SY/T 10014-1998 海上砂岩气田总体开发方案编制指南 SY/T10014-1998 标准下载解压密码：www.bzxz.net

备案号：1888—1998
中华人民共和国海洋石油天然气行业标准SY/r10014—1998
海上砂岩气田
总体开发方案编制指南
Guide to Programming Overall Development Program forOffshorc Sandstone Gas Fields1998 - 06—07 发布
中国海洋石油总公司
1998－10—01实施
SY/T 10014—1998
收策性声明
引用标推
海[砂岩气总体开发方案编制的基本条件气田地质和气藏工
钻片、完井和修1程
气川开发工程
生产作业
安全分析
环境保扩
太然气市场
经济评价
报告编写要求
SY/T10014—1998
海上气田开发耗资巨人，是一个庞大的系统工程。其总体开发方案（ODP)是多专业技术研究成果的汇编，内容不仅包括气田地质、气藏工程，还包括钻井、完井、修井、来气工艺、集输系统工程、安全环保和经济评价等，
本标准主要是根据国内外油气田开发经验，以及多年来我国海上油气勘探开发的实践，并参照国内外先进的ODP报告和海洋石油总公司开发生产部\海上油（气)田总体开发力案编写提纲”的有关要求及安全、环保等标推和法规而编写的。编写本标准的月的是为广规范海上砂岩气田总体开发方案应具备的基本条件、技术内容及要求，优化方案设计，减少投资，以提高气田总体开发方案设计的质量利水平.合理开发气田,提高经济效益。
本标准1998年6月 7日发布,1998年10月1日开始实施。自1999 年4月1日起所有报批的海上砂岩气田总体开发方案，均应符合本标准的规定。本标准由中国海洋石油总公司提出并归口。本标淮由中国海油南海西部公司负责起草。本标主要起草人：刘冠南、余洪骥本标准主审人：林冠群。
政策性声明
海洋石油天然气行业标准出版物仅针对一般性质问题。涉及特定情况时，应查阅国家及地方的法律和法规。
海洋石油天然气行业标准出版物不承担对用户，制造商或供应商为他们员和其他现场作业者提供关于健康、安全及危害预防的预先通知和培训，也不承担他们在国家及地方法规下的任何责任。任何海洋石油天然气行业标准出版物的内容不能被以含蓄的或其它的方式解释为授予任何权利去制造、销售或使用涉及专利权的任何方法，设备或产品，也不为任何侵犯专利权的人承担责任。通常，海洋石油天然气行业标准至少每五年进行一次复审、修订，或重新认定或撤销。有时，这个复审周期可延长一年，最多不超过两年。因此，出版物从出版之日起，其有效期不超过五年，除非被授权延长有效期。出版物的情况可从海洋石油天然气行业标准化技术委员会秘书处（电话01064610022一7875，通信地址为北京235信箱海洋石油生产研究中心标准化、邮编101149）或海洋石油天然气行业标准化技术委员会（电话010-64665361，通信地址为北京元桥东京信大厦25层海洋石油科技办公室、邮编100027）查明。
发布海洋石油天然气行业标准是为了推广已经被验证的、良好的工程技术和操作作法，它无意排除应正确判断在何时何处应用这些技术和作法的必要性。海洋石油天然气行业标准的制订和出版无意以任何方式限制任何人采用任何其它技术和作法。本标准可供任何愿意采用的人使用。海洋石油天然气行业标准化技术委员会及其标准的授权发布单位已做了不解的努力，以保证其中所含数据的准确性和可靠性。但是，海洋石油天然气行业标准化技术委员会及其标准的授权发布单位对其所出版标准不作代理、担保或保证，并特此明确表示，对因使用这些标准而造成的损失或损坏，对于使用可能与任何国家与地方的法规有手盾的标准，以及由于使用这些标准而侵犯任何专利权所引起的后果，海洋石油天然气行业标准化技术委员会及其标准的授权发布单位均不承担任何义务和责任。
