《水驅(qū)油藏評價》

油藏動態(tài)分析方法－基本理論及效果評價第一部分水驅(qū)油藏的基本理論第二部分水驅(qū)油藏開發(fā)效果評價方法第三部分油田動態(tài)分析主要內(nèi)容

第一部分水驅(qū)油藏的基本理論一、相關(guān)概念的介紹飽和壓力--溶解在原油中的天然氣剛剛開始分離時的壓力。

基準(zhǔn)面壓力--在油田開發(fā)過程中，為了正確地對比井與井之間的力高低，把壓力折算到同一海拔深度進(jìn)行比較，相同海拔深度壓力稱基準(zhǔn)面壓力。

壓力系數(shù)--指原始地層壓力與靜水柱壓力的比值。

總壓差--目前地層壓力與原始地層壓力的差值。

采油壓差--目前地層壓力與流壓的差值。

流飽壓差--指流壓與飽和壓力的差值。

地飽壓差--指目前地層壓力與飽和壓力的差值。流度比--定義為驅(qū)替液的流度與被驅(qū)替液(原油)的流度之比二、幾個重要的問題什么叫油藏工程油藏工程設(shè)計包括的主要內(nèi)容油藏的驅(qū)動方式有哪些開發(fā)層系的劃分與組合井網(wǎng)井距的選擇注水時機(jī)的確定目前注水方式有哪些五敏性研究的簡單介紹油藏工程：

是一門認(rèn)識油藏，運(yùn)用現(xiàn)代綜合性科學(xué)技術(shù)開發(fā)油氣藏的學(xué)科。它不僅是方法學(xué)，而且是帶有戰(zhàn)略性的指導(dǎo)油田開發(fā)決策的學(xué)科。

油藏工程的主要任務(wù)：

從整體上認(rèn)識和控制油氣藏，綜合分析來自油藏地質(zhì)、油藏物理、測井和試井等方面的成果，結(jié)合油氣藏的實際生產(chǎn)資料，對油氣藏中發(fā)生的各種變化從開發(fā)的角度進(jìn)行評價、作出預(yù)測，并根據(jù)這種預(yù)測提出相應(yīng)的技術(shù)措施，以提高油氣藏的采收率。1、什么叫油藏工程2、油藏工程設(shè)計包括的主要內(nèi)容油田開發(fā)方案報告編寫油田勘探開發(fā)程序油藏評價開發(fā)層系劃分與組合井網(wǎng)與注水方式復(fù)雜油田開發(fā)油田開發(fā)調(diào)整3、油藏的驅(qū)動方式有哪些

在自然地質(zhì)條件和開采條件下，在油藏中驅(qū)油的力一般有以下幾種：（1）油藏中流體和巖石的彈性能。（2）溶解于原油中的天然氣膨脹能。（3）邊水和底水的壓能和彈性能。（4）氣頂氣的膨脹能。（5）重力能。（6）人工注水注氣的壓能和彈性能量。驅(qū)動方式：油藏中驅(qū)動流體運(yùn)移得動力能量的種類及其性質(zhì)。不同的能量方式?jīng)Q定了油藏的開采方式，開采特征、采收率、布井方式等油藏的重要措施。形成條件：沒有邊底水，無氣頂，無注水，地層壓力大于飽和壓力。彈性驅(qū)動能量釋放：地層壓力降低，油藏巖石和流體釋放能量。適用油藏：封閉油藏、斷塊油藏，一般油藏再地飽壓差比較大的開發(fā)前期（應(yīng)該注意油藏巖石物性的改變）。在海上油田和復(fù)雜地貌及注水條件差的地方采用。油藏壓力不斷降低日產(chǎn)油量不斷降低瞬時生產(chǎn)氣油比不變一般處于無水采油期，變化很小溶解氣驅(qū)形成條件：沒有邊底水，無氣頂，無注水，地層壓力等于飽和壓力。能量釋放：地層壓力降低，原油脫氣，氣體膨脹，釋放能量。適用油藏：封閉油藏、斷塊油藏，一般油藏再地飽壓差比較大的開發(fā)前期（應(yīng)該注意油藏巖石物性的改變）。在海上油田和復(fù)雜地貌及注水條件差的地方采用。油藏壓力不斷降低日產(chǎn)油量不斷降低瞬時生產(chǎn)氣油比變化劇烈一般處于無水采油期，變化很小ABCDA：開始溶解氣驅(qū)B：氣體開始運(yùn)移達(dá)到可動氣飽和度C：氣體的脫出速度達(dá)到最大D：氣體的脫出速度逐漸的減小水壓驅(qū)動水壓驅(qū)動分剛性水驅(qū)和彈性水驅(qū)形成條件：油層與邊水或底水相連通；水層有露頭，且存在著良好的供水水源，與油層的高差也較大；油水層都具有良好的滲透性；油水區(qū)之間連通性較好?；蛘咦⑺_發(fā)當(dāng)注采比為1時。能量釋放：邊底水依靠重力作用的侵入。產(chǎn)液速度等于水侵入的速度或者注水的速度。適用油藏：適用于有敞開供水系統(tǒng)的油藏，或者一般注水開發(fā)油藏。油藏壓力不降低日產(chǎn)油量見水前保持不變，見水后不斷降低，液量保持不變瞬時生產(chǎn)氣油比不變見水后，含水迅速上升條件油水的粘度相同彈性水壓驅(qū)動形成條件：有邊水，但其活躍程度不能彌補(bǔ)采液量，一般邊水無露頭，或有露頭但水源供給不足；采用人工注水時，注水速度小于采液速度。能量釋放：含油區(qū)和含水區(qū)壓力降低而釋放出的彈性能量進(jìn)行開采，但是相比之下，水區(qū)的彈性能量釋放的要多于含油區(qū)能量釋放。適用油藏：適用于無敞開供水系統(tǒng)的油藏，或者一般注水開發(fā)油藏。油藏壓力不斷降低，速度慢日產(chǎn)油量見水前緩慢下降，見水后降低迅速，液量逐漸下降瞬時生產(chǎn)氣油比不變見水后，含水迅速上升氣壓驅(qū)動分剛性氣驅(qū)和彈性氣驅(qū)兩種氣壓驅(qū)動形成條件：有良好的氣源供給，氣頂壓力不變，或者注氣保持壓力。無邊底水，無人工注水，地層壓力等于飽和壓力。能量釋放：依靠氣頂?shù)呐蛎涷?qū)油，或者注入氣體的能量驅(qū)油。適用的油藏：具有無限大的氣頂，氣頂?shù)膲毫δ軌虮３植蛔儭１苌溆蛯拥牡撞勘３指鱾€部位采出量均衡控制生產(chǎn)壓差和采油速度注水的部位要根據(jù)具體的情況分析油藏壓力不降低日產(chǎn)油量見氣前保持不變，見氣后先上升后下降瞬時生產(chǎn)氣油比逐漸升高基本處于無水采油期彈性氣驅(qū)形成條件：有較大氣頂，但是氣頂?shù)哪芰坎蛔?，或者注氣不能保持壓力。無邊底水，無人工注水，地層壓力等于飽和壓力。能量釋放：依靠氣頂?shù)呐蛎涷?qū)油，或者注入氣體的能量驅(qū)油。適用的油藏：具有較大的氣頂，氣頂?shù)膲毫Σ荒鼙３植蛔?。油藏壓力逐漸降低日產(chǎn)油量逐漸瞬時生產(chǎn)氣油比逐漸升高基本處于無水采油期是否氣頂?shù)呐蛎浟康扔诓沙鲇土康捏w積？重力驅(qū)動形成條件：無邊底水，無人工注水，無氣頂，只有重力在起作用。能量釋放：依靠重力，形成壓差，驅(qū)動流體運(yùn)移。適用的油藏：油層具備傾角大、厚度大及滲透率好等條件。4、開發(fā)層系的劃分與組合概念：將性質(zhì)相同或者相似的油層組合在一起，采用單獨一套井網(wǎng)進(jìn)行開發(fā)，并在此基礎(chǔ)之上進(jìn)行生產(chǎn)規(guī)劃，動態(tài)研究和調(diào)整，以便于更好的開發(fā)各種儲層。為什么進(jìn)行開發(fā)層系的劃分？各個油層之間具有差異。1河流相儲層，沉積相變化復(fù)雜，導(dǎo)致形成的油藏不同，不同的油藏開采機(jī)理，驅(qū)動方式都不同，需要分層系進(jìn)行開發(fā)。2即使油藏類型相同，不同層系之間的油水關(guān)系可能不同。3各個油層的油氣水性質(zhì)，地層壓力可能不同。。4儲油層的物性有差別，主要體現(xiàn)在油砂體的幾何形態(tài)、分布面積，滲透率上。實際上即使劃分在同一套開發(fā)層系內(nèi)的油層的差別液是存在的，在開發(fā)的中后期就會表現(xiàn)出來。因為對于滲透率不同的油層編制在同一套開發(fā)方案中時，滲透率的計算是按各個油層厚度的加權(quán)平均計算得到的，因此這樣得到的井距、排距、生產(chǎn)壓差等參數(shù)都主要是反映主力油層的。油層見水以后，井底壓力主要反映的是高滲透層的數(shù)值，低滲透層位需要的井底壓力更低，產(chǎn)生層間的干擾。油層間差異性產(chǎn)生的原因：主要是非均質(zhì)性的問題相關(guān)概念：各向同性，各向異性非均質(zhì)性：在空間的任一位置上，參數(shù)性質(zhì)都具有各向異性。分為宏觀非均質(zhì)和微觀非均質(zhì)。垂向非均質(zhì)和平面非均質(zhì)。主要講宏觀非均質(zhì)性，即儲層的非均質(zhì)性，例如孔隙度、砂層厚度、滲透率等參數(shù)，其中主要指滲透率的分布。根據(jù)以上參數(shù)將儲層分為3類；對于厚度分布，可以做出有效砂層系數(shù)（有效厚度/砂層厚度）來表明平面的非均質(zhì)性，做出等值線分布圖。在開發(fā)上所用的滲透率非均質(zhì)變異系數(shù)的統(tǒng)計計算方法不同與地質(zhì)上的方法，在開發(fā)上一般有Dystra-Parsons方法和Lorenz系數(shù)L方法。

