油田開發(fā)動態(tài)分析主要技術(shù)指標及計算方法

1、指標及計算方法1. 井網(wǎng)密度油田（或區(qū)塊）單位面積已投入開發(fā)的總井數(shù)即為井網(wǎng)密度。 f=n/A02. 注采井數(shù)比注采井數(shù)比是指水驅(qū)開發(fā)油田（或區(qū)塊）注水井總數(shù)和采油井總數(shù)之比。3. 水驅(qū)控制程度注水井注水能夠影響到的油層儲量占油層總儲量的百分數(shù)。水驅(qū)控制程度=注水井聯(lián)通的厚度/油層的總厚度*100%由于面積注水井網(wǎng)的生產(chǎn)井往往受多口注水井的影響，因此，在統(tǒng)計井網(wǎng)對油層的水驅(qū)控制程度時還要考慮聯(lián)通方向。不同注水方式，其注采井數(shù)比不同，因而注水井對油層的水驅(qū)控制程度也不同。一些分布不穩(wěn)定，形態(tài)不規(guī)則，呈透鏡狀分布的油層，在選擇注水方式時，應選擇注水井數(shù)比較大的注水方式，以取得較高的水驅(qū)儲量控制程度

2、。該指標的大小，直接影響著采油速度，含水上升率，最終采收率。中高滲透油藏（空氣滲透率大于50*10-3 um2）一般要達到80%，特高含水期達到90%以上；低滲透油藏（空氣滲透率小于50*10-3 um2）達到70%以上；斷塊油藏達到60%以上。4. 平均單井有效厚度油田（或區(qū)塊、或某類井）內(nèi)屬同一開發(fā)層系的油水井有效厚度之和與油水井總井數(shù)的比值為平均單井有效厚度。5. 平均單井射開厚度油田（或區(qū)塊、或某類井）內(nèi)屬同一開發(fā)層系的油水井射孔總厚度與油水井總井數(shù)的比值為平均單井射開厚度。6. 核實產(chǎn)油量核實產(chǎn)油量由中轉(zhuǎn)站、聯(lián)合站、油庫對管轄范圍內(nèi)的總?cè)债a(chǎn)油量進行計量，由此獲得的產(chǎn)油量數(shù)據(jù)為核實產(chǎn)油

3、量。7. 輸差輸差是指井口產(chǎn)油量和核實產(chǎn)油量之差與井口產(chǎn)油量之比。K=（qow-qor）/qow8. 核實產(chǎn)水量核實產(chǎn)水量用井口產(chǎn)水量和輸差計算。qwr=qww(1-K)9. 綜合含水油田（或區(qū)塊）的綜合含水是指采出液體中水所占的質(zhì)量百分數(shù)。fw=(100*qwr)/(qwr+qor)-1- 低含水期（0<含水率<20%）:該階段是注水受效、主力油層充分發(fā)揮作用、油田上產(chǎn)階段。要根據(jù)油層發(fā)育狀況，開展早期分層注水，保持油層能量開采。要采取各種增產(chǎn)增注措施，提高產(chǎn)油能力，以達到階段開發(fā)指標要求。-2-中含水期（20%<=含水率<60%）：該階段主力油層普遍見水，層間和平面

4、矛盾加劇，含水上升快，主力油層產(chǎn)量遞減。在這一階段要控制含水上升，做好平面調(diào)整，層間接替工作，開展層系、井網(wǎng)和注水方式的適應性研究，對于注采系統(tǒng)不適應和非主力油層動用狀況差的區(qū)塊開展注采系統(tǒng)和井網(wǎng)加密調(diào)整，提高非主力油層的動用程度，實現(xiàn)油田的穩(wěn)產(chǎn)。-3- 高含水期（60%<=含水率<90%）：該階段是重要的開發(fā)階段，要在精細油藏描述和搞清剩余油分布的基礎上，積極采用改善二次采油技術(shù)和三次采油技術(shù)，進一步完善注采井網(wǎng)，擴大注水波及體積，控制含水上升速度和產(chǎn)量遞減率，努力延長油田穩(wěn)產(chǎn)期。-4-特高含水期（含水率>=90%）：該階段剩余油高度分散，注入水低效、無效循環(huán)的矛盾越來越突