1范围
中华人民共和国海洋石油天然气行业标准海上砂岩气田总体开发方案编制指南Guide to Programming Overall Development Programfor Offshore Sandstone Gas FieldsSY/T10014—1998
本标准规定了编制海上砂岩气口总体开发方案时应具备的基本条件、技术内容及要求。本标准适用于编制海上砂岩气由总体开发方案，海上其他类型的气田可参照使用。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。在标准出版时，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。CGBn270-87天然气储量规范
GB 3550-83
GB 491485
石油开发工业水污染物排放标准海洋石油开发工业含油污水排放标准GB9052.1-88油气四液化石油气
GB 9053-88
SY5615-93
稳定经经
天然气地质编图规范及图式
SY/T5895-93
SY/T 10011-1997
业常用量和单位勘探开发部
上油田总体开
3海上砂岩气田总体开发方
发方案编制指南
美编制的基本条件
海上砂岩气田总体开发方案编制是在经开发可行性评价证实该气口有开采价值的基础上进行的。应搞清下列基本情况：
a）产层的构造形态和断层分
b）产层的层段、岩性和岩相、
有效厚度和孔隙度、渗透率、饱和度等参数及隔层分布与性质：c）油、气、水的相互
日、气、水的物理、化学性质；美系和油
金力压力系统的基本情况以及气井的生产能力；d）油、气、水层的压
e）气藏类型和驱动类型，
f）探明储量已报国家储委批准：g）供工程设计必须具备的环境条件资料h）输气管道的路由调查已经进行）天然气市场已基本确定
4气田地质和气藏工程
4.1概况
4.1.1地理位置
气田所在的海域，距最近主要港口城市的距离及经纬度，附地理位置图。中国海洋石油总公司1998-06-07批准1998-10-01实施
4.1.2环境条件简述
4.1.2.1气田所处海减水深。
4.1.2.2潮汐.潮流、海流情况。4.1.2.3波浪频率，波高和波长
4.1.2.4季风、台风，热带风暴情说，4.1.2.5气温、海水温度及海底温度。4.1.2.6海冰情况，
4.1.2.7海域地展情况。
4.1.2.8灾害性地质情况。
4.1.3区域地质
SY/T 10014-1998免费标准bzxz.net
4.1,3.1气用所处的构造位置，区域地质背景。附构造位置图。4.1.3.2地层层序。附地层层序表和各并分层数据表，4.1.3.3含油气层系，生储盖组合。附地层综合柱状剖面图。4.1.4勘探及评价现状
4.1.4.1发现井简况：
4.1.4.2地震方法、工作量、测线密度及解释成果。附典型地震解释剖面图。4.1.4.3探并，评价井数、取心及地层测试情况。附勘探成果图及表。4.1.4.4岩心及储层流体样品分析化验的项目和.1.作量，高压物性试验资料。4.1.4.5试井及试采情况。附主要试并及试采井数据表及曲线。4.1.4.6气田勘探基础资料统计表。4.2地质特征描述
4.2.1构造
4.2.1.1构造形态、圈闭类型、闭合面积，闭合高度、构造上下变异情况。附气川主要产辰构造图与纵、横构造剖面图。
4.2.1.2断层分布及断块单元的划分。附断层要素表。4.2.2储层
