1、什么是油田的开发指标？
在油田开发过程中，根据实际生产资料统计出的一系列说明油田开发情况的数据称为开发指标。可以利用开发指标的大小和变化情况对油田开发效果进行分析和评价。
一、产量方面的指标产量方面的指标主要有以下几项：
(1)日产能力。油田内所有油井(除了计划暂闭井和报废井)每天应该生产的油量总和叫油田的日生产能力，单位为t/d。
(2)日产水平。油田的实际日产量叫日产水平，单位为t/d。
日产能力代表应该出多少油。但由于各种因素实际上并没有产出预算的油。日产能力和日产水平的差别越小，说明油田开发工作做得越好。
(3)折算年产量。折算年产量是一个预计性的指标，即根据今年的情况预计明年的产量，根据折算年产量制定下一年的生产计划。对于老油田，还要考虑年递减率。
(4)生产规模。所有油田生产能力的总和乘以采油时率(某一时段内的有效生产时间)就是生产规模。
(5)平均单井产量。油田实际产量除以实际生产井的井数得到平均单井产量。
(6)综合气油比。综合气油比是实际总产气量与实际总产油量之比，单位为m3/t，表示油田天然能量的消耗情况。
(7)累积气油比。累积气油比是累积产气量与累积产油量之比，表示油田投入开发以来天然能量总的消耗情况。
(8)采油速度。采油速度是指年采出油量与地质储量之比，它是衡量油田开采快慢的指标。采油速度可分为油田采油速度、切割区采油速度、排间采油速度和油井采油速度，通常用百分数表示。只要把目前日采油量或月采油量折算成年采油量，就可以算出采油速度。正常生产时间要除去测压、维修等关井时间。
(9)采出程度。采出程度是指油田某时刻累积采油量与地质储量之比，反映油田储量的采出情况，用百分数表示。
(10)采收率。油田采出来的油量与地质储量的比值称为采收率。油井未见水阶段的采收率叫无水采收率。无水采收率等于油井见水之前的累积采油量与地质储量之比。油田开发结束时达到的采收率叫最终采收率。最终采收率等于开发终结时的累积采油量与地质储量之比。最终采收率是衡量油田开发效率的指标，受许多因素影响。只要充分发挥人的主观能动性，采用合理的开采方式和先进的工艺技术，就能提高采收率。
(11)采油指数。采油指数是指单位生产压差下的日产油量，单位是t/(d·MPa)。采油指数的变化表明油田驱动方式的改变。
二、有关水的指标有关水的指标有以下几项：
(1)产水量。产水量表示油田出水的多少。日产水量表示每天出多少水。累积产水量是指油田从投入开发以来一共出了多少水。
(2)综合含水率。综合含水率是指产水量占油水混合总产量的百分比，表示油田出水或水淹的程度。
(3)注入量。一天向油层注入的水量叫日注入量，一个月向油层注入的水量叫月注入量。从注水开始到目前注入的总水量叫累积注入量。
(4)注入速度。注入速度等于年注入量与油层总孔隙体积之比。
(5)注入程度。累积注入量与油层总孔隙体积之比。
(6)注采比。注入量与采出量之比叫注采比。采出量是指采出油、气、水的地下体积。
(7)水驱油效率。水淹油层体积内采出的油量与原始含油量之比叫水驱油效率。
(8)吸水指数。单位注水压差下的日注水量叫油层的吸水指数。反映油层的吸水能力。
(9)注水强度。注水井单位有效厚度油层的日注入量叫注水强度，单位为m3/(d·m)。注水强度是否合适直接影响油层压力的稳定。利用注水强度可调节含水上升速度。
(10)水油比。水油比是指产水量与产油量之比，单位为m3/t，表示每采出一吨油要采出多少水。
(11)含水上升率。油田见水后，每采出1%的地质储量含水率上升的百分数称为含水上升率。反映不同时期油田含水上升的快慢。是衡量油田注水效果的重要指标。
(12)注水利用率。注水利用率表示注入水中有多少留在地下起驱油作用，用以衡量注水效果。
三、压力和压差方面的指标压力与压差方面的指标有以下几项：
(1)原始地层压力。开发前从探井中测得的油层中部压力称为原始地层压力，用以衡量油田的驱动能量和油井的自喷能力。原始地层压力一般随油层埋藏深度的增加而增加。油层投入开发以后，由于地层压力发生变化，原始地层压力无法直接测量，可以根据油层中部深度计算。
(2)目前地层压力。油田投入开发以后，某一时期测得的油层中部压力，称为该时期的目前地层压力。
