油田开发动态分析主要技术指标及计算方法.doc

指标及计算方法1. 井网密度油田（或区块）单位面积已投入开发的总井数即为井网密度。 f=n/A02. 注采井数比注采井数比是指水驱开发油田（或区块）注水井总数和采油井总数之比。3. 水驱控制程度注水井注水能够影响到的油层储量占油层总储量的百分数。水驱控制程度=注水井联通的厚度/油层的总厚度*100%由于面积注水井网的生产井往往受多口注水井的影响，因此，在统计井网对油层的水驱控制程度时还要考虑联通方向。不同注水方式，其注采井数比不同，因而注水井对油层的水驱控制程度也不同。一些分布不稳定，形态不规则，呈透镜状分布的油层，在选择注水方式时，应选择注水井数比较大的注水方式，以取得较高的水驱储量控制程度。该指标的大小，直接影响着采油速度，含水上升率，最终采收率。中高渗透油藏（空气渗透率大于50*10-3 um2）一般要达到80%，特高含水期达到90%以上；低渗透油藏（空气渗透率小于50*10-3 um2）达到70%以上；断块油藏达到60%以上。4. 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有效厚度之和与油水井总井数的比值为平均单井有效厚度。5. 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射孔总厚度与油水井总井数的比值为平均单井射开厚度。6. 核实产油量核实产油量由中转站、联合站、油库对管辖范围内的总日产油量进行计量，由此获得的产油量数据为核实产油量。7. 输差输差是指井口产油量和核实产油量之差与井口产油量之比。K=（qow-qor）/qow8. 核实产水量核实产水量用井口产水量和输差计算。qwr=qww(1-K)9. 综合含水油田（或区块）的综合含水是指采出液体中水所占的质量百分数。fw=(100*qwr)/(qwr+qor)-1- 低含水期（0含水率20%）:该阶段是注水受效、主力油层充分发挥作用、油田上产阶段。要根据油层发育状况，开展早期分层注水，保持油层能量开采。要采取各种增产增注措施，提高产油能力，以达到阶段开发指标要求。-2-中含水期（20%=含水率60%）：该阶段主力油层普遍见水，层间和平面矛盾加剧，含水上升快，主力油层产量递减。在这一阶段要控制含水上升，做好平面调整，层间接替工作，开展层系、井网和注水方式的适应性研究，对于注采系统不适应和非主力油层动用状况差的区块开展注采系统和井网加密调整，提高非主力油层的动用程度，实现油田的稳产。-3- 高含水期（60%=含水率=90%）：该阶段剩余油高度分散，注入水低效、无效循环的矛盾越来越突出。要积极开展精细挖潜调整，采取细分层注水、细分层压裂、细分层堵水、调剖等措施，控制注入水量和产液量的增长速度。要积极推广和应用成熟的三次采油技术，不断增加可采储量，延长油田的生命期，努力控制好成本，争取获得较好的经济效益。10. 单井日产油水平单井月产油量与当月日历天数的比值为该井的日产油水平。开发单元所属油井日产油水平的平均值为该单元的单井平均日产油水平。11. 含水上升率每采出1%的石油地质储量含水率上升的百分数。阶段含水上升率=（阶段末含水率-阶段出含水率）/（阶段末采出程度-阶段初采出程度）*100%年含水上升率=年含水上升值/采油速度*100%应根据有代表性的相渗透率曲线或水驱曲线来界定合理的含水上升率，各开发阶段含水上升率不超过理论值。12. 采油速度油田（或区块）年采油量占已动用地质储量的百分数。VD=qoa/N*10013. 采油强度油井单位有效厚度油层的日采油量。采油强度=油井日产油量/该井油层有效厚度在油田开发中，为保持开发层系内部各层均衡开采，要求不同井、层的采油强度控制在合理范围内，选择原则是：使大多数油井见水晚；防止油层出砂；满足注采平衡和保持地层压力；使含水上升幅度减缓。14. 储采平衡系数当年增加可采储量与当年产油量的比值。15. 