4.2.2.1层组划分依据及结果。附典型储层对比剖面图。4.2.2.2岩性：岩石名称，矿物组成、胶结物、胶结类型放胶结程度等4.2.2.3结构与树造：粒度，磨画度，分选及层理。附粒度分布曲线照片等。4.2.2.4粘土含量和粘土矿物组份及其在钻开气层和改造气层时对储层造成的影响。4.2.2.5厚度及产状：总厚度、单层厚度及层数。4.2.2.6储层分布：重点论述不间构造部位不同断块、不间层组含气砂体平面及纵间分布的连续性、稳定性及小层钻遇率等，附小层分布平面图厚度等值图。4.2.2.7沉积相分析，附沉积相图。4.2.2.8成岩后生作用。
4.2.3储集空间
4.2.3.1储集空间类型及组合特点，4.2.3.2孔隙结构孔隙半径、喉道半径孔喉比及毛细管压力油线特征，附毛细管压力两线，毛细管半径统计图：
4.2.3.3各储层孔隙度及分布。附孔隙度分布频率图：如用地震方法所做储层描述。附储层分布、有效厚度和孔隙度分布图。
4.2.3.4裂缝分布及特征
4.2.3.5空气渗透率、有效渗透率及乘直渗透率，附水平渗透率与孔隙度平对数关系图。2
4.2.4储层分类评价
4.2.4.1分类标准及依据。
sY/r10014-1998
4.2.4.2分类评价结果，包括纵间上和平面上分类结果。4.2.5流体分布
4.2.5.1气（包括C0、N2等）油、水分布及其控制因素，4.2.5.2气、油，水饱和度，附气.油饱和度分布阁，4.2.5.3油气界面、油水界面、气水界面的深度和产状、附有代表性的气、油、水关系剖面对比图4.2.6流体特征
4.2.6.1流体(气、汕、水)的性质利特点,对凝析气田，应明凝析油含量及性质，附气、油、水组份分析表。
4.2.6.2人然气的高压物性：压缩系数、体积系数、翻度、粘度及气体偏差系数。附各参数与压力关系图表。
4.2.6.3凝析气柑态：临界压力、临界温度，临界凝析压力、临界凝析温度、反麟析液量及特点，附有关相图及地下反凝析曲线图，
4.2.7地层压力和温度系统
4.2.7，1地层压灯系统在级向和平面划分。各压力系统的地压力，压力系数及压力梯度，附地层压力与海拔深度关系曲线。
4.2.7.2气藏温度,地温梯度。附地层温度与海拔深度美系曲线。4.2.8气藏类型一驱动类型
4.2.8.1气藏类型：按圈闭类型、储层类型、气水分布、压力系数大小及油气地下体积比综合确定：4.2.8.2原始驱动能量及驱动类型。4.2.8.3水休体积评价
4.3储量计算
4.3.1储风分级和计算单元
按（I3n270的规定进行储量分级和划分计算单元。4.3.2储量参数的确定
确定容积法储量计算的齐项参数。4.3.3储量计算
4.3.3.1用容积法汁算储量，其结果应包括凝析油储量和带油环时油环的原油储量，并估算边、底水体体积，附储量计算结果表。
4.3.3.2有试采资料时，用动态法试算动态储量附有代表性的动态曲线。4.3.4诺量评价
4.3.4.1储量在纵、横向上的分布及其特点。4.3.4.2产能、丰度.分类评价、埋深分级，4.3.4.3储量计算中存在间题及可靠性。4.3.4.4开发方案设计的储量取值4.4开发方案
4.4.1基本原则
气目开发方案设计的总原则是根据气田的具体特点，确定合理的开发方案，保证给下游用户在合同期内安全、按质按量稳定供气，实现投资省、采收率高和经济效益好的目标。4.4.1.1确定合理的来气速度，确保间下游用户长期稳定供气，并使气田保持一定的调峰供气能力。4.4.1.2少井高产，提高采收率。气川应布在储层物性好的构造高部位，边翼部位布井要研究储层揭开程度,防止气过早产水。
SY/T10014—1998
4.4.1.3充分利用气藏能量，降低操作费用。4.4.1.4采用安全可靠的先进工艺、设备和新技术，提高气田生产时效。4.4.1.5采取必要的环保技术措施，有效防止环境污染。4.4.2开发层系划分
