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油水井动态分析指导书doc
油水井动态分析指导书
孤东采油三矿
2003年1月
油水井动态分析指导书
编写：
高维衣
参加：
陈红玲汪延富
李君丽张萍
审核：
陈清奎周伟东
孤东采油三矿
2003年1月
前言
为落实《采油矿产量运行模式》中全员参与开发的方向，实践用心经营岗位工作的工作理念，提高职工油水井分析技能，充分调动大家挖潜上产的积极性，特编写了本指导书。
群众性油水井分析活动，是油田开发管理的有效管理方法。
目前主要开发管理者是采油矿、采油队技术人员，存在管理视野面窄、局限性弊端，群众性油水井分析活动喊在嘴上，落实少，效果差。
实施油藏管理、全员参与开发，才能最有效挖掘油藏潜力，提高最终采收率。
编写此书，希望通过此书，能提高技术员、职工的油水井分析能力。
为采油矿的原油生产任务的完成献计献策。
本书共分六章十七节，第一章系统的讲解了油水井动态分析基础知识，从储油层的主要特性、原油的性质及油田水的化学成分、油田的储量、注水开发过程的三大矛盾，可以了解动态分析所要用到的基础资料；第二章说明了油田开发所常用的指标；第三章讲解了油水井动态分析必需的图表和曲线，各种图表的绘制和应用；第四章重点讲解了油水井动态分析程序，从资料的收集整理到对比分析，最后存在问题及下步解决措施；第五章列举了具体制定上产措施规范；第六章提出了达标的标准。
本书在编写过程中，得到了矿领导的精心指导和各队技术员的大力支持，使本书在深度和广度上有了进一步的提高。
书中若有不当之处，敬请大家批评指正，以便进一步修正。
目录
第一章油水井动态分析基础知识
第一节储油层的主要特性
第二节原油的性质及油田水的化学成分
第三节油田的储量
第二章有关指标的计算
第一节产量方面指标
第二节管理方面指标
第三章油水井动态分析所必需的图表和曲线
第一节井位图的绘制和应用
第二节连通图的绘制和应用
第三节单层平面图的绘制和应用
第四节构造图的绘制和应用
第五节井组注采曲线的绘制和应用
第四章油水井动态分析程序
第一节资料的收集和整理
第二节对比与分析
第三节存在问题及措施
第五章具体制定上产措施规范
第一节准备工作
第二节确定油井产量影响因素
第三节制定上产挖潜措施
第四节挖掘停产、停注井方案的制定
第六章油水井动态分析达标标准
第一章油水井动态分析基础知识
第一节储油层的主要特性
石油在较高的压力和温度下，以流体状态存在于岩石的孔隙之中，分布于一定的面积之内。
因此原油的产量在很大程度上取决于储层的特性，它主要包括储油层岩石的孔隙性，渗透性和含油性。
一、储油层的孔隙度
岩石的孔隙体积与岩石的总体积之比叫岩石的孔隙度，是表示岩石中孔隙多少的指标。
埋在地下的岩石，虽然受压力的作用和胶结物的粘结已经变得坚硬紧密。
但是组成岩石的颗粒与颗粒之间仍有一定的孔隙，石油就是储存在这些小孔隙里。
岩石的孔隙度分为绝对孔隙度和有效孔隙度。
1、绝对孔隙度
是指岩石全部孔隙的体积（包括不连通的孔隙在内）与该岩石总体积的比值。
绝对孔隙度=（岩石全部孔隙体积/岩石的总体积）×100%
2、有效孔隙度
是指岩石中互相连通的孔隙体积与岩石总体积的比值。
一般所指的孔隙度为有效孔隙度，用百分数表示。
有效孔隙度=岩石互相连通的孔隙体积/岩石的总体积×100%
孔隙度是计算储量和评价油层特性的一个重要指标，砂岩的孔隙度一般在0.25—0.35之间。
3、影响孔隙度大小的因素
（1）砂岩碎屑颗粒对孔隙度的影响
如果砂岩粒度均匀，孔隙度就比较大；如果砂岩粒度不均匀，则可能出现大颗粒中间充填小颗粒的现象，使孔隙度变小。
如果颗粒直径大，孔道也大，孔隙度也就大。
（2）胶结物对孔隙度的影响
砂岩主要胶结物是泥质和灰质。
灰质中主要是石灰质和白云质。
通常用胶结物在岩石中的含量来表示岩石的胶结程度。
胶结物含量高，岩石比较坚硬；胶结物较少，岩石就比较疏松。
