ICS 75.020 E 12 SY 备案号：48205—2015 中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T65102014 代替SY/T6510—2000 稠油油田注蒸汽开发方案设计技术要求 Design requirement for steam injection development project of heavy oil reservoir 2014-10-15发布 201503-01实施 国家能源局 发布 SY/T6510—2014 目 次 前言 范围 2 规范性引用文件 开发方案设计的主要内容 3 开发方案报告的编写要求 4 SY/T 6510—2014 前言 本标准按照GB/T1.1一2009《标准化工作导则 第1部分：标准的结构和编写》给出的原则 起草。 本标准代替SY/T6510一2000《稠油油田注蒸汽开发方案设计技术要求》，与SY/T6510一2000 相比，主要变化如下： 删除了开发方案设计的原则（见2000年版的第3章）； 增加了吞吐范围，不仅限于纯蒸汽吞吐，还包括蒸汽与不同比例其他介质的混合流体吞吐 (见3.5.1.1)； 增加了蒸汽辅助重力泄油（SAGD）的开发方案设计要求 交（见第1章）； 修改了油田概况、油藏工程设计、钻采工程设计主要内容及要求（见3.1，3.5和3.6；见 2000年版的4.1，4.5和4.6)； 修改了附图及附表（见4.2；见2000年版的5.2）。 本标准由油气田开发专业标准化技术委员会归口。 本标准起草单位：中国石油勘探开发研究院、中国石化胜利油田地质科学研究院、中国石油辽河 油田研究院。 本标准主要起草人：蒋有伟、关文龙、张霞林、张霞、赵红雨、李伟忠、龚姚进 SY/T6510—2014 稠油油由注蒸汽开发方案设计技术要求 1范围 本标准规定了稠油油由注蒸汽开发方案的编制方法和设计内容。 本标准适用于注蒸汽开发的砂岩、碎屑岩类型稠油油藏的吞吐、蒸汽驱和蒸汽辅助重力泄油 （SAGD）开发方案设计，其他类型稠油油藏可参考使用 2规范性引用文件 2 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、 DZ/T0217 7石油天然气储量计算规范 SY/T5579.1 油藏描述方法第1部分：总则 SY/T6102 油田开发监测及取资料要求 SY/T6169 油藏分类 SY/T6511 油田开发方案及调整方案经济评价技术要求 3 开发方案设计的主要内容 3. 1 油田概况 3. 1. 1 自然条件简况 油田地理位置、气候和水文条件、交通及经济状况等 3.1.2 区域地质情况 3.1.2.1构造位置及构造发育史， 3.1.2.2地层层序及沉积环境。 3.1.3 勘探简况 油田发现历程及油藏评价工作情况。 3.1.4 资料录取情况 地震工作量，测线密度及成果；探井和评价并井数、取心及分析化验评价资料。 3.1.5 开发准备情况 发现井或评价井试井、热力或常规试油情况、试采及开发试验情况 3.2油藏描述 根据稠油油藏注蒸汽开采特点，油藏描述内容参照SY/T5579.1的规定执行。 SY/T6510—2014 油藏类型划分按SY/T6169的规定执行。 3.3 储量计算 3.3.1采用容积法计算地质储量。 3.3.2计算参数确定按DZ/T0217的规定执行。 3.3.3列出地质储量计算表。 3.4蒸汽吞吐试采分析 3.4.1稠油油藏注蒸汽开发之前应进行蒸汽吞吐试采。 3.4.2依据蒸汽吞吐试采资料，分析周期产油量、日产油量、峰值产油量、单位厚度产油量、含水 率、回采水率、压降速度和油汽比的变化规律。 3.4.3依据蒸汽吞吐试采资料，分析注汽压力、井底蒸汽干度、注汽强度和焖井时间对试采开发指 标的影响 3.4.4依据蒸汽吞吐试采资料，分析井筒降黏、举升工艺对试采开发指标的影响。 3.4.5根据蒸汽吞吐试采情况，并结合相似油田注蒸汽开发效果，评价其油藏地质和工艺技术条件 是否适合注蒸汽开发。 