油藏工程參數(shù)計算及圖版

油氣藏工程參數(shù)計算及圖版PAGE231.2油氣藏工程參數(shù)計算及圖版1.2．1原油地面粘度與地面密度的關(guān)系原油地面粘度隨著密度的增大而增高，即密度大原油稠。在密度較小時，粘度隨密度增大緩慢增高，當(dāng)密度較大時，原油粘度顯著增高。勝利油區(qū)幾個大油田如勝坨、孤島、孤東及埕島油田的原油地面粘度隨地面密度變化規(guī)律基本一致，但粘度隨密度的變化速度仍有所差異。如圖，1.2．2原油地下粘度和地面粘度的關(guān)系原油地下粘度是油藏工程研究中重要參數(shù)之一。其值通常由高壓物性樣品測取獲得。但大量的高壓物性樣品取得是困難的。為了解掌握油藏地下原油粘度，油藏工程師一般用一定數(shù)量樣品的高壓物性分析的地下原油粘度與容易獲取的地面原油粘度做統(tǒng)計關(guān)系，間接地計算油藏的地下原油粘度值。下面是勝坨油田、東辛油田、埕島等幾個油田油層條件下原油粘度和地面脫氣原油粘度的統(tǒng)計關(guān)系圖。見圖12-2-1、2、3。2。3原油體積系數(shù)～油層壓力、地面原油粘度～溫度圖一所示為綜合勝利油田地層原油體積系數(shù)與壓力關(guān)系曲線。該圖版是用單次脫氣體積系數(shù)查在不同壓力下多級脫氣體積系數(shù)數(shù)據(jù)圖二所示為綜合勝利油田稠油地面原油粘溫曲線。該圖版是用50℃1.2.4天然氣粘度～溫度天然氣的粘度取決于其組成、壓力和溫度。在高壓和低壓下，其變化規(guī)律是截然不同的。在國際單位制中，粘度的單位是，工程上常用的單位為泊（）及厘泊（，），其換算關(guān)系為：＝（）＝（）１常壓下（）的天然氣粘度在低壓條件下，天然氣的粘度與壓力關(guān)系不大，它隨溫度的升高而增大，隨分子量的增大而降低。目前，普遍應(yīng)用、和發(fā)表的圖版（圖版）。常壓下（）的天然氣粘度可以根據(jù)下式進(jìn)行計算：μ＝Σμ（）〔Σ（）〕（１）式中：μ常壓下天然氣的粘度，；μ常壓下組分ｉ的粘度，；天然氣中組分ｉ的摩爾份數(shù)，％；組分ｉ的分子量。對于烴類氣體，（）式的平均誤差為％，最大誤差為％。當(dāng)天然氣中含有非烴類氣體時，會使粘度增加，所以，必須根據(jù)其含量，引進(jìn)必要的修正（圖版中的三個小圖版）。２高壓下（大于）的天然氣粘度在高壓條件下，影響天然氣粘度的重要因素是壓力。它隨壓力的升高而增大，隨溫度的升高而下降，隨分子量的增大而增大，即具有液體粘度的特征。首先根據(jù)已知的溫度、分子量或相對密度γ，在圖版中查出下的天然氣粘度μ；然后根據(jù)所給狀態(tài)計算出對比參數(shù)、再從圖版、中查出粘度比μ／μ，則求得高壓下的粘度為：μ=（μ／μ）μ對等人的圖版進(jìn)行擬合，得到了以下關(guān)系式：μ＝（γ）（＋）＋（γ）＇μ／μ＝＋＇＋＇＋＇＋（＋＇＋＇＋＇）＇＋（＋＇＋＇＋＇）＇＋（＋＇＋＇＋＇）＇式中，粘度的單位為，溫度的單位為攝氏度（）。式中各系數(shù)的值如下＝＝＝＝＝＝＝＝＝＝＝＝＝＝＝＝已知、，想求出μ，其步驟如下：（１）根據(jù)、γ，用式計算μ；（２）根據(jù)＇、＇，用式計算＇μ／μ；（３）所求μ為：μ＝（＇μ／μ）μ／＇含有非烴類氣體時，粘度也會增加，所以，也必須進(jìn)行非烴校正?？梢圆捎糜谀臧l(fā)表的方法：μ＝μ＋Δμ＋Δμ＋Δμ其中Δμ＝2〔（γ）＋〕Δμ＝2〔（γ）＋〕Δμ＝2〔（γ）＋〕1.2.5天然氣在水中的溶解度～溫度＋壓力＋礦化度天然氣在水中的溶解度（或稱為溶解氣水比）主要取決于地層壓力，而溫度的影響是很小的。