油田动态分析基本知识

nullnull油田动态分析基本知识null一、油藏工程 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 油藏评价部署方案（油藏评价） “油田开发概念 设计 领导形象设计圆作业设计ao工艺污水处理厂设计附属工程施工组织设计清扫机器人结构设计 ”，主要根据评价目标区的地质特征和已有的初步认识，在落实勘探提交的控制储量的基础上，提出油井产能、开发方式以及生产规模。null2.油田开发方案（油藏工程部分） 油藏评价结束后完成油田或区块开发方案，油田开发方案是产能建设的基础。开发方案编制结束提交探明储量。一、油藏工程方案null2.油田开发方案（油藏工程部分） 油藏评价结束后完成油田或区块开发方案，油田开发方案是产能建设的基础。开发方案编制结束提交探明储量。 主要内容包括：油藏地质、开发原则、开发方式、开发层系组合、开发井网、注采系统、监测系统、开发指标预测（生产能力预测）、采收率估算。 实施后考核指标： 产能到位率：一般油田≥90%；复杂断块油田≥85% “初期平均含水率”符合率：一般油田≥90%；复杂断块油田≥85% 水驱控制储量：一般油田≥90%；复杂断块油田≥85%一、油藏工程方案null2.油田开发调整方案（油藏工程部分） 实施后评价和考核的主要指标： “单井初期日产油量”符合率：≥80%； “单井初期含水率”符合率：≥80%； 产能到位率：≥90%； 新增可采储量预测误差：≤10%。一、油藏工程方案null2.开发后期调整挖潜方案一、油藏工程方案null产能贡献率： 新建原油产能项目实施当年的产油量与建成能力的比值。 产能到位率： 新建原油产能项目建成投产后第二年的年产油量与建成能力的比值。 产量符合率： 新建原油产能项目投产第二年以后（第三年、第四年和第五年）实际的年产油量与开发方案预测的同年产量的比值。新建产能“三率”指标一、油藏工程方案null二、动态分析1.油田动态分析及主要内容 2.油藏分类 3.开发阶段划分 4.主要生产技术指标计算（或确定）方法null在油田开发过程中，运用各种监测方法采集到的大量第一性资料，进行深入分析、不断认识地下油水运动规律及其发展变化，及时发现和提出解决各种问题的办法。 每年进行的改善油田开发效果各类措施，比如开发调整（钻新井、层系、井网、开发方式）、“开发调整方案”的的重要基础之一就是油藏动态分析。 油田动态分析包括：生产动态分析、油井井筒内升举条件分析和油层（藏）动态分析三个方面的内容。二、动态分析null生产动态分析亦称单井动态分析，包括油井动态和注水井动态分析，是油田生产管理经常性的基础工作。 油井动态分析包括：分析压力、产量、含水变化，搞清见水层位，来水方向及井下技术状况，判断工作制度是否合理及生产是否正常等。 注水井动态分析包括：分析井口压力、注水量及吸水能力变化，判断井下故障等。二、动态分析null生产动态分析主要指标 注水状况分析：注水量、吸水能力 油层压力状况：油层压力分布，以及油层压力与注水量、注采比之间的关系 含水率变化：含水与注采比、采油速度合理界限 油井生产能力：采油指数、采液指数变化，油井利用率、时率、递减率（综合递减率、自然递减率）、措施效果。二、动态分析null油藏动态分析搞清各类油层中油水的分布及其运动状况、吸水能力和产油能力变化，地层压力及渗流阻力变化，含水率及产量变化，油层及流体性质变化，储量动用及剩余油分布等，为挖潜油层潜力提供依据。 油藏动态分析：以井组（或开发单元、区块）为单元，搞清油层产量、压力和含水率的变化状况，吸水能力及注采平衡状况等。油水分布及水线推进状况，储量动用及潜力分布状况等。针对出现的问题提出各种有效措施，不断提高井组（或开发单元、区块）开发效果。二、动态分析null油藏动态分析主要内容 油藏地质特征再认识： 层系、井网、注水方式适应性： 比如不同井网、井距下各类油层水驱控制程度、油砂体钻遇率、水驱采收率等方面分析其适应性。 