5.2.5.1分析产液量、产油量、采液指数、采油指数等指标的变化状况。 5.2.5.2 分析油水井工况及其对生产能力的影响。 5.2.5.3 分析油井利用率、生产时率等指标变化及其对生产能力的影响 5.2.5.4 分析老井自然递减率等指标变化及其对生产能力的影响。 5.2.5.5 分析增产措施效果及其对生产能力的影响。 5.2.5.6 分析新投产区块及调整区块效果及其对生产能力的影响。 5.2.5.7 提出提高油田生产能力的建议

5.3.1油藏地质特征再认识

建筑施工图集5.3.1.1构造形态、断裂系统等油藏构造特征再认识

5.3.1.1构造形态、断裂系统等油藏构造特征再认识

SY/T 62252018

5.3.1.2层间及层内的隔夹层频率和平面展布特征再认识。 5.3.1.3沉积亚相和微相展布特征再认识。 5.3.1.4 储层孔隙度、孔隙结构、渗透率、黏土矿物成分等储层物性再认识。 5.3.1.5砂体的形态、大小，砂体及各小层的平面展布、连通性等储层分布特征再认识。 5.3.1.6 裂缝性质、产状及其空间分布、密度、开度以及地应力等再认识。 5.3.1.7油、气、水性质及分布特征再认识。 5.3.1.8岩心润湿性变化及其对两相渗透率曲线和驱油效率的影响再认识。 5.3.1.9按DZ/T0217的规定重新核算油藏地质储量。

5.3.2 层系、并网、注水方式适应性分析

5.3.2.1分析层间非均质性及干扰状况，评价开发层系划分与组合的适应性。 5.3.2.2分析油水井井况、井网控制状况、注采对应状况、水驱控制和动用状况等，评价注采井网的 适应性。 5.3.2.3分析注水能力、水驱控制程度等资料，结合油藏边底水能量，评价注水方式的适应性。 5.3.3.4提出改善层系、井网、注水方式适应性的建议，

5.3.3储量动用及剩余油分布状况分析

5.3.3.1分析油田未控制储量、弹性开发储量、水驱控制储量变化状况。 5.3.3.2分析水驱动用储量变化状况。 5.3.3.3分析剩余油平面、层间、层内分布特性。 a 5.3.3.4提出提高储量动用程度和剩余油挖潜的建议，

5.3.4能量保持与利用状况分析

5.3.4.1分析边（底）水水侵速度、水侵系数、水侵量与地层压力和地层压降的关系。对弹性驱、溶 解气驱、气顶气驱开发的油田，分析相应驱动能量的大小及可利用程度。 5.3.4.2分析油层压力水平、动液面与注采比的关系，评价地层能量保持与利用状况。 5.3.4.3提出保持合理地层压力水平的建议。

5.3.5驱油效率及采收率分析

5.3.5.1分析储层物性、流体性质、岩石润湿性等变化对驱油效率的影响。 5.3.5.2油田技术可采储量及经济可采储量的标定按SY/T5367的规定执行。 5.3.5.3分析油田可采储量变化原因，重点对开发调整及重大措施前后可采储量的变化进行分析。 5.3.5.4提出增加可采储量和提高油田采收率的建议。

5.3.6油藏注采系统适应性分析

5.3.6.1分析各油层压力保持水平和开采状况，评价采油工艺和注水工艺技术的适应性。 5.3.6.2分析注入水水质、注入压力对地层能量及水驱开发效果的影响，评价地面水质、管网压力的 适应性。 5.3.6.3提出改善注采系统适应性的建议

5.3.6.3提出改善注采系统适应性的建议。

5.1动态分析所需主要

6.1.1油藏静态数据及图件

按5.1.1的规定执行，此外还应具备以下油藏静态数据及图件： 原油黏度分布图； 原油组分分析数据； 油一蒸汽（油一水）相对渗透率曲线； 不同温度下驱油效率曲线； 原油黏温特征曲线，

6.1.2开发动态数据及图件

SY/T 62252018

按5.1.2的规定执行，还应具备以下数据及图件： 锅炉出口及井口的注汽速度、注人时间、蒸汽干度、蒸汽温度、蒸汽压力、井口产液温度等； 注气速度、注气压力、井口产液温度及O2、N2、CO、CO,气体的产气含量等； 注人井的吸汽（气）剖面、温度剖面，采油井的产液剖面，观察井的温度剖面和压力剖面等； 回采水率分布图、热干扰及汽窜井组示意图、火驱产出尾气中组分变化平面图等。