它還與水的礦化度有關(guān)，礦化度越高，天然氣在水中的溶解度越低。天然氣在水中的溶解度大大低于天然氣在原油中的溶解度，根據(jù)統(tǒng)計經(jīng)驗，它一般為0.7—3.56。圖版4、5分別為天然氣在純水中的溶解度及其礦化度校正。其經(jīng)驗公式為：在純水中：Rsw=〔（）＋〕在地層水中：Rsb=Rsw＇＇〔〕（）式中：（（（（（（＇礦化度校正系數(shù)；水的礦化度，用的質(zhì)量百分?jǐn)?shù)表示，；溫度，。1.2.6天然氣壓縮因子圖版天然氣的壓縮因子Ｚ是為描述真實氣體而引入的一個較正系數(shù)，它的定義為：在一定溫度和壓力條件下，一定質(zhì)量的氣體實際占有的體積與在相同條件下作為理想氣體應(yīng)該占有的體積之比。Z＝Vactual／Videal（１）Z的大小，反映出真實氣體的引力和體積兩個因素影響的綜合效果。當(dāng)Z>1時，真實氣體比理想氣體難以壓縮；當(dāng)Z<1時，真實氣體比理想氣體容易壓縮；當(dāng)Z＝1時，真實氣體與理想氣體接近。Z的大小與氣體的組成、溫度、壓力有關(guān)。確定天然氣的壓縮因子，可以通過取氣樣用試驗方法來測定、查Standing和Katz的圖版（圖版）或函數(shù)表，目前更多的是利用計算機采用經(jīng)驗公式進(jìn)行計算。1974年，Dranchuk、Purvis和Robinson用BWR狀態(tài)方程擬合Standing-Katz的Z系數(shù)資料，得到了以下方程：Z=1+(A1+A2/Tpr+A3/Tpr3)pr+(A4+A5/Tpr)pr2+A5A6pr+(A7pr2/Tpr3)(1+A8pr2)exp(-A8pr2)pr=0.27Ppr/(ZTpr)式中：A1=0.31506237A2=-1.0467099A3=-0.57832729A4=0.53530771A5=-0.61232032A6=-0.10488813A7=0.68157001A8=0.68446549已知P、T，要計算Z系數(shù)，可以利用兩式聯(lián)立解pr，再將pr回代到兩式中的任何一式，即可求得Z系數(shù)。當(dāng)非烴類含量很少（N2<2％，CO2<1％）時，其誤差小于3％；當(dāng)非烴類或重?zé)N（C5以上）含量較多時，其誤差較大，需進(jìn)行校正（圖版）。在已知和數(shù)值的條件下也可以利用于年提出的以下關(guān)系式對、進(jìn)行校正：Tpc＇22-138.92Ppc＇22-1.1722式中：Tpc＇校正后的擬臨界溫度，；Ppc＇校正后的擬臨界壓力，2、2、2—分別為天然氣中CO2、H2S、N2的摩爾分?jǐn)?shù)。1．2．7地層水的壓縮系數(shù)地層水的壓縮系數(shù)是指：單位體積地層水在壓力改變一個兆帕?xí)r的體積變化值，其表達(dá)式為：=-式中：--地層水的壓縮系數(shù)，1/MPa；--地層水體積；--恒溫下地層水體積隨壓力變化值。地層水的壓縮系數(shù)與地層壓力、地層溫度和地層水中天然氣的溶解度有關(guān)。預(yù)測地層水壓縮系數(shù)相關(guān)經(jīng)驗公式為：=1.4504×10-4（a+bA+cA2）fA=5.625×10-2T+1a=3.8546-1.9435×10-2Pb=-0.3366+2.2124×10-3Pc=4.021×10-2-1.3069×10f=1+4.9974×10-2Rsw式中：--地層水的壓縮系數(shù)，MPa-1；T--地層溫度，℃；P--地層壓力，MPa；Rsw--地層水中天然氣的溶解度，m3/m3。