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6.3 油田开发技术、经济界限研究方法6.3.1开发技术界限研究方法6.3.1.1 抽油井流动压力下限计算方法一般抽油井流动压力下限为各种泵允许下入的最大深度时的流压。Pmin=Pp+rLg10-3Fx 6-3-1式中：Pmin抽油井最小的合理井底流动压力,MPa；g重力加速度；等于9.80665m/s2； Pp满足一定泵效的泵口压力,MPa；Lm,Lp分别为油藏中深和泵深,m；Fx液体密度平均校正系数rL混合液柱密度,g/cm3。混合液柱相对密度,由以下方法计算：当产气量较多时：rLrogrw6-3-2油、气相对密度：rogi/10i 流压梯度,由见水前测流压时得到。合理泵口压力由下式求得：Pp= 6-3-3式中：G油井生产气油比,m3/m3；S天然气溶解系数,m3/m3,MPa；Pa取0.101325MPa,大气压力；泵的充满系数,f；fw油井含水率,f。6.3.1.2 油藏平衡地层压力研究方法不同含水条件下合理压力保持水平等于：不同含水条件下的最低流压加上不同含水条件下一定排液量时的合理生产压差。6-3-4计算注水井井底流动压力的公式：6-3-5式中：T阶段日历天数,d； nw注水井数,口；Lw注水井时率,f； QL阶段产液量,104m3； Pj注水井井底流动压力,MPa； no采油井数,口；Lo采油井时率,f； Qj阶段注入量,104m3；其它符号意义同前。6.3.1.3 单井最大排液量计算方法对于抽油井来说,单井最大排液量要受泵径、泵深及泵效的限制。Qmax=Pmax-PooL6-3-6Pmax=Po-Pp+ rL g10-36-3-7式中：Qmax各种泵径下油井的最大产液量,t/d。Pmax原始油层压力条件下的最大生产压差,MPa。Po油层总压降,MPa。o油井见水前的采油指数,t/。L无因次采液指数,小数。其它符号意义同前。其中：油井最大生产压差：根据油井井筒压力平衡原理,最大生产压差由下式表示：Pmax=Po-Pmin6-3-8式中：Po原始油层压力,MPa。Pmin抽油井最小的合理井底流动压力,MPa。抽油井最小的合理井底流动压力的计算方法见公式Pmax=Po-Pp+Lg10-36-3-9其它符号意义同前。6.3.1.4 注采平衡法原理及计算公式1平均单井产液量对于抽油井,其产液量公式可表示为：6-3-10其中：6-3-11式中：Pi原始地层压力, MPa； P目前地层压力,MPa；Pp满足一定泵效的泵口压力,MPaaL无因次采液指数,f； 油层平均总压降,MPa；其它符号意义同前。从上式中可以看出：在不同的地层压力下,对于不同的下入泵深,平均单井产液量是不同的。2单井注水量对于注水井有：6-3-12其中： 6-3-136-3-14式中：Pd吸水时的启动压力,MPa； qwi平均单井注水量,m3/d；rw水的相对密度,g/cm3； Pwh井口注入压力,MPa；a1、b1系数,由实际资料回归得到。其它符号意义同前。可以看出,对于不同的地层压力,注入压力不同时,平均单井注入量也是不同的。3压力平衡图坐标系的确定对于一个注采系统,平均单井注入量与平均单井采液量之间存在如下平衡关系：6-3-15其中：6-3-16则有：6-3-17式中：qo、qw、qL：分别为平均单井产油量、产水量、产液量,t/d；qwi：平均单井日注水量,m3/d；o：地面原油相对密度,g/cm3； Bo；原油体积系数； nw：注水井数,口；no:采油井数,口； IPRo：油藏平衡注采比。根据上式所确定的qwi与qL的关系,可以确定出压力平衡图坐标系。注采系统压力平衡图示意图如下。图6-3-1注采系统压力平衡示意图从上图中可见,每一个交点即为压力平衡点,每一点都表明了平均单井日产液、日注水量、平均泵深、平均注入压力和平均地层压力或总压降之间的相对平衡关系。由于在整个开发过程中,注采压力系统的五项指标的平衡状态总是相对的、暂时的,所以,平衡点反映的是开发过程中某一阶段的某一条件下的平衡关系。随着开发过程的变化和注采条件的改变,平衡点将随之变动,而每一点的条件又都是相互制约的。目前,保持油田在中高含水期稳产的一个重要手段是放大生产压差,提高油井排液量,充分发挥地层所提供的产液能力。从上图中可见,提高单井产液量的途径有三：A方向：泵的下入深度不变,用提高地层压力来增大生产压差,提高单井产液量。同时,由于恢复地层压力的需要,注入压力和注入量均要相应提高。该方向增加了地层能量,但油层压力不宜恢复的过快过高。过快会导致含水上升加快,层间矛盾加剧；过高造成地下能量过多储存,注水泵压将大大提高,能量增加,不利于充分发挥油层潜力,且注入压力一般不允许超过油层破裂压力。