勝利稠油熱采油藏開發(fā)動態(tài)分析技術規(guī)范

1、稠油熱采油藏開發(fā)動態(tài)分析技術規(guī)范（討論稿）2007年7月稠油熱采油藏開發(fā)動態(tài)分析技術規(guī)范1 范圍本規(guī)范規(guī)定了稠油熱采油藏開發(fā)動態(tài)分析所需的主要基礎資料和技術要求。本規(guī)范適用于稠油熱采油藏開發(fā)，稠油熱采油藏動態(tài)分析。2 引用標準下列標準所包含的條文，通過在本規(guī)范中引用而構成本規(guī)范的條文。引用標準gbn 269 石油儲量規(guī)范3 油藏開發(fā)動態(tài)分析的目的油藏開發(fā)動態(tài)分析是認識油藏、治理改造油藏，科學有效地開發(fā)好油藏的重要手段。其目的是以齊全準確的靜態(tài)、動態(tài)及監(jiān)測資料為依據(jù)，應用相關分析技術，分析油藏的開采特點，研究不同開發(fā)階段的主要矛盾，不斷深化對油藏特征及其內(nèi)在規(guī)律的認識，明確開發(fā)潛力，進而提出下步

2、調(diào)整方向與措施，實現(xiàn)油藏開發(fā)的最優(yōu)化。4 油藏開發(fā)動態(tài)分析的工作程序油藏開發(fā)動態(tài)分析工作程序包括：開發(fā)動態(tài)分析資料的收集整理，開發(fā)動態(tài)分析評價，開發(fā)動態(tài)分析報告編寫。5 油藏開發(fā)動態(tài)分析所需主要資料5.1單井開發(fā)動態(tài)分析所需資料5.1.1靜態(tài)資料a)鉆井、完井、取芯資料及巖芯分析化驗資料；b)完井電測圖及測井解釋成果資料；c)油層分層及小層數(shù)據(jù)表；d)分層構造井位圖，連通圖及油藏剖面圖。5.1.2動態(tài)資料5.1.2.1生產(chǎn)動態(tài)資料a)試油、試注資料；b)采油（注汽）井井史；c)采油（注汽）井生產(chǎn)數(shù)據(jù)；d)采油（注汽）井作業(yè)總結。5.1.2.2試井測試資料a)采油（注汽）井試井、分層測試資料；b

3、)低壓試井資料（示功圖、動液面、抽油井診斷）。5.1.2.3流體性質(zhì)分析資料a)原油性質(zhì)分析、高壓物性資料、流變性、粘溫特性資料；b)天然氣性質(zhì)分析資料；地層水性質(zhì)分析資料。5.1.2.4動態(tài)監(jiān)測資料a)壓力測井；b)產(chǎn)液剖面測井；c)含油飽和度測井；d)吸汽剖面測井；e)工程測井；f)分層四參數(shù)測試g）流溫流壓測試5.1.2.5油藏數(shù)值模擬資料5.1.3 圖件a)產(chǎn)液剖面變化圖；b)含油飽和度變化圖；c)吸汽剖面變化圖；5.1.4曲線a)采油井單井開采曲線；b) 采油井吞吐分周期開采曲線；c)注汽井單井注汽曲線；5.1.5數(shù)據(jù)表a)注汽井注汽數(shù)據(jù)表；b)采油井周期吞吐數(shù)據(jù)表；c)采油井措施效

4、果分析表。5.2單元開發(fā)動態(tài)分析所需資料5.2.1靜、動態(tài)資料構造、儲層、流體性質(zhì)、壓力系統(tǒng)、驅(qū)動類型、天然能量、儲量、開發(fā)歷程及專題研究，開發(fā)方案、配產(chǎn)配注方案、前期動態(tài)分析報告。5.2.2圖件a)構造井位圖；b)油藏剖面圖；c)油藏綜合柱狀圖；d)油層等厚圖；e)油層小層（油砂體）平面圖； f)油層沉積微相圖；g)油層孔隙度、滲透率、含油飽和度等值圖；h)油層物性頻率分布圖； i)開采現(xiàn)狀圖；j)不同階段油層水淹等值圖（特高含水單元每年一次，中高含水單元每半年一次）；k)不同階段油層壓力分布圖；l)不同階段油層剩余油飽和度等值圖；m)不同階段剩余可采儲量豐度等值圖；n)階段液、油、含水、動

