水驱储量控制程度等指标计算方法
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。
常用计算公式
常用公式1、采出程度=累积产油量/动用地质储量（可采储量）*100%阶段采出程度＝（阶段内累计产油量/动用地质储量）*100％2、采油（液）速度=核实年产油（液）量/动用地质储量（可采储量）*100%3、剩余可采储量采油速度=当月平均日产油*当年日历天数/（当年可采储量-上年底累积产油量）4、综合递减率：老井采取增产措施情况下的产量递减速度。
（1）、标定老井综合递减率：标定老井综合递减率=[A*T-(B-C)]/(A*T)*100%式中：A：上年末(12月)标定的日产油水平（t）；T ：当年1-n月的日历天数（d）；A*T：老井当年1-n月的标定年累积产油量（t）B：当年1-n各月的年累积核实产油量（t）C：当年新井1-n月年累计产油量（t）（2）、同期老井综合递减率同期老井综合递减率＝（B - A）/B*100%A：上年老井在当年1-n月的累计产油量（t）B：上年老井在去年1-n月的累计产油量（t）（3）、对四季度老井综合递减率对四季度老井综合递减率＝（B/92-A/T）/（B/92）*100%A：上年老井在当年1-n月的累计产油量（t）T：上年老井在当年1-n月的日历天数（d）B：上年老井在去年第四季度的产油量（t）（4）对12月老井综合递减率对12月老井综合递减率＝（B/31-A/T）/（B/31）*100%A：上年老井在当年1-n月的累计产油量（t）T：上年老井在当年1-n月的日历天数（d）B：上年老井在去年12月的产油量（t）5、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。
（1）标定老井自然递减率标定老井自然递减率=[A*T-(B-C-D)]/(A*T)*100%式中：A 上年末(12月)标定的日产油水平（t）；T 当年1-n月的日历天数（d）；A*T 老井当年1-n月的标定年累积产油量（t）B 当年1-n各月的年累积核实产油量（t）C 当年新井1-n月年累计产油量（t）D 老井当年1-n月的年累积措施增产油量（t）。
评价油田注水开发效果指标的计算
评价油田注水开发效果指标的计算(一)、见水井开井数：指已确定见水的油井中，当月生产出水的井，堵水后生产不出水的井不算在内。
(二)、产水量：表示油田出水的多少。
包括日产水量和累计产水量。
年核实水量为当年各月核实水量之和；核实累积产水量：为历年核实水量之和。
－计量综合误差）（井口产水量核实月产水量1⨯=(三)、综合含水率：表示油田出水或水淹程度。
(四)、水油比：从地下采出一吨油同时要采出多少水。
它同含水率一样，也是表示油田出水程度的一个指标。
(五)、含水上升率：每采出1%地质储量含水上升的百分数。
(六)、含水上升速度：每月（或每季、每年）含水率上升的多少，这个数值叫做含水上升的月（或季、年）速度。
当油田中油井见水之后，含水将随油田采出程度的增大而不断上升，含水上升速度和含水上升率就是表示油田含水上升快慢的一个重要指标。
(七)、注入量：是单位时间内往油层注入的水量。
注入量的多少表示注水的快慢程度。
包括日注入量、月注入量、年注入量和累计注入量。
12(八)注入速度(十)注采比：注入剂所占的地下体积与采出物所占地下体积之比。
包括月注采比和累计注采比。
注采比是油田生产中极为重要的指标之一，用它来衡量地下能量补充程度和地下亏空弥补程度。
注采比、油层压力变化和含水上升速度等指标有着极为密切的关系，因此合理控制注采比是油田开发中极为重要的工作。
(十一)、注采平衡：注入油藏水量和采出液量的地下体积相等(注采比为1)叫注采平衡。
在这种情况下生产，就能保证油层始维持一定的压力。
(十二)地下亏空：注入剂的体积少于采出剂的地下体积，叫地下亏空。
是注采不平衡的表现。
(十三)累积亏空体积：指累计注入量所占地下体积与采出物所占地下体积之差。
(十四)注水利用率用注水利用率衡量油田的注水效果。
注水初期的油田不含水，注入1立方米的水就推出1立方米的油。
注水利率就是指注入水中有多少留在地下起着驱油作用。
注水利用率随注水开发油田的生产时间加长而不断下降。
油田数据开发计算题
7、某油田有油井总井数200口，其中待报废井5口，方案计划关 井15口，04年12月份有162口井生产，求油井利用率。
答：油井利用率等于 162/(200-5-15)*100%=90%
8、某井井口注水油压15Mpa，测得的流压28Mpa,静压20 Mpa, 日注水量100立方米，求视吸水指数、吸水指数。
