Q／SY 1830-2015  砂岩油田CO2驱油与埋存开发方案编制规范 油藏工程部分

描述天然裂缝发育程度、性质及渗流特征；确定地应力分布特征，分析人工压裂裂缝的形态、大 小和方向；分析水驱开发已形成的动态裂缝和窜流通道；整体综合分析以上诸种裂缝对CO驱注采 #网布设的影响

4.2.3.6含油产状

剪力墙标准规范范本心的含油面积和含油状况确定含油产状的级别

4.2.3.7储集性质

储集性质包括： 确定岩石名称、矿物组成、胶结物成分与含量、胶结类型、胶结程度，确定粒度、磨圆度、 分选等参数，描述岩性分布状况及变化规律， b 描述孔、洞、缝的分布状况及成因，分析孔隙连通性和天然微裂缝的发育程度、部位、形 态和方向，确定储集空间类型。 确定总孔隙度、有效孔隙度，分析空气渗透率、有效渗透率、水平渗透率、垂直渗透率

4.2.3.8储层非均质性

述层内非均质性、平面非均质性、层间非均质性

4. 2. 3. 9微观孔喉

4. 2.3. 10黏土矿物

分析类型、成分、含量及分布。

4.2.3.11储集层的评价和分类

依据储集层厚度、孔隙度、渗透率、砂体连续性、平均孔隙半径、泥质含量、胶结物含量等主

平价参数确定分类指标，并参考辅助指标对储集层进行综合评价和分类。

描述分区块、分层组的油气水饱和度及分布特点；确定油气界面、油水界面和油气柱高度；硕 水过渡带的产状及厚度；分析控制油气水分布的构造、断层等地质因素。

4. 2. 5.1原油物性

地面原油物性分析包括组分、密度、黏度、凝固点、析蜡温度、蜡熔点、含蜡量、胶质、沥青 质、含硫量等；地层原油的高压物性分析包括原始气油比、溶解系数、饱和压力、压缩系数、体积系 数、原油密度和黏度等

4.2.5.2天然气性质

4.2.5.3地层水性质

分析包括水型、离子含量、矿化度、气体含量、微量元素、细菌浓度等及其在平面上的变化，

4. 2. 6 渗流物理特性

测定岩石的表面润湿性， 测定毛管压力曲线，分析曲线的变化特征。 测定油水、油气、油气水相对渗透率曲线，分析曲线的变化规律 分析水敏性、酸敏性、速敏性、盐敏性和碱敏性的实验结果。 评价CO，与地层流体的配伍性

4.2.7压力和温度系统

4.2.7.1压力系统

4.2.7.2温度系统

2.7.3标准温度和标准

标准温度为293.15K，标准压力为0.101

4.2.8天然驱动能量与驱动类型

确定边水、底水、气顶能量，评价边水、底水、气顶的活跃程度。 确定油藏溶解气、弹性、重力等驱动能量，对油藏天然驱动能量进行评价和分类，判断注CO 后的主要驱动方式。

通过油藏构造、储层及储层流体分布特征分析，结合驱动类型分类，确定油藏类型。

,2.10地质储量和可采储量

油与关然气的探明地质储量，进行储量技术经 约弹性驱、水驱可采储量和经济可采储量。

.2.11精细油藏地质模型

4.3CO,驱油与埋存室内实验评价

4.3.1最小混相压力实验

长力和细管实验等方法确定CO与地层油体系最

4.3.2CO,与地层油体系动态接触相态实验

Q/SY18302015

开展油气体系相间传质实验，包括多次接触实验（密度、黏度、界面张力、体积系数等参数 和互溶膨胀试验（注人气后原油体积膨胀能力、黏度和密度降低等研究），研究地层油与C 系的相态特征，