多油層油田當(dāng)具有下列地質(zhì)特征時，不能夠用一套開發(fā)層系開發(fā)：

a．儲層巖性和特性差別較大，因為滲透率的差異程度是影響多油層油田開發(fā)效果的根本原因。

b．油氣的物理化學(xué)性質(zhì)不同。如原油粘度的差別，將造成注水開發(fā)時油水流度比差別大、使得油井過早見水，無水采油期短；

C．油層的壓力系統(tǒng)和驅(qū)動方式不同；

d．油層的層數(shù)太多，含油層段過大。5、井網(wǎng)井距的選擇井網(wǎng)油田的開發(fā)井網(wǎng)，主要受油層物性、原油性質(zhì)、采油工藝和國家對采油速度的要求等因素所控制。合理的井網(wǎng)部署對提高儲量動用程度和采收率非常重要。國內(nèi)外斷塊低滲砂巖油田的開發(fā)實踐證明：采用正方形井網(wǎng)均獲得了較好的開發(fā)效果。正方形面積注水井網(wǎng)，不僅適應(yīng)平面調(diào)整，還具有調(diào)整井網(wǎng)和注采系統(tǒng)的靈活性。井距井距確定的原則a.有效地控制和動用絕大多數(shù)的油層和儲量；b.在水驅(qū)開發(fā)條件下，保證有較高的注水波及系數(shù)；c.能夠滿足一定的采油速度和穩(wěn)產(chǎn)年限的要求；d.要有較好的經(jīng)濟(jì)效益。

合理井網(wǎng)密度是指油田的最終產(chǎn)值與油田的總投資的差額達(dá)到最大值時的井網(wǎng)密度。計算公式如下：af=ln(N×B×ED×a/(A0×b))+2lnf式中：a——反映地質(zhì)因素對井網(wǎng)密度影響程度的常數(shù);ED——驅(qū)油效率，f;f——井網(wǎng)密度，ha/well;N——原油地質(zhì)儲量，104t;B——原油銷售價格，元/t;b——平均單井總投資額，104元;A0——開發(fā)區(qū)含油面積，ha;常數(shù)a由以下經(jīng)驗公式獲得：

a=0.0893-0.0208logko/цo式中ko——有效滲透率,um2цo——原油地下粘度，mPa.s;6、注水時機(jī)的確定根據(jù)注水相對于開發(fā)的時間，分為早期、中期、晚期注水。早期注水開采初期即注水，保持地層壓力處于飽和壓力以上。優(yōu)點：能量足，產(chǎn)量高、不出氣，調(diào)整余地大。缺點：初期投資大，風(fēng)險大，投資回收的時間比較長。適用油藏：地飽壓差小，粘度大，要求高速開發(fā)的油藏。晚期注水開發(fā)后期，利用天然能量以后注水，即在溶解氣驅(qū)以后水驅(qū)。優(yōu)點：初期投資小，天然能量利用的比較充分。缺點：地層原油脫氣以后，粘度升高，降低水驅(qū)開發(fā)的效果。采油速度低。適用油藏：天然能量比較好，溶解氣油比高，油藏比較小，注水受到限制。中期注水初期采用天然能量，在地層壓力降低到稍微低于飽和壓力以后注水。優(yōu)點：既能利用天然能量，又能保證水驅(qū)的開發(fā)效果，投資回收也較早。缺點：界限不好把握。適用油藏：地飽壓差大，油層物性好。油藏在開發(fā)到什么程度以后進(jìn)行注水開發(fā)，即注水時機(jī)的問題？1天然能量的大小，以及在開發(fā)中的作用。例如邊水充足，地飽壓差大。2油藏的大小，以及對產(chǎn)量的要求。例如小斷塊油藏和整裝大油田。3油田的開采方式。例如自噴生產(chǎn)和機(jī)械抽油的要求就不同。4經(jīng)濟(jì)效益論證。尤其對于海上的油氣藏的開發(fā)。注水時機(jī)的選擇與原油粘度的關(guān)系

