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油田开发基本知识

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油田 开发 基本知识
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地质研究所 2003 年度 油田 开发基础知识培训 内容: 一、 油田开发常用概念及计算 二、 油田动态分析图件绘制与应用 三、 水驱动态特征曲线绘制与应用 四、 常见水驱油藏开发效果评价曲线制作 五、 油田压力、对应率统计方法 六、 现井网条件下储量控制程度统计方法 七、 主要开发指标预测方法 八、 原油生产能力核定(减)方法 九、 油水井动态分析程序及方法 十、 油田开发各类调整方案编制技术要求 2003 年 5 月 2 为进一步强化“ 科技是第一生产力” 的观点, 并将其落实到日常工作中,依靠科技进步,全面实施科技兴油,实现油田的持续稳定发展,和地质 所“ 双成双效” 活动的深入开展,全面提升职工业务素质,提高工作效率和油藏经营管理水平,适应油田开发需要,根据职工在地质所 2003 年一季度办公会议中提出培训要求, 参考部分企业技术标准,结合 近几年来实际工作中出现的问题和科研合作成果, 将油田开发中的一 些 基础概念和基本方法 进行 汇总整理, 主要内容为油田动态分析和各类调整方案编制的一般技术要求, 供工作中参考。 这些内容是油田开发中最基本的内容,是油田开发工作着必备的基础知识,通过复习,结合所管理的油田生产动态,对今后油田的稳产措施的制定一定会有较大的帮助。 由于时间短( 4月 28 日 — 5 月 7 日),人员少, 文中错误和不足之处,请各位及时给予纠正,谢谢。 第一部分 油田开发常用概念及计算 编写:陈国强 油田开发中常用一些综合参数来说明油层、油井及油田开发状况的好坏,在开发分析、开发设计中也经常用一些综合参数来评价方案优劣及开发效果的好坏。掌握这些基本综合参数的概念、计算方法及应用是油田开发的基础之一。由于油田开发涉及面从油田发现到开发结束的全过程,基本概念广泛而丰富,这里仅就 油田开发中常用的术语概念及统计方法介绍如下,供大家参考。油田开发中常用的术语大致可分为四 部分:生产指标、水驱动态分析指标、开发评价指标、油田开发方案设计中有关的术语。 一、油田开发生产指标: 这类指标大致可包括日产油能力、日产油水平、综合含水、含水上升率、年产油能力、日注水能力、日注水水平、注采比、自然递减、综合递减、采液(油)指数、吸水指数、采油速度、采出程度、生产气油比、亏空体积等,在这里着重介绍一下含水上升率、递减率、采液(油)指数、吸水指数、生产气油比、亏空体积的计算,而其它指标大家都很熟悉,就不再重复。 1、工业油流标准: 试油稳定日产油量达到下列表中标准者,称为工业油井。 3 工 业油流标准 井深(米) 工业油流下限 (吨 /天 ) 〈 500 00000000000 4000 、综合含水:是油田月(年)产水量与月(年)产液量的重量比值,符号 位 %(或小数 ),它表示油田或油井的水淹状况;反映油田产出原油含水高低的指标,油井或区块的水淹程度,主要用来进行油藏动态分析,开发区及注采井组动态分析的重要指标,根据分析对象可分为油井,区块或油田的综合含水,根据研究时 间范围可按月、年、某一研究阶段进行统计,计算公式如下: %1 00*)( )( 产液量年月 产水量年月水上升率:是指每采出 1%地质储量的含水上升百分数。它是反映不同开发阶段含水上升速度快慢的主要指标,可以利用含水上升率编绘综合含水与采出程度、采油速度的关系曲线,用来分析油田在不同阶段的开发特征和效果。在油田开发规划中,用来预测不同时期的含水,计算公式如下: 1212' RR  段(月、年等)末、初的综合含水, %; 月年等 )末 ,初的采出程度, %。 值得一提的是:含水上升率与含水上升速度的区别。