4.3.3气、液、固相态实验

开展气、液、固相态实验，研究CO,驱过程中沥青、蜡和水合物的沉积特征，确定沉淀形成 判断固相沉积对CO,驱储层物性的影响，分析其对CO,驱注采能力的影响

.3.4水驱、CO,驱残余油饱和度和驱油效率实

开展油藏条件下水驱油、CO,驱油岩心驱替实验，对比分析不同驱替条件下的残余油饱和度 效率，评价不同驱替方式的驱油效果

4.3.5CO,埋存安全性评价分析实验

开展油藏条件下盖/储层应力敏感性实验，建立盖/储层岩石的声、电和力学参数解释图版，分 2在盖/储层岩石中扩散/渗流能力，评价CO，埋存的安全性

4.4前期注水开发状况分析

4.4.1区块基本情况

描述区块投入开发时间、开发简史、目前开发层系划分、井网类型、注采井距、开采层位、开 式、井下技术状况

4. 4. 2开采现状分析

4.4.2.1注入能力

分析单井及区块的注人量、注人压力、注采比、吸水强度、吸水指数及其变化规律；研究油层吸 水面、分层吸水能力及其变化规律。

4.4.2.2产液能力

分析单井及区块的日产液量、日产油量、累积产液、累积产油、含水率及其变化、地层压力、

动压力状况；分层的产量、含水及压力状况；产液强度及产液指数、产油强度及产油指数、产液剖 面、分层产液能力及其变化

4.4.2.3油层动用状况

应用动态监测、试油试采、密闭取心检查并、实验测试等资料，分析各类油层吸水强度、吸水指 数、储量动用状况；统计原井网对各类油层的水驱控制程度，阐述水驱过程中储层物性的变化及对开 发效果的影响

4.4.2.4增产措施及并况分析

分析各种增产措施的效果及变化情况；阐述油水井套管及并下注采设备和完并设施损坏状况

分析各种增产措施的效果及变化情况；

4.4.2.5注采并间联通状况分析

利用干扰试井、井间示踪技术、地层测试及生产动态资料分析注采井间联通状况、流体运动规 建、波及体积及油层非均质性

4. 4. 2. 6剩余油分布研究

应用动态监测、密闭取心检查井、 测井等资料，结合油层沉积特征研究层间、层内剩余油分布 以数值模拟方法为手段，模拟并编绘出单层及综合的剩余油分布图

4.4.3开发效果评价

应用“水驱特征曲线”、“产量递减公式”、“物质平衡方程”、“试井分析”及其他方法，综合评价 开发层系、井网井距、注采系统、压力保持水平、产能规模、油井工作制度、水驱标定采收率等的合 理性；根据油田历年实际开发资料，绘制综合开采曲线、采出程度与含水关系曲线，从油井产能水 平、含水率及其变化、采油速度、递减规律、采出程度等方面评价水驱开发效果，与同类油田对比， 评价开发水平

4.5CO,驱油试注分析

对油由CO驱油试注或先导试验进行分析，获取CO2驱吸气指数、注入能力、地层压力恢复 等注采参数，为CO，驱油与埋存方案设计提供依据

4.6CO,驱油与埋存开发油藏工程设计和方案优选

4. 6. 1开发原则

开发遵循“科学设计、有序实施、注重效益、安全环保”的总体方针；充分利用地质研究成果、 室内实验成果、先导试验现场动态资料，确定合理的注采参数，紧密跟踪试验进程，应用多种监测分 沂手段及早发现问题，适时调整，提高油藏开发水平，保证CO，埋存的安全性

4. 6.2层系划分与组合

4.6.2.1层系划分

根据油藏地质特点、开采工艺技术条件和经济效益等因素，确定是否需要划分层系开发。

4.6.2.2层系组合

对于多层砂岩油藏，层系组合应遵循下述原则：

a）同一层系内的储层物性及流体性质、压力系统、构造形态、油水边界比较接近。 一个独立的开发层系具备一定的地质储量，满足一定的采油速度，达到好的经济效益 各开发层系间必须具备良好的隔层，以防止注水、注气开发时发生层间水窜、气窜

