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SY／T 6225-2018 油田动态分析技术规范

5.2.5.1分析产液量、产油量、采液指数、采油指数等指标的变化状况。 5.2.5.2 分析油水*工况及其对生产能力的影响。 5.2.5.3 分析油*利用率、生产时率等指标变化及其对生产能力的影响 5.2.5.4 分析老*自然递减率等指标变化及其对生产能力的影响。 5.2.5.5 分析增产措施效果及其对生产能力的影响。 5.2.5.6 分析新投产区块及调整区块效果及其对生产能力的影响。 5.2.5.7 提出提高油田生产能力的建议

5.3.1油藏地质特征再认识

5.3.1.1构造形态、断裂*统等油藏构造特征再认识

5.3.1.1构造形态、断裂*统等油藏构造特征再认识

SC/T 2063-2014 条斑紫菜 种藻和苗种SY/T 62252018

5.3.1.2层间及层内的隔夹层频率和平面展布特征再认识。 5.3.1.3沉积亚相和微相展布特征再认识。 5.3.1.4 储层孔隙度、孔隙结构、渗透率、黏土矿物成分等储层物性再认识。 5.3.1.5砂体的形态、大小，砂体及各小层的平面展布、连通性等储层分布特征再认识。 5.3.1.6 裂缝性质、产状及其空间分布、密度、开度以及地应力等再认识。 5.3.1.7油、气、水性质及分布特征再认识。 5.3.1.8岩心润湿性变化及其对两相渗透率曲线和驱油效率的影响再认识。 5.3.1.9按DZ/T0217的规定重新核算油藏地质储量。

5.3.2 层*、并网、注水方式适应性分析

5.3.2.1分析层间非均质性及干扰状况，评价开发层*划分与组合的适应性。 5.3.2.2分析油水**况、*网控制状况、注采对应状况、水驱控制和动用状况等，评价注采*网的 适应性。 5.3.2.3分析注水能力、水驱控制程度等资料，结合油藏边底水能量，评价注水方式的适应性。 5.3.3.4提出改善层*、*网、注水方式适应性的建议，

5.3.3储量动用及剩余油分布状况分析

5.3.3.1分析油田未控制储量、弹性开发储量、水驱控制储量变化状况。 5.3.3.2分析水驱动用储量变化状况。 5.3.3.3分析剩余油平面、层间、层内分布特性。 a 5.3.3.4提出提高储量动用程度和剩余油挖潜的建议，

5.3.4能量保持与利用状况分析

5.3.4.1分析边（底）水水侵速度、水侵*数、水侵量与地层压力和地层压降的关*。对弹性驱、溶 解气驱、气顶气驱开发的油田，分析相应驱动能量的大小及可利用程度。 5.3.4.2分析油层压力水平、动液面与注采比的关*，评价地层能量保持与利用状况。 5.3.4.3提出保持合理地层压力水平的建议。

5.3.5驱油效率及采收率分析

5.3.5.1分析储层物性、流体性质、岩石润湿性等变化对驱油效率的影响。 5.3.5.2油田技术可采储量及经济可采储量的标定按SY/T5367的规定执行。 5.3.5.3分析油田可采储量变化原因，重点对开发调整及重大措施前后可采储量的变化进行分析。 5.3.5.4提出增加可采储量和提高油田采收率的建议。

5.3.6油藏注采*统适应性分析

5.3.6.1分析各油层压力保持水平和开采状况，评价采油工艺和注水工艺技术的适应性。 5.3.6.2分析注入水水质、注入压力对地层能量及水驱开发效果的影响，评价地面水质、管网压力的 适应性。 5.3.6.3提出改善注采*统适应性的建议

5.3.6.3提出改善注采*统适应性的建议。

5.1动态分析所需主要

6.1.1油藏静态数据及图件

按5.1.1的规定执行，此外还应具备以下油藏静态数据及图件： 原油黏度分布图； 原油组分分析数据； 油一蒸汽（油一水）相对渗透率曲线； 不同温度下驱油效率曲线； 原油黏温特征曲线，