可采储量采油速度油田（或区块）年采油量占已动用可采储量的百分数。VK=qoa/NR*10016. 剩余可采储量采油速度油田（或区块）当年核实年产油量除以上年末的剩余可采储量之值。描述石油剩余可采储量开采速度的高低，是国际上通用的一个生产动态指标，在考虑了油田生产的技术经济条件和剩余资源多寡等主、客观因素后，用以考察油田生产动态的一个重要指标。剩余可采储量采油速度是油田技术、经济环境的综合反应。一般控制在8%-11%左右。17. 采出程度油田或区块的累计产油量占地质储量的百分数。RD=NP/N*10018. 可采储量采出程度累积产油量占可采储量的百分数。中高渗透油藏低含水期末达到15%-20%；中含水期末达到30%-40%；高含水期末达到70%左右；特高含水期再采出可采储量30%左右。低渗透油藏低含水期末达到20%-30%；中含水期末达到50%-60%；高含水期末达到80%以上。RK=NP/NR*10019. 采收率在现有技术、经济政策条件下，标定的可采储量占原始地质储量的百分数。u 注水开发中高渗透率砂岩油藏采收率不低于35%；u 砾岩油藏采收率不低于30%；u 低渗透、断块油藏采收率不低于25%；u 特低渗透率油藏（空气渗透率小于10*10-3um2）采收率不低于20%;u 厚层普通稠油油藏吞吐采收率不低于25%；其他稠油油藏吞吐采收率不低于20%。20. 水驱指数油田或区块注入水地下存水量与累积产油地下体积之比称为水驱指数。RWWNBP21. 存水率油田或区块扣除产出水后的注入水量占总注水量的百分数，也可称为净注率。22. 采油指数单位生产压差下油井的日产油量。其计算公式：Jo=Qo/(Pe-Pwf)-Jo采油指数t/d.MPa;Pe 静压MPa；Qo 采油量t/d;Pwf流压MPa采油指数与油层物性、流体性质、完井条件及泄油面积等因素有关，可用来判断油井工作状况及评价增产措施的效果。也可用来判断生产能力大小，采油指数越大，则油井生产能力愈高。23. 单位厚度采油指数是指单位生产压差下油井每米厚度的日产油量。Joh=Jo/h表示每米油层有效厚度油井的产油能力大小。在对比油井之间产能大小时，可消除油层厚度的影响，单独考察渗透率因素的作用。24. 采液指数采液指数是指单位生产压差油井日产液量。Jl=Ql/(Pe-Pwf)-Jl采液指数t/d.MPa;Pe 静压MPa；Ql 采液量t/d;Pwf流压MPa研究油井采液指数的变化规律是掌握油井产液能力变化规律的基础。如果没有产液量和生产压差数据可以估算。25. 单位厚度采液指数是指单位生产压差下油井每米厚度的日产液量。26. 综合油汽比每注入1M3水蒸气所能采出的原油的数量，其单位是t/t.综合油汽比是评价蒸汽热力采油效果的重要指标。综合油汽比越大，开发效果越好，反之开发效果越差。27. 注水(汽)强度注水井单位油层有效厚度的日注水（汽）量。单位为m3/m注水（汽）强度=日注水（汽）量/油层有效厚度选择注水强度是否合适，对保持和恢复油层压力及调节含水上升速度有直接关系。28. 水驱储量动用程度（总产液厚度+总吸水厚度）/（油井测试厚度+水井测试厚度）*100%。中高渗透油藏一般要达到70%，特高含水期达到80%以上；低渗透油藏达到60%以上；断块油藏达到50%以上。29. 吸水（汽）指数吸水指数是指单位注水压差的日注水量。单位为m3/(d.Mpa)吸水（汽）指数=日注水（汽）量/（注水井流压-注水井静压）吸水（汽）指数大小表示地层的吸水（汽）能力的好坏。30. 单位厚度吸水（汽）指数是指单位有效厚度单位31. 注采比开发单元注入水的体积与采出液的地下体积之比成为注采比。对于低于饱和压力开采的油藏，在计算时应考虑采出自由气体的地下体积。通常使用的注采比有月注采比，季注采比和年注采比。它是研究注采平衡状况和调整注采关系的重要依据，也是衡量某一时间（月、季、年）内人工补充能量的程度或地下亏空程度的指标。同时又是油田配产配注的一项重要指标。