油田稳产基础分析： 储量替换率、储采比状况（强调质量） 新井、老井及措施增油的变化二、动态分析null油藏动态分析主要内容 油层能量保持状况 储量动用及剩余油分布状况： 各类重大措施（压裂、补孔、调剖、卡堵水）对储量动用影响 储层的连通状况的分类统计，不同井网控制程度下储量的动用、水驱控制程度及剩余油分布状况 注入水纵向、横向波及及水洗状况二、动态分析null二、动态分析1.油田动态分析及主要内容 2.油藏分类 3.开发阶段划分 4.主要生产技术指标计算（或确定）方法null二、动态分析油藏类型划分7类null二、动态分析 1、低渗透油藏根据空气渗透率细分为3个亚类： 一般低渗透Ⅰ油藏：30-50mD 一般低渗透Ⅱ油藏：10-30mD 特低渗透油藏：1-10mD 超低渗透油藏：<1mD 2、稠油油藏按地层原油粘度细分为5个亚类： 普通稠油Ⅰ油藏：200-3000mPa·s 普通稠油Ⅱ油藏： 3000-10000mPa·s 特稠油油藏：10000-50000mPa·s 超稠油油藏： 50000-100000mPa·s 特超稠油油藏：大于100000mPa·s 3、特殊岩性油藏细分为5个亚类：碳酸盐岩油藏、砾岩油藏、变质岩油藏、火山岩油藏、粘土岩油藏。 null二、动态分析 4、中高渗油藏主要考虑含油面积大小、能否形成有效驱替井网，进一步划分为整装油藏、复杂断块油藏、极复杂断块油藏： 整装油藏：含油面积大于1.5 km2且构造简单的单元。 复杂断块油藏：含油面积大于0.2 km2且小于1.5 km2（若由多个自然断块组成，含油面积大于0.2 km2的自然断块地质储量占到单元的60%以上），且能形成有效驱替井网（两向以上）的单元。 极复杂断块油藏：含油面积小于0.2 km2，（若由多个自然断块组成，含油面积小于0.2km2的自然断块地质储量占到单元的60%以上），不能形成有效驱替井网（两向以上）的单元因此油藏类型的划分顺序为： 海上油藏→稠油油藏→特殊岩性油藏→低渗透砂岩油藏→整装砂岩油藏→复杂断块砂岩油藏→极复杂断块砂岩油藏 null二、动态分析1.油田动态分析及主要内容 2.油藏分类 3.开发阶段划分 4.主要生产技术指标计算（或确定）方法null二、动态分析“开发阶段”有关： 资料信息、油藏描述、油藏地质模型、油藏动态监测内容、原油采收率等。 一般划分（按原油产量） 产能建设上产阶段（开发初期） 产量相对稳产阶段（开发中期或开发调整阶段） 产量递减阶段（开发后期）null二、动态分析开发调整（整体加密或井网调整）： 一次井网调整 二次井网调整 三次井网调整阶段 原来“勘探开发”阶段的划分： 勘探阶段和开发阶段，开发阶段又分开发准备阶段、投产阶段和生产阶段。 “勘探开发一体化”阶段的划分： 预探、评价、产能建设和油气生产阶段。null二、动态分析按含水率的划分： 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% 按采出程度划分：null二、动态分析真武油田开发历程null二、动态分析1.油田动态分析及主要内容 2.油藏分类 3.开发阶段划分 4.主要开发政策和生产技术指标计算（或确定）方法null（1）开采井网指标 井网密度：油田（或区块）单位面积已投入开发的采油井、注水井总数。 注采井数比：水驱开发油田注水井总数与采油井总数之比。 水驱储量控制程度： 水驱储量动用程度： 平均单井射开厚度：油田（或区块、或某类井）内属同一开发层系的油水井中射孔总厚度与油水井总井数的比值。 平均单井有效厚度：油田（或区块、或某类井）内属同一开发层系的油水井中有效厚度之和与油水井总井数的比值。 可采储量：主要生产技术指标及定义null（2）油井生产动态指标 井口（核实）产油量：日产、月产、年产、累积产油量 井口（核实）日产油水平=当月井口（核实）月产油/当月日历天数 原油产量构成：新井产量和老井产量（基础产量和措施增油量）。 新井：当年投产油井 老井：上年末以前已投产的油井 输差系数：核实产油量/井口产油量，按区块计算。 井口产水量： 核实产水量：井口产水量和输差系数计算。 