3、某井组地质储量30万吨，可采储量12万吨，04年12月底累 计产油8.7万吨，其中04年年产油0.9万吨，平均含水80％，求 04年底地质储量采出程度？可采储量采出程度？04年采液速度？ 04年产出水油比，求04年的剩余可采储量采油速度和储采比。
答：地质储量采出程度：8.7/30*100%＝29％ 可采储量采出程度：8.7/12*100%=72.5% 04年采液速度： 0.9/(1-0.8)/30*100% = 15% 04年产出水油比：(（0.9/(1-0.8)-0.9）)/0.9=4 或0.8/(1-0.8)=4 04年剩余可采储量采油速度：0.9/(12-8.7+0.9)*100%=21.43% 储采比：1/21.43*100=4.67
答：储量动用程度：（150+500-30-110）/(150+500)*100%=78.5% 采液强度：500/150=3.33t/d.m 采油强度：100/150＝ 0.673.33t/d.m 注水强度：3000/500=6m3/d.m
13、某区块地质储量95万吨，04年12月份综合含水80％，05年 1-7月份产油0.7万吨，05年7月份产油1125吨，产出水油比为 4.65，求7月份的年采油速度，1-7月份阶段含水，累计产油100万吨，累计产 出水油比4.5，累计注采比1.1，求累计产液量，累计注水量、 累计存水率、水驱指数。
油田开发指标的计算
(B − C ) × 100 ％ D t＝ 1 − A×T
目前长庆油田运用比较广泛的是年对年递减
年对年综合递减率
扣除上年投产井和本年新投产井后的同一批老井， 扣除上年投产井和本年新投产井后的同一批老井，上年同时间段产油 时为产量递减， 量与本年度产量的递减速度，综合递减率符号D 单位％。 Dt>0时为产量递减 量与本年度产量的递减速度，综合递减率符号Dt,单位％。 Dt>0时为产量递减， 为负值时表示产量上升。 为负值时表示产量上升。
报告末期综合含水（％） fw1—报告末期综合含水（％） 报告末期综合含水 上年12月综合含水（％） fw2—上年12月综合含水（％） 上年12月综合含水 报告末期采出程度（％） R1— 报告末期采出程度（％） R2— 上年12月采出程度（％） 上年12月采出程度（％） 12月采出程度
年平均月含水上升速度 ＝ 年含水上升值（％） 年含水上升值（％） 12 月） （
采水指数＝ 采水指数＝
日产水量 生产压差
比采液指数
生产压差每增加1兆帕时， 生产压差每增加1兆帕时，每米有效厚度所增加的日产液 单位为立方米/ 兆帕·天 米 量。符号为JLS，单位为立方米/（兆帕 天·米） 符号为J
比采水指数
生产压差每增加1兆帕时，每米有效厚度所增加的日产水量。 生产压差每增加1兆帕时，每米有效厚度所增加的日产水量。 符号为JWS，单位为立方米/ 兆帕 天 米 符号为JWS，单位为立方米/（兆帕·天·米） JWS
综合含水＝
月产水量（吨） × 100％ 月产液量（吨）
含水井综合含水＝
含水井月产水量（吨） × 100％ 含水井月产液量（吨）
综合生产气油比（ 综合生产气油比（GOR） ）
211091726_复杂断块油藏水驱储量控制程度评价新方法
油气藏评价与开发PETROLEUM RESERVOIR EVALUATION AND DEVELOPMENT2023年第13卷第2期复杂断块油藏水驱储量控制程度评价新方法张杰，曾诚，李彦泽，李明林，骆洪梅，李晶华（中国石油冀东油田分公司，河北唐山063000）摘要：复杂断块油藏纵向上油层多，平面上油砂体发育面积小，平面非均质性强，难以构建规则井网均匀驱替，同时受储层各种封闭边界影响，水驱过程中易形成死油区，为了更加精准计算水驱储量控制程度，更好地评价油藏的井网合理性与完整性，找出井网调整和加密潜力，针对常规方法的不足，提出了更加适用的新方法，即网格储量法。
通过提高平面上井网内储量控制面积的划分精度，结合储层地质条件及储层非均质差异，以注采井组为基本单元，逐层网格化井网控制地质储量，对网格化的地质储量进行分类统计，找出复杂边界造成的死油区，进而计算区块注采井网控制程度、水驱储量控制程度，最终得到井网调整加密潜力。
将该方法应用在南堡101断块井网适应性评价中，找到了复杂边界造成的井网未控制未动用区域，通过加密调整取得较好的挖潜效果，证明该方法在复杂断块油藏水驱储量控制程度评价有较好的适应性，可以推广至其他复杂断块油藏。
