經(jīng)濟(jì)開發(fā)技術(shù)管理與財(cái)務(wù)知識(shí)研究分析方案

年4月19日經(jīng)濟(jì)開發(fā)技術(shù)管理與財(cái)務(wù)知識(shí)研究分析方案文檔僅供參考6.3油田開發(fā)技術(shù)、經(jīng)濟(jì)界限研究方法6.3.1開發(fā)技術(shù)界限研究方法6.3.1.1一般抽油井流動(dòng)壓力下限為各種泵允許下入的最大深度時(shí)的流壓。Pmin=Pp+rLg(Lm-Lp)×10-3×Fx(6-3-1)式中:Pmin—抽油井最小的合理井底流動(dòng)壓力,MPa;g—重力加速度;等于9.80665m/s2;Pp—滿足一定泵效的泵口壓力,MPa;Lm,Lp—分別為油藏中深和泵深,m;Fx—液體密度平均校正系數(shù)rL—混合液柱密度,g/cm3?；旌弦褐鄬?duì)密度,由以下方法計(jì)算:當(dāng)產(chǎn)氣量較多時(shí):rL＝rog(1－)＋rw(6-3-2)油、氣相對(duì)密度:rog＝i/10i—流壓梯度,由見水前測(cè)流壓時(shí)得到。合理泵口壓力由下式求得:Pp=(6-3-3)式中:G—油井生產(chǎn)氣油比,m3/m3;S—天然氣溶解系數(shù),m3/m3,MPa;Pa—取0.101325MPa,大氣壓力;β—泵的充滿系數(shù),f;fw—油井含水率,f。6.3.1.2不同含水條件下合理壓力保持水平等于:不同含水條件下的最低流壓加上不同含水條件下一定排液量時(shí)的合理生產(chǎn)壓差。(6-3-4)計(jì)算注水井井底流動(dòng)壓力的公式:(6-3-5)式中:T—階段日歷天數(shù),d;nw—注水井?dāng)?shù),口;Lw—注水井時(shí)率,f;QL—階段產(chǎn)液量,104Pj—注水井井底流動(dòng)壓力,MPa;no—采油井?dāng)?shù),口;Lo—采油井時(shí)率,f;Qj—階段注入量,104其它符號(hào)意義同前。6.3.1.3對(duì)于抽油井來(lái)說(shuō),單井最大排液量要受泵徑、泵深及泵效的限制。Qmax=[ΔPmax(0)-ΔPo]·αo·αL(6-3-6)ΔPmax(0)=Po-[Pp+rLg(Lm-Lp)×10-3](6-3-7)式中:Qmax—各種泵徑下油井的最大產(chǎn)液量,t/d。ΔPmax(0)—原始油層壓力條件下的最大生產(chǎn)壓差,MPa。ΔPo—油層總壓降,MPa。αo—油井見水前的采油指數(shù),t/(d·MPa)。αL—無(wú)因次采液指數(shù),小數(shù)。其它符號(hào)意義同前。其中:油井最大生產(chǎn)壓差:根據(jù)油井井筒壓力平衡原理,最大生產(chǎn)壓差由下式表示:ΔPmax(0)=Po-Pmin(6-3-8)式中:Po—原始油層壓力,MPa。Pmin—抽油井最小的合理井底流動(dòng)壓力,MPa。抽油井最小的合理井底流動(dòng)壓力的計(jì)算方法見公式ΔPmax(0)=Po-[Pp+ρLg(Lm-Lp)×10-3](6-3-9)其它符號(hào)意義同前。6.3.1.41)平均單井產(chǎn)液量對(duì)于抽油井,其產(chǎn)液量公式可表示為:(6-3-10)其中:(6-3-11)式中:Pi—原始地層壓力,MPa;P—當(dāng)前地層壓力,MPa;Pp—滿足一定泵效的泵口壓力,MPaaL—無(wú)因次采液指數(shù),f;—油層平均總壓降,MPa;其它符號(hào)意義同前。從上式中能夠看出:在不同的地層壓力下,對(duì)于不同的下入泵深,平均單井產(chǎn)液量是不同的。2)單井注水量對(duì)于注水井有:(6-3-12)其中:(6-3-13)(6-3-14)式中:Pd—吸水時(shí)的啟動(dòng)壓力,MPa;qwi—平均單井注水量,m3/d;rw—水的相對(duì)密度,g/cm3;Pwh—井口注入壓力,MPa;a1、b1—系數(shù),由實(shí)際資料回歸得到。其它符號(hào)意義同前。能夠看出,對(duì)于不同的地層壓力,注入壓力不同時(shí),平均單井注入量也是不同的。3)壓力平衡圖坐標(biāo)系的確定對(duì)于一個(gè)注采系統(tǒng),平均單井注入量與平均單井采液量之間存在如下平衡關(guān)系:(6-3-15)其中:(6-3-16)則有:(6-3-17)式中:qo、qw、qL:分別為平均單井產(chǎn)油量、產(chǎn)水量、產(chǎn)液量,t/d;qwi:平均單井日注水量,m3/d;γo:地面原油相對(duì)密度,g/cm3;Bo;原油體積系數(shù);nw:注水井?dāng)?shù),口;no:采油井?dāng)?shù),口;IPRo:油藏平衡注采比。根據(jù)上式所確定的qwi與qL的關(guān)系,能夠確定出壓力平衡圖坐標(biāo)系。注采系統(tǒng)壓力平衡圖示意圖如下。圖6-3-1注采系統(tǒng)壓力平衡示意圖從上圖中可見,每一個(gè)交點(diǎn)(O點(diǎn))即為壓力平衡點(diǎn),每一點(diǎn)都表明了平均單井日產(chǎn)液、日注水量、平均泵深、平均注入壓力和平均地層壓力(或總壓降)之間的相對(duì)平衡關(guān)系。由于在整個(gè)開發(fā)過(guò)程中,注采壓力系統(tǒng)的五項(xiàng)指標(biāo)的平衡狀態(tài)總是相正確、暫時(shí)的,因此,平衡點(diǎn)反映的是開發(fā)過(guò)程中某一階段的某一條件下的平衡關(guān)系。隨著開發(fā)過(guò)程的變化和注采條件的改變,平衡點(diǎn)將隨之變動(dòng),而每一點(diǎn)的條件又都是相互制約的。當(dāng)前,保持油田在中高含水期穩(wěn)產(chǎn)的一個(gè)重要手段是放大生產(chǎn)壓差,提高油井排液量,充分發(fā)揮地層所提供的產(chǎn)液能力。從上圖中可見,提高單井產(chǎn)液量的途徑有三:A方向:泵的下入深度不變,用提高地層壓力來(lái)增大生產(chǎn)壓差,提高單井產(chǎn)液量。同時(shí),由于恢復(fù)地層壓力的需要,注入壓力和注入量均要相應(yīng)提高。該方向增加了地層能量,但油層壓力不宜恢復(fù)的過(guò)快過(guò)高。過(guò)快會(huì)導(dǎo)致含水上升加快,層間矛盾加劇;過(guò)高造成地下能量過(guò)多儲(chǔ)存,注水泵壓將大大提高,能量增加,不利于充分發(fā)揮油層潛力,且注入壓力一般不允許超過(guò)油層破裂壓力。因此,這一方向主要受注水設(shè)備等一些條件的限制。