CN104484556B - 一种油田开发评价方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种油田开发评价方法，包括：获取研究油藏区块的开发动态数据及相渗实验数据；根据含水率将研究油藏区块划分为若干个开发阶段；确定研究油藏区块的每个开发阶段的评价指标；计算研究油藏区块在每个开发阶段各评价指标的实际值和理论值；计算在每个开发阶段各评价指标的阈值；确定各评价指标对研究油藏区块开发效果影响的权重，获取评价指标权重矩阵；获取待评价油藏区块的开发动态数据；确定待评价油藏区块所处的开发阶段，计算其在该开发阶段评价指标的实际值；建立待评价油藏区块的评价指标隶属度函数，获取评价指标隶属度矩阵；计算待评价油藏区块的综合评价值，本发明提出的评价方法数据获取容易，降低了评价工作量，结果可靠。

Description

一种油田开发评价方法

技术领域

本发明属于油田开发领域，特别涉及油田开发评价方法。

背景技术

开发效果评价是油田开发永恒的主题。在油田开发的每个阶段，都需要开展开发效果评价工作，以确定油田调整、挖潜的方向和措施。从石油行业、国家油公司层面已经形成了如《油田开发水平分级》行业标准(SY/T 6219-1996)、《油田开发管理纲要》(2004年)等管理标准和规范，许多油田也建立了自己的开发评价体系，为油田管理和挖潜发挥了重要作用。

目前，从各种针对不同类型油藏的评价方法来看，主要有三类评价指标：一是从达西定律出发，层层分解出一系列注采技术指标，用注采技术指标来评价油田开发效果，主要以大庆油田为代表；二是从影响水驱开发效果的技术、管理、经济等所有指标出发，通过逻辑分析、关联度计算，确定评价指标，主要以胜利油田为代表；三是从目前广泛应用的行业标准等指标体系中挑选出部分指标或自己提出一些指标作为评价指标。总体看来，目前的各种指标体系的主要特点为：注采技术政策指标、技术管理指标和效果指标共存，逻辑上存在指标重复；有单位指标和无因次指标共存，难于比较；指标多且杂，如行业标准(SY/T6219-1996)多达14项，其中技术指标6项，管理指标7项，经济指标1项，造成评价工作量大；个别指标需要每年测试或者大量统计，获取困难。

从评价指标的标准来看，很少按照油藏的开发阶段来制定各评价指标的标准。如行业标准(SY/T 6219-1996)，只对“剩余可采储量采油速度”和“年产油量综合递减率”按照采出程度在50％前后划分为两个阶段，分别对这两个指标制定标准。而从开发规律上来看，不同类型油藏在各开发阶段都有不同的开发特征，如果不分开发阶段，按相同的标准来评价，难以反映油藏实际开发水平。

从评价过程来看，一般用评价时的当年或上年的指标数据来评价，年度数据的跳跃将造成结果的偏差。这种评价只能反映油藏在评价当年的开发状态，反映不出之前的技术政策对开发的影响，也反映不出当前开发情形的将来趋势。另外，也难以对处于不同开发阶段的同类油藏的开发效果进行对比。

发明内容

针对现有技术中油田开发评价方法的不足，本发明提出了一种油田开发评价方法，所述方法包括：

获取油藏区块中研究油藏区块的开发动态数据及相渗实验数据；

根据所述开发动态数据中的含水率将所述研究油藏区块划分为若干个开发阶段；

确定所述研究油藏区块的每个开发阶段的评价指标，所述每个开发阶段的评价指标包括阶段末可采储量采出程度、阶段含水上升率、阶段产量递减率及阶段末可采储量采油速度；

根据所述开发动态数据及相渗实验数据获取所述研究油藏区块在每个开发阶段的各个评价指标的理论值和实际值；

根据所述研究油藏区块的每个开发阶段的各评价指标的理论值和实际值确定每个开发阶段的各评价指标的阈值；

确定各评价指标对研究油藏区块开发效果影响的权重，获取评价指标权重矩阵；

获取所述油藏区块中待评价油藏区块的开发动态数据和相渗实验数据；

根据所述待评价油藏区块的开发动态数据中的含水率确定所述待评价油藏区块所处的开发阶段，并根据开发动态数据和相渗实验数据计算所述待评价油藏区块在该开发阶段的评价指标的实际值；

