标准规范下载简介

Q／SY 1830-2015 砂岩油田CO2驱油与埋存开发方案编制规范 油藏工程部分.pdf简介：

Q/SY 1830-2015是中国石油行业标准，全称为《砂岩油田CO2驱油与埋存开发方案编制规范》，其油藏工程部分主要关注砂岩油藏在使用二氧化碳（CO2）作为驱动剂进行驱油开发与CO2的埋存过程中的工程设计和优化。

油藏工程部分的内容主要包括以下几个方面：

1. 油藏地质：对砂岩油藏的地质特性进行深入研究，如储层性质、地质构造、油藏压力和温度分布等，这些是CO2驱油的基础。

2. CO2注入：规定了CO2的注入方式、注入速率、注入量的计算方法，以及如何保证CO2有效注入到油藏的各个部位。

3. CO2-油相互作用：研究CO2与原油的相互作用，包括溶解、扩散、油水两相流动和油相性质的变化，以预测驱油效果。

4. 储层改造：讨论如何通过地质改造技术提高CO2的储存能力，比如通过压裂等手段改善储层的连通性和渗透性。

5. 监测与评价：规定了CO2驱油过程中的监测方法和指标，如压力、产量、含油饱和度等的测量和分析，以及开发效果的评价标准。

6. 环境与安全：考虑了CO2驱油开发对环境的影响和安全控制措施，包括CO2泄漏的风险评估和预防。

总之，Q/SY 1830-2015的油藏工程部分为砂岩油田CO2驱油开发提供了全面而详细的工程设计和管理指导，旨在确保项目的经济性和环境可持续性。

Q／SY 1830-2015 砂岩油田CO2驱油与埋存开发方案编制规范 油藏工程部分.pdf部分内容预览：

4.7CO,驱油与埋存开发方案油藏动态监测要求

在推荐方案中要提出油藏动态监测资料录取内容及要求，按附录A执行。根据监测信息及时 方案部署，确保方案取得预计效果

开发方案经济效益评价方法主要按SY/T6511的规定执行，兼顾考虑CO，气源价格、输运成本 和埋存减排效益。

DB41／T 1523-2018标准下载4.9CO.驱油与埋存开发方案实施要求

4. 9. 1油减管理要求

管理要求包括： a）注CO,开发方案实施过程中生产管理、人员培训等要求。 b） 投产、转注程序，运行计划及特殊技术要求。 C 改善开发效果特殊试验、监测要求及试验性工艺措施。 d）注CO,开发过程中可能的开发调整审批程序及机构

4.9.2钻井、采油、地面建设工程的实施要

实施要求包括： a）注CO2开发的钻井、完井、射孔、压裂、测井工程的技术要求。 b）注CO2开发的注采井况及钻井、采油、地面配套工艺防腐、防漏等要求 c）开发全过程中系统保护油层的要求及措施 d）对油气集输系统的技术性能和对油、气、水计量准确度的要求。

4.9.3健康安全环保要求

5.1开发方案报告内容

a 油田概况 b) 油藏描述和评价。 c) CO,驱油与埋存室内实验评价。 水驱或CO,驱油开发试验评价。 e) CO,驱油与埋存开发油藏工程设计与方案优选 f) CO,驱油与埋存开发方案油藏动态监测要求。 g）CO,驱油与埋存开发方案实施要求。

5.2开发方案附图和附表

5.2.1开发地质部分

a) 油气田地理位置图。 b) 油气田地貌图。 c) 油气田区域地质构造位置图。 d) 钻探成果综合图。 分油层组构造井位图 f) 油藏剖面图。 g) 油层综合柱状图。 h) 油层对比图。 i) 隔夹层区域分布图。 j) 小层油层和砂层等厚图。 k) 区域沉积相和小层微相图。 1) 油层孔隙度、油层渗透率等值图。 m) 储层微构造图。 n) 油层物性频率分布图。 o) 流体性质分布图。 p) 油藏地质模型三维图。 q) 储量计算图。 r) 毛管压力曲线。 S) 油水、油气相对渗透率曲线。 t) 无因次产液能力和无因次产油能力曲线。 2. 1. 2 主要数据表包括： a) 钻探成果与取心统计表。 b) 构造断层要素表。 c) 油层厚度统计表。 隔夹层厚度统计表。 e) 试油成果表。 f) 试注成果表。 g) 油层测压资料表。 h) 试采成果表。 i) 油层物性统计表。 PVT分析数据表。