B方向:油層壓力保持不變,用加深泵掛來(lái)降低流壓,增大生產(chǎn)壓差,進(jìn)而提高排液量。相應(yīng)的根據(jù)滿足注采平衡的需要,要提高注入壓力來(lái)增加注水量。這一方向也要受到泵掛下入最大深度、注水設(shè)備等條件的限制。C方向:注入壓力不變,既注水系統(tǒng)不需改變,用加深泵掛增大生產(chǎn)壓差,可使單井日產(chǎn)液量提高,同時(shí),在飽和壓力以上,允許一定幅度(這一幅度要較加深泵掛所增大的生產(chǎn)壓差要小)的地層壓降,由于地層壓力下降,在相同注入壓力下可使注入壓差增大,使注水量提高,以保持注采平衡。這一方向主要是經(jīng)過(guò)加深泵掛使流壓降低獲得的增大壓差,這種增大的壓差量超過(guò)了由地層壓力下降而導(dǎo)致的生產(chǎn)壓差減小量,經(jīng)過(guò)兩者綜合作用的結(jié)果來(lái)得到提高單井排液量。但由于受泵的最大下入深度及地飽壓差的限制,壓力水平不能過(guò)低。但總的來(lái)說(shuō),這一方向制約條件最小,最能充分利用地層能量。由于不同油田不同區(qū)塊注采系統(tǒng)狀況差異較大,壓力保持水平也不同,采用哪種途徑提高排液量要根據(jù)具體狀況決定。哪一方向提液最好,需要根據(jù)具體情況進(jìn)行分析。6.3.1.51)流度比平方根法在面積注水條件下,最佳的油水井?dāng)?shù)比可近似的等于流度比的平方根。公式:(6-3-18)(6-3-19)式中:R—油水井?dāng)?shù)比;M—流度比;、—地層油、水粘度,mP.s;Kro(Sw)、Krw(Sw)—含水飽和度為Sw時(shí)的油、水相對(duì)滲透率,f;Kro(Swi)—束縛水飽和度下的油相相對(duì)滲透率,f;Swi—束縛水飽和度,f;Sw—含水飽和度,f。油藏的流度比越大,油藏的油水井?dāng)?shù)比就越高,合理的油水井?dāng)?shù)比等于油藏流度比的平方根。2)注采平衡法在相正確合理井網(wǎng)密度和一定的注采比條件下,根據(jù)采油速度和含水率,計(jì)算出注水井與油水總井?dāng)?shù)的比值,進(jìn)而求出所需的注水井?dāng)?shù)。計(jì)算公式:(6-3-20)式中:—注水井與總井?dāng)?shù)之比;—采油速度,f;—注采比;Bo—原油體積系數(shù);—單井平均注水量,m3/d;—含水率,f。N—地質(zhì)儲(chǔ)量,×104t;A—含油面積,Km2;S—井網(wǎng)密度,井／Km2。3)吸水采液指數(shù)比平方根法根據(jù)油藏的注采能力,從注采平衡角度考慮對(duì)油水井?dāng)?shù)比的要求。計(jì)算公式:(6-3-21)式中:R—油水井?dāng)?shù)比;、—地下體積計(jì)算的吸水、產(chǎn)液指數(shù),。6.3.1.6合理注入壓力的確定方法對(duì)于注水開發(fā)的油藏,注水井注入壓力的確定一般要考慮兩個(gè)方面的因素:①注入壓力應(yīng)滿足油藏壓力平衡的要求;②注入壓力不宜超過(guò)地層破裂壓力,為了防止地層破裂引起的水竄,一般以破裂壓力的95%為注水井最大注入壓力。地層破裂壓力的確定主要采用以下幾種方法:(1)現(xiàn)場(chǎng)壓裂施工經(jīng)驗(yàn)公式:克烏斷裂以北(井深950m以上):P破=42.5116+0.1941H(6-3-22r=0.9361n=11克烏斷裂以南(井深950m以下):P破=74.3475+0.1331H(6-3-23r=0.9853n=11(2)理論公式:威廉斯法:P破=0.02307×H×α+(4.335×C-α)×P地(6-3-24校正后的威廉斯法:P破=0.02307×H×α+(1.03-α)×P地(6-3-25式中:P破——地層破裂壓力,MPa;P地——地層壓力,MPa;H——油層中部深度,m;α——巖石破裂常數(shù),一般取0.33～0.5;C——上復(fù)巖層壓力梯度,一般取0.23～0.25。(3)注水井系統(tǒng)試井法:根據(jù)試井曲線的拐點(diǎn)確定。經(jīng)計(jì)算對(duì)比,新疆油田一、二、四、六、七區(qū)及八區(qū)八道灣組用經(jīng)驗(yàn)公式比較符合實(shí)際;八區(qū)克上、克下組用校正后的威廉斯法比較符合實(shí)際;百口泉油田適用威廉斯法;五、三區(qū)適用于注水井系統(tǒng)試井法確定的結(jié)果。對(duì)界定合理注入壓力滿足以上兩方面的條件,Ⅰ、Ⅲ類油藏相對(duì)比較容易,但對(duì)于Ⅱ類油藏,由于儲(chǔ)層物性差,油層吸水能力差,導(dǎo)致水井在注入壓力接近破裂壓力時(shí)仍很難達(dá)到設(shè)計(jì)的注水指標(biāo),在這種情況下,能夠考慮適當(dāng)提高注入壓力,使注水壓力微超或接近破裂壓力,在近井地帶產(chǎn)生一些張開的微裂縫條件下提高吸水能力。典型油藏合理注入壓力的界限見表6-3-1。表6-3-1新疆油田典型油藏注水井注入壓力界限表單位:MPa油藏破裂壓力最大注入壓力當(dāng)前流壓七東中八道灣20.5019.4817.71八區(qū)克上40.6038.4832.73六中克下14.4013.688.946.3.1.7合理地層壓力的確定方法油井的地層壓力不但決定著油井的流動(dòng)與生產(chǎn)條件,而且又制約著注水井的地層壓力和整個(gè)油藏的壓力系統(tǒng)。因此,確定合理的地層壓力對(duì)油田的開發(fā)有著重要的意義。決定合理地層壓力的因素較多,其中最重要的是保持良好的相態(tài)、流態(tài)、供液能力和生產(chǎn)條件,但如何對(duì)地層壓力進(jìn)行界定卻是一項(xiàng)十分復(fù)雜的工作,主要原因是在影響油田開發(fā)指標(biāo)的各種復(fù)雜因素中地層壓力的影響相對(duì)緩慢,不如其它因素敏感、直接。當(dāng)前尚未見到較成熟的地層壓力界定方法,特別是砂礫巖油藏高含水期的合理地層壓力的界定則更是急待解決的問(wèn)題。油藏到了中高含水開采期,開采效益逐漸降低。在現(xiàn)有經(jīng)濟(jì)技術(shù)條件下,最大限度地提高油田的開采速度和效益是我們界定油藏中高含水期合理地層壓力的最基本的前提條件。因此,合理的地層壓力應(yīng)該至少滿足三個(gè)方面的要求:一是有利于提高油藏的開采速度和最終采收率;二是有利于發(fā)揮注采設(shè)備的最大效能;三是能滿足油藏注采平衡的要求。滿足注采平衡的地層壓力可由流入生產(chǎn)特征曲線與注入生產(chǎn)特征曲線的交點(diǎn)壓力確定(見圖6-3-2、圖6-3-3)。