6.1.2开发动态数据及图件

SY/T 62252018

按5.1.2的规定执行，还应具备以下数据及图件： 锅炉出口及*口的注汽速度、注人时间、蒸汽干度、蒸汽温度、蒸汽压力、*口产液温度等； 注气速度、注气压力、*口产液温度及O2、N2、CO、CO,气体的产气含量等； 注人*的吸汽（气）剖面、温度剖面，采油*的产液剖面，观察*的温度剖面和压力剖面等； 回采水率分布图、热干扰及汽窜*组示意图、火驱产出尾气中组分变化平面图等。

6.2.1注入状况分析

6.2.1.1分析注汽（空气）量、注汽强度、蒸汽干度、蒸汽温度、注汽（空气）压力等对生产效果白 影响。 6.2.1.2分析沿程热损失状况。 6.2.1.3分析分层吸汽（气）能力差异及其原因。 6.2.1.4分析注汽过程中伴注其他介质后对蒸汽质量的影响。 6.2.1.5提出调整注汽（空气）参数、降低热损失、均衡吸汽（气）等改善注入状况的建议

6.2.2地层压力状况分析

2.2.1分析*底流动压力、动液面、油层压力、总压降变化状况。 2.2.2分析油层压力与注汽量、采注比、亏空的关*。 2.2.3分析各油层压力差异状况。 2.2.4提出保持合理压力水平和减小平面、层间压力差异的建议。

6.2.3采出状况分析

6.2.3.1蒸汽吞叶

6.2.3.1.1分析单元开*数、产液量、产油量、含水率、油汽比、采注比和回采水率等变化规律。 6.2.3.1.2分析单元同吞吐周期油*的生产时间、产液量、产油量、递减率、含水率、油汽比、采注 比和回采水率等变化规律。 6.2.3.1.3分析单*周期内的产液量、产油量、含水率变化规律；分析单*周期间的生产时间、产液 量、产油量、递减率、含水率、油汽比、采注比和回采水率等变化规律

6.2.3.1.4分析不同*距、不同*型、不同投产时期油并上述规律的差异，把握转周或转换接替方式 的时机。 6.2.3.1.5 分析汽窜、边底水侵人、出砂、伴注介质等对生产效果的影响及原因。 6.2.3.1.6提出改善蒸汽吞吐采出状况的建议

6.2.3.2.1分析*组或区块（单元）的产液量、产油量、综合含水率、油汽比、采注比、并口产液温 度等变化规律。 6.2.3.2.2分析汽窜、边底水侵入、出砂、伴注介质等对生产效果的影响及原因。 6.2.3.2.3分析驱替受效方向和热波及范围、蒸汽腔范围。 6.2.3.2.4提出改善蒸汽驱采出状况的建议。

6.2.3.3.1分析*组或区块（单元）的产液量、产油量、综合含水率、空气油比、*口产液温度、产 出气体（N2、O2、CO、CO2等）含量、产出原油物性等指标的变化规律。 6.2.3.3.2分析气窜、边底水侵入、出砂等对生产效果的影响及原因。 6.2.3.3.3分析驱替受效方向、燃烧状态、火线前沿推进范围，提出保持火线均衡推进的措施建议。 6.2.3.3.4提出改善火驱采出状况的建议

6.3.1油藏地质特征再认识

按5.3.1的规定执行。

6.3.2层*、并网适应性分析

6.3.2.1层*划分与组合的适应性分析按5.3.2.1的规定执行，此外还需分析蒸汽超覆对层间差异的影响。 6.3.2.2分析加热范围、热连通状况、汽（气）驱控制程度等，评价*网的适应性。 6.3.2.3提出改善层*、*网适应性的建议。

6.3.3剩余油分布及采收率分析

6.3.3.1分析温度场、压力场、饱和度场分布状况。 6.3.3.2分析平面、层间、层内的热波及状况及储量动用状况。 6.3.3.3分析平面、层间、层内剩余油分布及变化特征。 6.3.3.4油田技术可采储量及经济可采储量的标定按SY/T5367的规定执行。 6.3.3.5提出剩余油挖潜及提高采收率的建议。

7.1动态分析所需主要资料

7.1.1油藏静态数据及图件

按5.1.1的规定执行。

7.1.2开发动态数据及图件

按5.1.2的规定执行，此外还应具备以下开发数据及图件： 注人段塞数据表； *组注人药剂量、体积等值线图； 注水*指示曲线、压降曲线； 单*、区块霍尔曲线； *口注人浓度、黏度分级表； *口化学剂化验浓度、黏度数据； *口界面张力数据； 产出原油物性及族组分资料： 产出水矿化度监测数据， 注人压力分类统计表； 油*产液量分类统计表； 含水率变化、增油、见剂浓度柱状图： 生产动态与方案对比曲线。 生产动态分析 om