(2)圖版法預(yù)測地層水的壓縮系數(shù)[2]由油藏溫度T和油藏壓力P在圖12-7-1（a）查得不含溶解氣的壓縮系數(shù)′，在圖12-7-2(a)查得天然氣在純水中的溶解度α′，由圖12-7-2(b)查得礦化度校正系數(shù)A，得含鹽水中的溶解度α（=α′A），由α查圖12-7-1(b)得壓縮系數(shù)校正系數(shù)B，最后由=′×B得地層水壓縮系數(shù)。1．2.8地層水的粘度地層水的粘度與地層壓力、地層溫度、地層水的礦化度和天然氣的溶解度有關(guān)，但主要受地層溫度的影響，其次也受地層水礦化度(含鹽量)的輕微影響。在地層條件下，地層水的粘度，一般變化于0.2到1.0mPa.s之間。預(yù)測地層水粘度的相關(guān)經(jīng)驗公式為[1]：=4.33-2.24A+0.484A2-4.637×10-2A3+1.636×10-3A4A=5.625×10-2T+1式中：--地層水的粘度，mPa.s；T--地層溫度，℃。②圖版法[2]由油層溫度和地層水礦化度查圖12-8-1，可求得地層水的粘度。1．2.9有效滲透率和空氣滲透率關(guān)系有效滲透率是指在多相流體共存時，巖石對某一單相流體的通過能力。在油藏工程中經(jīng)常用到油的有效滲透率。原油的有效滲透率一般由試井資料求得，然后與空氣滲透率做統(tǒng)計關(guān)系。在油田試井資料較少的情況下，也有用試驗室相對滲透率曲線資料中巖心束縛水條件下油相滲透率做有效滲透率與巖心空氣滲透率之間做統(tǒng)計關(guān)系，建立相關(guān)經(jīng)驗公式。如埕島油田館上段油層有效滲透率和空氣滲透率統(tǒng)計關(guān)系如圖12-9-1，其相關(guān)回歸公式為：Ko=0.6959×Ka1.0911孤東油田有效滲透率和空氣滲透率統(tǒng)計關(guān)系見圖12-9-2，其回歸公式為：Ko=0.204428×Ka1.11375見圖式中：Ko-有效滲透率，2；或10-32;Ka-空氣滲透率，2；或10-32。1．2.10采油指數(shù)與流度的關(guān)系采油指數(shù)是表示油井生產(chǎn)能力大小的參數(shù)，它是指單位生產(chǎn)壓差下油井日產(chǎn)油能力,也稱全井采油指數(shù),其值主要與油井流動系數(shù)有關(guān)。有時為了對比，也用每米油層采油指數(shù)，簡稱米采油指數(shù)或比采油指數(shù)，它主要與油井流度有關(guān)。采油指數(shù)或米采油指數(shù)一般由系統(tǒng)試井資料確定。為了油藏工程分析使用，常依一定的資料建立采油指數(shù)與流動系數(shù)或米采油指數(shù)與流度的統(tǒng)計關(guān)系。下面是幾個油田米采油指數(shù)與流度的統(tǒng)計關(guān)系曲線（12-10-1、12-10-2、12-10-3）。Ko為有效滲透率，10-3μm2；μ為原油地下粘度，mPa.s；Jo為每米采油指數(shù)，t/d.MPa.m。2。11PVT參數(shù)計算及圖版1、Y函數(shù)計算：式中：飽和壓力，MPa分級壓力MPa分級壓力下體積飽和壓力下樣品體積2、相對體積計算=式中：i級壓力下樣品相對體積Vi級壓力下樣品體積,cmV飽和壓力下樣品體積,cm3、油藏流體壓縮系數(shù)：（飽和壓力以上各壓力區(qū)間）式中：βi級壓力與級壓力間壓縮系數(shù)，1/MPai級壓力與級壓力差，MPai級壓力與級壓力下油藏流體體積之差，cm34、油藏流體氣油比：式中：S油藏流體氣油比,Vgb單次脫氣