圖6-3-2典型礫巖油藏壓力平衡圖(fw=80%)流入生產(chǎn)特征曲線(佩特布拉(Petrobras)方程)考慮了油井不同含水時(shí)的生產(chǎn)特征,是描述中高含水階段油井生產(chǎn)特征的較理想模型。其表示式如下:(6-3-26)(6-3-27)式中:qt—任意含水階段的油井產(chǎn)液量,t/d;JL—油井任意含水時(shí)的采液指數(shù),t/d.MPa;Fo—油井含油率,f;Fw—油井含水率,f;Pr—油井地層壓力,MPa;Pb—油井飽和壓力,MPa;Pwf試井—油井流動(dòng)壓力,MPa。圖6-3-3典型礫巖油藏不同含水階段壓力平衡圖對(duì)于特定含水時(shí)刻,注水井的吸水指數(shù)能夠認(rèn)為是一常數(shù),因此注入生產(chǎn)特征曲線可描述為:(6-3-28)式中:qr—注水井日注水量,m3/d;Ir—任意時(shí)刻的吸水指數(shù),m3/d.MPa;Pri—水井地層壓力,MPa;Pwfi—水井流動(dòng)壓力,MPa。將流入生產(chǎn)特征曲線和注入生產(chǎn)特征曲線繪制在同一壓力座標(biāo)上,便可得到油藏的注采平衡圖。在注采平衡圖中(見圖6-3-2、6-3-3),IIR與IPR的交點(diǎn)壓力即為平衡點(diǎn)壓力。從圖6-3-3能夠看出隨著含水的升高,油藏保持注采平衡的合理壓力將發(fā)生變化,而并非一固定不變的值,對(duì)Ⅰ、Ⅲ類油藏,隨著含水的升高,保持注采平衡的合理壓力將逐漸降低;對(duì)Ⅱ類油藏,地層壓力保持基本穩(wěn)定即可保持注采平衡,分類油藏平均合理壓力保持程度變化趨勢(shì)見表6-3-2。表6-3-2油藏合理地層壓力保持程度表單位:%油藏類別含水率(%)60809095Ⅰ類82～9476～8870～8267～78Ⅱ類79～8179～8179～8178～80Ⅲ類83～8580～8276～7875～77新疆油田七中東區(qū)八道灣組油藏初始脫氣壓力為10.27MPa,脫氣時(shí)的地層壓力保持程度為93.36%,結(jié)合注采平衡法所確定的油藏壓力變化趨勢(shì),可得到油藏合理壓力保持程度與含水的變化關(guān)系(見圖6-3-圖6-3-4典型礫巖油藏合理地層壓力保持程度與含水率關(guān)系曲線(6-3-29)式中:CPr—合理地層壓力保持程度,%;fw—油藏含水率,%。新疆油田八區(qū)克上組油藏初始脫氣壓力20.21MPa,脫氣時(shí)的地層壓力保持程度為78.9%,結(jié)合注采平衡法能夠得到油藏合理壓力保持程度與含水的變化關(guān)系(見圖6-3-(6-3-30)新疆油田六中區(qū)克下組油藏初始脫氣壓力為5.75MPa,脫氣時(shí)的地層壓力保持程度為79.9%,結(jié)合注采平衡法能夠得到油藏壓力保持程度與含水的變化關(guān)系(見圖6-3-4(6-3-31)由以上關(guān)系式分含水階段計(jì)算典型油藏的合理壓力保持程度結(jié)果見表6-3-3。能夠看出,新疆油田七中東區(qū)八道灣組油藏、新疆油田六中區(qū)克下組油藏合理壓力保持程度隨著含水的升高明顯降低,而八區(qū)克上組油藏合理地層壓力隨含水的變化不明顯。表6-3-3新疆油田典型油藏中高含水階段合理地層壓力保持程度對(duì)比表含水率(%)油藏合理壓力保持程度(％)fw=60fw=80fw=90fw=95七東中八道灣93.587.582.077.5八區(qū)克上79.779.879.579.3六中克下83.581.577.576.06.3.1.8油井合理流壓的確定方法在油井井底壓力高于飽和壓力的條件下,隨著井底流動(dòng)壓力的降低,油井產(chǎn)油量成正比例增加。當(dāng)油井井底壓力低于飽和壓力時(shí),由于井底附近油層中原油脫氣,使油相滲透率降低,隨著流動(dòng)壓力的降低,產(chǎn)量增高速度將會(huì)減慢。礦場(chǎng)系統(tǒng)試井結(jié)果表明:當(dāng)流壓降到一定界限以后,再降低流動(dòng)壓力,油井產(chǎn)量不但不會(huì)增加,反而會(huì)減少。因此,能夠取這一壓力值作為油井合理流動(dòng)壓力的下限值。大慶油田的王俊魁高級(jí)工程師推導(dǎo)出了油井最低允許流動(dòng)壓力與飽和壓力和地層壓力之間的定量關(guān)系式,即:(6-3-32)(6-3-33)式中:Pwfmin—油井最低允許流動(dòng)壓力,MPa;Pb—飽和壓力,MPa;PR—地層壓力,MPa。a—原油溶解氣系數(shù),m3/(m3.MPa);fw—油井含水率,f;Bo—原油體積系數(shù),無(wú)因次;T—油層溫度,K。(6-3-32)式中,除含水率fw外,其它參數(shù)均為定值,因此Pwfmin可視為fw的函數(shù)。根據(jù)這一關(guān)系式可求出礫巖油藏高含水期油井不同含水時(shí)最低允許流動(dòng)壓力值(見圖6-3-5)。圖6-3-5從圖中能夠看出,隨著含水的升高,油井最低允許流動(dòng)壓力值將逐漸降低。也就是說(shuō),對(duì)克拉瑪依礫巖油藏,在油田進(jìn)入中高含水期后、能夠適當(dāng)放大生產(chǎn)壓差生產(chǎn),以提高油田的排液速度。圖6-3-6圖6-3-6典型礫巖油藏油井無(wú)因次流壓與含水率關(guān)系曲線從圖中能夠看出,Ⅰ、Ⅱ類油藏中低含水階段的無(wú)因次流壓能夠控制在0.6左右,而進(jìn)入高含水階段則可控制在0.4左右,Ⅲ類油藏的變化規(guī)律基本與Ⅰ、Ⅱ類油藏相似,只是其合理流壓的控制較Ⅰ、Ⅱ類稍低。這一規(guī)律的發(fā)現(xiàn),為礫巖油藏中高含水期提高排液速度提供了理論上的依據(jù)。根據(jù)上述方法,典型油藏不同含水階段的合理流壓和無(wú)因次合理流壓計(jì)算結(jié)果可用下式表示:七中東區(qū)八道灣組油藏:PL=-5fw2+0.53fw+7.0092(6-3-34)CPL=-0.4505fw2+0.0478fw+0.6306(6-3-35)八區(qū)克上組油藏:PL=-9.4fw2+1.081fw+13.1717(6-3-36)CPL=-0.4585fw2+0.0527fw+0.6425(6-3-37)六中區(qū)克下組油藏:PL=-3.1fw2+0.267fw+4.3661(6-3-38)CPL=-0.4306fw2+0.0371fw+0.6064(6-3-39)式中:PL—油井合理流壓,MPa;CPL—無(wú)因次合理流壓,MPa;fw—油藏綜合含水率,f。典型油藏各含水階段的合理流壓計(jì)算結(jié)果如表6-3-4所示。