6.3.2对比连续注CO2、水CO2交替驱及水驱转CO,驱油的采收率和经济效益，确定合理的开

4. 6. 4 并网和并距

6.4.1总体设计原则包

4.6.4.1息体设计原则包括： a） 水驱、CO2驱油控制程度达到有效开发的指标，一般应大于60%～70%。 b 注采井距确定应满足油层对驱动压差的要求。 c 单井控制可采储量高于经济极限值。 d） 并网并距的确定应满足油田的合理采油速度、稳产年限、采收率及经济效益等各项指标的 要求。 根据注采能力和达到水驱、CO,驱油储量动用程度的要求设计合理的井网和井距。 4.6.4.2不同类型油藏井网形式设计原则包括： a 根据砂体分布形态和尺度、储量丰度大小、渗透率高低和水驱控制程度要求等条件，选择合 理的井网形式。 面积并网布并方式应考虑并网系统调整的灵活性和多套并网衔接配合问题。行列井网应考 虑切割距的大小及注水、注CO2、采油井排的合理排数，切割方向应垂直于油砂体的延伸 方向和垂直于断层。 c）对于小断块油藏，可采用灵活的井网开发。对于裂缝型油藏，注采井排的分布应与最大水平 主应力方位保持合理匹配关系，沿储集层裂缝方向注水井排的井距要大于非裂缝方向注采 井距。 4.6.4.3CO2驱油井网井距设计应特别考虑因素包括： a 新投产区水CO,交替油驱要考虑CO驱和水驱均可建立有效驱替压力系统的井网井距。 b） 已有水驱井网系统的合理利用。 C） 天然裂缝、人工压裂裂缝及水驱动态裂缝等诸种裂缝对CO，驱油开发效果的影响。 d） 剩余油分布对CO,驱油储量控制和开发效果的影响。 e 整体构造与局部微构造对CO，驱油开发效果的影响。 断层、岩性、油水边界水体等对CO2驱油开发效果和埋存封闭性的影响。 g 注采能力和达到CO，驱油储量动用程度的要求设计合理井网井距。 4.6.4.4井网和井排距确定原则包括： a） 原始油藏注CO,开发，以精细地质模型为基础，应用数值模拟技术为主要手段，在油藏流体 PVT实验数据拟合的基础上，开展不同井网形式及井排距开发效果模拟比选，确定合理井 网形式及井排距。 b）水驱开发油田转CO,驱，在原始油藏精细地质模型基础上，应用数值模拟拟合水驱开发阶 毁的动态参数，修正地质模型

a）原始油藏注CO.开发，以精细地质模型为基础，应用数值模拟技术为主要手段，在油藏流体 PVT实验数据拟合的基础上，开展不同并网形式及并排距开发效果模拟比选，确定合理并 网形式及井排距。 b 水驱开发油田转CO驱，在原始油藏精细地质模型基础上，应用数值模拟拟合水驱开发阶 段的动态参数，修正地质模型，然后在油藏流体PVT实验数据拟合的基础上，开展不同井 网形式及井排距开发效果模拟比选，确定合理井网形式及井排距。

4.6.5地层压力保持水平

4.6.5.1原始地层压力高于最小混相压力油藏，地层压力保持水平应不低于

6.5.1原始地层压力高于最小混相压力油藏，地层压力保持水平应不低于最小混相压力

也层压力保持水平应不低于原油饱和压力，同时在 注入压力不致使储层破裂的情况下，地层压力应尽可能保持在较高水平

4.6.6注气井井底流压

在确定采油并合理并底流压情况下，应保证注气并并底流压小于储层破裂压力，并设置20%～ 30%的安全压差

4.6.7注气速度确定

根据地层吸气能力和地层压力保持水平，结合CO,驱油试注成果，综合运用油藏工程方法、数 值模拟方法比选，优化注气速度

4.6.8采油速度确定

根据采油井产液、产油能力和地层压力保持水平，结合CO，驱油试采成果，综合运用油藏工程 方法、数值模拟方法比选，优化采油速度，

4.6.9注入总量确定

应用数值模拟方法和经济效益评价进行不同注入总量方案比选，确定合理注入总量

4.6.10水气交替（WAG）驱时机确定

4.6.11水气交替（WAG）驱阶段气水比确定

4. 6. 12 采油方式

依据油藏类型和驱替能量情况，分阶段确定自喷采油和人工举升采油方式

4.6.13产出气组分预测

依据产出气组成对CO驱油最小混相压力影响的测试结果确定产出气回注界限，通过数值模拟 计算，预测产出气组分及含量，为产出气循环注人油藏、工艺及地面工程设计提供依据。