(3)静止压力。油井关井后，压力恢复到稳定状态时所测得的油层中部的压力称为静止压力，也叫油层压力，简称静压。在油田开发过程中，静压是衡量地层能量的标志。静压的变化与注入和采出的油、气、水的体积有关。如果采出体积大于注入体积，油层产生亏空，静压就会比原始地层压力低。为了及时掌握地下动态，油井需要定期测静压。
(4)折算压力。大多数油田由许多油层组成，有的埋藏深、压力高，有的浅、压力低。由于每口井油层中部的海拔不一样，计算出的同一油层的原始地层压力有高有低。仅仅根据实测压力不能进行井与井的对比、研究油田动态变化。为了便于井之间的压力对比，把所有井的实测压力折算到同一海拔高度，这种折算后的压力叫做折算压力。
(5)流动压力。油井正常生产时所测得的油层中部的压力称为流动压力，简称流压。流入井底的油是依靠流动压力举升到地面的。流压的高低直接反映油井的自喷能力。
(6)饱和压力。在油层高压条件下，天然气溶解在原油中。原油从油层流至井口的过程中压力不断降低。当压力降到一定程度时，天然气就从原油中分离出来，对应的压力就叫饱和压力。对于油田开发来说，油田的饱和压力低，就可以使用较大的油嘴放大生产压差开采，地层内不易脱气，因此大大提高了油井产量和油田的采油速度。但不利的是，饱和压力低的井自喷能力较弱。
(7)油管压力。油气从井底流到井口后的剩余压力称为油管压力，简称油压。油压可以借助于井口的油压表测出。油压的大小取决于流压的高低，而流压又与静止压力的大小有关，因此可以根据油压的变化来分析地下动态。
(8)套管压力。流动压力把油气从井底，经过油管与套管之间的环形空间举升到井口后的剩余压力称为套管压力，又叫压缩气体压力，简称套压。在油井脱气不严重的情况下，套压的高低也表示油井能量的大小。油压和套压可以比较直观地反映出油井的生产状况。在油井的日常管理中，要及时、准确地观察和记录油压、套压，并分析其变化原因。
(9)回压。下游压力对流动的上游压力来说都可以看成是回压。回压是流体在管道中的流动阻力造成的。矿场上所说的回压通常是指干线回压，是出油干线的压力对井口油管压力的一种反压力。回压还与管径、管子的长度、流体粘度、温度等因素有关。
(10)总压差。原始地层压力与目前地层压力的差值叫总压差。对于依靠天然能量开发的油田来说，总压差代表能量的消耗，所以目前地层压力总是低于原始地层压力的。对注水开发的油田来说，是在注水保持地层压力的情况下进行开发的，目前地层压力往往保持在原始地层压力附近。当注入量大于采出量时，目前地层压力超过原始地层压力。当注入量小于采出量时，地层产生亏空，使目前地层压力低于原始地层压力。
(11)采油压差。油井关井时，油层压力处于平衡状态。当油井开井生产后，井底压力突然下降，由于油层内的压力仍然很高，就形成压力差，该压力差叫做采油压差，又称为生产压差或工作压差。在相同的地质条件下，采油压差越大，油井的产量越高。但在地层压力一定的情况下，当采油压差大到一定程度，即流动压力低于饱和压力时，井底甚至油层中就会脱气、出砂、气油比上升，油井产量不再增加或增加很少。这对合理采油、保持油井长期稳产、高产很不利。因此，必须根据采油速度和生产能力制定合理的采油压差，不能任意放大。
(12)注水压差。注水井井底流动压力与注水井目前的地层压力之差称为注水压差。
(13)流饱压差。流动压力与饱和压力的差值叫流饱压差。流饱压差是衡量油井生产是否合理的重要条件。当流动压力高于饱和压力时，原油中的溶解气不会在井底分离出来，生产气油比就低。如果流动压力低于饱和压力，溶解气就会在油层里分离出来，生产气油比就高，致使原油粘度增高、流动阻力增大，影响产量。因此，要根据油田的具体情况，规定在一定的流饱压差界限内采油。
(14)地饱压差。目前地层压力与饱和压力的差值称为地饱压差。地饱压差是衡量油层生产是否合理的重要标准。如果油田在地层压力低于饱和压力的条件下生产，油层里的原油就要脱气，原油粘度就会增高，严重时油层就会结蜡，从而降低采收率。所以在这种条件下采油是不合理的。一旦出现这种情况，必须采取措施调整注采比，以恢复地层压力。
(15)流压梯度。流压梯度是指油井正常生产时每米液柱所产生的压力。选不同两点测得的压差与距离之比即为流压梯度。用它可以推算出油层中部的流压。根据流压梯度的变化，还可以判断油井是否见水，见水油井的流压梯度会增大。
(16)静压梯度。静压梯度是指油井关井后，井底压力恢复到稳定时，每米液柱所产生的压力。静压梯度可以用来计算静压。
