油藏工程統(tǒng)計公式匯編

PAGEPAGE189油藏工程統(tǒng)計公式匯編前言油藏工程是油田開發(fā)的靈魂，是油田開發(fā)重要學(xué)科之一，它的任務(wù)是在精細油藏描述的基礎(chǔ)上制定科學(xué)的開發(fā)方案、動態(tài)分析效果評價、開發(fā)趨勢預(yù)測、調(diào)整挖潛對策制定，以期獲得油田開發(fā)最高采收率和最佳經(jīng)濟效益。在油藏工程研究中，除借助于當今先進的技術(shù)方法外，還經(jīng)常應(yīng)用常規(guī)的數(shù)理統(tǒng)計和類比。為幫助油礦現(xiàn)場開發(fā)地質(zhì)人員和高級技術(shù)工人在實際工作中的方便，作者將三十余年收集的國內(nèi)外專家、學(xué)者研究和發(fā)表過的統(tǒng)計經(jīng)驗公式，按油田開發(fā)相關(guān)順序分類整理匯編成冊，僅供使用者結(jié)合自己工作實際選用參考。由于作者水平所限，匯編中難免有不妥和差錯，敬請使用者批評指正。另外由于作者在收集過程中，部分遺忘了公式提出者的姓名，在此深表歉意。一九九七年目錄儲層描述參數(shù)計算儲層非均質(zhì)性參數(shù)儲層物性參數(shù)計算孔隙結(jié)構(gòu)描述參數(shù)含油、水飽和度確定方法油氣層損害的評價參數(shù)高壓物性的統(tǒng)計公式體積系數(shù)統(tǒng)計公式地下流體粘度統(tǒng)計公式地下流體密度統(tǒng)計公式流體和巖石壓縮系數(shù)統(tǒng)計公式地質(zhì)儲量與可采儲量計算地質(zhì)儲量計算方法采收率與可采儲量計算方法井網(wǎng)與井網(wǎng)密度確定方法井網(wǎng)控制合理井網(wǎng)密度與經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度的確定方法油氣水計量與油井產(chǎn)狀公式油氣水常用的計量公式油井產(chǎn)狀公式開發(fā)動態(tài)指標計算速度和程度的計算強度和指數(shù)的計算各種壓力與壓差計算遞減率與含水上升率計算各類比例系數(shù)計算水侵量計算周期注水參數(shù)的確定開發(fā)效果評價理論計算與統(tǒng)計圖板綜合含水率及耗水量大小評價無因次注入，無因次采出曲線注入水利用率與圖板繪制注采壓力系統(tǒng)評價方法稠油藏注蒸汽熱采熱物性參數(shù)的計算注入蒸汽的利用效率計算開發(fā)技術(shù)指標的預(yù)測合理采油速度預(yù)測方法含水與含水上升率和見水時間預(yù)測產(chǎn)油量遞減規(guī)律與產(chǎn)油量預(yù)測油層平均地層壓力的預(yù)測最大排量預(yù)測附一、油藏工程常用參數(shù)代號與單位換算附二、開發(fā)效果評價的統(tǒng)計圖板第一章儲層描述中參數(shù)計算油氣藏開發(fā)的對象是深埋于地下的含油氣儲集層，而表征儲集層特性的參數(shù)是研究、認識和評價其好壞的依據(jù)。描述儲層特性內(nèi)容豐富，但在礦場實際工作人員中，經(jīng)常遇見和使用的有儲層非均質(zhì)性、儲層的物性、孔隙結(jié)構(gòu)以及儲層內(nèi)所含流體的高壓物性等。信層非均質(zhì)性參數(shù)砂巖系數(shù)――指地質(zhì)有效厚度與地層從頂?shù)降姿袔r石的總厚度之比（注我國又稱凈總厚度比）。分層系數(shù)――指每口井中的小層數(shù)之和與總井數(shù)的比值。砂巖穩(wěn)定系數(shù)――指儲層的發(fā)育面積與開發(fā)區(qū)塊的總面積之比。連通系數(shù)――－指二個地層相互連通的面積與開發(fā)區(qū)塊總面積的比值或指地層相互連通的厚度和與總厚度的比值；或剖面中砂巖連通的井數(shù)與總井數(shù)的比值。滲透率變異系數(shù)（Vk）――指平面上最大滲透率和最小滲透率的均方差與平均滲透率的比值。VK=滲透率極差――指縱向上最大滲透率與最小滲透率的比值。滲透率極差＝7．單層突進系數(shù)：從兩個方面求取.靜態(tài)上：單層突進系數(shù)＝動態(tài)上：單層突進系數(shù)＝平面突進系數(shù)――指最大水線推進距離與平面水線推進距離的比值。以上八個參數(shù)用于儲層非均質(zhì)性描述，非均質(zhì)性既有平面，也有層間和層內(nèi)非均質(zhì)性，用時應(yīng)針對描述內(nèi)容選擇。另外還可以應(yīng)用下列參數(shù)。層內(nèi)非均質(zhì)性粒級層序，即層內(nèi)粒度韻律性。若層內(nèi)由下向上粒級由粗變細者，為正韻律；由細變粗為反韻律，若層內(nèi)粒級反復(fù)變化則為復(fù)合韻律。層內(nèi)非均質(zhì)性的滲透率變異系數(shù)，滲透率極差，突進系數(shù)參數(shù)，均按層內(nèi)分段計算結(jié)果判別。層內(nèi)非均質(zhì)性還可統(tǒng)計不穩(wěn)定薄泥質(zhì)夾層及其它隔層分布。如用隔層寬度與井距的比值大小表示。平面非均質(zhì)性砂體的幾何形態(tài)，一般以砂體的長寬比表示。如席狀砂體：長寬比近于1：1，平面上呈等軸狀；土豆狀的長寬比為≤3：1；條帶狀的長寬比＞3：1≤20：1；鞋帶狀砂體長寬比＞20：1。砂體的連續(xù)性，重點是側(cè)向連續(xù)性（即砂體短軸方向），用砂體實際寬度與井距之比表示。砂體配位數(shù)――指一個砂體和幾個砂體接觸連通的比例。層間非均質(zhì)性高和特高滲透層的分布情況。層間隔層狀況，可按不同等級厚度所占井數(shù)的頻率表示。也可用等厚圖表示。儲集層物性參數(shù)計算孔隙度、巖石孔隙是儲集層儲集流體的空間場所，反映儲層儲集流體性能好壞的用孔隙度表示。巖石的孔隙度是指巖石中孔隙體積與同一巖石的總體積之比。巖石孔隙有絕對孔隙度（總孔隙度）和有效孔隙率。油田開發(fā)有用的是有效孔隙度。絕對孔隙度（總孔隙度）――巖石總孔隙體積（包括連通的和不連通的孔隙）與巖石的總體積之比φ絕＝有效孔隙度――指巖石中互相連通的孔隙體積與巖石總體積之比φ有＝3.孔隙性好壞分級級別極差差中等好特好Φ（%）＜55―1010－2020－25＞254．孔隙利用系數(shù)――指無水采油的油層水淹平均飽和度減去束縛水飽和度。5．孔隙系數(shù)――指有效孔隙度與絕對孔隙度的比值。孔隙度值的求取，一是巖芯實驗方法測取，二是測井曲線求取。巖芯實驗由研究機關(guān)進行，而測井解釋礦場人員也可進行，因此介紹幾種測井曲線求取孔隙度的方法。密度測井密度測井是一種主要的孔隙度測井方法。通過測井所得到的地層體積密度等于巖石顆粒密度和孔隙內(nèi)流體密度的加權(quán)平均值，即：ρb=φρf+(1-φ)ρma整理得φ＝式中：ρb――地層體積密度ρma――巖石骨架密度ρf－－地層孔隙中流體的密度常見的巖石顆粒密度和流體密度見下表顆粒密度（g/cm3）流體密度（g/cm3）硬石膏2.95空氣（標準狀況下）0.00129白云巖2.88天然氣（標準狀況下）0.00078方解石2.71天然氣（3000磅/英寸2,180°下）0.146石灰?guī)r2.7050°API的原油0.780石英2.6630°API的原油0.786高嶺石2.6310°API的原油1.000伊利石2.76水（標準狀況下）微晶高嶺石2.00淡水1.000巖鹽2.17海水1.026煤1.00—1.80高礦化度水1.180聲波時差測井聲波時差測井主要用來確定巖石的孔隙度，它是記錄聲波沿著井眼方向穿過一定厚度地層所需要的傳播時間。聲波測井的響應(yīng)公式為TL=A+Bφ系數(shù)A取決于巖性，系數(shù)B與有效應(yīng)力和顆粒結(jié)構(gòu)有關(guān)，在不含粘土膠結(jié)砂巖中，平均傳播時間近似由下式求出：t＝φ△tf+(1-φ)△tmaφ＝式中：t――測量的砂巖地層聲波時差tma――砂巖骨架聲波時差tf――孔隙中流體的聲波時差一般沉積巖骨架聲波速度、聲波時差見下表聲波速度（英尺/s）聲波時差（μm2/英尺）砂巖18000—1950055.5—51.0石灰?guī)r2100047.6白云巖2300043.5硬石膏2000050.0巖鹽1500066.7套管（鐵）1750057.0淡水529.1189.0鹽水540.5185.0空氣1088919.0石油4300232.0雷蒙――漢特公式求孔隙度φ＝64.46（1-）或φ=56.7（1-）式中：△t――時差測井讀值由于測井解釋孔隙度是時差與地面分析孔隙度建立的上述回歸方程，因此計算的孔隙度是地面孔隙度，根據(jù)遼河油田地面孔隙度與地下孔隙度的關(guān)系，得出地下孔隙度換算公式：φf＝1.01432φ－1.00232Υ＝0.9995式中：φf――地下孔隙度φ――地面孔隙度中子測井中子測井主要用來劃分孔隙性巖層和確定巖層的孔隙度。