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1、6.3 油田开开发技术、经经济界限研究究方法6.3.1 开开发技术界限限研究方法6.3.1.11 抽油井井流动压力下下限计算方法法一般抽油井流动动压力下限为为各种泵允许许下入的最大大深度时的流流压。Pmin=Ppp+ rL g(Lm-Lp)10-3Fx （66-3-1）式中：Pminn抽油井最小小的合理井底底流动压力，MPa；g重力加速度度；等于9.806655m/s2； Pp满足一定定泵效的泵口口压力，MPPa；Lm，Lp分分别为油藏中中深和泵深，m；Fx液体密度度平均校正系系数rL混合液柱柱密度，g/cm3。混合液柱相对密密度，由以下下方法计算：当产气量较多时时：rLrog(1)rw （6
2、-3-22）油、气相对密度度：rogi/10i 流压梯度度，由见水前前测流压时得得到。合理泵口压力由由下式求得：Pp= （6-3-3）式中：G油井井生产气油比比，m3/m3；S天然气溶解解系数，m3/m3，MPa；Pa取0.11013255MPa，大大气压力；泵的充满系系数，f；fw油井含水水率，f。6.3.1.22 油藏平衡衡地层压力研研究方法不同含水条件下下合理压力保保持水平等于于：不同含水水条件下的最最低流压加上上不同含水条条件下一定排排液量时的合合理生产压差差。 （6-3-44）计算注水井井底底流动压力的的公式： （6-3-55）式中：T阶段段日历天数，d； nw注水井数，口；Lw注水
3、井时时率，f； QL阶段产液量量，104m3； Pj注水井井井底流动压力力，MPa； no采油井数，口口；Lo采油井时时率，f； QQj阶段注入量量，104m3；其它符号意义同同前。6.3.1.33 单井最最大排液量计计算方法对于抽油井来说说，单井最大大排液量要受受泵径、泵深深及泵效的限限制。Qmax=Pmax(0)-PooL （6-3-66）Pmax(00)=Po-Pp+ rL g(Lm-Lp)10-3 （6-3-77）式中：Qmaxx各种泵径下下油井的最大大产液量，tt/d。Pmax(00)原始油层压压力条件下的的最大生产压压差，MPaa。Po油层总总压降，MPPa。o油井见水水前的采油指
4、指数，t/(dMPa)。L无因次采采液指数，小小数。其它符号意义同同前。其中：油井最大大生产压差：根据油井井筒压压力平衡原理理，最大生产产压差由下式式表示：Pmax(00)=Po-Pmin （6-3-88）式中：Po原原始油层压力力，MPa。Pmin抽油油井最小的合合理井底流动动压力，MPPa。抽油井最小的合合理井底流动动压力的计算算方法见公式式Pmax(00)=Po-Pp+Lg(Lm-Lp)10-3 （6-3-99）其它符号意义同同前。6.3.1.44 注采平平衡法原理及及计算公式1)平均单井产产液量对于抽油井，其其产液量公式式可表示为： （6-3-110）其中： （6-3-111）式中：P
5、i原原始地层压力力, MPaa； P目前地层压压力，MPaa；Pp满足一定定泵效的泵口口压力，MPPaaL无因次采采液指数，ff； 油层平均总总压降，MPPa；其它符号意义同同前。从上式中可以看看出：在不同同的地层压力力下，对于不不同的下入泵泵深，平均单单井产液量是是不同的。2)单井注水量量对于注水井有： （6-3-112）其中： （6-3-113） （6-3-114）式中：Pd吸吸水时的启动动压力,MPPa； qwi平均单井注注水量，m3/d；rw水的相对对密度，g/cm3； Pwh井口注入压压力，MPaa；a1、b1系系数，由实际际资料回归得得到。其它符号意义同同前。可以看出，对于于不同的
6、地层层压力，注入入压力不同时时，平均单井井注入量也是是不同的。3)压力平衡图图坐标系的确确定对于一个注采系系统，平均单单井注入量与与平均单井采采液量之间存存在如下平衡衡关系： （6-3-15）其中： （6-3-116）则有： （6-3-117）式中：qo、qqw 、qL：分别为平平均单井产油油量、产水量量、产液量，t/d；qwi：平均单单井日注水量量，m3/d；o：地面原油油相对密度，g/cm3； Bo；原油体积积系数； nw：注水井数数，口；no:采油井数数，口； IPPRo：油藏藏平衡注采比比。根据上式所确定定的qwi与qL的关系，可可以确定出压压力平衡图坐坐标系。注采系统压力平平衡图示意
