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油田油井增产措施经济极限问题研究摘要：随着全球石油需求的不断增长，油田油井增产成为石油勘探开发的重要课题。
本文以油田油井增产措施经济极限问题为研究内容，通过分析油井增产措施的经济性，并结合实际案例，探讨了油井增产的经济极限及其影响因素，并提出了相应的解决方案。
关键词：油田油井；增产措施；经济极限；影响因素；解决方案引言：随着石油资源的有限性日益凸显，油田油井增产成为油田开发的重要手段。
油田油井的增产措施是指通过技术手段和管理措施提高油井产能和产量的方法。
在实际操作中，油井的增产经济有一定的极限性。
如果超过了经济极限，将导致增产措施的投资回报不佳，甚至亏损。
研究油田油井增产措施的经济极限问题对于制定合理的油田开发策略具有重要意义。
一、经济极限的概念与特征：经济极限是指在一定的技术条件下，油井增产措施的投资与收益达到平衡的边界。
超过了经济极限，增产措施将产生负面的投资回报率。
经济极限的特征包括以下几个方面：1. 收益递减：随着投入的增加，增产效果递减，投资回报率逐渐降低。
2. 投资回收期延长：超过经济极限后，投资回收期将延长，增产效果需要更长的时间才能收回投资。
3. 产量上限：经济极限是产量的上限，无法通过增产措施进一步提高产量。
二、影响因素：油田油井增产措施的经济极限受到多个因素的影响，主要包括以下几个方面：1. 油井原始状态：油井的初始产能和产量将影响增产措施的经济极限。
如果油井初始状态较低，增产的潜力相对较大，经济极限相对较高。
2. 市场需求：油价的高低对增产措施的经济极限影响较大。
当油价较高时，增产措施的经济极限相对较高；反之则相对较低。
3. 技术水平：油井增产的技术水平和成本也会影响经济极限。
技术水平较高且成本较低的增产措施，经济极限相对较高。
4. 管理水平：油田开发的管理水平也会对经济极限产生影响。
管理水平较高的油田，相对能够提供更高的经济极限。
三、解决方案：针对油田油井增产措施的经济极限问题，可以采取以下几个解决方案：1. 技术突破：通过技术创新和改进，提高油井增产措施的效果和经济效益，从而提高经济极限。
・37・一、引言油藏管理(Reservoir Mana g ement )是当今国际石油界最流行的用语之一。
油藏管理的实质是为合理利用多种技术达到最大经济效益和经济采收率,手段是将油藏地质、技术、经济与管理等学科相结合,谋求多学科的协同与综合,以达到最好的经济效益和开发效果。
对于油田来说,油田开发进入含水不断上升,单井日产油量不断下降,单位采油成本升高,经济效益滑坡阶段,就要对老井和那些收不抵支的低效井采取相应的措施,从技术经济上制定单井亏损界限标准,以便管理人员定期对高含水井普查,采取针对措施,扭亏为盈,提高油田开发整体经济效益,为优化单井产量,优化油藏管理提供一种经济评价手段。
二、基本原理根据盈亏平衡原理,如果单井日产油量为Q 0,每吨原油售价为P ,原油商品率为a ,则每口油井的年收入为:S =Q 0×t ×a ×P 式中:S —单井年收入,元;Q 0—单井日产油量,吨/天;t —油井年生产天数,天;a —原油商品率,小数;P —原油价格,元/吨。
平均单井需上交国家的税金为:G =S ×β+Q 0×t ×k 式中:G —平均单井年税金,元;β—综合税率,小数;k —资源税和储量占用费,元/吨。
单井年操作费为:谢丛姣:女,硕士,中国地质大学(武汉)石油系讲师,主要从事油藏优化管理方面的教学与科研工作(430074,武汉武昌喻家山中国地质大学石油系)。
汪嘉联:男,高级工程师,前大采油厂总地质师,毕业于石油大学采油工程专业,现从事油田开发地质研究与管理工作(131100,吉林省松原市吉林石油集团有限责任公司前大采油厂)。
【提要】本文以吉林油田前大采油厂387口油井为例,应用盈亏平衡的原理,从技术经济的角度进行低效井评价,并对特低效井提出开发措施,为油藏优化管理提供一种经济评价手段。
实践表明该评价结果对油井现场开采有指导作用。
【主题词】吉林油田盈亏平衡技术经济油藏优化管理谢丛姣油井技术经济评价方法谢丛姣汪嘉联地质科技管理1998年第6期MANA GEM EN T ON GEOLO GICAL SCIENCE AND TECHNOLO GY No.6,1998・技术经济・C=F+Q0×t×v/(1-f w)式中:C—单井操作费,元;F—单井平均年固定成本,元;v—吨液可变成本,元/吨;f w—油井含水率,小数。
油田油井增产措施经济极限问题研究随着全球能源需求的增加，油田开发和油井增产成为了石油行业的重要课题。
油藏地质条件、油藏物理性质、油井技术、油田开发规模等因素，都对油井增产措施的经济极限产生了重要影响。
为了实现最大程度的经济效益，研究油田油井增产措施的经济极限问题势在必行。
一、油田油井增产措施的基本概念油田油井增产措施是指为了增加原有油井产量而采取的一系列技术措施。
一般来说，油田油井增产措施可以分为三大类：地面增产措施、油井延产措施和油藏改造措施。
