油田开发动态分析主要关键技术指标及计算方法.doc

指标及计算办法
井网密度
油田（或区块）单位面积已投入开发总井数即为井网密度。 f=n/A0
注采井数比
注采井数比是指水驱开发油田（或区块）注水井总数和采油井总数之比。
水驱控制限度
注水井注水可以影响到油层储量占油层总储量百分数。
水驱控制限度=注水井联通厚度/油层总厚度*100%
由于面积注水井网生产井往往受多口注水井影响，因而，在记录井网对油层水驱控制限度时还要考虑联通方向。
不同注水方式，其注采井数比不同，因而注水井对油层水驱控制限度也不同。某些分布不稳定，形态不规则，呈透镜状分布油层，在选取注水方式时，应选取注水井数比较大注水方式，以获得较高水驱储量控制限度。该指标大小，直接影响着采油速度，含水上升率，最后采收率。
中高渗入油藏（空气渗入率不不大于50*10-3 um2）普通要达到80%，特高含水期达到90%以上；低渗入油藏（空气渗入率不大于50*10-3 um2）达到70%以上；断块油藏达到60%以上。
平均单井有效厚度
油田（或区块、或某类井）内属同一开发层系油水井有效厚度之和与油水井总井数比值为平均单井有效厚度。
平均单井射开厚度
油田（或区块、或某类井）内属同一开发层系油水井射孔总厚度与油水井总井数比值为平均单井射开厚度。
核算产油量
核算产油量由中转站、联合站、油库对管辖范畴内总日产油量进行计量，由此获得产油量数据为核算产油量。
输差
输差是指井口产油量和核算产油量之差与井口产油量之比。
K=（qow-qor）/qow
核算产水量
核算产水量用井口产水量和输差计算。qwr=qww(1-K)
综合含水
油田（或区块）综合含水是指采出液体中水所占质量百分数。
fw=(100*qwr)/(qwr+qor)
-1- 低含水期（0<含水率<20%）:该阶段是注水受效、主力油层充分发挥作用、油田上产阶段。要依照油层发育状况，开展初期分层注水，保持油层能量开采。要采用各种增产增注办法，提高产油能力，以达到阶段开发指标规定。
-2-中含水期（20%<=含水率<60%）：该阶段主力油层普遍见水，层间和平面矛盾加剧，含水上升快，主力油层产量递减。在这一阶段要控制含水上升，做好平面调节，层间接替工作，开展层系、井网和注水方式适应性研究，对于注采系统不适应和非主力油层动用状况差区块开展注采系统和井网加密调节，提高非主力油层动用限度，实现油田稳产。
-3- 高含水期（60%<=含水率<90%）：该阶段是重要开发阶段，要在精细油藏描述和弄清剩余油分布基本上，积极采用改进二次采油技术和三次采油技术，进一步完善注采井网，扩大注水波及体积，控制含水上升速度和产量递减率，努力延长油田稳产期。
-4-特高含水期（含水率>=90%）：该阶段剩余油高度分散，注入水低效、无效循环矛盾越来越突出。要积极开展精细挖潜调节，采用细分层注水、细分层压裂、细分层堵水、调剖等办法，控制注入水量和产液量增长速度。要积极推广和应用成熟三次采油技术，不断增长可采储量，延长油田生命期，努力控制好成本，争取获得较好经济效益。
单井日产油水平
单井月产油量与当月日历天数比值为该井日产油水平。开发单元所属油井日产油水平平均值为该单元单井平均日产油水平。
含水上升率
每采出1%石油地质储量含水率上升百分数。阶段含水上升率=（阶段末含水率-阶段出含水率）/（阶段末采出限度-阶段初采出限度）*100%
年含水上升率=年含水上升值/采油速度*100%
应依照有代表性相渗入率曲线或水驱曲线来界定合理含水上升率，各开发阶段含水上升率不超过理论值。
采油速度
油田（或区块）年采油量占已动用地质储量百分数。
VD=qoa/N*100
采油强度
油井单位有效厚度油层日采油量。
采油强度=油井日产油量/该井油层有效厚度
在油田开发中，为保持开发层系内部各层均衡开采，规定不同井、层采油强度控制在合理范畴内，选取原则是：使大多数油井见水晚；防止油层出砂；满足注采平衡和保持地层压力；使含水上升幅度减缓。
储采平衡系数
当年增长可采储量与当年产油量比值。
可采储量采油速度
油田（或区块）年采油量占已动用可采储量百分数。VK=qoa/NR*100
剩余可采储量采油速度
油田（或区块）当年核算年产油量除以上年末剩余可采储量之值。描述石油剩余可采储量开采速度高低，是国际上通用一种生产动态指标，在考虑了油田生产技术经济条件和剩余资源多寡等主、客观因素后，用以考察油田生产动态一种重要指标。剩余可采储量采油速度是油田技术、经济环境综合反映。普通控制在8%-11%左右。
采出限度
油田或区块合计产油量占地质储量百分数。
RD=NP/N*100
可采储量采出限度
累积产油量占可采储量百分数。中高渗入