k）油、气、水分析成果表。 油田储层综合评价表。

k）油、气、水分析成果表

.2.2CO,驱油与埋存开发实验部分

CO,驱油与埋存开发实验

5.2.2.1主要图件包括

5.2.2.2主要数据表包

地层油组分组成数据表。 b） 不同温压条件地层油细管驱替实验注人体积与采出程度、气油比数据表。 C 不同温压条件地层油与CO2界面张力数据表， d 不同CH4含量的CO，驱油最小混相压力变化统计表。 e） CO,与地层油多次接触后的平衡油、气相的体积系数变化数据表。 f) 不同温压条件CO与地层油多次接触后的平衡油、气相的组分组成数据表。 8 不同温压条件CO2与地层油的互溶后的主要物性参数数据表。 h CO驱岩心驱替实验不同温压条件注入体积与采出程度、含水率、气油比关系数据表

5. 2.3油藏工程部分

5. 2.3. 1主要图件包括

a）试井曲线。 试采曲线。 ) 油田（试验区）综合开采曲线。 d) 注水能力曲线。 e) 区块开采现状图。 f) 地层压力分布图。 g 水驱采出程度与含水关系曲线。 h) 开发方案的单井控制储量对比曲线。 开发方案产液、产油、含水对比曲线 1) 开发方案产气量、气油比对比曲线。 k) 开发方案地层压力对比曲线。 1) 开发方案采出程度、采收率对比曲线。 m) 各种方案的经济效益分析曲线。 推荐开发方案的设计井位图

5.2.3.2主要数据表包括：

a) 数值模拟组分分类表。 b）产能规模及分批实施统计表。 c CO,驱油产出气组分预测表。 d）推荐开发方案的开发指标预测表。 e）推荐开发方案的经济效益评价表。

A.1.1日常生产动态监

A.1.1日常生产动态监测

A.1.1.2产液量、产油量、含水率录取

附录A （规范性附录） CO,驱油与埋存动态监测资料录取内容及要求

所有采油井每日计量日产液、日产油及含水资料；注CO2前和注CO2过程中每5天核实一次 数据，采油井见到CO，气体产出后，每3天核实一次产量数据。

A.1.1.3油压、套压资料录取

所有采油井每日录取一次油压、套压

A.1.1.4气油比资料录取

所有采油井每日录取气油比资料，并确定产出气中CO2含量；注COz前和注CO2过程中每5天 该实一次气油比资料，采油井见CO，后每3天核实1次气油比资料

A.1.1.5动液面和示功图录取

所有采油井每10天录取一次动液面资料，所有抽油机生产油井每10天测一次示功图。

A.1.2产出部面测并

产出剖面测井要求： ） 原始油藏注CO,开发，含油单砂层较多时，选取正常生产井数的15%测产液剖面，每年测 试一次。 b） 水驱转CO,驱开发油藏，按照开发效果将生产井进行分类，选取有代表性生产井井数的 15%，注CO前一个月进行一次产液剖面测试，注CO2后至CO，驱结束每年进行一次产液 剖面测试。

A. 2. 1监测记录

记录所有注入井注入时间、停注原因及措施情况。

A.2. 2日常注入动态监测

动态监测要求 a）注COz前注水阶段及WAG注人时，注水周期内每天计量1次注水量、注水泵压、套压、

前注水阶段及WAG注人时，注水周期内每天计量1次注水量、注水泵压、套压、油

压；每月化验一次注人水水质。 b 注CO2阶段，每天计量1次注气量、注人泵压、套压、油压、并口注入温度；每周检测1次 注人CO2质量（纯度、含水）。 A.2.3 吸水、吸气剖面测试 部面测试要求： a） 选择注人井开井数的40%测吸水、吸气剖面。 b 水驱转CO,驱油藏，注COz前2个月注水阶段测一次吸水剖面；注CO2后至CO,驱结束， 每年测一次吸气部面（WAG阶段注水周期测吸水部面）