根据研究油藏区块每个评价指标在该开发阶段的阈值以及所述待评价油藏区块在该开发阶段的评价指标的实际值建立待评价油藏区块的评价指标隶属度函数，并获取待评价油藏区块的评价指标隶属度矩阵；

根据待评价油藏区块的评价指标隶属度矩阵以及所述评价指标权重矩阵计算所述待评价油藏区块的综合评价值。

在本发明一实施例中，将所述研究油藏区块划分为三个开发阶段，第一开发阶段的油藏含水率为(0，20％]，第二开发阶段的油藏含水率为(20％，60％]，第三开发阶段的油藏含水率为(60％，90％]。

在本发明一实施例中，所述阶段末可采储量采出程度的理论值计算公式为：

其中，R_k为可采储量采出程度，a,b是由油相相对渗透率K_ro与水相相对渗透率K_rw的比值与含水饱和度S_w按照上述第三个公式拟合得到的系数，f_w为含水率，S_wi为束缚水含水饱和度，S_or为残余油饱和度，μ、B、ρ分别为粘度体积系数和密度，下标o代表油相，下标w代表水相。

在本发明一实施例中，所述阶段末可采储量采出程度的实际值通过建立含水率与可采储量采出程度的关系式拟合开发动态数据得到，所述关系式为：

ln(R_k)＝A+B·f_w

其中，R_k为可采储量采出程度，A、B均为拟合系数，f_w为含水率。

在本发明一实施例中，所述阶段末可采储量采出程度的实际值通过建立含水率与可采储量采出程度的关系式拟合开发动态数据得到，所述关系式为：

ln(R_k)＝A+B·ln(f_w)

其中，R_k为可采储量采出程度，A、B均为拟合系数，f_w为含水率。

在本发明一实施例中，所述阶段末可采储量采出程度的实际值通过建立含水率与可采储量采出程度的关系式拟合开发动态数据得到，所述关系式为：

其中，R_k为可采储量采出程度，A、B均为拟合系数，f_w为含水率。

在本发明一实施例中，所述阶段含水上升率的理论值和实际值的计算公式均为：

在本发明一实施例中，所述阶段递减率的理论值的计算公式为：

其中，D为阶段递减率，K_ro(S_w)为油相相对渗透率，K_ro(S_wi)为束缚水时的油相相对渗透率，S_w为相渗曲线中的含水饱和度，计算公式为上述第二个公式，。

在本发明一实施例中，所述阶段递减率实际值的计算公式为：

其中，D为阶段递减率，J_oD为油藏平均单井无因次采油指数，J_oDmax为油藏平均单井最大无因次采油指数，A、B为拟合系数。

在本发明一实施例中，所述可采储量采油速度的理论值的计算公式为：

其中，υ_or为可采储量采油速度，S_wi为束缚水含水饱和度，S_or为残余油饱和度，f_w为含水率，b是由油相相对渗透率K_ro与水相相对渗透率K_rw的比值与含水饱和度S_w按照上述第二个公式拟合得到的系数，Δf_w为年含水上升速度。

在本发明一实施例中，所述可采储量采油速度的实际值的计算公式为：

其中，v_or为可采储量采油速度，f_w为含水率，A、B为拟合系数。

本发明提供的方法具有以下效果：评价数据来源于常规的油田开发动态数据，容易获取；评价指标少而精，降低了评价工作量；评价结果既能体现以往开发过程中技术政策的影响，也能反映阶段末的趋势；也便于同类油藏之间进行开发效果对比。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明实施例一提供的方法的流程图。