表6-3-4典型油藏不同含水階段的合理流壓對(duì)比表油藏項(xiàng)目含水率(f)0.60.80.90.95七中東八道灣流壓(MPa)5.614.503.522.69無(wú)因次流壓0.510.410.320.24八區(qū)克上流壓(MPa)10.598.526.675.11無(wú)因次流壓0.520.420.330.25六中克下流壓(MPa)3.462.762.141.63無(wú)因次流壓0.480.380.300.236.3.1.9結(jié)構(gòu)含水的定義大慶喇薩杏油田由于采取的分批布井、接替穩(wěn)產(chǎn)的開發(fā)模式,各類井投產(chǎn)時(shí)間不同,開采對(duì)象不同,所處的含水階段也不同,使迭加后的整個(gè)油藏的含水上升規(guī)律變得復(fù)雜。我們以分類井為基本單元,采用結(jié)構(gòu)分析的方法,對(duì)各類井產(chǎn)液結(jié)構(gòu)變化對(duì)含水的影響進(jìn)行了分析。結(jié)果表明:整個(gè)油藏的含水的變化主要受分類井的結(jié)構(gòu)系數(shù)的變化和含水的變化兩個(gè)因素的影響。即:(6-3-40)其中:稱為結(jié)構(gòu)系數(shù);為結(jié)構(gòu)含水;為各類井結(jié)構(gòu)含水的變化幅度對(duì)全油田含水變化幅度的貢獻(xiàn)值。6.3.1.10遞減率的定義遞減率一般定義為單位時(shí)間內(nèi)單位產(chǎn)量的變化,定義時(shí)沒有考慮到產(chǎn)量的構(gòu)成情況,因此實(shí)際中存在多種遞減率的計(jì)算方法(表6-3-5表6-3-5油田開發(fā)中常見的遞減率對(duì)比表類別定義計(jì)算方法備注純自然遞減率指截止某一時(shí)間沒有新井投產(chǎn)、沒有各種增產(chǎn)措施情況下的產(chǎn)量遞減率。經(jīng)過(guò)水驅(qū)特征曲線等油藏工程方法預(yù)測(cè)得到?？蓱?yīng)用于年度規(guī)劃、長(zhǎng)遠(yuǎn)規(guī)劃及年度配產(chǎn)工作。年對(duì)年自然遞減率指上年新井、上年各種增產(chǎn)措施產(chǎn)量都作為老井產(chǎn)量情況下計(jì)算的產(chǎn)量遞減率。經(jīng)過(guò)水驅(qū)特征曲線等方法預(yù)測(cè)老井產(chǎn)量、經(jīng)過(guò)潛力分析預(yù)測(cè)措施增油量、經(jīng)過(guò)類比法或其它方法預(yù)測(cè)新井產(chǎn)量并迭加計(jì)算得到。受每年措施工作量大小、未措施井的采油速度大小、新井遞減率大小及新井產(chǎn)量占總產(chǎn)量比例的影響使該指標(biāo)的規(guī)律性變差,很難經(jīng)過(guò)尋找該指標(biāo)的變化規(guī)律來(lái)預(yù)測(cè)未來(lái)產(chǎn)量的變化。日產(chǎn)水平自然遞減率與年對(duì)年自然遞減率的概念類似,只是產(chǎn)量用日產(chǎn)水平。與年對(duì)年自然遞減率計(jì)算方法一樣。表示日產(chǎn)水平遞減的大小,主要應(yīng)用在月度、年度報(bào)表中,容易與前面兩個(gè)概念相混淆。6.3.1.11儲(chǔ)采比1)單結(jié)構(gòu)油田儲(chǔ)采比變化理論分析對(duì)于一特定油田,產(chǎn)量變化趨勢(shì)都要經(jīng)過(guò)上產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)、遞減,直至開發(fā)結(jié)束這一過(guò)程。在這一過(guò)程中,儲(chǔ)采比的變化能夠用下式表示:(6-3-41)——油田總的可采儲(chǔ)量——產(chǎn)量隨時(shí)間變化函數(shù)根據(jù)(3—41)式能夠看出,由于油田總的可采儲(chǔ)量不變,儲(chǔ)采比的變化主要與產(chǎn)量變化有關(guān)。隨油田產(chǎn)量上產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)、遞減三個(gè)階段,儲(chǔ)采比的變化也相應(yīng)分為三個(gè)階段。由于各油田的地質(zhì)條件不同、開發(fā)策略不同、開發(fā)技術(shù)發(fā)展歷程不同,各油田產(chǎn)量變化差別很大,導(dǎo)致儲(chǔ)采比的變化差別很大(圖6-4-1)。在油田上產(chǎn)階段,油田產(chǎn)量增加,累計(jì)產(chǎn)量增加,剩余可采儲(chǔ)量減少,儲(chǔ)采比快速下降。在油田穩(wěn)產(chǎn)階段,由于年產(chǎn)油量基本保持穩(wěn)定,儲(chǔ)采比呈直線下降的趨勢(shì)。在油田開發(fā)后期,隨著儲(chǔ)量動(dòng)用程度的提高,油田含水的上升,產(chǎn)量進(jìn)入遞減階段,由于各油田的遞減規(guī)律不同,儲(chǔ)采比的變化趨勢(shì)不同(圖6-4-1)。當(dāng)采出可采儲(chǔ)量70%圖6-3-7不同油田儲(chǔ)采比與可采儲(chǔ)量采出程度2)單一結(jié)構(gòu)水驅(qū)砂巖油田遞減階段儲(chǔ)采比變化趨勢(shì)分析(1)指數(shù)遞減條件下儲(chǔ)采比變化理論分析大部分砂巖油田的遞減規(guī)律符合雙曲遞減、指數(shù)遞減規(guī)律[4],這里以指數(shù)遞減為例對(duì)儲(chǔ)采比變化進(jìn)行分析指數(shù)遞減公式為:(6-3-42)把(6-4-42(6-3-43)式中:—t年儲(chǔ)采比——穩(wěn)產(chǎn)期末儲(chǔ)采比Di—初始遞減率當(dāng)時(shí):(6-3-44從公式(6-3-44)能夠看出,在即油田保持穩(wěn)產(chǎn)時(shí),儲(chǔ)采比與時(shí)間是直線關(guān)系,直線的斜率是1從公式(6-3-43)能夠看出,在時(shí),影響儲(chǔ)采比變化的因素有初始儲(chǔ)采比,遞減率。在初始儲(chǔ)采比相同情況下,遞減變化規(guī)律不同,儲(chǔ)采比變化趨勢(shì)不同;在遞減規(guī)律相同情況下,初始儲(chǔ)采比不同,儲(chǔ)采比變化趨勢(shì)不同(圖6-3-8)。(2)儲(chǔ)采比與階段遞減率的關(guān)系在油田開發(fā)動(dòng)態(tài)分析中,年對(duì)年的遞減率是比較常見的一項(xiàng)指標(biāo),儲(chǔ)采比也是與年產(chǎn)量密切相關(guān)的指標(biāo),下面分析年對(duì)年遞減率與儲(chǔ)采比的關(guān)系。