低滲致密油田二氧化碳驅(qū)油與封存油藏工程方案編制技術(shù)規(guī)范 征求意見稿

ICS點擊此處添加ICS號點擊此處添加中國標(biāo)準(zhǔn)文獻分類號DBTechnicalSpecificationofReservoirEngineeringPlansforCarbonDioxideFloodingIDB本文件按照GB/T1.1—2020《標(biāo)準(zhǔn)化工作導(dǎo)則第1部分：標(biāo)準(zhǔn)化文件的結(jié)構(gòu)和起草規(guī)則》的規(guī)定起本文件由陜西延長石油（集團）有限責(zé)任公司提出。本文件由陜西省人民政府國有資產(chǎn)監(jiān)督管理委員會歸口。本文件起草單位：陜西延長石油（集團）有限責(zé)任公司、西安石油大學(xué)、長安大學(xué)。本文件主要起草人：江紹靜、王香增、段景杰、趙洋、羅婷婷、王錳、湯瑞佳、陳龍龍、王維波、李娜、肖沛瑤、劉秀、劉春江、楊昌華。本文件由陜西延長石油（集團）有限責(zé)任公司研究院負責(zé)解釋。本文件首次發(fā)布。聯(lián)系信息如下：單位：陜西延長石油(集團)有限責(zé)任公司研究院電話址：陜西省西安市雁塔區(qū)唐延路61號郵編：710065DBXX/XXXXX—XXXX低滲致密油田二氧化碳驅(qū)油與封存油藏工程方案編制技術(shù)規(guī)范本標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定了鄂爾多斯盆地低壓、低滲油藏CO2驅(qū)油與封存油藏工程方案編制的內(nèi)容和技術(shù)規(guī)范。本標(biāo)準(zhǔn)適用于鄂爾多斯盆地低壓、低滲油藏直接注CO2驅(qū)、枯竭開發(fā)或注水開發(fā)后轉(zhuǎn)注的CO2驅(qū)油與封存油藏工程方案編制。2規(guī)范性引用文件下列文件對于本文件的應(yīng)用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，僅所注日期的版本適用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適用于本文件。DZ/T0217石油天然氣儲量估算規(guī)范SY/T5163沉積巖中黏土礦物和常見非黏土礦物X射線衍射分析方法SY/T6511油田開發(fā)方案及調(diào)整方案經(jīng)濟評價技術(shù)要求SY/T6573最低混相壓力細管實驗測定法SY/T7378油氣藏三維定量地質(zhì)模型建立技術(shù)規(guī)范SY/T7454砂巖油田二氧化碳驅(qū)油藏工程方案編制技術(shù)規(guī)范3術(shù)語和定義下列術(shù)語和定義適用于本文件。3.1低壓油藏low-pressurereservoirs壓力系數(shù)小于0.8的油藏。3.2巖石氣體突破壓力gasbreakthroughpressureinrock氣體在一定壓差作用下，在液體飽和巖樣中形成連續(xù)流動相時，對應(yīng)的進、出口端壓差值即為巖石氣體突破壓力。3.3氣體擴散系數(shù)gasdiffusioncoefficient氣體擴散能力的一種物理量，單位時間內(nèi)通過單位面積的氣體質(zhì)量。3.4比表面積specificsurfacearea單位質(zhì)量固態(tài)物質(zhì)的表面積。