根据产层纵向上压力系统，油气性质、储层物性、储层分布及隔层情况，考虑开发时是否互相干扰影响产能，供气组份要求和采收率及经济效益来划分开发层系。4.4.3开发方式
4.4.3.1充分利用天然能量进行衰竭式开采，对凝析气田要根据凝析油含量和储量大小确定采用衰竭式开采或保持压力开采。
4.4.3.2确定合理使用压缩机的时间压力。4.4.3.3确定最低井口压力、气井和气田废弃产量。4.4.4气井产能
4.4.4.1气井生产能力综合分析。附气并测试解释结果汇总表4.4.4.2确定气井无阻流量。
4.4.4.3确定单并合理产能
包括下列几种情况：
a）对胶结较好的砂岩边水气藏和定容气藏，可按其初始无阻流量的15%~25%配产，同时应注意气并的产量必须低于无冲蚀允许最大流量；底水气藏，以有效控制水锥为依据：b）对疏松砂岩储层，气的合理产能，以不破坏气层结构，有效控制出砂为前提；c）按试井产能和油管结构，进行生产节点分析，计算流入，流出动态曲线，评价最大稳定产量，计算最低携液气产量。
4.4.4.4生产并并口压力和温度预测4.4.5油管尺寸的确定
根据垂直管流计算结果井筒压力损失（△P与不同管径（d）下气产量（的关系图】，考虑井身结构的许可和后期携液能力的需要加以选定。附AP~9d关系图。4.4.6合理的采气速度与稳产期
确定合理采气速度应考虑国家需要和市场供求关系，气田储量和资源接替状况、气田地质条件和地层水活动跃程度、企业经济效益和社会效益、国内外同类气田的开发经验4.4.6.1对无水和边水不活跃的气驱气藏气田稳产期的采出程度用户对稳定供气年限的要求，定出较合理的采气速度。一般为可采储量的70%左右，再根据4.4.6.2多气用气区，资源丰富，采气速度可以选择比较高，如5%8%。4.4.6.3对大气由的采气速度选择应较低，一般不宜超过3%4.4.6.4对于底水气藏，为了避免过早水锥，单井应控制在合理产量下生产。4.4.7生产井数
气田的生产井数可根据动用储量、采气速度、单定产和调峰系数加以确定，其计算公式为：Wn=Qg×Kp
式中：Wn一生产井数,口；
Qg一气田设计日供气量，10°m/d：9k—平均单井配产，10°m/d；
Kp—附加系数（—般取1.1-1.3),无因次量：附加系数K力主要应考虑以下儿点：用气不均匀性；
SY/T10014—1998
由于各种地质、工程因素，使气并利用率达不到100%；气田在供气系统中的重要程度和其他因素；必要的观察井。
4.4.8并网布置及平台位置
井网布置内容包括开距井位和井网形式。附开发井网布置图和开发井井斜参数计算表。4.4.8.1井距
考虑气田的非均质性和断层的存在，以及整个气田面上的均衡并采。4.4.8.2并位
据气田的地质构造和储层特征，确定布并的有利地带，气井尽量布在构造高部位，距气水内边界应有定的距离，以防止过早见水，影响采收率4.4.8.3井网形式
井网形式应据地质构造特点和储层的连通性选用均匀或不均勾布井的调整并数。
4.4.8.4平台位置和数量的确定
并应在井网布署中，留有适当
应以日前国际上成熟技术和设施为依据，根据开发需要用最少的平合数满足布井的要求。4.4.9产层的射开原则
4.4.9.1底水气田，采用单井锥进模型进行模拟或面模型分析，并结合类似的已开发气藏的经验定出合理的射开程度
4.4.9.2边水气日，高部位的并应全射开。边部的并，应留有一定的避射厚度。其大小由该段物性、边水活跃程度和设计生产压差等因素综合确定。4.4.10开发方案指标预测
方案指标预测应选用数值模拟法4.4.10.1数学模型的选用
据气山的地质特征、储层物性和流体性质等情况，选用模拟软件4.4.10.2地质模型
应包括：
整体模型