(1)Egbogah給出了計算壓力小于或等于飽和壓力的脫氣原油的粘度：

(2)Beggs和Robinson給出了含溶解氣的原油與脫氣原油粘度之間的關(guān)系：

(3)當(dāng)壓力高于飽和壓力時，Vazques和Beggs給出了下式：7、目前注水方式有哪些邊緣注水切割注水（行列注水）面積注水不同注水方式下面積波及系數(shù)的說明（流度：有效滲透率除以流體粘度）影響波及系數(shù)的因素8、五敏性研究的簡單介紹（曙三區(qū)杜21塊）巖石的陽離子交換容量和粘土膨脹試驗，繪制成的水敏性評價曲線結(jié)合X－衍射粘土礦物分析資料看出，該塊儲層為中等偏弱水敏，膨脹率平均2.3%，其中主力油層組杜Ⅱ組粘土膨脹率為3.25%。通過巖心速敏性曲線可以得出該油藏為中等偏強(qiáng)，臨界注入速度為0.76ml/min，最大注水強(qiáng)度為5.4m3/m?d。鹽敏試驗結(jié)果表明儲層臨界礦化度為2500-5000mg/L,注入水礦化度不低于2500mg/L。通過巖心堿敏性評價實驗報告得出該油藏屬中等偏弱堿敏，注入水PH值應(yīng)小于8.5。巖石酸敏實驗表明該油藏屬強(qiáng)酸敏。

第二部分水驅(qū)油藏開發(fā)效果評價方法油田開發(fā)效果評價就是在及時正確地掌握油藏動態(tài)變化并進(jìn)行系統(tǒng)分析的基礎(chǔ)上對開發(fā)對策進(jìn)行綜合評價,總結(jié)經(jīng)驗,吸取教訓(xùn),深化油藏開發(fā)規(guī)律認(rèn)識,預(yù)測油藏開發(fā)變化趨勢和開發(fā)指標(biāo),進(jìn)而制定出切合油藏實際的技術(shù)經(jīng)濟(jì)政策和調(diào)整措施,以指導(dǎo)油藏更加合理的開發(fā)。涵蓋的主要內(nèi)容一、采收率大小評價二、綜合含水評價三、耗水量大小評價四、注水利用率評價五、注水波及體積評價六、井網(wǎng)適應(yīng)性及油水井利用情況評價一、采收率大小評價

1、經(jīng)驗公式法

遼河經(jīng)驗法ER=-0.177175+0.114852lg(K/μ0)+0.001142f+1.075302φ適用條件：K――滲透率，范圍30~5000×10-3μm2；

φ――孔隙度，范圍15~30%；

μ0――地層原油粘度，范圍＜30mPa.s；

f――井網(wǎng)密度，口/km2。經(jīng)驗公式1（SY-5367-89）ER=0.2719lgK-0.1355lgμ0-0.1538φ-0.001144h+0.25569Swi+0.001144h適用條件：原油性質(zhì)，油層物性好油藏h――有效厚度，m；Swi――地層束縛水金屬飽和度，f0。經(jīng)驗公式6（SY-5367-89）ER=0.3745-0.0043μ0適用條件：K=101~400×10-3μm2；經(jīng)驗公式7（SY-5367-89）ER=0.214289(K/μ0)0.1315適用條件：K=20~5000×10-3μm2；

μ0=0.5~76mPa.s。油氣委儲辦1995年根據(jù)我國大度、勝利、遼河、大港、中原、華北六大油區(qū)150個水驅(qū)開發(fā)單元得到經(jīng)驗公式：ER=0.05842+0.08461lg(K/μ0)+0.3464φ+0.003871f根據(jù)標(biāo)志芳、俞啟泰提出的經(jīng)驗公式：ER=0.6911×[0.5757-0.1157lgμR+0.003753lgK]式中：μR――油水粘度比。2、水驅(qū)特征曲線法LgWp=a+bNpNp={lg[0.4343/b(fW/(1-fW))]-a}/b式中：Np――累積產(chǎn)油量，104t；

Wp――累積產(chǎn)水量，104m3；b――統(tǒng)計常數(shù)；fW――綜合含水，%。運(yùn)用經(jīng)驗公式：NP=[Lg(21.283/b）-a]/bER=NP/N計算得油藏含水達(dá)到98%時，曙四區(qū)水驅(qū)采收率為44.6%。3、無因次注入采出法ER＝(a2-a1)/(b1-b2)ln(Wi/Wp)=a1+b1Rln(Wp/Np)=-a2+b2R4、衰減曲線法衰減曲線法適用于處于遞減階段的各種類型油藏，應(yīng)用統(tǒng)計的油田產(chǎn)量遞減規(guī)律，外推到產(chǎn)量為0時累積產(chǎn)油量(即油田技術(shù)可采儲量)，總可采儲量還須加上開始遞減前的累積產(chǎn)油量。產(chǎn)量衰減曲線模型為：Np?Δt=aΔt-b油田技術(shù)可采儲量NR1=a總可采儲量NR=NR1+Np1油田技術(shù)可采儲量NR1=a=238.0553總可采儲量NR=NR1+Np1=238.0553+249.4234=487.4787二、綜合含水評價根據(jù)童憲章對水驅(qū)油藏含水率fw、采出程度和最終采收率統(tǒng)計關(guān)系如下：lg［fw/(1-fw)］＝7.5(R-ER)+1.69式中：fw—綜合含水，%；

R—采出程度，%；

ER—水驅(qū)采收率，%。由上式得童氏標(biāo)準(zhǔn)圖版，將曙四區(qū)實際數(shù)據(jù)代入圖中可見，綜合含水變化不穩(wěn)定，采出程度在5.0%以內(nèi)時，曲線在采收率30%線上發(fā)展，82年以后，斷塊進(jìn)行井網(wǎng)加密調(diào)整，使綜合含水控制在40%左右；87年斷塊再次進(jìn)行井網(wǎng)調(diào)整，同時在部分?jǐn)鄩K采取了提液措施，在保證了斷塊年產(chǎn)油量上升的同時，綜合含水同時上升較快；97年開始，曙四區(qū)隨開發(fā)時間的延長，同時部分調(diào)整井的投產(chǎn)以及油水井措施的開展，斷塊綜合含水出現(xiàn)下降的趨勢。近年來含水下降的原因有：1、曙四區(qū)油藏埋藏淺，油層膠結(jié)疏松，生產(chǎn)條件差，一半油井出砂越來越嚴(yán)重，排液量小，影響了含水上升速度；2、近年來采取了穩(wěn)油控水措施，即調(diào)整水井配注量以及油井堵水措施；3、生產(chǎn)制度的改變以及部份調(diào)整井的投產(chǎn)在一定程度上緩解了斷塊含水上升速度。三、耗水量大小評價四、注水利用率評價1、存水率與采出程度關(guān)系評價

根據(jù)無因次注入、采出關(guān)系曲線，推導(dǎo)出排出曲線關(guān)系式：

ln(Wp/Wi)=Ai+BiR式中：Ai=a2-a1；

Bi=b2-b1

其中：a2，a1，b2，b1無因次注入采出曲線的截距和斜率；

Wp/Wi――排水率存水率理論公式為：Ei=1-e(-1.5658+0.0343R)階段存水率：階段存水率是衡量某一階段注水利用率的指標(biāo)，也是衡量階段注水開發(fā)油田水驅(qū)開發(fā)效果的指標(biāo)，階段存水率越高，該階段注入水的利用率就越高，階段水驅(qū)開發(fā)效果也就越好。根據(jù)階段存水率定義和甲型水驅(qū)曲線，經(jīng)推導(dǎo)整理可得到階段存水率公式：2、存水率與油水粘度比關(guān)系評價

注水油田存水率與油水粘度比有如下關(guān)系：Ei=Ae－0.127lnμR式中：Ae―――統(tǒng)計常數(shù)統(tǒng)計常數(shù)表RR（%）406080Ae1.0920.9980.718在可采儲量采出程度60%以前，實際點基本與理論點重合，說明注水利用率正常，在向80%增大時，實際點在對應(yīng)曲線上方，說明注水利用率有變好趨勢。3、注水倍數(shù)與采出程度及流度關(guān)系評價