含水上升速度 指与时间有关而与采油速度无关的含水上升的数值,计算公式: )(12 ( % ))( 阶段月数月 含水上升值阶段年年均月含水上升速度 某月(年)含水上升速度 =当月(年末)综合含水 — 上月 底 (年初)综合含水。 3、采液(油)指数:是指单位生产压差下的日产液(油)量,符号 O) ,单位为: t/表示油 井生产能力的大小,用来进行产能规划,计算公式: 生产压差 量油日产液 )()( 生脱气而呈多相流状态,此刻采油指数计算公式为: 4 (生产压差 日产油量 采油指数的计算方法,主要由以下几种: ( 1) 、通过试井资料,利用  ( 2)、由自喷生产井或抽油机井的环空测试资料,结合生 产数据计算; ( 3)、由试采井的的压力资料,以及同期正常生产时所取得的动液面折算流压,和生产数据进行计算。 ( 4)、利用调参前后的产量变化和动液面资料进行计算,其计算公式为: 液  /日;  ; 液r 采油指数主要用来进行产能规划,此外,在确定井下泵的下泵深度时,也有较大的应用,其计算公式如下: 沉, h m, /天; /天 吨 /天 在油田开发的不同含水中,通常采用无因次采液(油)指数来反映采液( 油)指数的变化,其计算公式为: 指数油无水期的采液 指数油某一含水时的采液指数油无因次采液 )( )()( 某一单元、油田的无因次采液(油)指数与含水的关系曲线通常利用该块的相对渗透率特征曲线来求取,用来进行不同含水时期的产能预测。 在这里顺便提一下采液(油)强度,它是指单位油层有效厚度的日产液(油)量,单位为吨 /天 *米,计算公式:油井日产液(油)量 /有效生产厚度。 5、注水井吸水指数:是指单位注水压差的日注水量,单位为: m3/映注水井的吸水能力指标,计算公式: 注水压差日注水量吸水指数  5 在生产中,常用视吸水指数,计算方法为: 注水井井口压力 日注水量视吸水指数 6、生产气油比:油井(区块、油田)日产气量与日产油量的比值,符号为 位: m3/t。它表示每采出 1 吨原油伴随着采出的天然气量。生产气油比的变化可用来判断油层压力保持水平和油层压力的变化情况,井筒工作制度的合理性,用来进行动态调配和选择合理的工作制度(如确定合理的下泵深度),计算方法: 日产油量日产天然气量G 空体积:油田投入注水开发后,一般要求注入油层的注水量与采出的液量保持平衡,通常采用亏空体积来表示注采平衡状况,计算方法为:  *亏 吨; 积注水量、天然水侵量。 反映注采平衡状况的另一个主要指标,也是生产中常用的指标是注采比,它是指单位时间内注入油层的注入剂体积与采出物所占地下体积之比,计算方法: 产出水体积的地下体积月(年、累积)采油量 地下体积月(年、累积)注入水年、累积)注采比月 (8、递减率: a、基本概念: 是单位时间内的产量递减百分数,常用 D 表示,单位 %,递减率的大小反映油田开发形势的好坏,是制定原油生产计划的依据之一。生产中一般采用老井产油量的自然递减和综合递减。计算公式如下: %1 00** )(* 自%1 00** )(* 综合式中: D 自 、 D 综合 合递减, %; ; ; ; ; ; 6 在递减率统计中,使用最多的是年度自然递减和年度综合递减,自然递减率反映油田不采用增产措施情况下的 产量变化规律,是预测油田能否稳产的重要依据;综合递减是反映油田开发中不同含水阶段下,在注水及各项开发措施下的产量变化规律,是进行年度配产中安排措施工作量的一个重要指标。递减率是制定油田中长远规划的重要指标。 另外,在这里顺便提一下年度标定日产水平应遵循的原则为:( 1)以全年的产油量变化趋势确定年底日产水平;( 2)应扣去年底临时性放产 、 在第二年一季度内转注井的产量及一些不稳定因素造成的超过正常生产的油量等种种多产原油;( 3)应加上年底突击性测压、压产以及受自然灾害造成临时性少产的原因。近二年局给厂下达的标定日 产基本上是按第四季度的平均日产水平考虑。 这里简单介绍一下月度递减、阶段递减、年度递减的关系: n 段月  11 12)1(1 n 段年度  b、递减类型: 一个油田投入开发后,一般要经历产能建设、稳产期、产量递减期、衰退(废弃)期四个阶段。