因此,这一方向主要受注水设备等一些条件的限制。B方向：油层压力保持不变,用加深泵挂来降低流压,增大生产压差,进而提高排液量。相应的根据满足注采平衡的需要,要提高注入压力来增加注水量。这一方向也要受到泵挂下入最大深度、注水设备等条件的限制。C 方向：注入压力不变,既注水系统不需改变,用加深泵挂增大生产压差,可使单井日产液量提高,同时,在饱和压力以上,允许一定幅度这一幅度要较加深泵挂所增大的生产压差要小的地层压降,由于地层压力下降,在相同注入压力下可使注入压差增大,使注水量提高,以保持注采平衡。这一方向主要是通过加深泵挂使流压降低获得的增大压差,这种增大的压差量超过了由地层压力下降而导致的生产压差减小量,通过两者综合作用的结果来得到提高单井排液量。但由于受泵的最大下入深度及地饱压差的限制,压力水平不能过低。但总的来说 ,这一方向制约条件最小,最能充分利用地层能量。由于不同油田不同区块注采系统状况差异较大,压力保持水平也不同,采用哪种途径提高排液量要根据具体状况决定。哪一方向提液最好,需要根据具体情况进行分析。6.3.1.5 合理注采井数比研究方法1流度比平方根法在面积注水条件下,最佳的油水井数比可近似的等于流度比的平方根。公式：6-3-186-3-19式中：R油水井数比；M流度比；、地层油、水粘度,mP.s；Kro、Krw含水饱和度为Sw时的油、水相对渗透率,f；Kro束缚水饱和度下的油相相对渗透率,f；Swi束缚水饱和度,f；Sw含水饱和度,f。油藏的流度比越大,油藏的油水井数比就越高,合理的油水井数比等于油藏流度比的平方根。2注采平衡法在相对的合理井网密度和一定的注采比条件下,根据采油速度和含水率,计算出注水井与油水总井数的比值,进而求出所需的注水井数。计算公式：6-3-20式中： 注水井与总井数之比；采油速度,f；注采比； Bo原油体积系数；单井平均注水量,m3/d；含水率,f。N地质储量,104t； A含油面积,Km2；S井网密度,井Km2。3吸水采液指数比平方根法根据油藏的注采能力,从注采平衡角度考虑对油水井数比的要求。计算公式：6-3-21式中：R油水井数比；、地下体积计算的吸水、产液指数,。6.3.1.6 合理注入压力的确定方法对于注水开发的油藏,注水井注入压力的确定一般要考虑两个方面的因素：注入压力应满足油藏压力平衡的要求；注入压力不宜超过地层破裂压力,为了防止地层破裂引起的水窜,一般以破裂压力的95%为注水井最大注入压力。地层破裂压力的确定主要采用以下几种方法：1现场压裂施工经验公式：克乌断裂以北井深950m以上：P破=42.5116+0.1941H6-3-22r=0.9361n=11克乌断裂以南井深950m以下：P破=74.3475+0.1331H6-3-23r=0.9853n=112理论公式：威廉斯法：P破=0.02307H+4.335C-P地6-3-24校正后的威廉斯法：P破=0.02307H+1.03-P地6-3-25式中：P破地层破裂压力,MPa；P地地层压力,MPa；H油层中部深度,m；岩石破裂常数,一般取0.330.5；C上复岩层压力梯度,一般取0.230.25。3注水井系统试井法：根据试井曲线的拐点确定。经计算对比,XX油田一、二、四、六、七区及八区八道湾组用经验公式比较符合实际；八区克上、克下组用校正后的威廉斯法比较符合实际；百口泉油田适用威廉斯法；五、三区适用于注水井系统试井法确定的结果。对界定合理注入压力满足以上两方面的条件,、类油藏相对比较容易,但对于类油藏,由于储层物性差,油层吸水能力差,导致水井在注入压力接近破裂压力时仍很难达到设计的注水指标,在这种情况下,可以考虑适当提高注入压力,使注水压力微超或接近破裂压力,在近井地带产生一些开的微裂缝条件下提高吸水能力。典型油藏合理注入压力的界限见表6-3-1。表6-3-1 XX油田典型油藏注水井注入压力界限表 单位：MPa油 藏破裂压力最大注入压力目前流压七东中八道湾20.5019.4817.71八区克上40.6038.4832.73六中克下14.4013.688.946.3.1.7合理地层压力的确定方法油井的地层压力不但决定着油井的流动与生产条件,而且又制约着注水井的地层压力和整个油藏的压力系统。因此,确定合理的地层压力对油田的开发有着重要的意义。决定合理地层压力的因素较多,其中最重要的是保持良好的相态、流态、供液能力和生产条件,但如何对地层压力进行界定却是一项十分复杂的工作,主要原因是在影响油田开发指标的各种复杂因素中地层压力的影响相对缓慢,不如其它因素敏感、直接。目前尚未见到较成熟的地层压力界定方法,特别是砂砾岩油藏高含水期的合理地层压力的界定则更是急待解决的问题。