水驱开发油田原则上保持注采平衡；中高渗透油田年注采比要达到1.0左右；低渗透油田年注采比要控制在11.5左右；稠油蒸汽吞吐油藏累积注采比要大于1，周期油气比大于0.15。32. 地下亏空体积在地层条件下，注水注汽开发油田累积注水、注汽量与累计产出量之差，单位为m3,或104m3。计算公式是：地下亏空体积=累计注入水汽的地下体积-（累积采出油的地下体积+累积产出水的地下体积+累积采出溶解气的地下体积）累积注入水汽和累积产出水的地下体积通常都取标准条件下的体积值。地下亏空体积一般为负值，表示注入少于采出，如果为正值，则表示注入多于采出，超前注水油田常有这种情况。该指标能反应人工补充能量的程度，是衡量注采平衡的一个指标。33. 注采平衡 注入流体的地下体积和实际采出流体的地下体积相等。它表示在开采过程中始终保持了油藏流体积不变而压力也不变的状况。衡量注采是否平衡，可以用注采比的概念来表示。注采比等于1，则此时的注采平衡；注采比大于1，则此时注入大于产出，压力上升；注采比小于1，则此时注入小于产出，压力下降，注采平衡是一般注水保持压力开发油田追求的目标。34. 产液剖面油井在正常生产情况下所测定的各生产层或生产层段的产出液量或油量。油井含水后可通过测量体积流量和含水率两个参数来确定产液剖面和分层产水量。根据开采方式的不同，测产液剖面的方法也不同。对自喷井，常采用综合仪、找水仪器等通过油管进行测量；对于机械采油井，仪器由特制的偏心井口经油套环空下入井内进行测试或有气举法测井。主要目的和作用：1） 判断油井出水层段及产油产水能力，为制定或调整配注方案提供依据。2） 监视油井生产层段的动用和水淹状况，为油井各种工艺措施提供依据。3） 评价各种工艺措施的效果。4） 判断误射孔或套管破裂及窜槽的部位。35. 吸水剖面注水井在正常注入条件下所测定的各生产层或生产层段的吸水量。吸水剖面一般用相对吸水量表示，它反应地层吸水能力的大小。注水开发油田36. 地层压力地层空隙内流体所承受的压力，又称为储层压力。如果流体为原油，则称为油层压力或油藏压力；如果为天然气，则称为气层压力或气藏压力。油气藏投入开发前，各处地层压力相等，称为原始地层压力。投入开发后，各处地层压力发生变化，且与注采状况有关，称为目前地层压力。是通过各井口分别测定的，如果要测某一区块或整个油气藏的地层压力，则需要将该区块或整个油气藏井在同一时间内测得的地层压力加权平均。通常我们所说的区块或油气藏地层压力就是平均地层压力。该指标反应地层驱动能量的大小，地层压力越高，地层驱动能量越足，高产稳产形势越好；反之，效果变差。37. 平均地层压力油田独立开发区内的地层压力平均值。计算平均地层压力时，必须利用各井在同一时间段测得的地层压力以及必须将各井地层压力折算到同意基准面，求得基准面地层压力。计算方法有算数平均法，面积权衡法和体积权衡法。现场一半采用算数平均法。公式为Pr=(pr1+pr2+pr3+prn)/n38. 井底流动压力井在生产状态下的井底压力。井底的含义一般指油层中部深度。井底流动压力分注入井流动压力和生产井流动压力。注入井井底流动压力高于地层压力，两者之差称为注入压差；生产井井底流动压力低于地层压力，二者之差称为生产压差。井底流动压力直接与油气井产量或注入井注入量有关。改变井底流动压力就是改变井的工作制度，因而也就改变了油气井产量或注入井的注入量。生产井井底流动压力诱导油气流从地层流入井底，再从井底推至井口；注入井井底流动压力诱导水流从井口流入井底，再从井底驱入地层。可见，井底流动压力在驱动流体运动上起到了承上启下的作用。39. 油井生产压差油井生产压差是指油井地层压力与流动压力之差。一般来说，在地质条件相同的情况下，生产压差越大，油气井的产量越高。当生产压差大到某一种程度，即井底流动压力低于饱和压力较多时，油井井底附近地层会大量脱气，气油比会明显上升。对凝析气井则井底附近地层会出现明显的反凝析现象，尤其对于那些应力敏感性显著的油气藏，流压过于降低，生产压差过于增大，会导致井底附近地层渗透率减小，产能下降。