油田开发动态分析主要技术指标及计算方法.docVIP

指标及计算方法 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/A0 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。 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。 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。 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。 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。 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 核实产水量 核实产水量用井口产水量和输差计算。qwr=qww(1-K) 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=(100*qwr)/(qwr+qor) -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，努力控制好成本，争取获得较好的经济效益。 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。 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。 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。 VD=qoa/N*100 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。 储采平衡系数 当年增加可采储量与当年产油量的比值。 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。VK=qoa/NR*100 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。 采出程度 油田或区块的累计产油量占地质储量的百分数。 RD=NP/N*100 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%