5、出。要積極開展精細挖潛調(diào)整，采取細分層注水、細分層壓裂、細分層堵水、調(diào)剖等措施，控制注入水量和產(chǎn)液量的增長速度。要積極推廣和應用成熟的三次采油技術(shù)，不斷增加可采儲量，延長油田的生命期，努力控制好成本，爭取獲得較好的經(jīng)濟效益。10. 單井日產(chǎn)油水平單井月產(chǎn)油量與當月日歷天數(shù)的比值為該井的日產(chǎn)油水平。開發(fā)單元所屬油井日產(chǎn)油水平的平均值為該單元的單井平均日產(chǎn)油水平。11. 含水上升率每采出1%的石油地質(zhì)儲量含水率上升的百分數(shù)。階段含水上升率=（階段末含水率-階段出含水率）/（階段末采出程度-階段初采出程度）*100%年含水上升率=年含水上升值/采油速度*100%應根據(jù)有代表性的相滲透率曲線或水驅(qū)曲線

6、來界定合理的含水上升率，各開發(fā)階段含水上升率不超過理論值。12. 采油速度油田（或區(qū)塊）年采油量占已動用地質(zhì)儲量的百分數(shù)。VD=qoa/N*10013. 采油強度油井單位有效厚度油層的日采油量。采油強度=油井日產(chǎn)油量/該井油層有效厚度在油田開發(fā)中，為保持開發(fā)層系內(nèi)部各層均衡開采，要求不同井、層的采油強度控制在合理范圍內(nèi)，選擇原則是：使大多數(shù)油井見水晚；防止油層出砂；滿足注采平衡和保持地層壓力；使含水上升幅度減緩。14. 儲采平衡系數(shù)當年增加可采儲量與當年產(chǎn)油量的比值。15. 可采儲量采油速度油田（或區(qū)塊）年采油量占已動用可采儲量的百分數(shù)。VK=qoa/NR*10016. 剩余可采儲量采油速度油

7、田（或區(qū)塊）當年核實年產(chǎn)油量除以上年末的剩余可采儲量之值。描述石油剩余可采儲量開采速度的高低，是國際上通用的一個生產(chǎn)動態(tài)指標，在考慮了油田生產(chǎn)的技術(shù)經(jīng)濟條件和剩余資源多寡等主、客觀因素后，用以考察油田生產(chǎn)動態(tài)的一個重要指標。剩余可采儲量采油速度是油田技術(shù)、經(jīng)濟環(huán)境的綜合反應。一般控制在8%-11%左右。17. 采出程度油田或區(qū)塊的累計產(chǎn)油量占地質(zhì)儲量的百分數(shù)。RD=NP/N*10018. 可采儲量采出程度累積產(chǎn)油量占可采儲量的百分數(shù)。中高滲透油藏低含水期末達到15%-20%；中含水期末達到30%-40%；高含水期末達到70%左右；特高含水期再采出可采儲量30%左右。低滲透油藏低含水期末達到20

8、%-30%；中含水期末達到50%-60%；高含水期末達到80%以上。RK=NP/NR*10019. 采收率在現(xiàn)有技術(shù)、經(jīng)濟政策條件下，標定的可采儲量占原始地質(zhì)儲量的百分數(shù)。u 注水開發(fā)中高滲透率砂巖油藏采收率不低于35%；u 礫巖油藏采收率不低于30%；u 低滲透、斷塊油藏采收率不低于25%；u 特低滲透率油藏（空氣滲透率小于10*10-3um2）采收率不低于20%;u 厚層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%。20. 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)油地下體積之比稱為水驅(qū)指數(shù)。RWWNBP21. 存水率油田或區(qū)塊扣除產(chǎn)出水后的注入水量占總注水量的百