灰质胶结比泥质胶结牢固。
（3）胶结方式对孔隙度的影响
胶结方式是指砂粒与胶结物之间的接触关系。
第一种为基底式胶结，胶结物含量很多，碎屑都孤立地分散在胶结物中，彼此不相接触。
此种胶结的储油物性最差
第二种为孔隙式胶结，胶结物含量较基底胶结少，胶结物多分布在碎屑颗粒之间的孔隙中，碎屑大都是互相接触的，但仍有孔隙，故其储油物性较好。
第三种为接触式胶结，胶结物含量更少，只分布在碎屑岩颗粒接触的地方，其颗粒之间的孔隙常无胶结物，故其储油物性最好。
二、储油岩的渗透性
地下原油在一定的压差下，从岩石孔隙中流向井底，多孔岩石允许流体（油气水）通过的性质，称为岩石的渗透性。
在油井开采中，我们发现油井的产能与油层岩石的渗透性有着密切的关系。
一般渗透性差的油层产能都比较低。
当然油井的生产能力还与井底的压力差、油层厚度和原油性质有关。
但渗透性的好坏也是影响产量的一个重要因素。
因此，在油田开发以及油水井动态分析中经常应用到这个指标。
1、渗透率
是指液体流过岩石的难易程度，是表示储油岩渗透性大小的指标。
目前，国际上通用的渗透率单位是平方米，以符号m2来表示；或二次方微米，以符号µm2来表示。
它们与达西、毫达西的关系为：
1µm2=1.01325达西=1013.25毫达西
2、绝对渗透率
当一种流体通过岩石，所测出来的渗透率叫绝对渗透率。
在岩心分析中，一般用气体测定绝对渗透率，因为气体对岩石孔隙的影响很小。
3、有效渗透率
在开采的大部分油层或区域，都是两种或两种以上的流体共存，如油—水，油—气或油—气—水等。
有两种或两种以上的流体通过岩石时，岩石对其中一种流体的渗透率叫做对这种流体的有效渗透率或相渗透率。
4、相对渗透
有效渗透率与绝对渗透的比值叫相对渗透率。
相对渗透率=有效渗透率/绝对渗透率
岩石的绝对渗透率，反映了岩石的物理性质。
岩石的有效渗透率，除了反映岩石的物理性质以外，还与流体的性质及流动特性有关。
油田在开发过程中，油层的有效渗透率是在不断发生变化的，即油层中由油的单相流动变为油气水同时流动，岩石对油的有效渗透率就会随着这种变化而降低。
5、渗透率在油层纵向上和平面上的差异
渗透率在油层纵向和平面上的差异是很大的。
这是因为岩石在沉积成岩时，受许多因素影响。
这些因素是：
（1）岩石孔隙度的大小。
岩石孔隙度大，则渗透率高。
孔隙大小与组成岩石的颗粒大小有关，粗砂岩的渗透率比细砂岩的渗透率高。
（2）岩石颗粒的均匀程度，如果岩石颗粒比较均匀，渗透率较高。
如果颗粒大小不一，小颗粒常填塞大颗粒之间的孔隙通道，因而影响原油的流动。
颗粒的均匀程度叫分选，分选好的岩石渗透率高。
（3）胶结物含量的大小，胶结物是使岩石颗粒相互联结的充填物质。
胶结物含量多时，常包围着颗粒，充填了孔隙，使孔隙孔道变小，增加油流阻力，使渗透率降低。
渗透率在平面上和纵向上的差异与油田开发关系十分密切。
纵向上的差异构成了注水开发中的层间矛盾和层内矛盾；平面上的差异构成了注水开发中的平面矛盾。
它们成为油田开发中的不利因素。
三、油层的含油性
油层绝大多数为沉积岩，这些沉积岩又是在水体中形成的，成岩之后在岩石孔隙中首先充满了水，石油是在生油层中生成后运移到储集层中去的。
因此储油层中除了含有石油外，还有不同数量的残存水。
我们把油层孔隙中含有石油的多少叫做油层的含油性，表示含油性大小的指标叫含油饱和度。
含油饱和度是指油层孔隙中的石油体积与油层有效孔隙体积的比值。
含油饱和度=油层孔隙中的石油体积/油层有效孔隙体积×100%
在原始状况下，如果油层中没有游离的气体，则油层孔隙中必然充满了油和水，也就是含油饱和度与含水饱和度之和应该是100%。
对于一个油藏来说，含油饱和度也不是一成不变的，一是随着油层岩性的区域性变化而变化；二是随着油田注水开发时间的延长，含油饱和度也会发生变化。
含油饱和度是油田开发中的一项重要数据。
通过它可以推算出油层含水的高低以及产能的高低。