关键词：复杂断块油藏；注采井网控制程度；水驱控制程度；井组网格化；水驱潜力；边界效应中图分类号：TE357文献标识码：ANew evaluation method of water flooding reserve control degree incomplex fault block reservoirsZHANG Jie,ZENG Cheng,LI Yanze,LI Minglin,LUO Hongmei,LI Jinghua（PetroChina Jidong Oilfield Company,Tangshan,Hebei 063000,China ）Abstract:There are many oil layers in the vertical direction of complex fault block reservoirs.The development area of oil sand bodies on the plane is small,and the plane heterogeneity is strong.It is difficult to construct a regular well pattern for uniform displacement.At the same time,due to the influence of various closed boundaries of reservoirs,bypassed oil area is easy to form in the process of water flooding.In order to calculate the control degree of water drive reserves more accurately,evaluate therationality and integrity of reservoir well pattern better,and find the way to adjust the well pattern,a more suitable new method,namely grid reserve method,is proposed for the shortcomings of traditional methods.By improving the division accuracy of the reserve control area in the well pattern on the plane,combining the geological conditions and the heterogeneity difference of the reservoir,and taking the injection-production well group as the basic unit,the geological reserves are controlled by the well patterngridded layer by layer.The grid geological reserves are classified and counted,and those bypassed oil areas are found out,and then the control degree of the injection-production well pattern and the control degree of the water drive reserves are calculated.Finally,the potential of well pattern adjustment and encryption is obtained.This method is applied to the adaptability evaluation of the wellpattern in Nanpu-101fault block,and the uncontrolled and unused area of well pattern caused by complex boundary is found.After well pattern infilling,better potential tapping effect is show in this area.It is proved that this method has good adaptability in the evaluation of water drive