具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

实施例一

有鉴于此，本发明实施例目的在于提供一种油田开发评价方法，该方法的流程图如图1所示，具体包括以下步骤：

步骤S101，获取油藏区块中研究油藏区块的开发动态数据及相渗实验数据。

在本发明实施例中，选取的研究油藏区块具有开发时间长，开发阶段完整，生产正常等特点，并且，选取的研究油藏区块数量较多，以便于建立获得可靠的评价结果。

步骤S102，根据所述开发动态数据中的含水率将所述研究油藏区块划分为若干个开发阶段。

根据油井含水率将开发阶段划分为三个阶段，分别为第一开发阶段(含水率为(0，20％]、中第二开发阶段(含水率为(20％，60％])和第三开发阶段(含水率为(60％，90％])。

步骤S103，确定所述研究油藏区块的每个开发阶段的评价指标，所述每个开发阶段的评价指标包括阶段末可采储量采出程度、阶段含水上升率、阶段产量递减率及阶段末可采储量采油速度。

评价指标的选取先从开发效果好的内涵(即开发过程中产量递减率与含水率等指标控制在较好水平，既能够实现较高的采油速度，也能最终获得较高的采收率)出发进行粗选，然后再参考各种开发评价指标体系，从中选择出现频率高的指标。根据以上方法，结合开发阶段评价的思想，最终确定4项评价指标：阶段末可采储量采出程度、阶段含水上升率、阶段产量递减率、阶段末可采储量采油速度。

步骤S104，根据开发动态数据及相渗实验数据获取研究油藏区块在每个开发阶段的各个评价指标的理论值和实际值。

根据理论计算、水驱特征曲线或驱替曲线进行趋势预测，将相关评价指标预测到油藏所处开发阶段的阶段末，用评价指标的阶段值或阶段末的值进行评价。具体是，用阶段末的可采储量采出程度来表征本开发阶段的采出效果；用阶段含水上升率来表征本开发阶段的含水上升情况；用阶段递减率来表征本开发阶段产量的递减；用阶段末可采储量采油速度来表征本开发阶段的采油速度和可采储量变化情况。

(1)阶段末可采储量采出程度(含水20％、60％、90％)

根据相渗计算含水率与可采储量采出程度的理论关系式，如公式(1)所示：

其中，R_k为可采储量采出程度，f_w为含水率，S_wi为束缚水含水饱和度，S_or为残余油饱和度，a,b是由油相相对渗透率K_ro与水相相对渗透率K_rw的比值与含水饱和度S_w按照公式(3)拟合得到的系数，公式(2)中，μ、B、ρ分别为粘度、体积系数和密度，下标o代表油相，下标w代表水相。

用水驱特征曲线或驱替曲线拟合开发动态数据的方法建立含水率与可采储量采出程度实际值的关系式，如公式(4)～(6)所示，其它拟合式还有很多，应选取拟合精度最高的。

ln(R_k)＝A+B·f_w (4)

ln(R_k)＝A+B·ln(f_w) (5)

式中，R_k为可采储量采出程度，f_w为含水率，A、B均为拟合系数。

根据待评价油藏所处的含水阶段，将含水率20％或60％或90％代入上述所得关系式中，如待评价油藏处于第一开发阶段则含水率为20％，如处于中含水阶段则含水率为60％，如处于高含水阶段则含水率为90％，分别计算出可采储量采出程度的理论值和实际值。

(2)阶段含水上升率(含水(0，20％]、(20％，60％]、(60％，90％])

参考上面计算阶段末可采储量采出程度的方法，可建立理论和实际的含水率与地质储量采出程度的关系式，然后根据待评价油藏所处的含水阶段，代入阶段初和阶段末的含水率值，可分别计算出油藏所处含水阶段初、阶段末的地质储量采出程度。然后利用(5)式进行计算。

(3)阶段递减率(含水(0，20％]、(20％，60％]、(60％，90％])

阶段递减率定义为油藏在某含水阶段时无因次采油指数相对于初始值递减的百分数。其理论值计算方法为：将油藏所处开发阶段末的含水率代入式(7)，计算出相渗曲线对应的含水饱和度S_w，再将S_w代入式(6)，计算出阶段递减率。

其中，D为阶段递减率，f_w为含水率，K_ro(S_w)为油相相对渗透率，K_ro(S_wi)为束缚水时的油相相对渗透率，S_w为相渗曲线中的含水饱和度，公式(7)中的m值计算方法同公式(2)。