當?shù)貙涌紫吨械囊后w是地層中氫的主要來源時，中子測井值就和孔隙中液體體積相對應(yīng)。如巖石骨架不含氫，則中子測井的讀數(shù)就等于孔隙度。滲透率儲油氣層巖石均為多孔介質(zhì)，且多數(shù)孔隙（裂隙）是相互連通的。在一定的壓差作用下，流體通過連通孔隙而產(chǎn)生流動。因此，這種在壓差作用下巖石允許流體通過的性質(zhì)就稱為巖石的滲透性，表示巖石滲透性好壞，用滲透率表示。巖石的滲透性是儲層重要物性，是能否形成油氣藏能力的重要條件。滲透率類型絕對滲透率――指當通過巖心孔隙的單相流體時實測的滲透率。一般用空氣，故又叫空氣滲透率。有效滲透率――指當有兩相或三相流體通過巖石時，測得的巖石對其中一相流體的滲透率。相對滲透率――是指巖石的有效滲透率與絕對滲透率的比值。滲透率計算巖石滲透率的“達西方程”K=式中：Q――流體的體積流量μ――流體粘度L――巖石長度（巖心長度）A――流體流過的橫切面積P1――進口端壓力P2――出口端壓力用孔隙度Φ和束縛水飲和度Swi計算滲透率。國外，較廣泛應(yīng)用以φ和Swi為基礎(chǔ)的統(tǒng)計方法計算孔隙性地層的滲透率，所建立的經(jīng)驗方程一般有如下形式K=C·式中的C、X、Y為經(jīng)驗系數(shù)，與地層的孔隙度、膠結(jié)情況及油氣性質(zhì)有關(guān)。對于中等密度的油層K=250對于氣層K=79目前常用的解釋方程K=100·以上的經(jīng)驗方程只適用于中等孔隙度（φ＝15—25%）的純凈，固結(jié)的砂巖地層。為了得到更完整的解釋方程，勝利油田以實際數(shù)據(jù)為依據(jù)，推導(dǎo)出具有普遍意義的方程，有兩種形式：適用于高、中孔隙度砂巖地層lgK=P+7.1lgφ-NlgSwi式中P、N為系數(shù)，與孔隙度和壓實程度有關(guān)P=ao+N=式中ao、a1、A3為經(jīng)驗系數(shù)ao＝3.5～5.0；a1＝0.2～0.4；A3＝0.08～0.2適用于低孔隙度地層lgK=8.63+7.1lgφ+lg(1-Swi)式中B3是壓實程度的函數(shù)，一般B3＝0.7～0.8用孔隙度φ和粘度中值Md計算滲透率根據(jù)我國八個油田4573塊巖心的實測數(shù)據(jù)，找出K、φ、Md三者之間的密切的相關(guān)關(guān)系，推導(dǎo)出如下解釋方程lgK=D1+1.7lgMd+7.1lgφ式中D1為經(jīng)驗系數(shù)，主要與砂巖地層的壓實程度有關(guān)，一般隨壓實程度的增加而呈規(guī)律性增大。裂縫性油氣藏估算裂縫滲透率公式：K＝8.37×106×W2式中W――裂縫寬度試井法求滲透率系統(tǒng)試井求滲透率系統(tǒng)試井又稱穩(wěn)定試井，它是通過變更油、水井工作制度來實現(xiàn)的。當每種工作制度生產(chǎn)穩(wěn)定后，測取產(chǎn)量、壓力以及其它資料，然后繪制系統(tǒng)試井曲線，得到該井的產(chǎn)能方程，進而求出平均滲透率。直線型指示曲線求滲透率=曲線型指示曲線求滲透率=以上兩式中jo――采油指數(shù)jo=(t/MPa.d)qo――穩(wěn)定日產(chǎn)油量（t）PR――目前地層壓力(Mpa)pwf――流動壓力（Mpa）μo－地層原油粘度（mpa.s）Bo――地層原油體積系數(shù)re――泄油半徑（m）rw――油井半徑（m）S――表皮系數(shù)h－油層有效厚度（m）a――二項式產(chǎn)能方程系數(shù)系數(shù)a的求取方法有兩種一是作圖法：二項式產(chǎn)能方程：△p＝aq+bq2變換后得：△p/q＝a+bq。以△p/q為縱座標，q為橫座標，在直角座標系上作圖可得一條直線，直線的截距就是a。二是計算法：在二項式特征世線上任取兩點，可得出兩點的座標（qi,△pi/qi、qj,△pj/qj）利用下式求aa＝（△pi/qi）－bqi而b=不穩(wěn)定試井不穩(wěn)定試井又稱壓力恢復(fù)曲線試井。它是在油井正常生產(chǎn)時下入壓力計并取得流壓梯度后將壓力計下到油層中部時關(guān)井停產(chǎn)一定時間，測取壓力隨關(guān)井時間的恢復(fù)曲線。以此求滲透率。式中：qo――關(guān)井前穩(wěn)定日產(chǎn)油t/dρo――地層原油密度i――壓力恢復(fù)曲線的斜率其它符號同前?？紫督Y(jié)構(gòu)描述參數(shù)儲集層巖石包括骨架（顆粒與膠結(jié)物）和孔隙兩部分組成。巖石骨架分選性――它是反映組成巖石顆粒的均勻程度，顆粒均勻，分選系數(shù)大。分選系數(shù)是以粒度累積含量25%和75%時所對應(yīng)的點的顆粒直徑的比值。粒度中值――在粒度累積曲線上為50%時，所對應(yīng)的顆粒尺寸，用Md50表示。粒度分類粒度分類是巖石顆粒直徑大小來劃分的，見下表巖石婁型顆粒名稱顆粒直徑（mm）礫巖粗礫>00中礫100—10細礫10—1砂巖粗砂1—0.5中砂0.5—0.25細砂0.25—0.1粉砂巖粗粉砂0.1—0.05細粉砂0.05-0.01主要粒級含量大于75%時，稱為分選性好，主要粒級含量在50―75%，為分選中等，小于50%為分選性差?？紫犊紫栋霃建D―巖石中孔隙大小與分布是極不規(guī)劃的，孔隙大小是用孔隙半徑表示，它是將空隙空間簡化為內(nèi)接球的半徑。求最大孔隙半徑r的經(jīng)驗統(tǒng)計公式式中：r――最大孔隙半徑μmk――滲透率μm2φ――孔隙度f喉道――顆粒接觸處呈較窄的通道，此通道叫做喉道。表征喉道特征的參數(shù)有：喉道半徑：它是指垂直于喉道的截面，簡化為內(nèi)接園的半徑來表示。遼河油田得出最小含油喉道半徑的經(jīng)驗公式：rmin=式中：δ＝111.9-107.6ρoaρoa――地面原油密度ρw――地層水密度ρw＝1.0018＋0.0000007×SC－0.0004（T－20）SC――地層水總礦化度T――地層溫度ρo――地層原油密度H――油藏高度H＝油底深度－油頂深度喉道中值――指在粒度累積頻率分布曲線上相應(yīng)于50%的喉道值。平均喉道半徑DmDm=喉道分選系數(shù)SpSp=上兩式中的D16、D50、D84、D95、D5分別為粒度累積頻率16%、50%、84%、95%、5%時的喉道值?？缀肀权D―是孔隙半徑與喉道半徑的比值。當孔喉比值越接近1，表明孔隙結(jié)構(gòu)相對均勻。配位數(shù)――又稱孔喉配位數(shù)。它是指一個孔隙連通的喉道數(shù)。含油、水飽和度確定方法含油水飽和度是指單位孔隙體積所含油與所含水的百分比。它包括儲層的原始含油水飽和度，剩余油水飽和度、殘余油水飽和度。原始含油水飽和度巖心實驗Soi=%Swi=%公式中：Soi，Swi――分別為原始含油、含水飽和度Vo,Vw――分別為油和水的體積（ml）Wr――干巖樣重（g）Pr――巖樣密度(g/cm3)φ――平均孔隙度（f）2．總公司開發(fā)科學(xué)研究院王庚陽和河南石油勘探局測井公司唐文生等人根據(jù)控制儲層原始含油飽和度的巖性、物性參數(shù)和取芯井的42層資料回歸，得出原始含油飽和度方程Swi=100.2850846×Swi(1)1.6707008而Swi(1)=0.535806-0.07281173lgK-1.307159lgφ-0.3080127lgMd+0.2119094lgVsh+sSoi=1-Swi式中：Swi――含油高度校正后的原始束縛水飽和度Swi(1)――未校正前原始束縛水飽和度K――空氣滲透率φ――孔隙度Md－粒度中值Vsh+s――泥質(zhì)加粉砂含量3．相滲透率曲線用某相的相對滲透率與飽和度的關(guān)系繪制成相滲透率曲線。當油相滲透率最大而水相滲透率最小時，油和水相所對應(yīng)的飽和度就是原始束縛水飽和度和原始含油飽和度。