砂岩油藏注水开发效果评价.doc

砂岩油田注水开发效果评价

目　　　　　　次

一、 砂岩油藏注水开发效果评价的目的
二、 砂岩油藏注水开发效果评价的主要内容
三、 砂岩油藏注水开发效果评价的方法
（一）　注水水方式和注采井网适应性评价
（二） 注采压力系统适应性评价
（三）　综合含水率及耗水量大小的分析评价
（四）　注水利用率分析
（六）　自然递减率和剩余可采储量采油速度评价
（五）　注入水波及体积大小评价
（七）　可采储量评价
（八）　注水开发效果综合评价

一砂岩油藏注水开发效果评价的目的
砂岩油藏注水开发效果评价的主要目的是研究砂岩油藏内油水运动规律，揭示油藏注水开发的主要矛盾和潜力，为编制油藏年度开发规划、长远开发规划和综合调整方案制定科学合理的技术方法和技术措施，确保砂岩油藏获得最高的、经济合理的水驱采收率。

二、砂岩油藏注水开发效果评价的主要内容
1、 注水方式和注采井网的适应性评价
2、 注采压力系统的适应性评价
3、 综合含水率及耗水量大小的分析评价
4、 注水利用率分析
5、 注入水波及体积大小的评价
6、 自然递减率和剩余可采储量采油速度评价
7、 可采储量评价
8、注水开发效果综合评价

三、砂岩油藏注水开发效果评价的方法
（一）　注水方式和注采井网适应性评价
注水方式和注采井网适应性是衡量油藏所采取的技术方法和技术措施是否得当，油藏潜力是否得到充分发挥的一项重要内容。通常从以下几个方面进行分析评价：
（1）从水驱储量控制程度和水驱储量动用程度高低分析评价注水方式和注采井网的适应性
水驱储量控制程度用现井网下和注水井连通的采油井射开有效厚度与采油井射开总有效厚度之比值来表示：

式中： Rc —水驱储量控制程度，％；
h—与注水井连通的采油井射开有效厚度，m；
H—采油井射开总有效厚度，m。
水驱储量控制程度本质上是注入水体波及系数的反映。
水驱储量控制程度与井网密度的大小和注采系统的完善程度有关。如欢26断块兴隆台油层水驱储量控制程度随着井网密度的增加和注采系统的完善而提高：

欢26断块水驱储量控制程度变化情况表
年 度
井网密度
ha/well
油水井
数 比
水 驱 储 量
控制程度 ％
1985
16.7354
2.08
71.23
1989
11.1564
1.95
82.64
1992
9.4665
1.91
84.80

水驱储量动用程度用注水井总的吸水厚度与总的射开连通厚度之比值或油井的总产液厚度与总的射开连通厚度之比值来表示：

或
式中：Rp—水驱储量动用程度，％；
hi、ho—注水井总吸水厚度、油井总产液厚度，m；
Hi、Ho—注水井、油井总射开连通厚度，m。
水驱储量动用程度还可以用丙型（西帕切夫）水驱特征曲线来确定：

式中：Lp—累积产液量，104t；
Np—累积产油量，104t；
Nmo—水驱动用储量（可动油储量），104t；
N—石油地质储量，104t；
ER—由油藏地质特征参数评价出的油藏最终采收率，f 。
水驱储量动用程度直接反映注水开发油藏的水驱效果。一般情况下，水驱储量动用程度随着开发程度的加深而提高，其值越大，说明水驱油藏的注水开发效果越好；反之，则说明注水开发效果越差。
下图为锦16断块西部丙型水驱曲线。由两个直线段的斜率和上述公式可以得到2002年末断块的水驱储量动用程度为98.65％。

通常用丙型水驱曲线计算出来的水驱储量动用程度值应小于1。但有时也可能大于1，这除了反应水驱效果较好外，主要是地质储量偏小所至。
计算出油藏的水驱储量控制程度和水驱储量动用程度后，参照行业标准（SY/T 6219—1996）即可衡量该油田或区块的这两个指标在油田开发水平分级表中属于哪一类。