总之，油层的孔隙度、渗透率和含油饱和度等各项指标，均是与油水井的动态分析有着密切关系的重要资料。
第二节原油的性质及油田水的化学成分
石油是一种十分复杂的天然有机化合物的混合物。
它主要是由碳、氢及少量的氧、硫、氮等元素组成。
不同地区，不同时代的石油，化学组成和物理性质可有千差万别，但其元素组成却变化不大。
根据分析，世界上大多数石油的元素组成为：
碳—80%-88%，氢—10%-14%，氧、硫、氮—0.3%-7%。
我国各油田所产的油也基本在这个范围内。
其具体数值是：
碳—83%-86%，氢—12%-14%，氧加硫加氮—2%-3%。
只有个别情况的原油含硫较高，可达7%以上。
一、地面原油的物理性质
地面原油的物理性质，取决于它们的化学组成，同一地区、甚至同一油田不同层位的石油，其物理性质可能也有明显的差别。
1、颜色
石油的颜色不一，有无色透明、淡黄、黑绿、淡红、黑色等。
我国川中某浅井的石油近于无色，克拉玛依的石油呈黑褐色。
玉门、大庆、胜利油田的石油均为黑色。
石油的颜色，与其胶质、沥青质的含量有关，一般它们的含量愈高，颜色愈深。
2、相对密度
原油的相对密度，是指在标准条件（温度在20℃和压力为0.1兆帕）下原油密度与4℃下纯水密度的比值。
原油的相对密度变化比较大，20℃时，一般介于0.75—1.00之间。
大庆原油的相对密度：
0.857—0.860
胜利原油相对密度：
0.85—0.93
大港原油相对密度：
0.84—0.86
通常把相对密度大于0.90的石油，称为重质石油；把相对密度小于0.90的石油，称为轻质石油。
相对密度大于1.00和小于0.75的石油，在自然界也有发现。
石油的相对密度决定于：
胶质、沥青质的含量，含量高者相对密度大；轻烃含量，含量高相对密度小；溶解气数量，含溶解气多者相对密度小。
相对密度是石油的重要物理参数之一，相对密度的大小反映了其石油工业价值。
一般石油的相对密度小，表明轻馏份多，工业价值高。
3、粘度
粘度是流体流动性能的量度。
即流体流动时分子之间因内摩擦而引起的粘滞阻力的大小叫粘度。
粘度的单位是帕斯卡·秒和毫帕·秒。
它与泊、厘泊的关系为：
1泊=10-1帕斯卡·秒；1厘泊=1毫帕·秒。
胜利油田沙河街组原油的粘度为10—90毫帕·秒。
影响石油粘度的主要因素：
石油相对密度增大，粘度升高；温度增高，粘度降低；压力增大，粘度升高；烷轻含量高粘度低；环烷轻含量高粘度高。
粘度的高低，决定了石油流动能力的强弱，与油井的产油量密切相关。
为石油的一项重要物理参数。
原油的物理性质还包括：
凝固点、初馏点、荧光性、旋光性、溶解性等。
胜利油田不同地区和不同的油层，原油的相对密度和粘度往往差异很大。
因此，在油水井动态分析中，我们经常根据原油特性的化验资料来判定和鉴别主要出油层。
基层采油队通过原油全分析和半分析取得原油物性资料。
半分析的内容为原油密度和原油粘度；全分析的内容为：
原油密度、动力粘度、运动粘度、凝固点、初馏点、馏程等内容。
二、地层原油的物理性质
地层原油和地面原油在性质上有很大的差异。
地层原油的许多物性与压力和溶解气有着密切的关系。
因此，在油田开发过程中，由于地层压力下降，溶解气量的析出，使地层原油的性质在不断发生变化。
1、地层原油的体积系数
地层原油的体积系数是指地层原油的体积与地面脱气原油的体积的比值。
B油=V地下/V地面
式中：
B油—地层油的体积系数；
V地下—原油的地下体积（米3）；
V地面—地面脱气后原油的体积（米3）。
在地层条件下的原油，由于溶解大量的气体和热膨胀的影响大于弹性的影响，所以原油的地下体积一般大于其地面体积。
因此，一般地层油的体积系数大于1。
地层油的体积系数与油气的性质，溶解气量以及温度、压力有关。
油中溶解气量越多，油的相对密度越小；气的重组分越多，相对密度越大，原油体积系数也就越大。
2、地层油的压缩系数