阶段递减率实际值计算方法为：利用开发动态数据，计算出油藏平均单井无因次采油指数，然后绘制与含水率的关系图，并选取当前含水率附近3～6个数据点，拟合出关系式(9)中的系数A和B(可通过增减数据点来提高拟合精度，但至少得3个数据点)，然后根据公式(8)，代入油藏所处开发阶段末时的含水率，计算出阶段递减率。

其中，D为阶段递减率，J_oD为油藏平均单井无因次采油指数，J_oDmax为油藏平均单井最大无因次采油指数，f_w为含水率，A、B为拟合系数。

(4)阶段末可采储量采油速度(含水20％、60％、90％)

可采储量采油速度理论值的计算方法为：先统计典型油藏在各含水阶段的年均含水增长速度，然后利用式(10)计算含水阶段末的理论可采储量采油速度。

其中，υ_or为可采储量采油速度，S_wi为束缚水含水饱和度，S_or为残余油饱和度，f_w为含水率，Δf_w为年含水上升速度，b是由公式(3)拟合得到的系数。

可采储量采油速度实际值的计算方法为：利用开发动态数据，绘制可采储量采油速度与含水率的关系图，并选取当前含水率附近3～6个数据点，拟合出关系式(11)的系数A和B(可通过增减数据点来提高拟合精度，但至少得3个数据点)，然后代入油藏所处开发阶段末时的含水率，计算出阶段末可采储量采油速度。

其中，v_or为可采储量采油速度，f_w为含水率，A、B为拟合系数。

步骤S105，根据研究油藏区块的每个开发阶段的各评价指标的理论值和实际值确定每个开发阶段的各评价指标的阈值。

在本发明实施例中，各开发阶段评价指标的阈值，即表征开发效果好坏程度的评价指标值的界限。计算所述阈值需要以下步骤1、2：

步骤1：分析评价指标的变化规律。

分析评价指标的变化规律主要是为了掌握评价指标变化规律、预测变化趋势、分析影响因素、判定指标值及变化的合理性。

步骤2：确定各个评价指标在每个开发阶段的阈值。

在本发明实施例中，确定各个评价指标在每个开发阶段的阈值参照以下原则：以上述对统计计算得到的评价指标实际值为主，理论计算值作为补充，其它类比结果作为参考，综合确定评价指标在各开发阶段的阈值，在本发明实施例中，所述阈值包括第一评价指标阈值和第二评价指标阈值，其中，第二评价指标阈值为研究油藏区块在每个开发阶段的各评价指标的平均值。

步骤S106，确定各评价指标对研究油藏区块开发效果影响的权重，获取评价指标权重矩阵。

开发效果由上述四个评价指标共同来表征的，这样就需要确定各项评价指标对总体开发效果的影响程度，即确定评价指标权重。本实施例通过采用灰色关联法来分析各指标与采收率的关联度(式12)，从而确定各评价指标的权重(式13)。

式中，r_0i为评价指标子序列i与采收率母序列0的关联度；k，N分别为选来参与计算的油藏序号和个数；ξ_0i(k)为关联系数；w_i为指标权重。

根据各个评价指标的权重，获得评价指标权重矩阵W，见式(14)。

W＝[w₁ w₂ w₃ w₄] (14)

S107，获取所述油藏区块中待评价油藏区块的开发动态数据。

S108，根据所述待评价油藏区块的开发动态数据中的含水率确定所述待评价油藏区块所处的开发阶段，并根据开发动态数据计算所述待评价油藏区块在该开发阶段的评价指标的实际值。

S109，根据研究油藏区块每个评价指标在该开发阶段的阈值以及所述待评价油藏区块在该开发阶段的评价指标的实际值建立待评价油藏区块的评价指标隶属度函数，并获取待评价油藏区块的评价指标隶属度矩阵。

