动态指标的计算

让我们来共同进行油藏动态分析动态指标的计算油田油水井动态分析中经常采用许多开发指标来说明油田的生产情况和规律,这些指标是根据各项生产数椐整理分析和计算出来的,根据这些指标数据的大小和变化情况就可以对地下动态有所认识,分析地下动态形势的变化规律.第一节产油指标一产油日产能力：指月产油与当月实际生产天数的比值。日油水平：指月产油与当月日历天数的比值，它是衡量原油产量高低和分析产量变化的主要指针。平均单井日产油水平：指油田（或开发区）日产油水平与当月油井开井数的比值，单位吨／日。油井开井数是指当月内连续生产一天以上并有一定油气产量的油井原油计量系统误差：原油计量系统误差是指井口产油量与核实油量的差值与井口产油量的比值,单位是百分比（％）。原油计量系统误差＝（井口产量－核实产量）/井口产量*100％油井利用率：指正常生产的油井数与油井总井数之比。反映油田上油井利用程度和油田的生产管理水平。油井时率：指油井实际开井生产时间与日历天数之比。它反映油井利用程度的一个指标。油井综合利用率：指油井利用率与油井时率之乘积。它表示油井管理水平的一个指标二采油速度和采出程度计算单元:储量计算单元指计算储量的地质单元。一个油（气）田往往是由多个油（气）藏组成，平面上由许多小断块组成，纵向上由多个油水系统组成。为了准确地计算油层体积和描述油层体积的分布形态，应以具有统一油水系统的单个油（气）藏作为计算单元。计算单元的选择除了应考虑算准地下含油（气）体积之外，还应考虑油层参数纵向上的差异性和平面上的分区性，原则上应将油层物性和原油性质接近的油层合在一个计算单元内。平面上以区、块为单元，纵向上以油水系统或油层组为单元，一般油层组厚度在３０～５０ｍ之内。储量计算计算方法：采用容积法100(1)/wiooiNAhSB（2）储量计算参数来源：测井多井解释结果及高压物性分析资料容积法计算油（气）储量Ｎ＝１００ＡｈΦ（１－Ｓｗｉ）ρｏ／Ｂｏｉ式中Ｎ：原油地质储量，１０４ｔ；ｋｍ２；ρｏ：平均地面脱气原油密度，ｇ／ｃｍ３；Ｂｏｉ：平均地层原油体积系数。Φ：平均孔隙度，有效厚度:油层有效厚度指储集层中具有工业产油能力的那部分厚度。作为有效厚度必须具备二个条件：一是油层内具有可动油，二是在现有工艺技术条件下可提供开发。因此，在产量达到工业油流标准的油井内无贡献的储层厚度不是有效厚度；产量未达到工业油流标准的探井不能圈在含油面积内，不划分有效厚度。可采储量：是指在现有井网及工艺技术条件下，能从油藏中获得的总产油量。它分为技术可采储量和经济可采储量，每年标定一次。采收率:在某一经济极限内，在现代工程技术条件下，从油藏原始地质储量中采出的原油的百分数。（可采储量/地质储量）采收率是评价油藏开发效果的重要指标。采油速度：地质储量采油速度：油田（或区块）年采油量占地质储量的百分数。可采储量采油速度：油田（或区块）年采油量占可采储量的百分数。剩余可采储量采油速度：当年核实年产油量占上年末剩余可采储量的百数。采出程度：地质储量采出程度：油田（或区块）是指油田开发至任一时间内的累积产油量占地质储量的百分数。可采储量采出程度：油田（或区块）的累积产油量占可采储量的百分数。标定可采储量累积产油累积产油年产油年产油年产油地质储量地质储量可采储量可采储量地质储量剩余可采储量采收率地质储采出程度可采储量采出程度可采储量采油速度地质储量采油速度剩余可采储量采油速度开发储采比、储采平衡系数:石油储采比是指当年末剩余开发动用石油可采储量与当年原油核实产量的比值。开发储采比越大，稳产基础越好。开发储采比增加、原油产量可能上升。临界开发储采比：超过该临界值，产量就可能下降。有分析认为中石油临界开发储采比大约13左右。胜坨油田6.7左右。储采平衡系数：油田当年新增可采储量与年产油量之比。目前胜坨油田仅为0.4左右，储采不平衡的矛盾较为突出。