ICS75.020 AS E12 备案号：43196—2014 中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T5594-2013 代替SY/T55941993 油田开发规划编制内容及技术方法 Oil field development planning contents and methods 2013一11-28发布 2014一04一01实施 国家能源局 发布 SY/T5594—2013 目 次 前言 范围 规范性引用文件 2 油田概况 3 3.1 地质概况 3.2 开发概况 上期油田开发规划执行情况 4 4. 1 规划执行情况 4. 2 主要做法及成果 5油田开发形势分析 5. 1 油田开发面临的形势 5. 2 油田开发潜力分析 6油田开发指标预测 6.1水驱开发指标预测方法 化学驱开发指标预测方法 6.2 6.3热采开发指标预测方法 油田开发规划部署 7.1指导思想及部署原则 7.2规划方案部署 风险分析及保障措施 8 8.1 风险分析 8.2保障措施 9油田开发规划报告编制内容 9.1开发规划报告编制内容 9.2 图表、格式及附件 附录A（规范性附录） 符号注解 附录B（资料性附录） 附表· 10 SY/T 55942013 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》给出的规则 起草。 本标准代替SY/T5594一1993《水驱砂岩油田开发规划编制方法》。与SY/T5594一1993相比， 增加了热采和化学驱的内容。本标准除编辑性修改外，主要技术内容变化如下： 删除了开发规划目标确定的内容（见1993年版第3章）； -将油田概况和油藏地质特征描述内容合并（见第3章）； 将油田开发规划实施情况检查增加油田开发主要做法及成果等内容（见第4章）； 一将油田储量动用状况及潜力分析增加油田开发面临的形势以及新增动用储量潜力分析等内容 （见第5章）； 将开发指标预测内容增加稠油以及化学驱的指标预测方法（见第6章）； -增加了风险分析及保障措施（见第8章）； -将开发规划报告编写格式增加了附件，并对附表进行了修改（见第9章）。 本标准由油气田开发专业标准化技术委员会提出并归口。 本标准起草单位：中国石油大庆油田勘探开发研究院、中国石油化工股份有限公司胜利油田地质 科学研究院、中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院。 本标准起草人：董烈、吴文有、侯春华、姜祥成、罗庆、王滨、赵红雨。 II SY/T5594—2013 油田开发规划编制内容及技术方法 1范围 本标准规定了油田开发规划编制的内容和要求。 本标准适用于油田中长期开发规划的编制。 2 规范性引用文件 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 石油天然气储量计算规范 SY/T5367 7石油可采储量计算方法 3油田概况 3.1地质概况 3.1.1资源状况 简要概述油田地理位置、地质构造位置、矿产登记面积、石油资源量、探明油田个数、探明面 积、探明储量规模、储量资源分布及规模状况（地质储量计算见DZ/T0217，可采储量计算见SY/T 5367，下同；符号注解见附录A）。 3.1.2 地质特征 3.1.2.1 地层 主要包括地层发育情况、油层划分方案、地层地质年龄等。 3.1.2.2 构造 主要包括构造类型、形态以及断层性质、分布状态等。 3.1.2.3储层 主要包括油层岩石性质、沉积相、油层厚度、油层物理性质以及油层分布特点等。 3.1.2.4流体性质 主要包括原油性质、天然气性质以及地层水性质；地面原油密度、黏度、凝固点、含蜡量、含硫 量、胶质沥青含量、地层原油PVT性质、天然气相对密度、组分、凝析油含量、地层水水型和矿化 度等。 1 SY/T5594—2013 3.1.2.5油气水分布 主要包括分区块、分层系的油气界面、油水界面、油气水分布类型及其控制因素、气顶、纯油区 和过渡带面积等。 