5、液面、地層壓力差值圖；o)吸汽剖面、產(chǎn)液剖面變化對比圖。p) 不同階段油層溫度分布圖q) 油層柵狀圖；r) 層間隔夾層厚度等值圖；s) 油層平面原油粘度等值圖；t) 措施效果分析圖（反映同一措施調(diào)整依據(jù)、設計思想、實施時間、措施后油井動態(tài)的地質(zhì)圖幅組合）u)不同階段油井汽竄分布圖（每年一次）5.2.3曲線a) 毛管壓力曲線、不同溫度下（冷水、熱水、蒸汽）油水相對滲透率曲線； b) 粘溫關系曲線； c) 產(chǎn)油量構成曲線；d) 遞減率變化曲線；e) 階段新老井產(chǎn)量變化曲線；f) 產(chǎn)液量、產(chǎn)油量、注汽量生產(chǎn)運行曲線；g) 綜合開發(fā)曲線；h) 時間油層壓力曲線；i) 油層壓力采注比曲線；j) 油層累計

6、虧空水侵曲線；k) 油層總壓降累計虧空曲線；l) 驅(qū)替特征曲線； m) 含水與采出程度關系曲線或油汽比與采出程度關系實際、理論曲線；n) 不同階段原油粘度變化曲線；o) 蒸汽吞吐周期開發(fā)規(guī)律曲線（周期產(chǎn)油能力、含水、產(chǎn)油量、油汽比、回采水率等）5.2.4數(shù)據(jù)表a)開發(fā)基礎數(shù)據(jù)表（油藏類型、開發(fā)層位、含油面積、探明地質(zhì)儲量、動用地質(zhì)儲量、可采儲量、平均有效厚度、平均有效孔隙度、平均空氣滲透率、平均有效滲透率、平均原始含油飽和度、平均油層溫度、原始地層壓力、原始飽和壓力、原始壓力系數(shù)、原油地面相對密度、原油地下相對密度、50原油地面粘度、原油地下粘度、原油含瀝青質(zhì)量、原油含膠質(zhì)量、原油含硫量、原油

7、地下含蠟量、原油含硫量、原油體積系數(shù)、原油壓縮系數(shù)、原油凝固點、地層水礦化度、天然氣密度、天然氣組分、天然氣溶解系數(shù)、原始氣油比、地下油水粘度比、流度、流動系數(shù)、巖石潤濕性、驅(qū)動類型、開發(fā)井網(wǎng)、井距、熱采方式）；b)開發(fā)數(shù)據(jù)表（時間、采油井數(shù)、開油井數(shù)、日產(chǎn)液量、日產(chǎn)油量、綜合含水、平均單井日產(chǎn)液量、平均單井日產(chǎn)油量、動用地質(zhì)儲量采油速度、動用地質(zhì)儲量及可采儲量采出程度、剩余可采儲量采油速度、累積注汽量、產(chǎn)油量、產(chǎn)水量、油汽比、采注比、回采水率、平均動液面、平均泵深、地層總壓降、年自然遞減率、年綜合遞減率）；c)新井投產(chǎn)數(shù)據(jù)表；d)產(chǎn)液剖面變化對比表；e)吸汽剖面變化對比表；f)注采（蒸汽驅(qū)）