中石化的划分标准：高采收率：＞40%中高采收率：30—40%中低采收率：20—30%低采收率：＜20%影响采出程度的原因:1、油田的地质条件:储量集中连通好采出程度就高2、井网条件:井网完采出程度就高善3、开采方式:采出程度的高低与注水开发部热菜和依靠天然能量开发有着密切的联系分类可采储量采出程度低采出程度油藏50%中采出程度油藏≥50%~75%高采出程度油藏≥75%分类剩余可采储量采油速度低采油速度油藏≤8%中采油速度油藏8~≤11%高采油速度油藏＞11%递减率三递减率老井综合递减率：油田（或区块）核实年产油量扣出当年新井年产油量后下降的百分数。老井自然递减率：油田（或区块）老井扣出措施增产油量后年产油量下降的百分数。综合递减率：指老井采取增产措施情况下的产量递减速度。综合递减大于零，说明产量递减，综合递减小于零，表示产量上升。综合递减率有三类:年综合递减率、阶段综合递减率、月综合递减率。年综合递减率阶段综合递减率月综合递减率老井综合递减率、自然递减率新井产量年产油量老井自然产量老井措施产量新区新井产量老区新井产量80130180230280330380199519971999200120032005胜利采油厂产量构成图新区产油老区新井和措施产油老区自然产量755078987823787077187974799080117550776077937685772775777823784278417550771176087463747074947278748374617518748373837009688767406538629662706161621179627647785679457618778677297597768275097550600065007000750080002004.122005.12005.22005.32005.42005.52005.62005.72005.82005.92005.102005.112005年1-11月产量(井口）构成变化曲线坨82产量148吨新井接替380吨措施接替1300吨老井自然产油产量构成曲线反映各种产量构成因素随时间的变化。%1001%1001日历天数标定水平日历天数标定水平措施产油新井产油阶段产油自然递减率新井产油量阶段产油量综合递减率DD%10011%1001112次幂折算年递减率月递减率次方次方DDDDnn因素分类分因素因素分类分因素25项38项2538地质因素注采失调井网不完善生产运行管线问题管线故障供液不足设备调整设备故障水窜电力问题设备调整问题水井水井管柱失效高压失电水井欠注低压电故障水井超注生产管理钻关井水井待修井三维地震电改抽作业开井延时油转水工程管理泵漏管漏泵漏减产动态监测管漏减产停产井管、杆、泵原因管问题油稠结蜡油稠杆问题结蜡泵问题封窜出砂其它待大修综合治理人为破坏破坏停产其它原因被盗被盗停产作业占产作业后不正常成本控制关高含水措施占产关高成本工艺井维护占产大修占产自然递减率：油田开发过程中产量递减受多种因素影响，主要分解为含水的影响和液量的影响。某油藏某年进行了少量有效措施挖潜，并投产了两口高产新井，以下说法正确的是（1）综合递减率自然递减率产量递减率（2）综合递减率自然递减率产量递减率（3）自然递减率综合递减率产量递减率（4）自然递减率综合递减率产量递减率第二节压力原始地层压力：是指油层未开采前，从探井中测得的油层中部压力，单位为帕或兆帕，符号为Pa或Mpa。目前地层压力：油田投入开发后，在某些井点关井，压力恢复后所测得的油层中部压力，单位帕或兆帕。流动压力（流压）：是指油田正常生产时，所测出的油层中部压力，单位帕或兆帕。地层总压降：油藏或开发层系原始平均地层压力与目前平均地层压力之差。地饱压差：目前地层压力与原始饱和压力的差值叫地饱压差。它是表示地层原油是否在地层中脱气的指标。流饱压差：流动压力与饱和压力的差值叫流饱压差。它是表示原油是否在井底脱气的指标。生产压差：静压(即目前地层压力)与油井生产时测得的流压的差值叫生产压差，又称采油压差。