2、采油、采液指数随地层压力的变化
（一）采油指数变化模型
深层高压低渗油藏开发，随着地层流体压力的下降，储层岩石所受有效应力增大，这将导致渗透率降低，戈尔布诺夫提出渗透率随压力变化的模型[127～130]：
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
式中：K为压力p下的渗透率，μm2;Ki为原始地层压力下的渗透率，μm2;ak为渗透率下降系数，MPa-1;pi为原始地层压力，MPa;p为压力，MPa。
引入压力函数得
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
由此利用渗流力学原理可推导出应力敏感性地层中一口井稳定流产量公式：
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
式中：Q0为产油量，m3/d;B0为地层油体积系数；μ。为地层油粘度，mPa·s;h为有效厚度，m;re为泄油半径，m;rw为井筒半径，m;S为表皮系数。
令：Δpe=pi-peΔPwf=pipwf
式中：pe为地层压力，MPa;Pb为饱和压力，MPa;pwf为井底流压，MPa。
则拟稳定产量公式：
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
油藏原始条件下进行稳定试井时，上式可用来描述井的产量与压力的关系。初期试井时，pe=pi，故生产压差Δp等于流动压力Δpwf。在这种条件下，可将（4-5-4）式写成：
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
定义无因次流量QD
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
定义无因次压力PD为：
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
其中，Δp=Pe-pwf，即生产压差。当pwf>Pb时有（4-5-4）式及
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
其中，JOi为原始采油指数。
利用（4-5-8）式可以推导出某一地层压力和流压条件下的采油指数与原始采油指数的比值JOD。
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
上式即为渗透率随地层压力呈指数函数时所求的采油指数随地层压力和流压的变化模型。
文东油田Ⅱ类油层渗透率应力敏感模型（幂函数，其中p为地层压力）：
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
由采油指数的定义可知某一地层压力p对应的采油指数为：
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
这里孔隙度参数取15%，则油藏开发中采油指数：
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
取油藏埋深3360m，岩石密度2.32g/cm3，重力加速度g为9.8m/s2，油藏压力系数1.80。由计算可知，当压力降为5MPa时，采油指数下降14%。
统计油田生产中的产出剖面数据如表4-5-1所示。经统计式（4-5-12）的计算结果与实际产出剖面统计结果误差在允许范围内。
表4-5-1 产出剖面统计结果
续表
续表
（二）采液指数变化模型
由油水渗流的分流方程：
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
则有产液量与产油量的关系：
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
及采液指数与采油指数的关系：
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
即
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
式（4-5-16）即为文东深层高压低渗油藏开发采液指数的计算方法。