产量的递减具有一定的规律,国内外大量的统计资料及研究结果证实,油气田的产量递减一般遵守 减规律,按照产油量的变化可将其递减分为指数、双曲、调和、直线递减等四种情况。 指 数递减:递减率不随时间而变化,是一个常数。  双曲递减:油田产量的递减率是变化的,初期递减快、递减率大,后期递减慢。时间与产量在普通座标纸上呈双曲线变化形式,基本的方程式为: i(1+1/n )(**)1( 11  调和递减: i(1+1 ) 综合上述几种递减规律可知,双曲递减是最具有代表性的递减类型,指数递减和调和递减是当 n=0 和 n=1 时两个特定的递减类型。从整体对比,指数递减的产量递减最快,其次是双曲递减, 7 产量递减最慢的是调和递减。在产量预测中,可根据油田实际资料,选出最符合油田递减类型的递减规律进行产量预测。 直线型递减: )*1(*  ; ])(1[2 2衰减递减规律时,油田的产量变化与时间 (年、月 )的关系为2。一般采用累积产量与时间的乘积( NP*t)与时间 t 关系在普通座标纸上为直线,截距为 b。公式为: NP*t=a*NR=a , 特点: (1)、可推导出累产量与时间的关系 Np=t,当 t 为无限大时, a 为最终采油量 (2)、经过校正后的产量衰减曲线是一条直线,方程为: Np=t+c), c 为校正系数。校正后的月产量与累产量的关系是一条下降的直线 。 C、主要应用: 递减率是油田产量规划的主要依据指标,年度规划主要采用自然递减和综合递减二个指标,而中长远规划采用的是根据油田开发中的递减规律而采用油田递减。此外,递减率在油田生产动态中常用来衡量油田开发的效果和开发措施的好坏,以及预测油田产量达到某一极限值时所需要的开发年限,预测油田的最终采收率等。 D、影响自然递减的因素分析: (1)、实际自然递减概念:(注意单位的统一) J=[1t**100% Q:上年末生产井在本年度的自然产油量 上年末标定日产油或实际日产油 t:上年末生产井在本年的生产时间 (2)、理论自然递减:是指在液量不变时,只因油井含水上升所产生的自然递减 ,J=1o=1-Δ 1 i 年中上年老井的自然年产液与第 末标定水平折算年产液的比值。 当液量不变时: ,此时有: J= 1故有: J=1- (3)、实际自然递减可分为液量下降部分和含水上升部分: J=f 液量影响部分: 水上升影响部分 : L*4)、液量影响部分可细分为单井液量影响和平均开井数影响: 65*Ni*365*Q ; 量比: L/KN=8 别指 本年度 及 上年老井自然单井日产液 即可得: Q+均开井数影响自然递减: 均单井液量影响自然递减: N(19、采油速度:是指年产油量占地质储量的百分数。在开发应用中常用采油速度、可采 储量采油速度、剩余可采储量采油速度三个指标。在油藏开发水平分类中,一般采用剩余可采储量采油速度来评价水驱油藏的开发效果,归纳如下: 用剩余可采储量采油速度来评价水驱油藏的开发效果标准 油藏类型 采出可采储量 一类 二类 三类 注水砂岩、砾岩 50%前 >5 4— 5— 4— 5— 5— 6— 6— 0 8— 5— 00*10低粘度的(地下原油粘度小于 储量地质储量大于 300 万吨, >300 万吨 甲 — 乙级 2% 8— 10 年 >150 万吨 乙 — 丙级 8— 10 年 >150 万吨 丙 — 丁级 6— 8 年 >200 万吨 确定井网密度时,必须考虑有完善的注采系统,保证采油速度的需要,对于油层大面积连通的油田。应该保证水驱控制储量大于 80%;对于小断块油田的水驱控制储量要达到 60%以上。对于注水开发油田,要在保持油田压力的情况下,减缓含水上升速度,便于充分发挥注入水的作用,提高油田的注水开发效果,从大量的实际资料分析,油水粘度比是影响含水上升率的重要地质因素,对 14 此,在不同的油水粘度比的油田在高产稳产阶段含水上升率的下限标准为:油水粘度比低于 油田,含水上升率不超过 油水粘 度比在 5间的,含水上升率不超过 油水粘度比大于 15 的油田,含水上升率不超过 3 对于不同类型的油田比较合适的采油速度和稳产时间是:油层物性、原油性质好、天然能量充足的油田, v=3在采出地质储量 30保持高产稳产。