油田开发动态分析主要技术指标及计算方法样本
常用开发指标的计算
常用开发指标的计算方法在油田开发过程中，油田开发指标具有非同寻常的意义，它是评价、衡量油田开发效果是否科学合理的重要依据与参数，因此，各项开发指标的正确计算就显得尤为重要。
本章简单介绍动态分析中一些常用的开发指标计算方法。
共分为四个部分：一是采油方面开发指标计算；二是注水方面的开发指标计算；三是压力指标开发的计算；四是其它开发指标计算。
一、采油方面的开发指标计算1、采油速度：年采油量除以油田地质储量，它表示每年有多大一部分地质储量被采到地面上来，它也是衡量油田开发速度的一个很重要指标。
采油（液）速度=年产油（液）量/地质储量×100%折算年产量=（月实际产量/该月日历天数）×365折算采油速度=折算年产油量/地质储量×100%例如：某油田地质储量800×104t，2005年生产原油20×104t。
求2005年采油速度？采油速度=20/800×100%=2.5%2、采出程度：是指一个油田任何时间内累积产油占地质储量的百分比。
代表一个油田储量资源总的采出情况，用以检查各阶段采收率完成效果。
采出程度=截止到某一时间的累计产油量/地质储量×100%例如：某油田地质储量1000×104t，截止到2003年累积生产原油280×104t。
求截止到2003年的采出程度？采出程度=280/1000×100%=28%3、产油指数：指单位采油压差下油井的日产油（液）量，它代表油井生产能力的大小，可用来判断油井工作状况及评价增产措施的效果。
产油指数=日产油量/生产压差例如：某采油井日产油量12t，地层压力10.2 MPa，流动压力4.2 MPa。
求该井产油指数？产油指数=12/（10.2-4.2）=2t/ MPa.d4、产油强度：指单位有效厚度的日产油量，它是衡量油层生产能力的一个指标。
产油强度=日产油量/射开有效厚度例如：某采油井日产油量18t，射开有效厚度9.0m。
油田开发指标的计算
油井日产液量 采油强度＝ 油井油层有效厚度
采油指数
指生产压差每增加1兆帕所增加的日产油量，也称单位生产压差的日产量。 它表示油井生产能力的大小，参数符号为Jo,单位为立方米/（兆帕· 天）
日产油量 采油指数＝ 静压－流压
当静压低于饱和压力时：
采油指数＝
式中:
静压－流压
日产油量
n
生产压差n
注采比(IPR)
指注入剂所占地下体积与采出物（油、气、水）所占地下体积之比值。 它表示注采关系是否达到平衡。 注采比分月注采比和累积注采比。累积注采比（CIPR），用累积注水 量、累积采油量、累积产水量带入公式即可求得。
注入水体积 注采比＝ 原油体积系数 采油量 ＋产出水体积 原油相对密度
原油计量系统误差（输差）
月产水量（吨） 综合含水＝ 100％ 月产液量（吨）
含水井月产水量（吨） 含水井综合含水＝ 100％ 含水井月产液量（吨）
综合生产气油比（GOR）
指每采1吨原油伴随产出的天然气量，数值上等于油田产气量与月
产油量之比值。单位为立方米/吨。
3 月产气量（米） 生产气油比＝ 月产油量（吨）
式中：月产气量中不包含气井的产气量。
指油井月产油量与当月日历天数的比值。参数Байду номын сангаас号qo,单位为吨/日。
qo＝
单井日产油能力
油井月产油量（吨） 当月日历天数
油井月产油量（吨） qo＝ 当月实际生产天数
指油井月产油量与当月实际生产天数的比值。参数符号qo,单位为吨/日。
综合含水
指油田月产水量与月产液量的重量比值的百分数，参数符号是fw,单位是％。
按年度所有测试水井的吸水剖面和全部测试油井的产液剖面 资料计算，指总吸水厚度与注水井总射开连通厚度之比值，或者 总产液厚度与油井总射开连通厚度之比值。
常规油田生产动态分析模板.