地面增产措施是指在地面上对油井的生产过程进行优化，包括改进采油工艺、提高采油效率、降低采油成本等。
油井延产措施是指通过调整油井的生产方式或者进行维护，延长油井的产能寿命，提高油井的产量。
油藏改造措施是指通过改变油藏的物理性质或者通过注入化学剂或者水进行调整，以改变原有油藏的产油方式，提高原有油井的产量。
以上三类措施并不是孤立存在的，而是相互联系、相互影响的。
油井的地质、物理特征以及工程设备、技术标准等都决定了油田油井增产措施的可行性和经济性。
油田油井增产措施的一切研究都是为了实现一定的经济目标。
经济性评价指标是评价油田油井增产措施效果的关键。
一般来说，经济性评价指标主要包括以下几个方面：1. 资本投入和现金流资本投入是指投入到油田油井增产措施中的资金，包括各种设备、技术改造和人力物力的费用。
现金流则是指油田油井增产措施实施后产生的收入和支出的现金流量。
2. 投资收益率投资收益率是指投资者对投资项目的回报预期，一般来说，油田油井增产措施的投资收益率应该高于其他投资项目或者高于相同行业其他项目的平均水平。
3. 投资回收期投资回收期是指油田油井增产措施实施后所需时间内，投资项目的净现值等于零。
投资回收期越短，说明投资项目的风险越低，回报周期越短。
4. 边际成本和边际效益边际成本是指增加一单位产出所需要的成本，边际效益是指增加一单位产出所带来的收益。
分析边际成本和边际效益的关系，可以帮助企业确定最优的生产水平。
油田油井增产措施经济极限问题研究在油田开发过程中，油井的增产措施是至关重要的一环。
随着石油资源的逐渐枯竭和市场需求的不断增长，油田油井的增产措施变得越来越重要。
在实施增产措施的过程中，经济极限问题成为了制约因素之一。
本文将对油田油井增产措施的经济极限问题进行研究，分析影响油井增产的因素，并探讨如何在经济极限下提高油井产量。
一、油井增产的影响因素1. 地质条件地质条件是影响油井产量的关键因素之一。
油井所处地质结构、储层性质、地层压力等都会直接影响油井的产能。
在一些地质条件较差的区域，增产措施可能会面临更大的困难和成本。
2. 技术手段采用的增产技术和手段也会直接影响油井产量。
通过水平井、水力压裂、远距离水平井等技术手段，可以提高油井的产量。
这些技术手段使用所带来的成本也是影响油井增产的重要因素之一。
3. 经济成本除了技术手段外，经济成本是影响油井增产的重要因素。
投入更多的资金、人力、物力等资源进行增产措施，可以提高油井的产量。
在经济成本有限的情况下，如何在经济极限下提高油井产量成为了一个挑战。
1. 成本效益分析在进行油井增产措施时，需要进行成本效益分析，评估增产措施的成本和可能带来的产量提升。
只有在经济上是可行的情况下，才能够继续进行增产措施。
面对经济极限，技术创新是提高油井产量的关键。
研发新的增产技术，提高技术效率，降低成本，是解决经济极限问题的重要途径。
3. 资源综合利用在进行增产措施时，需要充分利用已有的资源，避免资源的浪费。
通过优化工艺流程，提高资源利用率，可以在一定程度上降低增产措施的成本。
三、油井增产的经济极限下如何提高产量1. 优化生产管理通过优化生产管理，提高油井的开采效率，减少停产时间，提高生产能力。
有效的生产管理可以在一定程度上提高产量，降低成本。
2. 提高油井有效产能在经济极限下，提高油井有效产能是提高产量的有效途径。
通过技术手段增加油井的有效产能，可以在一定程度上提高产量。
3. 联合开采通过联合开采，多井复合开采，提高整体产量。
1、沉积相：是指在特定的沉积环境形成的特定的岩石组合。
例如河流相、湖相等。
沉积单元级别划分是相对的。
应从油田开发实际出发进行沉积相级别划分。
比如，河流相为大相，辫状河、曲流河、网状河为亚相，曲流河的点坝、天然堤、决口扇等为微相。
2、沉积微相：指在亚相带范围内具有独特岩石结构、构造、厚度、韵律性等剖面上沉积特征及一定的平面配置规律的最小单元。
3、开发层系：为一套砂、泥岩间互的含油气层组合，在沉积盆地内可以对比的层系。
4、有效孔隙度：岩样中那些互相连通的且在一定压力条件下，流体在其中能够流动的孔隙体积与岩石总体积的比值，以百分数表示。
5、渗透率：在一定压差条件下，岩石能使流体通过的性能叫岩石的渗透性，岩石渗透性的好坏以渗透率数值表示，流体通过孔隙介质时服从达西公式。
6、绝对渗透率：岩石中只有一种流体通过时，求的得渗透率值称绝对渗透率。
7、有效渗透率：岩石中有两种或三种流体，岩石对其中每一相的渗透率称有效渗透率或相对渗透率。
8、相对渗透率：有效渗透率与绝对渗透率的比值称相对渗透率。
9、孔隙喉道：砂岩颗粒堆积，粒间形成孔隙，孔隙和孔隙之间连接的窄细部分称孔隙喉道。
10、渗透率级差：研究储层层内渗透率非均质程度的指针之一，即层内最大渗透率与最小渗透率的比值。
11、渗透率变异系数：反映层内渗透率非均质程度，表示围绕渗透率集中趋势的离散程度。
12、渗透率突进系数：层内最大渗透率与平均渗透率的比值，也称非均质系数。