大港油田統(tǒng)計公式：Soi＝17.6＋0.4301φ（lg2K+3）K—空氣滲透率μm2φ――孔隙度f剩余油飽和度物質(zhì)平衡法計算剩余油飽和度已知：No=100A·h·φ·Soi·ρo/BoiNr=100A·h·φ·Sor·ρo/BorNr=No-Np所以有Sor=式中：No――地質(zhì)儲量（104t）Nr――剩余儲量（104t）Np－累積產(chǎn)油量（104t）A――含油面積（Km2）h――有效厚度mφ――孔隙度fρo――原油密度（g/cm3）Boi、Bor――原始和目前的原油體積系數(shù)Soi、Sor――原始和目前含油飽和度上式變換：Sor=Soi(1-Np/No)，當考慮目前壓力，則Sor=Soi(1-Np/No)·Bor/Boi。水驅(qū)特征曲線法計算剩余油飽和度利用水驅(qū)特征曲線求出曲線斜率和截距后，求得累積產(chǎn)油量Np=a（lgSor=Soi（1-）式中：a、b為甲型水驅(qū)曲線截距和斜率fw――含水率其它符號同前陳元千公式=式中：――平均含水飽和度WOR――水油比WOR=其它符號同前利用注入水存水率估算含油飽和度應(yīng)用物質(zhì)平衡原理，注水保持壓力開發(fā)油田，注進油層的就占據(jù)被采出油的孔隙體積，使含水飽和度增加。Sw=Swi+Sws=Swi+式中：Swi――束縛水飽和度Sws――注入水使飽和度增加值Wwr――油層存水量Vp――油層孔隙體積巴圖林對西西伯利亞4000多次實驗的統(tǒng)計公式Sor=26+(Soi-30)[0.65-0.211lg(100Vwi)]式中：Vwi――注入水線速度m/d其它符號同前碳氧比測試求剩余油飽和度Sw=(Sw1-Swi)×式中：Sw――校正后的C/O測試含水飽和度Sw′――校正前的C/O測試含水飽和度Swi――標準相滲透曲線束縛水飽和度Soi――標準相滲透曲線殘余油飽和度Sor=1-Sw王庚陽、唐文生等人解釋方程Sw=Ao/exp[2.3(Bo·K·Krw·Rt)/(Rw·Fφ)]式中：Sw－儲層含水飽和度Ao、Bo――與儲層孔隙結(jié)構(gòu)和表面潤濕性有關(guān)的常數(shù)Ao=0.901292056;Bo=0.103551112K――巖石粒度中值對地層因素影響的校正系數(shù)Krw――地層水電阻率對地層因素影響的校正系數(shù)Rt――儲層電阻率（包括油層、水淹油層、油水同層）Rw――儲層水電阻率（或水淹油層混合水電阻率）Fφ――未經(jīng)校正的地層因素（根據(jù)水層電阻率和水的電阻率或孔隙度確定）Fφ＝-15.722－73.649×φ－0.209474×φ－2＋18.162×φ－1地層因素的粒度中值校正系數(shù)φFmdK0.1910.2700.424Fmd(0.191)/Fmd(0.270)Fmd(0.424)/Fmd(0.270)0.10160.7136.1126.51.1810.9290.1597.382.977.71.1740.9370.2063.954.751.71.1680.9450.2543.737.735.81.1590.950平均粒度中值校正系數(shù)1.1710.940根據(jù)上表作K～md圖，得校正方程K＝10-0.129×md-0.27453地層因素的地層水電阻率校正系數(shù)φ(f)FRWKRWF0.329F0.46F0.54F0.46/F0.329F0.54/F0.3290.11601801901.131.1880.1597.31181201.211.2330.2063.970741.101.1580.2535.038441.091.257平均校正系數(shù)KRW1.1251.209根據(jù)上表作KRW～Rw圖，得校正方程KRW＝10-0.1889×Rw-0.391857儲層電阻率用深側(cè)向視電阻率標準化校正，校正方程為KRt=式中：Rsh――頂部純泥巖的深側(cè)向視電阻率Rsh(標準)――標準泥巖層視電阻率，經(jīng)統(tǒng)計平均值為3.5Ω·mRt(校)＝Rt――油層側(cè)向視電阻率曾文沖等人編制的《測井地層分析與油氣評價》一書，提出的公式Swn=式中：Sw――含水飽和度F――地層因素n――飽和度指數(shù)，n值求取n＝0.904－0.515lgRw+0.325lgK或n＝1.347－0.519lgRwn=1.095-0.442PRw――地層水電阻率K――地層滲透率P――地層水礦化度（103ppm）通常n值取2I――電阻率指數(shù)I＝即是儲層電阻率與同樣孔隙度的純水層電阻率的比值Rt－儲集層電阻率Ro――純水層電阻率F――地層因素。反映孔隙度變化對地層電阻率的影響。下值求取阿爾其公式與等效公式F＝等效式公式：F＝式中：a、m是與孔隙結(jié)構(gòu)有關(guān)的算術(shù)常數(shù)，M為孔隙結(jié)構(gòu)指數(shù)，一般是φ和K的函數(shù)：lgM=0.34-0.12φ-0.023lgK對非固結(jié)砂巖地層勝利油田公式：F＝或F＝漢布樂公式：F＝對固結(jié)砂巖地層：勝利油田公式：F＝對比較純的孔隙性碳酸巖地層：F＝或F＝m=1.87+0.019/φ,當φ>10%時，m取2.1，若利用上式求出m>4.0，則m取4.0。對裂縫發(fā)育的碳酸鹽地層，由于具雙重孔隙結(jié)構(gòu)，那么m=式中：mf――為裂縫孔隙結(jié)構(gòu)指數(shù)，mf＝1.1――1.3mb――為粒間孔隙結(jié)構(gòu)指數(shù)，mb＝2V＝為縫洞孔隙度與總孔隙度比值遼河油田測井公司的經(jīng)驗公式Sor＝JB[0.25－（0.12243RWZ/Rt·φ1.61）0.66]式中：JB――水淹系數(shù)（或水侵系數(shù)）RWZ――水淹層混合地層水電阻率Rt――深三側(cè)向電阻率φ――油層孔隙度JB＝m3/a·MpaIPR――注采比VL――采液速度m3/a△P――總壓降Mpa稠油蒸吞吐多周期含水飽和度計算吞吐各周期生產(chǎn)過程相同，具有一定的重復(fù)性。所不同的是采油量隨周期增加而遞減，采水量遞增。因每一個吞吐周期的注入蒸汽冷凝水不可能全部采出，導(dǎo)致各個吞吐周期開始之前的初始含水飽和度不同，且具有一定的繼承性。據(jù)1994年《遼河石油勘探與開發(fā)》第一期發(fā)表的姚玉林建立的關(guān)系式，以一口井為例。第一周期：（1）＝PV(1)+Swi-Wp(1)/Vp第二周期：(2)=PV(2)+(1)-Wp(2)/Vp···第n周期：Sw(n)=PV(n)+(n-1)-Wp(n)/Vp式中：――油層平均含水飽和度PV――蒸汽注入孔隙體積倍數(shù)Swi――油層原始含水飽和度Vp――單井控制的孔隙體積Wp――累積產(chǎn)水量角碼數(shù)1.2…n為周期數(shù)Wp/Vp――采出水倍數(shù)檢查井研究通過檢查井密閉取芯實測油水飽和度后，應(yīng)換算到地下的油水飽和度，換算公式為So地下＝1.08BoSo地面式中：Bo――地層原油體積系數(shù)So地面――巖心地面測出的含油飽和度用水驅(qū)油效率推算剩余油飽和度Ef=或Sor=Soi(1-Ef)Ef=Af-5.5lnμRAf=58.4+7.38lnVf所以Sor=Soi{1-[(58.4+7.38LnVf-5.5LnμR)·S+8%]}式中：Sor――剩余油飽和度Soi――原始含油飽和度Vf――注入孔隙體積倍數(shù)μR――油水粘度比S――校正系數(shù)S＝K――空氣滲透率對親水油藏水驅(qū)油效率應(yīng)附加8%動態(tài)分析法對水驅(qū)開發(fā)油藏利用動態(tài)分析方法來研究剩余油飽和率分布，關(guān)健是確定水淹面積，在水淹面積確定之前先確定水淹級別，分級別畫出水淹等值圖。水俺面積＝折算水淹半徑r水俺＝數(shù)值模擬法。應(yīng)用計算機技術(shù)對開采歷史擬合后作剩余油飽和度分布圖。殘余油飽和度由于油層的潤濕性和毛細管作用，以及孔隙結(jié)構(gòu)、排驅(qū)和吸滲過程的滯后，開發(fā)工藝技術(shù)等多種因素影響，油層中都將殘留一定飽和度的原油?；瘜W(xué)示蹤劑法此法由美國埃克森公司提出，其解釋方程如下VL=Fvo+(1-F)Vw…………(1)當Vo=0時，則=1-F…………(2)（3）將（2）式代入（3）式，得（4）整理（4）式式中：VL――示蹤劑分子在油層中運動速度Vw――地層水在油層中運動速度F――溶于油的那部分示蹤劑分子1－F――溶于水的那部分示蹤劑分子Vo――殘余油分子在油層中運動速度KL――分配系數(shù)（可稱熱動力學(xué)平衡比值）KL＝～10實驗室求?。