TCNPCI0019-2023復(fù)雜斷塊油田二次開(kāi)發(fā)與三次采油結(jié)合效果評(píng)價(jià)規(guī)范

ICS75.020

E12

團(tuán)體標(biāo)準(zhǔn)

T/CNPCI0019-2023

復(fù)雜斷塊油田二次開(kāi)發(fā)與三次采油

結(jié)合效果評(píng)價(jià)規(guī)范

Theevaluationspecificationofcombinationofsecondarydevelopmentand

tertiaryoilrecoveryincomplexfaultedoilfield

2023-09-01發(fā)布2023-10-01實(shí)施

中國(guó)石油和化工自動(dòng)化應(yīng)用協(xié)會(huì)發(fā)布

T/CNPCI0019-2023

前言

本文件依據(jù)GB/T1.1-2020《標(biāo)準(zhǔn)化工作導(dǎo)則第1部分：標(biāo)準(zhǔn)化文件的結(jié)構(gòu)和起草原

則》的規(guī)定起草。

本文件的某些內(nèi)容涉及專(zhuān)利技術(shù)，本文件的發(fā)布機(jī)構(gòu)不承擔(dān)識(shí)別這些專(zhuān)利的責(zé)任。

本文件由中國(guó)石油和化工自動(dòng)化應(yīng)用協(xié)會(huì)標(biāo)準(zhǔn)化工作委員會(huì)提出并歸口。

本文件起草單位：中國(guó)石油天然氣股份有限公司大港油田分公司、中國(guó)石油天然氣股份

有限公司新疆油田分公司、中國(guó)石油天然氣股份有限公司遼河油田分公司、中國(guó)石油大學(xué)（北

京）。

本文件主要起草人：武璽、蔡明俊、羅波、張家良、王曉光、王奎斌、劉同敬、張津、

呂建榮、唐海龍、朱紅云、李健、張志明、柳敏、王偉、鄭小雄、吳輝、趙秀娟、馮金義。

II

T/CNPCI0019-2023

復(fù)雜斷塊油田二次開(kāi)發(fā)與三次采油結(jié)合效果評(píng)價(jià)規(guī)范

1范圍

本文件規(guī)定了復(fù)雜斷塊碎屑巖油藏二次開(kāi)發(fā)（水驅(qū)）與三次采油（化學(xué)驅(qū)）結(jié)合效果評(píng)價(jià)的主要方法

和技術(shù)要求。

本文件適用于復(fù)雜斷塊碎屑巖油藏二次開(kāi)發(fā)（水驅(qū)）與三次采油（化學(xué)驅(qū)）結(jié)合開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)分析與效果

評(píng)價(jià)。

2術(shù)語(yǔ)和定義

下列術(shù)語(yǔ)和定義適用于本文件。

2.1復(fù)雜斷塊油田complexfaultblockoilfield

油田內(nèi)斷裂十分發(fā)育、斷塊破碎，油層受斷層分割，含油連片性差，由多個(gè)復(fù)雜斷塊油藏組成，油水

分布復(fù)雜，且以含油面積不大于1.0km2的自然斷塊為主、其地質(zhì)儲(chǔ)量占油田總儲(chǔ)量50%以上的油田。

2.2二次開(kāi)發(fā)與三次采油結(jié)合（以下簡(jiǎn)稱(chēng)“二三結(jié)合”）thecombinationofsecondarydevelopmentand

tertiaryoilrecovery

“二三結(jié)合”是指油田進(jìn)入高/特高含水開(kāi)發(fā)階段，以“重構(gòu)地下認(rèn)識(shí)體系、重建層系井網(wǎng)結(jié)構(gòu)、重

置油藏滲流場(chǎng)、重組地面工藝流程、重塑效益評(píng)價(jià)模型、智能化油田建設(shè)”為核心理念，將二次開(kāi)發(fā)與三

次采油的層系井網(wǎng)整體結(jié)合優(yōu)化部署，前期立足精細(xì)注水開(kāi)發(fā)，優(yōu)選時(shí)機(jī)轉(zhuǎn)入三次采油開(kāi)發(fā)，發(fā)揮二次開(kāi)

發(fā)井網(wǎng)完整性與三次采油提高波及體積和驅(qū)油效率的協(xié)同增效作用，實(shí)現(xiàn)油田開(kāi)發(fā)水平和總體效益最優(yōu)

化。通過(guò)全生命周期的項(xiàng)目管理與效益評(píng)價(jià)，最大限度地獲取地下油氣資源，將老油田中潛在儲(chǔ)量變成經(jīng)

濟(jì)有效產(chǎn)量，促進(jìn)國(guó)有資產(chǎn)保值增值。

3效果評(píng)價(jià)方法

3.1基礎(chǔ)指標(biāo)與分類(lèi)

3.1.1基礎(chǔ)指標(biāo)

根據(jù)油藏、驅(qū)油體系、工藝與管理對(duì)效果的影響程度，由70項(xiàng)單項(xiàng)指標(biāo)構(gòu)成效果評(píng)價(jià)基礎(chǔ)指標(biāo)，制

定了每個(gè)指標(biāo)對(duì)應(yīng)的區(qū)間等級(jí)（詳見(jiàn)附錄A、B）。

3.1.2專(zhuān)業(yè)分類(lèi)