地层油的压缩系数是指压力每增减一个兆帕时，地层油的体积变化率。
地层原油的压缩系数，对分析油层驱油能量，不稳定试井压力传导计算都是一个重要参数。
3、地下原油的粘度
地下原油的粘度比地面原油要小得多，这是因为地下温度高，液体分子之间的吸引力相对减小，所以液体的粘度就减小。
另外，地层油中溶解的气量，原油中所含的沥青、胶质数量以及地层压力都是影响地层原油粘度大小的重要因素。
三、油田水
凡与油藏有接触的水统称油田水，也称地层水。
油田水的成分比较复杂，这不仅因为油田水长时间同油气相接触，而且还因为它原先被埋藏的时候，来自不同的环境（如淡水湖、咸水湖和海水等等）。
在埋藏之后又经历了相当长的复杂的演化历史。
在这期间，同其接触的周围岩石的性质、温度、压力的变化以及同地表水连通的程度，都可给油田水的化学成分以重要影响。
1、油田水中所含的主要离子
阳离子包括：
钠（Na+）、钾（K+）、钙（Ca2+）和镁（Mg2+）；阴离子包括：
氯（Cl-）、硫酸根（SO42-）、碳酸氢根（HCO3-）和碳酸根（CO32-）。
地层水生成于封闭的还原环境，所以它不含硫酸根离子；而地表水生成于氧化环境，所以它含硫酸根离子。
因此，硫酸根离子的有无是区别地层水和地表水的依据之一。
2、油田水的总矿化度
为了表示地层水中含有溶解物质的多少，常采用总矿化度这个概念。
总矿化度是指溶解在水中矿物盐的总量，用毫克/升表示。
即一升油田水中含有多少毫克的盐类。
不同油田、不同油层的水，它们的矿化度差别很大。
另外地层水和地表水的矿化度差别更大。
在油水井动态分析中常常根据总矿化度和氯离子的多少来判定油井见的是注入水还是地层水。
3、油田水的水型
根据油田水的总矿化度，可以对油田水进行大概的了解，但是要从本质上认识地层水的形成，并用以指导油田开发工作，还必须对水中的各种矿物盐类进行定量的分析。
根据离子的不同含量，按苏林分类法可以把油田水分为不同的水型。
即硫酸钠（Na2SO4）、氯化钙（CaCl2）、氯化镁（MgCl2）和碳酸氢钠（NaHCO3）型水。
不同的水型标志着油田水的不同成因。
硫酸钠和碳酸氢钠水型生成于大陆环境，表明油层或近或远与地面相连通，油田水与地面水相交替。
氯化镁水型生成于海洋环境，说明油层与地面不连通，而且含水层面积巨大。
氯化钙水型生成于地下深处的封闭环境，是典型的油田水。
具有这种水型的油田，油层保存完好，油层不但不与地面连通，而且不与广大水层相连通，封闭良好。
在现场油水井动态分析中，我们经常根据油田水的水型和总矿化度来分辨注入水和地层水。
胜利油田在注入开发初期，所注的是黄河水，其总矿化度一般在1000—4000毫克/升左右，水型为碳酸氢钠。
边水或底水的总矿化度一般都大于10000毫克/升，水型常常是氯化钙或氯化镁。
不同油田不同油层的水，它们所含离子的多少，总矿化度差别很大，水型也往往是不同的。
第三节油田的储量
石油储量是制定开发方案的物质基础，是确定矿场规模和开发年限的依据。
储量计算不准就会给国家造成巨大的损失。
一、地质储量和可采储量
石油深埋在地下，由于地质上和技术上以及经济上的各种原因，不能全部采出。
通常把石油储量分为两类，即地质储量和可采储量。
1、地质储量
是指在地层原始条件下，具有产油能力的储集层中石油和天然气的总量。
以地面条件的重量单位表示。
2、可采储量
是指在现代工艺技术和经济条件下，从储油层中可采出的油气总量。
对于一个油田来讲，可采储量与地质储量的比值，称为采收率。
采收率=可采储量/地质储量
采收率的高低除受油层条件、流体性质等客观条件的影响之外，在很大程度上是可以经过人们的主观努力来加以改善的。
因此，采收率是随着采油工艺技术水平的不断提高，而增产的可变数。
应该指出，对油田地质条件进行充分认识，制定正确的开发方案及一系列增产措施，是可以提高采收率的。
因此可采储量是反映油田开发水平的一个综合性指标。
二、石油储量的计算