1、动态分析模板共分单井动态分析、井组动态分析、区块（单元）动态分析等三个部分。
2、分析层次：动态分析人员日常工作主要侧重于单井动态分析、井组动态分析；阶段分析主要侧重于区块（单元）动态分析。
（图表模板参考《吐玉克油田2011年度调整方案》）单井动态分析模板一、收集资料1、静态资料：主要包括油井所处区块、构造位置、开采层段（层位、层号）、射孔井段、射孔厚度、射孔弹型、注采对应状况以及连通状况、储层物性（电测解释成果：如孔隙度、渗透率、含油饱和度）、砂层厚度及有效厚度等。
2、动态资料：日产液量、日产油量、含水、压力（静压、流压）、对应注水井注水量及注水压力、气油比等。
3、生产测试资料：饱和度测井结果（C/O、PND_S、硼中子、钆中子等）、产液剖面测试成果、对应注水井吸水剖面测试成果、注水井分层测试成果、示功图、动液面、地层测试资料、油气水性分析资料、流体高压物性资料（如密度、粘度、体积系数、饱和压力、原油组分分析等）、井况监测资料（井温曲线、电磁探伤、井下超声波成像、多臂井径、固井质量SBT等）。
4、工程资料：油井工作制度（泵径、冲程、冲次、泵深）、井下生产管柱组合及井下工具、井身结构（井身轨迹）等。
二、分析内容1、日产液量变化；2、综合含水变化；3、日产油量变化；4、压力变化（静压、流压、生产压差）变化；5、气油比变化；6、对应注水井注水能力变化；7、深井泵工作状况；8、措施效果评价等。
——单井生产曲线：日产液、日产油、含水、流压（动液面）、气油比、措施备注采油井生产曲线注水井生产曲线三、分析步骤1、概况2、生产历史状况（简述）3、主要动态变化首先总体上阐述油井日产液量、日产油量、含水、气油比、压力等变化状况，其次依次分析以下内容。
3.1日产液量变化3.1.1变化态势:主要分析日产液量在分析对比阶段呈现的变化趋势（要求绘制运行曲线变化），主要有液量上升、液量平稳、液量下降三种态势。
判定变化的标准（该标准可以根据本油田的具体情况自行确定）为：日产液量大于50t，波动幅度在±8％；日产液量在30-50t之间，波动幅度在±12％；日产液量在10-30t之间，波动幅度在±20％；日产液量小于10t，波动幅度在±30％；如果日产液量及变化处于上述区间的可以判定日产液量运行平稳；高于变化幅度可以判定产液量呈上升态势；如低于变化幅度则判定日产液量呈下降态势。
油田开发指标的计算方法
吸水指数：
注水井在单位生产压差下的日注水量， 叫油层吸水指数，它的大小直接反应油层 吸水能力的强弱。
例题：
某注水井日注水量150m3, 井口注入 压力为15MPa，井底压力为35MPa,油层压 力为20MPa，计算该井的吸水指数。
吸水指数 =日注水量/注水压差 =150/（35-20） =10 （m3/ Mpa）
=2/（45-30）*100=13.3%
储采比：油田年初剩余可采储量与当年产油量之比。 例题：
某油藏地质储量120万吨，年产油2万吨，累积产油量30万吨， 当前标定可采储量45万吨，计算该油藏的储采比。 储采比= 年初剩余可采储量/年产油量=（45-30）/2=7.5
注采比：
某段时间内注入剂的地下体积和相应时间的 采出物（油、气、水）的地下体积之比。
=(12.4-10)/12=20%
注采对应率概念及其计算方法 注采对应率
是指在现有井网条件下，采油井生产层中与注水井 连通的有效厚度（层数）与井组内采油井射开总有效厚度 （层数）之比。
注采对应率又可分为层数对应率和厚度对应率。 层数对应率=油井生产层中与注水井连通的油层数/油井
总生产层数
厚度对应率=油井生产层中与注水井连通的有效厚度/油
存水率：
保存在地下的注入水体积与累积注水量 的比值。存水率=（累计注水量-累计采水量） /累计注水量。
例题：
某油藏当前累计注水量100万方，累 积产油量20万吨，累积产水量80万吨，原 油体积系数1.2，计算该油藏的水驱指数、 存水率。
水驱指数=（累计注水量-累计产水量）/累计产油量 =（100-80）/（20*1.2） =0.83
采油指数：
单位生产压差的日产油量，叫做全井的采 油指数，采油指数说明油层的生产能力。
油田开发指标有关计算公式
