及压力上升空间，综合确定区块实际注入速度及注液量。根据驱油方案设计的化学剂体系配方和注人速度，结合实际已注人段塞大小及注入速度，测算剧余段塞的年化学剂用量。该方法主要适用于投注时间较长区块和后续水驱区块：6.2.+类比法
参照已经结束项月和已进人后续水骤项日综合含水的变化规律，结合区块本身的地质特点及开采状况。类比或外推变化趋势计算出产液量、综合含水、产油量、注人量以及化学剂用量等指标。该方法主要适用于投注时间较长项目和新项目。6.3热采开发指标预测方法
数值模拟法
根据热采油藏地质条件建立数值模型，开展生产动态历史拟合，对老区未来年注汽量、年产液量、年产油量、综合含水、油汽比、采收率等指标进行预测。6.3.2油藏工程分析法
根据热采油藏历年实际开发数据，分析区块开井率、产建比、注汽量、产液量、产油量、综合含水、油汽比、回采水率、地层压力、措施工作量等主要指标的变化规律、计算出区块自然逆减和综合递减，对本块和同类型油藏未来指标进行预测。7油田开发规划部署
7.1指导思想及部署原则
7.1.1指导思想
在考国家宏观发展形势与企业总体发展战略的前提下，体现工作思路、工作方向及发展目标。6
7.1.2部署原则
SY/T5594—2013
根据国内外市场变化、企业自身发展需求以及油田所处开发阶段，油田地下资源状况、投入工作量施工能力、技术攻关、开发调整、工程配套的可行性、梯次性。先进性、整体性、配套性确定。油田原油产量及新产能的规划指标必须满足国家计划及技术经济条件和效益的要求，油田开发工作部署必须留有适量余地：各项措施工作安排要以开发方案或规划方案为依据，并与油田施工能力和技术发展相适应：规划指标需要采取的各项措施要合理匹配，使计划落实。7.2规划方索部署
7.2.1规划方案并发指标
对不同规划方案以及不同年份的年产油、年产液、年注水、综合含水、含水上升率，措施工作量、措施增油量、动用地质诸量、新增可采储量、采油（液）速度、采出程度、化学剂用量，蒸汽用量、油气比、化学驱动用地质储量、新建《增）能力、产能贡献率、自然递减、综合递减等开发指标测算。
7.2.2规划方案编制
7.2.2.1编制分年度、分构成的开发规划方案，并且满足总体规划对各构成部分的目标要求。7.2.2.2汇总分构成规划方案，形成总体规划方案。7.2.2.3编制两个以上规划方案，以供比选。7.2.3经济指标测算
对不商规划方案的总投资额、采油成本、销售收人、销售税金、所得税、财务净现值、内部收益率、投资回报率、投资回收期、累计净现值、利润等经济指标进行测算。7.2.4方案评价及优化
对不同总体规划方案的各项开发指标及经济指标进行比选，优选确定推荐方案。8风险分析及保障措施
8.1风险分析
包括储量资源、技术、经济、政策、生产运行的不确定性分析和风险评价8.2保障措施
8.2.1开发规划方案确定后，油田生产组织部门统筹安排，确保产能建设、措施T.作量以及重大技术攻关按计划完成，保证规划方案顾利实施，8.2.2积极争取上级主管部门在投资、技术、政策方面的支持，保证规划方案顺利实施。9油田开发规划报告编制内容
9.1开发规划报告编制内容
主要包括油田概况、上期油田开发规划执行情况、油田开发形势分析、油田开发指标预测、油田开发规划部署和风险分析及保障措施等。7
SY/T559+2013
2图表、格式及附件
主要图表包括：油Ⅲ地理位置分布图、地质综合图、油田历年开采曲线、油出规划期严量构成图以及油旧地质参数长、油用开发现状表、油田开发规划部署表、水驱油藏开发规划部署表、化学驱油藏开发规划部表和油热采开发规划部署表等规划用表（格式参见附永B）。除此之外。还包括上一规划期为本规划期规划编制所开展的指标预测方法、政策技术界限。开发潜力以及开发效果评价等美科研成果报告。
符号注解表见表A.1。
（规范性附录）
符号注解
表A.1符号注解表
油出初始连减率
油开始逆减时的产量
油田时刻的产量
避减指数
开发时间
含水率
常量系数
果程产油
含通款
水油比
累积产水量
累积产液量
阶段末含水率
阶段初含水率
阶段含水上升值
阶段末、初采出程度之差
阶段含水上升率
SY/T 5594-2013
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