8、對應數(shù)據(jù)表。6 稠油熱采油藏開發(fā)動態(tài)分析評價內(nèi)容6.1單井分析評價內(nèi)容井分析與油藏動態(tài)相結合，處理好點面關系，統(tǒng)籌兼顧，全面考慮和分析問題；地下分析與地面設備、工藝流程相結合，將地下、井筒、地面看作一個有機的整體；地下分析與生產(chǎn)管理相結合，循著先地面、再井筒、后地下的分析程序逐步深入地搞好分析；油井分析與經(jīng)濟效益相結合，提出經(jīng)優(yōu)選的措施方案，最大限度地提高油井能力，達到少投入、多產(chǎn)出，提高經(jīng)濟效益的目的。6.1.1 油層基礎資料應用和分析油層條件是油井生產(chǎn)的基本條件，分析油井地下動態(tài)變化，搞清油層的地質(zhì)狀況，主要是油層的層數(shù)、厚度、凈總厚度比情況、各小層的巖性和滲透率、油層非均質(zhì)性、油層的原油

9、密度和粘度、含油飽和度、生產(chǎn)井的油層與周圍相連的油井的油層連通狀況、邊底水狀況。6.1.2 生產(chǎn)動態(tài)分析a) 注汽參數(shù)變化分析分析注汽工藝參數(shù)（單井注汽壓力、注汽溫度、注汽速度、注汽干度、注汽量）的變化及其對蒸汽吞吐開采效果的影響，提出優(yōu)化注汽工藝參數(shù)的有效措施；同輪次搭配井注汽壓力、注汽溫度、注汽速度、注汽干度、注汽量變化及其對蒸汽吞吐開采效果的影響，提出優(yōu)化注汽工藝參數(shù)的有效措施； 周圍油井汽竄狀況分析，合理控制注汽量及注汽速度，提出改善注汽狀況的有效措施；注汽輪次、注汽組合、注汽參數(shù)的合理性分析，不斷提高注汽質(zhì)量；b) 井筒熱損失分析井筒中的壓力變化分析；井底蒸汽干度變化分析；井筒中的溫

10、度變化分析；c) 燜井參數(shù)變化分析燜井時間、燜井壓力變化及其對油田生產(chǎn)的影響； 燜井壓力與燜井時間的關系，確定合理的燜井時間。d) 油井放噴生產(chǎn)狀況分析單井放噴時間、放噴壓力、放噴溫度、放噴油嘴大小變化及其對油田生產(chǎn)的影響，不斷改善放噴效果；分析放噴生產(chǎn)狀況變化，分析日產(chǎn)液、含水、出油溫度變化趨勢等。e) 油井轉(zhuǎn)抽生產(chǎn)狀況分析日產(chǎn)液、日產(chǎn)油、含水、出油溫度變化及周圍注汽井對本井開采效果的影響分析； 不同階段工作制度的合理性分析（周期初期、中期、末期）；f) 周期生產(chǎn)動態(tài)分析周期內(nèi)和周期間注采狀況、生產(chǎn)能力、遞減變化； 周期吞吐規(guī)律及特點；分層評價油井生產(chǎn)能力，根據(jù)井的生產(chǎn)特征推斷油藏驅(qū)動能力的

11、大小，分析轉(zhuǎn)換開發(fā)方式的必要性。g) 油藏地質(zhì)特點再認識結合油井在油藏中所處的位置，驗證對油藏的認識，評價油井潛力。通過油井產(chǎn)狀和試油資料推斷本井周圍的油層地質(zhì)情況。隨周期變化，分析儲層物性的變化h) 地層壓力狀況分析分析地層壓力、流動壓力、總壓降變化趨勢及對生產(chǎn)的影響分析各類地層壓力水平，減小層間壓力差異，使各類油層充分發(fā)揮作用。j) 含水率變化分析分析含水和產(chǎn)水量的變化趨勢和變化原因，提出控制含水上升速度的有效措施。k) 分層產(chǎn)液狀況、產(chǎn)油狀況和水淹狀況分析定性化和定量化分析縱向上各油層分層產(chǎn)液狀況、產(chǎn)油狀況、剩余油分布狀況。6.1.3 油井井筒動態(tài)變化分析a) 抽油井泵效分析（活塞、凡爾