–t）o――示蹤劑在油中的濃度（Ct）w――示蹤劑在水中的濃度2.測――注――測方法國內(nèi)外廣泛利用測――注――測方法來求取殘余油飽和度。其基本原理是向儲層中注入某些液體誘發(fā)飽和率的變化，在注入前后中子壽命測井，將測的曲線對比計算含油飽和度。一般注入液體可以是淡水，鹽水或氯化原油。Sw=Sor=1-式中：Sw――含水飽和度Sor――殘余油飽和度∑fw――注入鹽水后巖層總的俘獲截面∑ff――注入淡水后巖層總的俘獲截面∑wf――淡水的俘獲截面∑ws――鹽水的俘獲截面ф――孔隙度如果在注入鹽水后再注入相同的中子俘獲截面的氯化原油，把油驅(qū)走后再進行一次中子壽命測井，則可消除孔隙度影響。Sor=∑fs――注入氯化原油后巖層總俘獲截面3.水淹油層殘余油飽和度解釋方程此方程是根據(jù)河南油田統(tǒng)計得出Sor=式中：Sor――殘余油飽和度K――空氣滲透率ф――孔隙度Md――粒度中值Vsh+s――泥加粉砂含量4.童憲章公式殘余油飽和度＝Soi×5.已知標定采收率后求此殘余油飽和度殘余油飽和度＝6.稠油藏統(tǒng)計公式（此公式不適用歡喜嶺油田）Sor=0.5666e-0.007478TsSwr=0.2475+0.0010375Ts式中：Sor――高溫油氣系統(tǒng)中殘余油飽和度Swr――高溫油氣系統(tǒng)中束縛水飽和度Ts――注汽溫度其它概念可動剩余油飽和度可動剩余油飽和度等于剩余油飽和度減去殘余油飽和度2.臨界含水飽和度Sw臨――蘇爾古切夫臨界含水飽和度是指采出液中沒有水的時刻的最小含水飽和度，但它大于原始含水飽和度（Swi）。Sw臨＝SoB＋（1－SoB）Ef或Sw臨＝0.0371lgK-0.0971lgμo+0.293式中：SoB――殘余水飽和度與滲透率有關(guān)Ef――無水開采期的水驅(qū)油效率K――滲透率μo――原油粘度3.極限含水飽和度（Sw極）――蘇爾古切夫極限含水飽和度是指采出液何中沒有油的時刻的含水飽和度。Sw極＝SoB＋（1－SoB）Ef終或Sw極＝0.0381lgK-0.0811lgμo－0.112式中：Ef終――最終的水驅(qū)油效率其它符號同前第五節(jié)油氣層損害的評價參數(shù)油氣層損害使?jié)B流空間縮小降低絕對滲透率，以及流動阻力增大使相對滲透率下降。對油氣層損害國內(nèi)外專家曾提出多種方法和指標來評價，本節(jié)將介紹一些常用指標。表皮系數(shù)與擬表皮系數(shù)1．表皮系數(shù)SS=（）·ln（）式中：K――未受損害的地層滲透率Kd――受損害的地層滲透率rd――受損害的井半徑rw――未受損害井半徑表皮系數(shù)由試井資料求取不穩(wěn)定試井：S=1.151（）系統(tǒng)試井：S=（）ln（）Kj=j=以上各式中：Pws(lh)—關(guān)井一小時后地層壓力Pwf――流動壓力m――壓力恢復(fù)曲線斜率K――滲透率ф――孔隙度μ――原油粘度C――流體壓縮系數(shù)rw――油井半徑Kj――估算滲透率re――供給半徑j(luò)――采油指數(shù)B――原油體積系數(shù)h――有效厚率Q――油井日產(chǎn)量PR――地層壓力2.擬表皮系數(shù)試井測試的表皮系數(shù)為總表皮系數(shù)或視表皮系數(shù)，它包含一切引起偏離理想井的各種擬損害，這些擬損害又區(qū)別于純損害，所以稱之擬表皮系數(shù)。S＝Sd+∑S′=Sd+SpT+SpF+SSW+Sb+Stu+SASd――純污染表皮系數(shù)∑S′――擬表皮系數(shù)之和SpT――部分完成擬表皮系數(shù)SpF――射孔擬表皮系數(shù)SSW――井斜擬表皮系數(shù)Sb――流度擬表皮系數(shù)Stu――非達西擬表皮系數(shù)SA――不對稱井位擬表皮系數(shù)流動效率與堵塞比流動效率FEFE=或FE=當△PS＝0FE＝100%＝1△PS<0FE>1PS>0FE<1式中：Pe――外邊界壓力PWf――井底流壓PS――附加壓降Pt――理想壓差Pa――實際壓差2.堵塞比（DR）堵塞比是流動系數(shù)的倒數(shù)DR==附加壓降附加壓降是表皮效應(yīng)壓降的另一稱呼PS＝△Pa－△Pt＝0.87ms式中：m――壓力恢復(fù)曲線直線段斜率s――表皮系數(shù)有效半徑（rc）ln=rc＝rwe-s式中：rw――井眼半徑（或鉆頭半徑）當rc＝rw時，儲層未受損害rc<rw儲層受損害rc>rw儲層得到改善完善指數(shù)（CI）章憲章（1977）提出，定義為壓差和斜率比值CI=當CI＝7時，地層未受損害CI>8時，地層受損害CI≦6時，地層被改善高壓物性參數(shù)的統(tǒng)計公式高壓物性資料是油藏描述和開發(fā)設(shè)計的重要資料，一般它是通過高壓物性取樣（PVT取樣）在室內(nèi)實驗完成的。本章不介紹室內(nèi)實驗計算，僅介紹一些相關(guān)的統(tǒng)計公式，以彌補一些油田沒有PVT實際資料的不足。體積系數(shù)統(tǒng)計公式原油體積系數(shù)地層壓力高于飽和壓力時Bor=Boi[1－Co(Pi－PR)]式中：Boi――原始原油體積系數(shù)fCo――原油壓縮系數(shù)1/MPaPi――原始地層壓力MPaPR――目前地層壓力MPa低于飽和壓力時Bor=1+C1Rs+（C2+C3Rs）（6.4286×10-2T-1）·式中：Rs――壓力為P時的氣油比T――油層溫度ro――原油密度rgs――天然氣相對密度C1、C2、C3――統(tǒng)計常數(shù)與原油密度有關(guān)常數(shù)ro≥0.876ro<0.876C12.6261×10-32.6222×10-3C26.4470×10-34.0500×10-2C3-3.7441×10-42.7642×10-5飽和壓力下的原油體積系數(shù)美國加利福尼亞飽和油藏統(tǒng)計公式Bob=0.972+1.1213×10-2F而F=0.1404Rs（）0.5+（5.625×10-2T+1）Bob=0.972+1.1213×10-2[0.1404Rs（公式中符號同前Glaso根據(jù)北海和其他油田PVT統(tǒng)計公式Lg(Bob-1)=2.91329Bob-0.27683(lgBob)2-6.58511而Bob★=0.1813[Rs()0.526+(5.625×10-2T+1)]式中：Bob――飽和壓力的相關(guān)因子其它符號同前地層水體積系數(shù)Bw=Bwp+(Bwpg-Bwp)(1-)式中：Bwp――純水的體積系數(shù)Bwpg――天然氣飽和純水的體積系數(shù)Bw――地層體積系數(shù)x――水的礦化度Y――礦化度校正系數(shù)與溫度有關(guān)溫度（℃）礦化度校正系數(shù)（y）37.810.07465.610.05093.410.044121.270.033體積換算系數(shù)體積換算系數(shù)＝1噸油體積數(shù)＝（）m31噸油相當?shù)耐皵?shù)＝地下流體粘度統(tǒng)計公式原油粘度地面脫氣原油粘度地面脫氣原油粘度與溫度有關(guān)，我國常用20℃時的粘度，記作μ20℃，對高凝油和重質(zhì)稠油又使用50℃的粘度，記作據(jù)美國Beal利用492個油田和Glaso利用英國北海油田分析數(shù)據(jù)建立起相關(guān)經(jīng)驗公式C＝205735(5.625×10-2T+1)-3.444d＝10.313[lg(5.625×10-2T+1)+1.5051]-36.447式中：μOD――在地層溫度下脫氣原油粘度rO――地面脫氣原油相對密度T――地層溫度飽和壓力和飽和壓力以下地層原油粘度據(jù)Beggs和Robinson利用美國巖心公司取樣資料，建立經(jīng)驗公式μO＝AμBODA＝（5.625×10-2Rs+1)-0.515B=(3.7433×10-2Rs+1)-0.338μOD＝10x-1x＝1.7763×10-2y(5.625×10-2T+1)-1.163y＝3.0324-2.6602(1.076/rO-1)式中：Rs――溶解氣油比，其它符號同前經(jīng)驗公式應(yīng)用范圍Rs＝3.56～368.67m3/m3rO＝0.7467～0.9593P＝0.1013～36.3MpaT＝21.13～146.233.