SY 中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/ T 62191996 油田开发水平分级 1996-12-15发布 1997-06-30实施 中国石油天然气总公司 发布 言 前 油藏开发水平分级是深化油藏研究、加强油藏管理、提高油田开发水平的基础工作，也是使油藏 管理工作走上规范化、标准化、目标化的有效措施之一。本标准是在中国石油天然气总公司开发生产 局1992年制定的"油藏分类及开发水平分级指标体系”基础之上，经过全国各油田的多年实践，重新 修改和制定出来的。 本标准由油气田开发专业标准委员会提出并归口。 本标准起草单位：中国石油天然气总公司开发生产局。 本标准起草人崔耀南岳登台 次 目 前言 1 范围 2 引用标准 ............ 3 开发水平分类对象 各类油藏含义 5 开发水平分级指标定义 各类油藏开发水平分级指标 6 3 中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T6219-1996 油田开发水平分级 1范围 本标准规定了陆上主要油藏开发水平分级的指标体系，以及各项指标分类的定量界限值。 本标准适用于陆上主要油藏开发水平的评价与分类。 2引用标准 下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本 均为有效。所有标准都会被修订、使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 SY/T6169—1995油藏分类 SY／T5329—94碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法 3开发水平分类对象 本标准按SY／T6169仅对下列七大类油藏制定了开发水平分级标准： a）中高渗透率层状砂岩油藏； b）低渗透率（含裂缝型低渗透）砂岩油藏； c）裂缝型碳酸盐岩油藏； d）砾岩油藏； e）复杂断块油藏； f)热采稠油油藏； g）天然能量开发油藏。 4各类油藏含义 4.1中高渗透率层状砂岩油藏 是指平均空气渗透率为50×10-μm²以上的层状砂岩油藏，也包含简单的断块油藏、常规注水开 发的中质油一稠油油藏。 4.2 2低渗透率（含裂缝型低渗透）砂岩油藏 是指平均空气渗透率低于50×10-3um²的砂岩油藏。 裂缝型碳酸盐岩油藏 4.3 是指以裂缝型碳酸盐岩（块状或层状）为主的碳酸盐岩油藏，也含裂缝显示不明显的生物灰岩和 白云岩油藏。 4.4砾岩油藏 是指60%以上的地质储量分布在碎屑物质粒径大于2mm、含量大于30%的砾岩、底砾岩或砂砾 岩储层中的油藏。 4.5 5复杂断块油藏 是指油田范围内平均每个断块含油面积小于1km²的小断块油藏；或者在300m左右井距下油层 连通程度小于60%的岩性（透镜体）油藏。 4.6热采稠油油藏 中国石油天然气总公司1996-12-15批准 1997-06-30实施 SY/T6219-1996 是指在油藏条件下，原油粘度50mPa：s以上、难以正常流动的、采用热力开采（蒸汽吞吐或蒸 汽驱）的稠油油藏。 4.7天然能量开发油藏 是指不进行注水、注气补充地层能量，主要依靠油藏中的气顶、边水、底水、溶解气驱和弹性能 量开采的油藏、以及一些需要但又无法补充能量的复杂断块、岩性油藏。 5开发水平分级指标定义 5.1水驱储量控制程度 是指现有井网条件下与注水井连通的采油井射开有效厚度与并组内采油井射开总有效厚度之比 值。 5.2 水驱储量动用程度 是按年度所有测试水井的吸水剖面和全部测试油井的产液面资料计算，即总吸水厚度与注水井 总射开连通厚度之比值，或总产液厚度与油井总射开连通厚度之比值。 5.3能量保持水平和能量利用程度 5.3.1根据地层压力保持程度和提高排液量的需要，能量保持水平分为下列三类： a）一类：地层压力为饱和压力的85%以上，能满足油井不断提高排液量的需要，也不会造成油 层脱气； b）二类：虽未造成油层脱气，但不能满足油井提高排液量的需要； c）三类：既造成油层脱气，也不能满足油并提高排液量的需要。 5.3.2能量利用程度分为以下三类： a）一类为油井平均生产压差逐年增大； b）二类是油井平均生产压差基本稳定（±10%以内）； c）三类是油井平均生产压差逐年减小。 5.4剩余可采储量采油速度 是指当年核实年产油量除以上年末的剩余可采储量之值。采出可采储量50%前后地下油水分布 和开采难度相差很大，应按采出可采储量50%前后两个阶段，分别制定分类标准。 