井口（核实）产液量：井口（核实）产油量+井口（核实）产水量主要生产技术指标及定义null（2）油井生产动态指标 综合含水：按月计算，月产水/月产液。有时分年均含水或年末含水。 年均含水=年产水/年产液 综合气油比：按月计算；月产气/月产油 油井利用率（或开井率）：按月计算，油井开井总数占油井总井数之比。开井数是指当月连续生产时间不小于24h的油井井数。 综合递减率：老井在采取增产措施情况下的产量递减速度 自然递减率：老井在未采取增产措施情况下的产量递减速度主要生产技术指标及定义null（3）注水井生产动态指标 注水量：单井日注水量是指井口计量的日注水量，开发单元和阶段时间的注水量用单井日注水量进行累加得出。 吸水指数：注水井单位注水压差的日注水量。吸水强度：单位有效厚度单位注水压差的日注水量。 注水井利用率（或开井率）：按月计算，注水井开井总数占注水井总数之比。开井数是指当月连续注水时间不小于24h的井数。 分层注水合格率：分层注水井测试合格层段数与分注井测试层段数之比。 注水井分注率：实际分层配注井数（含一级两层分注井）与扣除不需要分注和没有分注条件井之后的注水井数之比。主要生产技术指标及定义null（4）注采系统指标 油井生产压差：油井地层压力与井底流动压力之差。 总压差：原始地层压力与目前油井地层压力之差。 注采比：开发单元注入水地下体积与采出液的地下体积之比。 月注采比、年注采比、累积注采比 地下亏空体积：油田（或区块）采出地下体积与累积注水地下体积之差。 采液（油）指数：单位生产压差的日产液（油）量； 采液（油）强度：单位有效厚度采液（油）指数。 生产能力： 单井日产油水平：单井当月产油量与当月日历天数的比值。 单井生产时率：单井当月生产时间与当月日历时间之比。 年生产能力：开发单元月产油量折算成全年产油量。主要生产技术指标及定义null（5）采油速度与采出程度指标 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分数。 储采比：储采比等于剩余可采储量的倒数。 采出程度： 地质储量采出程度：油田（或区块）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。主要生产技术指标及定义null（6）水驱油田开发效果指标 含水上升率：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） 水驱采收率：累积采出油量占原始地质储量的百分数。 水驱储量控制程度： 水驱储量动用程度： 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。 存水率：油田（或区块）注入水地下存水量与累积注水量之比。 水油比：累积产水与累积产油之比。主要生产技术指标及定义null跟油藏动态分析“密切”的参数： 水驱储量控制程度（跟井网密度、油藏类型关系密切） 水驱储量动用程度（跟井网、油藏类型关系密切） 油藏能量保持水平和利用程度（跟注采比、配注合理性） 剩余可采储量采油速度（储采比的倒数） 年产油量递减率（综合递减率、自然递减率） 水驱状况（内容比较多，好、中、差） 含水、含水上升率（跟开发阶段关系比较大） 原油采收率（油田开发过程中不断提高）开发水平分级指标null跟油藏动态分析“间接”的参数： 老井措施有效率 注水井分注率 配注合格率 油水井综合生产时率 注水水质达标状况 动态监测 计划 项目进度计划表范例计划下载计划下载计划下载课程教学计划下载 完成率 操作费控制状况。开发水平分级指标null（1）水驱油田年度调控指标 （1）含水上升率 （2）自然递减率和综合递减率 （3）剩余可采储量采油速度 （4）油藏压力系统 （5）注采比 （2）水驱开发油田阶段调控指标 （1）水驱储量控制程度 （2）水驱储量动用程度 （3）可采储量采出程度 （4）采收率（水驱采收率）开发调控指标null（1）水驱油田年度调控指标 （1）含水上升率 根据有代表性的相对渗透率曲线或水驱曲线来确定，各开发阶段含水上升率不超过理论值。 （2）自然递减率和综合递减率 根据油藏类型和所处的开发阶段确定递减率控制指标。 （3）剩余可采储量采油速度 一般控制在8%～11%，低渗透油藏控制在6%左右。开发调控指标null老井综合递减率、自然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。Dn=（1－（qob(t)―Δqo (t)―qox(t)）／qob(t－1)） 式中：Dn=（1－（qob(t) ―qox(t)）／qob(t－1)） qob(t)—第t年的核实年产油量 qob(t－1)—第t－1年标定的年产油量 Δqo (t)—第t年老井措施增油量 qox(t)—第t年的新井年产油量开发调控指标null开发储采比 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。 通常认为临界开发储采比大约10~13左右。开发调控指标null储采平衡系数（储量替换率） 指当年新增可采储量与当年原油产量之比。 当年新增可采储量包括当年新区新增动用可采储量与老区新增可采储量之和。 储采平衡系数（储量替换率）大于1，储采实现平衡。 比如 ：2005年中石油股份公司储量替换率大于1。 新老区新增可采合理比例，有分析认为大概为2.5：1～3.0：1。2005年中石油股份公司新老区新增可采储量的比例2.9：1。开发调控指标null《开发水平分类》 水驱储量控制程度：一般要达到80%，特高含水期达到90%以上； 水驱储量动用程度：一般要达到70%，特高含水期达到80%以上； 可采储量采出程度：低含水期末达到15%～20%；中含水期末达到30%～40%；高含水期末达到70%；特高含水期再采出30%。 水驱采收率：不低于35%。开发调控指标中高渗透注水油藏null《开发水平分类》 水驱储量控制程度：一般要达到70%以上； 水驱储量动用程度：一般要达到60%以上； 可采储量采出程度：低含水期末达到20%～30%；中含水期末达到50%～60%；高含水期末达到80%以上。 水驱采收率：不低于25%，特低渗透不低于20%。开发调控指标低渗透油藏null《开发水平分类》 水驱储量控制程度：一般要达到60%以上； 水驱储量动用程度：一般要达到50%以上； 水驱采收率：不低于25%。开发调控指标断块油藏null1、油藏天然能量评价 根据方宏长教授《油藏天然能量早期评价》所述方法，油藏天然驱动能量的大小以每采出1%地质储量的压降值（ΔP/R）以及无因次弹性产量比（Npr）作为评价指标（其中无因次弹性产量比（NPR）是指“压力下降△P 对应的累积采油量与压力下降△P 对应的理论弹性产量之比”） 方法1：开发方式选择主要指标确定null1、油藏天然能量评价 主要指标确定null1、油藏天然能量评价 主要指标确定null1、油藏天然能量评价方法2：计算弹性采收率和溶解气驱采收率压力下降到饱和压力，计算弹性采收率压力下降到饱和压力以下，计算溶解气驱采收率主要指标确定null1、油藏天然能量评价方法3：物质平衡方程，计算驱动指数主要指标确定null注水时机的确定 第一，油田的天然能量的强弱。 第二，油田的开采特点和开采方式。 第三，油田的大小和对油田产量（采油速度）的要求.判断注水时机是否适当，研究方法主要是 ①天然能量的大小； ②注水时的压力水平； ③地层压力对原油物性(主要是原油粘度)的影响程度。 主要指标确定null1、油藏天然能量评价 注水时机 ①天然能量的大小；②注水时的压力水平；主要指标确定null1、油藏天然能量评价 注水时机 ③地层压力对原油物性(主要是原油粘度)的影响程度。 地层压力对原油物性具有一定影响。就油藏原油粘度而言，地层压力的变化会导致原油粘度的变化。但不同的油藏，地层压力对原油粘度的影响程度是不同的。对于那些原油粘度与压力关系大的油田，地层压力合理降低值为饱和压力的10%。 