评价指标隶属度函数值在0～1范围内变化，r(I)值越高，则评价指标水平越高，表示研究油藏区块的开发效果越好。r(I_i)的函数表达式如公式(15)所示：

式中，r(I_i)为表征指标I_i水平高低的隶属度函数；I_i为第i个评价指标值；a₁为第一评价指标阈值；a₂为第二评价指标阈值；i为评价指标序号。

根据四个评价指标在各阈值区间内的隶属度值，获得评价指标隶属度矩阵R，如式(16)所示，R表征待评价油藏区块的开发效果，所述阈值区间包括：第一阈值区间为[0，a₁)，第二阈值区间为[a₁，a₂]，第三阈值区间为(a₂，1]。

其中，r_ij(I_i)表示第i个评价指标在第j个阈值区间内的评价指标隶属度值。

S110，根据待评价油藏区块的评价指标隶属度矩阵以及所述评价指标权重矩阵计算所述待评价油藏区块的综合评价值。

利用式(17)待评价油藏区块的综合评价矩阵，该综合评价矩阵是一行三列的矩阵，将该矩阵中前两列综合评价值相加乘以100作为待评价油藏区块的综合评价值，综合评价值在0～100范围内变化，数值越大，表示开发效果越好。

Y＝W·R (17)

式中，Y为待评价油藏区块的综合评价矩阵，W为评价指标权重矩阵，R为待评价油藏区块的评价指标隶属度矩阵。

本发明实施例介绍的上述技术方案具有如下有益效果：评价数据来源于常规的油田开发动态数据，容易获取；评价指标少而精，降低了评价工作量；评价结果既能体现以往开发过程中技术政策的影响，也能反映阶段末的趋势。

实施例二

本发明实施例以鄂尔多斯盆地的特低渗透油藏为例，对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述。

1、确定研究油藏区块

特低渗透砂岩油田主要分布于鄂尔多斯、松辽等盆地，其中鄂尔多斯盆地目前开发的储量和产量占了国内低渗透砂岩油藏的一半以上，而且待探明的资源潜力巨大。因此，从中选取了目前产量规模在20万吨以上，开发时间在10年以上的典型区块进行了研究。

2、计算研究油藏区块评价指标的实际值和理论值

根据统计，研究区块的相渗曲线可分为两种基本类型：I型，两相共渗区饱和度平均为36％，残余油时的水相相渗较高，在0.5～0.6，水相相渗呈幂指数增加；II型，两相共渗区饱和度为30％～40％，残余油时的水相相渗较低，在0.2～0.35，水相相渗呈直线式或指数式增加。根据典型区块各层位岩芯的相渗形态统计，长6油层以I类曲线为主，占了70％；长8的I类曲线占了53％。从开发特征上看，I型、II型相渗曲线有显著差异。因此，结合相渗统计结果，制定了油藏分类标准：一类油藏，残余油时的水相相渗大于0.35；二类油藏，残余油时的水相相渗不大于0.35。

根据井网形式、井距和排距、注水方式、注采技术政策等方面对研究油藏区块进行了技术政策综合评价，评价结果来看，技术政策合理的区块占10％，较合理的占65％，不合理的占25％。

从理论和实际开发动态两方面，计算、统计研究区块在低、中含水期的评价指标值。表1、表2分别为计算得到的研究油藏区块在第二开发阶段评价指标的实际值和理论值。

表1研究区块动态计算评价指标统计表(第二开发阶段)

表2研究区块理论计算评价指标统计表(第二开发阶段)

注：理论计算不存在技术政策评价，主要是为了理论与动态统计对象一致，方便对比的需要。

3、确定评价指标在各开发阶段的阈值

确定评价指标的阈值主要采用了理论计算、统计分析、类比等方法，并参照以下原则：以技术政策合理的区块的统计数据为主要依据，理论计算值作为补充，其它类比结果作为参考。确定的研究油藏区块在中含水阶段的阈值见表3，其中编号I、II、III分别代表第一阈值区间、第二阈值区间和第三阈值区间。