水驱储量控制程度和动用程度评价标准
项 目
中高渗透率层状砂岩油藏
低渗透率砂岩油藏
一类
二 类
三类
一类
二 类
三类
水驱储量控制程度 ％
≥85
＜85～≥70
＜70
≥70
＜70～≥60
＜60
水驱储量动用程度 ％
≥75
＜75～≥60
＜60
≥70
＜70～≥50
＜50

(2) 从产能大小和采油速度高低分析评价注水方式和注采井网的适应性
a. 油井产能和注水井吸水能力变化规律
油井产能的变化主要指采油、采液指数的变化规律。通常用本油藏的实际资料作出无因次采油指数和无因次采液指数随含水而变化的关系曲线（用相对渗透率曲线作理论曲线，用单井的采出指数资料作实际曲线）。
当作出无因次采油指数和无因次采液指数随含水而变化的关系曲线后，应确定油藏有代表性的采油指数初始值。初始值确定后就可以确定不同含水条件下的采油指数、采液指数。
再通过压力系统分析，确定不同含水下的合理生产压差，进而确定不同含水下合理的单井产油量和产液量。当实际值低于确定值时，则认为油井的潜力没有得到充分发挥；当接近实际值时则认为油井利用较好。
注水井吸水能力变化规律通常是作注水井的吸水指数或视吸水指数随含水而变化的规律。根据不同含水阶段确定的合理注水压差和吸水指数确定单井注入量，以此与实际的平均单井注入量对比，分析评价注水井的利用情况。在进行注水井的对比时，应注意高渗透层水淹后控制注水的情况，以控制注水量的大小校正对比值。
b. 采油速度变化情况的分析
根据油井产能变化规律的分析,确定出不同阶段合理的单井产量后,在注采系统不变的情况下,也就相应地确定了油田或区块应达到的采油速度,以此和实际的采油速度对比,分析评价油藏开发的好坏。同时，说明各种措施是否得当。
1、 注采压力系统评价
（1） 合理注采井数比
合理注采井数比有多种计算方法。这里推荐两种基础资料容易获取的方法：
a. 流度比法
油层的非均质性和油、水流度比不同时，面积注水方式下强度最大的采注井数比为：

式中：C—合理采注井数比，f；
IW—注水地下井吸水指数，m3/d.MPa；
JL—采油井地下采液指数，m3/d.MP；
M—水、油流度比，f
当IW　=JL时，
　。
b.采注指数比法
计算公式为：

式中：C—合理注采井数比，f；
JL—采油井地下采液指数，m3/d.MPa；
IW—注水井地下吸水指数，m3/d.MPa；
IPR—注采比，f。
评价时分别计算出油藏不同含水阶段的合理注采井数比和实际注采井数比，将实际值与合理值进行比较，若一致或接近说明油藏的注采井数比是合理的，若差距较大则说明实际注采井数比不合理，需要进行调整。
（2） 合理的地层压力保存水平
注水开发油田的主要目的是为了保持油层的潜在势能，保持足够的驱动压差以便获得一定的产量，降低产量的递减速度，提高石油采收率。因此，注水开发油田应当将油层压力保持在合理的水平。在合理的压力水平下，再增加地层压力对石油采收率的提高作用不大。合理的压力水平，既能满足排液的要求，又能满足对注水量的需要。　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　
根据地层压力保持程度和提高排液量的要求，地层压力保持水平可以分为三类：
一类：地层压力为饱和压力的85％以上，能满足油井不断提高排液量的需要，也不会造成油层脱气；
二类：虽未造成油层脱气，但不能满足油井提高排液量的需要；
三类：既造成油层脱气，也不能满足油井提高排液量的需要。
各油藏可以根据实际情况制定各个开发阶段的地层压力保持水平，并按照上述三类地层压力保持水平进行分类评价。
（3） 注采压力系统评价
注采压力系统是否合理通常用注采压力系统评价图和注采体积平衡交汇图来评价。由于绘制注采压力系统评价图比较繁琐，这里推荐用注采体积平衡交汇图来进行评价。注采体积平衡交汇图的原理和作法如下：
在一定的井网和注采压力系统下，当注水压力和油井流压确定之后，地层压力就被唯一地确定了。在地层压力和油井流动压力均高于饱和压力的条件下，采出地下体积VL由下列关系式确定：

