1、动态分析相关概念和确定方法1、油井生产动态指标（1）日产油水平：指月产油与当月日历天数的比值。单位是 t/d。日产油水平是衡量原油产量高低和分析产量的重要指标。（2）日产油能力：指月产油与生产天数的比值。单位是 t/d。日产油能力是衡量油井产量高低的根本。如果油井生产正常，并且全月生产，则日产油水平即为日产油能力。注意：油井日产油能力是变化的且阶段认为是定值；判断油井日产油能力应该考虑正常生产时间，并且应历史性分析。（3）综合含水：按月计算月产水与月产液的比值。也分年均含水或年末含水。年均综合含水=年产水/年产液。 当油田含水达到 98时称为极限含水率。（4）综合气油比 GOR：按月计算: 月
2、产气/月产油，单位是米/吨。（5）采油（液）速度：年产油（液）与地质储量比值的百分数，单位。衡量油田开采速度快慢的指标。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。即=当年产油（可采储量-累积产油+当年产油）100%。一般控制在 8%11%，低渗透油藏控制在 6%左右。（6）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。2、注水井生产动态指标（1）注水量：单井日
3、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。 相对吸水量：在同一压力下，某小层吸水量占全井吸水量的百分数。用来表示各小层相对吸水能力。（2）吸水强度：单位有效厚度单位注水压差的日注水量。（3）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。（4）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。（5）吸水指数：单位注水压差的日注水量，单位是 m3/(d.Mpa)。表示地层吸水能力的好坏。吸水指数日注水量/注水压 差日注水量/( 注水井流压注水井静压)。 油田正常生产时不可
4、能常关井测静压，因此测指示曲线采取不同流压下的注水量来取得。吸水指数两种工作制度下日注水量之差/相应两种工作制度下流压之差。 在不同地层吸水能力对比时，用“比吸水指数“ 。比吸水指数吸水指数/地层有效厚度，单位是 m3/(d.Mpa.m) 视吸水指数：日注水量与井口压力的比值单位是 m3/(d.Mpa)。主要是在日常分析时为了及时掌握吸水能力的变化采取，对于单层注水和混注井意义大些(6)注采比（IPR）：指注入剂所占地下体积与采出物（油气水）所占地下体积之比值。表示注采关系是否平衡。采出体积采油量原油体积系数/ 原油密度产出水体积。(7)累积注采比（CIPR）：用累积注水量、累积产油量、累积产
5、水量代入注采比公式求取。(8)累积亏空体积：累积注入 剂所占地下体积与采出物所占地下体积之差。(9)注水井分注率：实际分层 配注井数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。（10）分层注水合格率：分层注水合格层段数/ （分注总层段数计划停注层段数）100。3、开采井网指标（1）井网密度：油田（或区块）单位面积已投入开发的采油井和注水井总数。单位是口/km2。也可用其倒数表示。（2）注采井数比：水驱开发油田注水井总数与采油井总数之比。（3）水驱储量动用程度： 指每年度所有测试注水井的吸水剖面和所有测试油井的产液剖面资料计算， （总吸水厚度+总产液厚度）与（总注水井射开厚度+总油井射开
6、厚度）的比值。 按年度所有测试水井的吸水剖面和全面测试油井的产液剖面资料计算，即总吸水厚度与注水井总射开连通厚度之比值，或总产液厚度与油井总射开连通厚度之比值。（4）水驱储量控制程度：指在现井网条件下，与注水井相连通的油井射开有效厚度与井组内油井射开总有效厚度的比值。统计方法一：按照定义，油井与水井连通的射开有厚（含与水井砂层连通）/油井射开连通厚度；统计方法二：油井与水井连通的射开（含与水井砂层连通）的有厚水井 与油井连通的射开有厚/(油井有厚水井有厚)100即除去有注无采和有采无注的有厚与油水井总有效厚度之比。 水驱储量控制程度水驱地质储量/动用地质储量100。 水驱控制储量：等于注水地质