相關(guān)概念：地層系數(shù)--地層有效厚度與有效滲透率的乘積。流度--地層系數(shù)與地下原油粘度的比值。

注入孔隙體積倍數(shù)--就是注入孔隙介質(zhì)流體的體積與孔隙介質(zhì)之孔隙體積的比值。據(jù)統(tǒng)計，油田的注入孔隙體積倍數(shù)與采出程度在半對數(shù)座標(biāo)紙上呈一直線關(guān)系，其關(guān)系式：lnVn=a+bR式中：Vn―――注入孔隙體積倍數(shù)；a、b――統(tǒng)計常數(shù)又根據(jù)統(tǒng)計公式：R＝Av+Bvln(k/μo)式中：K―――空氣滲透率10-3μ2；μo―――地下原油粘度mPa.s；Av、Bv――統(tǒng)計常數(shù)。統(tǒng)計常數(shù)表注入倍數(shù)Vn0.20.51.012.5Av8.5813.0516.7322.80Bv2.823.894.575.29將曙四區(qū)實際資料及按統(tǒng)計公式預(yù)測值點入圖版中，由圖中可見，在注入孔隙體積倍數(shù)0.2時，實際值低于理論值，說明注水利用率較差。而注入孔隙體積倍數(shù)由0.2向0.5方向增大時，實際點逐漸超過理論值，說明開發(fā)效果正在向好的方向發(fā)展。4、水驅(qū)指數(shù)與采出程度關(guān)系水驅(qū)指數(shù)：油田（或區(qū)塊）注入水地下存水量與累積產(chǎn)油量地下體積之比。Z：注采比；V：換算系數(shù)；N0，地質(zhì)儲量；R：采出程度；B：水驅(qū)特征曲線直線段斜率。1、礦場資料統(tǒng)計

注水波及體積的大小，不僅反映了油田非均質(zhì)性特點對注水開發(fā)效果的影響，同時也反映了主觀所采取的開發(fā)層系、井網(wǎng)、注水方式及工藝措施與油田地質(zhì)的適應(yīng)程度，當(dāng)調(diào)整井在斷塊分布較均勻，調(diào)整井的水淹厚度占總厚度的比值可作為注水波及體積系數(shù)。統(tǒng)計曙四區(qū)杜家臺96年以來31口調(diào)整井，共解釋油層厚度1192.4m，其中水淹層厚度416.5m，占油層總厚度34.9%，注水波及體積系數(shù)為34.9%，但由于些井分布不均勻，故此數(shù)據(jù)僅供參考。五、注水波及體積評價驅(qū)油效率定義為從波及區(qū)中驅(qū)出的油的體積與油藏原始含油體積的比值或注入流體從波及到的單位孔隙體積中所驅(qū)出的油量。2、與同類型油田經(jīng)驗公式對比法

曙四區(qū)油水粘度比29.4，2000年注入孔隙體積倍數(shù)為0.3567，計算得目前驅(qū)油效率為41.3%。注水波及體積系數(shù)將曙四區(qū)油水粘度比及歷年注水倍數(shù)代入上式，分得出驅(qū)油效率、注水波及體積系數(shù)與采出程度關(guān)系曲線。六、井網(wǎng)適應(yīng)性及油水井利用情況評價1、合理注采井?dāng)?shù)比的確定

所謂合理的注采井?dāng)?shù)比是指在油田注水和采油井井底流壓一定，開發(fā)總井?dāng)?shù)一定時，使油層壓力符合油田合理壓力界限，并能夠獲得最高的穩(wěn)定產(chǎn)液量的注水井?dāng)?shù)和采油井?dāng)?shù)的比例。有關(guān)文獻(xiàn)指出，關(guān)于油田開發(fā)最佳的注采井?dāng)?shù)比問題，經(jīng)許多油田的開發(fā)實踐證明，在面積注水和選擇性注水的條件下，其最佳的注采井?dāng)?shù)比可近似等于流度比的平方根。曙采主力區(qū)塊不同含水時期合理注采井?dāng)?shù)比表fw

含水區(qū)塊5055606570758085909598曙二區(qū)0.390.460.490.520.560.580.620.640.670.720.83曙三區(qū)0.380.420.450.50.530.580.620.650.730.810.87曙四區(qū)0.550.560.60.640.670.690.710.730.760.830.94上式主要與油水粘度比有關(guān)，一般來說，油水粘度比越高，合理注采井?dāng)?shù)比越大。另一種計算注采井?dāng)?shù)比的方法：利用采注指數(shù)比法計算曙光油田注水區(qū)塊在不同含水時期合理注采井?dāng)?shù)比。

式中Jl—采液指數(shù)，m3/Mpa.d；

Iw—地下吸水指數(shù)，m3/Mpa.d；C—合理注采井?dāng)?shù)比，無因次；IPR—平衡注采比。

在目前含水情況下，井網(wǎng)完善油藏實際注采井?dāng)?shù)比略接近于理論值，而井網(wǎng)欠完善及常規(guī)稠油油藏與理論值相差較大，其中杜81及杜85塊相差更大，需要進(jìn)一步調(diào)整。2、井網(wǎng)適應(yīng)性評價蘇聯(lián)學(xué)者謝爾卡喬夫提出的井網(wǎng)密度與原油采收率關(guān)系為：由此得出不同開發(fā)階段合理井網(wǎng)密度，見下表：R(%)6101418222630.9Vn(f)0.0790.11910.17970.2710.40860.61621.1092ED(%)30.6633.4836.3139.1441.9744.7948.26f(口/km2)2.022.723.454.245.096.057.38now(口)47638098118140171d(m)702607538486443407368其中：d=1000(A/now)1/2式中：d―――正方形井網(wǎng)井距；A―――含油面積；now―――油水井總井?dāng)?shù)。3、油水井利用情況評價水驅(qū)儲量控制程度根據(jù)曙四區(qū)注水連通系數(shù)統(tǒng)計，總體連通系數(shù)為85.3%。就我國開發(fā)砂巖油田來說，儲層類型可分為三類：一類油層為大面積分布，油層穩(wěn)定、物性好、產(chǎn)能高；二類油層為局部發(fā)育、物性較好、產(chǎn)能較低；三類油層分布零星、物性差、產(chǎn)能低。根據(jù)曙四區(qū)地質(zhì)特征及開發(fā)特點，屬二類儲層。從注采見效情況分析，見效井?dāng)?shù)達(dá)69.1%，說明水驅(qū)儲量控制程度較高，但在見效井中，1個供水方向的油井就占56.7%，雙向受效油井占28.4%，3個或3個以供水方向油井占14.9%，說明相當(dāng)部分油藏面積小，很難形成完善的注采井組。水驅(qū)儲量動用程度根據(jù)水淹厚度及吸水剖面資料顯示：選取周圍油井見效好，油層物性發(fā)育，平面上分布均勻的井，由吸水情況可見，吸水厚度占射開厚度的78%。