氣體標(biāo)準(zhǔn)體積,m3V0b單次脫氣油標(biāo)準(zhǔn)體積,m35、油藏流體體積系數(shù)：式中：β油藏流體體積系數(shù)V0i油藏流體體積,cm3V0脫氣油標(biāo)準(zhǔn)體積,cm36、地層油密度：式中：ρor地層油密度,g/cm3G0脫出油氣總重量，gV0i油藏流體體積,cm37、地層石油粘度計算：（落球粘度計）式中：μ0地層石油粘度t鋼球下落時間ρb鋼球密度,g/cm3ρ0原油密度,g/cm3E粘度計校正常數(shù)地層原油高壓物性分析分為單次與多次脫氣。所謂單次脫氣即在地層溫度、壓力條件下地層原油一次性閃蒸到地面所測得的各項參數(shù)。多次脫氣是指地層原始樣品在飽和壓力以下，分不同飽和壓力直到常壓，所測得的各項參數(shù)。下圖即為地層原油多次脫氣物理特性綜合曲線：不同類型油氣藏流體具有不同特征的P-T圖。下面所示的為不同油氣藏的典型P-T圖。（圖四）一個油氣藏類型由它在其流體P-T圖上的位置可做出判斷，因此P-T圖也是油氣藏特別是揮發(fā)性油藏和凝析氣藏開發(fā)設(shè)計的基礎(chǔ)資料之一。因此揮發(fā)性油藏和凝析氣藏除作流體分析外，有時還要作相態(tài)分析（P-T圖）。圖中C點為臨界點，為最高凝析壓力點，為最高凝析溫度點，AC為泡點線，CB為露點線，圖中虛線為液體含量等值線。1.2.12氣體偏差系數(shù)：1、計算視對比參數(shù)：式中：Prp.Trp分別表示天然氣混合物的視對比壓力（也稱虛擬折算壓力）和視對比溫度（也稱虛擬折算溫度）P、T氣體的絕對壓力和絕對溫度YI天然氣混合物中組分i的氣體摩爾數(shù)Pci.Tci分別表示i組分的臨界壓力和臨界溫度2、根據(jù)視對比參數(shù)，根據(jù)氣體偏差系數(shù)圖版，氣體偏差系數(shù)Z值：圖六氣體偏差系數(shù)圖版該圖版使用時受一定條件限制，當(dāng)非烴的含量很少（N<2%，CO2<1%）時，應(yīng)用圖版可直接查出Z值，其誤差小于3％。若非烴或重?zé)N（以上）含量較多時，應(yīng)用該圖版其誤差就較大，此時就需要應(yīng)用另外的圖表進(jìn)行校正。1.2.13利用聲波測井資料求取孔隙度在聲波測井是一種普遍使用的孔隙度測井方法。從發(fā)射器發(fā)出的聲波沿井壁地層滑行，由相隔一定距離的兩個接收器接收，它記錄了縱波經(jīng)過一米地層所需時間△ｔ隨井深變化的曲線，它的大小取決于地層的巖性和孔隙度。在固結(jié)且壓實的砂巖地層中，從粒間孔隙概念出發(fā)，可以導(dǎo)出威利公式求解純砂巖孔隙度Φ。式中△ｔ：測量的砂巖地層聲波時差，μｓ／ｍ；△ｔｍａ：砂巖骨架的聲波時差，μｓ／ｍ；△ｔｆ：孔隙中流體的聲波時差，μｓ／ｍ。對于疏松且未壓實的砂巖，直接用威利公式計算孔隙度，數(shù)值偏大，需采用一個經(jīng)驗系數(shù)—非壓實校正系數(shù)Ｃｐ進(jìn)行校正：由于國產(chǎn)聲波測井儀器未標(biāo)準(zhǔn)化，一般不直接用公式計算孔隙度，而是以巖心分析孔隙度為標(biāo)準(zhǔn)，編制聲波時差與孔隙度交會圖版，從而獲得聲波測井解釋孔隙度關(guān)系式。利用經(jīng)過測井資料標(biāo)準(zhǔn)化、環(huán)境校正后的聲波時差與巖心分析孔隙度在算術(shù)坐標(biāo)中建立關(guān)系，圖Ⅰ是一個油田聲波時差與孔隙度的統(tǒng)計關(guān)系式：圖Ⅰ聲波解釋孔隙度圖版Φ＝0.22△ｔ-38.59圖版使用８１個層，其相關(guān)系數(shù)Ｒ＝0.99，平均絕對誤差±1.2％，平均相對誤差為5.7％，骨架時差175μｓ／ｍ。