7、储量与注采连通程度的乘积。（5）注采连通程度：可以按照层数和厚度分别统计；也可按照总井数和开井数分别统计。注采连通程度与水井连通油层的层数/油井钻遇总层数100；注采连通程度与水井连通油层的厚度/油井钻遇总厚度100；（6）注采对应率：有注有采的油砂体个数与总的油砂体个数之比。小数点后一位。4、相关压力指标（1）静压：油井关井后，待压力稳定时所测得的油层中部压力，也叫油层压力，符号 PR。（2）原始地层压力：油田未投入开发之前，整个抽层处于均衡受压状态，没有流动发生。这时油层中流体所承受的压力称为原始油层压力。符号 P0。 一般来说，油层埋藏愈深压力越大，大多数油藏的，压力系数在 0.81.2
8、 之间，小于 0.8者为低压异常，大于 1.2 者为 高压异常。 油藏的压力系数等于从井口算起，油层深度每增加 10 米时压力的增量。 在油田开发初期，第一口或第一批油井完井，放喷之后，关井测压。此时所测得的压力是原始地层压力。（3）流压：油井正常生产时所测得的油层中部压力，符号 Pwf。也称井底压力。 采用两端法计算时：流压套压（油层中深-动液面）/100混合液比重。（4）油压：油气从井底流到井口后的剩余压力。也称油管压力。油压流压油气水混合液柱重力摩擦阻力。（5）套压：油套环形空间内，油气在井口的剩余压力。在油井不脱气时，套压反映油井能量的高低。也称套管压力。套压流压环形空间内液柱和气柱压
9、力。（6）回压：一般下游压力对流动的上游压力来说，都可以看成是回压。它是液体在管路中流动时的阻力造成的。现场上所说的回压是指干线回压，它是出油干线的压力对井口油管压力的一种反压力。干线回压除了与油压有关外，还和管径大小、管线长度、流体粘度、温度等因素有关。（7）饱和压力：原始油层下，天然气溶解在原油中，当压力下降到一定值，溶解的天然气就从原油中分离出来，此时的地层压力称饱和压力,Pb。（8）注入压力：注水井正常注水时测得的井口压力，符号 Pf 。（9）静水柱压力：井口到油层中部的水柱压力。静水柱压力油层中深水密度/100 。（10）启动压力：注水井开始吸水时的压力。同一口井不同油 层启动压力不
10、同。全井启动压力是综合值。（11）破裂压力：指油层破裂时的井底压力。取决于油层 深度、岩石物性（孔渗性） 、原始裂缝发育情况、压裂时所用液体性质等。井口最大注入压力计算公式：Pfmax=Pf-Pi+PtL+Pmc-(Hw)/100Pfmax井口最大注入压力（MPa）Pf油 层破裂 压力（MPa）Pi保险压差（MPa ）PtL摩阻损 失（MPa ）Pmc水嘴压力损失（MPa）H油层中部深度（m）w水的密度（1.0g/cm3）5、注采系统指标（1）油井生产压差：油井静压（即目前地层压力）与油井生产时测得的流压的差值。也称采油压差。一般情况其值越大，产量越高。（2）注水压差：注水井注水时的井底压力与
11、地层压力的差值。表示注水压力的大小。井口压力静水柱压力地层压力。（3）总压差：原始地层压力与目前地层压力之差。表示地层压力保持水平。（4）地饱压差：目前地层压力与原始饱和压力的差值。表示地层原油是否在地层中脱气的指标。（5）流饱压差：流动压力与饱和压力的差值。表示原油是否在井底脱气的指标。（6）采液（油）指数：单位生产压差的日产液（油）量，单位 t/d.Mpa；（7）采液（油）强度：单位有效厚度日采液（油）量，单位 t/d.m 。（8）地层压力保持水平：评价单元目前地层压力与原始地层压力的比值。6、水驱油田开发效果指标（1）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=（
