1-开发主要生产技术指标及计算

油田开发主要生产技术指标的计算方法及规律一、开发技术指标计算方法及释义●开采井网指标●油井生产动态指标●注水井生产动态指标●注采系统指标●采油速度和采出程度●开发效果指标油田开发指标类型：开采井网指标：★井网密度★注采井数比★水驱控制程度★平均单井射开厚度★平均单井有效厚度★动用地质储量★可采储量油井生产动态指标：★核实产油量★输差★核实产水量★综合含水★综合气油比★老井综合递减率★老井自然递减率★油井利用率注水井生产动态指标：★注水量★吸水指数★注水井利用率★分层注水率★分层注水合格率采油井生产动态指标：★油井生产压差★总压差★注采比★地下亏空体积★采液指数★采油指数★生产能力采油速度和采出程度指标：★采油速度☆地质储量采油速度☆可采储量采油速度☆剩余可采储量采油速度☆储采比★采出程度☆地质储量采出程度☆可采储量采出程度开发效果指标：★含水上升率★采收率★水驱储量动用程度★水驱指数★存水率1、采油开（关）井：当月累积产油达到1吨以上（含1吨）的油井，当月累积伴生气达到1千立方米以上（含1千立方米）的油井，为采油当月开井，否则为关井。2、产量井口产量：？？？核实产油（水、液）量：考虑管线传输损耗、集油总站计量的产油（水、液）量。核实产油量包括油田的稀油、稠油和气田的凝析油，并扣除各种损耗油量。在填报全油田平均日产油、年产油及年累积产油等指标时均应使用核实产量。盘库产量：含公司补产（留产）、采油厂补产（留产）、以及零星评价井未归入区块的产量。为官方唯一认准产量。井口产量：原油进入集油管线之前在井口分离器或计量站计量的产量。输差是指井口产油量和核实产油量之差与井口产油量之比。oworowqqqK3、动用地质储量（可采储量）：通过开发方案的实施，已完成开发井钻井和开发设施建设，并已投入开采的储量，为动用地质储量；在现有技术和经济条件下，能从储油层中采出的那部分储量，为动用可采储量。储量级别：预测——控制——探明——动用地质计算方法：容积法、类比法可采储量计算方法：递减法、水驱特征曲线、经验公式、类比法BoioSwihN)1(100预测地质储量控制地质储量探明地质储量（证实地质储量）动用地质储量可采储量勘探开发地质储量●●●●SEC油气储量：SEC（SecuritiesandExchangeCommission)是美国证卷交易委员会英文的缩写。SEC油气储量是指在美国证卷交易委员会规则范围内，用于评估上市公司商业油气证实储量(即国内口径的剩余经济可采储量）的标准规范。定义：在现行经济和技术操作条件下，地质和工程资料表明，将来可从已知油气藏中能以合理的确定性依据和技术采出的原油、天然气和凝析油的数量就叫做SEC证实储量（经济可采储量）。证实油气储量是随价格和成本变化而变化的，价格和成本以评估时的实际为准。价格的变化只考虑在现价基础上合同协议提供的变化，但不包括将来条件改变引起的价格上涨。4、采油（液）速度：指油田年产油（液）量与地质储量之比，用百分数表示。（可采）采油速度=核实年产油量/动用地质储量（可采储量）×100%剩余可采储量采油速度=本年核实产油量/(本年累积可采储量-本年累积产油量+本年年产油量)×100%储采比：剩余可采储量采油速度的倒数。直观反映一个油气田（油气藏）按目前年产量下，还能开发多少年。储采平衡系数：当年增加可采储量与当年产油量的比值。5、采出程度：累积产油量与动用地质储量之比，用百分数表示。采出程度=核实累积产油量/动用地质储量×100%6、综合气油比：每采1吨原油伴随产出的天然气量。油汽比：年产油除以井注蒸汽量，OSR。7、见水井：连续5个采样点含水率均在0.1%以上的油井为见水井。见水井开井数：指已确定见水的油井中，当月的开井数。8、综合含水=井口月产水量/井口月产液量×100%。年均含水率=核实年产水/核实年产液×100%含水上升率=（本年年均含水率－上年年均含水率）/本年地质储量采油速度*特别注意，对于上升速度较快的油藏，可用本年末月含水率减去上年末含水率来反映含水上升率。