（壹）采油指數變化模型
深層高壓低滲油藏開發，隨著地層流體壓力的下降，儲層巖石所受有效應力增大，這將導致滲透率降低，戈爾布諾夫提出滲透率隨壓力變化的模型[127～130]：
深層高壓低滲透油田開發：以東濮凹陷文東油田沙三段油藏為例
式中：K為壓力p下的滲透率，μm2;Ki為原始地層壓力下的滲透率，μm2;ak為滲透率下降系數，MPa-1;pi為原始地層壓力，MPa;p為壓力，MPa。
引入壓力函數得
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由此利用滲流力學原理可推導出應力敏感性地層中壹口井穩定流產量公式：
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式中：Q0為產油量，m3/d;B0為地層油體積系數；μ。為地層油粘度，mPa·s;h為有效厚度，m;re為泄油半徑，m;rw為井筒半徑，m;S為表皮系數。
令：Δpe=pi-peΔPwf=pipwf
式中：pe為地層壓力，MPa;Pb為飽和壓力，MPa;pwf為井底流壓，MPa。
則擬穩定產量公式：
深層高壓低滲透油田開發：以東濮凹陷文東油田沙三段油藏為例
油藏原始條件下進行穩定試井時，上式可用來描述井的產量與壓力的關系。初期試井時，pe=pi，故生產壓差Δp等於流動壓力Δpwf。在這種條件下，可將（4-5-4）式寫成：
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定義無因次流量QD
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定義無因次壓力PD為：
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其中，Δp=Pe-pwf，即生產壓差。當pwf>Pb時有（4-5-4）式及
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其中，JOi為原始采油指數。
利用（4-5-8）式可以推導出某壹地層壓力和流壓條件下的采油指數與原始采油指數的比值JOD。
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上式即為滲透率隨地層壓力呈指數函數時所求的采油指數隨地層壓力和流壓的變化模型。
文東油田Ⅱ類油層滲透率應力敏感模型（冪函數，其中p為地層壓力）：
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由采油指數的定義可知某壹地層壓力p對應的采油指數為：
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這裏孔隙度參數取15%，則油藏開發中采油指數：
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取油藏埋深3360m，巖石密度2.32g/cm3，重力加速度g為9.8m/s2，油藏壓力系數1.80。由計算可知，當壓力降為5MPa時，采油指數下降14%。
統計油田生產中的產出剖面數據如表4-5-1所示。經統計式（4-5-12）的計算結果與實際產出剖面統計結果誤差在允許範圍內。
表4-5-1 產出剖面統計結果
續表
續表
（二）采液指數變化模型
由油水滲流的分流方程：
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則有產液量與產油量的關系：
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及采液指數與采油指數的關系：
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即
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式（4-5-16）即為文東深層高壓低滲油藏開發采液指數的計算方法。
（三）文東油田采油、采液指數變化
統計文東油田產液剖面（表4-5-1；圖4-5-1），分析采液指數、采油指數隨含水率的變化（圖4-5-1）。在低含水階段，隨著含水率的增大，采液指數、采油指數迅速遞減。由式（4-5-15）表明，含水率不斷增大，采油指數的遞減速度大於采液指數的遞減速度。中含水階段，采液指數、采油指數遞減速度有所減慢。進入高含水階段（fw>90%），采液指數有遞增的趨勢，最終采油指數遞減為零。
圖4-5-1 采液指數、采油指數隨含水率（fw）的變化
圖4-5-2 文東油田地層壓力變化
圖4-5-3 文東油田相對滲透率曲線
圖4-5-2為文東油田地層壓力變化。目前，通過註水補充地層能量，地層壓力維持在35MPa左右。但含水率壹直處於上升狀態，故這裏只能討論采液指數、采油指數與含水率之間的關系。經擬合計算目前滲透率是原始滲透率的85%左右，采油指數為初始采油指數的12%，采液指數是初始采液指數的35%。
對於Ⅱ類油層，隨著地層壓力的降低，其滲透率變化如表4-4-2所示。這裏雖然滲透率降低不多，但含油飽和度下降較快（圖4-5-3）。故采液、采油指數主要與含水率相關。進入中、高含水期，地層壓力可以維持在30MPa以上生產（可以控制在30～35MPa之間）。但油藏含水飽和度持續增加，含水率增大。中、高含水期，隨著開發工作的深入，導致采油指數降低的主要原因是儲層含水飽和度的增大（含油飽和度降低），以至於采出液中含水率壹直增加。
（四）采油、采液指數影響因素分析
影響低滲透油田采油、采液指數的因素很多，但主要有油水粘度比、啟動壓力梯度和含水率[131]。
1.油水粘度比
分析表明，同壹含水率改變油水粘度比，可計算得到不同的無因次采液指數。在相同含水率的情況下，油水粘度比越大，無因次采液指數越大。
2.啟動壓力梯度
油藏註水開發，只有達到壹定的註水壓力油層才能吸水，這壹壓力稱為啟動壓力。啟動壓力受註采井距及油層性質的影響，在壹定井距條件下啟動壓力隨滲透率的增大而降低且隨地層壓力的上升而上升。啟動壓力梯度＝（pi-Pwf）/（R-rwf）。相同含水率下，啟動壓力梯度與生產壓力梯度的比值越大，無因次采液指數越大。
3.含水率
低含水階段，隨含水率的增大，采油、采液指數減小；中含水階段，采油，采液指數遞減率減緩；高含水階段，采油、采液指數遞減率有所增加。隨含水率的增加，采油指數遞減率大於采液指數遞減率。