在地层压力高于饱和压力、油井流动压力低于饱和压力的条件下，采出地下体积VL由下式确定：

式中：VL—采出地下体积 ，m3/d ；
no—油井数 ，口 ；
BO—原油体积系数 ，f ；
ρO—原油密度 ，t/m3 ；
QO—采出油量 ，t/d ；
QL—采出液量 ，t/d ；
fw—综合含水 ，％ ；
PR—地层压力 ，MPa ；
Pb—饱和压力 ，MPa ；
Pwf—油井流动压力 ，MPa ；
FV—Vogel系数 ，f ；
JO—采油指数 ，t/(d·MPa) ；
JL—采液指数 ，t/(d·MPa)。
而注入体积Vi则由下式确定：
Vi = nw Ii ( Pwfi - PR )
式中：Vi—注入体积 ，m3/d ；
nw—注水井数 ，口 ；
Ii—（视）吸水指数 ，m3/(d•MPa) ；
Pwfi—注水井流动压力 ，MPa ；
PR—地层压力 ，MPa 。
在注采平衡条件下，VL=Vi，即
= nw Ii (iPwf - PR )
或
在不同的地层压力下，利用上式分别求出等号两端的数值，以地层压力为横坐标，地下体积为纵坐标，即可作出注采体积平衡交汇图，从图中即可找到注采平衡的交点。此交点对应的地层压力即为注采平衡时的地层压力。这样，从注水井注入压力到油井地层压力、流动压力之间便形成了稳定的压力系统，在一定的压力系统下只对应一定的产液量，根据产液量的要求可以利用该图对注采压力系统进行调整。
例如，2002年6月锦16断块西部开油井101口，开注水井45口，根据上式和有关基础数据可得注采平衡表达式如下：

即 8177×(PR –11.633) =801×(20.79-PR)
注采平衡交汇图如下图所示：

由注采平衡交汇图可以看出，在目前地层压力12.61MPa、油井流动压力11.605MPa、注水井流动压力20.79MPa的注采压力系统下，采出体积位于A点而注入体积位于B点，注采体积不平衡。在目前注采系统下要实现注采平衡只有调整压力系统，将注水井流压提高到22.09MPa ，但现有工艺技术条件不允许。当将注采井数比由目前的1：2.24调整为1：1.58后，注水井流压只要20.13MPa ，就可实现注采平衡，此时注采体积交汇于图中的A点。
可见，锦16断块西部目前注采压力系统不适应特高含水期油田开发注采平衡的需要，必须将注采井数比由目前的1：2.24调整为1：1.58，形成注水井流动压力20.13MPa 、地层压力12.61MPa 、油井流动压力11.46MPa的注采压力系统才能适应目前合理开发油田的需要。
3、综合含水率及耗水量大小的分析评价
油藏含水上升的快慢直接影响着油藏稳产指标的好坏以及最终采收率的大小。因此，含水上升的快慢、耗水量的多少，就成为评价注水开发油藏开发效果好坏的一项重要指标。
（1） 综合含水与采出程度关系曲线法
这种方法主要用来评价油藏在目前条件下含水上升是否正常。通常采用油藏的实际资料与理论计算结果进行对比以及和同类油藏在采出程度相同的条件下进行对比的方法来分析评价该油藏含水上升是否正常。
a. 与本油藏理论曲线和标准曲线对比
用相对渗透率曲线资料绘制出的含水率与采出程度关系曲线作为理论曲线,将油藏实际的综合含水和采出程度关系曲线与理论曲线绘制在同一坐标系下,将二者进行比较。实际曲线与理论曲线重合或接近说明油藏的含水上升正常，若实际曲线在理论曲线上方，则说明含水上升不正常。
下图为欢26断块综合含水与采出程度关系曲线。由图可见，在含水40％以前和含水60％～70％期间，实际曲线与理论曲线比较接近，表明该断块含水上升比较正常；含水40％～60％和70％～80％期间实际曲线均高于理论曲线，表明断块综合含水上升
过快，水驱开发效果显著变差。