老井含水上升率=（当年老井年均综合含水率－上年新老井年均综合含水率）/当年采油速度×100%。动态分析中应使用老井含水上升率。可理解上年井在今年的含水上升率。理论计算含水上升率变化曲线0.001.002.003.004.005.006.007.008.00020406080100含水,%含水上升率,%9、注水开（关）井：当月累积注水1立方米以上（含1立方米）的注水井及当月累积注汽1地下标方以上（含1地下标方）的稠油汽驱注汽井为注水开井，否则为关井。10、注水量：为实际注入量。洗井和作业时放溢流、漏入地层的水都要相应地减少或增加（实际操作难度大）。蒸汽驱注汽量（包括蒸汽吞吐注汽量）应计入注水量之中。11、注采比：注入剂在地下所占的体积与采出物（油、气、水）在地下所占的体积之比。]//)1([wwowoljIPffBqqR12、累积亏空：为注入剂累积注入量所占地下体积与累积采出物（油气水）所占地下体积之差。joPoPkqNBWV)/(13、平均地层压力：单井目前地层压力的算术平均值。参加平均的井应采用动态监测系统中有连续资料的可对比井。大区块计算通过小区块储量取加权平均值。一般油藏地层压力是油井动态监测结果计算，注水井不参与计算。14、平均流动压力：单井流动压力的算术平均值。参加平均的井应采用动态监测系统中有连续资料的可对比井。大区块计算通过小区块储量取加权平均值。15、生产压差：静压（目前地层压力）与油井生产时测得的流压之差即生产压差。一般情况下，生产压差越大，产量就越高。生产压差=平均地层压力-平均流动压力B1井网压力消耗图05101520253035水井流压水井地压油井地压油井流压压力(MPa)200120022003200420052006200720082009201020112012B2+3井网压力消耗图05101520253035水井流压水井地压油井地压油井流压压力(MPa)200120022003200420052006200720082009201020112012T1b井网压力消耗图05101520253035水井流压水井地压油井地压油井流压压力(MPa)200120022003200420052006200720082009201020112012注采压差减小，水窜加剧T1b层井距大，物性差，注采压差最大16、采油指数：单位生产压差下的日产油量，表示油井生产能力的大小。采油指数=日产油量/（静压-流压）米采油指数：采油指数/油井射开厚度。若通过产液剖面，认为某些层位不出，需要扣除。17、采液指数：单位生产压差下的日产液量，表示油井产液能力的大小。采液指数=日产液量/（静压-流压）18、产液强度：指单位有效厚度油层的日产液量，单位m3/(d·m)。19、吸水强度：指注水井单位有效厚度的日注水量，单位m3/(d·m)。20、老井补孔改层：包括在开发层系内补孔、改换层系和调层。每年年初，由地质所编制老井上返补层方案，经公司审查批准后实施。实施过程中单井射孔井段，需按格式报开发处审批。21、井底干度：是井底湿蒸汽中蒸汽质量占蒸汽总重的百分比。22、耗水率：指注水开发油田每采出一吨原油伴随采出的水量，单位:m3/t。23、回采水率：吞吐阶段（周期或累计）采水量与注汽量之比。回采水率=（累积产液量-累积产油量）/累积注汽量×100%24、递减率总递减率:（上年产量-本年产量）/上年产量×100%，包括老井、新井投产及各种措施增产情况下的产量递减率，即阶段总采油量与上阶段总采油量的差值，再与上阶段总采油量之比，称为总递减率。综合递减率：（上年产量-本年老井产量）/上年产量×100%，指没有新井情况下的产量递减率，即扣除新井产量后的阶段产油量与上阶段采油量之差，再与上阶段采油量之比，称为综合递减。自然递减率：（上年产量-本年老井未措施产量）/上年产量×100%，指没有新井投产及各种增产措施情况下的产量递减率，即在扣除新井及各种措施产量之后的阶段采油量与上阶段采油量之差，再与上阶段采油量之比，称为自然递减率。