【正文】 指開發(fā)利潤為零時的井網(wǎng)密度。 方法二在前蘇聯(lián)謝爾卡喬夫公式的基礎(chǔ)上，依據(jù)投入產(chǎn)出平衡原理，可得到如下公式： （6372） （6373） （6374）該方程左邊為加密井網(wǎng)后計算期內(nèi)產(chǎn)出的現(xiàn)值，方程右邊為加密井網(wǎng)的投入值。另一類是根據(jù)油田開發(fā)經(jīng)濟效益來確定井網(wǎng)密度，主要有以下一些方法：方法一（單井控制極限儲量法）該方法不但考慮了開發(fā)投資的利息，而且考慮了主開發(fā)期內(nèi)逐年銷售收入的利息和逐年操作費用的利息。 （6370） 井網(wǎng)密度經(jīng)濟界限論證井網(wǎng)密度是油田開發(fā)方案設(shè)計中的一個極其重要的環(huán)節(jié)，因為井網(wǎng)密度的大小直接影響采收率的高低、投資規(guī)模的大小和經(jīng)濟效益的好壞。方法二該方法的思想是加密井在規(guī)定時期內(nèi)商品產(chǎn)值，除補償本井總投入外，其利潤至少等于固定資產(chǎn)貸款的利息。從（6365）式可以看出，油井控制可采儲量的經(jīng)濟界限與單井鉆井建設(shè)、投資和投資貸款利率的開發(fā)評價時間之半次方成正比，與原油商品率和每噸原油的毛收入成反比。單井平均日產(chǎn)油量的經(jīng)濟極限計算公式如下 (6363)從(6363)式可以看出，當(dāng)油田開發(fā)評價年限一定時，平均單井日產(chǎn)油量的經(jīng)濟極限與一口井的鉆井投資、地面建設(shè)投資和貸款利率的開發(fā)年限之半次方成正比，與采油時率、原油商品率和每噸原油的毛收入（即每噸原油銷售價減去操作費）成反比，要想降低單井平均日產(chǎn)油量的經(jīng)濟極限，亦即提高低滲透油田的可開發(fā)性，就必須降低單井鉆井、建設(shè)投資和生產(chǎn)操作費用，提高采油時率和原油商品率。實際單井平均日產(chǎn)油量高于經(jīng)濟極限日產(chǎn)油量，說明油田開發(fā)具有經(jīng)濟效益。當(dāng)油井產(chǎn)油量的稅后收入與油井的最低日消耗費用（及最低運行費用）剛好持平時，其日產(chǎn)油量就是該井的經(jīng)濟極限產(chǎn)量；而當(dāng)單井產(chǎn)油量的稅后收入彌補維持油田正常生產(chǎn)所必須的最低運行費用時，這時的日產(chǎn)油量則為單井無效益產(chǎn)量。數(shù)學(xué)模型為： (6356)(6356)式就是計征稅金情況下的油田單井最小盈利產(chǎn)油量模型，它考慮了不同盈利能力與油田不同開采方式的影響。經(jīng)濟極限含水的計算，是依據(jù)盈虧平衡原理。由于各個油藏的地質(zhì)特點、生產(chǎn)地面環(huán)境條件及管理水平等差異，其經(jīng)濟極限含水率也不盡相同。經(jīng)濟極限含水是指當(dāng)油田（或）油井開發(fā)到一定階段，其含水達到某一數(shù)值時，投入和產(chǎn)出平衡，含水如再升高，就沒有利潤了。需要研究和確定油井的經(jīng)濟極限含水，以及經(jīng)濟極限水油比的技術(shù)政策界限。通過以上分析，各單一結(jié)構(gòu)的儲采比變化與自身的遞減密切相關(guān)，由于各結(jié)構(gòu)單元的遞減規(guī)律不同，產(chǎn)量規(guī)模不同，對結(jié)構(gòu)儲采比的影響程度有所差別，因此，對總的儲采比變化趨勢，可以通過分析結(jié)構(gòu)遞減得到。把（6351）式帶入（6347）式得： （6352）從（6352）式可以看出，多結(jié)構(gòu)油田儲采比變化趨勢是由上年的結(jié)構(gòu)儲采比和結(jié)構(gòu)遞減率決定的。對于多結(jié)構(gòu)油田的儲采比變化趨勢，應(yīng)該進行分結(jié)構(gòu)分析。3）結(jié)構(gòu)儲采比變化理論分析以上分析了單一結(jié)構(gòu)油田的儲采比變化趨勢與遞減的關(guān)系，對于多開發(fā)結(jié)構(gòu)油田，根據(jù)儲采比定義有： （6348）展開公式（348）得： （6349）整理公式（349）得： （6350）式中： ：t年儲采比：結(jié)構(gòu)i第t年年初剩余可采儲量：結(jié)構(gòu)i第t年的年產(chǎn)油量：結(jié)構(gòu)i第t年的儲采比即：油田總的儲采比等于各個結(jié)構(gòu)儲采比的產(chǎn)量加權(quán)之和。圖638 不同初始遞減條件下儲采比變化趨勢對比曲線根據(jù)儲采比與年對年遞減率定義有： （6345） （6346）式中： ——第t年遞減率 ——第t年年產(chǎn)油——初始剩余可采儲量將（6346）式代入（6345）式，整理得： （6347）由（6347）式可知，儲采比的值與上年的儲采比有關(guān)和當(dāng)年遞減率有關(guān)。