计算石油储量的方法有容积法、统计法、物质平衡法和水动力学方法等。
对砂岩油层多采用容积法，其计算公式为：
Q=AhmSΥ/B
式中：
Q—石油的地质储量，百万吨；
h—油层平均有效厚度，米；
B—石油体积系数；
m—油层平均有效孔隙度；
A—含油面积，平方公里；
Υ—地面脱气原油的相对密度；
S—油层平均含油饱和度；
用容积法计算储量的各项参数，如有效厚度、含油面积、含油饱和度和孔隙度等，它们的求得，在不同的勘探阶段，由于勘探程度不同，精确度也有差别。
三、油层有效厚度
能够采出具有工业价值的石油的油层称为有效油层，有效油层的厚度叫有效厚度。
油层有效厚度的概念是非常严格的，它只包括含油层系中肯定产油的纯油砂岩厚度之和。
不包括现有经济技术条件采不出的含油层，不渗透夹层（一般为泥岩层）、水层及干层的厚度。
因此，有效厚度大的油层往往产能高。
由于沉积环境的影响，含油砂层在横向上是有变化的。
一些地区物性好，一些地区物性差，物性好的地方是有效层，物性差的地方成了非有效层。
这个油层是这样变化，另一个油层是那样的变化。
含油砂岩在垂向上的变化也是很大的，一段好，一段差，特别是含油砂层的顶部和底部往往出现一些过渡性的变化，渗透性差，含油性也差。
这些横向上和垂向上的变化都是渐变的，常常界限不清。
上述情况决定了划分有效厚度的工作是复杂的，只有在对于一个地区的地质、测井和试油资料作充分研究后才能定出标准来。
划分有效厚度的标准是根据油层的孔隙度、渗透率和含油饱和度大小来划分的。
孔隙度和含油饱和度反映了油层的储油能力，渗透率反映了油层产油能力，这些性质又综合地反映到测井曲线上。
第四节注水开发过程中的三大矛盾
在注水开发过程中，多油层非均质的油田，由于油层渗透率在纵向上和平面上的非均质性，注入水就沿着高渗透层或高渗透条带窜流，而中低渗透层和中低渗透区吸水很少。
这样各类油层的生产能力不能得到充分的发挥，从而引起一系列的矛盾现象，归纳起来有三大矛盾。
它们是影响高产稳产和提高采收率的基本因素。
要搞好油水井的管理和分析，首先要分析油水运动的规律，正确认识三大矛盾。
一、层间矛盾
是指高渗透油层与中低渗透油层在吸水能力、水线推进速度等方面存在的差异性。
高渗透层连通好，注水效果好，吸水能力强产量高，油层压力高，但是见水快，容易形成单层突进，成为高含水层，并干扰中低渗透层产油能力的发挥。
中低渗透层，渗透率低，注水见效慢，产量低，生产能力不能充分发挥。
当与高渗透层合采时，这些油层受到高压层的干扰，出油少或不出油，甚至出现倒灌现象。
层间矛盾使油井产量递减较快，含水上升速度快。
层间矛盾能否得到较好的调整，是油田能否长期稳定生产，油田能否获得较高采收率的关键所在。
二、平面矛盾
一个油层在平面上由于渗透率高低不一样，连通性不同，使井网对油层控制情况不同，因而注水后，使水线在不同方向上推进快慢不一样。
使之压力、含水、产量不同，构成同一层各井之间的矛盾，叫平面矛盾。
平面矛盾使高渗透区形成舌进，油井过早见水，无水采收率和最终采收率降低。
而中低渗透区，长期见不到注水效果，造成压力下降，产量递减。
三、层内矛盾
在同一个油层内，上下部位有差异，渗透率大小不均匀，高渗透层中有低渗透条带，低渗透层中也有高渗透条带。
注入水沿阻力小的高渗透条带突进，还有地下油水粘度、表面张力、岩石表面性质的差异，形成了层内矛盾。
在注水开发的各个过程中，如果有多种矛盾存在的话，其中必定有一种是主要的，起着主导决定作用的，其他则处于次要和服从的地位。
一般在注水开发初期，层间矛盾是主要的。
随着注入水侵入井内，平面矛盾就逐渐暴露出来。
而层内矛盾则是长期存在的，到了油田开发后期，进入全部水洗采油阶段，层内矛盾将上升为主要矛盾。
在不同的开发时期，哪个是主要矛盾必须视具体情况而定。
除了地层性质这一内部原因外，井网布署、油水井工作制度如果与地质情况不相适应，将会加剧上述各种矛盾
四、调整三大矛盾改善开发效果