根據(jù)專(zhuān)業(yè)類(lèi)別將70個(gè)單項(xiàng)指標(biāo)整合成七種專(zhuān)業(yè)類(lèi)型，分別是層系井網(wǎng)完善性、驅(qū)替體系有效性、注

1

T/CNPCI0019-2023

入有效性、采出有效性、驅(qū)替均衡性、管理有效性、方案有效性。

3.2分專(zhuān)業(yè)類(lèi)效果評(píng)價(jià)

3.2.1分類(lèi)評(píng)價(jià)計(jì)算方法

分類(lèi)評(píng)價(jià)計(jì)算方法是通過(guò)對(duì)每種專(zhuān)業(yè)類(lèi)型中的單項(xiàng)指標(biāo)進(jìn)行分值設(shè)定、評(píng)價(jià)得分與權(quán)重系數(shù)賦值，結(jié)

合公式（1），實(shí)現(xiàn)分類(lèi)評(píng)價(jià)打分的計(jì)算方法。其計(jì)算公式如下：

…………(1)

式中：

Pi——第i個(gè)專(zhuān)業(yè)類(lèi)的評(píng)價(jià)得分，i=1,2,3，...，7；

Ni——第i個(gè)專(zhuān)業(yè)類(lèi)的指標(biāo)個(gè)數(shù)，個(gè)；

——第i個(gè)專(zhuān)業(yè)分類(lèi)的第j個(gè)指標(biāo)權(quán)重系數(shù)賦值，j=1,2,3，...，；

Fij——第i個(gè)專(zhuān)業(yè)分類(lèi)的第j個(gè)單項(xiàng)指標(biāo)分值，j=1,2,3，...，。

a）單項(xiàng)指標(biāo)分值（）設(shè)定

根據(jù)不同指標(biāo)對(duì)效果實(shí)施影響的敏感性與重要性，對(duì)70項(xiàng)單項(xiàng)指標(biāo)進(jìn)行了重要考核指標(biāo)（附錄A中

的★標(biāo)識(shí)）與一般考核指標(biāo)的區(qū)分，其中重要考核指標(biāo)單項(xiàng)分值為2分，共30項(xiàng)；一般考核指標(biāo)單項(xiàng)分

值為1分，共40項(xiàng)。

b）單項(xiàng)指標(biāo)評(píng)價(jià)分級(jí)與權(quán)重系數(shù)賦值（）

單項(xiàng)指標(biāo)評(píng)價(jià)共劃分“好、中、差”三個(gè)級(jí)別，“好”代表開(kāi)發(fā)水平較高，權(quán)重系數(shù)賦值為1.0；“中”

代表開(kāi)發(fā)水平一般，權(quán)重系數(shù)賦值為0.8；“差”代表開(kāi)發(fā)水平較低，權(quán)重系數(shù)賦值為0.6。

3.2.2專(zhuān)業(yè)類(lèi)指標(biāo)分級(jí)

專(zhuān)業(yè)類(lèi)指標(biāo)分級(jí)是指對(duì)七種專(zhuān)業(yè)類(lèi)型指標(biāo)的系統(tǒng)評(píng)價(jià)，劃分為一級(jí)水平、二級(jí)水平、三級(jí)水平三個(gè)級(jí)

別，一級(jí)水平代表開(kāi)發(fā)水平較高，二級(jí)水平代表開(kāi)發(fā)水平一般，三級(jí)水平代表開(kāi)發(fā)水平較低。

3.2.2.1一級(jí)水平

單類(lèi)評(píng)價(jià)分值與該類(lèi)總分值的比大于等于85%，且重要指標(biāo)評(píng)價(jià)為“好”占重要指標(biāo)總個(gè)數(shù)比例大于

等于70%。

3.2.2.2二級(jí)水平

單類(lèi)評(píng)價(jià)分值與該類(lèi)總分值的比大于等于70%，小于85%；或單類(lèi)評(píng)價(jià)分值與該類(lèi)總分值的比大于85%，

但重要指標(biāo)評(píng)價(jià)為“好”占重要指標(biāo)總個(gè)數(shù)比例小于70%。

2

T/CNPCI0019-2023

3.2.2.3三級(jí)水平

單類(lèi)評(píng)價(jià)分值與該類(lèi)總分值的比小于70%。

3.3總體效果評(píng)價(jià)方法

3.3.1總指標(biāo)評(píng)價(jià)計(jì)算方法

總指標(biāo)得分是每個(gè)專(zhuān)業(yè)類(lèi)指標(biāo)得分的總和，總指標(biāo)滿(mǎn)分為100分，為“二三結(jié)合”實(shí)施效果定量評(píng)價(jià)

提供依據(jù)。其計(jì)算公式如下：

…………(2)

式中：

——總指標(biāo)評(píng)價(jià)得分，F(xiàn)；

——第i個(gè)專(zhuān)業(yè)類(lèi)的評(píng)價(jià)得分，i=1,2,3，...，7，F(xiàn)。

3.3.2總效果開(kāi)發(fā)水平分類(lèi)

3.3.2.1一類(lèi)開(kāi)發(fā)水平

總指標(biāo)評(píng)價(jià)分值大于等于85分，且重要考核指標(biāo)得分大于等于52分。

3.3.2.2二類(lèi)開(kāi)發(fā)水平

總指標(biāo)評(píng)價(jià)分值大于70分，小于85分；或總指標(biāo)評(píng)價(jià)分值大于85分，但重要考核指標(biāo)得分小于52