13、四性关系：是指岩性、物性、含油性和电性关系。
14、隔层：对流体流动能起隔挡作用的岩层，碎屑岩中储层中的隔层以泥质岩类为主，也包括少量其它岩性。
15、夹层：单砂层内存在一些不连续的薄层，如泥质、细粉砂质、硅质、钙质等薄层称夹层，它直接影响单砂层的垂直渗透率。
16、粘土矿物：组成粘土岩的矿物，有高岭石、蒙脱石、伊利石、绿泥石等，这些粘土矿物常充填于储层孔隙中，它的存在方式对储层的物性影响很大。
17、储层敏感性：所有油井的油层都受到不同程度的损害，对油层损害的程度即为储层敏感性。
高渗透油藏高含水阶段采收率标定和极限含水取值浅析摘要：滨南采油厂利津油田利7断块目前是一个比较典型的高渗透高含水阶段开发的油藏，其采收率的标定和可采储量计算具有一定代表性。
高渗透油藏高含水阶段开发的采收率的标定和可采储量计算主要取决于极限含水的确定，因此，必须对极限含水加以分析和确定，使之符合区块的开发实质，更准确地用水驱特征曲线方法标定高渗透油藏高含水开发阶段的采收率。
关键词：高渗透油藏高含水采收率可采储量极限含水一、概况利7断块位于利津凹陷北部斜坡利津断裂带，是中高渗透、低粘度、低饱和度、强亲水的层状砂岩构造复杂断块油藏。
含油层系沙二段，含油面积5.5km2，地质储量是1012×104t，油层埋深2040～2200m，油层岩性为粉砂、细砂岩。
孔隙度30.1%，渗透率1880.0×10-3um2。
从80年投入开发以来，经历了三次大的调整和两次大幅度提液后，已进入“三高”开发阶段。
2002年12月投产油井67口，开井54口，日产油能力300t/d，日产油水平284t/d，综合含水90.1%，单井日油水平5.3t/d，采油速度0.98%，采出程度43.2%；投注井25口，开井17口，日注水平2310m3/d，累计注水2168.30万m3，月注采比0.8，累注采比0.84，动液面772m，压降6.5Mpa。
由于多年的强注强采，造成注水和开发效果变差。
二、标定方法和标定结果利7块采用方法9（丙型水驱法）：WOR=A+B*Lp，进行可采储量及采收率计算，取值时间段1995.12-2002.12，不同含水计算结果如下表：利7块采收率计算结果表本次标定，极限含水取98%，采收率54%，可采储量547万吨。
三、适应性分析1.本次标定充分考虑成本和油价影响因素油井最低经济产量和油田年度经济产量，随着采油成本的降低而降低，随着原油价格的上升而减少。
其公式：油井日最低经济产量=平均单井费用/（吨油销售价格-吨油税金-吨油直接采油成本）/365；油田年最低经济产量=年生产总费用/（吨油销售价格-吨油税金-吨油直接采油成本）（见下表）。
油田油井增产措施经济极限问题研究随着全球能源需求的不断增长，油田油井增产成为了当前石油行业中的一个重要课题。
油井增产是指利用各种技术手段，提高油井产能，实现更多的油藏开采，以满足市场对石油的需求。
在实施油井增产措施时，必须考虑到经济性的极限问题，即增产投入和产出之间的平衡。
本文将探讨油田油井增产措施的经济极限问题，并提出相应的研究和建议。
一、油井增产的经济意义油井增产是油田开发中的一个重要环节，其经济意义主要体现在以下几个方面：1. 提高石油产量和收益。
通过实施油井增产措施，可以有效提高油田的产量，增加石油资源的开采量，从而提高油田的经济效益。
2. 延长油田寿命。
通过增产措施，可以延长油田的生产周期，延长油田的生产寿命，为国家提供更长时间的能源保障。
3. 促进石油产业发展。
油井增产可以带动石油产业链条上下游的发展，促进相关行业的发展和就业，为国家经济发展做出贡献。
二、油井增产的技术手段油井增产是通过多种技术手段来实现的，主要包括：1. 钻井技术。
通过优化钻井工艺和选用合适的钻井工具，提高钻井效率，降低钻井成本。
2. 提高采油率。
采用提高采油率的技术手段，包括水驱、二次采油、三次采油等，提高油田的采油效率。
3. 技术改造。
通过油井改造技术，对老旧井进行改造，提高产量和产能。
4. 水平井技术。
通过水平井技术，提高油井的开采效率和产量。
5. 注水技术。
通过注水技术，提高油田的含水岩石中的原油的驱替效率。
以上技术手段可以有效地提高油井的产量和产能，实现油井增产的目标。
这些技术手段在实施时，也面临着一定的经济极限问题。
油井增产措施在实施时，需要综合考虑成本和效益，保障增产过程的经济可行性。
在实施油井增产措施时，可能会面临以下经济极限问题：1. 增产投入与产出之间不平衡。
在实施油井增产措施时，可能需要投入一定的成本，但产出并不一定能够实现预期效果。
增产投入与最终产出之间可能存在不平衡，造成资源浪费和投资回收困难。
高含水油田开发效果评价方法及运用
高含水油田开发是指原油中水的含量较高，通常超过20%。
这类油田开发具有很高的技术难度和经济风险。
为了评价高含水油田开发的效果，可以采用以下方法：
1. 经济评价：通过对油田的开发投资、生产效益和成本进行分析，得出开发的经济效果。
可以评价开发项目的盈利能力、投资回报率及内部收益率等指标，以判断项目的可行性和综合效益。