油藏到了中高含水开采期,开采效益逐渐降低。在现有经济技术条件下,最大限度地提高油田的开采速度和效益是我们界定油藏中高含水期合理地层压力的最基本的前提条件。因此,合理的地层压力应该至少满足三个方面的要求：一是有利于提高油藏的开采速度和最终采收率；二是有利于发挥注采设备的最大效能；三是能满足油藏注采平衡的要求。满足注采平衡的地层压力可由流入生产特征曲线与注入生产特征曲线的交点压力确定见图6-3-2、图6-3-3。图6-3-2 典型砾岩油藏压力平衡图fw=80%流入生产特征曲线佩特布拉Petrobras方程考虑了油井不同含水时的生产特征,是描述中高含水阶段油井生产特征的较理想模型。其表达式如下： 6-3-26 6-3-27式中：qt任意含水阶段的油井产液量,t/d；JL油井任意含水时的采液指数,t/d.MPa；Fo油井含油率,f；Fw油井含水率,f；Pr油井地层压力,MPa；Pb油井饱和压力,MPa；Pwf试井油井流动压力,MPa。图6-3-3 典型砾岩油藏不同含水阶段压力平衡图对于特定含水时刻,注水井的吸水指数可以认为是一常数,因此注入生产特征曲线可描述为： 6-3-28式中：qr注水井日注水量,m3/d；Ir任意时刻的吸水指数,m3/d.MPa；Pri水井地层压力,MPa；Pwfi水井流动压力,MPa。将流入生产特征曲线和注入生产特征曲线绘制在同一压力座标上,便可得到油藏的注采平衡图。在注采平衡图中见图6-3-2、6-3-3,IIR与IPR的交点压力即为平衡点压力。从图6-3-3可以看出随着含水的升高,油藏保持注采平衡的合理压力将发生变化,而并非一固定不变的值,对、类油藏,随着含水的升高,保持注采平衡的合理压力将逐渐降低；对类油藏,地层压力保持基本稳定即可保持注采平衡,分类油藏平均合理压力保持程度变化趋势见表6-3-2。表6-3-2 油藏合理地层压力保持程度表 单位：% 油藏类别含水率%60809095 类8294768870826778类7981798179817880类8385808276787577XX油田七中东区八道湾组油藏初始脱气压力为10.27MPa,脱气时的地层压力保持程度为93.36%,结合注采平衡法所确定的油藏压力变化趋势,可得到油藏合理压力保持程度与含水的变化关系见图6-3-4：图6-3-4 典型砾岩油藏合理地层压力保持程度与含水率关系曲线 6-3-29式中：CPr合理地层压力保持程度,%；fw油藏含水率,%。 XX油田八区克上组油藏初始脱气压力20.21MPa,脱气时的地层压力保持程度为78.9%,结合注采平衡法可以得到油藏合理压力保持程度与含水的变化关系见图6-3-4： 6-3-30 XX油田六中区克下组油藏初始脱气压力为5.75 MPa,脱气时的地层压力保持程度为79.9%,结合注采平衡法可以得到油藏压力保持程度与含水的变化关系见图6-3-4： 6-3-31由以上关系式分含水阶段计算典型油藏的合理压力保持程度结果见表6-3-3。可以看出,XX油田七中东区八道湾组油藏、XX油田六中区克下组油藏合理压力保持程度随着含水的升高明显降低,而八区克上组油藏合理地层压力随含水的变化不明显。表6-3-3 XX油田典型油藏中高含水阶段合理地层压力保持程度对比表 含水率%油藏合理压力保持程度fw=60fw=80fw=90fw=95七东中八道湾93.587.582.077.5八区克上79.779.879.579.3六中克下83.581.577.576.06.3.1.8 油井合理流压的确定方法 在油井井底压力高于饱和压力的条件下,随着井底流动压力的降低,油井产油量成正比例增加。当油井井底压力低于饱和压力时,由于井底附近油层中原油脱气,使油相渗透率降低,随着流动压力的降低,产量增高速度将会减慢。矿场系统试井结果表明：当流压降到一定界限以后,再降低流动压力,油井产量不但不会增加,反而会减少。因此,可以取这一压力值作为油井合理流动压力的下限值。油田的王俊魁高级工程师推导出了油井最低允许流动压力与饱和压力和地层压力之间的定量关系式,即： 6-3-32 6-3-33式中：Pwf min油井最低允许流动压力,MPa；Pb饱和压力,MPa；PR地层压力,MPa。 a原油溶解气系数,m3/；fw油井含水率,f；Bo原油体积系数,无因次；T油层温度,K。6-3-32式中,除含水率fw外,其它参数均为定值,因此Pwf min可视为fw的函数。根据这一关系式可求出砾岩油藏高含水期油井不同含水时最低允许流动压力值见图6-3-5。图6-3-5典型砾岩油藏油井合理流压与含水率关系曲线从图中可以看出,随着含水的升高,油井最低允许流动压力值将逐渐降低。