1、折算年采油速度=当月日产油水平*365/动用地质储量*100%2、含水上升速度是只与时间有关而与采油速度无关的含水上升数值。
如月含水上升速度、年含水上升速度。
年平均月含水上升速度=年含水上升值（%）/12（月）某月含水上升速度=当月综合含水-上月综合含水年含水上升速度=当年12月末综合含水-上年12月末综合含水3、注采比=注入水体积/[（采油量*原油体积系数/原油相对密度）+产出水体积] 累计亏空体积=累积注入水体积-[（累积产油量*原油体积系数/原油相对密度）+累积采出水体积]4、总递减率=1-当年产油量/去年产油量综合递减率=1-（当年产油量-新井产量）/去年产油量自然递减率=1-（当年产油量-措施增油量-新井产量）/去年产油量标定递减率=1-（当年标定产量-去年标定产量）/去年标定产量5、水驱指数指每采1吨原油在地下的存水量水驱指数=（累积注水量-累积产水量）/累积产油量=（注入水侵+累积注入水-累积产水）/（累积产油量*体积系数/相对密度）注入水侵指如边入推进，底水锥进等。
6、储采比=剩余可采储量/年产油量*100%7、剩余可采储量采油速度=年产油量/剩余可采储量*100% （储采比的倒数）8、总压差是目前地层压力减原始地层压力，为负值总压降是原始地层压力减目前地层压力，为正值水驱控制程度=水井厚度/油井厚度9、弹性产率为阶段累计产油量除以总压差，表示每采出1%的地质储量的压降值。
等于总压差除以采出程度。
10、储量动用程度=油水井的油层有效厚度/油水井的油层厚度之和*10011、下泵深度的计算，实际上就是确定预定产量下的动液面深度及沉没度。
L泵=L动+H沉采液指数J1=Q/△P=Q/(P静-P流) 单位t/(d·MPa)采液指数J2=Q/△L=Q/(L动-L静) 单位t/(d·m)两者之间的单位换算t/(d·m)化成 t/(d·MPa)可用J2=J1*ρ液/10012、液面曲线计算L液=V*t/2 V为音速 t/2为时间(井口至液面时间)V=2L音/t音 L音为音标深度 t音为声波从井口到音标再返回到井口所用的时间L液=L2/L1 *L音 H液=L液/L音 *H音 t1=L ab/2V O t2=L ac/2VOt1为液面曲线,音标走纸时间 t2为液面曲线,液面走纸时间L ab为音标走纸距离 L ac为液面走纸距离 V O为记录纸走纸速度13、量油计算Q=86400*H水*ρ水*πD2/4t分离器有人孔时，公式为Q=（86400*H水*ρ水*πD2+V人孔）/4t14、抽油井的载荷计算P最大=P,L+P,r+P r*Sn2/1440 P最大=(P L+P r)*(1+Sn2/1790)P最小=P,r- P r*Sn2/1440 P最小= P r*(1-Sn2/1790)第一套公式把抽油机悬点运动看做曲柄滑块运动,并取曲柄旋转半径为连杆长度之比为1/4,它只考虑了液柱和抽油杆重量以及抽油杆柱的惯性载荷.第二套公式和第一套公式区别在于,把抽油机的悬点看作简谐运动,并考虑了液柱的惯性载荷,具体选用哪一套公式应该根据实测结果对比后确定.15、储量公式N=100A O HΦ(1-S Wi)ρO/B OiN为石油地质含量万吨 A O为含油面积Km2 H为油层有效厚度米Φ为油层有效孔隙度 S Wi为原始含油饱合度 B Oi为地层原油体积系数ρO为地面原油密度g/㎝3注采比计算时，累计产液为地下体积，等于累计产油体积加上累计产出水体积，累计产出油（吨）一定要乘以体积系数再除以密度。
动态指标的计算
7500
坨82产 148吨
7000
7009 6887 6740 6538
新井接替380
6500
6296
6270 6161
措施接替1300 吨
6211
6000
2004.12 2005.1 2005.2 2005.3 2005.4 2005.5 2005.6 2005.7 2005.8 2005.9 2005.10 2005.11
Ａ：含油面积度，ｋｍ２；
Ｓｗｉ：平均束缚水饱和度； ρｏ：平均地面脱气原油密度，ｇ／ｃｍ３； Ｂｏｉ：平均地层原油体积系数。 Φ：平均孔隙度，
有效厚度:油层有效厚度指储集层中具有工业产油能力的 那部分厚度。作为有效厚度必须具备二个条件：一是油层内具 有可动油，二是在现有工艺技术条件下可提供开发。因此，在 产量达到工业油流标准的油井内无贡献的储层厚度不是有效厚 度；产量未达到工业油流标准的探井不能圈在含油面积内，不 划分有效厚度。