7、图图如下。图6-3-1 注采系统统压力平衡示示意图从上图中可见，每每一个交点(O点)即为压力平平衡点，每一一点都表明了了平均单井日日产液、日注注水量、平均均泵深、平均均注入压力和和平均地层压压力（或总压压降）之间的的相对平衡关关系。由于在在整个开发过过程中，注采采压力系统的的五项指标的的平衡状态总总是相对的、暂暂时的，所以以，平衡点反反映的是开发发过程中某一一阶段的某一一条件下的平平衡关系。随随着开发过程程的变化和注注采条件的改改变，平衡点点将随之变动动，而每一点点的条件又都都是相互制约约的。目前，保持油田田在中高含水水期稳产的一一个重要手段段是放大生产产压差，提高高油井排液量量，充分发挥挥地
8、层所提供供的产液能力力。从上图中中可见，提高高单井产液量量的途径有三三：A方向：泵的下入深度不不变，用提高高地层压力来来增大生产压压差，提高单单井产液量。同同时，由于恢恢复地层压力力的需要，注注入压力和注注入量均要相相应提高。该该方向增加了了地层能量，但但油层压力不不宜恢复的过过快过高。过过快会导致含含水上升加快快，层间矛盾盾加剧；过高高造成地下能能量过多储存存，注水泵压压将大大提高高，能量增加加，不利于充充分发挥油层层潜力，且注注入压力一般般不允许超过过油层破裂压压力。因此，这这一方向主要要受注水设备备等一些条件件的限制。B方向：油层压力保持不不变，用加深深泵挂来降低低流压，增大大生产压差，
9、进进而提高排液液量。相应的的根据满足注注采平衡的需需要，要提高高注入压力来来增加注水量量。这一方向向也要受到泵泵挂下入最大大深度、注水水设备等条件件的限制。C 方向：注入压力不变，既既注水系统不不需改变，用用加深泵挂增增大生产压差差，可使单井井日产液量提提高，同时，在在饱和压力以以上，允许一一定幅度（这这一幅度要较较加深泵挂所所增大的生产产压差要小）的的地层压降，由由于地层压力力下降，在相相同注入压力力下可使注入入压差增大，使使注水量提高高，以保持注注采平衡。这这一方向主要要是通过加深深泵挂使流压压降低获得的的增大压差，这这种增大的压压差量超过了了由地层压力力下降而导致致的生产压差差减小量，通
10、通过两者综合合作用的结果果来得到提高高单井排液量量。但由于受受泵的最大下下入深度及地地饱压差的限限制，压力水水平不能过低低。但总的来来说 ，这一一方向制约条条件最小，最最能充分利用用地层能量。由于不同油田不不同区块注采采系统状况差差异较大，压压力保持水平平也不同，采采用哪种途径径提高排液量量要根据具体体状况决定。哪哪一方向提液液最好，需要要根据具体情情况进行分析析。6.3.1.55 合理注注采井数比研研究方法1)流度比平方方根法在面积注水条件件下，最佳的的油水井数比比可近似的等等于流度比的的平方根。公式： （6-3-118） （6-3-119）式中：R油水水井数比；M流度比；、地层油、水水粘度
11、，mPP.s；Kro(Sw)、Krw(Sw)含水饱和度度为Sw时的的油、水相对对渗透率，ff；Kro(Swii)束缚水饱和和度下的油相相相对渗透率率，f；Swi束缚水水饱和度，ff；Sw含水饱和度度，f。油藏的流度比越越大，油藏的的油水井数比比就越高，合合理的油水井井数比等于油油藏流度比的的平方根。2)注采平衡法法在相对的合理井井网密度和一一定的注采比比条件下，根根据采油速度度和含水率，计计算出注水井井与油水总井井数的比值，进进而求出所需需的注水井数数。计算公式： （6-3-200） 式中： 注水水井与总井数数之比；采油速度，ff；注采比； Boo原油体积系系数；单井平均注水水量，m3/d；