3.5CO2驅(qū)油與封存協(xié)同CoordinationofCO2floodingandstorageDBXX/XXXXX—XXXX油藏參數(shù)、流體作用、開發(fā)控制、過程調(diào)整、堵調(diào)配套等多方面因素在時空域相互作用，形成油層物理、滲流力學(xué)、油藏工程、油田化學(xué)多層次有序融合，同時實現(xiàn)采收率最大化、埋存比例高雙重目標(biāo)。4CO2驅(qū)油與封存油藏工程方案編制的技術(shù)內(nèi)容及要求4.1CO2驅(qū)油潛力分析概述新區(qū)儲量規(guī)模、已開發(fā)區(qū)剩余可采儲量規(guī)模、油井產(chǎn)能、含水率、井網(wǎng)及注采系統(tǒng)完善程度。4.2安全性分析概述油藏類型、油藏埋深、斷層裂縫發(fā)育、蓋層封閉性、井況情況。4.3氣源分析概述CO2的來源、純度、組分、供應(yīng)規(guī)模、捕集成本及輸送距離。4.4油田概況4.4.1區(qū)域地理位置及自然條件簡況概述油田的地理位置、氣候、水文地質(zhì)條件、交通通信、油田環(huán)境狀況等。4.4.2區(qū)域地質(zhì)概況概述構(gòu)造位置及構(gòu)造發(fā)育史、地層層序、區(qū)域沉積背景、埋藏深度等。4.5蓋層封閉性評價4.5.1蓋層地質(zhì)特征描述描述構(gòu)造-沉積環(huán)境、巖性、巖性組合、均質(zhì)性、連續(xù)性、埋深、厚度、平面分布特征、斷裂與裂縫。4.5.2蓋層封閉性評價描述巖石礦物組成、孔隙結(jié)構(gòu)、滲透率、氣體突破壓力、氣體擴散系數(shù)、比表面積、塑性系數(shù)。4.6油藏地質(zhì)特征按SY/T7454中4.3的規(guī)定，研究油藏地質(zhì)特征。4.7前期開發(fā)狀況評價按SY/T7454中4.4的規(guī)定，開展前期開發(fā)效果評價。4.8CO2驅(qū)室內(nèi)實驗評價與基礎(chǔ)參數(shù)確定按SY/T7454中4.5的規(guī)定，開展CO2驅(qū)室內(nèi)實驗并確定基礎(chǔ)參數(shù)。4.9降低最小混相壓力實驗（可選擇）若地層壓力低于最小混相壓力，無法實現(xiàn)混相驅(qū)，可考慮降低最小混相壓力的方法，提高CO2驅(qū)混相程度。DBXX/XXXXX—XXXXa）降低CO2-原油最小混相壓力助劑實驗。b）降低最小混相壓力助劑體系組成及段塞用量實驗。4.10CO2驅(qū)油與封存油藏工程方案設(shè)計4.10.1方案設(shè)計原則a）以經(jīng)濟效益為中心，兼顧社會效益，注重安全環(huán)保。b）提高儲量控制程度和動用程度，增加可采儲量和提高最終采收率。c）優(yōu)化注入?yún)?shù)，實現(xiàn)油田采收率最大化、埋存比例高雙重目標(biāo)。4.10.2開發(fā)層系劃分原則a）分析開發(fā)層系劃分組合對CO2驅(qū)油的適應(yīng)性及CO2封存的可行性，優(yōu)化開發(fā)層系。b）每一套獨立開發(fā)層系應(yīng)當(dāng)具有一定的地質(zhì)儲量，保證油井具有一定的產(chǎn)能。c）同一開發(fā)層系內(nèi)構(gòu)造形態(tài)、層間非均質(zhì)性、油藏特征、油水邊界、流體性質(zhì)、壓力系統(tǒng)相近。d）考慮當(dāng)前采油工藝技術(shù)水平，在分層工藝能解決的范圍內(nèi)，層系劃分應(yīng)當(dāng)盡量簡化，一套層系中層數(shù)不宜過多。e）層系間隔層發(fā)育，能夠形成相對獨立的壓力系統(tǒng)。4.10.3注采井網(wǎng)設(shè)計按SY/T7454中4.6.3的規(guī)定，確定井網(wǎng)井距。