采比大约13左右。胜坨油田6.7左右。
储采平衡系数：油田当年新增可采储量与年产油量之比。目前胜坨油田仅为 0.4左右，储采不平衡的矛盾较为突出。
中石化的划分标准： 高采收率：
＞40%
中高采收率：30—40% 中低采收率：20—30% 低采收率： ＜20%
影响采出程度的原因: 1 2 3 、油田的地质条件:储量集中 连通好采出程度就高 、井网条件:井网完采出程度就高善 、开采方式:采出程度的高低与注水开发部热菜和依靠天 然能量开发有着密切的联系
老井综合递减率、自然递减率
综合递减率：指老井采取增产措施情况下的产量递减速度。综合递减大于零， 说明产量递减，综合递减小于零，表示产量上升。综合递减率有三类:年综合递减率、 阶段综合递减率、月综合递减率。 年综合递减率 阶段综合递减率 月综合递减率
油田开发动态分析主要技术指标及计算方法
指标及计算方法1.井网密度油田（或区块）单位面积已投入开发的总井数即为井网密度。
f=n/A02.注采井数比注采井数比是指水驱开发油田（或区块）注水井总数和采油井总数之比。
3.水驱控制程度注水井注水能够影响到的油层储量占油层总储量的百分数。
水驱控制程度=注水井联通的厚度/油层的总厚度*100%由于面积注水井网的生产井往往受多口注水井的影响，因此，在统计井网对油层的水驱控制程度时还要考虑联通方向。
不同注水方式，其注采井数比不同，因而注水井对油层的水驱控制程度也不同。
一些分布不稳定，形态不规则，呈透镜状分布的油层，在选择注水方式时，应选择注水井数比较大的注水方式，以取得较高的水驱储量控制程度。
该指标的大小，直接影响着采油速度，含水上升率，最终采收率。
中高渗透油藏（空气渗透率大于50*10-3 um2）一般要达到80%，特高含水期达到90%以上；低渗透油藏（空气渗透率小于50*10-3 um2）达到70%以上；断块油藏达到60%以上。
4.平均单井有效厚度油田（或区块、或某类井）内属同一开发层系的油水井有效厚度之和与油水井总井数的比值为平均单井有效厚度。
5.平均单井射开厚度油田（或区块、或某类井）内属同一开发层系的油水井射孔总厚度与油水井总井数的比值为平均单井射开厚度。
6.核实产油量核实产油量由中转站、联合站、油库对管辖范围内的总日产油量进行计量，由此获得的产油量数据为核实产油量。
7.输差输差是指井口产油量和核实产油量之差与井口产油量之比。
K=（q ow-q or）/q ow8.核实产水量核实产水量用井口产水量和输差计算。
q wr=q ww(1-K)9.综合含水油田（或区块）的综合含水是指采出液体中水所占的质量百分数。
f w=(100*q wr)/(q wr+q or)-1- 低含水期（0<含水率<20%）:该阶段是注水受效、主力油层充分发挥作用、油田上产阶段。
要根据油层发育状况，开展早期分层注水，保持油层能量开采。
油田开发主要生产技术指标及计算
3. 高含水期（60%≤含水率＜90%）：该阶段是重要的 开发阶段，要在精细油藏描述和搞清剩余油分布的基础上，积 极采用改善二次采油技术和三次采油技术，进一步完善注采井 网，扩大注水波及体积，控制含水上升速度和产量递减率，努 力延长油田稳产期。
4. 特高含水期（含水率≥90%）：该阶段剩余油高度分 散，注入水低效、无效循环的矛盾越来越突出。要积极开展精 细挖潜调整，采取细分层注水、细分层压裂、细分层堵水、调 剖等措施，控制注入水量和产液量的增长速度。要积极推广和 应用成熟的三次采油技术，不断增加可采储量，延长油田的生 命期，努力控制成本上升，争取获得较好的经济效益。
中高渗透油藏（空气渗透率大于50×10-3μ m2）一般要达 到80%，特高含水期达到90%以上；低渗透油藏（空气渗透率小于 50×10-3μ m2）达到70%以上；断块油藏达到60%以上。
4、平均单井有效厚度
油田（或区块、或某类井）内属同一开发层系的油水井有效厚
度之和与油水井总井数的比值为平均单井有效厚度。
7、输差
输差是指井口产油量和核实产油量之差与井口产油量之比。
K qow qor qow
8、 核实产水量