12、、抽油桿、泵筒、工況及充滿漏失狀況）；b) 管柱狀況；c) 出砂及洗井周期；d) 泵深、流壓、動液面變化；e) 井下技術狀況分析：分析井下落物，管外串槽、套管變形等對油井生產(chǎn)的影響，并提出處理意見6.1.4 地面管理狀況的分析a) 熱洗降粘執(zhí)行情況；b) 資料錄??；c) 回壓的控制；d) 生產(chǎn)時率、檢泵周期等。6.1.5 措施潛力及效果分析a)分析采油井是否具有酸化、壓裂、堵水(調(diào)剖)、調(diào)層、補孔、調(diào)參、放大壓差等潛力。b)分析采油井措施后的產(chǎn)量、含水、地層能量變化以及影響措施效果的原因，提出下一步措施意見。6.2 單元主要分析評價內(nèi)容6.2.1生產(chǎn)規(guī)律分析a) 各開發(fā)單元，各注汽吞吐周期輪次

13、的生產(chǎn)時間，注汽量、產(chǎn)液量、產(chǎn)油量、含水、周期回采水率、油汽比及周期內(nèi)和周期間油量遞減規(guī)律的分析對比。b) 各吞吐周期注汽參數(shù)（周期注汽量、注入壓力、注汽強度、井口溫度、注汽干度）對熱采效果油汽比的影響分析，在數(shù)值模擬研究的基礎上優(yōu)化最佳參數(shù)分析。c) 對蒸汽驅(qū)區(qū)塊，進行井組分類，在數(shù)值模擬指導下，對各類井組注采參數(shù)進行優(yōu)化，篩選出最佳開發(fā)方式和參數(shù)組合。6.2.2油藏地質(zhì)特點分析a)利用開發(fā)后鉆井、測井、動態(tài)、開發(fā)地震等資料，對構造、斷層特征和油藏類型進行再認識；b)應用開發(fā)井及檢查井的鉆井、測井、巖心分析、室內(nèi)物理模擬實驗等資料，對儲層的性質(zhì)及分布規(guī)律進行再認識；c)應用試井、井間干擾試驗

14、等資料，對油藏水動力系統(tǒng)進行再認識；d)應用鉆井取芯和電測資料對儲層沉積相進行再認識；e)應用動態(tài)資料對油藏地質(zhì)儲量參數(shù)進行再認識，按gbn 269 規(guī)定核算地質(zhì)儲量。6.2.3層系、井網(wǎng)、注采方式適應性分析a)利用油層對比、細分沉積相等新資料分析各開發(fā)層系劃分與組合的合理性；b)統(tǒng)計不同井網(wǎng)密度條件下各類油層的儲量控制程度、油砂體鉆遇率等數(shù)據(jù)，分析井網(wǎng)的適應性；c)依據(jù)油層儲量控制程度、油層動用程度、注入蒸汽縱向和平面波及系數(shù)等資料，分析井網(wǎng)密度與最終采收率的關系；d)應用蒸汽注入能力、掃油面積系數(shù)、儲量控制程度等資料，分析蒸汽注入方式的適應性。6.2.4 階段主要工作及實施效果分析評價；a