分。

3.3.2.3三類(lèi)開(kāi)發(fā)水平

總指標(biāo)評(píng)價(jià)分值小于等于70分。

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附錄A

（規(guī)范性附錄）

復(fù)雜斷塊油田“二三結(jié)合”效果評(píng)價(jià)指標(biāo)分級(jí)數(shù)據(jù)表

評(píng)價(jià)指標(biāo)效果分級(jí)評(píng)價(jià)

評(píng)價(jià)指標(biāo)分級(jí)區(qū)間考核

指標(biāo)基礎(chǔ)

序號(hào)專(zhuān)業(yè)分類(lèi)指標(biāo)名稱(chēng)單位

好中差重要分值

程度

A.1.1層間變異系數(shù)/≤0.50.5~0.7＞0.71.0

A.1.2層系內(nèi)油層跨度m≤5050~100＞1001.0

A.1.3注采井網(wǎng)儲(chǔ)量控制程度%≥9090~75＜75★2.0

A.1.4注采連通程度%≥9090~70＜701.0

A.1.5注采對(duì)應(yīng)率%≥8585~70＜70★2.0

A.1.6層系井網(wǎng)注入井開(kāi)井率%≥9595~85＜851.0

A.1.7完善性采出井開(kāi)井率%≥9595~85＜851.0

A.1.8采出井雙多向受益率%≥7575~55＜55★2.0

A.1.9注采井距偏移系數(shù)/≤0.140.14~0.3＞0.3★2.0

A.1.10層系內(nèi)生產(chǎn)小層數(shù)個(gè)≤56~10＞10★2.0

1.0~1.1.0~0.8或

A.1.11層系內(nèi)注采井?dāng)?shù)比/＜0.8或＞21.0

21.2~2

A.2.1站內(nèi)黏度指標(biāo)符合率%95~10095~85≤85★2.0

A.2.2井口黏度指標(biāo)符合率%95~10095~85≤85★2.0

A.2.3黏度熱穩(wěn)定性%≥8080~70＜70★2.0

A.2.4站內(nèi)界面張力mN/m＜0.010.01~0.1＞0.1★2.0

A.2.5驅(qū)替體系井口界面張力mN/m＜0.010.01~0.1＞0.1★2.0

A.2.6有效性界面張力穩(wěn)定性mN/m＜0.010.01~0.1＞0.1★2.0

A.2.7地下返排黏度保留率%≥6060~50＜50★2.0

A.2.8采出液中聚合物濃度mg/L≤300300~500≥5001.0

A.2.9采出液中表活劑濃度mg/L≤300300~500≥5001.0

A.2.10產(chǎn)聚濃度下降幅度%≥6565~30≤301.0

A.3.1欠注井比例%≤55~10＞101.0

A.3.2分層配注完成率%≥9595~85＜85★2.0

A.3.3配注完成率%≥9090~80＜801.0

A.3.4注入速度符合率%≥9090~80＜80★2.0

A.3.5注入注入速度執(zhí)行率%≥9090~80＜80★2.0

A.3.6有效性啟動(dòng)壓力增長(zhǎng)率%≥22~1.5＜1.51.0

A.3.7阻力系數(shù)/≥22~1＜1★2.0

A.3.8注入井井口壓力增幅MPa≥55~2＜21.0

A.3.9分注合格率%≥8080~70＜701.0

A.3.10中期處理壓力上升值MPa≥33~1≤1★2.0

4

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評(píng)價(jià)指標(biāo)效果分級(jí)評(píng)價(jià)

評(píng)價(jià)指標(biāo)分級(jí)區(qū)間考核

指標(biāo)基礎(chǔ)