核实产水量用井口产水量和输差计算。 qwr 1 K qww
9、综合含水
油田（或区块）的综合含水是指采出液体中水所占的质量百分数
fw
q wr qwr qor
100
1. 低含水期（0＜含水率＜20%）：该阶段是注水受效、主力
RK
NP NR
100
19、采收率
在现有技术、经济政策条件下，标定的可采储量占原 始地质储量的百分数。 注水开发中高渗透率砂岩油藏采收率不低于35%； 砾岩油藏采收率不低于30%； 低渗透率、断块油藏采收率不低于25%； 特低渗透率油藏（空气渗透率小于10×10-3μ m2）采 收率不低于20%。 厚层普通稠油油藏吞吐采收率不低于25%；其他稠油油 藏吞吐采收率不低于20%。
开发主要生产技术指标及计算
0
水井流 压
水井地 压
油井地 压
油井流压 水井流压 水井地压 油井地压 油
井流压 水井流压 水井地压 油井地压 油井流压
16、采油指数：单位生产压差下的日 产油量，表示油井生产能力的大小。
采油指数=日产油量/（静压-流压）
米采油指数：采油指数/油井射开 厚度。若通过产液剖面，认为某些层 位不出，需要扣除。
油井生产动态指标：
★核实产油量 ★输差 ★核实产水量 ★综合含水 ★综合气油比 ★老井综合递减率 ★老井自然递减率 ★油井利用率
注水井生产动态指标：
★注水量 ★吸水指数 ★注水井利用率 ★分层注水率 ★分层注水合格率
采油井生产动态指标：
★油井生产压差 ★总压差 ★注采比 ★地下亏空体积 ★采液指数 ★采油指数 ★生产能力
自然递减率：（上年产量-本年老井未措施产量）/上年 产量×100%，指没有新井投产及各种增产措施情况下的产量递 减率，即在扣除新井及各种措施产量之后的阶段采油量与上阶 段采油量之差，再与上阶段采油量之比，称为自然递减率。
24、递减率
标定水平递减率：股份公司每年1月份下发油田公司标定水平， 公司按各单位能力批分，采油厂批分到区块。标定水平原则为 上年后三月平均日产油水平。
（注意，原股份公司定义为不是“和”，而 是“或”）
27、注水井分注率（不含报废利用注水井）：
注水井分注率 = 注水井分注井数/注水井总 井数×100%
28、水驱指数 油田（或区块）注入水地下存水量与累积产油
量地下体积之比称为水驱指数。
计算方法：标定水平×全年日历天数叫不递减油量 标定水平综合递减率=（不递减油量-本年老井产量）/不递减 率油量×100% 标定水平自然递减率=（不递减油量-本年老井未措施产量）/ 不递减率油量×100%
油田开发指标计算
10.某注水开发区块，182天采出原油2.5×104t，采出水量 3.6×104m3，日注水量平均为345 m3，日平均溢流20 m3， （原油体积系数1.2、相对密度0.86）。求注采比。
解：注采比=
注入水体积-溢流量
采油量×(原油体积系数/原油相对密度+产出水体积
(345-20)*182 =
2.5*1.2/0.86+3.6
储量采油 ＝ 速度
剩余可采储量
× 100
剩余可采储量=(可采储量-上年底累积产油)
储采比:剩余可采储量采油速度的倒数
储采比＝
1
剩余可采储量采油速度
9、地质储量采液速度
地质采 液速度＝
年产液量 地质储量
× 100
折算采 当月日产液水平×当年日历天数
液速度 =
地质储量
× 100
10、工业采出程度
工业采出程度＝
解：
(1)平均日产油水平=年产油/365=15*2.1%/365=8.6(t) (2)采油指数=日产油量/生产压差=8.6/(10.5-2.1)=1.02(t/(d.MPa) (3)含水上升率=(25.3-18.1)/2.1=3.43(%) (4)采出程度=(2+0.3151)/15*100=15.43(%) (5)年产水=(0.3150/(1-0.24)-0.3151)/0.3150=995(t)
一、采油方面指标
油气储量的分类
地质储量 可采储量 剩余可采储量
1、地质储量
指在地层原始条件下，具有产油、气能力的储
集层中的石油或天然气的总量。用专业术语来说： 指地下油层中所储藏石油的总数量，计量单位：万 吨，取整数。
2、可采储量
在目前技术条件下可以采出的那部分石油储量。
油田动态分析
数之比。开井数是指当月连续生产时间不小于24h的油井井数。