第三部分油田動態(tài)分析儲層復(fù)雜開發(fā)時間長無有效的分析系統(tǒng)數(shù)據(jù)量過大動態(tài)分析人員動態(tài)分析員面臨的問題一、動態(tài)分析手段油層對比工作三維空間的建立二、油藏工程管理規(guī)定中油藏工程方案包括哪些1.油藏評價部署方案（油藏評價前）“油田開發(fā)概念設(shè)計”，主要根據(jù)評價目標(biāo)區(qū)的地質(zhì)特征和已有的初步認(rèn)識，勘探提交的控制儲量的基礎(chǔ)上，提出油井產(chǎn)能、開發(fā)方式以及生產(chǎn)規(guī)模。1）可能的含油層系、產(chǎn)油層厚度、面積及地質(zhì)儲量；2）可能的開發(fā)方式、開發(fā)層系及井網(wǎng)部署3）預(yù)測產(chǎn)能規(guī)模2.油田開發(fā)方案（油藏工程部分）油藏評價結(jié)束后完成油田或區(qū)塊開發(fā)方案，油田開發(fā)方案是產(chǎn)能建設(shè)的基礎(chǔ)。開發(fā)方案編制結(jié)束提交探明儲量。主要內(nèi)容包括：油藏地質(zhì)、開發(fā)原則、開發(fā)方式、開發(fā)層系組合、開發(fā)井網(wǎng)、注采系統(tǒng)、監(jiān)測系統(tǒng)、開發(fā)指標(biāo)預(yù)測（生產(chǎn)能力預(yù)測）、采收率估算。

實施后考核指標(biāo)：產(chǎn)能到位率：一般油田≥90%；復(fù)雜斷塊油田≥85%“初期平均含水率”符合率：一般油田≥90%；復(fù)雜斷塊油田≥85%水驅(qū)控制儲量：一般油田≥90%；復(fù)雜斷塊油田≥85%3.油田開發(fā)調(diào)整方案（油藏工程部分）主要內(nèi)容：1）精細(xì)油藏描述：油藏再認(rèn)識，主要成果是量化剩余油分布，建立三維地質(zhì)模型。2）開發(fā)動態(tài)分析及效果評價：主要開發(fā)指標(biāo)分析；層系、注采井網(wǎng)及開發(fā)方式適應(yīng)性分析；采收率和可采儲量計算；存在的問題及潛力分析。3）開發(fā)調(diào)整方案部署：調(diào)整目的、對象及部署結(jié)果4）開發(fā)調(diào)整指標(biāo)預(yù)測（產(chǎn)能預(yù)測）及實施要求。實施后評價和考核的主要指標(biāo)：“單井初期日產(chǎn)油量”符合率：≥80%；“單井初期含水率”符合率：≥80%；產(chǎn)能到位率：≥90%；新增可采儲量預(yù)測誤差：≤10%。4、新建原油產(chǎn)能“三率”指標(biāo)產(chǎn)能貢獻(xiàn)率：新建原油產(chǎn)能項目實施當(dāng)年的產(chǎn)油量與建成能力的比值。產(chǎn)能到位率：新建原油產(chǎn)能項目建成投產(chǎn)后第二年的年產(chǎn)油量與建成能力的比值。產(chǎn)量符合率：新建原油產(chǎn)能項目投產(chǎn)第二年以后（第三年、第四年和第五年）實際的年產(chǎn)油量與開發(fā)方案預(yù)測的同年產(chǎn)量的比值。三、油田動態(tài)分析1.油田動態(tài)分析的主要內(nèi)容2.油藏分類3.開發(fā)階段劃分4.主要生產(chǎn)技術(shù)指標(biāo)及計算（或確定）方法5.可采儲量（采收率）及計算方法6.水驅(qū)潛力評價方法在油田開發(fā)過程中，運(yùn)用各種監(jiān)測方法采集到的大量第一性資料，進(jìn)行深入分析、不斷認(rèn)識地下油水運(yùn)動規(guī)律及其發(fā)展變化，及時發(fā)現(xiàn)和提出解決各種問題的辦法。每年進(jìn)行的改善油田開發(fā)效果各類措施，比如開發(fā)調(diào)整（鉆新井、層系、井網(wǎng)、開發(fā)方式）、“穩(wěn)油控水”的綜合治理的重要基礎(chǔ)之一就是油藏動態(tài)分析。油田動態(tài)分析包括：生產(chǎn)動態(tài)分析、油井井筒內(nèi)升舉條件分析和油層（藏）動態(tài)分析三個方面的內(nèi)容。生產(chǎn)動態(tài)分析的目的：亦稱單井動態(tài)分析，包括油井動態(tài)和注水井動態(tài)分析，是油田生產(chǎn)管理經(jīng)常性的基礎(chǔ)工作。油井動態(tài)分析包括：分析壓力、產(chǎn)量、含水變化，搞清見水層位，來水方向及井下技術(shù)狀況，判斷工作制度是否合理及生產(chǎn)是否正常等。注水井動態(tài)分析包括：分析井口壓力、注水量及吸水能力變化，判斷井下故障等。生產(chǎn)動態(tài)分析主要指標(biāo)注水狀況分析：注水量、吸水能力油層壓力狀況：油層壓力分布，以及油層壓力與注水量、注采比之間的關(guān)系含水率變化：含水與注采比、采油速度合理界限油井生產(chǎn)能力：采油指數(shù)、采液指數(shù)變化，油井利用率、時率、遞減率（綜合遞減率、自然遞減率）、措施效果。油層（藏）動態(tài)分析

目的：搞清各類油層中油水的分布及其運(yùn)動狀況、吸水能力和產(chǎn)油能力變化，地層壓力及滲流阻力變化，含水率及產(chǎn)量變化，油層及流體性質(zhì)變化，儲量動用及剩余油分布等，為挖潛油層潛力提供依據(jù)。