9、分數(shù)，也可稱為凈注率。22. 采油指數(shù)單位生產(chǎn)壓差下油井的日產(chǎn)油量。其計算公式：Jo=Qo/(Pe-Pwf)-Jo采油指數(shù)t/d.MPa;Pe 靜壓MPa；Qo 采油量t/d;Pwf流壓MPa采油指數(shù)與油層物性、流體性質(zhì)、完井條件及泄油面積等因素有關(guān)，可用來判斷油井工作狀況及評價增產(chǎn)措施的效果。也可用來判斷生產(chǎn)能力大小，采油指數(shù)越大，則油井生產(chǎn)能力愈高。23. 單位厚度采油指數(shù)是指單位生產(chǎn)壓差下油井每米厚度的日產(chǎn)油量。Joh=Jo/h表示每米油層有效厚度油井的產(chǎn)油能力大小。在對比油井之間產(chǎn)能大小時，可消除油層厚度的影響，單獨考察滲透率因素的作用。24. 采液指數(shù)采液指數(shù)是指單位生產(chǎn)壓差油井日產(chǎn)

10、液量。Jl=Ql/(Pe-Pwf)-Jl采液指數(shù)t/d.MPa;Pe 靜壓MPa；Ql 采液量t/d;Pwf流壓MPa研究油井采液指數(shù)的變化規(guī)律是掌握油井產(chǎn)液能力變化規(guī)律的基礎。如果沒有產(chǎn)液量和生產(chǎn)壓差數(shù)據(jù)可以估算。25. 單位厚度采液指數(shù)是指單位生產(chǎn)壓差下油井每米厚度的日產(chǎn)液量。26. 綜合油汽比每注入1M3水蒸氣所能采出的原油的數(shù)量，其單位是t/t.綜合油汽比是評價蒸汽熱力采油效果的重要指標。綜合油汽比越大，開發(fā)效果越好，反之開發(fā)效果越差。27. 注水(汽)強度注水井單位油層有效厚度的日注水（汽）量。單位為m3/m注水（汽）強度=日注水（汽）量/油層有效厚度選擇注水強度是否合適，對保持和恢

11、復油層壓力及調(diào)節(jié)含水上升速度有直接關(guān)系。28. 水驅(qū)儲量動用程度（總產(chǎn)液厚度+總吸水厚度）/（油井測試厚度+水井測試厚度）*100%。中高滲透油藏一般要達到70%，特高含水期達到80%以上；低滲透油藏達到60%以上；斷塊油藏達到50%以上。29. 吸水（汽）指數(shù)吸水指數(shù)是指單位注水壓差的日注水量。單位為m3/(d.Mpa)吸水（汽）指數(shù)=日注水（汽）量/（注水井流壓-注水井靜壓）吸水（汽）指數(shù)大小表示地層的吸水（汽）能力的好壞。30. 單位厚度吸水（汽）指數(shù)是指單位有效厚度單位31. 注采比開發(fā)單元注入水的體積與采出液的地下體積之比成為注采比。對于低于飽和壓力開采的油藏，在計算時應考慮采出自由

12、氣體的地下體積。通常使用的注采比有月注采比，季注采比和年注采比。它是研究注采平衡狀況和調(diào)整注采關(guān)系的重要依據(jù)，也是衡量某一時間（月、季、年）內(nèi)人工補充能量的程度或地下虧空程度的指標。同時又是油田配產(chǎn)配注的一項重要指標。水驅(qū)開發(fā)油田原則上保持注采平衡；中高滲透油田年注采比要達到1.0左右；低滲透油田年注采比要控制在11.5左右；稠油蒸汽吞吐油藏累積注采比要大于1，周期油氣比大于0.15。32. 地下虧空體積在地層條件下，注水注汽開發(fā)油田累積注水、注汽量與累計產(chǎn)出量之差，單位為m3,或104m3。計算公式是：地下虧空體積=累計注入水汽的地下體積-（累積采出油的地下體積+累積產(chǎn)出水的地下體積+累積采