也就是说,对克拉玛依砾岩油藏,在油田进入中高含水期后、可以适当放大生产压差生产,以提高油田的排液速度。图6-3-6是以无因次的形式给出的最低允许流动压力。图6-3-6 典型砾岩油藏油井无因次流压与含水率关系曲线从图中可以看出,、类油藏中低含水阶段的无因次流压可以控制在0.6左右,而进入高含水阶段则可控制在0.4左右,类油藏的变化规律基本与、类油藏相似,只是其合理流压的控制较、类稍低。这一规律的发现,为砾岩油藏中高含水期提高排液速度提供了理论上的依据。根据上述方法,典型油藏不同含水阶段的合理流压和无因次合理流压计算结果可用下式表达：七中东区八道湾组油藏：PL=-5fw2+0.53fw+7.0092 6-3-34CPL=-0.4505fw2+0.0478fw+0.6306 6-3-35八区克上组油藏：PL=-9.4fw2+1.081fw+13.17176-3-36CPL=-0.4585fw2+0.0527fw+0.6425 6-3-37六中区克下组油藏：PL=-3.1fw2+0.267fw+4.3661 6-3-38CPL=-0.4306fw2+0.0371fw+0.6064 6-3-39式中：PL油井合理流压,MPa；CPL无因次合理流压,MPa；fw油藏综合含水率,f。典型油藏各含水阶段的合理流压计算结果如表6-3-4所示。表6-3-4典型油藏不同含水阶段的合理流压对比表油 藏项目含水 率f0.60.80.90.95七中东八道湾流压MPa5.614.503.522.69无因次流压0.510.410.320.24八区克上流压MPa10.598.526.675.11无因次流压0.520.420.330.25六中克下流压MPa3.462.762.141.63无因次流压0.480.380.300.236.3.1.9 结构含水的定义喇萨杏油田由于采取的分批布井、接替稳产的开发模式,各类井投产时间不同,开采对象不同,所处的含水阶段也不同,使迭加后的整个油藏的含水上升规律变得复杂。我们以分类井为基本单元,采用结构分析的方法,对各类井产液结构变化对含水的影响进行了分析。结果表明：整个油藏的含水的变化主要受分类井的结构系数的变化和含水的变化两个因素的影响。即： 6-3-40其中：称为结构系数；为结构含水；为各类井结构含水的变化幅度对全油田含水变化幅度的贡献值。6.3.1.10 递减率的定义递减率通常定义为单位时间单位产量的变化,定义时没有考虑到产量的构成情况,因此实际中存在多种递减率的计算方法表6-3-5：表6-3-5油田开发中常用的递减率对比表类别定义计算方法备注纯自然递减率指截止某一时间没有新井投产、没有各种增产措施情况下的产量递减率。通过水驱特征曲线等油藏工程方法预测得到。可应用于年度规划、长远规划及年度配产工作。年对年自然递减率指上年新井、上年各种增产措施产量都作为老井产量情况下计算的产量递减率。通过水驱特征曲线等方法预测老井产量、通过潜力分析预测措施增油量、通过类比法或其它方法预测新井产量并迭加计算得到。受每年措施工作量大小、未措施井的采油速度大小、新井递减率大小及新井产量占总产量比例的影响使该指标的规律性变差,很难通过寻找该指标的变化规律来预测未来产量的变化。日产水平自然递减率与年对年自然递减率的概念类似,只是产量用日产水平。与年对年自然递减率计算方法一样。表示日产水平递减的大小,主要应用在月度、年度报表中,容易与前面两个概念相混淆。6.3.1.11 储采比1单结构油田储采比变化理论分析对于一特定油田,产量变化趋势都要经过上产、稳产、递减,直至开发结束这一过程。在这一过程中,储采比的变化可以用下式表示：6-3-41油田总的可采储量产量随时间变化函数根据341式可以看出,由于油田总的可采储量不变,储采比的变化主要与产量变化有关。随油田产量上产、稳产、递减三个阶段,储采比的变化也相应分为三个阶段。由于各油田的地质条件不同、开发策略不同、开发技术发展历程不同,各油田产量变化差别很大,导致储采比的变化差别很大图6-4-1。在油田上产阶段,油田产量增加,累计产量增加,剩余可采储量减少,储采比快速下降。在油田稳产阶段,由于年产油量基本保持稳定,储采比呈直线下降的趋势。在油田开发后期,随着储量动用程度的提高,油田含水的上升,产量进入递减阶段,由于各油田的递减规律不同,储采比的变化趋势不同图6-4-1。当采出可采储量70%以后,国外各油田储采比都有不同程度的提高。图6-3-7 不同油田储采比与可采储量采出程度2单一结构水驱砂岩油田递减阶段储采比变化趋势分析1指数递减条件下储采比变化理论分析大部分砂岩油田的递减规律符合双曲递减、指数递减规律4,这里以指数递减为例对储采比变化进行分析指数递减公式为:6-3-42把6-4-42式带入6-4-41式,积分、整理得指数递减条件下的储采比变化公式：6-3-43式中：t年储采比稳产期末储采比Di初始递减率当时：6-3-44从公式6-3-44可以看出,在即油田保持稳产时,储采比与时间是直线关系,直线的斜率是1。