综合递减率：老井在采取增产措施情况下的产量递减速度 自然递减率：老井在未采取增产措施情况下的产量递减速度
主要生产技术指标及定义
（3）注水井生产动态指标 注水量：单井日注水量是指井口计量的日注水量，开发单元和阶段时间的
注水量用单井日注水量进行累加得出。
《油藏工程管理规定》有关动态分析规定
2.年度油藏动态分析 主要是搞清油藏动态变化，为编制第2年的配产、配注方案 和调整部署提高可靠依据。重点分析的内容： 1）注采平衡和能量保持利用状况 （1）注采比的变化与压力水平的关系，压力系统和注采井 数比的合理性。 （2）确定合理的油层压力保持水平，分析能量利用保持是 否合理，提出配产、配注方案和改善注水开发效果的措施。
油藏工程方案—《油藏工程管理规定》
2.油田开发方案（油藏工程部分） 油藏评价结束后完成油田或区块开发方案，油田开发方案是产能建设的基 础。开发方案编制结束提交探明储量。 主要内容包括：油藏地质、开发原则、开发方式、开发层系组合、开发井 网、注采系统、监测系统、开发指标预测（生产能力预测）、采收率估算。 实施后考核指标： 产能到位率：一般油田≥90%；复杂断块油田≥85% “初期平均含水率”符合率：一般油田≥90%；复杂断块油田≥85% 水驱控制储量：一般油田≥90%；复杂断块油田≥85%
1.月（季）度生产动态分析 主要应用开发动态资料分析油田生产形势和措施效果，发 现生产动态存在的主要矛盾，制定相应调整措施，确保各 项开发指标的完成。主要内容： 1）原油生产计划完成情况 2）主要开发指标（产油量、产液量、含水、注水量、注 采比、地层压力、递减率等）的变化情况及原因 3）主要增产、增注措施效果及影响因素分析
油田动态分析
2006年
B
1
我们通常进行的油藏动态分析包含 两部分内容：一是开发效果分析，二是 原因分析。即宏观分析和微观分析。
宏观分析：一是分析开发效果好和 差，二是进行开发指标的预测。
微观分析：一是分析开发效果好或 差的原因，二是为改善开发效果提供决 策依据及提出工作内容和工作量。
B
2
宏观分析内容
42.7 42.3 47.5 44 48.7 33.9 39.2 43 32.2 65.2 63.8 77.3 62.1 65.7 63.2 58.8 84.1 63.5
ｆｗ（%） 77.8 81.4 70.6 92.6 82.2 78.4 77.5 50 66.7
75
53.3
B
34
1. 中原油田大部分区块高产期只有2-3年，只有文15块达到5年；
1、注水开发动态分指标分析：存水率、水驱指数、 水驱曲线预测采收率及其他注水开发指标。
2、产量递减规律分析：产量递减类型、剩余可采 储量开采期、预测采收率。
3、物质平衡法分析：动态计算原始地质储量（动 用地质储量）、驱替类型、边底水入侵量等。
B
3
微观分析内容
1、储层的物理性质分析：孔隙度、渗透
1fw
凹型： LgRABLgfw
B
15
1、含水率与采出程度
四种过渡型曲线
Lg(1-R)=A+BLg(1-fw) （凸S型）
R=A+ BLg(1-fw)
Lg(1-R)=A+B fw
Lg R= A+B fw
（凹S型）
B
16
1、含水率与采出程度
应用本油田（油藏）数据按七种形式线性回归 求出A和B。七种形式中选出三种相关系数较高的表 达式，然后将含水率fw=98%代入求出相应的R98， 最后分析判断哪个R98最接近油田实际情况就选用哪 个。
油田开发指标计算
3、剩余可采储量
油田投入开发后，可采储量与累积采出量之差称 为剩余可采储量。 公式：剩余可采储量＝可采储量﹣累计产油
4、采收率
可采储量与石油地质储量的比值。单位： % 可采储量 公式：采收率＝ 地质储量 × %
与储量有关的指标计算：
5、地质采出程度：
油田（或区块）的累积产油量占地质储量的百分 数称为地质储量采出程度。单位：% 地质采出程度＝ 累积采油量 地质储量
解：
(1)平均日产油水平=年产油/365=15*2.1%/365=8.6(t)
(2)采油指数=日产油量/生产压差=8.6/(10.5-2.1)=1.02(t/(d.MPa) (3)含水上升率=(25.3-18.1)/2.1=3.43(%) (4)采出程度=(2+0.3151)/15*100=15.43(%)