主要指标确定null2、开发效果分析（1）含水上升规律分析归一化、 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 化处理主要指标确定null2、开发效果分析（1）含水上升规律分析波及系数EV主要指标确定null2、开发效果分析（1）含水上升规律分析波及系数EV图版法经验公式方法主要指标确定null2、开发效果分析（1）含水上升规律分析主要指标确定null2、开发效果分析（1）含水上升规律分析注意:①波及系数 ②动用储量 主要指标确定null注意：曲线的校正主要指标确定null主要指标确定null主要指标确定null万吉业经验公式法主要指标确定null万吉业经验公式法SZK油田的含水、含水上升率关系曲线主要指标确定null图版法主要指标确定null2、开发效果分析（2）注水效果状况真12断块E2s16-1历年水线推进示意图主要指标确定null2、开发效果分析（3）合理压力和压力分布主要指标确定(1)合理压力水平的定义(1)合理压力水平的定义合理压力水平是指既能满足油田提高排液量的需要，又不会造成原油储量损失、降低开发效果的压力水平。 在现井网及工艺条件下或者经过井网及工艺调整后，不同含水时期存在一个最大生产压差，对应有一个最大合理注水压力和一个最小合理井底流压。这个合理生产压差既保证了油藏注采达到平衡，又可以满足实现最大排液量的提液措施的需要，同时还保证了油藏内原油不会外溢，造成原油储量损失。主要指标确定(2)油井井底最小合理流压计算方法(2)油井井底最小合理流压计算方法采油井井底流压不仅与下泵深度有关，还与含水率有关。 在保证一定沉没度，达到合理泵效所需的泵口压力下限值的前提下，计算油井井底最小合理流压。采油井井底流压 计算公式 六西格玛计算公式下载结构力学静力计算公式下载重复性计算公式下载六西格玛计算公式下载年假计算公式 PWf = PP + 0.01·γ混·( D中- D挂) γ混=γo·(1 - fw) +γw·fw主要指标确定(3)最大合理注水压力的确定方法(3)最大合理注水压力的确定方法注水井最大合理注水压力的确定要求既能满足注水的需要，又不超过地层最低破裂压力。 根据现场压裂施工得出的资料，确定在地层破裂压裂下的破裂概率，以此计算出最大井底流压。Piwf = Ph = P破·(1 - X) P破= D中·Y 其中： PiWf ———水井井底流压,MPa ; Ph ———最大合理注水压力,MPa ; P破———地层破裂压力,MPa ; X ———破裂概率,小数; Y ———破裂压力梯度,MPa/m主要指标确定(4)最低合理地层压力和注采平衡地层压力的确定在确定了最小合理流压的基础上，最低合理地层压力就等于最小合理流压加上不同含水阶段流体从泄油边界内流入井底的生产压差。(4)最低合理地层压力和注采平衡地层压力的确定主要指标确定(4)最低合理地层压力在确定了最小合理流压的基础上，最低合理地层压力就等于最小合理流压加上不同含水阶段流体从泄油边界内流入井底的生产压差。 生产压差：初期油井试油获得IPR曲线计算得出，后期根据实际生产历史资料计算得。(4)最低合理地层压力主要指标确定(5)注采平衡压力由注采平衡图得出(5)注采平衡压力主要指标确定null注采平衡图版应用1、直观判断目前地层压力是否达到注采平衡主要指标确定null2、注采平衡图与最小合理地层压力相结合结合，确定合理地层压力（1）最小合理地层压力（2）注采平衡地层压力合理地层压力注采平衡图版应用主要指标确定null注采平衡图版应用3、确定合理提液方式，以指导开发调整A 方向: 油井流压保持不变, 通过增加注水压力和注入量来提高地层压力，加大生产压差，提高单井产液量。 B 方向: 地层压力保持不变, 通过加大泵挂来获得较大生产压差, 通过提高注水压力提高注采平衡注入量。 C 方向: 保持注水压力不变, 沿着C 方向加深泵挂,通过降低地层压力来获得增大注水压差，可使注水量及产液量提高。主要指标确定null注采平衡图版应用3、确定合理提液方式，以指导开发调整D 方向:通过提高注采井数比，注水压力逐渐提高。