也可能出砂。此时，油气井产量不再增加或增加减少。显然，这对保持油气井长期高产、稳产是不利的。因此，油气井不能任意放大生产压差，必须在合理的生产压差下生产。40. 总压差总压差是指目前地层压力（P）与原始地层压力（Pi）之差。p=P-Pi 表示油藏开发过程中油藏能量的消耗程度。p0累积注入量大于累计采出量，地层能量充足p=0 累计注采平衡，地层能量无盈亏p0累计注入量小于累计采出量，地层能量亏损41. 流压梯度流动压力对井深的变化率。单位MPa/100m。现场测流压梯度是测量不同深度两点的流动压力之差除以两点距离。流压梯度分注水井流压梯度和生产井流压梯度，该指标反映井筒不同深度两点流体密度计摩阻的变化。因此，可以根据流压梯度的变化判断井筒是否有水，如果油气井见水，则流压梯度会大增；此外，由于流压梯度也反映了井筒摩阻的影响，因此，在多相垂直管流中，应尽量避免用流动梯度来折算井内不同深度的流动压力。42. 静压梯度关井后静止压力对井深的变化率。单位MPa/100m。现场测静压梯度是测量不同深度两点的静止压力之差除以两点距离。静压梯度分注水井静压梯度和生产井静压梯度，该指标反映井筒不同深度两点流体密度的变化。因此，可以根据静压梯度的变化判断井筒是否有水，如果油气井见水，则静压梯度会大增，可以看出明显的油水或油气分界面。因此，对井筒下部积水的井，不能根据井筒上部静压梯度来折算油藏中部静压。关井后井底压力恢复达到稳定状态时，所测得的静压梯度曲线可以用来帮助确定油藏压力系统。43. 饱和压力在油藏温度下，地层原油开始析出天然气时的地层压力，又称泡点压力。饱和压力可以用来衡量油藏的饱和程度。对于原始状况而言，饱和压力高于地层压力，则为气顶油藏；饱和压力等于地层压力，则为饱和油藏；饱和压力低于地层压力，则为低饱和油藏。这是衡量油藏驱动类型的标志，地层压力处于饱和压力以上为弹性驱动，地层压力处于饱和压力以下为溶解气驱动。饱和压力高，地饱压差小，油藏弹性能量小，弹性采收率低；饱和压力低，地饱压差大，油藏弹性能量大，弹性采收率高。从举升的观点来看，饱和压力高，井筒脱气点低，油井自喷能力强；饱和压力低，井筒脱气点高，油井自喷能力，但那可以使生产压差大幅增大，从而提高油井产量。44. 地饱压差地层压力与原油饱和压力的差值。可以用来判断油田当前所处的驱动类型。地饱压差大于0，表示油田处于弹性驱动，地饱压差小于0，表示油田处于溶解气驱动。在其他相同的情况下，地饱压差越大，油藏弹性能量越大，弹性采收率越高；反之，地饱压差小，油藏弹性能量小，弹性采收率低。在地层压力及其他条件相同的情况下，地饱压差大，则饱和压力低，井筒脱气点高，油井自喷能力弱；反之，地饱压差小，则饱和压力高，井筒脱气点低，油井自喷能力强。45. 静液面高度油井关井后油管和套管环形空间液面的高度。静液面高度从油层中部深度起算，与静液面高度相对应的井底压力是静压或地层压力。在测量液面时，往往套管压力等于零。这样，在不同套压下测得的液面并不直接反映井底压力的高低。为了消除套管压力的影响，便于对不同资料进行对比，提出一个折算液面的概念，即把在一定条件套压下测得的液面折算成套管压力为零的液面。对于多数井，静液面和动液面往往是在不同套压下测得的。因此，计算采油指数时，应采用折算液面。液面的位置一般都是采用回声仪来测量抽油井的液面，利用声波在环空的传播速度和测得的时间来计算其位置。46. 动液面高度抽油井生产时油管和套管环形空间液面的高度。47. 注入压力注水、汽井在注入状态下的井口压力，又称注水、汽压力。正注时注入压力为油管压力，反注时为套管压力。其数值等于注水泵出口压力减去店面管线压力损失。另外，注入压力也可以指井底流动压力。其数值等于注水、汽井井口压力加上注水、汽的井筒液柱压力减去磨损压力。在正常采用的压力范围内，注水、汽井井底流动压力与水汽量成正比。但一般不能超过岩石破裂压力，以防造成油层破裂，引起油井暴性水淹的可能。