序號(hào)專(zhuān)業(yè)分類(lèi)指標(biāo)名稱(chēng)單位

好中差重要分值

程度

A.3.11剖面改善情況百分點(diǎn)≥4040~20≤201.0

A.3.12井底黏度保留率%≥9090~80＜80★2.0

A.4.1整體產(chǎn)液量完成率%≥9090~80＜801.0

A.4.2平均單井含水下降幅度百分點(diǎn)≥2020~10＜101.0

A.4.3區(qū)塊含水下降幅度百分點(diǎn)≥1010~5＜5★2.0

A.4.4含水上升率/≤11~3＞31.0

A.4.5產(chǎn)液指數(shù)變化率%＜300~50≥501.0

A.4.6化學(xué)驅(qū)見(jiàn)效率%≥8585~75＜75★2.0

采出

A.4.7平均單井遞減增油量104t≥1.51.5~1＜11.0

有效性

A.4.8平均單井階段凈增油量104t≥0.80.8~0.5＜0.51.0

A.4.9防砂后有效生產(chǎn)時(shí)間d≥900900~500＜500★2.0

A.4.10防砂后正常液量保持率%≥9090~60＜601.0

A.4.11檢泵周期d≥10001000~365＜3651.0

A.4.12泵效%≥5050~30＜301.0

A.4.13機(jī)采系統(tǒng)效率%≥2828~20＜201.0

A.5.1油層動(dòng)用程度%≥8080~70＜70★2.0

A.5.2吸水剖面均衡系數(shù)/≤0.20.2~0.3＞0.31.0

A.5.3井組平面驅(qū)替速度突進(jìn)系數(shù)/≤1.51.5~2＞21.0

1.1~1.＜0.9或＞

A.5.4階段注采比/1.1~0.9★2.0

驅(qū)替21.2

A.5.5均衡性階段存水率/≥0.30.3~0.2＜0.21.0

A.5.6壓力場(chǎng)均衡系數(shù)/≤0.20.2~0.4＞0.4★2.0

A.5.7速度場(chǎng)均衡系數(shù)/≤0.20.2~0.4＞0.41.0

A.5.8飽和度場(chǎng)均衡系數(shù)/≤0.20.2~0.4＞0.41.0

A.5.9能量保持水平/≥1.01.0~0.9＜0.9★2.0

A.6.1采出井生產(chǎn)時(shí)率%≥9090~80＜801.0

A.6.2注入井生產(chǎn)時(shí)率%≥9090~80＜801.0

A.6.3措施及時(shí)整改率%≥8585~80＜801.0

A.6.4化學(xué)劑抽檢合格率%100100~99＜991.0

A.6.5注入泵維修周期d≥9090~60＜601.0

管理

A.6.6配注系統(tǒng)運(yùn)行時(shí)率%100100~99＜991.0

有效性

A.6.7注入系統(tǒng)干壓穩(wěn)定率%≥9898~95＜951.0

A.6.8采出水中二價(jià)鐵濃度mg/L≤0.10.1~0.2＞0.2★2.0

A.6.9采出水中細(xì)菌濃度個(gè)/mL≤2525~1000＞1000★2.0

A.6.10溶液配制誤差%≤33~5＞51.0

A.6.11系統(tǒng)黏損率%≤1010~15＞15★2.0

＜80或＞

A.7.1方案含水預(yù)測(cè)符合率%90~11080~901.0

110

有效性

A.7.2階段產(chǎn)油預(yù)測(cè)達(dá)標(biāo)率%≥9090~80＜801.0

5

T/CNPCI0019-2023

評(píng)價(jià)指標(biāo)效果分級(jí)評(píng)價(jià)

評(píng)價(jià)指標(biāo)分級(jí)區(qū)間考核

指標(biāo)基礎(chǔ)

序號(hào)專(zhuān)業(yè)分類(lèi)指標(biāo)名稱(chēng)單位

好中差重要分值

程度

A.7.3提高采收率預(yù)測(cè)達(dá)標(biāo)率%≥100100~80＜80★2.0

A.7.4噸聚當(dāng)量增油t/t≥4525~45＜25★2.0

總效果評(píng)價(jià)結(jié)果根據(jù)總效果評(píng)價(jià)方法，確定屬于幾類(lèi)開(kāi)發(fā)水平

6

T/CNPCI0019-2023

附錄B

（規(guī)范性附錄）

復(fù)雜斷塊油田“二三結(jié)合”效果評(píng)價(jià)指標(biāo)計(jì)算方法

根據(jù)“二三結(jié)合”方案開(kāi)發(fā)70項(xiàng)指標(biāo)的物理意義，給出了每個(gè)單項(xiàng)指標(biāo)的定義和計(jì)算公式。

B.1層系井網(wǎng)完善性

B.1.1層間變異系數(shù)

層間變異系數(shù)亦稱(chēng)滲透性變化系數(shù)，是指統(tǒng)計(jì)層段內(nèi)各油（氣）層滲透率的標(biāo)準(zhǔn)差與平均滲透率之比。

其計(jì)算公式為：

…………(B-1)

式中：

——層間滲透率變異系數(shù)；

——各油層滲透率值，i=1,2,3，...，n，10-3μm2；

——各油層滲透率平均值，10-3μm2；

——層數(shù)。

B.1.2層系內(nèi)油層跨度

層系內(nèi)油層跨度指層系內(nèi)最淺油層的頂深與最深油層的底深的差值。其計(jì)算公式為：

………(B-2)

式中：

——層系內(nèi)油層跨度，m；

——最淺油層的頂深，m；

——最深油層的底深，m。

B.1.3注采井網(wǎng)儲(chǔ)量控制程度

注采井網(wǎng)儲(chǔ)量控制程度指同一套層系內(nèi)注采井網(wǎng)控制儲(chǔ)量與地質(zhì)儲(chǔ)量百分比。其計(jì)算公式為：

…………(B-3)

式中：

——化學(xué)驅(qū)儲(chǔ)量控制程度，%；

——層系內(nèi)注入水（化學(xué)劑）波及范圍之內(nèi)的儲(chǔ)量，104t；

7

T/CNPCI0019-2023

——?jiǎng)佑玫刭|(zhì)儲(chǔ)量，104t。

B.1.4注采連通程度

注采連通程度指現(xiàn)有井網(wǎng)條件下同層系內(nèi)采出井與注入井連通的油層厚度（或個(gè)數(shù)）占采出井鉆遇同

層系內(nèi)油層厚度（或個(gè)數(shù)）的百分比。其計(jì)算公式為：

…………(B-4)

式中：

——注采連通程度，%；

——層系內(nèi)油井與注入井連通層厚度（或個(gè)數(shù)），m（個(gè)）；

——層系內(nèi)鉆遇油層厚度（或個(gè)數(shù)），m（個(gè)）。

注：對(duì)于有邊底水驅(qū)動(dòng)的油層，視為與注入井連通層，可根據(jù)邊底水波及的體積大小和斷層情況來(lái)劃

分單向、雙向、多向連通。

B.1.5注采對(duì)應(yīng)率

注采對(duì)應(yīng)率指現(xiàn)有正常生產(chǎn)的井網(wǎng)條件下，層系內(nèi)和注入井連通的采出井射開(kāi)有效厚度與井組內(nèi)采出