7.2.1注入状况分析

7.2.1.1分析注入化学剂质量、并口化学剂浓度、黏度及界面张力、注入水水质等变化状况。 7.2.1.2分析注入*油压、注人强度、启动压力、吸水指数、阻力*数的变化状况。 7.2.1.3分析单元化学剂注入进度、注人量、注人浓度和黏度的变化状况。 7.2.1.4分析注采*组注入孔隙体积倍数、化学剂用量的分布状况。 7.2.1.5提出改善化学剂注人质量和注人效果的建议。

7.2.2油层压力状况分析

按5.2.2的规定执行

7.2.3含水率变化分析

7.2.3.1分析含水变化状况及趋势，应用实际含水变化曲线和跟踪数值模拟预测曲线对比，分析含水 率变化与注化学剂方案设计的符合程度。 7.2.3.2分析油*对应注入*注人状况、含油饱和度、化学剂审流和化学剂用量等对含水率变化的影响。 7.2.3.3提出控制含水上升的建议。 7.2.4见效状况分析 7.2.4.1分析油*及全区见效时间、见效特征、单*增油量、吨聚增油量等指标情况。 7.2.4.2对油*见效状况进行分类，分析影响油*见效的原因。 7.2.4.3针对油*化学剂窜流情况，分析窜流方向及原因。 7.2.4.4提出改善化学驱见效状况的建议

2.3.1分析含水变化状况及趋势，应用实际含水变化曲线和跟踪数值模拟预测曲线对比，分机 变化与注化学剂方案设计的符合程度。 2.3.2分析油*对应注入*注人状况、含油饱和度、化学剂审流和化学剂用量等对含水率变化的量 2.3.3提出控制含水上升的建议。

7.2.4见效状况分析

7.2.5生产能力变化分析

7.2.5.1分析产液量、产油量、采液指数、采油指数等指标的变化状

7.2.5.1分析产液量、产油量、采液指数、采油指数等指标的变化状

7.2.5.2分析油水*工况及其对生产能力的影响。 7.2.5.3分析油*利用率、生产时率等指标变化及其对生产能力的影响。 7.2.5.4分析增产措施效果及其对生产能力的影响。 7.2.5.5提出改善油田生产能力的建议

7.3.1油藏地质特征再议

7.3.2 层*、并网适应性分析

7.3.2.1分析层间非均质性及干扰状况，评价开发层*划分与组合的适应性。 7.3.2.2分析油水**况、*网控制状况、注采对应状况等，评价注采*网的适应性。 7.3.2.3分析层间物性、能量水平等对化学剂吸人状况差异的影响。 7.3.2.4提出改善层*、*网适应性的建议。

7.3.3能量保持与利用状况分析

7.3.3.1分析化学驱不同阶段生产压差、动液面与注采比的合理性，评价地层能量保持与利用 7.3.3.2提出保持合理地层压力水平的建议

QC/T 937-2013 护栏抢修车7.3.4剩余油分布与采收率分析

7.3.4.1分析化学驱前后驱油效率的变化状况。 7.3.4.2 分析注入化学剂在平面、层间、层内的波及状况及储量动用状况。 7.3.4.3 分析平面、层间、层内剩余油分布及变化特征。 7.3.4.4 分析累积增油量、吨聚增油量、提高采收率幅度及最终采收率。 7.3.4.5 提出剩余油挖潜和提高采收率的建议。

8.1油田经济效益状况分析

8.2单并经济效益状况分析

8.2.1分析新投产*初产油、新增可采储量状况QPFK 0001S-2016 濮阳福德科技有限公司 固态复合调味料，评价新投产*否具有经济效益。 8.2.2根据经济极限含水率、经济极限产油量等界限指标，评价水驱开发老*是否具有经济交 8.2.3根据极限油汽比或极限空气油比等界限指标，评价热采开发老*是否具有经济效益。

8.2.4根据吨聚增油量等界限指标，评价化学驱老*是否具有经济效益。 8.2.5根据措施增油量界限，评价措施*是否具有经济效益。 8.2.6提出改善单*经济效益的建议