1、层间矛盾的调整
层间矛盾的实质是同一油井中，各层注水受益程度不同，造成各油层压力和含水率相差悬殊，在全井统一流动压力的条件下，生产压差不同，使中低渗透层的出油状况越来越差，使得全井或全区块的高产稳产受到威胁。
调整层间矛盾的方法是在油水井中下入封隔器、配水器，把性质不同的油层封隔开。
对不同性质的油层实行分层注水和分层采油，使高、中、低渗透油层同时都发挥作用，以提高油田开发水平。
2、平面矛盾的调整
平面矛盾的实质是注入水受油层非均质性控制，形成不均匀推进，造成局部渗透率低的地区受益差，以致不受益。
因此调整平面矛盾，实质上就是要使未受益或受益差的地区充分受益。
提高其驱油能量，降低阻力，达到提高注水波及面积，多拿油少出水的目的。
其方法是根据油井的需要，经常调整注水井的水量，注水强度，补打新井，完善注采井网，以调整平面矛盾。
3、层内矛盾的调整
层内矛盾的实质也是不同部位受益程度和水淹状况不同，高压高含水层段干扰其他层段不能充分发挥作用。
层内矛盾突出的，一般是高渗透的厚油层。
调整方法是用选择性堵水，使高渗透条带的渗透率变低；改变吸水剖面和产液剖面；注表面活性剂，降低油水粘度比；寻求合理的注水强度。
总之，三大矛盾调整的核心问题是分层注水，达到保持油层压力，控制含水上升，提高原油产量实现稳产的目的。
所谓注好水就是根据油水运动的规律，随时按油层的需要调整水量，积极主动地进行层内、层间及平面的调整。
增加注水见效层位、见效方向和见效程度。
一个油层从某个方向见了水，或在某个方向上含水饱和度相对比较高，就可以从另一个方向上加强注水，提高压力，以抑制见水方向或含水饱和度相对较高的方向上的不利影响。
一口油井某一层见了水，就可以对其他油层加强注水，提高压力，克服见水层的不利影响。
这样就能促使各个部位的储量都动用起来。
使含水上升速度减慢，尽量延长高产稳产期，得到较好的开发效果。
第二章有关指标的计算
第一节产量方面指标
1、日产能力----一段时间的产量总和与实际生产天数的比值，吨/日
2、日产水平----一段时间的产量总和与这段时间日历天数的比值，吨/日；
3、平均单井产量----油田实际产量除以实际开井的井数。
4、油气比----产气量/产油量
5、实际采油速度----实际年产油量与地质储量的比值的百分数
6、折算采油速度----折算年产油量与地质储量的比值的百分数
7、采出程度——累计产量/地质储量*100%
8、综合含水率----产水量与油水混合总产量之比的百分数。
表示油田出水或水淹的程度，是个极其重要的指标。
9、注入量----一天向油层注入多少方水叫日注量，一个月向油层注入多少方水叫月注量，从注水开始到目前一共注入多少叫累计注水量。
10、注采比----注采比——日注量/（日液+日油*0.15）
第二节管理方面指标
1、水驱指数----（累计注水量-累计产水量）/累计产油量（地下体积）
2、自然递减率----{1-[（年累产量-措施井产量-新井产量）/标定水平*（1-n）月生产天数]12/n}*100%
3、综合递减率----{1-[（年累产量-措施井产量）/标定水平*（1-n）月生产天数]12/n}*100%
4、含水上升率----油田见水后，每采出1%的地质储量含水上升的百分数。
5、油（水）井资料全准率=[年（季、月）资料全准井数/年（季、月）资料应取井数]*100%
第三章油水井动态分析所必需的图表和曲线
在现场油水井分析活动中常用的图表很多，一般油水井动态分析常用的图表有：
井位图、油水井连通图、单层平面图、构造图、油井生产数据表、注水井生产数据表、井组注采曲线。
根据不同注采井组分析的需要，有的还绘制井组综合开发数据表、井组基本数据表、措施前后效果对比表、水淹图等。
下面介绍几种常用图表的绘制和应用。
第一节井位图的绘制和应用
井位图
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