4.10.4地層壓力保持水平4.10.4.1原始地層壓力高于最小混相壓力油藏，地層壓力保持水平應(yīng)不低于最小混相壓力；原始地層壓力低于最小混相壓力油藏，地層壓力保持水平應(yīng)不低于泡點壓力，同時在注入壓力不致使儲層破裂的情況下，地層壓力應(yīng)盡可能保持在較高水平。4.10.4.2若地層壓力較低，可采取措施恢復(fù)地層壓力（可選擇）a）對于已注水開發(fā)區(qū)塊，注CO2前，在注入壓力低于油藏破裂壓力前提下，可適當(dāng)提高注采比、暫時關(guān)停油井或提高油井流壓，快速恢復(fù)地層壓力（可選擇）。b）對于新投入開發(fā)區(qū)塊，采用超前注水或注氣方式提高地層壓力水平（可選擇）。4.10.4.3結(jié)合最小混相壓力，通過組分?jǐn)?shù)值模擬預(yù)測不同壓力保持水平下的驅(qū)油效果和封存效果，以提高采收率幅度、換油率為指標(biāo)，確定合理的壓力保持水平。4.10.5注入方式確定在同等條件下，分析連續(xù)注氣、水氣交替、周期注采等不同注入方式的采收率、換油率，確定合理的注入方式。4.10.6注氣時機確定4.10.6.1利用組分?jǐn)?shù)值模擬技術(shù)，針對優(yōu)選后的注入方式，對比不同注氣時機下的采收率及換油率的變化，確定合理注氣時機。4.10.6.2對于低滲透油田新投入開發(fā)區(qū)塊，可考慮采用超前注氣方式提高地層壓力，改善CO2驅(qū)混相程度。DBXX/XXXXX—XXXX4.10.6.3對于壓力保持水平低于前述合理壓力保持水平的已開發(fā)老油田，考慮關(guān)停生產(chǎn)井，注水或注氣恢復(fù)壓力后再正常注氣開發(fā)。4.10.7注采參數(shù)確定4.10.7.1根據(jù)儲層破裂壓力，按照注入井井底流壓等于0.9倍破裂壓力的原則，確定井口最高注入壓力。4.10.7.2對已有CO2驅(qū)油試注或先導(dǎo)試驗的區(qū)塊進行分析，獲取CO2注入能力、注入壓力等參數(shù)，為CO2驅(qū)油方案設(shè)計提供依據(jù)。4.10.7.3對無試注或先導(dǎo)試驗的區(qū)塊，參考類似區(qū)塊，分析注水能力、注氣能力和采液能力、采油能力，明確合理的采液速度、采油速度，確定合理注采比。4.10.7.4基于數(shù)值模擬方法，采用累積增油量（與封存量近似線性關(guān)系）、累積增油換油率（作為評價氣驅(qū)油效率的直接指標(biāo)）兩個指標(biāo)分別評價不同方案的驅(qū)油能力與封存能力，用CO2驅(qū)油與封存協(xié)同指數(shù)對注入速度、生產(chǎn)流壓、地層壓力恢復(fù)方式、注入方式等進行優(yōu)化。4.10.7.5綜合運用室內(nèi)實驗、油藏工程、數(shù)值模擬等方法，多方案比選，確定注入?yún)?shù)。4.10.8方案開發(fā)指標(biāo)預(yù)測4.10.8.1根據(jù)層系、井網(wǎng)、井距、注入方式、注采參數(shù)等優(yōu)化結(jié)果，在方案評價期內(nèi)，至少提出三種方案，預(yù)測方案評價期內(nèi)開發(fā)指標(biāo)，主要包括：a）注氣井?dāng)?shù)、注水井?dāng)?shù)、生產(chǎn)井?dāng)?shù)、平均單井日注氣量、平均單井日注水量、平均單井日產(chǎn)油量。b）月注氣量、月注水量、年注氣量、年注水量、累計注氣量、累計注水量。