2. 投产率评价：投产率是指发现的油井中实际生产的油井数量与总井数的比例。
高含水油田开发投产率较低，主要是由于开发难度大、液体管理困难等因素导致。
通过对投产率进行评价可以判断油田的生产潜力和有效开发程度。
3. 含水割井率评价：含水割井率是指含水油井的割井比例。
含水割井率高表示油井开采效果不佳，需要采取相应措施进行改进。
通过对含水割井率的评价可以判断开发工艺和油井管理的效果。
4. 产能评价：通过对油井的生产能力进行评价，可以判断油井的生产效率和油田的开发能力。
可以评价井筒工艺、提高产量和降低成本等方面的工作效果。
5. 油井废液评价：由于高含水油田开发过程中会产生大量废液，对环境造成一定的污染。
通过对废液的处理和处置进行评价，可以判断油井管理和环境保护的效果。
6. 油田规模评价：油田规模是指油田储量的大小和可采程度。
通过对油田规模进行评价，可以判断油田的开发潜力和开发程度。
水驱特高含水期油田经济极限含水的确定毛一评【摘要】针对水驱特高含水期油田的开发特点,根据盈亏平衡原理建立了不同成本构成的油井经济极限含水计算模型.实际测算了大庆某区块不同油价下的经济极限含水,并将油井进行了经济效益分类.该方法为确定油井关井界限,指导油田经济有效开发提供了重要决策依据.%According to the waterflooding characteristics in extra-high water cut stage of oilfield, a calculation model which is based on profit and loss balance principle has been created. This model can be used to identify the economic limit water cut of producers with different cost component. With the use of this model, the economic limit water cut in a development block of Daqing Oilfield with different oil prices has been calculated, and according to the economic benefit, producers have been classified into different group. This model is a significant basis of well shut-in and oil-field development.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2011(011)032【总页数】3页(P7909-7911)【关键词】水驱;经济效益;盈亏平衡;含水率【作者】毛一评【作者单位】大庆油田勘探开发研究院,大庆 163712【正文语种】中文【中图分类】TE341目前，大庆喇萨杏油田已全面进入特高含水期。
文章编号：１６７３－８２１７（２０１２）０６－００８５－０３ＳＨ油田高含水期开发经济界限研究王 艳（中国石化河南油田分公司石油勘探开发研究院，河南南阳４７３１３２）摘要：近几年，受各种因素的影响，ＳＨ油田开发成本上升快，分析其开采成本上升的主要原因是：在油田开发后期高含水下，低产低效井比例增高，措施挖潜的难度越来越大，单井措施效果降低，三次采油的比重也逐渐加大。
为了提高措施有效率，需要关闭无效益井，以降低开发成本。
在考虑各种经济因素后，计算了单井次措施增油界限、老井含水和产量经济极限和注吨聚合物增油界限。
关键词：控制成本；经济效益；经济界限中图分类号：ＴＥ３１３．３４１ 文献标识码：Ａ１ ＳＨ油田的开发情况ＳＨ油田位于南襄盆地泌阳凹陷中部凹陷带，油藏类型主要为砂岩上倾尖灭型圈闭，１９７７年投产以来，经历了细分层系、井网加密、后期调整和聚合物驱等措施。
截止目前油田共有油水井数１２７９口，其中：油井７５４口，开发方式有注水、注聚和复合驱，年产油４９．８×１０４ ｔ，其中：水驱产量２１．８×１０４ ｔ，三次采油产量占一半以上，年产液１ ２５０×１０４ ｔ，综合含水９６．１％，油田进入高含水时代，采出程度４１．０５％，可采储量采出程度８９．９２％，采出程度很高。
由于油田到了开发后期，单井措施增油效果降低。
为了缓解水驱产量下降，三次采油的比重在加大，水驱的低产低效井也逐渐增多，造成ＳＨ油田的生产成本上升很快，从２００６年到２０１１年的开发成本上升趋势及构成见图１，注入费占总成本的比例最大。
图１ 成本上升趋势及构成图２ 开采成本上升的主要因素分析２．１ 措施增油成本上升在开发后期，措施挖潜的难度会越来越大，单井措施效果会降低（图２），措施增油成本就不断上升。
从图中可看出：单井次措施增油量每项措施基本上都是降低的。
这样，不考虑物价上涨因素，吨油成本也是上升的。