A.2.3吸水、吸气部

A.2.4吸水、吸气指数测试

A.2.5并筒及并底温压测试

温压测试要求： a）注CO2前选择占注入井开井数10%以上的注水井，测一次井筒温度、井温梯度及井底压力。 b）注CO,阶段选择所有注入井，测井筒温度、井温梯度及井底压力，每年测试一次至CO驱 结束。

A.3.1地层压力监测

A.3.1.1油并测地层压力恢复

地层压力是判断混相状态关键指标，地层压力监测以油井为主，包括笼统测压和分层测压，井况 允许条件下应以分层测压为主。选择生产并开并数20%的并进行测压，测压并点的选择要具有并网 及储层代表性，已开发油田需从已有测压资料的生产井中优选部分井进行测压对比。原始油藏需测原 始油藏压力，已开发油田注CO,前两个月测一次地层压力，便于与注CO后进行对比。注CO，开发 阶段，每季度测一次地层压力

A.3. 1.2油并并底流压实时监测

为连续观测井底流压、静压及温度变化情况，掌握注采压力面及混相状况，建立组分与混相 相关关系，选择2口有代表性的生产井下入直读压力计，实时监测井底压力，持续时间至停止 2后一年。

A.3.2.1原油组分分析

为观察产出物组分变化，建立原油组分与地层压力、饱和压力及混相状态之间的关系，选取 15%有代表性的生产井进行井口密闭井流物加密取样，注气前1个月开始取对比标准样，10天取一 次，共取3次；注CO后每月取一次，气油比开始增加后，每半月取一次，分析原油各组分及平均分 子量，同时，测定样品原油密度、黏度、凝固点、含蜡量；其他生产井原油组分分析每半年取样分析 一次，特殊情况可适当加密取样

A.3.2.2产出气组分分析

为观察产出气组分变化，分析轻组分萃取情况及CO2含量变化情况，应选取15%具有代表性的 生产井进行井口密闭气体加密取样，注CO前1个月开始取对比标准样，10天取一次，共取3次； 主CO后油样每2个月取一次；气油比开始增加后，每半月取一次，要求分析气体各组分组成及 含量。

A.3.2.3产出水全分析

CO,驱油过程可导致地层水的黏度、pH值及离子组成发生变化，需进行产出水全分析。选取 10%～15%有代表性的生产井，CO2驱前1个月开始取对比标准样，10天取一次，共取3次。CO,驱 开始后每2个月取一次水样品，进行产出水全分析

TB／T 3160.2-2017标准下载A.3.3高压物性取样分析

为观察CO,驱替过程中地层原油性质的变化规律，选取含水小于10%的具有代表性的生产并， 井数一般为生产井开井数的5%～10%，进行注CO2前、后高压物性分析。注CO,气前需取1次高压 物性样品进行分析，包括原油组分分析、原油性质分析、CO,驱最小混相压力测试以及CO,与地层油 本系相态评价分析，便于注气后对比。注气开发过程中，每6个月取高压物性样品分析一次，主要分 析地层条件下驱替过程中的原油组分及性质变化规律，判断混相状态。

A.4驱替流体运移状况监测

A.4.1液相示踪剂监测

液相示踪剂监测要求： a）在水驱阶段，液相示踪剂监测主要应用于注水驱油过程中监测注入水主要渗流通道及注人水 的运移速度；注气前，在正常水驱开发时，注人井分层注人液相示踪剂，在采油井进行示踪 剂浓度检测，至液相示踪剂监测完毕，方可注CO2。 b 在水气交替注人阶段，为了解水驱与CO,驱运移通道及速度的差别，应在注入井分层注人 液相示踪剂，并在采油井检测示踪剂浓度，监测周期为两年一次。有特殊动态反应井组， 可根据需要，适时加密液相示踪剂监测周期。 要求各注人井、分层示踪剂有一定差别，便于区分不同注人井、不同层位示踪剂

T／CAQ 10301-2016标准下载A. 4.2气相示踪剂监测