12、含水率，f。N地质储量，104t； A含油面积，KKm2；S井网密度，井井Km2。3)吸水采液指指数比平方根根法根据油藏的注采采能力，从注注采平衡角度度考虑对油水水井数比的要要求。计算公式： （6-3-211）式中：R油水水井数比；、地下体积计计算的吸水、产产液指数,。6.3.1.66 合理注入入压力的确定定方法对于注水开发的的油藏，注水水井注入压力力的确定一般般要考虑两个个方面的因素素：注入压力应应满足油藏压压力平衡的要要求；注入压力不不宜超过地层层破裂压力，为为了防止地层层破裂引起的的水窜，一般般以破裂压力力的95%为为注水井最大大注入压力。地地层破裂压力力的确定主要要采用以下几几种方法：
13、（1）现场压裂裂施工经验公公式：克乌断裂以北（井井深950mm以上）： P破=42.55116+00.19411H （6-3-222）r=0.93661n=11克乌断裂以南（井井深950mm以下）： P破=74.33475+00.13311H （6-3-233）r=0.98553n=11（2）理论公式式：威廉斯法：P破=0.022307H+（4.335C-）P地 （6-3-244）校正后的威廉斯斯法：P破=0.022307H+（1.03-）P地 （6-3-255）式中：P破地层破破裂压力，MMPa；P地地层压压力，MPa；H油层中部部深度，m；岩石破裂裂常数，一般般取0.3330.5；C上复岩
14、层层压力梯度，一一般取0.2230.225。（3）注水井系系统试井法：根据试井曲曲线的拐点确确定。经计算对比，新新疆油田一、二二、四、六、七七区及八区八八道湾组用经经验公式比较较符合实际；八区克上、克克下组用校正正后的威廉斯斯法比较符合合实际；百口口泉油田适用用威廉斯法；五、三区适适用于注水井井系统试井法法确定的结果果。对界定合理注入入压力满足以以上两方面的的条件，、类油藏相对对比较容易，但但对于类油藏，由由于储层物性性差，油层吸吸水能力差，导导致水井在注注入压力接近近破裂压力时时仍很难达到到设计的注水水指标，在这这种情况下，可可以考虑适当当提高注入压压力，使注水水压力微超或或接近破裂压压力，
15、在近井井地带产生一一些张开的微微裂缝条件下下提高吸水能能力。典型油油藏合理注入入压力的界限限见表6-3-11。表6-3-1 新疆油田典典型油藏注水水井注入压力力界限表 单位位：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14.4013.688.946.3.1.77合理地层压压力的确定方方法油井的地层压力力不但决定着着油井的流动动与生产条件件，而且又制制约着注水井井的地层压力力和整个油藏藏的压力系统统。因此，确确定合理的地地层压力对油油田的开发有有着重要的意意义。决定合理地层压压力的因素较较多，其中最最重要的是保
16、保持良好的相相态、流态、供供液能力和生生产条件，但但如何对地层层压力进行界界定却是一项项十分复杂的的工作，主要要原因是在影影响油田开发发指标的各种种复杂因素中中地层压力的的影响相对缓缓慢，不如其其它因素敏感感、直接。目目前尚未见到到较成熟的地地层压力界定定方法，特别别是砂砾岩油油藏高含水期期的合理地层层压力的界定定则更是急待待解决的问题题。油藏到了中高含含水开采期，开开采效益逐渐渐降低。在现现有经济技术术条件下，最最大限度地提提高油田的开开采速度和效效益是我们界界定油藏中高高含水期合理理地层压力的的最基本的前前提条件。因因此，合理的的地层压力应应该至少满足足三个方面的的要求：一是是有利于提高高
17、油藏的开采采速度和最终终采收率；二二是有利于发发挥注采设备备的最大效能能；三是能满满足油藏注采采平衡的要求求。满足注采平衡的的地层压力可可由流入生产产特征曲线与与注入生产特特征曲线的交交点压力确定定（见图6-3-2、图6-3-3）。图6-3-2 典型砾岩岩油藏压力平平衡图（fww=80%)流入生产特征曲曲线（佩特布布拉（Pettrobraas）方程）考考虑了油井不不同含水时的的生产特征，是是描述中高含含水阶段油井井生产特征的的较理想模型型。其表达式式如下： （6-3-26） （66-3-277）式中：qt任任意含水阶段段的油井产液液量，t/dd；JL油井任意意含水时的采采液指数，tt/d.MP