13、出溶解氣的地下體積）累積注入水汽和累積產(chǎn)出水的地下體積通常都取標準條件下的體積值。地下虧空體積一般為負值，表示注入少于采出，如果為正值，則表示注入多于采出，超前注水油田常有這種情況。該指標能反應人工補充能量的程度，是衡量注采平衡的一個指標。33. 注采平衡 注入流體的地下體積和實際采出流體的地下體積相等。它表示在開采過程中始終保持了油藏流體積不變而壓力也不變的狀況。衡量注采是否平衡，可以用注采比的概念來表示。注采比等于1，則此時的注采平衡；注采比大于1，則此時注入大于產(chǎn)出，壓力上升；注采比小于1，則此時注入小于產(chǎn)出，壓力下降，注采平衡是一般注水保持壓力開發(fā)油田追求的目標。34. 產(chǎn)液剖面油井在

14、正常生產(chǎn)情況下所測定的各生產(chǎn)層或生產(chǎn)層段的產(chǎn)出液量或油量。油井含水后可通過測量體積流量和含水率兩個參數(shù)來確定產(chǎn)液剖面和分層產(chǎn)水量。根據(jù)開采方式的不同，測產(chǎn)液剖面的方法也不同。對自噴井，常采用綜合儀、找水儀器等通過油管進行測量；對于機械采油井，儀器由特制的偏心井口經(jīng)油套環(huán)空下入井內(nèi)進行測試或有氣舉法測井。主要目的和作用：1） 判斷油井出水層段及產(chǎn)油產(chǎn)水能力，為制定或調(diào)整配注方案提供依據(jù)。2） 監(jiān)視油井生產(chǎn)層段的動用和水淹狀況，為油井各種工藝措施提供依據(jù)。3） 評價各種工藝措施的效果。4） 判斷誤射孔或套管破裂及竄槽的部位。35. 吸水剖面注水井在正常注入條件下所測定的各生產(chǎn)層或生產(chǎn)層段的吸水量。

15、吸水剖面一般用相對吸水量表示，它反應地層吸水能力的大小。注水開發(fā)油田36. 地層壓力地層空隙內(nèi)流體所承受的壓力，又稱為儲層壓力。如果流體為原油，則稱為油層壓力或油藏壓力；如果為天然氣，則稱為氣層壓力或氣藏壓力。油氣藏投入開發(fā)前，各處地層壓力相等，稱為原始地層壓力。投入開發(fā)后，各處地層壓力發(fā)生變化，且與注采狀況有關(guān)，稱為目前地層壓力。是通過各井口分別測定的，如果要測某一區(qū)塊或整個油氣藏的地層壓力，則需要將該區(qū)塊或整個油氣藏井在同一時間內(nèi)測得的地層壓力加權(quán)平均。通常我們所說的區(qū)塊或油氣藏地層壓力就是平均地層壓力。該指標反應地層驅(qū)動能量的大小，地層壓力越高，地層驅(qū)動能量越足，高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)形勢越好；反之，

16、效果變差。37. 平均地層壓力油田獨立開發(fā)區(qū)內(nèi)的地層壓力平均值。計算平均地層壓力時，必須利用各井在同一時間段測得的地層壓力以及必須將各井地層壓力折算到同意基準面，求得基準面地層壓力。計算方法有算數(shù)平均法，面積權(quán)衡法和體積權(quán)衡法?，F(xiàn)場一半采用算數(shù)平均法。公式為Pr=(pr1+pr2+pr3+prn)/n38. 井底流動壓力井在生產(chǎn)狀態(tài)下的井底壓力。井底的含義一般指油層中部深度。井底流動壓力分注入井流動壓力和生產(chǎn)井流動壓力。注入井井底流動壓力高于地層壓力，兩者之差稱為注入壓差；生產(chǎn)井井底流動壓力低于地層壓力，二者之差稱為生產(chǎn)壓差。井底流動壓力直接與油氣井產(chǎn)量或注入井注入量有關(guān)。改變井底流動壓力就是