（三）文东油田采油、采液指数变化
统计文东油田产液剖面（表4-5-1；图4-5-1），分析采液指数、采油指数随含水率的变化（图4-5-1）。在低含水阶段，随着含水率的增大，采液指数、采油指数迅速递减。由式（4-5-15）表明，含水率不断增大，采油指数的递减速度大于采液指数的递减速度。中含水阶段，采液指数、采油指数递减速度有所减慢。进入高含水阶段（fw>90%），采液指数有递增的趋势，最终采油指数递减为零。
图4-5-1 采液指数、采油指数随含水率（fw）的变化
图4-5-2 文东油田地层压力变化
图4-5-3 文东油田相对渗透率曲线
图4-5-2为文东油田地层压力变化。目前，通过注水补充地层能量，地层压力维持在35MPa左右。但含水率一直处于上升状态，故这里只能讨论采液指数、采油指数与含水率之间的关系。经拟合计算目前渗透率是原始渗透率的85%左右，采油指数为初始采油指数的12%，采液指数是初始采液指数的35%。
对于Ⅱ类油层，随着地层压力的降低，其渗透率变化如表4-4-2所示。这里虽然渗透率降低不多，但含油饱和度下降较快（图4-5-3）。故采液、采油指数主要与含水率相关。进入中、高含水期，地层压力可以维持在30MPa以上生产（可以控制在30～35MPa之间）。但油藏含水饱和度持续增加，含水率增大。中、高含水期，随着开发工作的深入，导致采油指数降低的主要原因是储层含水饱和度的增大（含油饱和度降低），以至于采出液中含水率一直增加。
（四）采油、采液指数影响因素分析
影响低渗透油田采油、采液指数的因素很多，但主要有油水粘度比、启动压力梯度和含水率[131]。
1.油水粘度比
分析表明，同一含水率改变油水粘度比，可计算得到不同的无因次采液指数。在相同含水率的情况下，油水粘度比越大，无因次采液指数越大。
2.启动压力梯度
油藏注水开发，只有达到一定的注水压力油层才能吸水，这一压力称为启动压力。启动压力受注采井距及油层性质的影响，在一定井距条件下启动压力随渗透率的增大而降低且随地层压力的上升而上升。启动压力梯度＝（pi-Pwf）/（R-rwf）。相同含水率下，启动压力梯度与生产压力梯度的比值越大，无因次采液指数越大。
3.含水率
低含水阶段，随含水率的增大，采油、采液指数减小；中含水阶段，采油，采液指数递减率减缓；高含水阶段，采油、采液指数递减率有所增加。随含水率的增加，采油指数递减率大于采液指数递减率。
3、理论自然递减率计算方法
wi+1为第i+1年含水上升率;N为地质储量。
根据式(3-14)和相对渗透率曲线可以绘制不同采油速度下自然递减率与含水率的关系曲线，该曲线为不同含水率和不同采油速度下的理论值，可以作为产量递减评价的基础。
(2)矿场计算公式
1)年产油量标定计算法。其表达式为
实用水驱油藏开发评价方法
式中:Npi－1为上年年产油量，104t;Npi为当年年产油量，104t;Nxji为当年新井年产油量，104t;Ncsi为当年措施年产油量，104t。
2)日产水平标定计算法。计算方法与上述年产油量标定计算法相同，但计算中的实际年产油量是用日产水平折算年产油代替。其表达式为
实用水驱油藏开发评价方法
式中:Qo为标定日产水平折算的年产油量，104t;Npi为当年年产油量，104t;Nxji为当年新井年产油量，104t;Ncsi为当年措施年产油量，104t。
2.理论自然递减率计算步骤
影响自然递减最主要的因素是含水率上升和采油速度。根据油藏采出程度和含水率关系，可确定在某一采油速度下含水率的上升值。同时根据采油指数、采液指数随含水率的变化关系，可计算出对应某一采油速度和含水率下的年自然递减率。
(1)计算分流量曲线
根据达西定律，当油水两相同时流过油藏内某一地层的横截面时，水相占整个产液量的百分数称为水的分流量或含水百分数，用fw表示。在忽略毛细管力和重力作用时，其公式如下:
实用水驱油藏开发评价方法
又由于在油水两相相对渗透率的比值与含水饱和度的半对数关系曲线中，曲线中间主体段是直线，这一直线段正好是矿场实际中常用的范围，这一直线段常用下式表示:
实用水驱油藏开发评价方法
则含水率可以表示为
实用水驱油藏开发评价方法
式(3-19)称为分流量公式。
(2)计算无因次采油(液)指数随含水变化曲线