6.2.1注入状况分析

6.2.1.1分析注汽（空气）量、注汽强度、蒸汽干度、蒸汽温度、注汽（空气）压力等对生产效果白 影响。 6.2.1.2分析沿程热损失状况。 6.2.1.3分析分层吸汽（气）能力差异及其原因。 6.2.1.4分析注汽过程中伴注其他介质后对蒸汽质量的影响。 6.2.1.5提出调整注汽（空气）参数、降低热损失、均衡吸汽（气）等改善注入状况的建议

6.2.2地层压力状况分析

2.2.1分析井底流动压力、动液面、油层压力、总压降变化状况。 2.2.2分析油层压力与注汽量、采注比、亏空的关系。 2.2.3分析各油层压力差异状况。 2.2.4提出保持合理压力水平和减小平面、层间压力差异的建议。

6.2.3采出状况分析

6.2.3.1蒸汽吞叶

6.2.3.1.1分析单元开井数、产液量、产油量、含水率、油汽比、采注比和回采水率等变化规律。 6.2.3.1.2分析单元同吞吐周期油井的生产时间、产液量、产油量、递减率、含水率、油汽比、采注 比和回采水率等变化规律。 6.2.3.1.3分析单井周期内的产液量、产油量、含水率变化规律；分析单井周期间的生产时间、产液 量、产油量、递减率、含水率、油汽比、采注比和回采水率等变化规律

6.2.3.1.4分析不同井距、不同井型、不同投产时期油并上述规律的差异，把握转周或转换接替方式 的时机。 6.2.3.1.5 分析汽窜、边底水侵人、出砂、伴注介质等对生产效果的影响及原因。 6.2.3.1.6提出改善蒸汽吞吐采出状况的建议

6.2.3.2.1分析井组或区块（单元）的产液量、产油量、综合含水率、油汽比、采注比、并口产液温 度等变化规律。 6.2.3.2.2分析汽窜、边底水侵入、出砂、伴注介质等对生产效果的影响及原因。 6.2.3.2.3分析驱替受效方向和热波及范围、蒸汽腔范围。 6.2.3.2.4提出改善蒸汽驱采出状况的建议。

6.2.3.3.1分析井组或区块（单元）的产液量、产油量、综合含水率、空气油比、井口产液温度、产 出气体（N2、O2、CO、CO2等）含量、产出原油物性等指标的变化规律。 6.2.3.3.2分析气窜、边底水侵入、出砂等对生产效果的影响及原因。 6.2.3.3.3分析驱替受效方向、燃烧状态、火线前沿推进范围，提出保持火线均衡推进的措施建议。 6.2.3.3.4提出改善火驱采出状况的建议

6.3.1油藏地质特征再认识

按5.3.1的规定执行。

6.3.2层系、并网适应性分析

6.3.2.1层系划分与组合的适应性分析按5.3.2.1的规定执行，此外还需分析蒸汽超覆对层间差异的影响。 6.3.2.2分析加热范围、热连通状况、汽（气）驱控制程度等，评价井网的适应性。 6.3.2.3提出改善层系、井网适应性的建议。

6.3.3剩余油分布及采收率分析

6.3.3.1分析温度场、压力场、饱和度场分布状况。 6.3.3.2分析平面、层间、层内的热波及状况及储量动用状况。 6.3.3.3分析平面、层间、层内剩余油分布及变化特征。 6.3.3.4油田技术可采储量及经济可采储量的标定按SY/T5367的规定执行。 6.3.3.5提出剩余油挖潜及提高采收率的建议。

7.1动态分析所需主要资料

7.1.1油藏静态数据及图件

按5.1.1的规定执行。

7.1.2开发动态数据及图件

按5.1.2的规定执行，此外还应具备以下开发数据及图件： 注人段塞数据表； 井组注人药剂量、体积等值线图； 注水井指示曲线、压降曲线； 单井、区块霍尔曲线； 井口注人浓度、黏度分级表； 井口化学剂化验浓度、黏度数据； 井口界面张力数据； 产出原油物性及族组分资料： 产出水矿化度监测数据， 注人压力分类统计表； 油井产液量分类统计表； 含水率变化、增油、见剂浓度柱状图： 生产动态与方案对比曲线。 生产动态分析 om