图２ ＳＨ油田措施单井次增油量２．２ 低产低效井比例增加注水开发后期，在高含水情况下，低产低效井逐渐增多，统计目前ＳＨ油田ＪＨ油组５５口井（开井数），单井产量低于１ｔ，含水高于９８％的有２５口，占开井数的４５％，日产油量只占总产量的２６％，日产液量占总液量的５７％，这部分低产井含水高，开发效益差，带动了油气提升费和油气处理费用的上升。
一般从两方面入手：1、含水上升主要是由于注入水引起的含水上升分析日注水量（注水强度）与含水的关系，注水强度大的下调注水，注水强度低的上调注水（特别是有孔隙水的高水饱油藏来说，这点尢为重要）如果是因裂缝引起的含水上升，一方面化堵调剖面、封堵高含水层，动用其它层，一方面停注，另外就直接转注如果是尖峰吸水引起注入水突进的，采用下调注水、剖面改造等方法2、含水上升主要是由于油井引起的分析采液强度与含水的关系，确定合理的采液强度（对于底水油藏、油水粘度比大的油藏来说，非常重要）分析流压（动液面）与含水、产量的关系，适当提高流压如果剩余油低（一般油井含水缓慢自然上升，采出程度高）的井，提高采液量对于油井含水上升，我认为主要从下面几点入手1.首先分析含水上升原因，通过化验鉴定水的矿化度，从而判断水的来源。
2.若水是来自生产层位，说明是水淹或根据地质图件判断出水具体层位，若是来自地表水，说明是窜层或上部有漏点，则可以通过找漏等措施，判断漏点以后，执行堵漏。
3.生产层位出水一般根据隔层厚度的大小，采取的措施有卡堵、填砂、注灰、打桥塞等措施实现分层开采的目的。
4.水淹层则可以采取调整对应水井的注水量，调驱等措施达到控制含水上升的目的。
1、油井含水急剧上升的危害当油井的含水达到98%时，意味着油井失去了开采价值，可见含水对油井生产的重要性，油井含水急剧上升对油井的生产造成很大的影响，首先是减缓了单井的采油速度，由于含水的急剧上升，造成日产油量急剧下降，从而减缓了单井的采油速度；其次是由于含水急剧上升，造成油层内大量原油开采不出来，从而降低了区块的采收率；再次，由于局部油井含水的急剧上升，造成注入水沿水线突进，一方面造成局部油层水淹，另一方面造成平面矛盾加剧，使其他区域油层注水见效慢或没有注水效果。
2、油井含水急剧上升的原因油井含水急剧上升是多方面原因造成的，分析研究以下几种情况。
2.1油井措施后含水急剧上升。
油井酸化措施后，含水急剧上升，而且一直居高不下，分析原因，一方面是酸化措施时，喷挤酸化液压力过大，造成油层裂缝增多，从而水线推进通道增多；另一方面酸液的浓度较高，酸液与疏通了高渗层或底水。
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+ r L g(Lm-Lp)×10-3×Fx （6-3-1）式中：P min —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/s 2； P p —满足一定泵效的泵口压力，MPa ； L m ，L p —分别为油藏中深和泵深，m ； F x —液体密度平均校正系数 r L —混合液柱密度，g/cm 3。
混合液柱相对密度，由以下方法计算：当产气量较多时：r L ＝r og (1－w f )＋r w w f （6-3-2） 油、气相对密度：rog ＝i/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=Pa S f PaG w ⋅+--⋅)]1/()11[(β（6-3-3）式中：G —油井生产气油比，m 3/m 3；S —天然气溶解系数，m 3/m 3，MPa ； Pa —取0.101325MPa ，大气压力； β—泵的充满系数，f ； f w —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。
Bfwo o wfo o L R AeL Tn P Ae L Tn Q P B f w +=（6-3-4）计算注水井井底流动压力的公式：bfww w jj aeL Tn Q P p += （6-3-5）式中：T —阶段日历天数，d ； n w —注水井数，口；L w —注水井时率，f ； Q L —阶段产液量，104m 3； P j —注水井井底流动压力，MPa ； n o —采油井数，口； L o —采油井时率，f ； Q j —阶段注入量，104m 3； 其它符号意义同前。
油田水矿化度分析------六项离子分析1、油井含水情况分析注水开发油田，或油层有底水时，油井生产一段时间后就会出水，油井见水后，要做好以下几方面的分析工作。
（1）分析水源。
油井中的水一般包括两类，即地层水和注入水，判断方法如下：①油层有底水时，可能是油水界面上升或水锥造成。
②离边水近时，可能是边水推进或者是边水舌进造成。
这种情况通常在边水比较活跃或油田靠弹性驱动开采的情况下出现。
③水层窜通，夹层水或上下高压水层，由于套管外或地层因素引起的水层和油层窜通。
④注水开发油田，可能是注入水推至该井。
⑤油井距边水、注入水都较近时，总矿化度长期稳定不变是边水，总矿化度逐渐降低是注入水。