含水上升率与含水关系的标准曲线用含水与采出程度关系的微分形式作出。研究认为，水驱油田含水与采出程度关系曲线大体上有7中形式，见下表：

水驱油田含水与采出程度关系曲线表
序号
曲线形态
fw～R
dfw/dR
1
凸
lnR=A+Bln(1-fw)
-(1-fw)/BR
2
凸
R=A+Bln(1-fw)
-(1-fw)/B
3
凸～S过渡
ln(1-R)=A+Bln(1-fw)
(1-fw)/[B(1-R)]
4
S
R=A+Bln[fw/(1-fw)]
fw(1-fw)/B
5
S～凹过渡
lnR=A+Bfw
1/BR
6
凹
lnR=A+Blnfw
fw/BR
7
凹
ln(1-R)=A+Blnfw
fw/[B(1-R)]

欢26断块含水与采出程度关系曲线为S型。其含水上升率与含水关系曲线为典型的抛物线，见下图。由图可见，在综合含水60％左右和70％～80％期间断块的综合含水上升率都高于标准曲线，表明综合含水上升过快。

b. 与同类型标准曲线对比
根据童宪章公式作标准曲线：

式中：fw～综合含水率，f；
R～采出程度，f；
ER～水驱采收率，f。
将油藏实际的综合含水～采出程度关系曲线与标准曲线对比（见下图），并分别计算出不同含水阶段含水上升率指标进行对比评价。

（2） 无因次注入曲线、无因次采出曲线法
无因次注入曲线指累积注水量与累积采油量之比（重量比）和采出程度的关系曲线。无因次采出曲线指累积采水量与累积采油量之比（重量比）和采出程度的关系曲线。当油田进入中高含水采油期后，这两条曲线在半对数坐标上呈直线关系。在实际评价时仍然采取与理论曲线和与同类型油藏对比的方法：
① 与理论曲线对比
用油藏生产资料绘制无因次注入曲线和无因次采出曲线与流管法计算的指标所绘制的理论曲线进行对比评价。

② 与同类型油藏对比
为了与同类型油藏对比首先要绘制对比图版。绘制对比图版的步骤如下： 用油藏实际资料求出无因次注入、采出曲线直线段的表达式：

式中：Wi、Wp、Np—累计注入量、累积产水量、累积采油量，104t；
R— 采出程度，％；
a1、a2、b1、b2— 统计常数。
应用下式预测不同采出程度（如40％、60％、80％等）下的累积采出比（Wp/Np）：

式中（Wp / Np）1和R1为已知，当确定了R2之后，即可求出（Wp / Np）2
由于R2为地质储量的采出程度，因而预测出的 Wp / Np需按下式进行换算：

式中：ER— 无因次注入、采出曲线所预测的水驱采收率。
在求出不同可采储量采出程度下的（Wp / Np）后，即可根据以下统计公式绘制出（Wp / Np）～μR 对比图版 。

式中：—对应于R的累积采出比；
μR—油水粘度比；
AR、BR—统计常数。
将所评价油藏不同R下的（Wp / Np）值根据μR的大小标定在对比图版上。这样，依照标定的位量即可评价油藏开发效果。当油藏实际值大于对比值时，油藏开发效果较差（如欢２６断块兴隆台油层，见下图）。接近对比值时开发效果较好。
RR100%
80%
60%