7.2.1注入状况分析

7.2.1.1分析注入化学剂质量、并口化学剂浓度、黏度及界面张力、注入水水质等变化状况。 7.2.1.2分析注入井油压、注人强度、启动压力、吸水指数、阻力系数的变化状况。 7.2.1.3分析单元化学剂注入进度、注人量、注人浓度和黏度的变化状况。 7.2.1.4分析注采井组注入孔隙体积倍数、化学剂用量的分布状况。 7.2.1.5提出改善化学剂注人质量和注人效果的建议。

7.2.2油层压力状况分析

按5.2.2的规定执行

7.2.3含水率变化分析

7.2.3.1分析含水变化状况及趋势，应用实际含水变化曲线和跟踪数值模拟预测曲线对比，分析含水 率变化与注化学剂方案设计的符合程度。 7.2.3.2分析油井对应注入井注人状况、含油饱和度、化学剂审流和化学剂用量等对含水率变化的影响。 7.2.3.3提出控制含水上升的建议。 7.2.4见效状况分析 7.2.4.1分析油井及全区见效时间、见效特征、单井增油量、吨聚增油量等指标情况。 7.2.4.2对油井见效状况进行分类，分析影响油井见效的原因。 7.2.4.3针对油井化学剂窜流情况，分析窜流方向及原因。 7.2.4.4提出改善化学驱见效状况的建议

2.3.1分析含水变化状况及趋势，应用实际含水变化曲线和跟踪数值模拟预测曲线对比，分机 变化与注化学剂方案设计的符合程度。 2.3.2分析油井对应注入井注人状况、含油饱和度、化学剂审流和化学剂用量等对含水率变化的量 2.3.3提出控制含水上升的建议。

7.2.4见效状况分析

7.2.5生产能力变化分析

7.2.5.1分析产液量、产油量、采液指数、采油指数等指标的变化状

7.2.5.1分析产液量、产油量、采液指数、采油指数等指标的变化状

7.2.5.2分析油水井工况及其对生产能力的影响。 7.2.5.3分析油井利用率、生产时率等指标变化及其对生产能力的影响。 7.2.5.4分析增产措施效果及其对生产能力的影响。 7.2.5.5提出改善油田生产能力的建议

7.3.1油藏地质特征再议

7.3.2 层系、并网适应性分析

7.3.2.1分析层间非均质性及干扰状况，评价开发层系划分与组合的适应性。 7.3.2.2分析油水井井况、井网控制状况、注采对应状况等，评价注采井网的适应性。 7.3.2.3分析层间物性、能量水平等对化学剂吸人状况差异的影响。 7.3.2.4提出改善层系、井网适应性的建议。

风电场标准规范范本7.3.3能量保持与利用状况分析

7.3.3.1分析化学驱不同阶段生产压差、动液面与注采比的合理性，评价地层能量保持与利用 7.3.3.2提出保持合理地层压力水平的建议

7.3.4剩余油分布与采收率分析

7.3.4.1分析化学驱前后驱油效率的变化状况。 7.3.4.2 分析注入化学剂在平面、层间、层内的波及状况及储量动用状况。 7.3.4.3 分析平面、层间、层内剩余油分布及变化特征。 7.3.4.4 分析累积增油量、吨聚增油量、提高采收率幅度及最终采收率。 7.3.4.5 提出剩余油挖潜和提高采收率的建议。

8.1油田经济效益状况分析

8.2单并经济效益状况分析

8.2.1分析新投产井初产油、新增可采储量状况暖通空调管理，评价新投产井否具有经济效益。 8.2.2根据经济极限含水率、经济极限产油量等界限指标，评价水驱开发老井是否具有经济交 8.2.3根据极限油汽比或极限空气油比等界限指标，评价热采开发老井是否具有经济效益。

8.2.4根据吨聚增油量等界限指标，评价化学驱老井是否具有经济效益。 8.2.5根据措施增油量界限，评价措施井是否具有经济效益。 8.2.6提出改善单井经济效益的建议