但对底水活跃的油藏,为防止底水锥进;采油速度一般不超过 3%。对油层物性好,原油性质好,天然能量不足的注水油田,采油速度保持在 右,在采出地质储量 35%前保持高产稳产。油层物性、原油性质中等,天然能量不足的注水开发油田, v= 在采出地质储量 20%前保持高产稳产。油层物性差,天然能量不足,注水开发的低渗透油田, v=,在采出地质储量 20%前保持高产高稳产。 ( 3) 方案的评价: 一个方案包括开发方案,综合调整方案和注采方案在编制后,要进行实施。方案的实施投入较大,必须严把方案质量关,使其尽可能地符合油田的地质,并有与之相匹配的先进工艺技术,这就提出了方案符合率的问题。对此,胜利石油管理局于 1989 年 9 月发布了优质方案评奖办法,企标其评比条件为: a、 参评方案必须有油田正式审批的方案文本。 b、开发 方案必须是在油藏评价和开发可行性研究的基础上编制,方案的论据充足,设计科学,指标先进; c、开发井网系统能有效地控制和动用油田地质储量,要求大油田主力油层水驱控制储量在 85%以上,多向受效井点 70%以上,小断块和复杂岩性油藏,水驱控制储量 60多向受效井占 50 d、综合调整方案应达到延长稳产期,提高年产油量及改善开发效果的目的。要求:提高注采对应率 5%以上,提高多向受效对应率 5%以上;中低含水期增加可采储量 3高含水期增加可采储量 2%左右。新增的可采储量经济效益要足以补偿 直接投资并能盈利。 f、注采调整方案是在现有的井网条件下,通过油水井措施达到协调注采关系,改善开发效果,控制含水上升速度,减缓自然递减和稳定产量的目的。 g、稳产时间:开发方案达 2。各项开发指标要达到方案设计要求;综合调整方案要稳产2 年,测算的新增加可采储量和其他指标要达到方案设计指标;注采调整方案,各项指标达方案设计要求,稳产一年以上。 ( 4) 井网完善程度标准:(一般砂岩油田) 注采井数比 双向对应率 完善 1: 60% 基本完善 1: 40不完善 1: 40% ( 5) 开发方案评价方法: 一般要在实施二年后进行,几项主要指标如下: 15 ( a)前期资料准备及符合率:优 >70%,良好 60差 50%),用累积产油量与累积产水量 在半对数坐标纸上所作的曲线。直线的斜率可反映水驱动用程度的好坏。其关系式为:  其应用如下: ( 1) 计算累积水油比 F: F=p/B B:直线段斜率倒算。 ( 2) 计算累计产水量为 p/(B+p) 累计产油量与含水的关系: f **10**0**A=10a ( 3) 计算可采储量: 20 a ( 4) 预测动态储量: N 动 =世铭高工在对胜利油区数十个水驱砂岩油藏在较长时间开发后,并对储量进行复核后,动储系数 适用于高渗透储层的水驱油藏。 ( 5)计算水驱波及体积系数和驱油效率:对多次调整的油田,其水驱特征曲线在不同的调整阶段会出现不同的直线段,对不同的直线段进行采收率 井网密度 f(公顷 /井)进行统计,并绘在半对数坐标纸上,具有线性关系: -B*f,进行换算后有: 0A*e– 2 303*B*f 式中 10* (注:程世铭等在总结童宪章等人的基础上提出的一种现场计算方法,在井网密度统计中必须把已生产过的所有转注井和报废井都统计在内)。 ( 7)与存水率,水驱指数结合可计算合理的累积注采比 Z: ]110 **[*11**  oo 0*1 ** 式中: C— 存水率 S— 水驱指数 原油体积系数 地质储量 R— 采出程度 a、 b— 水驱特征曲线截距,斜率。 由于水驱曲线在油田开发中应用广泛,根据几年 来本人的应用情况,认为在使用时应注意以下原则: 1、计算对象全部为注水开发油藏,把非注水单元混杂在一起计算,结果会有很大的偏差,特别是复杂断块油田常把注水单元和不注水单元放在一块计算,结果偏差会很大。 2、天然边水驱动油藏一般不用该方法。 3、高含水后,遂排关井的油田或停注造成含水下降会严重影响曲线的斜率,但并不增加可采储量,因此 应用时要具体分析 ;同样,试采井比例大时也会影响标定结果 ,如罗家油田 。 