表3第二开发阶段评价指标水平分类阈值表

4、确定评价指标的权重

如表4所示，采用灰色关联法分析得到各指标与采收率的关联度，从而确定各指标权重，具体计算公式见式(13)、(14)。

表4第二开发阶段评价指标权重表

5、多指标综合评价体系的应用

选取四个待评价油藏区块，编号分别为Jwy6、Xz8、Xn8和Xd8，由于各待评价油藏区块的含水率都在20％到60％之间，确定其都在第二开发阶段。根据待评价油藏区块的开发动态数据以及相渗数据计算得到每个评价指标的值，结果如表5所示。通过实施步骤S109-S110，获得各待评价油藏区块的综合评价值，结果如表6所示。

表5部分待评价油藏区块的评价指标值

表6部分待评价油藏区块区块的评价结果

Xn8的综合评分较低，从表6中的指标隶属度看，主要是受递减较大、可采储量采油速度低和可采储量采出程度低的影响。分析其主要的注采技术指标，单井控制地质储量、注采比、注采井数比和注水强度偏大。第二开发阶段的单口油井控制的地质储量为14.6万吨/口，而综合评分在60分以上的Jwy6、Xz8区块的分别为9.8、7.4万吨/口；年注采比接近或达到6，而Jwy6、Xz8区块的基本稳定在2以下。注采井数比分别平均为0.45，而Jwy6、Xz8区块分别为0.35、0.37。开发初期注水强度在2.0m³/d·m以上，近些年降至1.8m³/d·m左右，而Jwy6、Xz8区块的基本稳定在1.5～1.9m³/d·m。即技术政策与油藏地质的不匹配是其开发效果差的主要原因。

本发明实施例介绍的上述技术方案具有如下有益效果：评价数据来源于常规的油田开发动态数据，容易获取；评价指标少而精，降低了评价工作量；评价结果既能体现以往开发过程中技术政策的影响，也能反映阶段末的趋势；便于同类油藏之间进行开发效果对比。

以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。

Claims (11)

1.一种油田开发评价方法，其特征在于，所述方法包括：

获取油藏区块中研究油藏区块的开发动态数据及相渗实验数据；

根据所述开发动态数据中的含水率将所述研究油藏区块划分为若干个开发阶段；

确定所述研究油藏区块的每个开发阶段的评价指标，所述每个开发阶段的评价指标包括阶段末可采储量采出程度、阶段含水上升率、阶段产量递减率及阶段末可采储量采油速度；

根据所述开发动态数据及相渗实验数据获取所述研究油藏区块在每个开发阶段的各个评价指标的理论值和实际值；

根据所述研究油藏区块的每个开发阶段的各评价指标的理论值和实际值确定每个开发阶段的各评价指标的阈值；

确定各评价指标对研究油藏区块开发效果影响的权重，获取评价指标权重矩阵；

获取所述油藏区块中待评价油藏区块的开发动态数据；

根据所述待评价油藏区块的开发动态数据中的含水率确定所述待评价油藏区块所处的开发阶段，并根据开发动态数据计算所述待评价油藏区块在该开发阶段的评价指标的实际值；

根据研究油藏区块每个评价指标在该开发阶段的阈值以及所述待评价油藏区块在该开发阶段的评价指标的实际值建立待评价油藏区块的评价指标隶属度函数，并获取待评价油藏区块的评价指标隶属度矩阵；

根据待评价油藏区块的评价指标隶属度矩阵以及所述评价指标权重矩阵计算所述待评价油藏区块的综合评价值。

2.根据权利要求1所述的油田开发评价方法，其特征在于，将所述研究油藏区块划分为三个开发阶段，第一开发阶段的油藏含水率为(0，20％]，第二开发阶段的油藏含水率为(20％，60％]，第三开发阶段的油藏含水率为(60％，90％]。

3.根据权利要求1所述的油田开发评价方法，其特征在于，所述阶段末可采储量采出程度的理论值计算公式为：

$R_k=\frac{\frac{-1}{b}\ln \left(\frac{1-f_w}{a\·m\·f_w}\right)-S_{wi}}{1-S_{wi}-S_{or}}$

$m=\frac{{\mathrm{\μ}}_w{B}_w{\mathrm{\ρ}}_o}{{\mathrm{\μ}}_o{B}_o{\mathrm{\ρ}}_w}$