同样，对于所评价的油藏按上述关系式计算出不同R下的（Wp / Np）值后，再按其μR的大小计算出不同R下的（Wp / Np）作为对比值，用油藏实际值与之对比，
即可评价油藏开发效果的好坏。
以上对比曲线还可以转变为另一种形式，即对不同类型的油藏（油水粘度比不同），
在一定累积采出条件下，对比采出程度的大小，其相关公式如下：

式中：RR—可采储量采出程度，％；
μR—油水粘度比；
AR、BR—统计常数。
Wp/Np=2.0
1.5
1.0
0.5

应用对比曲线和统计公式即可对所确定的油藏进行评价。评价时分别代入不同的AR、BR值即可计算出对应于（Wp / Np）的RR值，以此和油藏实际值对比，评价油藏开发效果。欢２６断块兴隆台油层在相同（Wp / Np）时的RR值都远低于同类油藏，表明其水驱开发效果较差，见下图：
４、注水利用率分析
注水利用率是评价水驱油藏开发效果的又一项重要指标。它不仅影响着水驱开发效果的好坏，而且直接影响着水驱油藏经济效益的高低。注水利用率的高低通常从两个方面进行评价：一是地下存水率的大小，二是在相同注入孔隙体积倍数下采收率的高低。
(1) 地下存水率统计法
地下存水率是地下存水量与累积注水量之比：

式中：Ei—地下存水率，f；
Wi—累计注水量，104m3；
Wp—累积采水量,104m3　。　　　　
由前述无因次注入曲线、无因次采出曲线表达式可推导出：

式中：Wp/Wi—排水率，f；
a1、b1、a2、b2—无因次注入曲线、无因次采出曲线中的统计常数。
　　a. 根据上列关系式绘制排出曲线（排水率Wp/Wi与采出程度R关系曲线）。油藏进入中高含水期后，用实际资料绘制ln(Wp/Wi)～R关系曲线，并以此与流管法计算指标所绘制的排出曲线进行对比评价。

b.　绘制存水率曲线（Es与R关系曲线）。为了评价油藏在目前阶段存水率是否正常，油藏开发过程中存水率变化趋势是否合理，应作出不同类型油藏存水率的标准曲线以供对比。该标准曲线可由下式确定：

式中：　Es—累计存水率，f；
As、Ds—于油水粘度比相关的统计常数，f；
R—采出程度，f；
Rm—最终采出程度，f。
　　将实际存水率曲线与标准曲线对比，分析注水利用率的高低，评价水驱开发效果的好坏。

c. 与同类油藏对比
根据下列统计公式绘制相同采出程度下Ei～μR对比图版。

式中：　　Ei—累计存水率，f；
μR—由式粘度比　；
A— 统计常数：
　将所评价油藏的实际值与对比值进行比较，并将实际值标在图版上即可评价油藏的水驱开发效果。如下图所示：

(2)　相同注入倍数下采收率对比法

由于油藏地质特征千差万别，因而在相同注入倍数下，采收率往往差别很大。所以，对比相同注入倍数下的采收率只能在同类型油藏之间进行。研究表明，流度的大小是影响水驱油藏采收率的主要因数，因此推荐和相同流度的油藏进行对比。具体做法如下：
a.　用油藏实际资料绘制R～lnVi关系曲线（Vi为注入孔隙体积倍数）。当出现直线段后，预测不同注入倍数下的采出程度。
b.　与同类型油藏对比
按照下列统计公式绘制对比曲线（下图）：

式中：R—采出程度，％；
K—空气渗透率，10-3μm2
μ—地层油粘度，mPa.S；
A、B—统计常数。
　将所评价油藏相同注入倍数下采出程度的实际值或预测值标在对比曲线图版上，即可评价油藏的注水开发效果。