15、) 單項措施效果分析對油井的補層、調(diào)參、換大泵、化學降粘以及油（汽）井（對應）堵水(調(diào)剖)等增產(chǎn)措施，跨年度按措施有效期完整地統(tǒng)計增產(chǎn)量、有效天數(shù)。對當年進行的油汽（水）井的主要措施，要分析液量、產(chǎn)油量、含水、注汽量等的變化和有效期，分析對油田穩(wěn)定和控制遞減的影響。在分析現(xiàn)場油井動態(tài)的基礎上，結合油藏數(shù)值模擬，優(yōu)選出各項措施最佳配套參數(shù)及對措施效果進行初步經(jīng)濟效益評價，指導今后的生產(chǎn)。b) 工藝試驗效果評價c) 新投產(chǎn)區(qū)（井）的動態(tài)分析。 當年投產(chǎn)的新開發(fā)區(qū)（或井），按開發(fā)方案對比各項指標，分析偏差原因，提出改進措施。d) 井網(wǎng)（或?qū)酉担┱{(diào)整區(qū)塊的動態(tài)分析 進行井網(wǎng)（或?qū)酉担┱{(diào)整的區(qū)塊（隊），

16、按開發(fā)調(diào)整方案規(guī)定的指標分項對比，總結效果。用經(jīng)驗公式、驅(qū)替特征曲線等，分析特征前后可采儲量和采收率的增加幅度，并按調(diào)整井和老井分別統(tǒng)計分析調(diào)整效果。6.2.5 主要開發(fā)指標變化趨勢及其與理論指標的對比分析a)應用分年度綜合開發(fā)數(shù)據(jù)及其相應曲線，分析產(chǎn)液量、產(chǎn)油量、注汽量、采油速度、綜合含水、采注比、地層壓力、油汽比、回采水率、儲采比等主要指標的變化趨勢及對生產(chǎn)形勢的影響，與開發(fā)方案要求和同類油田進行對比分析，分析階段油藏地下形勢和突出變化。分析評價其開發(fā)效果，提出調(diào)整措施。b) 蒸汽驅(qū)單元結合油藏研究，分析油井見效時間，見效方向，見水方向，蒸汽推進速度，以及注入井的主要吸汽層位和油層沖洗程度

17、。c) 研究開發(fā)井網(wǎng)的完善程度，提出調(diào)整方案的意見和措施。d) 對照階段計劃執(zhí)行期的產(chǎn)液量、產(chǎn)油量、注汽量構成數(shù)據(jù)表及其相應曲線，分析各類產(chǎn)量和各類增產(chǎn)措施對穩(wěn)產(chǎn)及控制遞減的影響。對產(chǎn)量構成中不合理部分提出調(diào)整意見。產(chǎn)量構成曲線包括以下三類產(chǎn)量: 階段計劃時間內(nèi)老井和新井產(chǎn)量構成;不同階段時間內(nèi)投產(chǎn)井的產(chǎn)量構成;各類不同油品的產(chǎn)量構成。e)根據(jù)遞減階段產(chǎn)量隨時間變化的開發(fā)數(shù)據(jù)，應用曲線位移法、試湊法、典型曲線擬合法、驅(qū)替特征曲線法、產(chǎn)量衰減曲線法或二元回歸分析等方法，分析遞減規(guī)律和遞減類型，預測產(chǎn)量變化。6.2.6能量利用狀況分析a) 分析各階段（開采方式）的地層壓力變化，分析邊（底）水水侵速

18、度與壓力、壓降、地層虧空以及水侵系數(shù)、水侵量大小的關系。分析地層能量利用是否合理，提出改善措施意見。b)分析各階段（開采方式）的地層溫度變化、各注汽周期中加熱半徑變化和平面上儲量動用狀況分析。c) 熱能效果分析：地面注汽管線熱損失，井筒熱損失，地層熱損失，井溫剖面變化和油藏溫度場變化分析。6.2.7 儲量動用及剩余油分布狀況分析a) 主要分析注汽井吸汽剖面和生產(chǎn)井的產(chǎn)液剖面的變化情況，了解層間儲量動用狀況。b) 分析調(diào)整和重大措施 （壓裂、補孔、改變開采方式、堵水、調(diào)剖等）前后油藏儲量動用狀況的變化。c) 汽竄情況和油（水）界面變化情況分析，提出調(diào)整挖潛措施。d) 應用不同井網(wǎng)密度下油層連通狀