根据气田的地质特征和模拟软件的功能，确立相应地质模型，纵向上层数应能反映储层物性的变化和油、气、水分布规律：平面上一般可采用不均勾网格，布井的中心部分密，边部稀，整体模型用于方案指标计算。
附模拟平面网格图。
面模型、锥进模型和井组模型
剖面模型和锥进模型的特点是网格数少计算时间短，一般用已钻井的实际资料建立模型，适用于不确定方案选用参数的定量分析与参数的敏感分析。对凝析气田一股选用井组模型研究注气保压的参数。附面模型图、锥进模型图和并组模型图。4.4.10.3初始模型参数
包括下列内容：
a）地质综合参数，附气层顶面构造等高线图、分层地层厚度等值图、分层孔隙度及渗透率等值图；b）毛管压力和相对渗透率数据，附曲线图和最低气体流动饱和度及残余气饱和度数据表：c）天然气PVT参数，主要为不同压力（P）下的气体偏差系数（Z)和气粘度（g）数据。附图件（Z、～P图)；
d）气藏基础参数，主要包括气藏温度（T）、岩石的压缩系数（C）、地层水的粘度（p）、相对密度（r）、体积系数（B）,储层天然气的临界压力（P）、临界温度（T)和气相对密度（r)等。附数据表。5
4.4.10.4动态模型参数
包括下列内容：
a）井位坐标、井径：
b）各并产量，表皮系数(s)；
c）射孔井段及其Kh 值；
d）各井垂真管流（VIP)计算结果表：SY/T 10014-- 1998
e）井的限制条件参数,包括并口定压,单井的最小产量，气用废弃产量等。4.4.10.5单并钻杆测试(LST)测试拟合。4.4.10.6历史拟合及认识。
4.4.10.7确立模拟方案
4.4.10.8指标预测。附开发指标预测汇总表。4.4.11开发方案初步优选
4.4.11.1开发方案技术指标的分析比较。4.4.11.2推荐的开发方案。附气田的代表井的开发指标数锯表和开发曲线图4.4.12敏感性分析
对推荐方案进行地质上不确定因素分析，进一步论证方案的可靠程度，享握变化规律，提出相虚的措施。附有关图表。
地质1主要不确定因素有：
a）边、底水体积大小；
b)）断层的封闭性；
c）层间的连通性,垂向渗透率大小；d）产层渗透率的变化。
4.5方案实施要求
4.5.1开发程序
4.5.1.1对平台建造、钻井和下发井投产程序的要求。4.5.1.2开发试验的安排与要求：4.5.1.3钻开发井前，应补做的地质工作及井位的进一步落实。4.5.1.4钻完开发井后，应核实储量，出现较大变化时应作出相应的调方案。4.5.2资料录取要求及动态监测系统的建立录取资料应项闰临测内睿、监测质期：4.5.2.1钻录要求.包括补取岩心计划：4.5.2.2
测并系刻的选择和资料处理解释要求4.5.2.3
气扩投产，试验期录取资料安排和要求4.5.2.4正常生产时录取资料的要求。4.5.3盾备资源
4.5.3.1藏所在气出的上下层中有无其它气截或含气层。简述气藏特点、储量、接替设想。4.5.3.2
气田相邻构造中有无气田和有利构造简述气特点，储量，落实储量的措施和接替设想5钻井、完井和修井工程
5.1钻井设计
5.1.1钻井设计的依据
5.1.1.1气藏工程开发方案对钻井的要求主要包括：
SY/T10014—199a
a）平台位置和开发井位及并数，投产次序；b）为完成某地质目的对钻并提出的特殊要求，如取心、测试和特殊测井等。5.1.1.2并位区的地层岩性特征
简述从海底到完钻底的各地层名称岩性、厚度和顶底界探深度5.1.2套管设计
5.1.2.1简述设计原则，包括所采用的安全系数。5.1.2.2套管程序设计
主要包括：
a)隔水导管名义尺寸、级、壁厚或质量(kg/m)、深度及人泥深度;b）表层套管名义尺寸.钢级、壁厚或质量(kg/m)、扣型及下人深度；c）技术套管名义尺于、钢级、壁厚或质量(kg/m),扣型及下入深度：d）生套管名义尺寸,钢级、壁厚或质量(kg/m)扣型及下人深度：e）尾管名义尺寸、钢级、壁厚或质量(kg/m),扣型及下入深度；f）尾管挂深度：