$\frac{K_{ro}}{K_{rw}}=a\·e^{-b\·S_w}$

其中，R_k为可采储量采出程度，a,b是由油相相对渗透率K_ro与水相相对渗透率K_rw的比值与含水饱和度S_w按照上述第三个公式拟合得到的系数，f_w为含水率，S_wi为束缚水含水饱和度，S_or为残余油饱和度，μ、B、ρ分别为粘度体积系数和密度，下标o代表油相，下标w代表水相。

4.根据权利要求1所述的油田开发评价方法，其特征在于，所述阶段末可采储量采出程度的实际值通过建立含水率与可采储量采出程度的关系式拟合开发动态数据得到，所述关系式为：

ln(R_k)＝A+B·f_w

其中，R_k为可采储量采出程度，A、B均为拟合系数，f_w为含水率。

5.根据权利要求1所述的油田开发评价方法，其特征在于，所述阶段末可采储量采出程度的实际值通过建立含水率与可采储量采出程度的关系式拟合开发动态数据得到，所述关系式为：

ln(R_k)＝A+B·ln(f_w)

其中，R_k为可采储量采出程度，A、B均为拟合系数，f_w为含水率。

6.根据权利要求1所述的油田开发评价方法，其特征在于，所述阶段末可采储量采出程度的实际值通过建立含水率与可采储量采出程度的关系式拟合开发动态数据得到，所述关系式为：

$R_k=A+B\·ln\left(\frac{f_w}{1-f_w}\right)$

其中，R_k为可采储量采出程度，A、B均为拟合系数，f_w为含水率。

7.根据权利要求1所述的油田开发评价方法，其特征在于，所述阶段含水上升率的理论值和实际值的计算公式均为：

8.根据权利要求1所述的油田开发评价方法，其特征在于，所述阶段递减率的理论值的计算公式为：

$D=\frac{1-K_{ro}\left(S_w\right)}{K_{ro}\left(S_{wi}\right)}\×100\%=\[1-K_{ro}\left(S_w\right)\]\×100\%$

$S_w=\frac{-1}{b}ln\left(\frac{1-f_w}{a\·m\·f_w}\right)$

$m=\frac{{\mathrm{\μ}}_w{B}_w{\mathrm{\ρ}}_o}{{\mathrm{\μ}}_o{B}_o{\mathrm{\ρ}}_w}$

其中，D为阶段递减率，K_ro(S_w)为油相相对渗透率，K_ro(S_wi)为束缚水时的油相相对渗透率，S_w为相渗曲线中的含水饱和度，计算公式为上述第二个公式。

9.根据权利要求1所述的油田开发评价方法，其特征在于，所述阶段递减率实际值的计算公式为：

$D=\frac{J_{oDmax}-J_{oD}}{J_{oDmax}}\×100\%$

$J_{oD}=A\·e^{-B\·f_w}$

其中，D为阶段递减率，J_oD为油藏平均单井无因次采油指数，J_oDmax为油藏平均单井最大无因次采油指数，A、B为拟合系数。

10.根据权利要求1所述的油田开发评价方法，其特征在于，所述可采储量采油速度的理论值的计算公式为：

${\mathrm{\υ}}_{or}=\frac{1}{b(1-S_{wi}-S_{or})}\·\frac{1}{f_w(1-f_w)}\·{\mathrm{\Δf}}_w$

$\frac{K_{ro}}{K_{rw}}=a\·e^{-b\·S_w}$

其中，υ_or为可采储量采油速度，S_wi为束缚水含水饱和度，S_or为残余油饱和度，f_w为含水率，b是由油相相对渗透率K_ro与水相相对渗透率K_rw的比值与含水饱和度S_w按照上述第二个公式拟合得到的系数，Δf_w为年含水上升速度。

11.根据权利要求1所述的油田开发评价方法，其特征在于，所述可采储量采油速度的实际值的计算公式为：

${\mathrm{\υ}}_{or}=A\·e^{-B\·f_w}$

其中，v_or为可采储量采油速度，f_w为含水率，A、B为拟合系数。