飽和壓力以上的地層原油粘度據(jù)Vazgues和Beggs建立的相關(guān)公式μO＝μOb（P/Pb）mm＝956.4295P1.187·exp[-(1.3024×10-2P+11.513)]式中：μOb――飽和壓力時地層原油粘度P――地層壓力Pb――飽和壓力天然氣粘度據(jù)Lee和Gonzalez等人的相關(guān)經(jīng)驗公式μg＝10-4K·exp(xρgy)K＝X＝0.01(350+)Y＝0.2（12-x）ρg＝式中：μg――地層天然氣粘度mpa.sρg――地層天然氣密度g/cm3Mg――天然氣分子量Kg/KmolMair――空氣的分子量Kg/KmolT――地層溫度rg――天然氣相對密度K――氣體通用常數(shù)mpa.m3/(Kmol.K)Z――氣體壓縮因子地層水粘度經(jīng)驗公式μw＝exp[1.003-0.4733(5.625×10-2T+1)+2.0296×10-2(5.625×10-2T+1)2]公式中符號同前地下流體密度統(tǒng)計公式地層原油密度相關(guān)經(jīng)驗公式ρo=(ρos+1.2237×10-2rgRs)/Bo式中：ρos為地面脫氣原油密度對于未飽和油藏或飽和油藏的初期，Rs值可以取為生產(chǎn)氣油比。rg――天然氣相對密度，對空氣rg＝1ρo＝式中Boi為原始原油體積系數(shù)天然氣密度ρg＝式中：m――氣體質(zhì)量KgV――氣體體積m3氣體相對密度rg＝式中ρair為標準條件下空氣密度Kg/cm3地層水密度經(jīng)驗公式ρw＝0.996732-4.61464×10-5T-3.06254×10-6T2式中：T為地層溫度對上式進行礦化度校正后得出下式ρw＝1.08388-5.10546×10-4T-3.06254×10-6T2流體和巖石的壓縮系數(shù)統(tǒng)計公式原油壓縮系數(shù)據(jù)Vazquez和Beggs于1980年提出的經(jīng)驗公式Co=rgs=rgp[1+0.2488()(5.625×10-2Tsp+1)×(lgPsp+0.1019)式中：rgs――在0.689Mpa壓力下分離器分離氣體相對密度Tsp――分離器溫度Psp――分離器壓力Rs――壓力為P時溶解氣油比Rs=C1rgsPc2exp[]a1=-1433;a2=28.075;a3=550.4a4=-1180;a5=1658.215;a6=105C1～C3與原油密度有關(guān)見下表常數(shù)ro≥0.876ro<0.876C12.37161.1661C21.09371.1870C36.87606.3967天然氣壓縮系數(shù)Cg＝Ppc/CprPpc為擬臨界壓力Ppc＝4.7546-0.2102rg+0.03(%CO2)-1.1583×10-2(%N2)+3.0612×10-4(%H2S)式中：%CO2――二氧化碳的摩爾組分含量%%N2――氮氣的摩爾組分含量%%H2S――硫化氫的摩爾組分含量%Cpr――擬對比壓縮系數(shù)Cpr＝CgPpc可查圖求取Cg――天然氣壓縮系數(shù)地層水壓縮系數(shù)經(jīng)驗公式Cw＝Cwp(1.0+4.9412×10-2Rsw)式中：Cwp――地層純水的壓縮系數(shù)1/mpaRsw――地層水的氣體溶解度m3/m3Rsw＝Rswp（1.0－×10-4xy）Y――地層水礦化度ppaX――礦化度校正系數(shù)，見前表Rswp――天然氣在純水中的溶解度m3/m3Jones經(jīng)驗公式Cw＝1.4504×10-4[A+B(1.8T+32)+C(1.8T+32)2]×(1.0+4.9974×10-2Rsw)A＝3.8546-1.9435×10-2PB＝-1.052×10-2+6.9183×10-5PC＝3.9267×10-5-1.2763×10式中：Rsw――天然氣在地層水中的溶解度P――地層壓力T――地層溫度地層巖石的壓縮系數(shù)Cr＝фCf式中：ф――孔隙度Cf――巖石的有效壓縮系數(shù)正常壓力系統(tǒng)Cf=異常壓力系統(tǒng)Cf＝（8.7046×10--3L-2.4747）×10式中L為異常高壓油氣藏埋藏深度總壓縮系數(shù)Ct＝CoSoi+CwSwi+Cf式中：Co、Cw、Cf為地層原油、地層水、巖石的壓縮系數(shù)Soi、Swi為地層原始含油、含水飽和度地質(zhì)儲量與可采儲量計算地質(zhì)儲量計算方法石油地質(zhì)儲量計算方法靜態(tài)法―――容積法公式No＝100Ao·h·φ·So·ro/Bo式中：No――地質(zhì)儲量104tAo――含油面積Km2h――油層有效厚度mφ――油層孔隙度fSo――含油飽和度fro――原油密度g/cm3Bo――原油體積系數(shù)f動態(tài)法――物質(zhì)平衡方程物質(zhì)平衡方程式有很多不同的形式，介紹常規(guī)表達式和兩種特殊形式。No=式中：Np――累積產(chǎn)油量Bt――目前壓力下的原油體積系數(shù)Bg――－天然氣的體積系數(shù)Bti――原始原油體積系數(shù)Bgi――天然氣原始體積系數(shù)Rp――目前生產(chǎn)氣油比Rsi――原始氣油比We――水侵量Wp――累積產(chǎn)水量Bw――水的體積系數(shù)m――扭頂體積與原油體積的比值Cf――巖石壓縮系數(shù)Cw――地層水壓縮系數(shù)△P――壓差Sw――含水飽和度Wi――累積注水量有氣頂存在時，由于壓縮系數(shù)C值很小，可以略去不計，公式可簡化為：No=2．沒有氣頂，則m＝0，公式簡化為飽和壓力以上時：No=Co――原油的壓縮系數(shù)So――含油飽和度飽和壓力以下時：No=如果油藏沒有邊底水侵入，則We＝0如果油藏沒有注水，則Wi＝0物質(zhì)平衡方程中的體積系數(shù)，壓縮系數(shù)，氣油比，邊底水侵入量都是壓力的隱函數(shù)，因此采用保持壓力時這個方法準確性就差。天然氣儲量計算公式容積法G=A·h·ф(1-Swi)··式中：G――天然氣地質(zhì)儲量A――含氣面積h――有效厚度Swi――束縛水飽和度Tsc――地面標準絕對溫度293°KT――氣藏絕對溫度°KPsc――地面標準壓力Pi――原始氣藏壓力Zi――原始氣頂偏差系數(shù)公式中除Zi外，其它參數(shù)較易取得。Zi值可先求出對比壓力，對比溫度后查圖，此法較復(fù)雜。下面介紹一種簡便的經(jīng)驗公式。Z＝1/AA=1+α=式中：A――天然氣在壓力P時的校正系數(shù)α――波義耳――馬略特的百分誤差――平均地層壓力m――天然氣中甲烷含量C――天然氣中乙烷含量d――天然氣中丙烷含量e－天然氣中CO2含量S――天然氣中H2S含量a――天然氣中空氣含量壓降法壓降法僅適用于封閉狀態(tài)，沒有邊底水的氣藏，即是氣藏的儲氣孔隙體積不變，根據(jù)波義耳――馬略特定律，物質(zhì)平衡方程可表達為：式中：Pi――原始壓力PR――目前壓力Psc――地面標準壓力Tsc――地面標準絕對溫度T――氣藏絕對溫度Zi――原始狀態(tài)氣體偏差系數(shù)Z――t時刻在壓力PR下的氣體偏差系數(shù)Vo－原始氣藏儲氣的有效容積Vt――t時刻藏儲氣的有效容積Gp――累積產(chǎn)氣量公式討論在定容積條件下：Vo＝VtVo=當P＝0，Gp→G，即所有采出量為原始氣儲量，則原始氣儲量為G=此公式就是壓降法計算氣儲量的基本公式。對定容氣藏，Vo、Pi、Zi、T為固定值，在標準狀況下，地面標準壓力Psc＝1大氣壓，公式中變量僅有P、Z、Gp。G-K直線方程斜率：K=截距：G=石油動態(tài)地質(zhì)儲量石油動態(tài)地質(zhì)儲量是指水驅(qū)油藏的水驅(qū)地質(zhì)儲量。它是通過水驅(qū)特征曲線統(tǒng)計得出的一個儲量常數(shù)B值，童憲章院士提出動態(tài)地儲公式：No動＝7.5BB值是水驅(qū)曲線直線段斜率（b）的倒數(shù)，即B＝1/b。