c）日產(chǎn)水量、日產(chǎn)氣量、綜合含水、生產(chǎn)氣油比、產(chǎn)出氣CO2含量。d）月產(chǎn)油量、月產(chǎn)水量、月產(chǎn)CO2氣量、月產(chǎn)烴類氣量。e）年產(chǎn)油量、年產(chǎn)水量、年產(chǎn)CO2氣量、年產(chǎn)烴類氣量。f）累計產(chǎn)油量、累計產(chǎn)水量、累計產(chǎn)CO2氣量、累計產(chǎn)烴類氣量。g）換油率、采出程度、采油速度、采收率、埋存率。4.10.8.2對比現(xiàn)開發(fā)方式的預(yù)測結(jié)果，給出CO2驅(qū)油與封存效果評價主要指標(biāo)：累計增油量、階段增油量、階段換油率、階段采出程度、提高采收率幅度、最終換油率、氣油比、CO2利用率、累計埋存量、階段埋存量、最終埋存率。4.11經(jīng)濟效益分析油藏工程方案經(jīng)濟效益評價方法主要按SY/T6511的3.3至3.9及第4章的規(guī)定執(zhí)行。4.12推薦方案結(jié)合鄂爾多斯盆地低壓油藏特點，兼顧驅(qū)油與封存效果，可采取措施降低最小混相壓力或恢復(fù)地層壓力，綜合分析各方案開發(fā)指標(biāo)，優(yōu)選并推薦最佳方案。4.13方案實施要求按SY/T7454中4.9的規(guī)定，提出方案實施要求。DBXX/XXXXX—XXXX4.14動態(tài)監(jiān)測及資料錄取要求按SY/T7454的4.10規(guī)定，開展動態(tài)監(jiān)測及資料錄取。5報告編寫5.1報告基本內(nèi)容報告應(yīng)包括以下內(nèi)容：a）油藏概況。b）油藏地質(zhì)特征。c）前期開發(fā)效果評價。d）氣源分析。e）蓋層封閉性評價。f）CO2驅(qū)室內(nèi)實驗評價與基礎(chǔ)參數(shù)確定。g）油藏工程設(shè)計與方案優(yōu)選。h）方案部署與實施要求。i）動態(tài)監(jiān)測及資料錄取要求。5.2開發(fā)方案附圖與附表5.2.1開發(fā)地質(zhì)附圖與附表地質(zhì)圖件：a）油藏地理位置圖。b）油藏區(qū)域地質(zhì)構(gòu)造位置圖。c）分油層組構(gòu)造井位圖。d）油藏剖面圖。e）油層綜合柱狀圖。f）油層對比圖。g）油層和砂層等厚圖。h）油層孔隙度、油層滲透率、含油飽和度等值圖。i）隔夾層區(qū)域分布圖。j）工區(qū)沉積相和小層微相圖。k）小層平面圖。l）儲層微構(gòu)造圖。m）油層物性頻率分布圖。n）流體性質(zhì)分布圖。o）含油面積圖。p）毛管壓力曲線。q）油水、油氣相對滲透率曲線。r）無因次產(chǎn)液能力和無因次產(chǎn)油能力曲線。主要數(shù)據(jù)表：a）鉆探成果與取心統(tǒng)計表。b）地層分層數(shù)據(jù)表。c）構(gòu)造斷層要素表。DBXX/XXXXX—XXXXd）油層厚度統(tǒng)計表。e）隔夾層厚度統(tǒng)計表。f）試油成果表。g）試注成果表。h）油層測壓資料表。i）試采成果表。j）油層物性統(tǒng)計表。k）PVT分析數(shù)據(jù)表。l）油、氣、水分析成果表。m）天然能量評價表。n）油藏儲層綜合評價表。5.2.2實驗基礎(chǔ)參數(shù)附圖與附表主要圖件：a）地層油組分組成圖。b）地層油PT相圖。c）多次脫氣氣油比、體積系數(shù)、氣相組成與衰竭壓力關(guān)系曲線。d）地層油CO2溶解度隨體系壓力變化的關(guān)系曲線。e）地層油泡點壓力、體積、膨脹系數(shù)、黏度、密度隨溶入CO2量變化的關(guān)系曲線。