17、改變井的工作制度，因而也就改變了油氣井產(chǎn)量或注入井的注入量。生產(chǎn)井井底流動壓力誘導油氣流從地層流入井底，再從井底推至井口；注入井井底流動壓力誘導水流從井口流入井底，再從井底驅(qū)入地層?？梢?，井底流動壓力在驅(qū)動流體運動上起到了承上啟下的作用。39. 油井生產(chǎn)壓差油井生產(chǎn)壓差是指油井地層壓力與流動壓力之差。一般來說，在地質(zhì)條件相同的情況下，生產(chǎn)壓差越大，油氣井的產(chǎn)量越高。當生產(chǎn)壓差大到某一種程度，即井底流動壓力低于飽和壓力較多時，油井井底附近地層會大量脫氣，氣油比會明顯上升。對凝析氣井則井底附近地層會出現(xiàn)明顯的反凝析現(xiàn)象，尤其對于那些應力敏感性顯著的油氣藏，流壓過于降低，生產(chǎn)壓差過于增大，會導致井底

18、附近地層滲透率減小，產(chǎn)能下降。也可能出砂。此時，油氣井產(chǎn)量不再增加或增加減少。顯然，這對保持油氣井長期高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)是不利的。因此，油氣井不能任意放大生產(chǎn)壓差，必須在合理的生產(chǎn)壓差下生產(chǎn)。40. 總壓差總壓差是指目前地層壓力（P）與原始地層壓力（Pi）之差。p=P-Pi 表示油藏開發(fā)過程中油藏能量的消耗程度。p>0累積注入量大于累計采出量，地層能量充足p=0 累計注采平衡，地層能量無盈虧p<0累計注入量小于累計采出量，地層能量虧損41. 流壓梯度流動壓力對井深的變化率。單位MPa/100m?，F(xiàn)場測流壓梯度是測量不同深度兩點的流動壓力之差除以兩點距離。流壓梯度分注水井流壓梯度和生產(chǎn)井流壓

19、梯度，該指標反映井筒不同深度兩點流體密度計摩阻的變化。因此，可以根據(jù)流壓梯度的變化判斷井筒是否有水，如果油氣井見水，則流壓梯度會大增；此外，由于流壓梯度也反映了井筒摩阻的影響，因此，在多相垂直管流中，應盡量避免用流動梯度來折算井內(nèi)不同深度的流動壓力。42. 靜壓梯度關(guān)井后靜止壓力對井深的變化率。單位MPa/100m?，F(xiàn)場測靜壓梯度是測量不同深度兩點的靜止壓力之差除以兩點距離。靜壓梯度分注水井靜壓梯度和生產(chǎn)井靜壓梯度，該指標反映井筒不同深度兩點流體密度的變化。因此，可以根據(jù)靜壓梯度的變化判斷井筒是否有水，如果油氣井見水，則靜壓梯度會大增，可以看出明顯的油水或油氣分界面。因此，對井筒下部積水的井，