19、況的分類統(tǒng)計資料，分析井網(wǎng)控制程度對儲量的動用和剩余油分布的影響。e)應用注入、產(chǎn)出剖面、c/o測試、井間剩余油飽和度監(jiān)測、檢查井密閉取心、新鉆井的水淹層解釋、分層測試、數(shù)值模擬等資料，分析注人蒸汽縱向及平面的波及和水洗狀況，評價儲量動用和剩余油分布，分析剩余油分布規(guī)律及其控制因素。6.2.8 油藏可采儲量及采收率分析a)分階段定期標定油藏技術可采儲量及經(jīng)濟可采儲量，分析油藏物性、流體性質(zhì)、巖石與流體相關的特性、開采方法及其工藝技術、經(jīng)濟因素對油藏可采儲量及采收率的影響。b)分析油藏調(diào)整和重大措施前后油藏可采儲量的變化，提出增加可采儲量和提高采收率的措施意見。6.2.9開發(fā)經(jīng)濟效益及合理經(jīng)濟政

20、策界限分析a)分析單位產(chǎn)能建設投資、投資效果、投資回收期、投資收益率、成本利潤率等指標變化；b)分析不同開發(fā)階段采油成本、措施成本變化及措施成本占采油成本的比例；c)根據(jù)剩余可采儲量、產(chǎn)能建設投資、采油操作費、原油價格、投資回收期等指標，分析不同開發(fā)階段井網(wǎng)密度極限和合理的井網(wǎng)密度；d)依據(jù)采液指數(shù)、生產(chǎn)壓差、井網(wǎng)密度、工藝技術水平、地面管網(wǎng)設施、經(jīng)濟界限等因素，分析最大產(chǎn)液量；e)依據(jù)工藝技術和經(jīng)濟條件，分析合理的極限含水率，根據(jù)高含水油井產(chǎn)值及能量消耗，確定高含水井關井界限；f)依據(jù)油藏驅(qū)動類型、采油方式、油井技術狀況、經(jīng)濟條件等因素，分析油藏廢棄產(chǎn)量的合理界限。利用單元開發(fā)后鉆井、測井、

21、動態(tài)、開發(fā)地震等資料，對構造、斷層、斷裂分布特征和油藏類型進行再認識。6.2.10根據(jù)剩余油分布和存在問題提出調(diào)整對策。在剩余油分布規(guī)律及控制因素分析的基礎上，結合油藏特點、開發(fā)技術及經(jīng)濟因素提出增加可采儲量和提高采收率的措施意見。7 熱采稠油油藏開發(fā)動態(tài)分析方法7.1理論分析法運用數(shù)學的、物理的和數(shù)學物理方法等理論手段，結合實驗室分析方法，對單元動態(tài)參數(shù)變化的現(xiàn)象，建立數(shù)學模型，考慮各種邊界條件和影響因素，推導出理論公式，繪制理論曲線，指導單元開發(fā)和調(diào)整。如常用的物質(zhì)平衡法、不同溫度下（冷水、熱水、蒸汽）的相滲透率曲線、含水上升率變化曲線、毛管壓力曲線等。7.2經(jīng)驗分析法通過大量的現(xiàn)場生產(chǎn)數(shù)

22、據(jù)資料，采用數(shù)理統(tǒng)計方法推導出經(jīng)驗公式指導應用，也可以靠長期的實踐經(jīng)驗，建立某兩種生產(chǎn)現(xiàn)象之間的數(shù)量關系，指導生產(chǎn)實踐。如常用的驅(qū)替特征曲線、遞減曲線等。7.3模擬分析法這是近年來隨計算機技術發(fā)展而產(chǎn)生的一種新方法?？梢苑謪^(qū)塊建立物理模型，進而建立數(shù)學模型，應用數(shù)學上的差分方法把模型分為若干個節(jié)點進行計算，模擬出今后一段時間內(nèi)各動態(tài)參數(shù)的變化結果，為調(diào)整部署增加預見性。如常用的油藏數(shù)值模擬法。7.4類比分析法把具有相同或相近性質(zhì)的油田(或區(qū)塊)放在一起對比分析。比較其開發(fā)效果的好壞，總結經(jīng)驗教訓，指導開發(fā)調(diào)整。8 油藏開發(fā)動態(tài)分析報告編寫要求8.1單井開發(fā)動態(tài)分析報告編寫8.1.1單井配產(chǎn)指標