3.1.2.6油藏类型及驱动方式 确定油藏类型，测算天然能量大小，确定驱动类型。阐述油层压力系统、原始地层压力、压力系 数、地层温度和地温梯度。 3.2开发概况 3.2.13 开发历程 包括油田投产时间、不同驱动方式实施的时间及规模，分阶段阐述油田主要开发特征、存在的主 要问题和采取的主导技术以及取得的主要效果及阶段末开发状况。 3.2.2开发现状 3.2.2.1总体概述探明油气田个数、探明地质储量、动用油田个数、动用地质储量、可采储量、标 定采收率、油井总数、开油井数、日产油水平、日产液水平、综合含水率、含水上升率、年产油量、 年产液量、累积采油量、地质储量采油速度、剩余可采储量采油速度、地质储量采出程度、可采储量 采油速度和采出程度、自然递减、综合递减；注水井数、开水井数、日注水量、年注水量、地层压 力、年注采比、累计注采比等指标。 3.2.2.2化学驱油藏阐述目前投人化学驱的区块数、分布情况、投人开发地质储量、孔隙体积、开 发的总井数、开井数、日产油水平、日增油水平、年产油量、年增油量、累积产油量、累积增油量； 投注井数、开注井数、累积注人化学剂量、累积注人孔隙体积倍数、每吨化学剂产油量、每吨化学剂 增油量、阶段采出程度、提高采收率值等指标、 3.2.2.3热采油藏在吞吐阶段阐述吞吐井数、吞吐周期数、生产时间、单井周期注汽量、年注汽量、 累积注汽量、年产油量、累积产油量、年产水量、累积产水量、周期油汽比、年油汽比、回采水率、 采油速度和采出程度等指标；在蒸汽驱阶段阐述注汽井数、采油井数、年注汽量、累积注汽量、日产 油量、年产油量、累积产油量、年产水量、累积产水量、综合含水率、时油汽比、年油汽比、累积 油汽比、采注比、采油速度和采出程度等指标。 3.2.2.4碳酸盐岩油藏阐述油田投入开发时间、单元划分开发层系、缝洞单元划分、放空漏失资料、 开发层系以及开采方式等。 4上期油田开发规划执行情况 4.1规划执行情况 4.1.1与上期开发规划对比 对上期主要完成指标分年度、分构成与上期开发规划对比，检查规划方案实施情况，评价实施 效果。 4.1.2主要对比指标 4.1.2.1产能建设指标对比 新钻油水井数、进尺、投产油水井数、建成产能、产能贡献率等，对工作量完成情况进行对比 2 SY/T5594—2013 分析。 4.1.2.2开发指标对比 年产油量、年产水量、年产液量、综合含水率、自然递减率、综合递减率等 4.1.2.3储量指标对比 动用地质储量、新增可采储量、地质储量采油速度和采出程度、可采储量采油速度和采出程度、 储采平衡系数、储采比等。 4.1.2.4措施工作量对比 油井压裂、换泵、补孔、转周期等措施工作量及增产油量，水井压裂、酸化、细分等措施工作量 及增注水量。 4.2主要做法及成果 包括油田开发工作中理念、理论、技术、管理等方面的创新。找出规划期内开发规划编制及执行 过程中存在的问题，以利于指导下一个规划期规划编制。 5油田开发形势分析 5.1油田开发面临的形势 从有利条件、不利因素两个方面宏观分析国内外环境、油田自身条件对下一规划期油田开发的影 响。分析评价油田在下一规划期内资源结构、产量结构、稳产基础、技术发展、开发管理等各个方面 面临的形势。 5.2油田开发潜力分析 5.2.1新增动用储量潜力分析 5.2.1.1勘探新增探明储量动用的潜力 根据勘探规划新增探明储量的规模、区域分布、油藏类型以及落实程度等，分析评价可用于新区 产能建设的地质储量以及可采储量潜力。 5.2.1.2未开发储量动用的潜力 根据已探明未开发储量的落实程度、技术可行性、不同技术经济条件下的经济效益测算，分析评 价可用于新区产能建设的地质储量以及可采储量潜力。 5.2.2已开发油田开发潜力分析 5.2.2.1水驱潜力 5.2.2.1.1老油田潜力 根据油田油层储量动用状况分析及油田开发效果评价结果，提出潜力地区及调整对象，给出井网 加密调整潜力、层系重组调整潜力以及注采系统调整潜力，并计算分析调整后增加的油水井数、生产 能力及可采储量。 3