20、不能根據(jù)井筒上部靜壓梯度來折算油藏中部靜壓。關(guān)井后井底壓力恢復達到穩(wěn)定狀態(tài)時，所測得的靜壓梯度曲線可以用來幫助確定油藏壓力系統(tǒng)。43. 飽和壓力在油藏溫度下，地層原油開始析出天然氣時的地層壓力，又稱泡點壓力。飽和壓力可以用來衡量油藏的飽和程度。對于原始狀況而言，飽和壓力高于地層壓力，則為氣頂油藏；飽和壓力等于地層壓力，則為飽和油藏；飽和壓力低于地層壓力，則為低飽和油藏。這是衡量油藏驅(qū)動類型的標志，地層壓力處于飽和壓力以上為彈性驅(qū)動，地層壓力處于飽和壓力以下為溶解氣驅(qū)動。飽和壓力高，地飽壓差小，油藏彈性能量小，彈性采收率低；飽和壓力低，地飽壓差大，油藏彈性能量大，彈性采收率高。從舉升的觀點來看，

21、飽和壓力高，井筒脫氣點低，油井自噴能力強；飽和壓力低，井筒脫氣點高，油井自噴能力，但那可以使生產(chǎn)壓差大幅增大，從而提高油井產(chǎn)量。44. 地飽壓差地層壓力與原油飽和壓力的差值?？梢杂脕砼袛嘤吞锂斍八幍尿?qū)動類型。地飽壓差大于0，表示油田處于彈性驅(qū)動，地飽壓差小于0，表示油田處于溶解氣驅(qū)動。在其他相同的情況下，地飽壓差越大，油藏彈性能量越大，彈性采收率越高；反之，地飽壓差小，油藏彈性能量小，彈性采收率低。在地層壓力及其他條件相同的情況下，地飽壓差大，則飽和壓力低，井筒脫氣點高，油井自噴能力弱；反之，地飽壓差小，則飽和壓力高，井筒脫氣點低，油井自噴能力強。45. 靜液面高度油井關(guān)井后油管和套管環(huán)形空

22、間液面的高度。靜液面高度從油層中部深度起算，與靜液面高度相對應的井底壓力是靜壓或地層壓力。在測量液面時，往往套管壓力等于零。這樣，在不同套壓下測得的液面并不直接反映井底壓力的高低。為了消除套管壓力的影響，便于對不同資料進行對比，提出一個折算液面的概念，即把在一定條件套壓下測得的液面折算成套管壓力為零的液面。對于多數(shù)井，靜液面和動液面往往是在不同套壓下測得的。因此，計算采油指數(shù)時，應采用折算液面。液面的位置一般都是采用回聲儀來測量抽油井的液面，利用聲波在環(huán)空的傳播速度和測得的時間來計算其位置。46. 動液面高度抽油井生產(chǎn)時油管和套管環(huán)形空間液面的高度。47. 注入壓力注水、汽井在注入狀態(tài)下的井口

23、壓力，又稱注水、汽壓力。正注時注入壓力為油管壓力，反注時為套管壓力。其數(shù)值等于注水泵出口壓力減去店面管線壓力損失。另外，注入壓力也可以指井底流動壓力。其數(shù)值等于注水、汽井井口壓力加上注水、汽的井筒液柱壓力減去磨損壓力。在正常采用的壓力范圍內(nèi)，注水、汽井井底流動壓力與水汽量成正比。但一般不能超過巖石破裂壓力，以防造成油層破裂，引起油井暴性水淹的可能。此外，超過巖石破裂壓力，還會引起套管變形或地層傷害的風險。不過對于那些低滲透油藏或?qū)佣?，卻往往采用壓裂增注的辦法來提高其吸水能力。48. 報廢井由于各種原因不用于油田生產(chǎn)的井。分為地質(zhì)報廢和工程報廢。地質(zhì)報廢是未鉆遇油氣層，或者在開發(fā)過程中，由于各種