名）套管及尾管的试压标准；
h）钻头程序：
5.1.3定向并设计
应包含以下图表，可附必要的文字加以说明：a）定向井让算结果表包含井号、靶心垒标，造斜点、造斜率最大井斜，并底斜深，升底垂深、水平段长度等内容：
b）典型定向牛的二维轨迹示意图；）井1平台丛式并轨迹俯视图。
5.1.4固井设计
5.1.4.1各层套管固非力法，水泥返高。5.1.4.2水泥浆密度（包括领浆、尾浆）、水泌级别。5.1.4.3主要添加剂类型。
5.1.5泥浆设计
5.1.5.1齐井段泥浆体系类型，选择原则及对气层保护的体措施5.1.5.2泥浆技术指标：密度、失水、漏-斗粘度、动切力、静切力、固柑含量及固柑类型等。5.1.5.3主要添加剂类型。
5.1.6钻具设计
5.1.6.1钻头尺寸、类型，
5.1.6.2钻键尺寸。
钻杆尺寸及钢级
5.1.6.4其他钻具T具附件名称、类型。5.1.7钻井工艺技术要求
5.1.7.1钻表层时的技术要点及主要措施。5.1.7.2钻中间地层时的技术要点及主要措施。5.1.7.3打开诺层时的技术要点及主要措施：5.1.7.4对有再有害气体的处理技术措施。5，1.7.5测止方法及刘测开系列的实施费求：5.1.8并身结构示意图
图上应标明零井深位置(海平面或转盘上平面）、各井段钻头直径及钻深、各并段套管尺寸及下人深7
SY/T10014—1998
度、各层套管固井时水泥返高和人工井底设计深度。5.1.9钻机及钻井方式选择及其他要求5.1.9.1钻机选择
可根据实际的需要与可能从平台钻机组块、自升式悬臂钻井平台、半潜式钻井平台、浮式钻井平台、平台钻修组合设备中选择一种或儿种。5.1.9.2钻井方式
可根据实际的需要与可能从平台顶钻井、导管架钻井，回接钻井及侧钻井中选择一种或几种。5.1.9.3井口设备
套管头及各层套管四通尺寸、压力等级，防喷器组合，通径尺寸及压力等级。5.1.9.4其他
对钻杆测试（DST）、重复地层测试（RFT）、高压物性取样、取心、特殊测并及其他特殊要求。5.1.10钻井进度安排
5.1.10.1应按平均单井准备时间、各井段钻井时间和固井时间、测井时间、安装井口时间及其他必要安排的时间划分出工序时间。
5.1.10.2安排动复员时间、动复员次数。5.1.10.3回接时间。
5.1.10.4安装水下基盘时间
5不可预见时间
5.1.10.6由以上时间合计，计算平均单井时间。5.1.11钻并费用估算
应做出钻井费用估算表。包括：动复员费用、钻并工程费用（含主要项日分项费用）、钻井材料费用（含主要材料分项费用）、间接费用（如管理费、设计费、监督费、保险费）和不可预见费用。5.2完井工艺设计
5.2.1完井方式选择及依据
5.2.1.1从下列方法中选择一种或几种：a）裸眼完成：
b）衬管完成，衬管尺寸、深度；c）割缝管完成，缝宽、缝形状；d）射孔完成。
5.2.1.2若使用射孔方式打开气层应明确：a）射孔井段、层位：
b）射孔方式是油管传输射孔（TCP），还是电缆方式或过油管射孔（TTP)；c）射孔参数，包括孔密、孔径穿深（API水泥靶或贝利砂岩靶）药性、负压值。5.2.2防砂设计
5.2.2.1防砂方式及其选择依据。5.2.2.2防砂设计要求
针对选定的防砂方式应有相应的设计要求，例如：a）砾石充填防砂应有：
1）地层砂中值ds及地层砂不均勾度dg/dsn；2）砾石目数（美国目）及质量：3）筛管缝隙、尺寸；
4）砾石充填完开管柱示意图：
5）充填携砂液性质。
小提示：此标准内容仅展示完整标准里的部分截取内容，若需要完整标准请到上方自行免费下载完整标准文档。