⑥油井投产即见水，可能是误射水层，也可能是油层本身含水（如同层水或主要水淹层）。
（2）分析主要见水层。
（3）含水率变化分析。
2、原油中为什么会含水：原油中水分进入，主要有以下三种途径。
第一种是：油层中原始原油本身就含有水。
第二种是：为了保持油层压力，向油层内注入的水。
第三种是：原油在贮存和运输中受气温的变化，石油容器罐内交替排出气体或吸入空气，由于空气的不断吸入，水蒸气不断进入，使原油中的水分子增加等原因。
油井见水是指采出液中由刚开始的纯油变为油水混合了，指采出液出现水的那一时刻，但含水率不一定多高。
水淹指从注水井到生产井形成了一个注水通道，注入的水全部顺这个通道流到生产井，生产井采出液绝大部分或全部都是水。
3、原油化验含水的目的意义（1）原油化验含水的目的是为了计算纯油量，给地质人员提供资料，以采取有效措施保证原油生产。
（2）根据油层连通情况，结合原油含水资料，可判断来水方向，进一步了解地下情况，控制和改造地层。
4、油样中的水有几种方式存在？油样中的水有四种方式存在：包括游离水、悬浮水、乳化水和溶解水。
其中，游离水是指用倾斜方法就能分离出来的水；悬浮水是指一微小的颗滴散碎在原油中成机械混合的水；乳化水是指油和水均匀地乳化在一起的水；溶解水是指根据水在原油中溶解的能力而溶解在原油里的水，其数值甚小。
油田油井增产措施经济极限问题研究油田油井是石油开采的重要装备，其产出量和质量直接影响着石油勘探和开采的经济效益。
随着石油资源的逐渐枯竭及市场对高质量油品的需求不断增加，油井增产成为现代油田开发的重要课题之一。
然而，油井增产措施的实施并不是一蹴而就的，其中存在着复杂的技术和经济问题，需要从多个方面进行分析和研究。
一、油井增产措施技术问题1. 渗透率限制：油井在增产过程中，主要是通过提高渗透率来达到增产的目的。
但是，受到油层内部结构和岩石性质的限制，增产后的渗透率可能存在上限，导致增产效果达到饱和状态。
2. 提高采收率：油井中的石油是通过地层水驱、天然压力、人工压力等方式被提取出来的。
为了提高采收率，可以通过优化注水量、改善油井完井方式、提高溶液浓度等方法来达到增产目的。
3. 措施综合效应：油井增产措施是涉及多个环节的综合措施，因此，不同措施之间的协同作用和效应互补问题需要注意。
例如，通过控制注水量和改变进水的位置，有效地提高了油井的采收率和产量。
1. 成本效益问题：实施油井增产措施需要投入大量的资金和人力，因此需要考虑其成本效益问题。
具体而言，需要对增产措施的成本、增产效果、销售价格等进行全面考虑，评估其是否能够获得利润。
2. 利益分配问题：油井增产措施的实施涉及到多个利益相关方，包括油田公司、服务公司、技术人员等。
如何合理分配增产收益，同时保证油田公司的长期利益，是增产措施实施中需要解决的问题。
3. 技术水平问题：实施增产措施需要一定的技术实力和技术支持，这也需要油田公司在进行技术研发和引进方面做好准备。
在此基础上，油田公司还需要考虑技术水平对增产措施效果的影响。
综上所述，油井增产措施的实施涉及到多个方面的问题，需要从技术和经济角度进行全面考虑和分析。
只有平衡各方面的关系，综合考虑各种因素，才能实现增产措施的可持续发展。
油井含水经济极限分析郭雪茹(中国石油长庆油田分公司油气田规划所，西安，710021)摘要：文章主要针对进入开发中后期的老油田面临油井含水上升、产量递减的问题，运用盈亏平衡分析原理，建立不同油井含水经济极限模型，并据此将油井分为A 、B 、C 、D 四类井。
同时，运用单因素影响分析法，反算油井可承受的最低油价、最低开井时率及最高单井年操作成本，以便进行分类管理。
关键词：油井含水 经济极限 盈亏平衡分析 分类管理根据产品生命周期理论，任何产品都有一个从研制、生产、使用直至被淘汰的过程。
油田开发也遵循这个规律，存在一个建设期、稳产期、递减期的过程。
随着油田开发进入中后期，油田含水逐渐升高，产量逐渐递减，严重影响油田的开发效益。
因此，为确保油田持续、有效、快速发展，根据不同阶段油田开发特点，制定合理的开发技术经济政策界限，就显得尤为重要。
1 油井含水经济极限的含义油井开发到一定阶段，其含水达到某一数值时，投入与产出相抵，含水如再升高，就出现亏损，油井此时的含水率称为含水经济极限。
2 油井含水经济极限的计算模型2.1 分析原理根据盈亏平衡分析原理，即收入等于成本费用，确定含水经济极限。
含水经济极限越高，油井盈利的可能性越大，亏损的可能性越小；反之，含水经济极限越低，油井盈利的可能性越小，亏损的可能性越大。
2.2 计算模型基本公式：365⨯单井日产液量⨯开井时率⨯（1－含水率）⨯商品率⨯（油价－单位税金）=单井年成本费用 （1） 模型1f max1=1－()⋅-⋅⋅⋅⋅⋅R P Q C L Cτα365104f max1——油井含水经济极限1，%； C c ——单井年操作成本，万元； Q L ——单井日产液量，t/d ； α——商品率，%； τ——开井时率，小数； P ——原油价格，元/t ； R ——吨油税金，元/t 。