18、Pa；Fo油井含油油率，f；Fw油井含水水率，f；Pr油井地层层压力，MPPa；Pb油井饱和和压力，MPPa；Pwf试井油油井流动压力力，MPa。图6-3-3 典型砾砾岩油藏不同同含水阶段压压力平衡图对于特定含水时时刻，注水井井的吸水指数数可以认为是是一常数，因因此注入生产产特征曲线可可描述为： （6-3-28）式中：qr注注水井日注水水量，m3/d；Ir任意时刻刻的吸水指数数，m3/d.MPPa；Pri水井地地层压力，MMPa；Pwfi水井井流动压力，MPa。将流入生产特征征曲线和注入入生产特征曲曲线绘制在同同一压力座标标上，便可得得到油藏的注注采平衡图。在在注采平衡图图中（见图6-33-2
19、、6-3-3），IIIR与IPPR的交点压压力即为平衡衡点压力。从从图6-3-3可以看出出随着含水的的升高，油藏藏保持注采平平衡的合理压压力将发生变变化，而并非非一固定不变变的值，对、类油藏，随随着含水的升升高，保持注注采平衡的合合理压力将逐逐渐降低；对对类油藏，地地层压力保持持基本稳定即即可保持注采采平衡，分类类油藏平均合合理压力保持持程度变化趋趋势见表6-3-2。表6-3-2 油藏合合理地层压力力保持程度表表 单位：% 油油藏类别含水率（%）60809095 类8294768870826778类7981798179817880类8385808276787577 新疆油田七中东东区八道湾组组
20、油藏初始脱脱气压力为110.27MMPa，脱气时的的地层压力保保持程度为993.36%，结合注采采平衡法所确确定的油藏压压力变化趋势势，可得到油油藏合理压力力保持程度与与含水的变化化关系（见图图6-3-4）：图6-3-4 典型砾岩油油藏合理地层层压力保持程程度与含水率率关系曲线 （6-3-29）式中：CPr合理地层压压力保持程度度，%；fw油藏含水水率，%。 新疆油油田八区克上上组油藏初始始脱气压力220.21MMPa，脱气气时的地层压压力保持程度度为78.99%，结合注采采平衡法可以以得到油藏合合理压力保持持程度与含水水的变化关系系（见图6-3-4）： （6-3-30） 新新疆油田六中中区克
21、下组油油藏初始脱气气压力为5.75 MPPa，脱气时时的地层压力力保持程度为为79.9%，结合注采采平衡法可以以得到油藏压压力保持程度度与含水的变变化关系（见见图6-3-4）： （66-3-311）由以上关系式分分含水阶段计计算典型油藏藏的合理压力力保持程度结结果见表6-3-3。可以看看出，新疆油油田七中东区区八道湾组油油藏、新疆油油田六中区克克下组油藏合合理压力保持持程度随着含含水的升高明明显降低，而而八区克上组组油藏合理地地层压力随含含水的变化不不明显。表6-3-3 新疆油油田典型油藏藏中高含水阶阶段合理地层层压力保持程程度对比表 含含水率（%）油藏合理压力保持程程度（）fw=60fw=8
22、0fw=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83.581.577.576.06.3.1.88 油井合理理流压的确定定方法 在油井井井底压力高高于饱和压力力的条件下，随随着井底流动动压力的降低低，油井产油油量成正比例例增加。当油油井井底压力力低于饱和压压力时，由于于井底附近油油层中原油脱脱气，使油相相渗透率降低低，随着流动动压力的降低低，产量增高高速度将会减减慢。矿场系系统试井结果果表明：当流流压降到一定定界限以后，再再降低流动压压力，油井产产量不但不会会增加，反而而会减少。因因此，可以取取这一压力值值作为油井合合理流动压力力
23、的下限值。大大庆油田的王王俊魁高级工工程师推导出出了油井最低低允许流动压压力与饱和压压力和地层压压力之间的定定量关系式，即即： （6-3-32） （6-33-33）式中：Pwf min油井最低允允许流动压力力，MPa； PPb饱和压力，MMPa； PPR地层压力，MMPa。 aa原油溶解解气系数，mm3/(m3.MPa)；fw油井含水水率，f； Bo原油体体积系数，无无因次；T油层温度，KK。（6-3-322）式中，除除含水率fw外，其它参参数均为定值值，因此Pwf miin可视为fw的函数。根根据这一关系系式可求出砾砾岩油藏高含含水期油井不不同含水时最最低允许流动动压力值（见见图6-3-5）