概念：以井組（或開發(fā)單元、區(qū)塊）為單元，搞清油層產(chǎn)量、壓力和含水率的變化狀況，吸水能力及注采平衡狀況等。油水分布及水線推進(jìn)狀況，儲量動用及潛力分布狀況等。針對出現(xiàn)的問題提出各種有效措施，不斷提高井組開發(fā)效果。內(nèi)容：一是油藏地質(zhì)特征再認(rèn)識：二是層系、井網(wǎng)、注水方式適應(yīng)性：比如不同井網(wǎng)、井距下各類油層水驅(qū)控制程度、油砂體鉆遇率、水驅(qū)采收率等方面分析其適應(yīng)性。三是油田穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)分析：儲量替換率、儲采比狀況新井、老井及措施增油的變化四是層間、平面、層內(nèi)矛盾一）層間矛盾分析層間矛盾以井為單位，分析內(nèi)容如下：1、分析單井突進(jìn)油層的特點以及對其它油層的干擾程度2、分析不同開采階段層間矛盾變化特征3、對比不同井距、不同層系條件下的層間矛盾4、檢查分層配水，措施對層間矛盾的調(diào)整程度。降流壓，油層改造措施，5、分析各單層注采系統(tǒng)不同時對層間矛盾的影響。二）平面矛盾分析平面矛盾以注水井所控制的井組作為單位，分析內(nèi)容如下：1、分析排液時間長短，注水井較注時間和生產(chǎn)井工作制度對水線推進(jìn)的影響。2、對比主流線與非主流線油井受效情況3、研究如何不同井網(wǎng)間如何配套調(diào)整平面矛盾4、分析不同注水方式，不同井網(wǎng)條件下的平面矛盾的特點。5、根據(jù)注采平衡、壓力平衡、各油層的特性，研究地下油水運(yùn)動規(guī)律及運(yùn)動狀況處理平面矛盾主要采取三方面措施：一是調(diào)整不同注水井的配水強(qiáng)度，二是調(diào)整不同方向的油井分層采油速度，三是調(diào)整注采系統(tǒng)。三）層內(nèi)矛盾層內(nèi)矛盾表現(xiàn)在同一水淹層內(nèi)部水驅(qū)油效率差別較大，例如我們所說的層內(nèi)水淹厚度正韻律油層底部水淹的情況。層內(nèi)非均質(zhì)性越嚴(yán)重，殘余油越多，需要通過深度調(diào)剖、選擇性壓裂等措施進(jìn)行調(diào)整。圖1五是油層能量保持狀況六是儲量動用及剩余油分布狀況：各類重大措施（壓裂、補(bǔ)孔、調(diào)剖、卡堵水）對儲量動用影響儲層的連通狀況的分類統(tǒng)計，不同井網(wǎng)控制程度下儲量的動用、水驅(qū)控制程度及剩余油分布狀況注入水縱向、橫向波及及水洗狀況七是水驅(qū)油效率分析取心、室內(nèi)做水驅(qū)油實驗確定水驅(qū)油效率（微觀水驅(qū)油效率）油水相滲曲線確定水驅(qū)油效率類似油藏、經(jīng)驗公式確定八是油田可采儲量及采收率：計算可采儲量（方法的實用性）分析影響水驅(qū)采收率的因素（油藏、流體的屬性，開采方式及工藝技術(shù)以及經(jīng)濟(jì)）三、油田動態(tài)分析1.油田動態(tài)分析的主要內(nèi)容2.油藏分類3.開發(fā)階段劃分4.主要生產(chǎn)技術(shù)指標(biāo)及計算（或確定）方法5.可采儲量（采收率）及計算方法6.水驅(qū)潛力評價方法低粘油：μo≤5mpa.s（吐哈、塔里木）中粘油：μo＞5～20mpa.s高粘油：μo＞20～50mpa.s稠油：μo＞50mpa.s（遼河、新疆）普通稠油：μo＞50～10000mpa.s特稠油：μo＞10000～50000mpa.s超稠油：μo＞50000mpa.s凝析油：一般原油相對密度＜0.8揮發(fā)油：一般原油相對密度＜0.825，體積系數(shù)＞1.75高凝油：凝固點＞40℃的輕質(zhì)高含蠟原油按原油性質(zhì)分（按油層條件下的原油粘度分）特高滲透：k≥1000×10-3μm2高滲透：1000＞k≥500×10-3μm2中滲透：500＞k≥50×10-3μm2低滲透：50＞k≥5×10-3μm2特低滲透：k＜5×10-3μm2按滲透性分類（空氣滲透率）：層狀：上下均被不滲透地層所封隔，受固定層位控制單層狀、多層狀塊狀：儲集層厚度大，內(nèi)部沒有不滲透巖層間隔而呈整體塊狀，頂部為不滲透巖層覆蓋，下部為底水襯托?？紫缎停簝蜐B流石油的空間主要為孔隙（＞90%）雙重介質(zhì)型：儲集和滲流石油的空間主要既有孔隙又有裂縫（孔隙＞10%，裂縫＞10%）裂縫型：儲集和滲流石油的空間主要為裂縫（＞90%）按儲集層形態(tài)分類天然能量中高滲透注水砂巖油藏：特高滲透：k≥1000

高滲透：k≥500～＜1000

中滲透：k≥50～＜500低滲透砂巖油藏

低滲透：k≥5～＜50

特低滲透：k＜5復(fù)雜斷塊油藏

中高滲透：k≥50，低滲透：k＜50裂縫性砂巖油藏礫巖油藏裂縫性碳酸巖油藏特殊類型油藏常用的油藏分類（油藏數(shù)據(jù)手冊）三、油田動態(tài)分析1.油田動態(tài)分析的主要內(nèi)容2.油藏分類3.開發(fā)階段劃分4.主要生產(chǎn)技術(shù)指標(biāo)及計算（或確定）方法5.可采儲量（采收率）及計算方法6.水驅(qū)潛力評價方法“開發(fā)階段”有關(guān)：資料信息、油藏描述、油藏地質(zhì)模型、油藏動態(tài)監(jiān)測內(nèi)容、原油采收率等。一般劃分（按原油產(chǎn)量）產(chǎn)能建設(shè)上產(chǎn)階段（開發(fā)初期）產(chǎn)量相對穩(wěn)產(chǎn)階段（開發(fā)中期或開發(fā)調(diào)整階段）產(chǎn)量遞減階段（開發(fā)后期）開發(fā)調(diào)整（整體加密或井網(wǎng)調(diào)整）：一次井網(wǎng)調(diào)整二次井網(wǎng)調(diào)整三次井網(wǎng)調(diào)整階段

原來“勘探開發(fā)”階段的劃分：勘探階段和開發(fā)階段，開發(fā)階段又分開發(fā)準(zhǔn)備階段、投產(chǎn)階段和生產(chǎn)階段。“勘探開發(fā)一體化”階段的劃分：預(yù)探、評價、產(chǎn)能建設(shè)和油氣生產(chǎn)階段。按含水率的劃分：無水期開采階段：含水率≤2%低含水開采階段：含水率2%～20%中含水開采階段：含水率20～60%高含水開采階段：含水率60～90%特高含水開采階段：含水率大于90%三、油田動態(tài)分析1.油田動態(tài)分析的主要內(nèi)容2.油藏分類3.開發(fā)階段劃分4.主要生產(chǎn)技術(shù)指標(biāo)及計算（或確定）方法5.可采儲量（采收率）及計算方法6.水驅(qū)潛力評價方法生產(chǎn)技術(shù)指標(biāo)的內(nèi)容:（1）開采井網(wǎng)指標(biāo)（2）油井生產(chǎn)動態(tài)指標(biāo)（3）注水井生產(chǎn)動態(tài)指標(biāo)（4）注采系統(tǒng)指標(biāo)（5）采油速度和采出程度指標(biāo)（6）水驅(qū)油田開發(fā)效果指標(biāo)（1）開采井網(wǎng)指標(biāo)（共五項）①井網(wǎng)密度：油田（或區(qū)塊）單位面積已投入開發(fā)的采油井、注水井總數(shù)。②注采井?dāng)?shù)比：水驅(qū)開發(fā)油田注水井總數(shù)與采油井總數(shù)之比。③可采儲量：目前技術(shù)條件下可采出的原油儲量。定義：現(xiàn)井網(wǎng)條件下注入水所能夠波及到的含油面積內(nèi)之儲量與其總儲量的比值。計算簡化：與注水井連通的采油井射開有效厚度與井組內(nèi)采油井射開總有效厚度之比值。水驅(qū)控制程度是直接影響采油速度、含水上升率、儲量動用程度、水驅(qū)采收率等的重要因素，研究各類油層水驅(qū)控制程度是油田調(diào)整挖潛的主要依據(jù)。Ew—水驅(qū)控制程度，%h—油井與注水井連通厚度，mHo—油層總厚度，m④水驅(qū)儲量控制程度：井網(wǎng)密度與水驅(qū)控制程度的關(guān)系：水驅(qū)儲量控制程度高，就意味著油水井各層間對應(yīng)連通情況好，能受到注水效果的井層多，水驅(qū)波及體積大。

中石油勘探開發(fā)科學(xué)研究院曾對此用37個開發(fā)單元或區(qū)塊的實際資料進(jìn)行統(tǒng)計分析，按水驅(qū)控制程度對井網(wǎng)密度敏感性的不同分為5類：