4、油层压力无系统地大幅度变化,造成压力下降,含水率下降,也是不增加可采储量的,因为当压力恢复到原来状态时, 其斜率也可以重新恢复到正常状态。 5、曲线的直线段一般只出现在含水的一定阶段,而且开始时曲线倾向累积产油量方向,然后又倾向于累积产水量一方,不同油田出现直线段的阶段也是不相同的。油层非均质越严重,油水粘度比越大,直线段出现和结束的含水阶段都高,油层单一,均质,油水粘度比小的油田直线段出现和结束时的含水一般较低。 21 6、一般情况下,驱替特征曲线可应用到大小不同的单元,但是单元小则受到临时性因素的影响大。单元越大,曲线一般比较光滑,可靠性大,但计算结果比较笼统,同时大单元中高含水部分和低含水部分产量比例的大幅度调 整也会使斜率发生变化,形成开发状况变好或变坏的假象。因此在标定某一个油田时,要把独立单元标定结果和油田标定结果进行综合分析,得到较为准确的结果(判断标准一般采用分单元标定值总和与油田标定误差在 5%以内)。 第四部分 常见水驱油藏开发评价曲线制作 陈国强 (1)、 概念: 水油比:累积产水量 /累积产油量,常用年、累积; 注产比:累积注水量 /累积产油量,常用年、累积; 排出比:累积产水量 /累积注水量,常用年、累积; (2)、 常见水驱油藏开发效果评价曲线: 含水与含 水上升率,横坐标:含水 f 存水率与采出程度,横坐标:采出程度 R 水驱指数与采出程度,横坐标:采出程度 R 注产比与采出程度,横坐标:采出程度 R 水油比与采出程度,横坐标:采出程度 R 排出比与采出程度,横坐标:采出程度 R 累产水与含水上升率,横坐标:累产水 价主要与由相应单元的相渗透率特征曲线绘出的理论曲线进行对比。 ( 3) 、 理论曲线制作 理论曲线是评价油田开发效果好坏的标准曲线,主要通过理论的含水与采出程度关系、阶段存水率、水驱指数、含水上升率、耗水比等指标对其开发效果进行综合评价,而这些理论曲线是通过 相对渗透率曲线的筛选、处理和计算获得的。 ( a)相渗曲线的处理 筛选原则: ① 所选岩样的空气渗透率必须与该区块或单元的空气渗透率相接近; ② 所选岩样的相对渗透率曲线其等渗点饱和度反映的润湿性与油层的润湿性相符; 22 ③ 各单元的相对渗透率曲线进行标准化处理时,应将等渗点差异较大的曲线舍去。 ( b)理论含水与采出程度关系曲线制作 水驱最终采收率 D· 根据以上基本公式运用油水两相渗流机理及分流量公式,即可推导出理论采出程度与束缚水饱和度、油水地下粘度、含水及井网密度的关系,其公式如下: 1/[b(1[ln(a*uw/)]1*n*(k/式可以看出,只要有油藏的相对渗透率、有效渗透率及油、水地下粘度、井网密度等就可求出该油藏理论的含水与采出程度关系曲线,与该油藏实际含水与采出程度关系进行对比,以评价油藏开发效果。 ( c) 存水率、水驱指数、耗水比指标的计算 存水率是用来评价注水开发油藏注入水利用效率的一种矿场统计方法。该方法是将油藏某一阶段的注水量与产出水量之差,除以这一阶段注水量之比值(小数或百分数)。当油藏无产出水量时存水率最大值为 100%)。存水率越大,累计注入的水量中就有更多的部分存留在地层中,在一定的油藏压力和边界条件下,会使注入水波及体积增大,开发效果也就越好。 E=(i 经推导后可得理论存水率为: E=1M*[} 式中 E――存水率, f; M ――注采比; 原油体积换算系数; ―年注水量, 104 年产水量, 104 含水, f。 水驱指数也是用来反映和评价水驱油藏注水效率的又一种矿场统计方法。该方法是将油藏某一阶段的注水量与产出水量之差除以该阶段产出油量的地下体积之比值。其实质是反映水驱油藏在各个时期每采出单位地下体积之原油所需耗费注水量的倍数(已减去产水量部分)。 D=((式中 式中其它符号含义同上。 上式经一系列推导,可得 D 与 关系如下: 23 D=M+(1 耗水比是油藏某一阶段的注水量与该阶段产出油量的地下体积之比。 H=o 式中 式中其它符号含义同上。 