24、递减率标定水平递减率：股份公司每年1月份下发油田公司标定水平，公司按各单位能力批分，采油厂批分到区块。标定水平原则为上年后三月平均日产油水平。计算方法：标定水平×全年日历天数叫不递减油量标定水平综合递减率=（不递减油量-本年老井产量）/不递减率油量×100%标定水平自然递减率=（不递减油量-本年老井未措施产量）/不递减率油量×100%年绝对油量递减率=（上年老井产量－上年老井在本年产量）/上年老井产量×100%原油产量为核实产量，应扣除补产、凝析油产量。200244.242.81.3200343.237.73.12.412.0200438.332.81.53.50.415.9200538.731.71.11.80.93.28.7200639.629.50.81.01.45.41.57.5200742.026.30.60.81.33.83.65.513.8200852.225.20.90.70.93.02.811.37.68.7200951.723.00.50.41.02.62.09.19.83.413.6201056.621.70.40.30.92.11.98.47.48.45.210.9201154.717.40.40.71.12.21.77.56.25.99.22.316.2201249.315.70.30.41.12.01.66.04.34.77.93.61.816.12013预计44.65.718.1新老井递减率2012年新井2011年新井2010年新井2009年新井2007年新井2008年新井2006年新井2002年新井老井产油38.92004年新井2003年新井2005年新井当年产油年月25、地层压力保持程度：指当年平均地层压力与原始地层压力的百分比值。对于一个采油厂或油田，以动用地质储量作为权衡计算，全厂、油田地层压力保持程度必须用同井点计算，单个开发单元同井点较少的可不完全照此执行。厚度对应率＝６/（６＋５）＊１００％＝５４.５％层数对应率＝１/２＊１００％＝５０％厚度对应率＝１２/（１２＋９）＊１００％＝５７.１％层数对应率＝１/２＊１００％＝５０％21212122砂层厚度：12m有效厚度：8m砂层厚度：8m有效厚度：6m砂层厚度：9m有效厚度：6m砂层厚度：10m有效厚度：7m油井１水井１水井２射开有效厚度：６m射开有效厚度：５m26、水驱储量控制程度：指现有井网条件下与注水井连通的采油井射开有效厚度与井组内采油井射开总有效厚度之比值，已废弃井点不参与计算。26、剖面动用程度：剖面动用程度=（总吸水厚度+总产液厚度）/（注水井总测试层段厚度+油井总测试层段厚度）×100%按年度所有测试水井的吸水剖面和全部测试油井的产液剖面资料计算。（注意，原股份公司定义为不是“和”，而是“或”）27、注水井分注率（不含报废利用注水井）：注水井分注率=注水井分注井数/注水井总井数×100%ooPpiwoBNWWR/28、水驱指数油田（或区块）注入水地下存水量与累积产油量地下体积之比称为水驱指数。可理解为多少水替换出了多少油。29、注水利用率=（年注水量-年产水量）/年注水量孤东分类单元注水利用率与采出程度关系00.10.20.30.40.50.60.705101520253035采出程度,%注水利用率孤东Ⅰ类Ⅱ类Ⅲ类30、存水率：累计注入量减去累计产水量后占累计注入量的百分数。31、措施产量：借鉴新疆油田公司“调剖、深部调驱”管理办法调剖前日产油（水）量，按调剖的注水井所对应油井措施前3个月的平均日产油（水）量作为基数。如油井之前由于措施原因导致基数较高，应根据生产实际确定基数。调剖后日增油量为调剖后日产油量与措施基数日产油量的差值。高于基数统计为增油，低于基数增油量为零。调剖后日降水量为措施基数与调剖后日产水量的差值。高于基数降水量为零。累计增油(降水)量为调