4.6.14产出气循环注入

4.6.14.1产出气室内实验研究

在产出气组分及含量分析的基础上，定量给出影响CO驱油最小混相压力的组成、组分含 展不同比例产出气与纯CO，混掺回注的驱油效果实验，

4.6.14.2产出气循环注入油藏工程参数调整

根据产出气室内实验研究成果，以实现近混相一混相驱及不影响CO2驱油提高采收率幅度为 应用数值模拟方法进行产出气循环注入油藏工程设计。利用产出气循环注人驱油时，油藏工程 应做相应调整，

4.6.15方案开发指标预测

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以油藏数值模拟方法为主，结合矿场试验及其他油藏工程方法，预测并发指标及理存量。 至少提出三种方案，在各项指标比选及经济评价的基础上，确定最佳开发方案为推荐方案。预测 开发评价期主要开发指标，包括单井日产油量、年产油量、年产水量、年产CO，气量、年产烃类气 量、综合含水、年注水量、年注CO2量、生产气油比、采油速度、采出程度、采收率、CO2埋存 率等。 根据推荐方案预测的开发指标确定油田各年度产能建设区块及规模、CO,埋存量

根据总体部署、分步实施的原则，对注CO，开发油田进行整体部署，按照油藏特征、 现状及CO，气源保证、地面施工进度等进行分步实施

4.7CO,驱油与埋存开发方案油藏动态监测要求

在推荐方案中要提出油藏动态监测资料录取内容及要求，按附录A执行。根据监测信息及时 方案部署，确保方案取得预计效果

开发方案经济效益评价方法主要按SY/T6511的规定执行，兼顾考虑CO，气源价格、输运成本 和埋存减排效益。

4.9CO.驱油与埋存开发方案实施要求

4. 9. 1油减管理要求

管理要求包括： a）注CO,开发方案实施过程中生产管理、人员培训等要求。 b） 投产、转注程序，运行计划及特殊技术要求。 C 改善开发效果特殊试验、监测要求及试验性工艺措施。 d）注CO,开发过程中可能的开发调整审批程序及机构

4.9.2钻井、采油、地面建设工程的实施要

实施要求包括： a）注CO2开发的钻井、完井、射孔、压裂、测井工程的技术要求。 b）注CO2开发的注采井况及钻井、采油、地面配套工艺防腐、防漏等要求 c）开发全过程中系统保护油层的要求及措施 d）对油气集输系统的技术性能和对油、气、水计量准确度的要求。

4.9.3健康安全环保要求

5.1开发方案报告内容

a 油田概况 b) 油藏描述和评价。 c) CO,驱油与埋存室内实验评价。 水驱或CO,驱油开发试验评价。 e) CO,驱油与埋存开发油藏工程设计与方案优选 f) CO,驱油与埋存开发方案油藏动态监测要求。 g）CO,驱油与埋存开发方案实施要求。

5.2开发方案附图和附表

5.2.1开发地质部分

a) 油气田地理位置图。 b) 油气田地貌图。 c) 油气田区域地质构造位置图。 d) 钻探成果综合图。 分油层组构造井位图 f) 油藏剖面图。 g) 油层综合柱状图。 h) 油层对比图。 i) 隔夹层区域分布图。 j) 小层油层和砂层等厚图。 k) 区域沉积相和小层微相图。 1) 油层孔隙度、油层渗透率等值图。 m) 储层微构造图。 n) 油层物性频率分布图。 o) 流体性质分布图。 p) 油藏地质模型三维图。 q) 储量计算图。 r) 毛管压力曲线。 S) 油水、油气相对渗透率曲线。 t) 无因次产液能力和无因次产油能力曲线。 2. 1. 2 主要数据表包括： a) 钻探成果与取心统计表。 b) 构造断层要素表。 c) 油层厚度统计表。 隔夹层厚度统计表。 e) 试油成果表。 f) 试注成果表。 g) 油层测压资料表。 h) 试采成果表。 i) 油层物性统计表。 PVT分析数据表。