采收率與可采儲量計算方法可采儲量等于地質(zhì)儲量與采收率的乘積，因此采收率確定是關(guān)健經(jīng)驗公式原蘇聯(lián)石油研究所統(tǒng)計公式ER＝0.507-0.167lgμR+0.0275lgK-0.000855f-0.05Vk+0.171Sk+0.0018h原蘇聯(lián)石油研究所ER＝0.333-0.0089μR+0.121lgK-0.0013T-＋0.0038h+0.149Sk+0.173f美國格斯利――格林伯格公式ER＝0.11403＋0.2719lgK+0.25569Swi-0.1355lgμo-0.1538φ-0.001144h美國阿爾普斯公式ER=0.3225[童憲章相滲透率曲線公式ER=0.277+0.133[lg(水驅(qū)采收率公式ER=0.274-0.1116lgμR+0.09746lgK-0.0001802hf-0.06741Vk+0.0001675T公式應(yīng)用范圍：μR＝1.9～162.5；K＝69～3000×10-3μm2h＝5.2～35m；f＝2.3～24104mVk＝0.26～0.92T＝30～99.5℃林志芳、俞啟泰公式ER＝0.6911×（0.5757－0.1157lgμR+0.03753lgK）國家儲量辦公室1985年公式ER=21.4289×(KER>8000.41715-0.00219μo800～4000.4078-0.00332μo400～1000.3745-0.0043μo<1000.3078-0.00696μo國家儲委辦1987年公式ER＝17.48＋0.3354×+5.8591×-0.5241f-30.58φ-0.216Pi謝爾卡喬夫公式ER＝ED·e-af大慶油田公式ER＝69.76e-4.62/f長慶油田溶解氣驅(qū)采收率公式ER=0.2126[遼河油田統(tǒng)計公式稀油：lgER＝1.6375+0.2051lg(或ER＝5.1423×(0.2051水驅(qū)采收率方程該方程是美國E·C·唐納森等人提出的ER=7758｛1-REP-式中：φ――孔隙度Swi――束縛水飽和度Sor――殘余油飽和度Boi――原始原油體積系數(shù)Bor――目前條件下原油體積系數(shù)REP――一次采油的采收率Ef――驅(qū)油效率國家油氣專委儲辦1995年據(jù)大慶、勝利、遼河、大港、中原、華北六大油區(qū)150個水驅(qū)開發(fā)單元統(tǒng)計的相關(guān)經(jīng)驗公式：ER＝5.8419＋8.4612lg(+0.3464φ+0.3871S劉斌等人1994年篩選遼河油區(qū)27個中后期開發(fā)的水驅(qū)油藏統(tǒng)計的經(jīng)驗公式：ER＝-0.1772＋0.1149lg(1.0753φ+0.0011S17.稠油藏可采儲量標定方法（1）遼河油田公式lnER＝2.6615+0.0590lg(或ER＝14.3177(0.0590對于稠油蒸汽吞吐采收率劉斌等人針對不同類型油藏吞吐采收率與油層單層厚度、油層凈總厚度比和油層滲透率統(tǒng)計關(guān)系，建立如下公式：塊狀油藏ER＝3.7460×100.0331ho＋2.1074×100.005JH＋2.6148×100.000112K中～厚互層狀ER＝5.3061×100.0299hD＋2.1074×100.005JH＋2.6148×100.000112K中～薄互層狀ER＝2.4950×100.1481hD＋2.1074×100.005JH＋2.6148×100.000112K對于蒸汽驅(qū)采收率劉斌等人統(tǒng)計公式塊狀油藏ER＝7.8464×100.0105hD＋2.6844×100.0043JH＋4.0723×100.000061K中～厚互層狀ER＝6.8481×100.0165hD＋2.6844×100.0043JH＋4.0723×100.000061K中～薄互層狀ER＝4.9405×100.0712hD＋2.6844×100.0043JH＋4.0723×100.000061K以上經(jīng)驗統(tǒng)計公式中：ER――采收率μR――油水粘度比K――空氣滲透率f――井網(wǎng)密度Vk――滲透率變異系數(shù)Sk――砂巖系數(shù)h――有效厚度T――油層溫度Soi――原始含油飽和度Z――油水過渡帶儲量與總儲量的比值Swi――束縛水飽和度μo――地層條件下原油粘度φ――有效孔隙度Boi――原油體積系數(shù)（原始）μw――地層水粘度Pi――原始地層壓力Pa――油藏枯竭壓力(i――臨界油水相滲透率比值ED――驅(qū)油效率a――井網(wǎng)系數(shù)hD――油層平均單層厚度JH――油層凈總厚度比S――井網(wǎng)密度水驅(qū)特征線法甲型曲線關(guān)系式：lgWp＝A1+B1Np通過甲型水驅(qū)曲線直線段回歸得到A1和B1值，在進行一定的換算可得水驅(qū)采收率關(guān)系式：Np=當fw＝98%時，Np就是最終可采儲量NPRER＝乙型曲線lgW·R＝7.5R－N當fw＝98%時，W·R＝49，此時R＝ERER＝N值求?。涸谝倚颓€上任一點找到R與fw值，按下式求而N＝7.5R-lg以上公式中：Np――累積產(chǎn)油量fw――含水率W·R――水油比R――采出程度N――采收率常數(shù)A1、B1――曲線截距和斜率注入與采出特征曲線注入生產(chǎn)特征曲線：ln()＝a1+b1R(1)采出生產(chǎn)特征曲線：ln()＝a2+b2R(2)用（1）式減（2）式得ln()－ln()＝(a1-a2)+(b1-b2)R當開發(fā)到末期，趨近于，水驅(qū)失效，此時的采出程度就可認為是水驅(qū)采收率。ER＝此法是理想假設(shè)Wi=Wp條件下得出的，而實際油田開發(fā)中是很難達到這樣條件的，因此應(yīng)用時只作參考。衰減曲線法油田（油藏）產(chǎn)量進入連續(xù)遞減階段以后，統(tǒng)計表明衰減階段的累產(chǎn)油與相應(yīng)生產(chǎn)時間的關(guān)系可用下式表示：Np＝a-或Npt＝at-b上式反映的線性關(guān)系曲線就稱衰減曲線，曲線截距為b，斜率為a，斜率a就相當于遞減階段的可采儲量。那么遞減階段的可采儲量加上遞減前的累積產(chǎn)量就等于油田（油藏）總的可采儲量。當衰減曲線不規(guī)則時，就對時間校正，得出校正的衰減曲線。時間校正公式為：C=校正曲線作法作遞減期累產(chǎn)油與時間的關(guān)系曲線，在曲線上任取兩點x1和x3，兩點的座標分別為x1(Np1，t1)，x3(Np3，t3)。在兩點間求Np2值。Np2＝(Np1+Np3)過Np2值向時間t作垂線可得t2值。將兩點的時間t1，t3和求得的t2值代入時間校正公式后求得校正系數(shù)C。作Np·（t+c）與(t+c)關(guān)系曲線，按此曲線回歸后，即可求出a′和b′值。Np·（t+c）＝a′(t+c)-b′――柯佩托夫遞減曲線總的可采儲量NPR＝a′+Npi式中：Npi――遞減前的累積產(chǎn)油量流體力學(xué)法此法由勃克萊――列維萊特的前緣水驅(qū)理論推導(dǎo)出來的，他將水驅(qū)過程看作是一個按油水相對滲透率決定的飽和度分布的油水前緣的移動過程，有下列關(guān)系式。Fw==Sc+=Sc+Qi[1-fw(Sc)]式中：――油層中平均含水飽和度Sc――油層束縛水飽和度SL――井壁處含水飽和度fw′――含水率fw的導(dǎo)數(shù)（即含水上升率）μw――地層水粘度μo――原油粘度Kro――油相滲透率Krw――水相滲透率Qi――地層孔隙體積的注入量所以采收率：ER=對值可通過作圖求?。?）根據(jù)相滲透率曲線上任意選出油水相滲透率比值，按公式示出相應(yīng)的含水率fw和相對應(yīng)的Sw值。作出fw—Sw關(guān)系曲線。在fw＝98%極限點作一條切線與fw＝1的直線相交，通過這一交點作垂線與Sw軸相交，則交點值就是值。上述計算采收率公式是在注水保持地層壓力不變的條件下應(yīng)用，若壓力變化，則應(yīng)考慮體積系數(shù)因素：ER=1-式中：Boi和Boa為原始和最終的原油體積系數(shù)Boi(1-)為單位體積內(nèi)殘余油量Boa（1－Sc）為原始含油量由于油水粘度比和地區(qū)非均質(zhì)性影響，因而油藏實際采收率還須考慮一個校正系數(shù)C，而C值有如下實驗結(jié)果表達式;C=式中：Vk――滲透率變異系數(shù)圖板法當作出流度與采收率的關(guān)系圖板后，對于新開發(fā)油田（油藏）可按此圖板查取采收率數(shù)值。ER＞4.00.69e--02214—30.58e--0.044f3—0.50.526e—0.064f0.5—0.10.483e—0.079f<0.10.445e—0.140f式中：f為井網(wǎng)密度采收率求取除以上方法外，還可通過巖心實驗和數(shù)模、物模求得，這些方法請自己參看相關(guān)書籍。