井網(wǎng)密度與水驅(qū)控制程度的關(guān)系：不同類別的油藏，同樣的井網(wǎng)密度，水驅(qū)控制程度相差比較大。如連通性好的I類油藏，井網(wǎng)密度10hm2/井時，水驅(qū)控制程度可達(dá)88.7%，而當(dāng)其抽稀至50hm2/井時，水驅(qū)控制程度還可高達(dá)59%。而對連通性很差的V類油藏，井網(wǎng)密度10hm2/井時，水驅(qū)控制程度才36.7%，而當(dāng)其抽稀至20hm2/井時降至13.3%。同樣要達(dá)到80%的水驅(qū)控制程度，I類油藏約需20hm2/井的井網(wǎng)密度，而V類油藏卻需要加密至2hm2/井。定義：是按年度所有測試水井的吸水剖面和全部測試油井的產(chǎn)液剖面資料計算，即總吸水厚度與注水井總射開連通厚度之比值，或總產(chǎn)液厚度與油井總射開連通厚度之比值。水驅(qū)動用程度比水驅(qū)儲量控制程度小。Ew—水驅(qū)動用程度，%h—水井總吸水厚度，mHo—注水井總射開連通厚度，m⑤水驅(qū)儲量動用程度水驅(qū)開發(fā)油田調(diào)控指標(biāo)—中高滲透注水油藏《開發(fā)水平分類》

《油田開發(fā)管理綱要》和《油藏工程管理規(guī)定》水驅(qū)儲量控制程度：一般要達(dá)到80%，特高含水期達(dá)到90%以上；水驅(qū)儲量動用程度：一般要達(dá)到70%，特高含水期達(dá)到80%以上；可采儲量采出程度：低含水期末達(dá)到15%～20%；中含水期末達(dá)到30%～40%；高含水期末達(dá)到70%；特高含水期再采出30%。水驅(qū)采收率：不低于35%。水驅(qū)開發(fā)油田調(diào)控指標(biāo)—低滲透油藏《開發(fā)水平分類》

《油田開發(fā)管理綱要》和《油藏工程管理規(guī)定》水驅(qū)儲量控制程度：一般要達(dá)到70%以上；水驅(qū)儲量動用程度：一般要達(dá)到60%以上；可采儲量采出程度：低含水期末達(dá)到20%～30%；中含水期末達(dá)到50%～60%；高含水期末達(dá)到80%以上。水驅(qū)采收率：不低于25%，特低滲透不低于20%。水驅(qū)開發(fā)油田調(diào)控指標(biāo)—斷塊油藏《開發(fā)水平分類》

《油田開發(fā)管理綱要》和《油藏工程管理規(guī)定》水驅(qū)儲量控制程度：一般要達(dá)到60%以上；水驅(qū)儲量動用程度：一般要達(dá)到50%以上；水驅(qū)采收率：不低于25%。（2）油井生產(chǎn)動態(tài)指標(biāo)（共十項）①井口（核實）產(chǎn)油量：日產(chǎn)、月產(chǎn)、年產(chǎn)、累積產(chǎn)油量井口（核實）日產(chǎn)油水平=當(dāng)月井口（核實）月產(chǎn)油/當(dāng)月日歷天數(shù)原油產(chǎn)量構(gòu)成：新井產(chǎn)量和老井產(chǎn)量（基礎(chǔ)產(chǎn)量和措施增油量）。新井：當(dāng)年投產(chǎn)油井老井：上年末以前已投產(chǎn)的油井②輸差系數(shù)：核實產(chǎn)油量/井口產(chǎn)油量，按區(qū)塊計算。③井口產(chǎn)水量：④核實產(chǎn)水量：井口產(chǎn)水量和輸差系數(shù)計算。⑤井口（核實）產(chǎn)液量：井口（核實）產(chǎn)油量+井口（核實）產(chǎn)水量⑥綜合含水：按月計算，月產(chǎn)水/月產(chǎn)液。有時分年均含水或年末含水。年均含水=年產(chǎn)水/年產(chǎn)液⑦綜合氣油比：按月計算；月產(chǎn)氣/月產(chǎn)油⑧油井利用率（或開井率）：按月計算，油井開井總數(shù)占油井總井?dāng)?shù)之比。開井?dāng)?shù)是指當(dāng)月連續(xù)生產(chǎn)時間不小于24h的油井井?dāng)?shù)。⑨綜合遞減率：老井在采取增產(chǎn)措施情況下的產(chǎn)量遞減速度⑩自然遞減率：老井在未采取增產(chǎn)措施情況下的產(chǎn)量遞減速度（3）注水井生產(chǎn)動態(tài)指標(biāo)（共五項）①注水量：單井日注水量是指井口計量的日注水量，開發(fā)單元和階段時間的注水量用單井日注水量進(jìn)行累加得出。②吸水指數(shù)：注水井單位注水壓差的日注水量。吸水強(qiáng)度：單位有效厚度單位注水壓差的日注水量。③注水井利用率（或開井率）：按月計算，注水井開井總數(shù)占注水井總數(shù)之比。開井?dāng)?shù)是指當(dāng)月連續(xù)注水時間不小于24h的井?dāng)?shù)。④分層注水合格率：分層注水井測試合格層段數(shù)與分注井測試層段數(shù)之比。⑤注水井分注率：實際分層配注井?dāng)?shù)（含一級兩層分注井）與扣除不需要分注和沒有分注條件井之后的注水井?dāng)?shù)之比。（4）注采系統(tǒng)指標(biāo)（共六項）①油井生產(chǎn)壓差：油井地層壓力與井底流動壓力之差。②總壓差：原始地層壓力與目前油井地層壓力之差。③注采比：開發(fā)單元注入水地下體積與采出液的地下體積之比。

月注采比、年注采比、累積注采比④地下虧空體積：油田（或區(qū)塊）采出地下體積與累積注水地下體積之差。⑤采液（油）指數(shù)：單位生產(chǎn)壓差的日產(chǎn)液（油）量；采液（油）強(qiáng)度：單位有效厚度采液（油）指數(shù)。⑥生產(chǎn)能力：單井日產(chǎn)油水平：單井當(dāng)月產(chǎn)油量與當(dāng)月日歷天數(shù)的比值。單井生產(chǎn)時率：單井當(dāng)月生產(chǎn)時間與當(dāng)月日歷時間之比。年生產(chǎn)能力：開發(fā)單元月產(chǎn)油量折算成全年產(chǎn)油量。（5）采油速度與采出程度指標(biāo)采油速度：地質(zhì)儲量采油速度：油田（或區(qū)塊）年采油量占地質(zhì)儲量的百分?jǐn)?shù)?？刹蓛α坎捎退俣龋河吞铮ɑ騾^(qū)塊）年采油量占可采儲量的百分?jǐn)?shù)。剩余可采儲量采油速度：當(dāng)年核實年產(chǎn)油量占上年末剩余可采儲量的百分?jǐn)?shù)。