在一般情况下，生产压差越大，产量越高。静止压力：它是指油井关井后，待压力恢复到稳定状矿时，所测到的油层中部压力，简称静压采油指数：采油指数是指生产压差每增加1兆帕所增加的日产量，也称为单位生产压差的日产量。它表示油井生产能力的大小，参数符号为JO，单位为立方米／(兆帕·天)。比采油指数：生产压差每增加1兆帕时，油井每米有效厚度所加的日产油量叫比采油指数，参数符号为JOS，单位为立方米／(兆帕·天·米)。它表示每米有效厚度的产能力。比采油指数＝日产油量/（生产压差*有效厚度）水采油期：油井从投产到见水延续的时间。对整个油藏来说，无水采油期是指油藏从投产(或全面注水)直到明显见水(一般综合含水约为2％)为止所延续的时间。水驱指数：水驱指数是指每采1吨油在地下的存水量。单位为立方米／吨。它表示每采出1吨油与地下存水量的比例关系。指数越大，需要的注水量越大。水驱指数＝（累积注水量-累积产水量）/累积产油量综合气油比：指每采出１吨原油伴随产出的天然气量，单位米３／吨（ｍ３／ｔ）综合生产气油比＝日产气量/日产油量注意：日产气量中不包含气井的产气量累计气油比：表示油田投入开发以来天然气能量消耗总的情况，单位米３／吨（ｍ３/ｔ）累计气油比＝累计产气量/累计产油量第三节产水指标含水率：指油井采出液体中产水量所占质量百分数。综合含水率：是指油田月产液量中产水量所占的百分数。含水上升率：指每采出1％的地质储量时含水率的上升值。年均含水上升率=（当年年均含水－上年年均含水）/（当年底采出程度－上年底采出程度）含水上升速度：指某一时间内油井含水率或油田综合含水的上升值。极限含水：是指由于油田含水上升而在经济上失去继续开采价值时的含水极限。存水率：指真正起驱油作用的注水量占注入水量的百分数。存水率＝（累积注水量-累积产水量）/累积注水量水油比：日产水量与日产油量之比，通常用立方米每吨(m3/t)或立方米每立方米(m3/m3)表示。耗水量：指注水开发的油田在含水采油期每采出一吨原油所带出的水量。地下亏空体积：在人工注水保持地层能量的过程中，注入水体积与油层采出液体体积之差，称为地下亏空体积。累积亏空＝累积注入水体积一(累积产油量×原油体积系数/原油相对密度＋累积产出水体积)按含水率的划分：无水期开采阶段：含水率≤2%低含水开采阶段：含水率2%～20%中含水开采阶段：含水率20～60%高含水开采阶段：含水率60～90%特高含水开采阶段：含水率大于90%油田开发阶段的划分第四节注水指标注入孔隙体积倍数：累积注入量与油层孔隙体积之比。注入水波及体积系数：是指累积注水量与累积产水量之差除以油层有效孔隙体积，即油层水淹部分的平均驱油效率。又称扫及体积系数。注采平衡：指进入油层流体（注入水和边水）的体积与采出物（油、气、水）的地下体积相等。地下亏空体积：在人工注水保持地层能量的过程中，注入水体积与油层采出液体体积之差，称为地下亏空体积。累积亏空＝累积注入水体积一(累积产油量×原油体积系数/原油相对密度＋累积产出水体积注水强度：单位射开油层厚度的日注水量。注水速度：年注水量除以油田地质储量，用百分数来表示。注水压差：注水井注水时的井底压力与地层压力的差值叫注水压差。它表示注水压力的大小。注水井井底压力（注水压力）:注水压力＝注水井井口压力＋静水柱压力－沿程阻力损失。注入程度：指累计注入量与油层总孔隙体积之百分比。注采比：指某段时间内注入剂(水或气)的地下体积和相应时间的采出物(油、水和地下自由气)的地下体积之比。注采比＝（采油量×原油体积系数＋产出水体积）/原油相对密度产水量原油体积系数原油密度产油量注水量注采比吸水指数：注水井在单位注水压差下的日注水量。洗井：把注水井井底和井筒内的腐蚀物、杂质等沉淀物冲洗出来，达到井底和井筒清洗的一种措施叫洗井。正注：注水井从油管向地层内注水叫正注。反注：注水井从套管向地层内注水叫反注。油压：注水井井口油管反映出来的压力称为油压。它表示