圖6-3-8不同初始遞減條件下儲(chǔ)采比變化趨勢(shì)對(duì)比曲線根據(jù)儲(chǔ)采比與年對(duì)年遞減率定義有:(6-3-4(6-3-4式中: ——第t年遞減率 ——第t年年產(chǎn)油——初始剩余可采儲(chǔ)量將(6-3-46)式代入(6-3-(6-3-4由(6-3-3)結(jié)構(gòu)儲(chǔ)采比變化理論分析以上分析了單一結(jié)構(gòu)油田的儲(chǔ)采比變化趨勢(shì)與遞減的關(guān)系,對(duì)于多開發(fā)結(jié)構(gòu)油田,根據(jù)儲(chǔ)采比定義有:(6-3-4展開公式(3-48)得:(6-3-4整理公式(3-49)得:(6-3-50)式中::t年儲(chǔ)采比:結(jié)構(gòu)i第t年年初剩余可采儲(chǔ)量:結(jié)構(gòu)i第t年的年產(chǎn)油量:結(jié)構(gòu)i第t年的儲(chǔ)采比即:油田總的儲(chǔ)采比等于各個(gè)結(jié)構(gòu)儲(chǔ)采比的產(chǎn)量加權(quán)之和?？梢?油田的儲(chǔ)采比,除單一結(jié)構(gòu)儲(chǔ)采比影響因素外,還與各結(jié)構(gòu)的產(chǎn)量比例有關(guān)。對(duì)于多結(jié)構(gòu)油田的儲(chǔ)采比變化趨勢(shì),應(yīng)該進(jìn)行分結(jié)構(gòu)分析。對(duì)于多結(jié)構(gòu)油田,根據(jù)對(duì)結(jié)構(gòu)遞減率的研究能夠推導(dǎo)出:(6-3-5即總遞減率是由各結(jié)構(gòu)遞減率的產(chǎn)量加權(quán)和。把(6-3-51)式帶入(6-3-47(6-3-5從(6-3-52)式能夠看出,多結(jié)構(gòu)油田儲(chǔ)采比變化趨勢(shì)是由上年的結(jié)構(gòu)儲(chǔ)采比和結(jié)構(gòu)遞減率決定的。(6-3-52經(jīng)過(guò)以上分析,各單一結(jié)構(gòu)的儲(chǔ)采比變化與自身的遞減密切相關(guān),由于各結(jié)構(gòu)單元的遞減規(guī)律不同,產(chǎn)量規(guī)模不同,對(duì)結(jié)構(gòu)儲(chǔ)采比的影響程度有所差別,因此,對(duì)總的儲(chǔ)采比變化趨勢(shì),能夠經(jīng)過(guò)分析結(jié)構(gòu)遞減得到。6.3.2開發(fā)經(jīng)濟(jì)界限研究方法6.3.2.1油田進(jìn)入高含水開發(fā)期后,水油比急劇增大,開發(fā)的經(jīng)濟(jì)效益明顯變差。需要研究和確定油井的經(jīng)濟(jì)極限含水,以及經(jīng)濟(jì)極限水油比的技術(shù)政策界限。油井的經(jīng)濟(jì)極限含水率是產(chǎn)量的銷售收入等于生產(chǎn)消耗費(fèi)用時(shí)的含水率。經(jīng)濟(jì)極限含水是指當(dāng)油田(或)油井開發(fā)到一定階段,其含水達(dá)到某一數(shù)值時(shí),投入和產(chǎn)出平衡,含水如再升高,就沒有利潤(rùn)了。一般可分為最低經(jīng)濟(jì)極限含水和最高經(jīng)濟(jì)極限含水率,前者包括了工人工資、福利及生產(chǎn)管理費(fèi)用;而后者不包括這些費(fèi)用。由于各個(gè)油藏的地質(zhì)特點(diǎn)、生產(chǎn)地面環(huán)境條件及管理水平等差異,其經(jīng)濟(jì)極限含水率也不盡相同。對(duì)達(dá)到最高經(jīng)濟(jì)極限含水率和水油比的井,一定要進(jìn)行綜合治理,減少無(wú)效的產(chǎn)水量,節(jié)約生產(chǎn)成本費(fèi)用,從而有利于油田整體開發(fā)效果的改進(jìn)和經(jīng)濟(jì)效益的提高。經(jīng)濟(jì)極限含水的計(jì)算,是依據(jù)盈虧平衡原理。單井可變成本和單井日產(chǎn)液有較好的線性關(guān)系(6-3-53)考慮稅金、成本上升率,可得計(jì)算經(jīng)濟(jì)極限含水公式(6-3-54)也可用最低運(yùn)行費(fèi)用法確定最高經(jīng)濟(jì)極限含水界限,公式如下:(6-3-55)6.3.2.2方法一(單井年最小盈利產(chǎn)量)單井年最小盈利產(chǎn)油量是指一定的經(jīng)濟(jì)條件下,一口井要實(shí)現(xiàn)盈利的年最小產(chǎn)量水平,數(shù)學(xué)定義可描述為年銷售收入等于成本與稅金時(shí),所對(duì)應(yīng)的產(chǎn)油量。數(shù)學(xué)模型為:(6-3-56)(6-3-56)式就是計(jì)征稅金情況下的油田單井最小盈利產(chǎn)油量模型,它考慮了不同盈利能力與油田不同開采方式的影響。方法二該方法是從生產(chǎn)決策的角度出發(fā),以油井為計(jì)算單元,經(jīng)過(guò)確定單井的最低運(yùn)行費(fèi)用來(lái)計(jì)算油田的經(jīng)濟(jì)產(chǎn)量。當(dāng)油井產(chǎn)油量的稅后收入與油井的最低日消耗費(fèi)用(及最低運(yùn)行費(fèi)用)剛好持平時(shí),其日產(chǎn)油量就是該井的經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量;而當(dāng)單井產(chǎn)油量的稅后收入彌補(bǔ)維持油田正常生產(chǎn)所必須的最低運(yùn)行費(fèi)用時(shí),這時(shí)的日產(chǎn)油量則為單井無(wú)效益產(chǎn)量?；竟綖镾≥Cg+Cb+R(6-3-57)單井固定成本為Cg=CCL+CRL+CDL+CzY(6-3-58)(6-3-59)(6-3-60)(6-3-61)把(6-3-58)～(6-3-61)式代入(6-3-57)式,整理可得單井極限產(chǎn)量的計(jì)算公式(6-3-62)6.3.2.3方法一⑴單井平均日產(chǎn)油量經(jīng)濟(jì)極限單井平均日產(chǎn)油量的經(jīng)濟(jì)極限,是指一口油井投入的總費(fèi)用與產(chǎn)出的總收入相等時(shí)的單井平均日產(chǎn)油量。實(shí)際單井平均日產(chǎn)油量高于經(jīng)濟(jì)極限日產(chǎn)油量,說(shuō)明油田開發(fā)具有經(jīng)濟(jì)效益。