reserves control degree in complex fault block reservoirs,and can be extended to other complex fault block reservoirs.Keywords:complex fault block reservoir;control degree of injection-production well pattern;water drive control degree;gridding of well pattern;water drive potential;boundary effect引用格式：张杰,曾诚,李彦泽,等.复杂断块油藏水驱储量控制程度评价新方法[J].油气藏评价与开发,2023,13（2）:200-205.ZHANG Jie,ZENG Cheng,LI Yanze,et al.New evaluation method of water flooding reserve control degree in complex fault block reservoirs[J].Petroleum Reservoir Evaluation and Development,2023,13（2）:200-205.DOI:10.13809/32-1825/te.2023.02.008收稿日期：2023-02-09。
地质综合规划基础知识
综合室各岗位应知应会内容（1）1、探明储量：探明储量是在油田评价钻探完成或基本完成后计算的储量，即在现代技术和经济条件下，可开采并能获得经济效益的可靠储量。
探明储量是编制油田开发方案、进行油田开发建设投资决策和油田开发分析的依据。
2、容积法计算地质储量的参数：容积法计算储量的公式为：N=100A·h·φ（1-sωi）ρo/B oiN为石油地质储量，单位为万吨（104）取整数。
容积法计算地质储量的参数为有6项：（1）含油面积（A），单位是：km2，取小数点后一位。
（2）油层有效厚度（h），单位是：m，取小数点后一位。
（3）有效孔隙度（φ），该参数为小数，取小数点后两位。
（4）原始含水饱和度（Sωi ）和原始含油饱和度（1- Sωi），其为小数，取小数点后两位。
（5）地层原油体积系数（B oi），无因次量，取小数点后三位。
（6）地面原油密度（ρo），单位是：g / cm3，取小数点后三位。
3、饱和压力：地层原油在压力降低到天然气开始从原油中分离出来时的压力叫饱和压力，一般用P b表示。
4、压力系数：压力系数是指实测的地层压力与按同一地层深度计算的静水压力的比值。
计算公式为：100×原始油层压力(MPa)油层深度×水的相对密度压力系数=5、压力梯度：压力梯度是指在固定时间内，压力在一定方向上的变化速率。
静水压力梯度是指含水层内测压之上随深度增加而增加的水柱压力，一般是深度每加深100m，压力增加1MPa；动水压力梯度即沿水流方向上单位距离的压力差。
6、原油体积系数：原油体积系数是指原油在地层条件下的体积与它在地面标准条件下脱气后的体积的比值，用B oi表示，为无因次量。
原油体积系数用来计算石油地质储量、注采比、地下亏空体积、换算系数。
原油体积系数一般都大于1。
当地层压力等于饱和压力时为最大。
7、采油强度：单位油层有效厚度的日产油量叫采油强度，单位是：t/(d·m)油井日产油量采油强度=油井油层有效厚度它表示油井生产能力的大小，参数符号为J o，单位是：m3/（MPa·d）8、采油指数：采油指数是指生产压差每增加1MPa所增加的日产量，也称为单位生产压差的日产量。
动态分析概念
动态分析相关概念和确定方法1、油井生产动态指标（1）日产油水平：指月产油与当月日历天数的比值。
单位是t/d。
日产油水平是衡量原油产量高低和分析产量的重要指标。
（2）日产油能力：指月产油与生产天数的比值。
单位是t/d。
日产油能力是衡量油井产量高低的根本。
如果油井生产正常，并且全月生产，则日产油水平即为日产油能力。
注意：油井日产油能力是变化的且阶段认为是定值；判断油井日产油能力应该考虑正常生产时间，并且应历史性分析。
（3）综合含水：按月计算月产水与月产液的比值。
也分年均含水或年末含水。
年均综合含水=年产水/年产液。
当油田含水达到98％时称为极限含水率。
（4）综合气油比GOR：按月计算:月产气/月产油，单位是米/吨。
（5）采油（液）速度：年产油（液）与地质储量比值的百分数，单位％。
衡量油田开采速度快慢的指标。
地质储量采油速度：油田（或区块）年采油量占地质储量的百分数。