3.5油藏工程设计 3.5.1开发方式选择 3.5.1.1注蒸汽开发方式主要包括：吞吐、蒸汽驱、SAGD三大类。 3.5.1.2依据油藏条件及油品性质筛选适宜的注蒸汽开发方式。 3.5.1.3研究常规开采转入注蒸汽开发、吞吐转入蒸汽驱开发、吞吐转入SAGD开发的条件、时机 及技术准备 3.5.1.4研究直接开展蒸汽驱、SAGD开发的条件及技术准备 3.5.1.5在试油、试采成果基础上，进行油藏工程分析及数值模拟和/或物理模拟研究，通过技术经 济评价，优选开发方式。 3.5.2开发层系划分与组合原则 3.5.2.1 同一层系内构造形态、油层物性、原油特性、压力系统以及水动力系统比较接近。 3.5.2.2 一套独立的开发层系所控制的储量应大于经济极限储量。 3.5.2.3 一套独立的开发层系油层厚度及净总厚度比应满足注蒸汽开采的要求 3.5.2.4具有边水、底水和气顶的油藏具备单独开发条件的可作为一套层系开采 3.5.2.5 层系划分与组合应考虑注入蒸汽热能的充分利用，以提高其开发效果。 3.5.3 井网和井距 3.5.3.1 并网确定 井网确定原则如下： a) 井网类型应依据构造形态、含油面积、油气水分布及其储层物性、非均质性、裂缝发育状况 和要求的注采井数比确定； b) 井网类别包括直井井网、水平井井网和多井型组合井网； c) 根据油水界面、气油界面、不整合面、断裂位置、油层厚度及产能确定布井的范围； (P 根据油藏地质特点，进行多种布井方案的优化对比。 SY/T6510—2014 3.5.3.2井距设计 井距的设计原则如下： a) 根据油藏特点和确定的开发方式，考虑技术指标及经济指标优化并距： 依据砂体展布特点，分析不同井距对储量的控制程度，合理的井网控制程度一般应达到 80%以上，形状不规则的条带状油藏也应达到70%以上； c)J 单井控制可采储量不低于经济极限值。 3.5.4射孔原则 3.5.4.1直井打开程度应根据油层厚度大小、物性差异以及注采对应性，通过数值模拟和/或物理模 拟研究优化确定。对于边水油藏、底水油藏，还应根据油井距边水、底水的距离，确定一定的避射 厚度。 3.5.4.2对采用射孔方式完井的水平井，根据储层岩性、物性，其打开程度可通过数值模拟和/或物 理模拟研究优化确定。 3.5.5注采参数确定 3.5.5.1在考虑热损失的前提下，对不同开发方式的注采参数进行优化研究 3.5.5.2吞吐注采参数包括： a) 优选纯蒸汽或蒸汽与不同比例其他介质的混合流体； b) 优选注入速度、蒸汽干度、注人强度和焖井时间； c) 优选周期注入流体的递增量； (P 优选排液速度； e) 优化吞吐周期废弃日产油量。 3.5.5.3蒸汽驱注采参数包括： 优选不同阶段注汽压力、注汽速度、蒸汽干度和采注比； b) 根据当前原油价格和开发技术水平下原油生产成本计算经济极限油汽比。 3.5.5.4 SAGD注采参数包括 a) 预热方式及预热阶段的注汽压力、注汽速度和蒸汽干度； b) 研究热连通判别及确定依据； c) SAGD不同生产阶段注汽压力、注汽速度、蒸汽干度、防闪蒸温差（Sub-cool）和采注比： (P 根据当前原油价格和开发技术水平下原油生产成本计算经济极限油汽比。 3.5.6 开发指标预测 3.5.6.1 采用数值模拟和/或物理模拟及油藏工程方法预测稠油注蒸汽开发指标。 3.5.6.2吞吐开发指标，具体如下： 单并吞吐周期开发指标包括：周期注入量、生产时间、日产量、周期产量、累积产油量、累 积产气量、累积产水量、周期油汽比、累积油汽比、回采水率； b) 区块吞吐开发指标包括：投产井数、开井数、生产时间、年注入量、累积注入量、日产量、 年产量、累积产油量、累积产气量、累积产水量、综合含水率、年度油汽比、累积油汽比、 回采水率、采油速度、采出程度和采收率。 3.5.6.3蒸汽驱开发指标包括：投产井数、注汽井数/开井数、采油井数/开井数、生产时间、单井 日注汽量、单井日产油量、单井日产水量、日注汽量、年注汽量、累积注汽量、日产油量、年产油 量、累积产油量、日产水量、年产水量、累积产水量、日产液量、年产液量、综合含水率、瞬时油汽