从公式6-3-43可以看出,在时,影响储采比变化的因素有初始储采比,递减率。在初始储采比相同情况下,递减变化规律不同,储采比变化趋势不同；在递减规律相同情况下,初始储采比不同,储采比变化趋势不同图6-3-8。2储采比与阶段递减率的关系在油田开发动态分析中,年对年的递减率是比较常用的一项指标,储采比也是与年产量密切相关的指标,下面分析年对年递减率与储采比的关系。图6-3-8 不同初始递减条件下储采比变化趋势对比曲线根据储采比与年对年递减率定义有：6-3-456-3-46式中：第t年递减率第t年年产油初始剩余可采储量将6-3-46式代入6-3-45式,整理得：6-3-47由6-3-47式可知,储采比的值与上年的储采比有关和当年递减率有关。在已知某一年储采比的情况下,可以在对递减率的分析预测的基础上,得到储采比的递推关系。3结构储采比变化理论分析以上分析了单一结构油田的储采比变化趋势与递减的关系,对于多开发结构油田,根据储采比定义有：6-3-48展开公式3-48得： 6-3-49整理公式3-49得： 6-3-50式中：t年储采比：结构i第t年年初剩余可采储量：结构i第t年的年产油量：结构i第t年的储采比即：油田总的储采比等于各个结构储采比的产量加权之和。可见,油田的储采比,除单一结构储采比影响因素外,还与各结构的产量比例有关。对于多结构油田的储采比变化趋势,应该进行分结构分析。对于多结构油田,根据对结构递减率的研究可以推导出： 6-3-51即总递减率是由各结构递减率的产量加权和。把6-3-51式带入6-3-47式得： 6-3-52从6-3-52式可以看出,多结构油田储采比变化趋势是由上年的结构储采比和结构递减率决定的。6-3-52式也证明了,对多结构油田的储采比,应该进行结构分析。通过以上分析,各单一结构的储采比变化与自身的递减密切相关,由于各结构单元的递减规律不同,产量规模不同,对结构储采比的影响程度有所差别,因此,对总的储采比变化趋势,可以通过分析结构递减得到。6.3.2开发经济界限研究方法6.3.2.1 老井含水经济界限油田进入高含水开发期后,水油比急剧增大,开发的经济效益明显变差。需要研究和确定油井的经济极限含水,以及经济极限水油比的技术政策界限。 油井的经济极限含水率是产量的销售收入等于生产消耗费用时的含水率。经济极限含水是指当油田或油井开发到一定阶段,其含水达到某一数值时,投入和产出平衡,含水如再升高,就没有利润了。一般可分为最低经济极限含水和最高经济极限含水率,前者包括了工人工资、福利及生产管理费用；而后者不包括这些费用。由于各个油藏的地质特点、生产地面环境条件及管理水平等差异,其经济极限含水率也不尽相同。对达到最高经济极限含水率和水油比的井,一定要进行综合治理,减少无效的产水量,节约生产成本费用,从而有利于油田整体开发效果的改善和经济效益的提高。经济极限含水的计算,是依据盈亏平衡原理。单井可变成本和单井日产液有较好的线性关系 考虑税金、成本上升率,可得计算经济极限含水公式也可用最低运行费用法确定最高经济极限含水界限,公式如下： 6.3.2.2 老井产量经济界限方法一单井年最小盈利产量单井年最小盈利产油量是指一定的经济条件下,一口井要实现盈利的年最小产量水平,数学定义可描述为年销售收入等于成本与税金时,所对应的产油量。数学模型为： 式就是计征税金情况下的油田单井最小盈利产油量模型,它考虑了不同盈利能力与油田不同开采方式的影响。方法二该方法是从生产决策的角度出发,以油井为计算单元,通过确定单井的最低运行费用来计算油田的经济产量。当油井产油量的税后收入与油井的最低日消耗费用及最低运行费用刚好持平时,其日产油量就是该井的经济极限产量；而当单井产油量的税后收入弥补维持油田正常生产所必须的最低运行费用时,这时的日产油量则为单井无效益产量。基本公式为S Cg+Cb+R 单井固定成本为Cg=CCL+CRL+CDL+CzY 把式代入式,整理可得单井极限产量的计算公式6.3.2.3 调整井经济界限方法一单井平均日产油量经济极限单井平均日产油量的经济极限,是指一口油井投入的总费用与产出的总收入相等时的单井平均日产油量。实际单井平均日产油量高于经济极限日产油量,说明油田开发具有经济效益。如果实际单井平均日产油量低于经济极限日产油量,则该油田开发没有经济效益,一般讲,这样的油田暂时不能投入开发。