油田开发指标的计算方法培训讲学.ppt

油田开发指标的计算方法 目 录一、油田开发指标的计算二、抽油机井管理指标的计算三、电泵井管理指标的计算四、螺杆泵井管理指标的计算一、油田开发指标的计算（一）储量指标1、地质储量（探明）： 是指在评价勘探完成后，根据地质和工程资料的分析，所估算的储存在已知油气藏中的原始含油气总量它是油气田开发的物质基础对于砂岩或者孔隙性灰岩油气田，地质储量一般采用容积法计算公式如下：（一）储量指标2、可采储量： 是指在给定的经济、技术条件和政府法规下，预期能从储集体中最终可采出的油气数量包括技术可采和经济可采两部分3、水驱控制储量： 与注水井连通的采油井射开的砂层所对应的地质储量即静态注采对应储量） 水驱控制储量=水驱控制程度*地质储量； 水驱控制程度=平面水驱控制程度（流线图法）*纵向水驱控制程度）（静态注采对应率） 4、水驱动用储量： 与注水井连通的采油井射开的吸水砂层所对应的地质储量 （参考吸水剖面结果）一）储量指标注采水驱动用储量=水驱动用程度x地质储量；水驱动用程度=平面水驱动用程度（流线图法） 纵向水驱动用程度（静态注采对应率x吸水剖面所测吸水厚度百分数）5.注采对应率 是指现有井网条件下，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。

也把与注水井连通的采油井射开油层数与井组内采油井射开总油层数之比 层数对应率=油井生产层中与注水井连通的油层数/油井总生产层数 厚度对应率=油井生产层中与注水井连通的有效厚度/油井生产的总有效厚度（二）能量及注水利用指标1、原始地层压力： 油、气在未开采前的地层压力，称为原始地层压力2、目前地层压力： 是采油过程中某一时期的地层压力3、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4、注水利用率: 用注水利用率衡量油田的注水效果注水初期的油田不含水，注入1米3水就推出1米3油，其注水利用率为100当油田含水后，注入水有一部分随着油采出来，这些采出的水没有起到驱油的作用，可以说是无效的注水利用率，就是指注入水中有多少留在地下起着驱油的作用 注水利用率注水利用率= =（年注水量（年注水量- -年产水量）年产水量）/ /年注水量年注水量 5、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 存水率存水率= =（累注水（累注水- -累产水）累产水）/ /累注水累注水（三）递减指标1、递减率： 单位时间内（年或月）产量递减的百分数，即上下两阶段的产量之差与上阶段的产量之比，它是衡量油田稳产程度的重要指标。

计算公式： D： 递减率 Q0：第一阶段产量 Qt：第二阶段产2、自然递减率： 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 通常计算的自然递减率需要折算成年自然递减率（三）递减指标折年自然递减率=3、综合递减率： 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，称为综合递减折算年综合递减（三）递减指标4、总递减率： 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，称为总递减率它反映油田实际产量的递减状况 总递减率= 采收率： 对于一个油田来讲，可采储量与地质储量的比值，称为采收率采收率=可采储量/地质储量 采收率的高低除受油层条件、流体性质等客观条件的影响之外，还与工艺技术水平及开发投入有关地层系数： 油层有效厚度与有效渗透率的乘积（Kh），它反映油层物性的好坏，Kh越大，油层物性越好，出油能力和吸水能力越大 流动系数：地层系数与地下原油粘度的比值Kh/ 流度： 有效渗透率与地下流体粘度的比值，它反映流体在油层中的流动的难易程度=K/ 原始地层压力： 油、气在未开采前的地层压力。

地层压力： 地层中流体承受的压力，又称油藏压力 流动压力： 又称井底压力是指油井正常生产时所测得油层中部底压力 饱和压力： 在油层原始条件下，天然气溶解在原油中当压力降到一定程度时，溶解在原油中的天然气就从原油中分离出来天然气开始从原油中分离出来时的压力叫饱和压力地饱压差： 原始地层压力和饱和压力的差值叫做地饱压差，对于饱和压力较高，地饱压差较小的油藏应该合理保持地层压力，因为地层压力将至饱和压力时油层中原油会脱气，一方面会降低泵效，另外采收率会大大降低 例题： 某油藏原始地层压力25MPa，目前地层压力20 MPa，饱和压力15MPa，则地饱压差为25-15=10 Mpa 地层总压降：油藏原始平均地层压力与目前平均地层压力的差值 例题： 某油藏原始地层压力25MPa，目前地层压力20 MPa，饱和压力15MPa，则地层总压降为25-20=5 Mpa采油速度： 年产油量占油田地质储量的百分数采出程度： 油田累计采油量占地质储量的百分数采收率： 油田可采储量与地质储量的比值影响油田采收率的主要因素有油田地质构造、储层物性、流体性质、开发方式、工艺技术水平等例题： 某油藏地质储量120万吨，年产油2万吨，累积产油量30万吨，当前标定可采储量45万吨，计算该油藏采油速度、采出程度、采收率。

采油速度 =年产油/地质储量=2/120*100=1.67% 采出程度 =累积产油量/地质储量=30/120*100=25%采收率 =可采储量/地质储量=45/120*100=37.5%剩余可采储量采油速度： 油田年产油量占剩余可采储量的百分数例题： 某油藏地质储量120万吨，年产油2万吨，累积产油量30万吨，当前标定可采储量45万吨，计算该油藏的剩余可采储量采油速度 剩余可采储量采油速度=年产油/（可采储量-累积产油量） =2/（45-30）*100=13.3%储采比：油田年初剩余可采储量与当年产油量之比例题： 某油藏地质储量120万吨，年产油2万吨，累积产油量30万吨，当前标定可采储量45万吨，计算该油藏的储采比 储采比= 年初剩余可采储量/年产油量=（45-30）/2=7.5注采比： 某段时间内注入剂的地下体积和相应时间的采出物（油、气、水）的地下体积之比 例题： 某油藏日产液量1000吨，日产油量200吨，原油体积系数1.25，日注水量1100m3，计算该油藏的注采比 注采比=注水量/（产水量+产油量*原油体积系数 =1100/（1000-200+200*1.25） =1.05水驱指数： 在某一地层压力下，纯水侵量与该压力下累计产油量和产气量在地下的体积之比。