５、注入水波及体积大小评价 　注入水波及体积大小用注入水波及体积系数表示。注入水波及体积系数可采用矿场资料统计法和实验室资料统计法来确定。
（１）　矿场资料统计法
　　通常用加密调整井水淹层厚度占总厚度的比值来表示注入水波及体积系数。
使用这种方法的前提是调整井全区分布。如此，才能以厚度比作为体积比。但是由于加密调整井一般都分布在剩余油富集区，因此水淹层厚度一般都偏低，由此得出的波及体积系数偏小。
此外，还可以用密闭取芯井水淹层资料统计以及各种测井资料（如测－注－测资料、碳氧比测井资料、多功能测井资料）等方法来评价。这些方法的共同特点都是用厚度的波及数值作为体积波及数值。因此，统计井的位置和数量直接影响统计结果，要应用这些资料进行相互验证，从分析中得出正确的结论。
（２）实验室资料统计法
确定不同注入倍数下的注入水波及体积系数，可用当时的采出程度（地下体积）除以当时水淹层的平均驱油效率。由于油层渗透率、润湿性、地层油粘度等对水驱油效率都有影响，而以地层油粘度的影响最大，因而可以用油水粘度比与驱油效率的关系对渗透率和润湿性进行校正，从而确定不同注入倍数下的驱油效率。具体步骤如下：
a. 绘制相同注入倍数下油水粘度比μR与驱油效率ED的关系曲线。
按照下述统计公式绘制中高渗透率、亲油油层ED～μR　关系曲线（下图）：

式中：ED—驱油效率，％；
Vi—注入孔隙体积倍数。

将所评价油藏的油水粘度比μR 和注入孔隙体积倍数Vi　代入上式，即可确定当时注入状况下水淹层平均驱油效率。如所评价油藏的油层为亲水性、中低渗透率油层，则所确定的驱油效率需进行校正。
b.　校正驱油效率
经研究，一般无后生成岩作用的油藏驱油效率的大小与其渗透率的高低有关：

式中：K—空气渗透率，10-3μm2；
其余参数、符号同前。　　
根据上述统计公式即可求出某一注入倍数下，所评价油藏的驱油效率与2000×10-3μm2油层驱油效率之比值，这一比值可以作为校正系数。如注入一倍孔隙体积时，2000×10-3μm2油层平均驱油效率为41.1％，当评价油藏的平均渗透率为　500×10-3μm2时，在相同注入倍数下的平均驱油效率为37.8％，则校正系数为0.92。
由于储层的润湿性对驱油效率也有较大的影响，故前述亲油油层ED～μR　关系式所确定的驱油效率，对于弱亲水油层应在此基础上增加5.0％～6.0％，强亲水油层应在此基础上增加9.0％～10.0％。
６、自然递减率和剩余可采储量采油速度评价
（１） 自然递减率评价
评价一个油藏产量自然递减率的大小是否合理可以将实际自然递减率标到理论自然递减率图版上进行对比。若实际值接近或低于理论值，则是合理的，反之，则不合理。理论自然递减率图版制作方法如下：
首先作出该油藏的无因次采液、采油曲线，然后按下式计算理论自然递减率,并作出理论自然递减率图版：

式中：DTHi—第i点的理论自然递减率，％；
　　JDOi、JDOi+1—第i点和i+1点无因次采油指数，f；
JDLi、JDLi+1—第i点和i+1点无因次采液指数，f。
　　下图为锦１６断块西部自然递减率对比图版。由图可明显看出，在高含水阶段断块的实际自然递减率低于理论自然递减率，表明断块产油量的自然递减是合理的。

（２）剩余可采储量采油速度评价
剩余可采储量采油速度综合反映了目前开发系统下油藏开发效果的好坏。剩余可采储量采油速度的高低不仅受人为因数的影响，而且与开发阶段有关。通常按下列标准来评价剩余可采储量采油速度的高低：
　　　　　　　剩余可采储量采油速度分类评价标准表　　　　　　％
可采储量采出程度
％
中高渗透率层状砂岩油藏
低渗透率砂岩油藏　※※　
一类
二类
三类
一类
二类
三类
＜50
≥5
＜5～≥4
＜４
≥5
＜5～≥4
＜4
≥50
≥7
＜7～≥5
＜5
≥6
＜6～≥5
＜5
※※　注：含裂缝性低渗透砂岩油藏