可采储量采油速度：油田（或区块）年采油量占可采储量的百分数。
剩余可采储量采油速度：当年核实年产油量占上年末剩余可采储量的百分数。
即=当年产油／（可采储量-累积产油+当年产油）×100%。
一般控制在8%～11%，低渗透油藏控制在6%左右。
（6）采出程度：地质储量采出程度：油田（或区块）的累积产油量占地质储量的百分数。
可采储量采出程度：油田（或区块）的累积产油量占可采储量的百分数。
2、注水井生产动态指标（1）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。
◆相对吸水量：在同一压力下，某小层吸水量占全井吸水量的百分数。
用来表示各小层相对吸水能力。
（2）吸水强度：单位有效厚度单位注水压差的日注水量。
（3）注水井利用率（或开井率）：按月计算，注水井开井总数占注水井总数之比。
开井数是指当月连续注水时间不小于24h的井数。
（4）分层注水合格率：分层注水井测试合格层段数与分注井测试层段数之比。
（5）吸水指数：单位注水压差的日注水量，单位是m3/(d.Mpa)。
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。
油藏工程水驱
求：地质储量，画出水驱曲 o/ Boi =7934×10.17×0.26×0.837×0.86/1.22 =12543吨 基本水驱曲线 100000 甲型水驱曲线 10000
累积产水量
1000 100 10 0 2000 4000 累积产油量 6000 8000
与N及μo/μw有关，它们越大，A2越大
C De
cSwc
cS oi B2 2.303 N
B2与N有关，N越大，B2越小
• 甲型水驱曲线也可写成：
lg(Wp C) A2 2 Ro
cS oi 2 B2 N 2.303
•lg(Wp+C)~Np呈直线，随含水上升和Wp增加，C的影 响减小，中后期半对数图上可得直线。 C的确定 在研究数值范围内取Np1、Np3，然后计算其中点 由Np2查的Wp2(生产数据表 ） N p1 N p 3 N p2 求C值 2 2 W p1 W p 3 W p 2 C W p1 W p 3 2W p 2
N p S oi N
Np o Bo w 1 WOR expc S wc S oi o Bo w d N
取对数
cN p Soi o Bo w cSwc lgWOR lg do Bo w 2.303 2.303N
• 影响因素：相渗曲线：c,d,Swc,Sor；
非均质性越严重直线段出现越晚； 原油粘度越大直线段出现越晚
• 甲乙型水驱曲线比较
–甲型Np、Wp规律性较强，而WOR为瞬时 指标，变化多 –甲型变化缓慢，直线段出现晚，难判断 –两条曲线互用，可判断直线段出现时间
例：大庆油田511井组小井距注水开发实验区， 511井控制含油面积A=7934 m3，he=10.17 m, ф=0.26, soi=0.837,Swc=0.163, μo=0.7cp, Boi=1.122, Bw=1.0,γo=0.86, γw=1.0。其它的生 产数据见表。
注水名词解释
含水率油井日产水量6及日产液量6之比叫含水率（仁），亦叫含水百分数, 可用下式计算；fF含水上升率每采出1%的地质储量含水率的上升值叫含水上升率。
它是评价油田开发效果的重要指标。
含水上升率越小，油田开发效果越好。
可按下式计算:I NW=式中：1“一含水上升率，%;f/一阶段末、初含水率之差；R—阶段末、初釆出程度之差。
存水率未采出的累积注水量及累积注水量之比叫存水率。
它是衡量注入水利用率的指标，存水率越高，注入水的利用率越高。
计算公式为：W f=式中：w£—存水率，%；Wi—累积注水量，m3；W p—累积产水量，m3o注水开发油田的三大矛盾非均质多油层油田注水开发时，由于油层性质存在层间、平面、层内三大差异，导致注入水在各油层各方向不均匀推进，使油水关系复杂化，影响油田开发效果，这就是所说的注水开发油田的三大矛盾一一层间矛盾、平面矛盾及层内矛盾。
解决三大矛盾的关键是认识油水运动的客观规律，因势利导，采取不均匀开采，接替稳产，以及不断进行调整挖潜等方法，使各类油层充分发挥作用。
层间矛盾指非均质多油层油田，由于各油层岩性、物性和储层流体性质不同，造成各油层在吸水能力、水线推进速度、地层压力、出油状况、水淹程度等方面的差异，形成相互制约和干扰，影响各油层、尤其是中低渗透率油层发挥作用，这就是所说的层间矛盾。
层间矛盾是影响油田开发效果的主要矛盾。