如果實(shí)際單井平均日產(chǎn)油量低于經(jīng)濟(jì)極限日產(chǎn)油量,則該油田開發(fā)沒有經(jīng)濟(jì)效益,一般講,這樣的油田暫時(shí)不能投入開發(fā)。單井平均日產(chǎn)油量的經(jīng)濟(jì)極限計(jì)算公式如下(6-3-63)從(6-3-63)式能夠看出,當(dāng)油田開發(fā)評(píng)價(jià)年限一定時(shí),平均單井日產(chǎn)油量的經(jīng)濟(jì)極限與一口井的鉆井投資、地面建設(shè)投資和貸款利率的開發(fā)年限之半次方成正比,與采油時(shí)率、原油商品率和每噸原油的毛收入(即每噸原油銷售價(jià)減去操作費(fèi))成反比,要想降低單井平均日產(chǎn)油量的經(jīng)濟(jì)極限,亦即提高低滲透油田的可開發(fā)性,就必須降低單井鉆井、建設(shè)投資和生產(chǎn)操作費(fèi)用,提高采油時(shí)率和原油商品率。⑵單井控制可采儲(chǔ)量經(jīng)濟(jì)極限單井控制可采儲(chǔ)量的經(jīng)濟(jì)極限主要是根據(jù)所定的平均單井日產(chǎn)油量經(jīng)濟(jì)極限計(jì)算得出,具體計(jì)算公式如下(6-3-64)將(6-3-63)式代入(6-3-64)式,經(jīng)整理得出(6-3-65)式中:——開發(fā)評(píng)價(jià)年限內(nèi)可采儲(chǔ)量采出程度,小數(shù)。從(6-3-65)式能夠看出,油井控制可采儲(chǔ)量的經(jīng)濟(jì)界限與單井鉆井建設(shè)、投資和投資貸款利率的開發(fā)評(píng)價(jià)時(shí)間之半次方成正比,與原油商品率和每噸原油的毛收入成反比。也就是說(shuō)單井鉆井、建設(shè)投資越大,貸款利率越高,原油商品率越低,每噸原油毛收入越少,則要求單井控制可采儲(chǔ)量的經(jīng)濟(jì)極限越高;反之,單井鉆井、建設(shè)投資越少,貸款利率降低,原油商品率提高,每噸原油毛收入增加,則單井控制可采儲(chǔ)量的經(jīng)濟(jì)極限就能夠降低。方法二該方法的思想是加密井在規(guī)定時(shí)期內(nèi)商品產(chǎn)值,除補(bǔ)償本井總投入外,其利潤(rùn)至少等于固定資產(chǎn)貸款的利息。在經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)期內(nèi)從新增可采儲(chǔ)量中采出的原油產(chǎn)量的商品價(jià)值S為(6-3-66)設(shè)加密單井總投資為I,單井操作費(fèi)為CO,考慮到投資貸款或固定資產(chǎn)的年利率為R,那么總的投入(Iz)為(6-3-67)依據(jù)投入產(chǎn)出平衡原理,得(6-3-68)整理得(6-3-69)方法三(將來(lái)值法)加密井單井新增可采儲(chǔ)量的經(jīng)濟(jì)界限值,即單井新增經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量,其產(chǎn)值至少應(yīng)等于該井基本建設(shè)總投資和投資回收期內(nèi)生產(chǎn)經(jīng)營(yíng)費(fèi)用的總和。(6-3-70)6.3.2.4論證井網(wǎng)密度是油田開發(fā)方案設(shè)計(jì)中的一個(gè)極其重要的環(huán)節(jié),因?yàn)榫W(wǎng)密度的大小直接影響采收率的高低、投資規(guī)模的大小和經(jīng)濟(jì)效益的好壞。當(dāng)前現(xiàn)場(chǎng)確定注水開發(fā)油田井網(wǎng)密度的方法有兩類:一類是根據(jù)油藏地質(zhì)特點(diǎn)和生產(chǎn)特點(diǎn)確定油藏井網(wǎng)密度,包括合理采油速度分析法、單井產(chǎn)能分析法、分砂體水驅(qū)控制程度法和保持注采平衡法等,這些方法的共性是沒有考慮開發(fā)的經(jīng)濟(jì)效益。另一類是根據(jù)油田開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益來(lái)確定井網(wǎng)密度,主要有以下一些方法:方法一(單井控制極限儲(chǔ)量法)該方法不但考慮了開發(fā)投資的利息,而且考慮了主開發(fā)期內(nèi)逐年銷售收入的利息和逐年操作費(fèi)用的利息。(6-3-71)將(6-3-70)式帶入(6-3-71)式即可得到極限井網(wǎng)密度。方法二在前蘇聯(lián)謝爾卡喬夫公式的基礎(chǔ)上,依據(jù)投入產(chǎn)出平衡原理,可得到如下公式:(6-3-72)(6-3-73)(6-3-74)該方程左邊為加密井網(wǎng)后計(jì)算期內(nèi)產(chǎn)出的現(xiàn)值,方程右邊為加密井網(wǎng)的投入值。迭代求解該方程即可求出相應(yīng)的經(jīng)濟(jì)井網(wǎng)密度。方法三(俞啟泰公式)合理井網(wǎng)密度公式為:(6-3-75)一般可用上式迭代求解,而(6-3-75)式的一個(gè)簡(jiǎn)化結(jié)果是(6-3-76)極限井網(wǎng)密度為:(6-3-77)(6-3-7)式的一個(gè)簡(jiǎn)化結(jié)果為(6-3-78)方法四利用下式可確定合理井網(wǎng)密度:(6-3-79)極限井網(wǎng)密度的公式為:(6-3-80)這里的合理井網(wǎng)密度是指開發(fā)利潤(rùn)最大時(shí)的井網(wǎng)密度,極限井網(wǎng)密度是指開發(fā)利潤(rùn)為零時(shí)的井網(wǎng)密度。方法五(動(dòng)態(tài)經(jīng)濟(jì)法)以往確定合理井網(wǎng)密度主要采用靜態(tài)經(jīng)濟(jì)方法,以利潤(rùn)最大化為原則,該方法以凈現(xiàn)值最大化來(lái)確定合理井網(wǎng)密度,這樣確定的井網(wǎng)密度更加符合社會(huì)主義市場(chǎng)經(jīng)濟(jì)的要求。(6-3-81)求解(3—81)即可求得合理井網(wǎng)密度合理。(6-3-82)隨著技術(shù)經(jīng)濟(jì)條件的變化,并不能保證合理井網(wǎng)密度在整個(gè)開發(fā)期均為最優(yōu),因而在開發(fā)設(shè)計(jì)中應(yīng)從地質(zhì)及經(jīng)濟(jì)兩方面綜合考慮,使得井網(wǎng)密度屬于合理范圍。隨著開發(fā)程度的加深,在開發(fā)中后期還能夠根據(jù)地質(zhì)及剩余油分布研究成果,在有利部位鉆少量完善調(diào)整井,以進(jìn)一步提高開發(fā)水平和經(jīng)濟(jì)效益。