根据实验室中做出的相对渗透率曲线资料，可绘制出无因次采油指数J’o(fw)、无因次采液指数J’L(fw)随含水fw的关系曲线。
无因次采油指数指油井对应某一含水率时的采油指数与其无水时的采油指数之比。在不考虑注水开发过程中储层绝对渗透率的变化时，其计算公式为
实用水驱油藏开发评价方法
式中:kro(Sw)为含水饱和度Sw下的油相相对渗透率;kromax为束缚水饱和度Swc下的油相相对渗透率。
无因次采液指数指油井对应某一含水率时的采液指数与其无水时的采油指数之比，计算公式如下:
实用水驱油藏开发评价方法
根据实验室中求得的相对渗透率资料，用式(3-20)、式(3-21)和分流量公式(3-19)，可做出J’o(fw)-fw、J’L(fw)-fw关系曲线。图3-2为做出的永8断块的含水率与无因次采油、采液指数的关系曲线。
图3-2 无因次采油、采液指数曲线
(3)确定采出程度与含水率关系
采出程度可表示为驱油效率Ed与体积波及系数Ev的乘积:
实用水驱油藏开发评价方法
其中驱油效率Ed可通过以下公式计算;
实用水驱油藏开发评价方法
另外根据式(3-19)，求出不同含水率下的饱和度Sw，代入(3-23)式，可得
实用水驱油藏开发评价方法
体积波及系数可根据井网密度由以下公式求得
实用水驱油藏开发评价方法
式中:f为井网密度，口/km2;ke为有效渗透率，10－3μm2;μo为地层原油黏度，mPa·s。
因此，采出程度与含水率的关系如下:
实用水驱油藏开发评价方法
当式中fw为极限含水率时，可求得极限含水率时的采收率ER。
进一步可求得可采储量采出程度，其计算公式为
实用水驱油藏开发评价方法
利用式(3-26)和式(3-27)可得到含水率与可采储量采出程度的关系曲线，图3-3为计算出的永8断块含水率与可采储量采出程度关系曲线。
图3-3 永8断块含水率与可采储量采出程度关系曲线
(4)计算自然递减率
1)固定某一采油速度vo，可求得对应可采储量采油速度:
2)不同时间点可采储量采出程度与可采储量采油速度的关系为
实用水驱油藏开发评价方法
式中:R*i为第i点的可采储量采出程度，f;R*i+1为第i+1点的可采储量采出程度， 为可采储量采油速度，%。
根据(3-28)式可得到［0，100］范围内系列可采储量采出程度R*i。
3)根据含水率与可采储量采出程度关系曲线可获得不同R*i，R*i+1对应的含水率fwifwi+1;
4)根据无因次采油指数和采液指数与含水率的关系曲线可获得fwi和fwi+1对应的无因次采油指数J’oi，J’oi+1和无量纲采液指数J’Li，J’Li+1;
5)按照公式(3-14)计算年自然递减率。
图3-4 永8断块不同采油速度下的自然递减率与可采储量采出程度的关系曲线
依次计算出某一固定采油速度对应的不同可采储量采出程度或者含水率(fw)的年自然递减率，将不同采油采油速度下年自然递减率与可采储量采出程度的关系曲线绘制在同一图版中，得到年自然递减率理论图版。
图3-4为采用上述方法计算得到的永8断块不同采油速度下的自然递减率与可采储量采出程度的关系曲线。
从理论自然递减图版可以看出，随着可采储量采出程度的增加，如果保持油藏的采油速度不变，油藏的自然递减率增大，当可采储量采出程度达到60%以后，自然递减率上升幅度变小;相同采出程度下，油藏采油速度越大，自然递减越大，也就是说，强采必然使自然递减增加。
同时，可得到不同采油速度下的自然递减率与含水率的关系曲线，见图3-5，可以看出，在相同的采油速度下，随含水率的上升，自然递减率上升;在相同的含水率下，随采油速度的增加，自然递减率增加。
“, ‘contentText’: ‘油田投入开发以后必然要经历产量上升、产量稳定和产量递减三个阶段，油田开发进入产量下降阶段后，产量递减是不可避免的，存在一个理论上的产量自然递减率，理论自然递减率的计算是油藏产量递减评价的基础。 1.目前常用的自然递减率计算方法 (1)理论计算公式 由递减率公式: 实用水驱油藏开发评价方法 以及产油量公式:Qo=vL(1－fw)N 可以求得 实用水驱油藏开发评价方法 当产液速度保持不变时，即vLi+1=vLi时， 实用水驱油藏开发评价方法 根据含水上升率的定义，可以得到 实用水驱油藏开发评价方法 则 实用水驱油藏开发评价方法 可以看出，在一定的含水条件下，自然递减与采油速度同含水上升率的乘积成正