一、采油方面指标
油气储量的分类
地质储量 可采储量 剩余可采储量
1、地质储量
指在地层原始条件下，具有产油、气能力的储 集层中的石油或天然气的总量。用专业术语来说： 指地下油层中所储藏石油的总数量，计量单位：万 吨，取整数。
2、可采储量
在目前技术条件下可以采出的那部分石油储量。
公式：可采储量＝地质储量×标定采收率
3、注采比
×100
指注入剂所占地下体积与采出物（油气水）所占地 下体积之比值，它表示注采关系是否达到平衡。 注水量-溢流量 注采比=
采油量×体积系数/原油相对密度+产水量
累积注采比=
累积注水量-溢流量
累积采油量×体积系数/油相对密度+累积产水量
4、注采井数比 注采井数比=
油井总井数
水井总井数
5、月亏空和累积亏空
× 100
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指标及计算方法
1.井网密度
油田( 或区块) 单位面积已投入开发的总井数即为井网密度。
f=n/A
2.注采井数比
注采井数比是指水驱开发油田( 或区块) 注水井总数和采油井总数之比。
3.水驱控制程度
注水井注水能够影响到的油层储量占油层总储量的百分数。
水驱控制程度=注水井联通的厚度/油层的总厚度*100%
由于面积注水井网的生产井往往受多口注水井的影响, 因此, 在统计井网对油层的水驱控制程度时还要考虑联通方向。
不同注水方式, 其注采井数比不同, 因而注水井对油层的水驱控制程度也不同。
一些分布不稳定, 形态不规则, 呈透镜状分布的油层, 在选择注水方式时, 应选择注水井数比较大的注水方式, 以取得较高的水驱储量控制程度。
该指标的大小, 直接影响着采油速度, 含水上升率, 最终采收率。
中高渗透油藏( 空气渗透率大于50*10-3 um2) 一般要达到80%, 特高含水期达到90%以上; 低渗透油藏( 空气渗透率小于50*10-3 um2) 达到70%以上; 断块油藏达到60%以上。
4.平均单井有效厚度
油田( 或区块、或某类井) 内属同一开发层系的油水井有效厚度之和与油水井总井数的比值为平均单井有效厚度。
5.平均单井射开厚度
油田( 或区块、或某类井) 内属同一开发层系的油水井射孔总厚度与油水井总井数的比值为平均单井射开厚度。
6.核实产油量
核实产油量由中转站、联合站、油库对管辖范围内的总日产油量进行计量, 由
此获得的产油量数据为核实产油量。
7.输差
输差是指井口产油量和核实产油量之差与井口产油量之比。
K=( q
ow -q
or
) /q
ow
8.核实产水量
核实产水量用井口产水量和输差计算。
q
wr=q
ww
(1-K)
9.综合含水
油田( 或区块) 的综合含水是指采出液体中水所占的质量百分数。
f w =(100*q
wr
)/(q
wr
+q
or
)
-1- 低含水期( 0<含水率<20%) :该阶段是注水受效、主力油层充分发挥作用、油田上产阶段。
要根据油层发育状况, 开展早期分层注水, 保持油层能量开采。
要采取各种增产增注措施, 提高产油能力, 以达到阶段开发指标要求。
-2-中含水期( 20%<=含水率<60%) : 该阶段主力油层普遍见水, 层间和平面矛盾加剧, 含水上升快, 主力油层产量递减。
在这一阶段要控制含水上升, 做好平面调整, 层间接替工作, 开展层系、井网和注水方式的适应性研究, 对于注采系统不适应和非主力油层动用状况差的区块开展注采系统和井网加密调整, 提高非主力油层的动用程度, 实现油田的稳产。
-3- 高含水期( 60%<=含水率<90%) : 该阶段是重要的开发阶段, 要在精细油藏描述和搞清剩余油分布的基础上, 积极采用改进二次采油技术和三次采油技术, 进一步完善注采井网, 扩大注水波及体积, 控制含水上升速度和产量递减率, 努力延长油田稳产期。
-4-特高含水期( 含水率>=90%) : 该阶段剩余油高度分散, 注入水低效、无效循环的矛盾越来越突出。
要积极开展精细挖潜调整, 采取细分层注水、细分层压裂、细分层堵水、调剖等措施, 控制注入水量和产液量的增长速度。
要积极推广和应用成熟的三次采油技术, 不断增加可采储量, 延长油田的生命期, 努力控制好成本, 争取获得较好的经济效益。