方法六該方法的原理是單位面積上最后一口加密井新增可采儲(chǔ)量的價(jià)值,等于這口井基本建設(shè)總投資和投資回收期內(nèi)操作費(fèi)用的總和。此時(shí)的井網(wǎng)密度為合理經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度,單井新增可采儲(chǔ)量稱為單井經(jīng)濟(jì)極限可采儲(chǔ)量。1992年根據(jù)冀中油區(qū)的實(shí)際資料,建立了采收率與井網(wǎng)密度的定量關(guān)系式:(6-3-83)井網(wǎng)密度變化時(shí),采收率增量隨之變化:(6-3-84)設(shè)井網(wǎng)密度變化一個(gè)單位,即f2=f1+1,則經(jīng)濟(jì)合理可采儲(chǔ)量為:(6-3-85)將(6-3-85)式與(6-3-70)式連解,即可得到合理井網(wǎng)密度:(6-3-86)即為合理井網(wǎng)密度。6.3.2.5與技術(shù)可采儲(chǔ)量計(jì)算一樣,經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量測(cè)算是油田開發(fā)必不可少的工作,其結(jié)果是油田開發(fā)決策的重要依據(jù)之一。根據(jù)計(jì)算時(shí)對(duì)油藏的認(rèn)識(shí)程度和技術(shù)條件,從該油藏中能夠采出的具有經(jīng)濟(jì)價(jià)值的原油、天然氣及其伴生礦物的總和即為經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量。當(dāng)前,中國(guó)剛剛引入經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量的概念,每個(gè)油田都在探索新的方法,研究適合本油田的測(cè)算體系,國(guó)外這一研究有幾十年的歷史,形成了一套比較完整,較先進(jìn)的經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量評(píng)價(jià)方法和規(guī)范,她們多采用現(xiàn)今流量法。現(xiàn)金流量法是一種最常見、最基本的方法,它是根據(jù)油藏地質(zhì)評(píng)價(jià)、地面工程評(píng)價(jià)提供的基本參數(shù)與經(jīng)濟(jì)參數(shù),編制出該油藏的現(xiàn)今流量表。經(jīng)過(guò)現(xiàn)今流量表中的投入產(chǎn)出比來(lái)確定經(jīng)濟(jì)開采年限,計(jì)算經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量。在油田的開發(fā)生產(chǎn)過(guò)程中,為了維持油田的生產(chǎn),必須投入一定的費(fèi)用,當(dāng)投入費(fèi)用和產(chǎn)出平衡時(shí),該年實(shí)現(xiàn)的利潤(rùn)為0,如果繼續(xù)生產(chǎn),對(duì)企業(yè)而言就沒有效益,該年即為停止生產(chǎn)的年份。對(duì)于新油田來(lái)說(shuō),此時(shí)的累積產(chǎn)油量為該油藏的經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量;對(duì)于已開發(fā)油田來(lái)說(shuō)是剩余經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量,剩余經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量與累積采儲(chǔ)量之和為該油藏的經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量。方法一當(dāng)油田進(jìn)入高含水開發(fā)期后,含水率與累積產(chǎn)油量或采出程度之間具有較好直線關(guān)系,若把該直線外推到某一經(jīng)濟(jì)極限含水率,即可得到油田的經(jīng)濟(jì)采收率或經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量。(6-3-87)(6-3-88)方法二(水驅(qū)特征曲線法)經(jīng)調(diào)查研究,中國(guó)當(dāng)前對(duì)于注水開發(fā)油田高含水期經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量的計(jì)算,主要采用水驅(qū)特征曲線法和分析經(jīng)濟(jì)極限含水率時(shí)的累積產(chǎn)油量。依照石油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn),注水開發(fā)油田高含水期可采儲(chǔ)量的計(jì)算可采用水驅(qū)特征曲線法。由于原油粘度的差別,含水上升規(guī)律也不同,因此對(duì)不同原油粘度的油田要選取具有代表性的水驅(qū)特征曲線計(jì)算可采儲(chǔ)量,進(jìn)而得出累積產(chǎn)油量與含水率的關(guān)系。主要有以下4種方法:⑴水驅(qū)特征超凸型曲線適用于高粘度油田(>30mPa.s)水驅(qū)表示式(6-3-89)(6-3-90)⑵水驅(qū)特征凸型曲線適用于中等粘度油田(3～30mPa.s)水驅(qū)表示式(6-3-91)(6-3-92)⑶水驅(qū)特征S型曲線也用于中等粘度油田(3～30mPa.s)水驅(qū)表示式(6-3-93)(6-3-94)⑷水驅(qū)特征凹型曲線適用于低粘度油田(<30mPa.s)水驅(qū)表示式(6-3-95)(6-3-96)采用以上方法進(jìn)行可采儲(chǔ)量計(jì)算時(shí),一個(gè)油田或開發(fā)單元究竟屬于哪種類型的水驅(qū)特征曲線,還應(yīng)使用含水與采出程度的關(guān)系圖版確定。用油田實(shí)際資料按照水驅(qū)表示式作線形回歸,可求取具有代表性的直線段的斜率b和截距a值帶入累積產(chǎn)油量與含水關(guān)系式,將經(jīng)濟(jì)極限含水率代入累積產(chǎn)油量與含水率的關(guān)系式中計(jì)算出的累積產(chǎn)油量,即為經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量,與當(dāng)前累積產(chǎn)油量的差值,即為剩余經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量。