通过整体的增加注水量，来增加提液量。注采平衡方程式：主要指标确定null2、开发效果分析（4）储量动用状况搞清三个储量；注水储量、水驱控制储量、水驱动用储量 分层动用状况主要指标确定null1）影响水驱采收率（或可采储量）的主要因素（1）水驱采收率基本公式 水驱采收率等于水驱油效率与注水波及体积系数之积： （2）水驱采收率主要影响因素 水驱油效率：储层物性（渗透率）和流体性质（油水粘度比） 波及体积系数：注采井网（井网部署、层系划分）、储层宏观非均质性（砂体的规模与砂体间的相互关系、韵律性等）和采油工艺技术。5)、采收率和可采储量计算2、开发效果分析主要指标确定null2）可采储量或水驱采收率确定方法开发早期： 一般先通过确定采收率，计算可采储量，主要方法有经验公式法（规范方法和油区自己统计的公式）、类比法、地质综合评价法和静态方法。 开发中期： 一般先通过标定可采储量，反算采收率。主要方法有水驱特征曲线、数值模拟、井网密度等方法。 开发后期： 一般先通过标定可采储量，反算采收率。主要方法递减曲线法。主要指标确定null开发早期： 1）储量规范经验公式（注意适用范围和单位） 公式一：水驱 公式二：水驱2）可采储量或水驱采收率确定方法主要指标确定null开发早期： 1）储量规范经验公式（注意适用范围和单位） 公式三：溶解气驱 公式四：弹性驱2）可采储量或水驱采收率确定方法主要指标确定null开发早期： 1）储量规范经验公式（注意适用范围和单位） 公式五：全国储委油气专委1985年利用200多个水驱程度大于60%的砂岩油田资料，统计分析得出采收率与流度有关的公式： 2）辽河油区根据67个区块统计的水驱砂岩采收率计算公式： ER=21.4289(μo/κ)0.1316 ER=0.177+1.0753φ+0.00114f+0.1148522log (μo/κ)2）可采储量或水驱采收率确定方法主要指标确定null开发早期： 3）大庆油区低渗透油田的六种经验公式： 公式一： 公式二：公式三：2）可采储量或水驱采收率确定方法主要指标确定null开发早期： 3）大庆油区低渗透油田的六种经验公式： 公式四： 公式五：公式六：2）可采储量或水驱采收率确定方法主要指标确定null开发中期： 1）童宪章经验图版法 水驱油田含水—采收率有如下关系 用累积产油和地质储量可计算出采出程度R，根据对应的含水fw计算出采收率。也可根据水驱油藏含水率、采出程度和最终采收率得到的统计关系图版，用对应的查出相应的采收率ER。2）可采储量或水驱采收率确定方法主要指标确定null开发中期： 2）水驱特征曲线法 水驱特征曲线有多种形式的统计关系式。2）可采储量或水驱采收率确定方法主要指标确定null开发后期（处于产量递减阶段）： 1）指数型递减（n=∞） 可采储量计算公式： 2）双曲型递减 （ 1＜n＜∞） 可采储量计算公式：2）可采储量或水驱采收率确定方法主要指标确定null开发后期（处于产量递减阶段）： 3）调和递减规律 （n=1） 可采储量计算公式： 4）衰减曲线型递减 （ n=0.5） 可采储量计算公式：2）可采储量或水驱采收率确定方法主要指标确定null开发后期（处于产量递减阶段）： 符号说明： 2）可采储量或水驱采收率确定方法主要指标确定null 对于处于开发综合调整阶段的油田或区块，目前各油区针对实际情况，修正和统计了适合各自油田采收率的标定公式。 常用的可采储量（采收率）标定方法为：水驱特征曲线、递减曲线法和童宪章图版法，其次数值模拟法、井网密度法。 特别是大庆油区针对调整阶段的采收率标定方法作了很多探索性工作，以该油田为例：3）老区水驱采收率的常用标定方法主要指标确定null前提： 为提高油田的水驱开发效果，往往采取加密调整、注采系统调整、压裂、补孔等调整措施。导致开发单元的水驱曲线发生变化，不能直接用于测算可采储量。 方法依据： 动态跟踪预测法是基于喇萨杏油田加密及综合调整阶段老井水驱曲线变化趋势得到的，用于加密调整及综合调整阶段老井可采储量预测。 （1）水驱曲线类： （包括甲、乙、丙、丁等各种曲线和童宪章图版法） ——大庆油田的动态跟踪预测法主要指标确定null 统计二次加密调整较早区块基础井水驱曲线的变化，二次加密调整后，在经历一段时间稳定开采后，逐渐趋于稳定，形成了一条与原直线段基本平行的稳定直线段。大庆油田的动态跟踪预测法主要指标确定null方法应用： 对仍处在调整期间逐年的数据点作与原直线平行的逼近直线，用该直线预测调后逐年新增可采储量。 大庆油田的动态跟踪预测法主要指标确定null 单项措施或调整注采关系提高水驱采收率的公式或解析解比较少（基本没有），大庆油区有过这方面的探索。 大庆勘探开发研究院周学民等人在《大庆石油地质与开发》1991年第三期发表“喇、萨、杏油田注采系统调整的研究和探讨”，即调整注采关系增加可采储量公式。（2）调整注采关系增加可采储量公式主要指标确定null 根据对各注采系统调整试验区的可采储量变化的初步测算，再通过注采系统调整前后水驱控制程度变化，结合水驱特征曲线，综合分析可采储量的增加幅度，得到调整注采系统增加的可采储量计算公式：（2）调整注采关系增加可采储量公式主要指标确定null根据调前调后水驱控制程度及调前采收率，确定油田加密调整增加可采储量测算结果： EＲ2＝ＥR1·Wf2/Wf1 式中： EＲ1——调前采收率，%； EＲ2——调后采收率，%； Wf1——调前水驱控制程度，%； Wf2——调后水驱控制程度，%； （2）调整注采关系增加可采储量公式主要指标确定null 预测井网加密增加可采储量采用井网密度法，增加可采储量预测结果代表整体调整结果。ＮＲ＝Ｎ·ＥD·ｅ－ｂ/f （3）井网密度法主要指标确定null主要手段大致可以分为三类： （1）钻新井（整体加密、局部、分散加密）； （2）完善注采井网：补孔改层、细分注水、水井分注、油井转注、更新、大修、测钻等； （3）油水井综合措施（卡堵水、调剖、调驱、酸化压裂、提液等长停井恢复生产； 老区提高采收率主要是新钻井和完善注采关系。老区新增可采储量（提高采收率）的主要手段主要指标确定null3、合理井网方式选择注采井网时，应考虑的主要因素包括：油藏面积大小和形状，储层岩性、物性及其非均质特点；地层原油的粘度等分布。 通常采用的做法是：①油藏面积大、渗透能力较高的油藏可采用切割行列注水，若油藏平面上非均质性较强，可视具体情况增加点状注水井点，即形成行列加点状注水并网；②面积注水的应用范围较广，可适用于低渗透及严重非均质性等各种情形，然后针对不同的储层和流体性质，又可选用四点法、五点法或反九点法面积注水。 合理的井网方式应满足三个条件：一是能够保持地层压力；二是适应油层非均质性，获得较好的开采效果或较高的最终采收率；三是能够方便地进行注采系统强化的调整；通常渗流能力较高的油藏注水井的注入能力大，用较少的注水井就能满足保持油藏压力的需要、可以采用注采井数比较小的注采井网，如切割行列注水方式等；相反，低渗透油藏注水井的注入能力低，需要采用注采井数比较大的注水井网。主要指标确定null3、合理井网方式 确定注采井网形式的原则 确定的注采井网要有合理的油水井数比，保证注采平衡；先确定注采平衡时的合理油水井数比，再根据油水井数比确定所需的注采井网形式。 确定的注采井网要便于后期井网调整和井网加密。 主要指标确定null3、合理井网方式 确定注采井网形式1）大庆油田： 2）童式法： 3）前苏联： Jw和JL在开采过程中不断变化，因此井数比变化，井网需要调整主要指标确定null3、合理井网方式 确定注采井网形式主要指标确定null3、合理井网方式 确定注采井网形式主要指标确定null4、合理井网密度和合理井距 从技术角度来讲：随着井距缩小、井网密度加大，井网控制程度和最终采收率增加，开发效果变好； 从经济效益角度来讲：随着井网密度加大，钻井数增多，经济上的总投人增加，其经济效益变差。 在确定合理井网密度时，既要考虑开发效果，又要考虑经济效益，才能确定出既经济、又合理的井网密度。 主要指标确定null 技术合理井网密度：是指一定的井网密度对砂体有较高的控制程度，其水驱控制程度高，储量损失小，能使油藏有较高的采油速度，获得较好的开发效果。