此外，超过岩石破裂压力，还会引起套管变形或地层伤害的风险。不过对于那些低渗透油藏或层段，却往往采用压裂增注的办法来提高其吸水能力。48. 报废井由于各种原因不用于油田生产的井。分为地质报废和工程报废。地质报废是未钻遇油气层，或者在开发过程中，由于各种地质原因造成无法生产的井；工程报废是钻井质量不合格，或者在开发过程中，由于其他各种原因造成无法生产的井。将没有完钻的井提出报废所依据的原因（1） 井内造成复杂事故故且证实在技术上不可能消除，同时这些井也无法作为其他用途，例如回采上层或用作注入井和观察井。（2） 该井所钻开的地层完全不含油，而且不可能作为其他用途。将生产井提出报废的原因（1） 井内发生了在技术上经确认不可能消除的事故，如套管损坏、工具或管子落入等，并且在套管损坏部位以上没有可采的目的层。（2） 完全水淹，并且没有可回采的目的层。49. 储量替换率当年新增可采储量与当年产油量之比。该指标用来说明油田或公司生产发展的潜力大小。在年产油量基本相同的情况下，储量替换率等于1，当年新增可采储量与当年采出油量保持平衡，说明该油田或公司生产形式比较稳定。储量替换率大于1，当年新增可采储量大于当年采出油量，说明具有增加生产的潜力，发展趋势良好；储量替换率小于1，当年新增可采储量小于当年采出油量，说明增加生产的潜力弱，发展势头不佳。储量替换率与储采平衡系数（第16）含义相同，均为当年新区新增可采储量和当年老区新增可采储量之和除以当年核实产油量，只是储采平衡系数用小数表示，储量替换率用百分数表示；它是衡量油田稳产和可持续发展的重要指标。50. 储采比某一油区上年末的剩余可采储量与本年产油量之比。是油田产量保证的一种指标，可用来分析、判断油田合理开发决策及稳产形式，并引导油气勘探开发投资的合理分配。反映了剩余储量与采油、采气速度、稳产与递减的某种内在联系。储采比越低，产量递减越快；反之，储采比越高，产量递减越慢，产量保证程度越高，或提高采油速度的潜力越大，生产越主动。但储采比越大，又会形成资金已储量存在的形势积压。因此，开发过程中应该确定合理的储采比。几个递减率的定义及说明油气产量递减油气田或油气井单位时间内油气产量的变化率或下降率。产量变化的一般规律：在开发初期需要经历一个逐步建设投产和形成生产规模的时期。在这一时期内，产量逐步上升并趋于稳定，达到设计的生产能力。因此，这段时期是产量上升时期或产量上升阶段。此后，生产往往都按照配产指标进行有控制的工作，加上注水注汽及其他增产，稳产措施，油气田生产就进入一个产量相对稳定的阶段。再后，由于地下剩余储量的不断减少及单位采油能耗的增加，将进入产量递减阶段。51. 自然递减率扣除多种增产措施增加的产量后，老井单位时间内油气产量的自然变化率或自然下降率。自然递减率不考虑新井投产及老井各种增产措施所增加的产量，只考虑老井产量的自然下降。52. 综合递减率老井单位时间内油气产量变化率或下降率。综合递减只考虑老井而不考虑新井，即考虑老井及各种增产措施情况下的产量递减率。在油田生产管理中，将综合递减率定义为：油田或油井阶段末产量（扣除新井投产所增加的产量），与阶段初产量之差除以阶段初产量。它反映油田老井及其各种措施情况下的实际产量综合递减情况。53. 总递减率单位时间内油田或油井产量的总变化率或下降率。既考虑新井投产及老井措施增产，又考虑老井产量的递减。因此称为总递减率。将总递减定义为：油田或油井阶段末产量与阶段初产量之差除以阶段初产量。它反映油田新、老井及其各种增产措施情况下的实际产量总递减的状况。54. 指数递减油田或油井的产量按指数函数递减规律下降。又称为长百分数递减。表示油田或油井在产量下降阶段，在单位时间内的产量变化率等于一个常数。55. 调和递减油田或油井的产量按调和递减规律下降。表示油田或油井在产量下降阶段，其递减率不是一个常数，而是随产量的下降而减小。即随着时间推移，递减速度逐渐减缓。调和递减的产量和累积产量，在半对数坐标纸上呈一直线递减关系。56. 