大庆油田在开发实践中创造的分层开采技术、油层压裂改造技术、层系及注采系统调整等，就是解决这个矛盾的有效方法。
平面矛盾由于油层性质在平面上的差异，引起注水后同一油层的各井之间地层压力有高有低，见水时间有早有晚，含水上升速度有快有慢，因而相互制约和干扰，影响油井生产能力的发挥，这就是平面矛盾。
解决平面矛盾除采用分层开采工艺技术外，打加密调整井进行注釆系统调整，采取堵水、压裂等措施都是行之有效的方法。
层内矛盾指同一油层在纵向上性质的差异，造成注入水在油层内垂向上的不均匀分布和推进，影响油层水洗厚度和驱油效率的提高。
水驱效果评价
累积注水量的评价标准
累积注水量 评 语
<1.5PV 1.5-2PV 2-2.5PV 2.5-3PV >3PV 好 较好 中等 较差 差
8、能量的保持水平和能量的利用程度 、
地层能量的保持水平主要反映在地层压力的保持程 度及该地层压力水平下是否满足排液量的需要。 度及该地层压力水平下是否满足排液量的需要。合理 的地层压力水平不仅可以取得较高的采收率，而且降 的地层压力水平不仅可以取得较高的采收率， 低了注水开发的难度。地层压力高，要求高的注入压 低了注水开发的难度。 地层压力高， 力并且注水设备具有高的承压能力， 力并且注水设备具有高的承压能力，这使得注水工艺 变得复杂；地层压力低，虽然易于注水， 变得复杂； 地层压力低， 虽然易于注水， 但是当地层 压力低于饱和压力进入溶解气驱时， 压力低于饱和压力进入溶解气驱时，可能会使得原油 采收率降低。 采收率降低。
应 用 范 围 （ 油水粘度比 ） 计算公式
a = 19 . 16 ln µ
1.5——3.5
r
− 31
r
D = 30 , 37 − 18 . 46 ln µ
a =
D
−
=
ln
ln
µ
r
8 . 407 + 0 . 10464
3.5——50
23 . 1729 µ r + 2 . 2517
a
>50
=
0 . 66
式中： 含水率， 式中：——含水率，小数； 含水率 小数； R——采出程度，小数； 采出程度，小数； 采出程度 Rm——最终采出程度，小数； 最终采出程度， 最终采出程度 小数； 与油水粘度相关的统计常数， a、D——与油水粘度相关的统计常数，小数。 与油水粘度相关的统计常数 小数。
油田开发动态分析主要技术指标及计算方法
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。
开发指标计算说明
(当年12月份用核实的年产量)
综合含水、气油比
综合含水=井口月产水量／井口月产液量*100％ 综合气油比＝井口月产气量／井口月产油量 见水井:油井含水率达到0.1%及其以上的井为见水井。 开井率=（油水井开井数/油水井总井数）*100% 采油时率=（生产时间/总井数）*100%
注采比
累积亏空＝井口累积产油量*原油体积系数／原油比重＋井口累积产水量－累积注水量
亏空符号为“+”，不亏空符号为“-”。 产气量：指油井产出的原油溶解气量。不包括气层气和气井气量
综合递减、自然递减
1－n月老井产油量综合递减率＝（A*T－（B－C））／ （A*T）*100＝（1－（B－C）／（A*T））*100 1－n月老井产油量自然递减率＝（A*T－（B－C － D ））／ （A*T）*100＝（1－（B－C － D）／（A*T））*100 式中：A：上年未按标定的老井日产水平；T：1－n月天数， A*T为1－n月老井应产油量。B：1－n月实际总产油量（包 括去年老井和今年新井的总产油量）。C：1－n月投产的 新井，D：1-n月老井措施年增产量。
月增油量计算法
1.措施前日产油=完工日期前一个月的日产油量*完工日期前一个月的输差 完工日期前一个月的日产油量=完工日期前月累积产油量/当月的累积生产天数
2.措施后的日产油=（完工日期后本月的累积日产油量/完工日期后本月的累积生产天数）*本月 输差 3.措施后日增油量=措施后的日产油-措施前日产油 4.措施月增油量=措施后日增油量*当月生产天数 说明：如一口井本月多种措施都有增油量，即按计算公式措施都有增油量，那么取增油量最大的 措施记为本月有效措施及月增油，其它措施月增油记为0;如本月有多种措施都有月增油，并 且月增油量相等，那么取先完工的记为有月增油，其它措施月增油为0,如果完工日期为同一 天，月增油量相同，有压裂、补孔、酸化等多种措施的，那种措施优先由各厂根据措施设计 和侧重填优先，计算月增油的情况，只记一次，其它措施月增油为0。
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%。
油藏工程名词解释.