10.单井日产油水平
单井月产油量与当月日历天数的比值为该井的日产油水平。
开发单元所属油井日产油水平的平均值为该单元的单井平均日产油水平。
11.含水上升率
每采出1%的石油地质储量含水率上升的百分数。
阶段含水上升率=( 阶段末含水率-阶段出含水率) /( 阶段末采出程度-阶段初采出程度) *100%
年含水上升率=年含水上升值/采油速度*100%
应根据有代表性的相渗透率曲线或水驱曲线来界定合理的含水上升率, 各开发阶段含水上升率不超过理论值。
12.采油速度
油田( 或区块) 年采油量占已动用地质储量的百分数。
V D =q
oa
/N*100
13.采油强度
油井单位有效厚度油层的日采油量。
采油强度=油井日产油量/该井油层有效厚度
在油田开发中, 为保持开发层系内部各层均衡开采, 要求不同井、层的采油强度控制在合理范围内, 选择原则是: 使大多数油井见水晚; 防止油层出砂; 满足注采平衡和保持地层压力; 使含水上升幅度减缓。
14.储采平衡系数
当年增加可采储量与当年产油量的比值。
15.可采储量采油速度
油田( 或区块) 年采油量占已动用可采储量的百分数。
V
K =q
oa
/N
R
*100
16.剩余可采储量采油速度
油田( 或区块) 当年核实年产油量除以上年末的剩余可采储量之值。
描述石油剩余可采储量开采速度的高低, 是国际上通用的一个生产动态指标, 在考虑了油
田生产的技术经济条件和剩余资源多寡等主、客观因素后, 用以考察油田生产动态的一个重要指标。
剩余可采储量采油速度是油田技术、经济环境的综合反应。
一般控制在8%-11%左右。
17.采出程度
油田或区块的累计产油量占地质储量的百分数。
R D =N
P/
N*100
18.可采储量采出程度
累积产油量占可采储量的百分数。
中高渗透油藏低含水期末达到15%-20%; 中含水期末达到30%-40%; 高含水期末达到70%左右; 特高含水期再采出可采储量30%左右。
低渗透油藏低含水期末达到20%-30%; 中含水期末达到50%-60%; 高含
水期末达到80%以上。
R
K =N
P
/N
R
*100
19.采收率
在现有技术、经济政策条件下, 标定的可采储量占原始地质储量的百分数。
◆注水开发中高渗透率砂岩油藏采收率不低于35%;
◆砾岩油藏采收率不低于30%;
◆低渗透、断块油藏采收率不低于25%;
◆特低渗透率油藏( 空气渗透率小于10*10-3um2) 采收率不低于20%;
◆厚层普通稠油油藏吞吐采收率不低于25%; 其它稠油油藏吞吐采收率不低于
20%。
20.水驱指数
油田或区块注入水地下存水量与累积产油地下体积之比称为水驱指数。
RWWNBP
21.存水率
油田或区块扣除产出水后的注入水量占总注水量的百分数, 也可称为净注率。
22. 采油指数
单位生产压差下油井的日产油量。
其计算公式:
J o =Q o /(P e -P wf )---J o 采油指数t/d.MPa;P e 静压MPa; Q o 采油量t/d;P wf 流压MPa
采油指数与油层物性、 流体性质、 完井条件及泄油面积等因素有关, 可用来判断油井工作状况及评价增产措施的效果。
也可用来判断生产能力大小, 采油指数越大, 则油井生产能力愈高。
23. 单位厚度采油指数
是指单位生产压差下油井每米厚度的日产油量。
J oh =J o/h
表示每米油层有效厚度油井的产油能力大小。
在对比油井之间产能大小时, 可消除油层厚度的影响, 单独考察渗透率因素的作用。
24. 采液指数
采液指数是指单位生产压差油井日产液量。
J l =Q l /(P e -P wf )---J l 采液指数t/d.MPa;P e 静压MPa; Q l 采液量t/d;P wf 流压MPa
研究油井采液指数的变化规律是掌握油井产液能力变化规律的基础。
如果没有产液量和生产压差数据能够估算。
25. 单位厚度采液指数
是指单位生产压差下油井每米厚度的日产液量。
26. 综合油汽比
每注入1M^3水蒸气所能采出的原油的数量, 其单位是t/t.
综合油汽比是评价蒸汽热力采油效果的重要指标。
综合油汽比越大, 开发效果越好, 反之开发效果越差。
27. 注水(汽)强度。