24、地質(zhì)原因造成無法生產(chǎn)的井；工程報廢是鉆井質(zhì)量不合格，或者在開發(fā)過程中，由于其他各種原因造成無法生產(chǎn)的井。將沒有完鉆的井提出報廢所依據(jù)的原因（1） 井內(nèi)造成復雜事故故且證實在技術(shù)上不可能消除，同時這些井也無法作為其他用途，例如回采上層或用作注入井和觀察井。（2） 該井所鉆開的地層完全不含油，而且不可能作為其他用途。將生產(chǎn)井提出報廢的原因（1） 井內(nèi)發(fā)生了在技術(shù)上經(jīng)確認不可能消除的事故，如套管損壞、工具或管子落入等，并且在套管損壞部位以上沒有可采的目的層。（2） 完全水淹，并且沒有可回采的目的層。49. 儲量替換率當年新增可采儲量與當年產(chǎn)油量之比。該指標用來說明油田或公司生產(chǎn)發(fā)展的潛力大小。在年產(chǎn)

25、油量基本相同的情況下，儲量替換率等于1，當年新增可采儲量與當年采出油量保持平衡，說明該油田或公司生產(chǎn)形式比較穩(wěn)定。儲量替換率大于1，當年新增可采儲量大于當年采出油量，說明具有增加生產(chǎn)的潛力，發(fā)展趨勢良好；儲量替換率小于1，當年新增可采儲量小于當年采出油量，說明增加生產(chǎn)的潛力弱，發(fā)展勢頭不佳。儲量替換率與儲采平衡系數(shù)（第16）含義相同，均為當年新區(qū)新增可采儲量和當年老區(qū)新增可采儲量之和除以當年核實產(chǎn)油量，只是儲采平衡系數(shù)用小數(shù)表示，儲量替換率用百分數(shù)表示；它是衡量油田穩(wěn)產(chǎn)和可持續(xù)發(fā)展的重要指標。50. 儲采比某一油區(qū)上年末的剩余可采儲量與本年產(chǎn)油量之比。是油田產(chǎn)量保證的一種指標，可用來分析、判斷

26、油田合理開發(fā)決策及穩(wěn)產(chǎn)形式，并引導油氣勘探開發(fā)投資的合理分配。反映了剩余儲量與采油、采氣速度、穩(wěn)產(chǎn)與遞減的某種內(nèi)在聯(lián)系。儲采比越低，產(chǎn)量遞減越快；反之，儲采比越高，產(chǎn)量遞減越慢，產(chǎn)量保證程度越高，或提高采油速度的潛力越大，生產(chǎn)越主動。但儲采比越大，又會形成資金已儲量存在的形勢積壓。因此，開發(fā)過程中應該確定合理的儲采比。幾個遞減率的定義及說明油氣產(chǎn)量遞減油氣田或油氣井單位時間內(nèi)油氣產(chǎn)量的變化率或下降率。產(chǎn)量變化的一般規(guī)律：在開發(fā)初期需要經(jīng)歷一個逐步建設投產(chǎn)和形成生產(chǎn)規(guī)模的時期。在這一時期內(nèi)，產(chǎn)量逐步上升并趨于穩(wěn)定，達到設計的生產(chǎn)能力。因此，這段時期是產(chǎn)量上升時期或產(chǎn)量上升階段。此后，生產(chǎn)往往都按

27、照配產(chǎn)指標進行有控制的工作，加上注水注汽及其他增產(chǎn)，穩(wěn)產(chǎn)措施，油氣田生產(chǎn)就進入一個產(chǎn)量相對穩(wěn)定的階段。再后，由于地下剩余儲量的不斷減少及單位采油能耗的增加，將進入產(chǎn)量遞減階段。51. 自然遞減率扣除多種增產(chǎn)措施增加的產(chǎn)量后，老井單位時間內(nèi)油氣產(chǎn)量的自然變化率或自然下降率。自然遞減率不考慮新井投產(chǎn)及老井各種增產(chǎn)措施所增加的產(chǎn)量，只考慮老井產(chǎn)量的自然下降。52. 綜合遞減率老井單位時間內(nèi)油氣產(chǎn)量變化率或下降率。綜合遞減只考慮老井而不考慮新井，即考慮老井及各種增產(chǎn)措施情況下的產(chǎn)量遞減率。在油田生產(chǎn)管理中，將綜合遞減率定義為：油田或油井階段末產(chǎn)量（扣除新井投產(chǎn)所增加的產(chǎn)量），與階段初產(chǎn)量之差除以階段初