井射開(kāi)總有效厚度之比，用百分?jǐn)?shù)表示。其計(jì)算公式為：

…………(B-5)

式中：

——注采對(duì)應(yīng)率，%；

——層系內(nèi)與注入井連通的采出井射開(kāi)生產(chǎn)的油層厚度，m；

——層系內(nèi)采出井射開(kāi)總生產(chǎn)油層厚度，m。

注：對(duì)于有邊底水驅(qū)動(dòng)的油層，視為與注入井連通層，可根據(jù)邊底水波及的體積大小和斷層情況來(lái)劃

分單向、雙向、多向連通。

B.1.6注入井開(kāi)井率

注入井開(kāi)井率指當(dāng)月注入井開(kāi)井?dāng)?shù)占注入井總井?dāng)?shù)的比例。其計(jì)算公式為：

…………(B-6)

式中：

——注入井開(kāi)井率，%；

——注入井當(dāng)月開(kāi)井?dāng)?shù)，口；

——注入井總井?dāng)?shù)，口。

8

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B.1.7采出井開(kāi)井率

采出井開(kāi)井率指當(dāng)月采出井開(kāi)井?dāng)?shù)占采出井總井?dāng)?shù)的比例。

…………(B-7)

式中：

——采出井開(kāi)井率，%；

——采出井當(dāng)月開(kāi)井?dāng)?shù)，口；

——采出井總井?dāng)?shù)，口。

B.1.8采出井雙多向受益率

采出井雙多向受益率指層系內(nèi)在當(dāng)前井網(wǎng)條件下，雙多向受益采出井?dāng)?shù)與總受益井?dāng)?shù)之比。其中受益

方向是根據(jù)采出井受益方向的多少來(lái)劃分的，若受益井大部分生產(chǎn)層為雙向或多向受益，就確定該井為雙

多向受益井。

注：以采出井的單個(gè)油砂體作為最小研究單元，統(tǒng)計(jì)雙多向受益井，每層的受益井次合計(jì)為當(dāng)前井受

益井總井次。

…………(B-8)

式中：

——采出井雙多向受益率，%；

——雙多向受益井?dāng)?shù)，口；

——總受益井?dāng)?shù)，口。

B.1.9注采井距偏移系數(shù)

注采井距偏移系數(shù)是指注入井與每個(gè)受益油井之間的距離與平均注采井距的差的絕對(duì)值的算術(shù)平均

值與平均注采井距的比值。用于衡量不規(guī)則井網(wǎng)相對(duì)規(guī)則井網(wǎng)的偏移程度。

假設(shè)注入井的注水方向數(shù)為n，某個(gè)注水方向的井距為，注入井組平均井距：

…………(B-9)

注入井組偏移系數(shù)：

………(B-10)

根據(jù)實(shí)驗(yàn)給出井距偏移系數(shù)的界限值，當(dāng)井距偏差系數(shù)小于界限值時(shí)，井網(wǎng)相對(duì)均衡；當(dāng)井距偏差系

數(shù)大于或等于界限值時(shí)，井網(wǎng)不均衡。

B.1.10層系內(nèi)生產(chǎn)小層數(shù)

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層系內(nèi)生產(chǎn)小層數(shù)指同一層系內(nèi)生產(chǎn)的小層個(gè)數(shù)。

B.1.11層系內(nèi)注采井?dāng)?shù)比

層系內(nèi)注采井?dāng)?shù)比指層系內(nèi)注入井總數(shù)與層系內(nèi)采出井總數(shù)之比。其計(jì)算公式為：

………(B-11)

式中：

—層系內(nèi)注采井?dāng)?shù)比；

—層系內(nèi)注入井總數(shù)，口；

No—層系內(nèi)采出井總數(shù)，口。

B.2驅(qū)替體系有效性

B.2.1站內(nèi)黏度指標(biāo)符合率

指注聚站內(nèi)樣品黏度達(dá)標(biāo)數(shù)與取樣總數(shù)之比。

………(B-12)

式中：

——站內(nèi)黏度指標(biāo)符合率，%；

——注聚站內(nèi)樣品黏度達(dá)標(biāo)數(shù)，個(gè)；

——注聚站內(nèi)取樣總數(shù)，個(gè)。

B.2.2井口黏度指標(biāo)符合率

井口黏度指標(biāo)符合率指井口樣品黏度達(dá)標(biāo)數(shù)與取樣總數(shù)之比。

………(B-13)

式中：

——井口黏度指標(biāo)符合率，%；

——井口樣品黏度達(dá)標(biāo)數(shù)，個(gè)；

——井口取樣總數(shù)，個(gè)。

B.2.3黏度熱穩(wěn)定性

黏度熱穩(wěn)定性指注聚站內(nèi)或井口樣在油藏溫度下密封除氧老化90天后黏度與初始黏度之比。

………(B-14)

式中：

——黏度熱穩(wěn)定性，%；

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——90天后黏度，mPa·s；

——初始黏度，mPa·s。

B.2.4站內(nèi)界面張力

站內(nèi)界面張力指注聚站內(nèi)注入液與目標(biāo)區(qū)塊原油的界面張力值。

B.2.5井口界面張力

井口界面張力指注聚井井口注入液與目標(biāo)區(qū)塊原油的界面張力值。

B.2.6界面張力穩(wěn)定性

界面張力穩(wěn)定性指井口注入液在目標(biāo)區(qū)塊油藏溫度下老化90天后與目標(biāo)區(qū)塊原油的界面張力值。

B.2.7地下返排黏度保留率

地下返排黏度保留率指注入井井底返排液黏度與注入井口黏度的比值。

………(B-15)