单井平均日产油量的经济极限计算公式如下从式可以看出,当油田开发评价年限一定时,平均单井日产油量的经济极限与一口井的钻井投资、地面建设投资和贷款利率的开发年限之半次方成正比,与采油时率、原油商品率和每吨原油的毛收入即每吨原油销售价减去操作费成反比,要想降低单井平均日产油量的经济极限,亦即提高低渗透油田的可开发性,就必须降低单井钻井、建设投资和生产操作费用,提高采油时率和原油商品率。单井控制可采储量经济极限单井控制可采储量的经济极限主要是根据所定的平均单井日产油量经济极限计算得出,具体计算公式如下 将6-3-63式代入6-3-64式,经整理得出 式中：开发评价年限可采储量采出程度,小数。从6-3-65式可以看出,油井控制可采储量的经济界限与单井钻井建设、投资和投资贷款利率的开发评价时间之半次方成正比,与原油商品率和每吨原油的毛收入成反比。也就是说单井钻井、建设投资越大,贷款利率越高,原油商品率越低,每吨原油毛收入越少,则要求单井控制可采储量的经济极限越高；反之,单井钻井、建设投资越少,贷款利率降低,原油商品率提高,每吨原油毛收入增加,则单井控制可采储量的经济极限就可以降低。方法二该方法的思想是加密井在规定时期商品产值,除补偿本井总投入外,其利润至少等于固定资产贷款的利息。在经济评价期从新增可采储量中采出的原油产量的商品价值S为6-3-66 设加密单井总投资为I,单井操作费为CO,考虑到投资贷款或固定资产的年利率为R,那么总的投入Iz为 6-3-67依据投入产出平衡原理,得6-3-68 整理得 6-3-69方法三 加密井单井新增可采储量的经济界限值,即单井新增经济可采储量,其产值至少应等于该井基本建设总投资和投资回收期生产经营费用的总和。 6-3-706.3.2.4 井网密度经济界限论证井网密度是油田开发方案设计中的一个极其重要的环节,因为井网密度的大小直接影响采收率的高低、投资规模的大小和经济效益的好坏。目前现场确定注水开发油田井网密度的方法有两类：一类是根据油藏地质特点和生产特点确定油藏井网密度,包括合理采油速度分析法、单井产能分析法、分砂体水驱控制程度法和保持注采平衡法等,这些方法的共性是没有考虑开发的经济效益。另一类是根据油田开发经济效益来确定井网密度,主要有以下一些方法：方法一单井控制极限储量法该方法不但考虑了开发投资的利息,而且考虑了主开发期逐年销售收入的利息和逐年操作费用的利息。6-3-71 将6-3-70式带入6-3-71式即可得到极限井网密度。 方法二在前联尔卡乔夫公式的基础上,依据投入产出平衡原理,可得到如下公式：6-3-72 6-3-73 6-3-74该方程左边为加密井网后计算期产出的现值,方程右边为加密井网的投入值。迭代求解该方程即可求出相应的经济井网密度。 方法三俞启泰公式合理井网密度公式为： 6-3-75一般可用上式迭代求解,而6-3-75式的一个简化结果是 6-3-76极限井网密度为：6-3-776-3-7式的一个简化结果为 6-3-78方法四利用下式可确定合理井网密度: 6-3-79极限井网密度的公式为:6-3-80这里的合理井网密度是指开发利润最大时的井网密度,极限井网密度是指开发利润为零时的井网密度。方法五动态经济法以往确定合理井网密度主要采用静态经济方法,以利润最大化为原则,该方法以净现值最大化来确定合理井网密度,这样确定的井网密度更加符合社会主义市场经济的要求。求解即可求得合理井网密度合理。 随着技术经济条件的变化,并不能保证合理井网密度在整个开发期均为最优,因而在开发设计中应从地质及经济两方面综合考虑,使得井网密度属于合理围。随着开发程度的加深,在开发中后期还可以根据地质及剩余油分布研究成果,在有利部位钻少量完善调整井,以进一步提高开发水平和经济效益。方法六该方法的原理是单位面积上最后一口加密井新增可采储量的价值,等于这口井基本建设总投资和投资回收期操作费用的总和。此时的井网密度为合理经济极限井网密度,单井新增可采储量称为单井经济极限可采储量。1992年根据冀中油区的实际资料,建立了采收率与井网密度的定量关系式： 6-3-83井网密度变化时,采收率增量随之变化：6-3-84设井网密度变化一个单位,即f2=f1+1,则经济合理可采储量为：6-3-85将6-3-85式与6-3-70式连解,即可得到合理井网密度： 即为合理井网密度。6.3.2.5 经济可采储量界限与技术可采储量计算一样,经济可采储量测算是油田开发必不可少的工作,其结果是油田开发决策的重要依据之一。根据计算时对油藏的认识程度和技术条件,从该油藏中能够采出的具有经济价值的原油、天然气及其伴生矿物的总和即为经济可采储量。当前,我国刚刚引入经济可采储量的概念,每个油田都在探索新的方法,研究适合本油田的测算体系,国外这一研究有几十年的历史,形成了一套比较完整,较先进的经济可采储量评价方法和规,他们多采用现今流量法。