儲采比：儲采比等于剩余可采儲量的倒數(shù)。采出程度：地質(zhì)儲量采出程度：油田（或區(qū)塊）的累積產(chǎn)油量占地質(zhì)儲量的百分?jǐn)?shù)?？刹蓛α坎沙龀潭龋河吞铮ɑ騾^(qū)塊）的累積產(chǎn)油量占可采儲量的百分?jǐn)?shù)。開發(fā)儲采比石油儲采比是指當(dāng)年末剩余開發(fā)動用石油可采儲量與當(dāng)年原油核實產(chǎn)量的比值。開發(fā)儲采比越大，穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)越好。開發(fā)儲采比增加、原油產(chǎn)量可能上升。臨界開發(fā)儲采比：超過該臨界值，產(chǎn)量就可能下降。有分析認(rèn)為中石油臨界開發(fā)儲采比大約13左右。儲采比的相關(guān)概念儲采平衡系數(shù)（儲量替換率）指當(dāng)年新增可采儲量與當(dāng)年原油產(chǎn)量之比。當(dāng)年新增可采儲量包括當(dāng)年新區(qū)新增動用可采儲量與老區(qū)新增可采儲量之和。儲采平衡系數(shù)（儲量替換率）大于1，儲采實現(xiàn)平衡。比如2005年中石油股份公司儲量替換率大于1。新老區(qū)新增可采合理比例，有分析認(rèn)為大概為2.5：1～3.0：1。2005年中石油股份公司新老區(qū)新增可采儲量的比例2.9：1。（6）水驅(qū)油田開發(fā)效果指標(biāo)含水上升率：每采出1%的地質(zhì)儲量時含水率的上升值。年均含水上升率=（當(dāng)年年均含水－上年年均含水）/（當(dāng)年底采出程度－上年底采出程度）水驅(qū)采收率：累積采出油量占原始地質(zhì)儲量的百分?jǐn)?shù)。水驅(qū)儲量控制程度：水驅(qū)儲量動用程度：水驅(qū)指數(shù)：油田（或區(qū)塊）注入水地下存水量與累積產(chǎn)油量地下體積之比。存水率：油田（或區(qū)塊）注入水地下存水量與累積注水量之比。水油比：累積產(chǎn)水與累積產(chǎn)油之比?！队筒毓こ坦芾硪?guī)定》開發(fā)調(diào)控指標(biāo)（1）水驅(qū)油田年度調(diào)控指標(biāo)（1）含水上升率根據(jù)有代表性的相對滲透率曲線或水驅(qū)曲線來確定，各開發(fā)階段含水上升率不超過理論值。（2）自然遞減率和綜合遞減率根據(jù)油藏類型和所處的開發(fā)階段確定遞減率控制指標(biāo)。（3）剩余可采儲量采油速度一般控制在8%～11%，低滲透油藏控制在6%左右。（4）油藏壓力系統(tǒng)水驅(qū)油田高飽和油藏地層壓力應(yīng)保持在飽和壓力以上；低滲、低壓油藏壓力一般保持在原始地層壓力以上；注水壓力不超過油層破裂壓力；（5）注采比水驅(qū)開發(fā)油田原則上保持注采平衡；中高滲透油藏注采比要達(dá)到1.0左右；低滲透油藏年注采比要控制在1.0～1.5?！队筒毓こ坦芾硪?guī)定》開發(fā)調(diào)控指標(biāo)（2）水驅(qū)開發(fā)油田階段調(diào)控指標(biāo)（1）水驅(qū)儲量控制程度（2）水驅(qū)儲量動用程度（3）可采儲量采出程度（4）采收率（水驅(qū)采收率）《油藏工程管理規(guī)定》開發(fā)調(diào)控指標(biāo)三、油田動態(tài)分析1.油田動態(tài)分析的主要內(nèi)容2.油藏分類3.開發(fā)階段劃分4.主要生產(chǎn)技術(shù)指標(biāo)及計算（或確定）方法5.可采儲量（采收率）及計算方法6.水驅(qū)潛力評價方法1）影響水驅(qū)采收率（或可采儲量）的主要因素（1）水驅(qū)采收率基本公式水驅(qū)采收率等于水驅(qū)油效率與注水波及體積系數(shù)之積：（2）水驅(qū)采收率主要影響因素水驅(qū)油效率：儲層物性（滲透率）和流體性質(zhì)（油水粘度比）波及體積系數(shù)：注采井網(wǎng)（井網(wǎng)部署、層系劃分）、儲層宏觀非均質(zhì)性（砂體的規(guī)模與砂體間的相互關(guān)系、韻律性等）和采油工藝技術(shù)。2）可采儲量或水驅(qū)采收率確定方法開發(fā)早期：一般先通過確定采收率，計算可采儲量，主要方法有經(jīng)驗公式法（規(guī)范方法和油區(qū)自己統(tǒng)計的公式）、類比法和靜態(tài)方法。開發(fā)中期：一般先通過標(biāo)定可采儲量，反算采收率。主要方法有水驅(qū)特征曲線、數(shù)值模擬、井網(wǎng)密度等方法。開發(fā)后期：一般先通過標(biāo)定可采儲量，反算采收率。主要方法遞減曲線法。

對于處于開發(fā)綜合調(diào)整階段的油田或區(qū)塊，目前各油區(qū)針對實際情況，修正和統(tǒng)計了適合各自油田采收率的標(biāo)定公式。

常用的可采儲量（采收率）標(biāo)定方法為：水驅(qū)特征曲線、遞減曲線法和童憲章圖版法，其次數(shù)值模擬法、井網(wǎng)密度法。特別是大慶油區(qū)針對調(diào)整階段的采收率標(biāo)定方法作了很多探索性工作，以該油田為例：3）老區(qū)水驅(qū)采收率的常用標(biāo)定方法前提：為提高油田的水驅(qū)開發(fā)效果，往往采取加密調(diào)整、注采系統(tǒng)調(diào)整、壓裂、補(bǔ)孔等調(diào)整措施。導(dǎo)致開發(fā)單元的水驅(qū)曲線發(fā)生變化，不能直接用于測算可采儲量。方法依據(jù)：動態(tài)跟蹤預(yù)測法是基于喇薩杏油田加密及綜合調(diào)整階段老井水驅(qū)曲線變化趨勢得到的，用于加密調(diào)整及綜合調(diào)整階段老井可采儲量預(yù)測。（1）水驅(qū)曲線類：（包括甲、乙、丙、丁等各種曲線和童憲章圖版法）

——大慶油田的動態(tài)跟蹤預(yù)測法統(tǒng)計二次加密調(diào)整較早區(qū)塊基礎(chǔ)井水驅(qū)曲線的變化，二次加密調(diào)整后，在經(jīng)歷一段時間穩(wěn)定開采后，逐漸趨于穩(wěn)定，形成了一條與原直線段基本平行的穩(wěn)定直線段。01234050010001500200025003000Np,104tlog(Wp)穩(wěn)定階段二次加密調(diào)整階段19791988北二區(qū)東部基礎(chǔ)井水驅(qū)曲線大慶油田的動態(tài)跟蹤預(yù)測法動態(tài)跟蹤預(yù)測法示意圖1101000510累計產(chǎn)油，104t累計產(chǎn)水，104tB1B2方法應(yīng)用：

對仍處在調(diào)整期間逐年的數(shù)據(jù)點作與原直線平行的逼近直線，用該直線預(yù)測調(diào)后逐年新增可采儲量。大慶油田的動態(tài)跟蹤預(yù)測法

單項措施或調(diào)整注采關(guān)系提高水驅(qū)采收率的公式或解析解比較少（基本沒有），大慶油區(qū)有過這方面的探索。

大慶勘探開發(fā)研究院周學(xué)民等人在《大慶石油地質(zhì)與開發(fā)》1991年第三期發(fā)表“喇、薩、杏油田注采系統(tǒng)調(diào)整的研究和探討”，即調(diào)整注采關(guān)系增加可采儲量公式。（2）調(diào)整注采關(guān)系增加可采儲量公式

根據(jù)對各注采系統(tǒng)調(diào)整試驗區(qū)的