1.2.14利用阿爾奇（Ａrchie）公式計算飽和度以實驗數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，阿爾奇提出如下關(guān)系：式中：Ｓw：含水飽和度，f；Φ：孔隙度，f；Ｆ：相對電阻率；Ｒo：純水層電阻率，Ω·m；Ｒw：地層水電阻率，Ω·m；Ｉ：電阻增大率；Ｒt：油層電阻率，Ω·m；a、b：與巖性有關(guān)的系數(shù)；m：膠結(jié)系數(shù)，與孔隙結(jié)構(gòu)有關(guān)；n：飽和指數(shù)。將以上兩公式合并，得含水飽和度計算公式：（１）a、b、m、n求取一般通過巖電實驗室采用本油田巖心測定，圖Ⅱ、Ⅲ是某一油田巖心的實測資料實例。圖Ⅱ巖電實驗孔隙度與地層因素交會圖和度交會圖圖Ⅲ巖電實驗電阻增大率與含水飽由圖Ⅱ得關(guān)系式：F=1.430Φ-1.426，則a=1.430，m=1.426；由圖Ⅲ得關(guān)系式：Ｉ=1.013Sw-2.011，則b=1.013，n=2.011。（２）地層水電阻率求取①根據(jù)試油的水分析礦化度資料，在不同礦化度和不同溫度下的地層水電阻率圖版上，查得Rw。②由鄰近純水層的聲波時差（△t)及電阻率（Ｒo）代入飽和度公式求得Ｒw。若目的層附近找不到純水層，可在被解釋剖面上找一標(biāo)準(zhǔn)層，先算出該層地層水電阻率，然后作深度校正，求得目的層的Ｒｗ。③由泥漿電阻率（Ｒｍ），通過查圖版求泥漿濾液電阻率，進(jìn)而用泥漿濾液電阻率和自然電位值查圖版，求得Ｒｗ。④根據(jù)地區(qū)統(tǒng)計規(guī)律確定Ｒｗ我國許多油田實際試水資料的研究表明，同一油田的地層水電阻率往往隨著地層埋藏深度的增加而呈規(guī)律性的變化，一般可由下列的關(guān)系式表示：logRw=AD+B式中Ａ、Ｂ：與地層性質(zhì)有關(guān)的系數(shù)；Ｄ：地層埋藏深度，ｍ。（３）油層電阻率求取可由四米梯度、感應(yīng)、側(cè)向等電阻率測井讀數(shù)，經(jīng)過厚度、圍巖、侵入等影響因素校正后求得。井網(wǎng)密度與井距的關(guān)系/孫洪林（規(guī)劃）不同井網(wǎng)形式的理論波及系數(shù)/孫洪林（規(guī)劃）1．2.17巖石的壓縮系數(shù)巖石的壓縮系數(shù)是指：單位體積巖石在壓力改變一個兆帕?xí)r孔隙體積的變化值，其表達(dá)式為：Cf=式中：Cf-巖石的壓縮系數(shù)，MPa-1；Vf-巖石的體積；Vp-壓力降低△P時，孔隙體積縮小值。巖石壓縮系數(shù)一般由試驗室測定。下面是埕島油田主體北館上段巖石壓縮系數(shù)與有效上覆壓力的關(guān)系曲線(圖12-16-1)。2。18氣體狀態(tài)方程在進(jìn)行與天然氣有關(guān)的能量及相平衡計算過程中，天然氣的壓力、體積及溫度的計算是必不可少的。聯(lián)系氣體的壓力、體積及溫度的方程，就稱為氣體狀態(tài)方程。１.理想氣體狀態(tài)方程根據(jù)波義耳（R.Boyle）—查理（J.A.C.Charles）定律和阿佛加得羅（Avogadro）定律，理想氣體的壓力P、體積V與氣體的質(zhì)量n、溫度T成正比，所以，理想氣體的狀態(tài)方程可以用下式表示：PV＝nRT（１）式中：P—氣體的絕對壓力，MPa；V—氣體的體積，m3；T—氣體的絕對溫度，K；n—給定壓力P、溫度T條件下，體積V中氣體的摩爾數(shù)，mol；R—通用氣體常數(shù)，其值取決于壓力、體積及溫度的單位，國際單位制中，其值為8.314×10-6MPa·m3／（mol·K）。