k）油、气、水分析成果表。 油田储层综合评价表。

k）油、气、水分析成果表

.2.2CO,驱油与埋存开发实验部分

CO,驱油与埋存开发实验

5.2.2.1主要图件包括

5.2.2.2主要数据表包

地层油组分组成数据表。 b） 不同温压条件地层油细管驱替实验注人体积与采出程度、气油比数据表。 C 不同温压条件地层油与CO2界面张力数据表， d 不同CH4含量的CO，驱油最小混相压力变化统计表。 e） CO,与地层油多次接触后的平衡油、气相的体积系数变化数据表。 f) 不同温压条件CO与地层油多次接触后的平衡油、气相的组分组成数据表。 8 不同温压条件CO2与地层油的互溶后的主要物性参数数据表。 h CO驱岩心驱替实验不同温压条件注入体积与采出程度、含水率、气油比关系数据表

5. 2.3油藏工程部分

5. 2.3. 1主要图件包括

a）试井曲线。 试采曲线。 ) 油田（试验区）综合开采曲线。 d) 注水能力曲线。 e) 区块开采现状图。 f) 地层压力分布图。 g 水驱采出程度与含水关系曲线。 h) 开发方案的单井控制储量对比曲线。 开发方案产液、产油、含水对比曲线 1) 开发方案产气量、气油比对比曲线。 k) 开发方案地层压力对比曲线。 1) 开发方案采出程度、采收率对比曲线。 m) 各种方案的经济效益分析曲线。 推荐开发方案的设计井位图

5.2.3.2主要数据表包括：

a) 数值模拟组分分类表。 b）产能规模及分批实施统计表。 c CO,驱油产出气组分预测表。 d）推荐开发方案的开发指标预测表。 e）推荐开发方案的经济效益评价表。

A.1.1日常生产动态监

A.1.1日常生产动态监测

A.1.1.2产液量、产油量、含水率录取

附录A （规范性附录） CO,驱油与埋存动态监测资料录取内容及要求

所有采油井每日计量日产液、日产油及含水资料；注CO2前和注CO2过程中每5天核实一次 数据，采油井见到CO，气体产出后，每3天核实一次产量数据。

A.1.1.3油压、套压资料录取

所有采油井每日录取一次油压、套压

A.1.1.4气油比资料录取

所有采油井每日录取气油比资料，并确定产出气中CO2含量；注COz前和注CO2过程中每5天 该实一次气油比资料，采油井见CO，后每3天核实1次气油比资料

A.1.1.5动液面和示功图录取

所有采油井每10天录取一次动液面资料，所有抽油机生产油井每10天测一次示功图。

A.1.2产出部面测并

产出剖面测井要求： ） 原始油藏注CO,开发，含油单砂层较多时，选取正常生产井数的15%测产液剖面，每年测 试一次。 b） 水驱转CO,驱开发油藏，按照开发效果将生产井进行分类，选取有代表性生产井井数的 15%，注CO前一个月进行一次产液剖面测试，注CO2后至CO，驱结束每年进行一次产液 剖面测试。

A. 2. 1监测记录

记录所有注入井注入时间、停注原因及措施情况。

A.2. 2日常注入动态监测

动态监测要求 a）注COz前注水阶段及WAG注人时 矿产标准，注水周期内每天计量1次注水量、注水泵压、套压、

前注水阶段及WAG注人时，注水周期内每天计量1次注水量、注水泵压、套压、油

压；每月化验一次注人水水质。 b 注CO2阶段，每天计量1次注气量、注人泵压、套压、油压、并口注入温度；每周检测1次 注人CO2质量（纯度、含水）。 A.2.3 吸水、吸气剖面测试 部面测试要求： a） 选择注人井开井数的40%测吸水、吸气剖面。 b 水驱转CO,驱油藏，注COz前2个月注水阶段测一次吸水剖面；注CO2后至CO,驱结束， 每年测一次吸气部面（WAG阶段注水周期测吸水部面）

深圳标准规范范本A.2.3吸水、吸气部

A.2.4吸水、吸气指数测试

A.2.5并筒及并底温压测试