24、。图6-3-5 典型砾岩岩油藏油井合合理流压与含含水率关系曲曲线从图中可以看出出，随着含水水的升高，油油井最低允许许流动压力值值将逐渐降低低。也就是说说，对克拉玛玛依砾岩油藏藏，在油田进进入中高含水水期后、可以以适当放大生生产压差生产产，以提高油油田的排液速速度。图6-3-6是以无因次次的形式给出出的最低允许许流动压力。图6-3-6 典型砾岩岩油藏油井无无因次流压与与含水率关系系曲线从图中可以看出出，、类油藏中低低含水阶段的的无因次流压压可以控制在在0.6左右，而而进入高含水水阶段则可控控制在0.44左右，类油藏的变变化规律基本本与、类油藏相似似，只是其合合理流压的控控制较、类稍低。这这一规律
25、的发发现，为砾岩岩油藏中高含含水期提高排排液速度提供供了理论上的的依据。根据上述方法，典典型油藏不同同含水阶段的的合理流压和和无因次合理理流压计算结结果可用下式式表达：七中东区八道湾湾组油藏：PL=-5fww2+0.533fw+7.00092 （6-3-34）CPL=-0.4505fw2+0.04478fw+0.63306 （66-3-355）八区克上组油藏藏：PL=-9.44fw2+1.081ffw+13.11717 （6-3-336）CPL=-0.4585fw2+0.05227fw+0.64225 （6-3-37）六中区克下组油油藏：PL=-3.11fw2+0.267ffw+4.36661
26、 （6-3-38）CPL=-0.4306fw2+0.03771fw+0.60664 （66-3-399）式中：PL油油井合理流压压，MPa； CPL无因因次合理流压压，MPa； fw油藏综综合含水率，ff。典型油藏各含水水阶段的合理理流压计算结结果如表6-3-44所示。表6-3-4 典型油藏不不同含水阶段段的合理流压压对比表油 藏项目含 水 率（ff）0.60.80.90.95七中东八道湾流压（MPa）5.614.503.522.69无因次流压0.510.410.320.24八区克上流压（MPa）10.598.526.675.11无因次流压0.520.420.330.25六中克下流压（MPa）
27、3.462.762.141.63无因次流压0.480.380.300.236.3.1.99 结构含水水的定义大庆喇萨杏油田田由于采取的的分批布井、接接替稳产的开开发模式，各各类井投产时时间不同，开开采对象不同同，所处的含含水阶段也不不同，使迭加加后的整个油油藏的含水上上升规律变得得复杂。我们以分类井为为基本单元，采采用结构分析析的方法，对对各类井产液液结构变化对对含水的影响响进行了分析析。结果表明明：整个油藏藏的含水的变变化主要受分分类井的结构构系数的变化化和含水的变变化两个因素素的影响。即： （6-3-40）其中： 称称为结构系数数； 为结构含水水； 为为各类井结构构含水的变化化幅度对全油油
28、田含水变化化幅度的贡献献值。 6.3.1.110 递减率率的定义 递减率通常定义义为单位时间间内单位产量量的变化，定定义时没有考考虑到产量的的构成情况，因因此实际中存存在多种递减减率的计算方方法（表6-3-5）：表6-3-5 油田开开发中常用的的递减率对比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间没有新井投产、没有各种增产措措施情况下的产量量递减率。通过水驱特征曲曲线等油藏工程方法法预测得到。可应用于年度规规划、长远规划及年度配配产工作。年对年自然递减减率指上年新井、上上年各种增产措施施产量都作为老井井产量情况下计算算的产量递减率。通过水驱特征曲曲线等方法预测老井井产量、通过潜力分分