在初始儲采比相同情況下，遞減變化規(guī)律不同，儲采比變化趨勢不同；在遞減規(guī)律相同情況下，初始儲采比不同，儲采比變化趨勢不同（圖638）。圖637 不同油田儲采比與可采儲量采出程度2）單一結(jié)構(gòu)水驅(qū)砂巖油田遞減階段儲采比變化趨勢分析（1）指數(shù)遞減條件下儲采比變化理論分析大部分砂巖油田的遞減規(guī)律符合雙曲遞減、指數(shù)遞減規(guī)律[4]，這里以指數(shù)遞減為例對儲采比變化進行分析指數(shù)遞減公式為: （6342）把（6442）式帶入（6441）式，積分、整理得指數(shù)遞減條件下的儲采比變化公式： （6343）式中：—t年儲采比——穩(wěn)產(chǎn)期末儲采比Di—初始遞減率當(dāng)時： （6344）從公式（6344）可以看出，在即油田保持穩(wěn)產(chǎn)時，儲采比與時間是直線關(guān)系，直線的斜率是1。在油田開發(fā)后期，隨著儲量動用程度的提高，油田含水的上升，產(chǎn)量進入遞減階段，由于各油田的遞減規(guī)律不同，儲采比的變化趨勢不同（圖641）。在油田上產(chǎn)階段，油田產(chǎn)量增加，累計產(chǎn)量增加，剩余可采儲量減少，儲采比快速下降。隨油田產(chǎn)量上產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)、遞減三個階段，儲采比的變化也相應(yīng)分為三個階段。 儲采比1)單結(jié)構(gòu)油田儲采比變化理論分析對于一特定油田，產(chǎn)量變化趨勢都要經(jīng)過上產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)、遞減，直至開發(fā)結(jié)束這一過程。與年對年自然遞減率計算方法一樣。受每年措施工作量大小、未措施井的采油速度大小、新井遞減率大小及新井產(chǎn)量占總產(chǎn)量比例的影響使該指標(biāo)的規(guī)律性變差，很難通過尋找該指標(biāo)的變化規(guī)律來預(yù)測未來產(chǎn)量的變化。年對年自然遞減率指上年新井、上年各種增產(chǎn)措施產(chǎn)量都作為老井產(chǎn)量情況下計算的產(chǎn)量遞減率。通過水驅(qū)特征曲線等油藏工程方法預(yù)測得到。即： （6340）其中： 稱為結(jié)構(gòu)系數(shù)； 為結(jié)構(gòu)含水； 為各類井結(jié)構(gòu)含水的變化幅度對全油田含水變化幅度的貢獻值。我們以分類井為基本單元，采用結(jié)構(gòu)分析的方法，對各類井產(chǎn)液結(jié)構(gòu)變化對含水的影響進行了分析。典型油藏各含水階段的合理流壓計算結(jié)果如表634所示。這一規(guī)律的發(fā)現(xiàn)，為礫巖油藏中高含水期提高排液速度提供了理論上的依據(jù)。圖636是以無因次的形式給出的最低允許流動壓力。圖635 典型礫巖油藏油井合理流壓與含水率關(guān)系曲線從圖中可以看出，隨著含水的升高，油井最低允許流動壓力值將逐漸降低。（6332）式中，除含水率fw外，其它參數(shù)均為定值，因此Pwf min可視為fw的函數(shù)。大慶油田的王俊魁高級工程師推導(dǎo)出了油井最低允許流動壓力與飽和壓力和地層壓力之間的定量關(guān)系式，即：　　 （6332） 　 （6333）式中：Pwf min—油井最低允許流動壓力，MPa； Pb—飽和壓力，MPa； PR—地層壓力，MPa。礦場系統(tǒng)試井結(jié)果表明：當(dāng)流壓降到一定界限以后，再降低流動壓力，油井產(chǎn)量不但不會增加，反而會減少。表633 新疆油田典型油藏中高含水階段合理地層壓力保持程度對比表 含水率（%）油藏合理壓力保持程度（％）fw=60fw=80fw=90fw=95七東中八道灣八區(qū)克上六中克下 油井合理流壓的確定方法 在油井井底壓力高于飽和壓力的條件下，隨著井底流動壓力的降低，油井產(chǎn)油量成正比例增加。 ，%，結(jié)合注采平衡法可以得到油藏合理壓力保持程度與含水的變化關(guān)系（見圖634）： （6330） MPa，%，結(jié)合注采平衡法可以得到油藏壓力保持程度與含水的變化關(guān)系（見圖634）： （6331）由以上關(guān)系式分含水階段計算典型油藏的合理壓力保持程度結(jié)果見表633。從圖633可以看出隨著含水的升高，油藏保持注采平衡的合理壓力將發(fā)生變化，而并非一固定不變的值，對Ⅰ、Ⅲ類油藏，隨著含水的升高，保持注采平衡的合理壓力將逐漸降低；對Ⅱ類油藏，地層壓力保持基本穩(wěn)定即可保持注采平衡，分類油藏平均合理壓力保持程度變化趨勢見表632。將流入生產(chǎn)特征曲線和注入生產(chǎn)特征曲線繪制在同一壓力座標(biāo)上，便可得到油藏的注采平衡圖。其表達式如下： （6326） （6327）式中：qt—任意含水階段的油井產(chǎn)液量，t/d；JL—油井任意含水時的采液指數(shù)，t/；Fo—油井含油率，f；Fw—油井含水率，f；Pr—油井地層壓力，MPa；Pb