成后再利用批产结果合成每个小层的开发数据，根据指标的
匹配情况进行不断修正，直到最终获得较为合理的指标。
油藏开发方面的相关概念
14、油水井井控面积及地质储量计算
油水井单井控制面积计算方法：比较简便的方法 是以计算井为中心与周围所有油水井进行连线，相同 井别之间在连线正中间画点，油井与水井之间在距油 井1/3处画点，最后将所有的点连线即获得该井的控制
油藏开发方面的相关概念
2、储采比：油田年初剩余可采储量与当年产油量之比。 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
油藏开发方面的相关概念
油藏工程常用名词解释
油藏开发方面的相关概念
1、剩余可采储量采油速度：油田年产油量占剩余可采 储量的百分数。 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，计算该油藏的剩余可 采储量采油速度。
剩余可采储量采油速度 = 年产油 / （可采储量 - 累积产
油量）=2/（45-30）*100=13.3%
面积，该面积内的地质储量即为该井的控制储量。但
实际单井控制面积的计算较为复杂，要充分考虑油层
平面的非均质性、压力分布等因素。
油藏开发方面的相关概念
油藏开发方面的相关概念
15、日油能力和日油水平的区别
日油能力是阶段产油量除以油井该阶段的实际生产天数。 日油水平是阶段产油量除以该阶段的日历天数。 日油能力扣除了倒井、停电等其它因素对油井生产时率 的影响，反映了油井或区块的生产能力，而日油水平只表
示某一阶段内平均每天的产油量。
水驱储量控制程度等指标计算方法
(本计算方法以内部核算地质储量为基础)1、水驱储量控制程度指在现有注采井网条件下的人工水驱控制地质储量与动用地质储量之比，用百分数表示。
具备条件的以断块为单元统计，分别统计汇总到区块。
区块水驱储量控制程度=所有断块水驱控制地质储量之和/区块动用地质储量×100%。
区块长停井影响水驱储量控制程度=断块长停井控制地质储量之和/区块动用地质储量×100%。
水驱控制地质储量=断块总的注水开发地质储量×注采连通程度长停油水井损失地质储量=长停油水井控制地质储量×注采连通程度（1）注水开发地质储量指断块内直接受注采井网控制的地质储量。
注水地质储量采用以下方法确定：①注采井网相对完善、平面上分布均匀、油水井数比小于或等于3的断块，其动用地质储量即为注水开发地质储量。
②注采井网不完善、油水井数比大于3的断块，其注水地质储量按注水井实际控制区域计算。
具体计算方法为：注水开发地质储量=一线采油井及二线受效井受益采油井连线的闭合面积×闭合面积内油水井油层平均有效厚度×所在开发单元的单储系数。
（2）注采连通程度指现有井网条件下与注水井连通的采油井射开层的有效厚度与井组内采油井射开层的总有效厚度之比。
具体计算方法为：注采连通程度=与注水井连通的采油井射开层的有效厚度/射开层的总有效厚度×100%。
（3）长停油水井损失的注水开发地质储量具体计算方法为：注水开发断块内长停井单井控制地质储量之和(以井距一半计算地质储量)。
长停井指连续停产6个月以上。
（油井连续停产6个月以上，水井连续停注6个月或因压力高达不到配注要求停注3个月以上)。
2、水驱储量动用程度采油井中产液厚度与注水井中吸水厚度占射开总厚度之比，用百分数表示。
计算时，尽可能利用所有测试水井的吸水剖面资料和所有测试油井的产液剖面资料。
计算方法为：水驱储量动用程度1＝（∑水井吸水厚度+∑油井产液厚度）/（∑水井射开厚度+∑油井射开厚度）(纯吸水厚度)水驱储量动用程度2＝（∑水井吸水层厚度+∑油井产液层厚度）/（∑水井射开层厚度+∑油井射开层厚度）(吸水层厚度)水驱储量动用程度统计要考虑因压力高不能正常注水、未测试吸水剖面的注水井，具体要求：∑水井射开厚度要把因压力高不能正常注水井的厚度统计在内，其吸水厚度视为零。