方法三(數(shù)學(xué)模型法)當(dāng)前HCZ模型、Weibull模型、Hubbert模型、廣義翁氏模型、I類廣義數(shù)學(xué)模型,II類廣義數(shù)學(xué)模型等預(yù)測(cè)模型都能夠?qū)τ蜌馓锏漠a(chǎn)量和累積產(chǎn)量進(jìn)行全程預(yù)測(cè)。根據(jù)投入與產(chǎn)出平衡的原理,當(dāng)油氣田生產(chǎn)至現(xiàn)金流入與支出相等時(shí),其產(chǎn)量定義為經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量,累積產(chǎn)量定義為經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量。這里以HCZ模型為例說(shuō)明預(yù)測(cè)模型預(yù)測(cè)經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量的方法。根據(jù)大量油氣田開發(fā)實(shí)際資料的統(tǒng)計(jì)研究和理論上的推導(dǎo),由胡建國(guó)、陳元千和張盛宗提出的HCZ預(yù)測(cè)模型,其基本關(guān)系式為:(6-3-97)(6-3-98)(6-3-99)(6-3-100)(6-3-101)將(6-3-97)式等號(hào)兩端去常見對(duì)數(shù)得:(6-3-102)式中(6-3-103)(6-3-104)將(6-3-98)式變形為:(6-3-105)將(6-3-105)式中的Q改為經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量Qel,t改為經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量所對(duì)應(yīng)時(shí)間tel時(shí),則可得經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量為:(6-3-106)根據(jù)油氣田的實(shí)際開發(fā)數(shù)據(jù),首先利用(6-3-102)式進(jìn)行線性試差法求解出b5、a5、β。再利用(6-3-103)、(6-3-104)式求解出NR、a5。這樣,預(yù)測(cè)產(chǎn)量與累積產(chǎn)量的參數(shù)a5、b5、NR就全部求出,并帶入(6-3-97)式和(6-3-98)式,即可求解年產(chǎn)量與累積產(chǎn)量。6.3.2.6對(duì)于處于高含水開發(fā)期的注水砂巖油藏,相對(duì)穩(wěn)產(chǎn)或減緩產(chǎn)量遞減,在一定程度上主要依賴油水井的進(jìn)攻性增產(chǎn)增注措施的投入。在這個(gè)階段,進(jìn)攻性措施具有投入高、風(fēng)險(xiǎn)性大的特點(diǎn),同時(shí)隨著開發(fā)時(shí)間的延長(zhǎng),含水的不斷升高,單井產(chǎn)油量日漸下降,各種增產(chǎn)措施難度加大,效果逐漸變差,投資風(fēng)險(xiǎn)性也加大,加強(qiáng)各種增產(chǎn)措施的經(jīng)濟(jì)效益分析,確定增產(chǎn)措施經(jīng)濟(jì)界限顯得十分重要。方法一:油井增產(chǎn)措施邊際值分析依據(jù)石油經(jīng)濟(jì)學(xué)產(chǎn)量概念和盈虧平衡分析方法原理,能夠建立增產(chǎn)措施邊際值模型:增產(chǎn)油銷售收入＝增產(chǎn)措施總費(fèi)用＋稅金+目標(biāo)利潤(rùn)。分析增產(chǎn)措施的經(jīng)濟(jì)產(chǎn)量,考慮的主要經(jīng)濟(jì)因素是:措施增油量、原油銷售價(jià)格、實(shí)施措施所發(fā)生的全部投資以及增油量的開采成本與稅金。實(shí)際上,措施油量的原油開采成本,主要是指在原油生產(chǎn)成本中增加的變動(dòng)成本費(fèi)用部分。這樣,措施增油量的銷售收入扣除其開采成本和稅金后,應(yīng)該能夠補(bǔ)償實(shí)施措施所發(fā)生的全部投資。同時(shí)企業(yè)對(duì)于發(fā)生的增產(chǎn)措施投資,也必須要追求獲得一定的利潤(rùn)。滿足上述條件時(shí)的措施增油量就是經(jīng)濟(jì)上允許的最低增油量界限,也就是增產(chǎn)措施的經(jīng)濟(jì)產(chǎn)量界限。油井增產(chǎn)措施一般是為減緩老油田產(chǎn)量遞減,對(duì)油田生產(chǎn)的老井進(jìn)行的措施,不再計(jì)算油井的固定費(fèi)用,而只計(jì)算老井因?qū)嵤┝舜胧┒黾拥馁M(fèi)用。這些費(fèi)用有:增產(chǎn)措施費(fèi)():實(shí)施一口井措施所需的全部作業(yè)費(fèi)(含化學(xué)藥品等費(fèi)用)。措施增產(chǎn)變動(dòng)費(fèi)用():只計(jì)算油氣處理費(fèi)、注水費(fèi)、職工工資及福利待遇3項(xiàng),其余不再計(jì)算。(6-3-107)增產(chǎn)措施總費(fèi)用():根據(jù)盈虧平衡原理有:對(duì)上式整理得到油井增產(chǎn)措施邊際值的計(jì)算公式為:(6-3-108)方法二:考慮經(jīng)濟(jì)增產(chǎn)油量還需要彌補(bǔ)作業(yè)期間影響的產(chǎn)油量如果考慮經(jīng)濟(jì)增產(chǎn)油量還需要彌補(bǔ)作業(yè)期間影響的產(chǎn)油量,應(yīng)用投入產(chǎn)出平衡原理,并考慮追求一定的利潤(rùn)目標(biāo),有如下平衡關(guān)系式(6-3-109)式(6-3-109)左邊為措施增產(chǎn)油量的稅后能夠變成本后的現(xiàn)值,右邊為措施的投入值。整理式(6-3-109)得措施后經(jīng)濟(jì)增產(chǎn)油量計(jì)算公式(6-3-110)措施有效期內(nèi)經(jīng)濟(jì)產(chǎn)量(Qz)為(6-3-111)措施有效期內(nèi)平均日產(chǎn)量q2為(6-3-112)6.3.2.7高含水井的關(guān)井界限一口井是否該關(guān)掉,從經(jīng)濟(jì)角度講,當(dāng)油井生產(chǎn)無(wú)經(jīng)濟(jì)效益時(shí),該井就該關(guān)了