稠油藏汽驅(qū)特征曲線法汽驅(qū)特征曲線表達式：lgGi=a+bNp吞吐可采儲量計算式：Np=蒸汽驅(qū)可采儲量計算式：Np=式中：Gi――累積注入蒸汽量Np――累積產(chǎn)油量OSR――油汽比b――統(tǒng)計常數(shù)稠油藏油汽比遞減曲線法lgR=a+b.OSR；當OSR＝0.25時，則ER＝10a液油比曲線――納扎洛夫曲線法表達式：或NR=式中：Lp――累積產(chǎn)液量Np――累積產(chǎn)油量Wp――累積產(chǎn)水量NR――可采儲量a、b――統(tǒng)計常數(shù)井網(wǎng)與井網(wǎng)密度確定方法井網(wǎng)控制1、單儲系數(shù)――指每平方公里含油面積內(nèi)每米油層所具有的儲量，又稱單位體積儲量。（104t/m3）。2、儲量豐度――指單位含油面積儲量。（104t/km2）3、井網(wǎng)控制程度――指油田上油、氣、水井分布和排列對油層的控制程度。換句話說是油、氣、水井分布和排列對儲量控制的百分比。4、水驅(qū)控制程度――指水驅(qū)影響的儲量與井網(wǎng)控制的儲量比值的百分數(shù)，或者油水井各向連通的有效厚度與總厚度比值的百分數(shù)。水驅(qū)控制程度的計算方法水驅(qū)控制程度＝×100%水驅(qū)控制程度＝100%大慶油田面積井網(wǎng)單元水淹面積和控制面積統(tǒng)計表項目三點法四點法五點法七點法反九點法水淹面積系數(shù)0.6060.740.7230.74邊井0.705角井0.86控制面積d20.433d20.5d20.433d2邊井0.492d2角井0.508d2新疆油田統(tǒng)計公式式中：――油藏總驅(qū)替控制程度ε――注采井數(shù)比Co★――與砂體大小有關(guān)的常數(shù)――面積校正系數(shù)d――注采井距四點法：；五點法反九點法大慶油田統(tǒng)計公式Lk＝100-115S-0.7式中：Lk――水驅(qū)控制程度S――井網(wǎng)密度遼河油田統(tǒng)計公式一類油藏（油層發(fā)育好，連通性好）Lk＝105.26-0.8031S二類油藏（油層分布不普遍，厚度變化大）Lk＝102.3-1.5820S三類油藏（油層分布變化大，巖性差）Lk＝124.52-9.05S合理井網(wǎng)密度與經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度確定方法一、井網(wǎng)密度的確定方法所謂井網(wǎng)密度是指含油面積內(nèi)油水井總數(shù)可用f或s表示f(或s)＝Km2/well或ha/well有些書上還用well/Km2或well/ha不同布井方式下井網(wǎng)密度確定據(jù)陳元千著《油氣藏工程計算方法》中提供了確定井網(wǎng)密度和面積注水單元面積的簡單方法五點注水系統(tǒng)A＝0.5×10-4a2或A＝1.0×10-4dB＝1.0×10-4a2或B＝2.0×10-4df＝2.0×106a-2或f＝1.0×106在五點法中a=2dcos45o=d的。七點注水系統(tǒng)A=2?a2sin60o×10-4=0.866×10-4aB=3A=2.598×10-4af=1.1547×106應(yīng)該指出在七點法中a=d九點法注水系統(tǒng)A＝1×10-4aB＝4×10-4aF＝1×106對九點注水系統(tǒng)，注水井到邊生產(chǎn)井距離為d1，注水井到角生產(chǎn)井距為d2，那么d1=ad2=或a=0.7071d2所以：A＝0.5×10-4d22B=2×10-4a2F=2×106d2-2以上各式中：A――單井控制面積的井網(wǎng)密度（ha/well）B――注水單元面積（ha/單元）f――單位面積占有井數(shù)(well/Km2)a――生產(chǎn)井與生產(chǎn)井的進距（m）d――生產(chǎn)井與注水井的井距（m）合理井網(wǎng)密度的確定在第三章第二節(jié)中介紹過一些采收率與井網(wǎng)密度的相關(guān)經(jīng)驗公式，可針對油藏條件選用，下面介紹另外一些方法。單井產(chǎn)能法n=NoVo/t.·qo·E·Z×10-4式中：n――總井數(shù)wellNo――地質(zhì)儲量104tVo――采油速度ft――生產(chǎn)時間dqo――單井日產(chǎn)油t/dE――井的綜合利用率fZ――油井占總井數(shù)的比例則井網(wǎng)密度：f=n/A；A為含油面積（Km2）單井控制合理可采儲量法在一定的盈利率下，合理井網(wǎng)密度應(yīng)該使單井控制的可采儲量的產(chǎn)值等于單井總投資NRO=f=式中：NRO――平均單井控制的合理可采儲量104t/wellm1――單井總投資104元T――主要開發(fā)期年限aA――單井平均生產(chǎn)費用104元/wellB――原油售價

元/tRT――在T開發(fā)期可采儲量采出程度fAo――含油面積Km2β――油田內(nèi)部盈利率fNR――可采儲量104t上式中（1）單井生產(chǎn)費用A＝總成本/總井數(shù)(2)主要開發(fā)階段可采儲量采出程度RT與流動系數(shù)kh/μ在半對數(shù)座標上有線性關(guān)系，即RT＝a+bln()。遼河油田統(tǒng)計式為：RT＝0.8476+0.0161ln()油田內(nèi)部盈利率是根據(jù)每年發(fā)生的凈現(xiàn)金流量，按某一個貼現(xiàn)率進行貼現(xiàn)，求出累積凈現(xiàn)值（M）M＝(Q-H)(1+i)-tt=o式中：Q――原油銷售額H――總支出i――貼現(xiàn)率t――主要開發(fā)年限（一般取7年）采油速度制約法一定的井網(wǎng)密度與采油速度有一定的關(guān)系Vo=noqot/No式中：Vo――采油速度（%）no――采油井數(shù)（well）qo――單井平均日產(chǎn)油(t/d)t――生產(chǎn)時間(d)No――地質(zhì)儲量（104t）油井的產(chǎn)能與油層參數(shù)有關(guān)qo=Z··△PZ=Z值是與油井完善程度、注采井網(wǎng)有關(guān)的系數(shù)Re――供油半徑Rc――油井半徑供油半徑確定：對行列井網(wǎng)，本排和其兩側(cè)鄰井排均投產(chǎn)時，供油面積等于井距與排距的乘積。如果相鄰井排只有一側(cè)投產(chǎn)而另一側(cè)沒有投產(chǎn)，則供油面積等于1.5倍井距與排距的乘積。如果相鄰兩側(cè)都沒有投產(chǎn)，那么供油半徑為2倍井距與排距的乘積。對面積井網(wǎng)，供油半徑可用油井周圍平均井距折算。前蘇聯(lián)P·H季雅舍夫統(tǒng)計羅馬什金油田不同滲透率層和泄油半徑的經(jīng)驗關(guān)系式Re＝171.8＋530K（4）將產(chǎn)能（qo）方程代入采油速度方程后得Vo=(5)將上面（5）式兩端同乘以含油面積（Ao）后再除以總井數(shù)（n）和采油速度（Vo），得=令＝f,=ni(油井數(shù)/總井數(shù))，稱井網(wǎng)系數(shù)所以f=平衡注采比法能使注采平衡的井網(wǎng)密度就是合理井網(wǎng)密度。注采平衡時采油速度Vo=式中：Nw――注水井數(shù)t――生產(chǎn)時間ρo――原油密度IPR――平衡注采比其它符號同前令則nw=n·niVo=(2)將（2）式兩端同乘以含油面積（Ao）后再除以總井數(shù)（n）和采油速度（Vo），得下式。(3)令t=365d上面的（3）變?yōu)閒=方法中IPR即是注采平衡時的實際注采比，也可為階段總壓降為0時的注采比。平衡注采比方法之二f=式中：φ――有效孔隙度――平均含油飽和度h――有效厚度now――油水井總數(shù)其它符號同前季雅舍夫公式法此公式主要用于油藏補鉆加密井數(shù)ng=now(式中：ng――應(yīng)補鉆加密井數(shù)now――現(xiàn)有總井數(shù)re1――對應(yīng)油層平均滲透率的供油半徑re2――不工作層平均滲透率的折算供油半徑此公式適用于主力層與非主力層明顯的油藏。供油半徑求取在采油速度制約法中介紹了幾種方法，這里再介紹一種方法――壓力恢復(fù)曲線re=式中：t∞――測壓力恢復(fù)到地層壓力的時間K――有效滲透率Ct――綜合彈性壓縮系數(shù)ф――孔隙度μo――原油粘度關(guān)于不工作層滲透率確定通過水井分層測試，確定單井不吸水層的滲透率Ki和吸水層的最大滲透率Kmax。