现金流量法是一种最常用、最基本的方法,它是根据油藏地质评价、地面工程评价提供的基本参数与经济参数,编制出该油藏的现今流量表。通过现今流量表中的投入产出比来确定经济开采年限,计算经济可采储量。在油田的开发生产过程中,为了维持油田的生产,必须投入一定的费用,当投入费用和产出平衡时,该年实现的利润为0,如果继续生产,对企业而言就没有效益,该年即为停止生产的年份。对于新油田来说,此时的累积产油量为该油藏的经济可采储量；对于已开发油田来说是剩余经济可采储量,剩余经济可采储量与累积采储量之和为该油藏的经济可采储量。 方法一当油田进入高含水开发期后,含水率与累积产油量或采出程度之间具有较好直线关系,若把该直线外推到某一经济极限含水率,即可得到油田的经济采收率或经济可采储量。 6-3-87 6-3-88方法二水驱特征曲线法经调查研究,我国目前对于注水开发油田高含水期经济可采储量的计算,主要采用水驱特征曲线法和分析经济极限含水率时的累积产油量。依照石油行业标准,注水开发油田高含水期可采储量的计算可采用水驱特征曲线法。由于原油粘度的差别,含水上升规律也不同,因此对不同原油粘度的油田要选取具有代表性的水驱特征曲线计算可采储量 ,进而得出累积产油量与含水率的关系。主要有以下4种方法：水驱特征超凸型曲线适用于高粘度油田30mPa.s水驱表达式 6-3-89 6-3-90水驱特征凸型曲线适用于中等粘度油田330mPa.s水驱表达式 6-3-91 6-3-92水驱特征S型曲线也用于中等粘度油田330mPa.s水驱表达式 6-3-936-3-94水驱特征凹型曲线适用于低粘度油田30mPa.s水驱表达式 6-3-956-3-96采用以上方法进行可采储量计算时,一个油田或开发单元究竟属于哪种类型的水驱特征曲线,还应使用含水与采出程度的关系图版确定。用油田实际资料按照水驱表达式作线形回归,可求取具有代表性的直线段的斜率b和截距a值带入累积产油量与含水关系式,将经济极限含水率代入累积产油量与含水率的关系式中计算出的累积产油量,即为经济可采储量,与目前累积产油量的差值,即为剩余经济可采储量。方法三数学模型法目前HCZ模型、Weibull模型、Hubbert模型、广义翁氏模型、I类广义数学模型,II类广义数学模型等预测模型都可以对油气田的产量和累积产量进行全程预测。根据投入与产出平衡的原理,当油气田生产至现金流入与支出相等时,其产量定义为经济极限产量,累积产量定义为经济可采储量。这里以HCZ模型为例说明预测模型预测经济可采储量的方法。根据大量油气田开发实际资料的统计研究和理论上的推导,由胡建国、元千和盛宗提出的HCZ预测模型,其基本关系式为：6-3-976-3-986-3-996-3-100 6-3-101将6-3-97式等号两端去常用对数得：6-3-102式中6-3-103 6-3-104将6-3-98式变形为：6-3-105将6-3-105式中的Q改为经济极限产量Qel ,t改为经济极限产量所对应时间tel 时,则可得经济可采储量为： 6-3-106根据油气田的实际开发数据,首先利用6-3-102式进行线性试差法求解出b5、a5、。再利用6-3-103、6-3-104式求解出NR、a5。这样,预测产量与累积产量的参数a5、b5、NR就全部求出,并带入6-3-97式和6-3-98式,即可求解年产量与累积产量。6.3.2.6 增产措施经济界限对于处于高含水开发期的注水砂岩油藏,相对稳产或减缓产量递减,在一定程度上主要依赖油水井的进攻性增产增注措施的投入。在这个阶段,进攻性措施具有投入高、风险性大的特点,同时随着开发时间的延长,含水的不断升高,单井产油量日渐下降,各种增产措施难度加大,效果逐渐变差,投资风险性也加大,加强各种增产措施的经济效益分析,确定增产措施经济界限显得十分重要。方法一：油井增产措施边际值分析依据石油经济学产量概念和盈亏平衡分析方法原理,可以建立增产措施边际值模型：增产油销售收入增产措施总费用税金+目标利润。分析增产措施的经济产量,考虑的主要经济因素是：措施增油量、原油销售价格、实施措施所发生的全部投资以及增油量的开采成本与税金。实际上,措施油量的原油开采成本,主要是指在原油生产成本中增加的变动成本费用部分。这样,措施增油量的销售收入扣除其开采成本和税金后,应该能够补偿实施措施所发生的全部投资。同时企业对于发生的增产措施投资,也必须要追求获得一定的利润。满足上述条件时的措施增油量就是经济上允许的最低增油量界限,也就是增产措施的经济产量界限。油井增产措施通常是为减缓老油田产量递减,对油田生产的老井进行的措施,不再计算油井的固定费用,而只计算老井因实施了措施而增加的费用。这些费用有：（1） 增产措施费：实施一口井措施所需的全部作业费含化学药品等费用。