29、析预测措施增油量量、通过类比法或其其它方法预测新井产产量并迭加计算得到到。受每年措施工作作量大小、未措施井的采油油速度大小、新井递减率率大小及新井产量占总产产量比例的影响使该指标标的规律性变差，很难通通过寻找该指标的变化规规律来预测未来产量的变变化。日产水平自然递递减率与年对年自然递递减率的概念类似似，只是产量用日产产水平。与年对年自然递递减率计算方法一样样。表示日产水平递递减的大小，主要应用在在月度、年度报表中，容容易与前面两个概念相混混淆。6.3.1.111 储采比比1)单结构油田田储采比变化化理论分析对于一特定油田田，产量变化化趋势都要经经过上产、稳稳产、递减，直直至开发结束束这一过程。
30、在在这一过程中中，储采比的的变化可以用用下式表示： （6-3-441）油田总的可可采储量产量随时间间变化函数根据（3411）式可以看看出，由于油油田总的可采采储量不变，储储采比的变化化主要与产量量变化有关。随随油田产量上上产、稳产、递递减三个阶段段，储采比的的变化也相应应分为三个阶阶段。由于各各油田的地质质条件不同、开开发策略不同同、开发技术术发展历程不不同，各油田田产量变化差差别很大，导导致储采比的的变化差别很很大（图6-4-1）。在油田上上产阶段，油油田产量增加加，累计产量量增加，剩余余可采储量减减少，储采比比快速下降。在在油田稳产阶阶段，由于年年产油量基本本保持稳定，储储采比呈直线线下降
31、的趋势势。在油田开开发后期，随随着储量动用用程度的提高高，油田含水水的上升，产产量进入递减减阶段，由于于各油田的递递减规律不同同，储采比的的变化趋势不不同（图6-4-1）。当采出可可采储量700%以后，国国外各油田储储采比都有不不同程度的提提高。图6-3-7 不同油田储储采比与可采采储量采出程程度2）单一结构水水驱砂岩油田田递减阶段储储采比变化趋趋势分析（1）指数递减减条件下储采采比变化理论论分析大部分砂岩油田田的递减规律律符合双曲递递减、指数递递减规律44，这里以以指数递减为为例对储采比比变化进行分分析指数递减公式为为: （6-3-442）把（6-4-442）式带入（66-4-41）式式，积
32、分、整整理得指数递递减条件下的的储采比变化化公式： （66-3-433）式中：t年储采比稳产期末储储采比Di初始递减减率当时： （6-3-44）从公式（6-33-44）可以看出出，在即油田田保持稳产时时，储采比与与时间是直线线关系，直线线的斜率是11。从公式（6-33-43）可以看出出，在时，影影响储采比变变化的因素有有初始储采比比，递减率。在在初始储采比比相同情况下下，递减变化化规律不同，储储采比变化趋趋势不同；在在递减规律相相同情况下，初初始储采比不不同，储采比比变化趋势不不同（图6-3-8）。（2）储采比与与阶段递减率率的关系在油田开发动态态分析中，年年对年的递减减率是比较常常用的一项指
33、指标，储采比比也是与年产产量密切相关关的指标，下下面分析年对对年递减率与与储采比的关关系。图6-3-8 不同初始递递减条件下储储采比变化趋趋势对比曲线线根据储采比与年年对年递减率率定义有： （6-3-45） （6-3-46）式中：第t年递递减率第t年年年产油初始剩余可可采储量将（6-3-446）式代入（66-3-45）式，整理理得： （6-3-47）由（6-3-447）式可知，储储采比的值与与上年的储采采比有关和当当年递减率有有关。在已知知某一年储采采比的情况下下，可以在对对递减率的分分析预测的基基础上，得到到储采比的递递推关系。3）结构储采比比变化理论分分析以上分析了单一一结构油田的的储采比
34、变化化趋势与递减减的关系，对对于多开发结结构油田，根根据储采比定定义有： （6-3-48）展开公式（3-48）得： （6-3-49）整理公式（3-49）得： （6-33-50）式中： ：t年储采比：结构i第t年年年初剩余可可采储量：结构i第t年年的年产油量量：结构i第t年年的储采比即：油田总的储储采比等于各各个结构储采采比的产量加加权之和。可可见，油田的的储采比，除除单一结构储储采比影响因因素外，还与与各结构的产产量比例有关关。对于多结结构油田的储储采比变化趋趋势，应该进进行分结构分分析。对于多结构油田田，根据对结结构递减率的的研究可以推推导出： （6-3-51）即总递减率是由由各结构递减减率