式中：

——地下返排黏度保留率，%；

——地下返排液黏度，mPa·s；

——井口注入液黏度，mPa·s。

B.2.8采出液中聚合物濃度

采出液中聚合物濃度指油井產(chǎn)出液中的聚合物濃度。

B.2.9采出液中表活劑濃度

采出液中表活劑濃度指油井產(chǎn)出液中的表活劑濃度。

B.2.10產(chǎn)聚濃度下降幅度

產(chǎn)聚濃度下降幅度指注入井封竄處理前后對(duì)應(yīng)聚竄油井中測(cè)試前后的產(chǎn)聚濃度之差與處理前聚竄濃

度之比。

………(B-16)

式中：

——產(chǎn)聚濃度下降幅度，百分點(diǎn)；

——處理前聚竄濃度，mg/L；

——處理后濃度，mg/L。

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B.3注入有效性

B.3.1欠注井比例

欠注井比例指未達(dá)到方案設(shè)計(jì)要求注入量的注入井?dāng)?shù)占總注入井?dāng)?shù)的百分比。其計(jì)算公式為：

…………(B-17)

式中：

—欠注井比例，%；

—未達(dá)到方案設(shè)計(jì)要求注入量的注入井?dāng)?shù)，口；

—總注入井?dāng)?shù)，口。

B.3.2分層配注完成率

分層配注完成率指區(qū)塊內(nèi)總注入井分層配注完成總層數(shù)與分層配注總層數(shù)之比，用百分?jǐn)?shù)表示。其計(jì)

算公式為：

………(B-18)

式中：

—分層配注完成率，%；

—分層配注完成層數(shù)，個(gè)；

—分層配注總層數(shù)，個(gè)。

B.3.3配注完成率

配注完成率指區(qū)塊中注入井完成配注井?dāng)?shù)與注入井總井?dāng)?shù)之比，用百分?jǐn)?shù)表示。其計(jì)算公式為：

………(B-19)

式中：

—配注完成率，%；

—注入井完成配注井?dāng)?shù)，口；

—注入井總井?dāng)?shù)，口。

B.3.4注入速度符合率

注入速度符合率指單井注入速度達(dá)到設(shè)計(jì)要求的井?dāng)?shù)占總注入井?dāng)?shù)的百分比，其計(jì)算公式為：

………(B-20)

式中：

—注入速度符合率，%；

—注入速度達(dá)到設(shè)計(jì)要求的井?dāng)?shù)，口；

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—總注入井?dāng)?shù)，口。

B.3.5注入速度執(zhí)行率

注入速度執(zhí)行率指方案實(shí)際平均注入速度與方案設(shè)計(jì)注入速度的百分比。其計(jì)算公式為：

………(B-21)

式中：

—注入速度執(zhí)行率，%；

PV—注入孔隙體積倍數(shù)(PoreVolume)；

—實(shí)際注入速度，PV/a；

—方案設(shè)計(jì)注入速度，PV/a。

B.3.6啟動(dòng)壓力增長(zhǎng)率

啟動(dòng)壓力增長(zhǎng)率指注入化學(xué)劑的啟動(dòng)壓力（由注水指示曲線(xiàn)得出）相對(duì)于空白水驅(qū)階段的啟動(dòng)壓力的

變化率，其計(jì)算公式為：

………(B-22)

式中：

——啟動(dòng)壓力增長(zhǎng)率，%；

——現(xiàn)階段相對(duì)于過(guò)去某一時(shí)期啟動(dòng)壓力的變化，MPa；

——某一時(shí)期的啟動(dòng)壓力，MPa。

B.3.7阻力系數(shù)

阻力系數(shù)是指區(qū)塊中單井阻力系數(shù)的算術(shù)平均值。單井阻力系數(shù)指在化學(xué)驅(qū)過(guò)程中，反映驅(qū)替液降低

驅(qū)動(dòng)介質(zhì)流動(dòng)能力的指標(biāo)，其數(shù)值等于水的流度與化學(xué)劑溶液流度之比。

………(B-23)

式中：

——阻力系數(shù)；

——介質(zhì)為水時(shí)的流度，10-3μm2/mPa·s；

——介質(zhì)為化學(xué)劑溶液時(shí)的流度，10-3μm2/mPa·s；

——介質(zhì)為水時(shí)的滲透率，10-3μm2；

——介質(zhì)為化學(xué)劑溶液時(shí)的滲透率，10-3μm2；

——水的黏度，mPa·s；

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——化學(xué)劑溶液時(shí)的黏度，mPa·s。

注入井吸水指示曲線(xiàn)主要描述注入井累計(jì)注入量和壓力之間的關(guān)系，評(píng)價(jià)注入井在實(shí)施后地層阻力系

數(shù)的建立情況。

此方法是基于單項(xiàng)穩(wěn)態(tài)的牛頓流體的徑向流方程，以霍爾積分項(xiàng)與累計(jì)注入量繪制在直角坐標(biāo)上，在

注入井生產(chǎn)的不同階段分別為直線(xiàn)段，其數(shù)學(xué)表達(dá)式為：

………(B-24)