作Ki――Kmax關(guān)系曲線，可以得到一個Ki/Kmax常數(shù)值，然后將此常數(shù)值乘以開發(fā)單元中最大滲透率，就可以得到單元中不工作層滲透率。動態(tài)控制法采油井的井網(wǎng)密度fo=式中：Vo――采油速度λL――采液強度t――生產(chǎn)時間――Boi/φ·So·Po其它符號同前油水井在內(nèi)的井網(wǎng)密度f=式中：C――注采井數(shù)比fo――油井井網(wǎng)密度視半徑中值法此法是建立在水驅(qū)控制程度與油砂體周長，面積和井網(wǎng)密度之間的定量關(guān)系。Lk=式中：Lk――水驅(qū)控制程度d――井距ro――視半徑中值關(guān)于Lk將在以后章節(jié)中介紹，在此僅介紹ro視半徑中值的求取。按油砂體儲量大小，求出累積儲量百分數(shù)和與它對應(yīng)的視半徑累積百分數(shù)，如表。油砂體號油砂體面積A油砂體儲量N油砂體長度L油砂體視半徑ri油砂體累積儲量百分數(shù)∑Ni視半徑累積百分數(shù)∑ri11121＋21＋231＋2＋31＋341＋2＋3＋41＋4∶∶∶∶∶∶∶∶∶∶∶∶∶∶∶∶小計∑Ni∑ri按已求出的∑Ni和∑ri作相關(guān)曲線在關(guān)系曲線的橫座標∑Ni上找出50%的點向曲線作垂線與之相交，過交點向累積視半徑軸作垂線與之相交，交點就是累積儲量50%時∑ri（%）值。查∑ri（%）――ri關(guān)系曲線，就求得ro此法適用于油層平面連續(xù)性差、連通不好的油田，而且要已知各求同砂體儲量、周長、視半徑等資料后方可應(yīng)用。稠油藏合理井網(wǎng)密度確定方法新疆油田驅(qū)替特征法d=式中：d――井距F――含油面積b――平均每口井的總投資（包括鉆井費，油建費和操作費）No――地質(zhì)儲量Co――油價――驅(qū)替最終采收率Co★――砂體大小有關(guān)的常數(shù)Co★在開發(fā)設(shè)計時，從已統(tǒng)計的油田水驅(qū)控制程度中找一個平均值，然后反求。也可以從已投入開發(fā)的油田動態(tài)數(shù)據(jù)中統(tǒng)計回歸。Co★反求按下式=1-式中：――水驅(qū)控制程度ε――注采井數(shù)比（五點法ε＝1，七點法ε＝2，九點法ε＝3）――面積校正系數(shù)五點法七點法九點法d――井距新疆油田產(chǎn)量特征法此法是針對油田投入開發(fā)后加密調(diào)整合理井數(shù)的問題。油田進入全面開發(fā)后，其可采儲量的剩余程度（1－Np/N可）與生產(chǎn)井數(shù)和生產(chǎn)月乘積（nt）間在半對數(shù)坐標上有較好的線性關(guān)系，再考慮加密井數(shù)的經(jīng)濟評價，而建立油田開發(fā)合理井數(shù)公式：n=式中：Np――累產(chǎn)油量b――平均每口井總投資Co――油價t――生產(chǎn)時間n――總井數(shù)A,b分別為ln(1-=A-b1nt關(guān)系曲線的截距和斜率應(yīng)用此公式時，先按可采儲量剩余程度與生產(chǎn)井數(shù)和生產(chǎn)時間乘積的實際資料回歸，求得A值和b1值，再將每口井投資和每噸油售價等數(shù)據(jù)代入合理井數(shù)公式，求出所需的總井數(shù)。那么總井數(shù)除以含油面積就是合理井網(wǎng)密度，或者總井數(shù)減去現(xiàn)已有井數(shù)就是今后應(yīng)該加密的井數(shù)?！鱪=n總－n現(xiàn)有馬克斯――蘭根海姆熱平衡公式r2=式中：r――加熱半徑h――有效厚度A――注汽強度X――注汽干度H――潛熱Hs――水比Hv――汽化熱C――校正系數(shù)C取0.4Kn――地層導(dǎo)熱系數(shù)Ts――蒸汽溫度Tt――地層溫度t――注汽天數(shù)μs――平均油層數(shù)法羅克·阿里公式計算吞吐加熱半徑r2=｛｝1/2式中：Ho――注熱速率(Kj/h)K――上覆和下覆巖層的導(dǎo)熱系數(shù)（Kj/m·h·℃）λ――油層與毗鄰巖層的體積熱容比值tD――無因次時間tD=t――注汽時間D――毗鄰巖層的熱擴散系數(shù)D=h――油層厚度ρob――巖石密度Cob――巖石的比熱Ts――飽和蒸汽溫度Tt――油層原始溫度漢考慮蒸汽前緣半徑時，注熱速率為Ho＝1000×q(X·L)式中：q――汽注入速度（m3/h）X――蒸汽干度L――水的汽化潛熱當考慮熱水前緣半徑（rw）時，注熱速率為HD＝1000q[X(Hs-Cw·TR)+(1+X)(Ts-Tt)]式中：Hs――溫度為Ts的熱蒸汽的比焓（Kj/Kg）Cw――水的比熱（4.1868Kj/Kg·℃）其它符號同前簡化的熱平衡方程r2=式中：A――注汽強度PR――階段油層壓力b為油層物性、熱物性有關(guān)的常數(shù)a＝33.125～151.875；b＝－1262.5～－14937.5容積法Ax=式中：Ax――單井供油面積ND――單井預(yù)測累積產(chǎn)油量Boi――原油體積系數(shù)h――井動用油層厚度φ――孔隙度ρο――原油密度So――含油飽和度的變化值So=Soi-Sor當為正方形井網(wǎng)時，井距d計算式為d=經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度的確定在一定的地質(zhì)和開發(fā)條件下，當某一井網(wǎng)密度在開發(fā)中的總投入等于總產(chǎn)值時，即是說經(jīng)濟上達到盈虧平衡點，此時的井網(wǎng)密度就稱為經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度，它是井網(wǎng)密度的上限，一旦超越界線，將造成虧損。方法一f極=式中：f極――經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度ha/well或口/Km2No――地質(zhì)儲量104tER――標定的采收率fR主――主要開采期采出程度fα――原油商品率fP――原油售價元/tO――每噸原油操作費元/tβ――油井系數(shù)β＝總井數(shù)/油井數(shù)Ao――含油面積ha或Km2ID――一口井鉆井投資104元ID＝完鉆井深×單位鉆井成本IB――一口井地面建設(shè)投資104元IC――一口井非安裝設(shè)備投資。104元從全國講IC大體為總投資的10%r――綜合利率；包括貸款利率、企業(yè)盈利率、風險利率等fT――油田主要開采期aO1――一口油井的操作費104元方法二根據(jù)謝爾卡夫建立采收率與井網(wǎng)密度的關(guān)系：ER＝ED·e-af當井網(wǎng)f時，開發(fā)過程中的總產(chǎn)值C就為：C=ED·No·P·e-af相應(yīng)的總投入M為M＝式中：b――總成本；b=(ID+IB+IC)(1+r)T/2當總產(chǎn)值等于總投入時C＝MED·No·P·e-af＝將上式取對數(shù)，并整理后可得下式af＝ln此方程為超越方程，可用交匯法和迭代法求解，迭代法運算復(fù)雜，需借助計算機程序自動試算。再此介紹交匯法。設(shè)F1＝afF2＝ln分別作F1――f和F2――f關(guān)系曲線。兩直線交點向f軸作垂線，在f軸上的交點即是合理經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度。油、氣、水計量與油井產(chǎn)狀公式油、氣、水常用的計量公式油井產(chǎn)油量計量分離器玻璃管量油公式有人孔的分離器量油公式qo=無人孔分離器量油公式qo=公式中：qo――任意量油時間內(nèi)的產(chǎn)油量th――玻璃管量油高度mρw――水的相對密度R――分離器內(nèi)半徑mT――計算產(chǎn)油量的時間st――量油時間sV――人孔體積當已知分離器常數(shù)a時，則公式簡化為qo＝T×量油高度50cm（人孔中心線以下35cm，以上15cm時），a＝258Kg；量油高度35cm9從人孔中心線算起至人孔中心線以下35cm時），計算1d24h產(chǎn)油量，則T＝86400S分離器玻璃管電級法量油公式qo=式中：F――分離器內(nèi)橫截面積m2h――電極距離（量油高度）mn――計數(shù)器記錄的量油次數(shù)ρw――鹽水相對密度T――累積量油時間（電鐘讀數(shù)）分離器翻斗量油計量公式qo＝nG×10-3式中：n――日累積翻斗翻轉(zhuǎn)次數(shù)次/dG――