35、的产量加加权和。把（6-3-551）式带入入（6-3-47）式得： （6-3-52）从（6-3-552）式可以以看出，多结结构油田储采采比变化趋势势是由上年的的结构储采比比和结构递减减率决定的。（66-3-522）式也证明明了，对多结结构油田的储储采比，应该该进行结构分分析。通过以上分析，各各单一结构的的储采比变化化与自身的递递减密切相关关，由于各结结构单元的递递减规律不同同，产量规模模不同，对结结构储采比的的影响程度有有所差别，因因此，对总的的储采比变化化趋势，可以以通过分析结结构递减得到到。6.3.2 开开发经济界限限研究方法6.3.2.11 老井含含水经济界限限油田进入高含水水开发期后，
36、水水油比急剧增增大，开发的的经济效益明明显变差。需需要研究和确确定油井的经经济极限含水水，以及经济济极限水油比比的技术政策策界限。 油井的的经济极限含含水率是产量量的销售收入入等于生产消消耗费用时的的含水率。经经济极限含水水是指当油田田（或）油井井开发到一定定阶段，其含含水达到某一一数值时，投投入和产出平平衡，含水如如再升高，就就没有利润了了。一般可分分为最低经济济极限含水和和最高经济极极限含水率，前前者包括了工工人工资、福福利及生产管管理费用；而而后者不包括括这些费用。由由于各个油藏藏的地质特点点、生产地面面环境条件及及管理水平等等差异，其经经济极限含水水率也不尽相相同。对达到到最高经济极极
37、限含水率和和水油比的井井，一定要进进行综合治理理，减少无效效的产水量，节节约生产成本本费用，从而而有利于油田田整体开发效效果的改善和和经济效益的的提高。经济极限含水的的计算，是依依据盈亏平衡衡原理。单井井可变成本和和单井日产液液有较好的线线性关系 (6-33-53)考虑税金、成本本上升率，可可得计算经济济极限含水公公式 (6-3-554)也可用最低运行行费用法确定定最高经济极极限含水界限限，公式如下下： (6-3-55)6.3.2.22 老井井产量经济界界限方法一（单井年年最小盈利产产量）单井年最小盈利利产油量是指指一定的经济济条件下，一一口井要实现现盈利的年最最小产量水平平，数学定义义可描述
38、为年年销售收入等等于成本与税税金时，所对对应的产油量量。数学模型型为： (6-3-556)(6-3-566)式就是计计征税金情况况下的油田单单井最小盈利利产油量模型型，它考虑了了不同盈利能能力与油田不不同开采方式式的影响。方法二该方法是从生产产决策的角度度出发，以油油井为计算单单元，通过确确定单井的最最低运行费用用来计算油田田的经济产量量。当油井产产油量的税后后收入与油井井的最低日消消耗费用（及及最低运行费费用）刚好持持平时，其日日产油量就是是该井的经济济极限产量；而当单井产产油量的税后后收入弥补维维持油田正常常生产所必须须的最低运行行费用时，这这时的日产油油量则为单井井无效益产量量。基本公式
39、式为 S Cg+Cb+R (6-33-57)单井固定成本为为Cg=CCL+CRL+CDL+CzY (6-3-558) (6-3-59) (6-3-60) (6-3-61)把(6-3-558)(66-3-611)式代入(6-3-557)式，整整理可得单井井极限产量的的计算公式 (6-3-662)6.3.2.33 调整整井经济界限限方法一单井平均日产产油量经济极极限单井平均日产油油量的经济极极限，是指一一口油井投入入的总费用与与产出的总收收入相等时的的单井平均日日产油量。实实际单井平均均日产油量高高于经济极限限日产油量，说说明油田开发发具有经济效效益。如果实实际单井平均均日产油量低低于经济极限限日产油量，则则该油田开发发没有经济效效益，一般讲讲，这样的油油田暂时不能能投入开发。单井平均日产油油量的经济极极限计算公式式如下 (6-3-663)从(6-3-663)式可以以看出，当油油田开发评价价年限一定时时，平均单井井日产油量的的经济极限与与一口井的钻钻井投资、地地面建设投资资和贷款利率率的开发年限限之半次方成成正比，与采采油时