式中：

——注入井井底流壓，MPa；

——油層壓力，MPa；

——時(shí)間，d；

——某一時(shí)間對(duì)應(yīng)的累計(jì)注入量，m3；

——霍爾曲線(xiàn)斜率。

當(dāng)?shù)貙又凶⑷牖瘜W(xué)劑后，由于注入介質(zhì)發(fā)生變化，在霍爾曲線(xiàn)上的斜率也將發(fā)生變化，其變化幅度反

映出油層滲流阻力的增減情況，其阻力系數(shù)由下式求得：

………(B-25)

，別為注水，注化學(xué)劑階段霍爾曲線(xiàn)直線(xiàn)斜率。

B.3.8注入井井口壓力增幅

注入井井口壓力增幅指注入井注入化學(xué)劑井口壓力達(dá)到峰值且峰值穩(wěn)定滿(mǎn)3個(gè)月（滿(mǎn)時(shí)率）時(shí)的平均

井口壓力值與注入井水驅(qū)末期3個(gè)月（滿(mǎn)時(shí)率）的平均井口壓力值的差值。

………(B-26)

式中：

——注入井井口壓力增幅，MPa；

——注入化學(xué)劑井口壓力達(dá)到峰值，MPa；

——注入井水驅(qū)末期3個(gè)月（滿(mǎn)時(shí)率）的平均井口壓力，MPa。

B.3.9分注合格率

分注合格率指本季度參與檢查的分注井合格分注總層數(shù)與參與檢查分注井分注總層數(shù)之比。

…………(B-27)

式中：

—分注合格率，%；

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—參與檢查分注井合格分注總層數(shù)，個(gè)；

—參與檢查分注井分注總層數(shù)，個(gè)。

B.3.10中期處理壓力上升值

中期處理壓力上升值為相同日注水量或折算到相同日注水量條件下，中期處理后井口壓力與處理前井

口壓力之差。

…………(B-28)

式中：

——中期處理壓力上升值，MPa；

——處理后注入壓力，MPa；

——處理前注入壓力，MPa。

B.3.11剖面改善情況

剖面改善情況采用吸水剖面中吸水強(qiáng)度突進(jìn)系數(shù)下降率來(lái)評(píng)價(jià)。吸水強(qiáng)度突進(jìn)系數(shù)以最大吸水強(qiáng)度與

吸水強(qiáng)度的加權(quán)平均值的比值來(lái)表示。

………(B-29)

式中：

——吸水剖面測(cè)試吸水強(qiáng)度的加權(quán)平均值，m3/(d·m)；

——吸水剖面測(cè)試第i層吸水強(qiáng)度，m3/(d·m)；

——吸水剖面測(cè)試第i層厚度，m；

N——吸水剖面測(cè)試總層數(shù)；

——吸水剖面突進(jìn)系數(shù)；

——吸水強(qiáng)度最大值，m3/(d·m)；

——吸水剖面突進(jìn)系數(shù)下降率，%；

——處理前吸水剖面突進(jìn)系數(shù)；

——處理后吸水剖面突進(jìn)系數(shù)。

B.3.12井底黏度保留率

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井底黏度保留率是指應(yīng)用井下取樣器井底取樣，井下某一油層中部樣品黏度值與井口黏度的比值。

………(B-30)

式中：

——井底黏度保留率，%；

——井下某一位置樣品黏度，mPa·s；

——井口注入液黏度，mPa·s。

B.4采出有效性

B.4.1整體產(chǎn)液量完成率

整體產(chǎn)液量完成率指采出井總的實(shí)際日產(chǎn)液量與方案設(shè)計(jì)日產(chǎn)液量之比，用百分?jǐn)?shù)表示。其計(jì)算公式

為：

………(B-31)

式中：

——整體產(chǎn)液量完成率，%；

——采出井總的實(shí)際日產(chǎn)液量，m3；

——方案設(shè)計(jì)日產(chǎn)液量，m3。

B.4.2平均單井含水下降幅度

平均單井含水下降幅度指采出井化學(xué)驅(qū)見(jiàn)效前穩(wěn)定生產(chǎn)時(shí)含水率與化學(xué)驅(qū)見(jiàn)效后含水下降幅度最大

時(shí)的含水率差值的算數(shù)平均值。其計(jì)算公式為：

…(B-32)

式中：

fw——平均單井含水下降幅度，百分點(diǎn)；

fwsi——區(qū)塊第i口采出井化學(xué)驅(qū)前穩(wěn)定生產(chǎn)時(shí)含水，%；

fpmaxi——區(qū)塊第i口采出井化學(xué)驅(qū)見(jiàn)效后下降幅度最大時(shí)含水，%。

n——化學(xué)驅(qū)見(jiàn)效總井?dāng)?shù)，口

B.4.3區(qū)塊含水下降幅度

區(qū)塊含水下降幅度指化學(xué)驅(qū)區(qū)塊見(jiàn)效前正常生產(chǎn)時(shí)綜合含水率與區(qū)塊見(jiàn)效后含水下降幅度最大時(shí)綜

合含水率的差值的算數(shù)平均值。其計(jì)算公式為：

………(B-33)