1)季雅舍夫公式 据前苏联季雅舍夫建立的供油半径与有效渗透率的相关关系式： R=171.9+0.53K 式中：R—供油半径，m；K—有效渗透率，10-3μm2 4、合理井网密度和合理井距主要指标确定null2) 根据水驱控制程度确定合理井网密度 ◆水驱控制程度：注入水所能波及到的含油面积内储量（水驱控制储量）与其总储量之比。 ◆一般以油水井连通厚度与总厚度之比来表示。 ◆要取得较好的开发效果，水驱控制程度一般应达到70%～80%。 4、合理井网密度和合理井距主要指标确定null3) 根据水驱体积波及系数确定合理井网密度 水驱体积波及系数与井网密度的关系可用谢尔加乔夫公式来表示： 式中：a—井网指数，井/km2 ；s—井网密度，井/km2 井网指数a，决定于油层物性、连通性、水油流度比、非均质性等。 井网指数的经验关系式： 式中：a—井网指数，井/km2 ；k—空气渗透率，10-3㎛2 ；μ—地层油粘度，mPa.s一般要求水驱波及系数达到70%。4、合理井网密度和合理井距主要指标确定null4)根据原油采收率确定合理井网密度式中：ER—水驱采收率；ED—驱油效率；a—井网指数，井/km2 ； s—井网密度，井/km2 采收率主要与油藏地质特征（油层物性、连通性、水油流度比、非均质性等）有关，在油藏地质特征一定的条件下，则取决于井网密度和井网型式。4、合理井网密度和合理井距主要指标确定null4)根据原油采收率确定合理井网密度对于新区4、合理井网密度和合理井距主要指标确定null4)根据原油采收率确定合理井网密度对于老区 应利用水驱曲线求得目前的井网密度和井网形式下的采收率，再根据已知的驱油效率反算井网指数。4、合理井网密度和合理井距主要指标确定null5)合理采油速度和单井产量法（规定产能法） 6 )单井控制储量法4、合理井网密度和合理井距主要指标确定null根据渗流理论，在等产量源汇稳定径向流的水动力场中，所有各流线中主流线上的渗流速度最大；而在同一流线上与源汇等距离处的渗流速度最小。该处的压力梯度为 ：7)启动压力法主要指标确定null4、合理井网密度和合理井距 经济合理井网密度： 随着井距缩小、井网密度加大，水驱控制程度和最终采收率增加，开发效果变好。但是，随着井网密度加大，钻井过多，经济上总投人大大增加，将会使其经济效益变差。因而，在确定合理井网密度时，既要在技术上要求有较好的开发效果，同时又要在经济上要求有良好的经济效益，才能确定出既经济又合理的井网密度。 主要指标确定null4、合理井网密度和合理井距经济极限井网密度：是总产出与总投入相等（总利润为零）时的井网密度。 经济最佳井网密度：是总利润（总产出减去总投入）为最大，即经济效益最大时的井网密度。 综合开发效果与经济效益来看，经济最佳井网密度应该是一个上限，而经济极限井网密度是一个下限。 经济合理的井网密度采用“加三分差”，即在经济最佳井网密度的基础上，加1/3最佳与极限井网密度的差值。 主要指标确定null4、合理井网密度和合理井距 合理井网密度和合理井距应综合考虑技术合理井距和经济合理井距两个方面： 若经济合理井距小于技术合理井距（即经济合理井网密度大于技术合理井网密度），根据追求的最大目标不同决定。若追求最大采收率，应按经济合理井距；若追求最大经济效益，可以按经济最佳井距布井。 若经济合理井距大于技术合理井距（即经济合理井网密度小于技术合理井网密度），只能按经济合理井距布井，二者的差额应由工艺解决（若压裂措施）；若工艺实现不了，就不能投入开发了。 主要指标确定null5、合理注采井数比确定根据注采平衡和获得最大产液能力的条件确定合理注采井数比注采平衡上式等于q，整理得到若上式q最大，需C最小，求导得出：主要指标确定null配产配注（1）直井生产指数和IPR 油井处于拟稳态流动状态时测得的生产指数才能反映油井的产能，生产指数（J）可表示为（英制） ： IPR曲线称为流入动态曲线，Pwi-QO一条斜率为（-1/ J）的直线，当Pwi