28、產(chǎn)量。它反映油田老井及其各種措施情況下的實際產(chǎn)量綜合遞減情況。53. 總遞減率單位時間內(nèi)油田或油井產(chǎn)量的總變化率或下降率。既考慮新井投產(chǎn)及老井措施增產(chǎn)，又考慮老井產(chǎn)量的遞減。因此稱為總遞減率。將總遞減定義為：油田或油井階段末產(chǎn)量與階段初產(chǎn)量之差除以階段初產(chǎn)量。它反映油田新、老井及其各種增產(chǎn)措施情況下的實際產(chǎn)量總遞減的狀況。54. 指數(shù)遞減油田或油井的產(chǎn)量按指數(shù)函數(shù)遞減規(guī)律下降。又稱為長百分數(shù)遞減。表示油田或油井在產(chǎn)量下降階段，在單位時間內(nèi)的產(chǎn)量變化率等于一個常數(shù)。55. 調(diào)和遞減油田或油井的產(chǎn)量按調(diào)和遞減規(guī)律下降。表示油田或油井在產(chǎn)量下降階段，其遞減率不是一個常數(shù)，而是隨產(chǎn)量的下降而減小。即隨

29、著時間推移，遞減速度逐漸減緩。調(diào)和遞減的產(chǎn)量和累積產(chǎn)量，在半對數(shù)坐標紙上呈一直線遞減關(guān)系。56. 雙曲線遞減油田或油井的產(chǎn)量按雙曲線遞減規(guī)律下降。表示油田或油井在產(chǎn)量下降階段，其產(chǎn)量隨時間的變化符合雙曲線函數(shù)關(guān)系，其遞減率也不是一個常數(shù)，而是隨著產(chǎn)量下降而下降，但比調(diào)和遞減大，比指數(shù)遞減小，介于兩者之間。57. 注入水/汽單層突進多層油田注水/汽開發(fā)時，注入水/汽沿某一單層迅速突進至油井，使該井先見水。單井突進的根本原因是層間滲透率差異過大引起的。這種滲透率差異通常用單井突進系數(shù)來表示，其定義為最大滲透率除以平均滲透率；其次，油層間原有性質(zhì)的差別、連通情況的變化也會加劇注水/汽單層突進現(xiàn)象的發(fā)

30、生。58. 注入水、汽層間竄流儲層之間的隔層或夾層局部或全局在垂向滲流時，注入水或汽在被隔層或夾層分隔的兩儲層間發(fā)生的流動。在驅(qū)油過程中，儲層之間因滲透率的差異而使其排驅(qū)前緣位置不同，同時注入水、汽與原油之間的粘度差異，致使在一定范圍內(nèi)兩儲層之間存在較高的壓差，此時注入水通過隔層或夾層變產(chǎn)生層間竄流。層間竄流會導致層間油水分布復雜，不利于注水、汽的分層調(diào)控，從而惡化開發(fā)效果。59. 套管外竄流由于固井質(zhì)量不好，導致層間流體通過套管外的水泥環(huán)而發(fā)生流動，套管外竄流將對生產(chǎn)造成極大影響。譬如，夾層水沿套管外水泥環(huán)竄入泥巖層，使得油井過早水淹，開發(fā)效果下降；夾層水沿套管外水泥環(huán)竄入泥巖層，使泥巖發(fā)生膨脹，造成套管損壞；60. 粘溫關(guān)系曲線反映稠油粘度與溫度之間對應關(guān)系的曲線。在熱力采油中，原油粘度與溫度關(guān)系十分敏感，溫度越高，粘度降低。粘溫曲線可以反映各溫度段粘度對溫度變化的敏感程度，是熱力采油中重要的基礎資料。61. 流變特性曲