f）巖心驅(qū)替水驅(qū)采出程度、驅(qū)替壓差和產(chǎn)液、產(chǎn)油、含水率隨注入HCPV數(shù)變化曲線。g）巖心驅(qū)替CO2驅(qū)注入體積與采出程度、驅(qū)替壓差和氣油比隨注入HCPV數(shù)變化曲線。主要數(shù)據(jù)表：a）地層油組分組成數(shù)據(jù)表。b）地層油多次脫氣實驗數(shù)據(jù)表。c）細管驅(qū)替實驗注入體積與采出程度、氣油比數(shù)據(jù)表。d）CO2與地層油互溶后的主要物性參數(shù)數(shù)據(jù)表。e）CO2驅(qū)巖心驅(qū)替實驗注入體積與采出程度、含水率、氣油比關(guān)系數(shù)據(jù)表。5.2.3油藏工程方案附圖與附表主要圖件：a）試采曲線。b）油田綜合開采曲線。c）注水能力曲線。d）區(qū)塊開采曲線。e）地層壓力分布圖。f）水驅(qū)采出程度與含水關(guān)系曲線。g）油田日產(chǎn)油、日產(chǎn)液、日產(chǎn)水歷史數(shù)值模擬擬合曲線。h）油田累計產(chǎn)油、累計產(chǎn)液、累計產(chǎn)水歷史數(shù)值模擬擬合曲線。i）油田綜合含水率、氣油比擬合曲線。j）油田（試驗區(qū)）中心井動態(tài)歷史擬合曲線。k）油田各小層剩余油飽和度分布圖。m）開發(fā)方案的單井控制儲量對比曲線。n）開發(fā)方案產(chǎn)液、產(chǎn)油、含水對比曲線。o）開發(fā)方案產(chǎn)氣量、氣油比對比曲線。p）開發(fā)方案地層壓力對比曲線。DBXX/XXXXX—XXXXq）開發(fā)方案CO2組分濃度場。r）開發(fā)方案采出程度、采收率對比曲線。s）各種方案的經(jīng)濟效益分析對比曲線。t）方案部署圖。主要數(shù)據(jù)表：a）數(shù)值模擬組分熱力學(xué)參數(shù)和相互作用系數(shù)表。b）數(shù)值模擬擬組分?jǐn)?shù)據(jù)表。c）全區(qū)及各小層儲量擬合表。d）產(chǎn)能規(guī)模及分批實施統(tǒng)計表。e）CO2驅(qū)油產(chǎn)出氣組分預(yù)測表。f）開發(fā)方案的開發(fā)指標(biāo)預(yù)測表。g）開發(fā)方案的經(jīng)濟效益評價表。DBXX/XXXXX—XXXX附錄A（資料性附錄）CO2驅(qū)油與封存油藏工程協(xié)同優(yōu)化設(shè)計方法A.1CO2驅(qū)油與封存協(xié)同優(yōu)化設(shè)計方法A.1.1換油率計算根據(jù)數(shù)值模型確定的相關(guān)生產(chǎn)預(yù)測結(jié)果，計算各方案累積換油率及累積增油換油率，計算方法見式（1）與式（2Hsc=............................................（1）Hsic=............................................（2）式中：Hsc——累計換油率；Hsic——累計增油換油率；Qso——累計產(chǎn)油量；Qsig——累計注氣量；Qsio——累計增油量。A.1.2驅(qū)油指標(biāo)計算對于一個方案組，采用CO2驅(qū)油指數(shù)評價該方案組中任意方案的驅(qū)油能力，驅(qū)油指標(biāo)的計算方法見式（3）與式（4......................（3）.......................（4）式中：Cd——CO2驅(qū)油指數(shù)；Hsic，i——方案組中第i號方案累積增油換油率；Hsic1，n）——