12、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） 分区块所有井总体含水上升率和老井含水上升率。（2）水驱采收率(ER)：在现有经济技术条件下，能够采出油量占地质储量的百分数。 注 水 指 示 曲 线y = 16.2x - 130.7R2 = 0.9979010203040508.5 9 9.5 10 10.5 11压 力注水量ER=EDEV。（3）水油比（WOR）：日（累积）产水与日（累积）产油之比。单位为无因次量。当水油比达到 49 时，称为极限水油比，这一意味着油田失去开采价 值。（4）存水率：油田（或区块）注入水地下存水量与累积注水量之比。也称注水利用率。正常情况下，变大，
13、则波及体积扩大。存水率=说明： 注水油田开发初期，油井只产油不出水，即注 1 方水就采出 1 方油（单从弥补地下亏空看） ，此时注水利用率为 100。注水一段时间后，油井含水， 这时注 1 方水采不出出1 方油，把注水量减去随原油一起被采出地面的那部分无效水，真正起驱油作用的注水量占注入水量的百分数称为注水利用率。 注水利用率随开发时间延长不断下降，即由开发初期油井不含水时的 100，一直将到油井全部含水时的 0 为止。 存水率没有考虑注入水外溢到油藏外部或不同层系窜通部分。（5）耗水率：每采出 1 吨原油消耗的注水量。耗水率=累积注水量/累 积产油量，单位万方/万吨。它同存水率一样用于评价注
14、水利用率。（6）油水置换系数：单位存水量所采出的油量。油水置换系数=累积产油量/ （累积注水量累积产水量） 。存水率的高低只能表观上反映驱替状况。存在地下的水是否都去驱油？驱替效率高不高尚不能说明。因此建立此项指标。它是水驱指数的倒数。（7）水驱指数：油田（或区块）注入水在地下存水量与累积产油量之比。水驱指数=（累积注水量累积产水量）/ 地下累积产油量。 即每采 1 吨油在地下的存水量，单位 m3/t。注水越大，需要的注水量越大。 正常情况下，变大，则波及面积、体积扩大。（8）水驱油效率（ED ）：被水淹油层的体积内采出油量与原始含油量的比值。水驱油效率=（单层水淹区总注入体积采出水体积 ）/
15、 单层水淹区原始含油体积。 由于油层孔隙大小不一致，注入剂只能将一部分孔隙中的油驱替出来，其他一些孔隙中未受到波及。如果油层原始含油饱和度为 SO，被注入剂驱 替后残余油饱和度为 SOr，则洗油效率为：ED (SO - SOr) / SOr=1- SOr / SO 洗油效率也称微观波及体积系数。该参数求取一是用水动力学方法；二是利用模拟驱油过程的物理模型进行室内研究。（9）注水波及体积系数（EV）：注入剂在油层中的波及程度，亦即被注入剂洗过的油层体积（或面积）占油层总体积（或面积）的百分数。EVASW*HSW/A*H式中：A、ASW含油面积、注入 剂扫过或影响的面积，m2；H、HSW厚度、注入
16、剂扫过的厚度，m 。EV 如果油层在厚度上的波及程度一样，即 H=HSW，则EV=ASW/A0%产累 积 注 累 积累 积 注油 层 有 效 孔 隙 体 积累 积 产 水 量累 积 注 水 量 称为面积波及系数或扫油面积系数，又称宏观波及系数。波及体积系数变大好，驱油效率高；当它等于或接近 1.0 时，表明油已驱替干净。（10）注入水占烃类孔隙体积倍数（注入倍数）：评价单 元累积注入量与烃类孔隙体积之比。V=Ah式中： V孔隙体积，m3； A含油面积，m2；h平均有效厚度， m； 平均有效孔隙度， f；7、储采平衡指标（1）储采比：储采比等于剩余可采储量的采油速度倒数。指当年末剩余可采储量与当
17、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。国际上认为是 10 是界限。010203040506070801980年 1982年 1984年 1986年 1988年 1990年 1992年 1994年 1996年 1998年 2000年 2002年 2004年 2006年储 采 比 年 产 油 量（2）储采平衡系数：指当年新增动用可采储量与当年原油产量之比。（3）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。新老区新增可采合理比例：一般分析认为大概为 2.5：1 至 3.0：1。例如：2005 年中石油股份公司新老区新增可采储量的比例 2.9：1。动态分析相关概念和确定方法