所謂理想氣體是指：（１）氣體分子為無體積、無質(zhì)量的質(zhì)點；（２）氣體分子之間無作用力（包括引力和斥力）。在常溫、常壓條件下，一般的真實氣體，用公式（１）進(jìn)行計算，誤差不超過5％。壓力越高、溫度越低，則誤差越大。在壓力不超過0.4MPa，溫度不太低時（同常溫相比），對一般的真實氣體，公式（１）還是可以應(yīng)用的。當(dāng)壓力超過0.4MPa時，公式（１）的精確性進(jìn)一步下降；這時，氣體應(yīng)看作非理想氣體（或稱真實氣體）。２.真實氣體狀態(tài)方程對于真實氣體，不能使用理想氣體狀態(tài)方程進(jìn)行計算；特別是高壓氣體，用理想氣體狀態(tài)方程進(jìn)行計算，誤差有時高達(dá)500％。天然氣是一種真實氣體，它不服從理想氣體狀態(tài)方程，高壓時必須對（１）式進(jìn)行修正。描述真實氣體狀態(tài)方程的關(guān)系式很多，工程上廣泛采用的方法為：在理想氣體狀態(tài)方程中引入一個較正系數(shù)—壓縮因子Z。則（１）式變化為：PV＝ZnRT（２）式中各項意義同前。根據(jù)對應(yīng)狀態(tài)原理，在相同的對應(yīng)狀態(tài)（即氣體具有相等的擬對比溫度Tr＇和擬對比壓力Pr＇）下的氣體，對理想氣體狀態(tài)方程的偏差相同，即具有相等的Z值。其中：Tr＇＝T／Tc＇Pr＇＝P／Pc＇Tc＇＝ΣyiTciPc＇＝ΣyiPci式中：T—氣體的絕對溫度，K；Tc＇—氣體的擬臨界溫度，K；Tci—氣體各組分的擬臨界溫度，K；P—氣體的絕對壓力，MPa；Pc＇—氣體的擬臨界壓力，MPa；Pci—氣體各組分的擬臨界壓力，MPa；yi—氣體中組分ｉ的摩爾份數(shù)，％。溫度和壓力可以使用任何絕對單位，但是，T和Tc、P和Pc所使用的單位必須相同。變異系數(shù)計算方法及推薦方法/張秉正（斷低）反映儲層均質(zhì)程度（粒度、孔隙度、滲透率等）。一般用單樣品分析法計算，有以下幾種計算法。以滲透率為例：滲透率級差分析樣品中最大值與最小值之比。非均質(zhì)系數(shù)分析樣品中最大值與平均值之比。變異系數(shù)分析樣品值的均方差與平均值之比。式中Kmax─最大滲透率值Kmin─最小滲透率值K─平均滲透率值Ki─單個樣品滲透率值n─樣品個數(shù)推薦應(yīng)用變異系數(shù)計算方法。其可以粗略地評價儲層內(nèi)非均質(zhì)程度，即Kv<0.5為均勻，0.5~0.7為較均勻，Kv≥0.7為不均勻。但實際工作中需要綜合上述諸因素及流體性質(zhì)等其他條件，通過油藏工程計算才能做出確切的評價。1．2．20．啟動壓力：地層開始吸水時的注水壓力。啟動壓力與地層壓力有很即的直線關(guān)系，可以回歸成直線方程，P啟=a+bP地。式中：P啟—啟動壓力，MPaa,b—系數(shù)P地—地層壓力，MPa1．2．21．吸水指數(shù)：注水井單位注水壓差下的日注水量。又反映注水井注水能力及油層吸水能力的大小。并可用來分析注水井工作狀況及油層吸水能力的變化。其計算公式為：（m3/MPa.d）不便測注水井地層壓力時，可用測吸水指示曲線的方法求得：（m3/MPa.d）為了計算方便，也可用視吸水指數(shù)，其公式為：（m3/MPa.d）式中：Iw—吸水指數(shù)，（m3/MPa.d）I’w—視吸水指數(shù)，（m3/MPa.d）qiw—日注水量，m3/dPw—井底壓力，MPaP—地層壓力，MPaPiwh—注水井井口壓力，MPaQw—兩種工作制度日注水量之差，m3/dPw—兩種工作制度井底壓力之差，MPa1．