双曲线递减油田或油井的产量按双曲线递减规律下降。表示油田或油井在产量下降阶段，其产量随时间的变化符合双曲线函数关系，其递减率也不是一个常数，而是随着产量下降而下降，但比调和递减大，比指数递减小，介于两者之间。57. 注入水/汽单层突进多层油田注水/汽开发时，注入水/汽沿某一单层迅速突进至油井，使该井先见水。单井突进的根本原因是层间渗透率差异过大引起的。这种渗透率差异通常用单井突进系数来表示，其定义为最大渗透率除以平均渗透率；其次，油层间原有性质的差别、连通情况的变化也会加剧注水/汽单层突进现象的发生。58. 注入水、汽层间窜流储层之间的隔层或夹层局部或全局在垂向渗流时，注入水或汽在被隔层或夹层分隔的两储层间发生的流动。在驱油过程中，储层之间因渗透率的差异而使其排驱前缘位置不同，同时注入水、汽与原油之间的粘度差异，致使在一定范围内两储层之间存在较高的压差，此时注入水通过隔层或夹层变产生层间窜流。层间窜流会导致层间油水分布复杂，不利于注水、汽的分层调控，从而恶化开发效果。59. 套管外窜流由于固井质量不好，导致层间流体通过套管外的水泥环而发生流动，套管外窜流将对生产造成极大影响。譬如，夹层水沿套管外水泥环窜入泥岩层，使得油井过早水淹，开发效果下降；夹层水沿套管外水泥环窜入泥岩层，使泥岩发生膨胀，造成套管损坏；60. 粘温关系曲线反映稠油粘度与温度之间对应关系的曲线。在热力采油中，原油粘度与温度关系十分敏感，温度越高，粘度降低。粘温曲线可以反映各温度段粘度对温度变化的敏感程度，是热力采油中重要的基础资料。61. 流变特性曲线稠油（作为一种流体）受应力后产生流动或形变的性质。通过实验可以测出和绘制剪切应力与剪切速率的关系资料和曲线。牛顿液体在剪切应力与剪切速度的直角坐标系中是一条过远点的直线，直线的斜率即流体的粘度。稠油多属宾汉型塑性流性，即只有剪切应力超过稠油的区服应力时，稠油才开始流动。且剪应力与剪切速率成正比。所以宾汉型塑性流体在直角坐标系中是一条不过原点的直线。62. 岩石比热单位质量（1kg或1g）的岩石温度升高1摄氏度所需要的热量。是岩石热物理性质的一个重要参数，用于热力采油计算。岩石比热又可分为储层岩石（砂岩，灰岩，砾岩等）比热和隔层泥岩比热，不同岩石的比热也不同。63. 油层导热系数热力采油计算中常用到的油层热物性参数，其值为单位油层长度上、单位时间温度每降1所通过的热量（KJ/(M. )）。影响油层导热系数的主要原因为岩石、其所含流体的性质和饱和度。64. 热扩散系数是导热系数与体积热熔之比，其物理意义是温度波在某一具体物质内传递的快慢程度。65. 湿蒸汽是汽液状态共存下的蒸汽。66. 蒸汽干度是湿蒸汽中蒸汽质量占湿蒸汽总重的百分比。67. 注汽速度指单位时间向油层注入的蒸汽量。现场常用的单位是t/h,t/d。是蒸汽吞吐和蒸汽驱重要的工作参数。68. 注汽干度指实际注入油层的蒸汽干度。在地面注汽管网和井筒不长时，常用蒸汽发生器出口干度代替。若地面注汽管线长，油层深，地面和井筒热损失大，上述替代则有较大误差，需通过井底蒸汽取样器测取井底干度或通过地面和井筒热力计算求取。69. 周期注汽量指在蒸汽吞吐开采方式中，一个吞吐周期累计注汽量。70. 注汽强度指每米油层的累计注气量。71. 注汽流压向油层注汽过程中井底的压力，72. 温度场注蒸汽热采过程中油层被加热后温度分布状况，是油藏动态监测的内容之一。73. 热前缘注蒸汽热采过程中蒸汽（热水）推进方向上油层被加热的远程位置。由于油层非均质性，热前缘的分布也不均匀。74. 热联通指蒸汽吞吐过程中，相邻生产井热前缘的连接。75. 吸汽剖面在一定的注汽压力下，沿井筒各射开层段吸汽量的分布。76. 蒸汽超复指在注蒸汽过程中，由于蒸汽密度比油小，因此它力图向油层顶部流动，从而形成的汽液接口在顶部超前的现象。在厚油层中此现象更为严重。为了控制超复现象，可根据汽液接口形状选择最佳注入速度。77. 蒸汽突破注入油层的蒸汽或热水进入采油井，造成采油井出汽或出水的现象。