７、可采储量评价
可采储量是反映注水开发油藏水驱开发效果好坏的综合指标。由于股份公司要定期进行标定。因此，在进行注水开发效果评价时，应按行业标准《石油可采储量计算方法》（SY／T5367－1998）计算本油藏目前条件下的水驱可采储量值并与标定值进行对比分析，评价综合治理措施是否得当，制定提高本油藏水驱采收率、进一步改善开发效果的新的技术方法和技术措施。
８、注水开发效果综合评价
在上述分析评价的基础上，可以按下述标准（SY／T6219－1996）对油藏整体开发水平进行分类评价：

中高渗透率层状砂岩油藏开发水平分类指标表
序

号
中 国 石 油 天 然 气 行 业 标 准
项 目
类 别
一
二
三
１
水 驱 储 量 控 制 程 度 ％
≧85
<85~≧70
<70
２
水 驱 储 量 动 用 程 度 ％
≧75
<75~≧60
<60
３
能量保持水平和能量利用程度 *
PR>0.85Pb
*
*
４
年产油量综
合递减率％
采出程度<50%前
≤5
>5 ~≤7
>7
采出程度≧50%后
≤7
>7 ~≤9
>9
５
水 驱 状 况 **
**
**
**
６
注　水　井　分　注　率　　％
≥80
<80~≥60
<60
７
配　注　合　格　率　　　　％
≥70
<70~≥60
<60
８
动态监测计划完成率　　　　％
≥95
<95~≥90
<90
９
操作费控制情况
***
***
***
注：上述指标中有８项达标方可划入该类

低渗透率（含裂缝型低渗透）砂岩油藏开发水平分类指标表
序

号
中 国 石 油 天 然 气 行 业 标 准
项 目
类 别
一
二
三
１
水 驱 储 量 控 制 程 度 ％
≧70
<70~≧60
<60
２
水 驱 储 量 动 用 程 度 ％
≧70
<70~≧50
<50
３
能量保持水平和能量利用程度 *
PR>0.85Pb
*
*
４
年产油量综
合递减率％
采出程度<50%前
≤6
>6 ~≤10
>10
采出程度≧50%后
≤8
>8 ~≤12
>12
５
水 驱 状 况 **
**
**
**
６
注　水　井　分　注　率　　％
≥80
<80~≥70
<70
７
配　注　合　格　率　　　　％
≥65
<65~≥55
<55
８
动态监测计划完成率　　　　％
≥95
<95~≥90
<90
９
操作费控制情况
***
***
***
注：上述指标中有８项达标方可划入该类
　能量保持水平和能量利用程度:一类标准地层压力为饱和压力的８５％以上，油
井平均生产压差逐年增大；二类为虽未造成脱气，但不能满足油井提高排液量
的需要，油井平均生产压差基本稳定（±１０％以内）；三类为既造成油层脱气
也不能满足油井提高排量的需要，油井平均生产压差逐年缩小。
** 　水驱状况的一类标准为油藏应在已经达到开发方案设计的综合含水和采出程度
曲线以上运行，向提高采收率方向发展；二类为油藏的实际开发曲线接近开发
方案设计的综合含水和采出程度曲线；三类为油藏未达到方案设计的采收率，向
降低采收率方向发展。
***　操作费控制状况：在扣除物价上涨因素后，年度油田实际生产操作费分为三类：
　　　　　一类油藏的操作费比上一年有所下降；
　　　　　二类油藏的操作费增加值小于上一年的5％；
　　　　　三类油藏的操作费大于上一年的5％。
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