提出原因
油田開發過程中, 隨含水的升高措施邊際成本不斷上升, 當噸油措施邊際成本上升到或大於與扣除稅金後的油價時, 措施將出現虧損, 依據規律求取的該含水值即為油藏措施的經濟含水界限。由於含水指標在實際套用中預測的不確定性及油藏達到某一含水值的成本難以準確預測, 實際套用時常將計算某一成本水平及含水條件下的措施最低增油量作為措施經濟界限。
計算公式
措施經濟界限計算公式如下:
措施增產界限式中:
措施增產界限———措施增油界限, 10t;
S ———措施費用, 萬元;
ΔS———增加的與油井有關的費用, 萬元;
k———成本利潤率, % ;
C(f) ———某含水下的變動成本, 元/ t;
當措施增油大於措施產量界限, 該項措施是有效益的。對油藏不同含水階段, 由於變動成本隨含水的升高呈上升趨勢。因此, 可以套用上述原理繪製油藏不同含水階段各種措施的增產油經濟界限圖版。
產油量預測方法篩選與評價
產油量預測是經濟可采儲量計算的關鍵問題之一, 直接影響著經濟可采儲量計算結果的準確與否。對於不同類型、不同開發方式和不同開發階段的油田, 預測產油量的適用方法差別很大, 預測結果的可靠性也存在較大差別。因此, 在調研和評價國內外有關預測方法的基礎上, 結合特高含水期油田的開採規律和開發狀況, 篩選評價出了適用油田所處開發階段的產油量預測方法: 類比預測法主要用於開發前期或初期油田的年產油量預測; 分析模型法主要用於開發前期或初期油田的年產油量預測; 油藏數值模擬法適用於開發油田整個開發期的年產油量預測; 水驅特徵曲線法適用於各種類型水驅油藏的穩產和遞減階段; Arps 遞減法是油田進入穩定遞減後, 套用較為廣泛的產量預測方法; 灰色模型法適用於進入穩定遞減的油田; AR 模型法適用於各種類型油藏的中後期開發階段。綜合以上個預測方法的篩選和評價, 認為Arps 遞減法、定液求產法、灰色模型法、AR 模型法比較適合高含水期油田產油量的預測。
實例分析
措施增產界限根據勝坨、孤島、孤東三個油田1999 年實際發生值取值, 各項參數的具體內容見右表。
勝坨、孤島、孤東油田現金流入分別為2587507 萬元、2135580 萬元、1230180 萬元,其中銷售收入分別為2548480 萬元、2102309 萬元、1211547 萬元; 現金流出分別為2316190 萬元、2119591 萬元、1238289 萬元, 其中流動資金分別為38282 . 1 萬元、31576 . 2萬元、17939 萬元, 經營成本1817541 萬元、1649511 萬元、1006052 萬元, 銷售稅金分別為344555 萬元、284232 萬元、163801 萬元。
勝坨、孤島、孤東油田的剩餘經濟可采儲量分別為2168×10t、1618×10t、907×10t , 稅後剩餘經濟可采儲量的貨幣值分別為212761 萬元、209964 萬元、81092 萬元, 剩餘經濟開採年限分別為12 年、8 年、7 年，如下表。
| 項目名稱 | 勝坨 | 孤島 | 孤東 |
| 稅後剩餘經濟可采儲量/ 萬噸 | 2168 | 1618 | 907 |
| 稅後剩餘可采儲量貨幣值/ 萬 元 | 212761 | 209964 | 81092 |
總結
無論是依靠天然能量（水驅或溶解氣驅）開發的油田，還是人工注水開發的油田，天然能量的消耗或含水率的增加，都會引起油田產量的遞減。為了保持油田的產能，降低產量的遞減率和提高油田的採收率，不失時機地進行以加密井為主要手段的開發調整工作是十分必須而重要的。然而，油水井的加密程度卻受到生產成本（操作費）、油氣價格和上繳稅率的制約。在考慮這些制約因素的條件下，提出了確定措施增產界限和極限井控面積的簡易方法。
一定埋藏深度的最小油田油層厚度經濟極限值和含油麵積經濟極限值並不是一成不變的，它隨著原油價格及勘探成果的視收益的變化而變化，當價格上升時，兩個經濟極限值變小，當價格下降時，其極限值則增大。因此，為了適應勘探發展的需要，就要對該值進行不斷的分析、不斷地更新，以期貫徹科學勘探的思路。
根據每個油井的開發數據確定油井含水經濟類別，進行分類管理，對高含水、低效、無效益油井、區塊重點歸口管理，實施綜合治理，延緩老油田遞減。
（1）改進生產管理方式。對高含水、低效無效且無潛力油層的油井回收設備，實行計畫關井；對具有潛力油層，但現階段暫時無法動用的油井實行暫時性關井；對易管理且採取間開方式不影響產量的油井實行間開。
（2）引入市場機制，根據市場油價，及時調整油井含水經濟極限，採用分類開井。
（3）依靠新技術、新工藝，實施工藝流程再造；加強注水管理，提高水驅油效率和水驅控制程度；加強措施管理，提高措施有效性，夯實穩產基礎。
（4）改變管理方式，實行邊遠低效油井集中承包管理，降低人工成本。