该模型确定了当油井的年税后收入等于油井年操作成本时的含水经济极限。
（2） 模型2f max2=1－()⋅-⋅⋅⋅⋅⋅R P Q C L Sτα365104f max 2——油井含水经济极限2，%； C S ——单井年生产成本，万元。
单井年生产成本为单井年操作成本与折旧、折耗之和。
该模型确定了当油井的年税后收入等于油井年生产成本时的含水经济极限。
（3） 模型3f max 3=1－()⋅-⋅⋅⋅⋅++R P Q C C C L K q S τα365)(104f max 3——油井含水经济极限3，%； C q ——单井年期间费用，万元； C K ——单井年地质勘探费，万元。
该模型确定了当油井的年税后收入等于油井年生产成本与应分摊的期间费用、地质勘探费之和时的含水经济极限。
这三个模型层层递进，成本费用范围逐渐扩大，从而确定了三类油井含水经济极限。
3 案例计算分析截至2002年，某油田处于中含水开发阶段，综合含水率49.7%，为保证油田稳产，加强油田含水经济极限分析，争取在中高含水阶段，获得较好的开发效益。
3.1 有关参数及开发数据某油田2002年有关参数及开发数据如下：(1) 2002年全年实际销售平均价格为1 458.94元/t ，折合23.72美元/桶。
(2) 单井年均商品率95.56%。
(3) 根据油田平均水平，单井年开井天数276.9天，即开井时率0.76；平均单井日产液7.12t 。
(4) 原油总的销售税金及附加、资源补偿费平均每吨商品油税金为28.57元/t 。
(5)根据油田平均水平，单井年操作成本32.92万元，单井年折旧、折耗35.48万元，单井年应分摊的期间费用为6.22万元，单井年地质勘探费6.53万元。
3.2 油井含水经济极限f max1=1－()⋅-⋅⋅⋅⋅⋅R P Q C L Cτα365104=87.78%f max2=1－()⋅-⋅⋅⋅⋅⋅R P Q C L Sτα365104=74.6%f max 3=1－()⋅-⋅⋅⋅⋅+R P Q C C L q S τα365)(104=69.87%根据油井含水经济极限三个模型的计算，油井年税后收入能弥补操作成本的含水经济极限为87.78%，能弥补生产成本的含水经济极限为74.6%，既能弥补生产成本，又能弥补应分摊的期间费用、地质勘探费的含水经济极限为69.87%。
该油田目前的综合含水率为49.7%，均小于上述三值，因此油田目前的开发含水率可获得较大效益。
由于该油田油井的年折旧、折耗额较大，因此对油井经济极限含水影响较大。
3.3 单因素影响分析在油田开发时期，各因素、变量都是不断变化的，尤其是油价、单井年操作成本、开井时率的变化更为显著，下面分析这三个因素的变化对含水经济极限的影响。
(1) 油价的影响分析假设其他因素不变，油价的变动对含水经济极限的影响如表1。
表1 不同油价的含水经济极限 %从上表可看出，油价与含水经济极限同向变动，即随着油价的上升，含水经济极限也随之上升。
由于含水经济极限上升，表明油田的盈利区范围扩大，即盈利的可能性加大，因此，我们所追求的是采取措施使油井的含水经济极限上升。
2002年该油田的综合含水率为49.7%，均小于在1 458.94元/t 油价水平下所计算的三类指标。
当油价下降为800元/t 时，f max3为44.14%，小于49.7%，油井处于亏损状态。
为确保49.7%含水率的经济性，运用内插法对该49.7%含水率所能承受的最低油价进行计算。
采用指标f max3，当P =800元/t 时，f max3=44.14%，当P =900元/t 时，f max3=50.55%。
P =800+（100⨯%14.44%55.50%14.44%7.49--）=886.74（元/t ）在油价为886.74元/t 时，49.7%的含水率可保本，低于此价格，油井就亏损。
(2) 开井时率的影响分析假设其他因素不变，开井时率变动对含水经济极限的影响如表2。
表2 不同开井时率的经济极限含水 %随着开井时率的提高（年开井天数增加），含水经济极限不断上升。
当开井时率达到1时，即全年365天开井，含水经济极限分别为：f max1=90.73%，f max2=80.73%， f max3=77.15%。
所以，应最大限度增加年开井天数，以扩大油井盈利区域。
在2002年开井时率为0.76（年开井天数276.9天）的条件下，49.7%的含水率可获得较大利润。
当开井时率下降为0.38（开井天数139天）时，f max3=39.75%，小于49.7%，油井处于亏损状态。
运用内插法计算经济极限含水为49.7%时的开井时率。
采用指标f max3，当τ=0.38时，f max3=39.75%，当τ=0.46时，f max3=49.79%。
τ=0%75.39%79.49%75.39%7.49--⨯)=0.45油井可承受的最低开井时率为0.45，即油田应采取措施保证单井年开井天数达到164天，才能保证在49.7%的含水率时有利可图，少于164天，油田就处于亏损状态。