式中：

16

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——區(qū)塊含水下降幅度，百分點(diǎn)；

——井組、區(qū)塊中化學(xué)驅(qū)前穩(wěn)定生產(chǎn)時(shí)含水，%；

——井組區(qū)塊中井化學(xué)驅(qū)見(jiàn)效后下降幅度最大時(shí)含水，%。

B.4.4含水上升率

含水上升率指每采出1%的石油地質(zhì)儲(chǔ)量時(shí)含水率的上升值。其計(jì)算公式為：

………(B-34)

式中：

——含水上升率，無(wú)量綱；

——階段末、初含水率之差，%；

——階段末、初采出程度之差，%。

注：含水上升率階段取值可以根據(jù)實(shí)施時(shí)間的間隔分別取季度、半年、年。

B.4.5產(chǎn)液指數(shù)變化率

產(chǎn)液指數(shù)變化率指化學(xué)驅(qū)階段產(chǎn)液指數(shù)相對(duì)于空白水驅(qū)階段產(chǎn)液指數(shù)的變化率，用百分?jǐn)?shù)表示。其計(jì)

算公式為：

………(B-35)

式中：

——產(chǎn)液指數(shù)變化率，%；

——化學(xué)驅(qū)階段產(chǎn)液指數(shù)，m3/（MPa）；

——空白水驅(qū)階段產(chǎn)液指數(shù)，m3/（MPa）。

B.4.6化學(xué)驅(qū)見(jiàn)效率

化學(xué)驅(qū)見(jiàn)效率指采出井出現(xiàn)產(chǎn)油量上升或含水下降等明顯的化學(xué)驅(qū)見(jiàn)效特征的井?dāng)?shù)占總采出井?dāng)?shù)的

百分比。其計(jì)算公式為：

………(B-36)

式中：

——化學(xué)驅(qū)見(jiàn)效率，%；

——化學(xué)驅(qū)見(jiàn)效的采出井?dāng)?shù)，口；

——總采出井?dāng)?shù)，口。

B.4.7平均單井遞減增油量

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平均單井遞減增油量是指每口油井的遞減增油量之和與油井總數(shù)之比。單井遞減增油量指根據(jù)油田遞

減規(guī)律，每口產(chǎn)出井利用阿爾普斯遞減公式法預(yù)測(cè)生產(chǎn)時(shí)間與產(chǎn)量的關(guān)系，某一時(shí)間段內(nèi)的實(shí)際累產(chǎn)油量

與遞減預(yù)測(cè)累產(chǎn)油量之差為單井遞減增油量。計(jì)算公式為：

………(B-37)

式中：

——平均單井遞減增油量，104t；

——第i口單井實(shí)際累產(chǎn)油量，104t；

——第i口單井預(yù)測(cè)累產(chǎn)油量，104t；

n——化學(xué)驅(qū)見(jiàn)效總井?dāng)?shù)，口。

B.4.8平均單井階段凈增油量

單井凈增油量指單井見(jiàn)效后的穩(wěn)定產(chǎn)量與見(jiàn)效前穩(wěn)定產(chǎn)量之差。平均單井階段凈增油量指單井階段凈

增油量之和與油井總數(shù)之比。其中日平均凈增油為見(jiàn)效后穩(wěn)定生產(chǎn)日平均產(chǎn)油量與見(jiàn)效前日平均產(chǎn)油量的

差值，乘以生產(chǎn)天數(shù)即為單井階段凈增油量，其計(jì)算公式為：

………(B-38)

式中：

——平均單井階段凈增油量，104t；

——評(píng)價(jià)期內(nèi)總計(jì)生產(chǎn)月數(shù)，個(gè)；

——第i個(gè)月平均日產(chǎn)油，t/d；

——見(jiàn)效的第一個(gè)月前的穩(wěn)定生產(chǎn)月份日產(chǎn)油，t/d；

——第i個(gè)月的日歷天數(shù)，天；

j——區(qū)塊內(nèi)第j口見(jiàn)效井；

n——評(píng)價(jià)井?dāng)?shù)，口。

B.4.9防砂后有效生產(chǎn)時(shí)間

指防砂后投產(chǎn)至第一次因出砂檢泵作業(yè)時(shí)的累計(jì)生產(chǎn)時(shí)間。

B.4.10防砂后正常液量保持率

相同工作制度下正常采出井產(chǎn)液能力。

防砂后正常液量保持率=投產(chǎn)后180天日產(chǎn)液/防砂后初期（21-30天)日產(chǎn)液，%。其計(jì)算公式為：該

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區(qū)塊同類(lèi)型井正常生產(chǎn)液量

………(B-39)

式中：

——防砂后正常液量保持率，%；

——投產(chǎn)后180天日產(chǎn)液，m3/d；

——防砂后初期（21-30天)日產(chǎn)液，m3/d。

B.4.11檢泵周期

單井檢泵周期指油井最近兩次檢泵作業(yè)之間的實(shí)際生產(chǎn)天數(shù)，如果連續(xù)生產(chǎn)天數(shù)大于上一次的檢泵周

期，則該連續(xù)生產(chǎn)天數(shù)即為該井的檢泵周期。

B.4.12泵效

泵效為日產(chǎn)液之和與泵理論排量之和的比值，其計(jì)算公式為：

………(B-40)

式中：

——泵效，%；

——泵日產(chǎn)液之和，m3；

——泵理論排量之和，m3。

B.4.13機(jī)采系統(tǒng)效率

機(jī)采系統(tǒng)效率為有效功率與輸入功率的比值，其計(jì)算公式為：