2．22．采油指數(shù)：單位采油壓差下油井的日產(chǎn)油量。它代表油井生產(chǎn)能力的大小，可用來判斷油井工作狀況及評價增產(chǎn)措施的效果。在油層內(nèi)呈單相（無游離氣）流動狀態(tài)下，不同工作制度的采油指數(shù)基本相同。其計算公式為：（t/MPa.d）在油層內(nèi)呈多相（有游離氣）流動狀態(tài)下，不同工作制度的采油指數(shù)有應(yīng)值，其計算公式為：（t/MPa.d）式中：qo—日產(chǎn)油量，t；p—靜壓，MPa;pwf—流壓，MPa；n—油井指示曲線指數(shù)或稱滲濾特性參數(shù)。1．2．23．無因次采油指數(shù)：油井對應(yīng)某一含水時的采油指數(shù)與具無水時的采油指數(shù)之比，計算公式為：式中：Jo’(fw)—含水為fw時的無因次采油指數(shù)；Jo(fw)—含水為fw時的采油指數(shù)；Jo(o)—無水時的采油指數(shù)。1．2．24．無因次采液指數(shù)：油井對應(yīng)某一含水時的采液指數(shù)與無水時的采液指數(shù)之比。計算公式為：式中：JL’(fw)—含水為fw時的無因次采液指數(shù)；JL(fw)—含水為fw時的采液指數(shù)；JL(o)—無水時的采液指數(shù)。2。25密閉取心井飽和度校正方法密閉取芯井飽和度校正方法及驅(qū)油效率計算勝利石油管理局目前每年打密閉取芯井4-5口，對開發(fā)一段時間的油田，為了檢查地下的油水分布狀況，油層的動用情況，各類油層的驅(qū)油效率，縱向剩余油分布規(guī)律及潛力分析，建立平面測井解釋圖版。國內(nèi)主要是用密閉取芯井方法來研究的。打密閉取芯井，目的是求準(zhǔn)油層的目前含油飽和度，還需求準(zhǔn)原始含油飽和度（1減束縛水飽和度），油層的最終殘余油飽和度，才能計算驅(qū)油效率和進(jìn)行潛力預(yù)測。（一）束縛水飽和度的求取束縛水飽和度的求取一般有兩種方法，一種方法是利用油田初期油基泥漿取芯井的束縛水飽和度與各項物性參數(shù)建立回歸關(guān)系式；另一種方法是用初期的油基泥漿取芯井的束縛水飽和度與測井曲線讀值建立的關(guān)系式，來求取目前取芯井的束縛水飽和度，經(jīng)過分析我們認(rèn)為第二種方法求取束縛水飽和度的精度有待改善。下面兩式為孤島油田利用原始油基泥漿取芯井渤108井建立的孤島油田館上32+3層和34層的束縛水飽和度與相關(guān)參數(shù)的回歸關(guān)系式：館上32+3層Swi＝-2.52φ－152.28md＋133.64r＝0.88館上34層Swi＝-3.66φ＋161.66r＝0.94下式為勝坨油田利用原始油基泥漿取芯井2-2-觀18井建立的沙二1-3砂層組求束縛水飽和度的關(guān)系式：lgSwi=A0-(A1lgM+A2)lg(φ/A3)A0=0.0607535A1=1.5A2=3.6A3=0.147915M-粒度中值φ-孔隙度（二）實驗分析含油飽和度的校正特高含水期要求準(zhǔn)油水飽和度資料困難較大，用密閉取芯井分析化驗求飽和度，對不密閉樣品就得進(jìn)行油水飽和度校正；也可以用測井資料求取，但其精度較低。1、不密閉樣品含油飽和度校正對于取芯過程中不密閉樣品，由于泥漿水浸入影響含油飽和度，需要對其進(jìn)行校正，校正思路如下：計算取芯過程中浸入油砂樣品的泥漿水體積Vg＝C.M1C－浸入單位質(zhì)量油砂的泥漿水量M1－樣品質(zhì)量(2)計算水的分流