5.5年产油量综合递减率 年产油量综合递减率可根据当年核实产油量扣除当年新井年产油量后，除以上年底标定日产水平 折算的当年产油量。同样应按采出可采储量50%前后两个阶段分别制定分类标准 5.6水驱状况 按综合含水和采出程度关系曲线或水驱特征曲线发展趋势分类： a）一类油藏应在已经达到开发方案设计的综合含水和采出程度曲线以上运行，向提高采收率方 向发展； b）二类油藏的实际开发曲线接近开发方案设计的综合含水和采出程度曲线； c）三类油藏是未达到方案设计的采收率，向降低采收率方向变化。 5.7含水上升率 指每采出1%的石油地质储量时含水率的上升值 5.8采收率 采出油量占原始石油地质储量的百分数。 5.9老井措施有效率 老井年度增产措施中有增产效果的井次与增产措施施工总井次之比。 5.10注水井分注率 是实际进行分层配注井数（含一级两层分注井）与扣除不需要分注和没有分注条件井之后的注水 -2 — SY/T6219-1996 井数之比。 5.11配注合格率 是指所有分层配注井测试合格层段数与分注井总配注层段数之比。 5.12油水井综合生产时率 是指油水井利用率与生产时率的乘积。 5.13注人水质达标状况 是指井口注人水质按SY／T5329规定指标检查的符合程度。 5.14动态监测计划完成率 是指按主要动态监测项目年度计划检查完成的情况。 5.15油水井免修期 是指油水井不进行动管柱的维修，连续生产的天数。 5.16操作费控制状况 在扣除物价上涨因素后，年度油田实际生产操作费控制状况分为下列三类： a）一类油藏的操作费比上一年有所下降； b）二类油藏的操作费增加值小于上一年的5%； c）三类油藏的操作费大于上年的5%。 各类油藏开发水平分级指标 6 6.1 中高渗透率层状砂岩油藏开发水平分类指标界限（见表1） 表1中高渗透率层状砂岩油藏开发水平分类指标表 类 别 序号 项 三 二 水驱储量控制程度，% ≥ 85 <85~≥ 70 <70 1 2 水驱储量动用程度，% ≥ 75 <75~≥60 09 > 能量保持水平和能量利用程度 见5.3 见 5.3 见5.3 3 采出程度小于50%前 ≥5 <5~≥4 <4 4 剩余可采储量采油速度，% 采出程度大于或等于50%后 ≥7 <7~5 <5 采出程度小于50%前 ≤5 >5~≤7 >7 58 年产油量综合递减率,% 采出程度大于或等于50%后 ≤7 >7~≤9 >9 水驱状况 见5.6 见5.6 见5.6 6 7 老并措施有效率.% ≥ 75 <75~≥ 65 S9 > 注水井分注率,% ≥ 80 09≤~08> <60 8 9 配注合格率.% ≥ 70 09 ≤~0L> 09 > 10 油水井综合生产时率,% ≥ 75 <75~≥60 09 > 11 注人水质达标状况,项 ≥9 <9~≥6 9> 12 油水井免修期,d ≥ 365 <365~≥240 < 240 13 动态监测计划完成率.% ≥95 <95~≥90 <90 14 操作费控制状况 见5.16 见5.16 见5.16 注：以上14项中必须有9项.其中序号1、2、3、5、6．8、9、13、 14等9项中有8项达标方可划为该类 3 SY/T6219-1996 6.2 低渗透率（含裂缝型低渗透）砂岩油藏开发水平分类指标界限（见表2） 表2低渗透率（含裂缝型低渗透）砂岩油藏开发水平分类指标表 类 别 序号 项 目 二 三 水驱储量控制程度，% ≥ 70 <70~≥60 09 > 2 水驱储量动用程度，% ≥ 70 <70~≥50 0s > 3 能量保持水平和能量利用程度 见5.3 见5.3 见5.3 水驱状况 见5.6 见5.6 见5.6 4 采出程度小于50%前 ≥5 <5~≥4 <4 5 剩余可采储量采油速度，% 采出程度大于或等于50%后 ≥6 <6~≥5 <5 采出程度小于50%前 9> 01~9< >10 年产油量综合递减率，% 6 采出程度大于或等于50%后 ≤8 >8~≤12 >12 7 老井措施有效率,% ≥70 09≤~0L> 09 > 8 注水井分注率,% ≥80 0L≤~08> <70 配注合格率,% ≥65 <65~≥55 <55 10 油水井综合生产时率，% ≥70 <70~≥60 <60 11 注人水质达标状况,项 9 <9~≥6 9> 12 油水井免修期,d ≥300 <300~≥200 00 > 13 动态监测计划完成率，% ≥95 <95~≥90 06 > 14 操作费控制状况 见5.16 见5.16 见.5.16 注：以上14项中必须有10项,其中序号1、2、3、4、6、8、9、13、14等9项中有8项达标方可划为该类