(3) 不同单井年操作成本的含水经济极限假设其他因素不变，单井年操作成本的变动对含水经济极限的影响如表3。
表3 不同单井年操作成本的含水经济极限 %单井年操作成本与含水经济极限反向变动，即随着单井年操作成本的上升，含水经济极限不断降低，这将减少油井的盈利区域。
当单井年操作成本由32.92万元上升到98.77万元，经济极限含水（f max3）由69.87%下降到45.43%，下降幅度较大。
此时，油井49.7%的含水率就已处于亏损状态。
运用内插法计算油井可承担最高操作成本。
采用指标f max3，当C c =82.31万元，f max3=51.54%，当C c =98.77万元，f max3=45.43%。
C c =98.77－(16.46⨯%43.45%54.51%43.45%7.49--)=87.27（万元）通过计算，必须将油井的单井年操作成本控制在87.27万元之内，才能确保49.7%含水率的经济性，高于此值，油井处于亏损状态。
4 结论及建议通过上述三个计算模型，确定了油井的三类经济极限含水，据此对处于中高含水阶段的油井进行分类管理。
（1）A 类井，含水率≤f max 3油井年税后收入能弥补全部成本费用（包括生产成本和应分摊的期间费用）及地质勘探费。
此类油井属于效益一类。
（2）B 类井，f max 3<含水率≤f max 2油井年税后收入不能弥补全部成本费用，但能弥补生产成本。
此类油井属于效益二类。
（3）C 类井，f max 2<含水率≤f max 1油井年税后收入不能弥补生产成本，但能弥补操作成本。
此类油井属于效益三类。
（4）D 类井，含水率>f max 1油井的年税后收入不能弥补操作成本。
此类油井属于无效益。
通过以上案例计算，很明显，该油田的综合含水率49.7%< f max3 =69.87%。
由于案例计算所采用的参数及开发数据是根据油田平均水平确定的，因此，只能说明该油田油井的平均水平属于效益一类，单井年平均可获利润54.64万元，综合含水上升1%，单井年平均可获利润减少2.4%。
根据每个油井的开发数据确定油井含水经济类别，进行分类管理，对高含水、低效、无效益油井、区块重点归口管理，实施综合治理，延缓老油田递减。
（1）改进生产管理方式。
对高含水、低效无效且无潜力油层的油井回收设备，实行计划关井；对具有潜力油层，但现阶段暂时无法动用的油井实行暂时性关井；对易管理且采取间开方式不影响产量的油井实行间开。
（2）引入市场机制，根据市场油价，及时调整油井含水经济极限，采用分类开井。
（3）依靠新技术、新工艺，实施工艺流程再造；加强注水管理，提高水驱油效率和水驱控制程度；加强措施管理，提高措施有效性，夯实稳产基础。
（4）改变管理方式，实行边远低效油井集中承包管理，降低人工成本。
油井含水经济类别的确定是一个动态过程，应依据市场变化，即油价和成本费用的实际，及时进行调整。
采取措施提高油井含水经济极限，减少C类井和D类井数量，增加A类井和B类井数量，提高油井效益。
参考文献1 刘守军等.现代化信息技术在油田开发方案编制中的应用.油气田地面工程,2003(4)Analysis of Economic Limit of Water-Containing Oil WellGuo Xueru(CNPC Changqing Oil-Field Company, Xian,710021)AbstractIn view of the problem of rising water content and falling oil output that is encountered by old oil fields at their intermediate or late stage of production, this paper sets up water content economic limit models for different oil wells by means of breakeven analysis. According to such models oil wells are classified into four categories of A,B,C and D. Using one-factor influence analysis the author makes an inverse calculation of the lowest acceptable oil price, the least open well rate and the highest single well operation cost for oil fields for the purpose of classified management.Keywords:Water-containing oil well, Economic limit, Breakeven analysis, Classified management收稿日期：2003-09-16。