23、完成情況日產(chǎn)液、日產(chǎn)油變化，與指標要求差值及原因。8.1.2出液溫度變化情況出液溫度是否穩(wěn)定，有上升或下降則分析與其連通的注汽井是否與之干擾汽竄。8.1.3含水變化情況含水上升速度過快要結合臨近注汽井情況和邊底水分布狀況，分析干擾汽竄狀況、邊底水推進狀況和井下技術狀況。8.1.4油汽比變化情況油汽比變化分析，與開發(fā)方案要求和同類油田進行對比分析，提出提高油汽比的措施。8.1.5各個油層生產(chǎn)情況分析每個小層的產(chǎn)出情況，對潛力層和高含水層采取相應措施。8.1.6干擾汽竄、出砂等的變化情況及原因8.1.7 周期吞吐開發(fā)規(guī)律變化單井動態(tài)分析必須從地面工藝和生產(chǎn)管理入手，和周圍油井聯(lián)系起來，逐漸深入到每

24、個油層或油砂體。先本井后鄰井，先地面、次井筒、后地下，抓住矛盾，提出措施。8.2 單元（區(qū)塊）開發(fā)動態(tài)分析報告編寫8.3.1油藏地質(zhì)特征a)構造特征；b)儲層特征：孔隙度、滲透率在平面和縱向上分布特征、巖石成分、分選系數(shù)、粒度中值、磨圓度、膠結類型、膠結物含量及其成份、沉積類型等，儲層的分布狀況及非均質(zhì)性特征，巖石潤濕性及“五敏”特征等；c)儲量分布狀況；d)流體性質(zhì)流體平面和縱向上的分布規(guī)律，油水界面分布狀況。e)壓力和溫度系統(tǒng)原始地層壓力、飽和壓力、油層溫度、體積系數(shù)、壓縮系數(shù)、原始油氣比等。8.3.2開發(fā)簡歷與開發(fā)現(xiàn)狀a)試油試采情況及投產(chǎn)時間；b)開發(fā)簡歷：按不同吞吐周期階段或開發(fā)生產(chǎn)

25、重點工作劃分開發(fā)階段；c)開發(fā)現(xiàn)狀：包括油井數(shù)、產(chǎn)液量、產(chǎn)油量、含水、采油速度、剩余可采儲量、采出程度、日注汽量、累積注汽量、產(chǎn)油量、產(chǎn)水量、油汽比、采注比、回采水率。8.3.3階段開發(fā)動態(tài)形勢分析a)階段開發(fā)調(diào)整重點措施及效果分析包括：新投產(chǎn)區(qū)塊效果分析、老區(qū)井網(wǎng)層系調(diào)整效果分析、老區(qū)注采調(diào)整效果分析、主要增產(chǎn)措施（大泵提液、補孔改層、堵水、壓裂、酸化、防砂、調(diào)剖等）增產(chǎn)效果跟蹤對比分析、重點開發(fā)試驗的開展情況及效果分析。b)注汽效果的分析評價單井注汽壓力、注汽溫度、注汽速度、注汽干度、注汽量變化對注汽效果的影響，提出改善單井注蒸汽開發(fā)效果的有效措施；組合注汽井注汽壓力、注汽溫度、注汽速度、注汽干度、注汽量變化對組合井組注汽效果的影響，提出改善組合井組注蒸汽開發(fā)效果的有效措施；分析階段累積的油汽比、采注比、回采水率等指標的變化，并