（2） 措施增产变动费用：只计算油气处理费、注水费、职工工资及福利待遇3项,其余不再计算。 （3） 增产措施总费用：根据盈亏平衡原理有：对上式整理得到油井增产措施边际值的计算公式为： 方法二：考虑经济增产油量还需要弥补作业期间影响的产油量如果考虑经济增产油量还需要弥补作业期间影响的产油量,应用投入产出平衡原理,并考虑追求一定的利润目标,有如下平衡关系式 6-3-109式6-3-109左边为措施增产油量的税后可以变成本后的现值,右边为措施的投入值。整理式6-3-109得措施后经济增产油量计算公式 6-3-110措施有效期经济产量Qz为 6-3-111措施有效期平均日产量q2为 6-3-1126.3.2.7 高含水井的关井界限一口井是否该关掉,从经济角度讲,当油井生产无经济效益时,该井就该关了。因此关井界限的实质就是确定单井无效界限。但油井到了无效井界限,并不一定就必须关井,仅对于采取措施不能实现经济有效开采的井才应废弃。根据油井效益可将油井分成三类,第一类,效益井,是指油井产油量的税后收入大于操作成本的井；第二类,边际效益井,是指油井产油量的税后收入等于或小于操作成本,且大于最低运行费用的井；第三类,效益井,是指油井产油量的税后收入大于操作成本的井。对不同类型井采用盈亏平衡原理分别建立了产油、产液、含水界限模型：单井无效产量模型为：6-3-113单井无效产液模型：6-3-114单井极限含水模型：6-3-115边际效益井经济界限模型：6-3-116效益井经济界限模型：6-3-117其中：极限产油量,t/d；极限产液量,t/d；单井年材料费,104￥/well；单井年燃料费,104￥/well；单井年动力费,104￥/well；单井井下作业费,104￥/well；吨液注水费,￥/t；吨液油气处理费,￥/t； 油价,￥/t； 商品率,%； 吨油税金,￥/t；吨油生产工人工资及福利费,￥/t； 采油综合时率,%； 单井极限含水,%。6.3.3符号说明井网指数；可变成本与日产液量关系曲线的截矩和斜率；含水与累计产油量关系系数。含水与采出程度关系系数。水驱表达式的回归系数HCZ模型参数；加密井利用系数,f ；原油商品率,f； 含油面积,km2；与储层和流体性质有关的常数,式中h为有效厚度；油井系数,即油水井总数与油井数的比值,f；单井可变成本,万元；单井年材料费,元；措施增产变动费,元；单井年动力费,元； 单井固定成本,万元；吨油生产工人工资及福利基金,元；单井操作费,104元/井.年 ；单井年燃料费,元；单位变动成本,元/t；吨油油气处理费,元；吨液油气处理费,元；吨液驱油物注入费,元；吨油驱油物注入费,元；单井年井下作业费,104元；物价上涨系数；年综合递减率,f； 驱油效率,f； 最终采收率,f；合理的井网密度,井；极限井网密度,井；目前井网密度,井/km2；单井极限含水,%；油井经济极限含水,f；合理的井网密度,公顷井；极限井网密度,公顷井；有效厚度,m；贴现率,f；单井可变成本上涨率,f；基准投资收益率,f；盈利率,f； 生产井总投资,104元；平均一口井的地面建设包括系统工程和矿建等投资,万元/井；增产措施费,万元；平均一口井的钻井投资包括射孔、压裂等,万元/井；总投入,万元；增产措施总费用,万元；流度,um2/mPas。有效渗透率,。 累积产液量,104t ； q1日平均递减率,f； 地质储量,104t； 措施有效期增产措施累计增产油量,t；累积产油量, 104t；最高年产量发生时所对应的累积产量,104t；油田的可采储量,104t；经济可采储量,104t；单井控制可采储量经济界限,104t；单井控制剩余可采储量,104t/井；原油生产成本,元/t；原油销售价格,元/t；措施前日产油量,t/d； 有效期平均日产油量,t/d；单井日产液量,t/d；单井日产油量,t/d；单井极限产量,t/d；年产油量,104t/a；增产措施经济产量,t；油田或气田经济极限产量,104t/a或104 m3/a；最高年产量,104t/a；措施有效期经济产量,t；相关系数；投资贷款或固定资产的年利率,f； 现井网密度下的目前采出程度,f； 措施目标利润率,； 目标利润率,f； 开发评价年限可采储量采出程度,f；收入,元；预测年相距基础年的年数,a；措施作业天数,d；措施有效期,d； 最高年产量发生时间,a；开发评价年限,a；吨油税金,元/t；年综合税率,f； 采油时率,f；原油粘度,mPa.s；可采储量采油速度；剩余可采储量各年采油速度,f；累积产水量, 104t。36 / 36
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