经推导后 ,公式可变为: H=M*[1 第五部分 油田压力、注采对应率统计方法 陈国强 一、 油田压力公报统计方法 1、 统计范围:已上报动用储量的单元内的所有生产油水井。 2、 单井压降统计:以所在单元原始压力系数乘以生产层的中部深度作为原始压力(常采用静水柱压力),减去统计阶段实测压力。 3、 单元(油田)压降统计:以单元(油田)内所有测压井的压降的算术平均值,但要注意扣除不具有代表性的异常井。 4、 油田原始压力统计:油田内所有单元的原始压力的储量加权平均值。 5、 油田统计阶段压力值:油田内所 有单元的阶段压力的储量加权平均值。 6、 油田压降统计:油田原始压力减去油田统计阶段压力值。 7、 压力变化情况:以压降变化值的正负 基值,分为上升、稳定、下降三种类型。 8、 压力变化情况要与平均动液面的变化情况一致。 二、 油田注采对应率统计方法 1、 统计范围:油田已动用的储量单元,边远试采井可忽略不计。 2、 井层对应率:指与水井射开注水层相连通的油井射开层数与所有油井射开生产层数的比值。 3、 厚度对应率:指与水井射开注水层相连通的油井射开厚度与所有油井射开生产厚度的比值。 4、 统计时,与长期停注或注不进水的注水井相连通的井 层、厚度不参与统计。 5、 长期停产井或因经济效益差等原因而关闭的油井不参与统计。 6、 具有活跃边底水油藏按一向对应统计,边水只统计一、二线的井。 第六部分 现井网条件下储量控制程度统计方法 陈国强 24 现井网条件下储量控制程度分析,实际上是计算现有井网下的储量损失情况。油田开发中,在注采井网确定后都要对井网的适应性进行分析,其中重要的一项内容就是对储量控制程度进行分析,统计方法比较传统,一般是将整个油藏作为一个均质体进行计算,不同油藏类型的计算方法有所差别,下面做一简要介绍: 1、水驱油藏:一线井计算方法是注水 井以井距的一半为半径划圆圈,油井以三分之一井距为半径划圆圈,以切线相连,线内即为水驱控制储量。二线井的计算方法同一线井一样。 2、边水油藏:一线井以平均井距的三分之一为半径划圆圈,作切线与边水相交,线内的储量即为水驱控制储量。边水油藏二线井储量控制计算则是增加与一线井连线范围内的储量以及自身三分之一井距为半径范围内的储量。 3、底水油藏:以平均井距三分之一为半径划圆圈,切线与油水界面连线范围内的储量即为水驱控制储量。 4、弹性驱油藏:其计算方法较简单,是以平均井距的一半为半径作圆圈,圆圈内的储量就是井网控制 储量。 参考下图。 第七部分 主要 开发指标预测方法 陈国强 开发指标预测的内容主要包括油水井数、年产油量、年产液量、年注水量等。各项指标预测方法如下: 25 1、年产油量预测方法 年产油量预测是各项开发指标的核心,它预测的结果准确与否,对可采储量经济评价起到重要的作用。目前,常用的产油量预测方法大致归为两大类:第一类为定液求产法,有四种方法;第二类为衰减法,如 减、灰色模型法。 (1)定液求产法: ①、年产油量迭代法:该方法是四种方法中最常用的方法。 年产油量 迭代式为: l(1 式中的含水 计算采收率的公式导出相应的含水计算式。 如水驱方法 2 的采收率计算公式为 R= A+ ) 则 (1+e(B) ②、累计水油比-与累计产液量法 P=A+ 则 P/(A+) ③、累液 积液量法 B- A/ 则 ④、累积液量-累积油量法 则 B 以上四种定液求产方法都必须先确定年产液量 后,才能进行年产油量预测。该方法适用于各种类型油藏的稳产阶段和递减阶段的产量预测。 (2)减 目前,在油田开发进入递减阶段后,预测产油量较为广泛的方法为 减法,其表达式为 : D=1/Q*dQ/- 瞬时递减率 %/a 油田进入递减阶段 t 时间的产量 104t 减阶段的生产时间 a dQ/ 单位时间内 的产量变化率 出的三种递减规律,即指数递减、双曲递减和调和递减,其产量与递减率的关系为: Q/D/Di)n 26 式中: 递减阶段的初产量 104t 开始递减时的初始瞬时递减率 将上式改写 : D=Q/∞时, i*指数递减 当 1
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