它是评价水驱作用在油藏综合驱动中所起作用相对大小的指标每采一吨油在地下的存水量水驱指数=（累计注水量-累计产水量）/累计产油量 存水率： 保存在地下的注入水体积与累积注水量的比值存水率=（累计注水量-累计采水量）/累计注水量例题： 某油藏当前累计注水量100万方，累积产油量20万吨，累积产水量80万吨，原油体积系数1.2，计算该油藏的水驱指数、存水率 水驱指数=（累计注水量-累计产水量）/累计产油量 =（100-80）/（20*1.2） =0.83存水率=（累计注水量-累计采油量）/累计注水量 =（80-20*1.2）/80 =70%综合含水： 油田月产液量中产水量所占的百分数含水上升率： 每采出1%的地质储量是含水率的上升值例题： 某油藏地质储量100万吨，月产液量5000吨，月产油量2000吨，计算油藏的综合含水 综合含水 =月产水量/月产液量 =（5000-2000）/5000*10 =60%例题： 某油藏地质储量120万吨，2000年12月综合含水85%，2001年12月综合含水88%，2000年产油量2.4万吨，计算油藏的含水上升率 含水上升率=阶段含水上升值/阶段采出程度 =（88%-85%）/（2.4/120*100） =1.5%吸水指数： 注水井在单位生产压差下的日注水量，叫油层吸水指数，它的大小直接反应油层吸水能力的强弱。

例题： 某注水井日注水量150m3, 井口注入压力为15MPa，井底压力为35MPa,油层压力为20MPa，计算该井的吸水指数 吸水指数 =日注水量/注水压差 =150/（35-20） =10 （m3/ Mpa）采油指数： 单位生产压差的日产油量，叫做全井的采油指数，采油指数说明油层的生产能力例题： 某采油井日产液量50吨,日产油量20吨，生产压差4MPa，计算该井的采油指数 采油指数=日产油/生产压差 =20/4 =5（吨/ Mpa）平面突进系数： 水线舌进时，最大水线推进距离与平均水线推进距离之比扫油面积系数： 注水开发油田，井组某单层已被水淹的面积与井组所控制的面积之比自然递减率： 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增产措施产量之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 自然递减率= （上阶段末标定水平X阶段生产天数） -阶段老井自然产量/（上阶段末标定水平X阶段生产天数）综合递减率: 没有新井投产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 综合递减率= （上阶段末标定水平X阶段生产天数） -阶段老井累产油量/（上阶段末标定水平X阶段生产天数）。

例题： 某油藏1999年12月日产油水平291吨，标定日产油水平300吨，2000年年产油11万吨，其中新井产油4500吨，老井措施增油12000吨，计算2000油藏的自然递减率和综合递减率 解： 自然递减率= （上阶段末标定水平X阶段生产天数） -阶段老井自然产量/（上阶段末标定水平X阶段生产天数） =（300 X365-（110000-4500-12000）/300 X365 =0.146=14.6% 综合递减率= （上阶段末标定水平X阶段生产天数） -阶段老井累产油量/（上阶段末标定水平X阶段生产天数） =（300*365-（110000-4500）/300*365 =0.0365=3.65%总递减率： 指包括老井、新井投产及各种增产措施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，它是反映油田实际产量的递减状况 例题： 某油藏1999年产油12.4万吨，2000年产油10万吨，计算2000油藏的总递减率总递减率=(阶段产油量-上阶段产油量)/上阶段产油量 =(12.4-10)/12=20%注采对应率概念及其计算方法注采对应率 是指在现有井网条件下，采油井生产层中与注水井连通的有效厚度（层数）与井组内采油井射开总有效厚度（层数）之比。

注采对应率又可分为层数对应率和厚度对应率层数对应率=油井生产层中与注水井连通的油层数/油井总生产层数厚度对应率=油井生产层中与注水井连通的有效厚度/油井生产的总有效厚度水驱控制储量： 指层系中水井已射开层段（对应有油井采出）所对应的储量 水驱动用储量： 指层系中水井已射开层段（对应有油井采出）所对应的吸水厚度所对应的储量水驱控制储量=水驱控制程度*地质储量；水驱控制程度=平面水驱控制程度（流线图法）*纵向水驱控制程度（静态注采对应率）水驱动用储量=水驱动用程度*地质储量；水驱动用程度=平面水驱动用程度（流线图法）*纵向水驱动用程度（静态注采对应率*吸水剖面所测吸水厚度百分数）注水井层段合格率 注水井的层段合格率是指符合配注的层段占总注水层段的百分数日油能力 是阶段产油量除以油井该阶段的实际生产天数 日油水平 是阶段产油量除以该阶段的日历天数 日油能力扣除了倒井、停电等其它因素对油井生产时率的影响，反映了油井或区块的生产能力，而日油水平只表示某一阶段内平均每天的产油量生产能力 油田内所有油井(除去计划暂闭井和报废井)应该生产的油量的总和叫油田生产能力，单位吨/日 生产能力和生产水平的差别在于生产能力是应该出多少油，但由于种种原因如事故、停工、操作不当、设计不当、计划不周、供液不足等，实际上没有出这么多油，叫生产水平。