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(本计算方法以内部核算地质储量为基础)
1、水驱储量控制程度
指在现有注采井网条件下的人工水驱控制地质储量与动用地质储量之比，用百分数表示。
具备条件的以断块为单元统计，分别统计汇总到区块。
区块水驱储量控制程度=所有断块水驱控制地质储量之和/区块动用地质储量×100%。
区块长停井影响水驱储量控制程度=断块长停井控制地质储量之和/区块动用地质储量×100%。
水驱控制地质储量=断块总的注水开发地质储量×注采连通程度
长停油水井损失地质储量=长停油水井控制地质储量×注采连通程度
（1）注水开发地质储量指断块内直接受注采井网控制的地质储量。
注水地质储量采用以下方法确定：
①注采井网相对完善、平面上分布均匀、油水井数比小于或等于3的断块，其动用地质储量即为注水开发地质储量。
②注采井网不完善、油水井数比大于3的断块，其注水地质储量按注水井实际控制区域计算。
具体计算方法为：
注水开发地质储量=一线采油井及二线受效井受益采油井连线的闭合面积×闭合面积内油水井油层平均有效厚度×所在开发单元的单储系数。
（2）注采连通程度指现有井网条件下与注水井连通的采油井射开层的有效厚度与井组内采油井射开层的总有效厚度之比。
具体计算方法为：注采连通程度=与注水井连通的采油井射开层的有效厚度/射开层的总有效厚度×100%。
（3）长停油水井损失的注水开发地质储量具体计算方法为：注水开发断块内长停井单井控制地质储量之和(以井距一半计算地质储量)。
长停井指连续停产
6个月以上。
（油井连续停产6个月以上，水井连续停注6个月或因压力高达不到配注要求停注3个月以上)。
2、水驱储量动用程度
采油井中产液厚度与注水井中吸水厚度占射开总厚度之比，用百分数表示。
计算时，尽可能利用所有测试水井的吸水剖面资料和所有测试油井的产液剖面资料。
计算方法为：
水驱储量动用程度1＝（∑水井吸水厚度+∑油井产液厚度）/（∑水井射开厚度+∑油井射开厚度）(纯吸水厚度)
水驱储量动用程度2＝（∑水井吸水层厚度+∑油井产液层厚度）/（∑水井射开层厚度+∑油井射开层厚度）(吸水层厚度)
水驱储量动用程度统计要考虑因压力高不能正常注水、未测试吸水剖面的注水井，具体要求：∑水井射开厚度要把因压力高不能正常注水井的厚度统计在内，其吸水厚度视为零。
(相对吸水量下限5%为参考值，综合历次吸水情况具体问题具体分析)
3、分注率
指分注井总井数(包括油套、同心管分注井)与注水井总井数的比值。
(报废井不参与统计)
说明：（1）注水井总井数中不含报废井；
（2）分注井指为实现分层注水的地质目的而下入分注管柱的注水井，不包括工程上为保护套管或卡封层的井。
4、分层测试率
分层测试井数/分层注水井数(不包括油套、同心管分注井)×100%；分层测试井数是指在1年之内测试的井数。
5、分注井测调周期
分注井连续两次测调间隔时间称为注水井测调周期。
油田或区块平均测调
周期计算公式：
年平均测调周期(月)=12/(一年之内分层测试井次/分层测试井数)
半年平均测调周期(月)=6/(半年之内分层测试井次/分层测试井数)
(新分注井测试调配工作量统计在内)。
6、分注合格率
指分注井经分层测试证实合格的注水总层段数与分层测试的注水总层段数的比值。
分注合格率=分注井测试合格层段数/测试总层段数×100%。
测试合格层段：层段注水量与地质方案配注水量误差不超过正负30%的层段。