第三章油田開發(fā)部署第三章13.2開發(fā)方式一、開發(fā)方式概念與分類二、開發(fā)方式和采油方式的區(qū)別三、注水開發(fā)3.1開發(fā)層系劃分3.3井網(wǎng)部署一、布井方式二、布井原則三、井網(wǎng)密度四、井?dāng)?shù)估算五、基礎(chǔ)井網(wǎng)的部署六、布井方案主要內(nèi)容3.2開發(fā)方式3.1開發(fā)層系劃分23.1開發(fā)層系的劃分（P9）

概念

研究意義劃分開發(fā)層系原則開發(fā)層系劃分條件國內(nèi)外油田大多數(shù)是非均質(zhì)多油層，各油層特性差異很大，不宜用一套經(jīng)網(wǎng)籠統(tǒng)合采，就要考慮層系劃分的問題。3.1開發(fā)層系的劃分（P9）概念國內(nèi)外油田大多3開發(fā)層系指用一套井網(wǎng)來開發(fā)一個以主力油層為主的地質(zhì)特征相近的油層組合.一、概念

開發(fā)層系指用一套井網(wǎng)來開發(fā)一、概念4(一)合理劃分開發(fā)層系，有利與充分發(fā)揮各類油層的作用。在同一油田內(nèi)，由于諸油層在縱向上的沉積環(huán)境及其條件不可能完全一致，因而油層特性有差異，層間矛盾不可避免。所以，將特征相近的油層組合在一起，用一套井網(wǎng)開發(fā)，就會緩和這種矛盾。

高低滲層合采，由于低滲層阻力大，使其生產(chǎn)能力受到限制；高低滲層合采，低壓層常常不出油，甚至高滲層的油竄入低壓層；高低滲層合采，對于注水開發(fā)的油田，高滲層很快水淹，這種合采導(dǎo)致層間干擾矛盾加劇，油水層相互干擾使得油田開發(fā)很被動。P10倒流現(xiàn)象(二)劃分開發(fā)層系是部署井網(wǎng)和規(guī)劃生產(chǎn)設(shè)施的基礎(chǔ)。

確定了開發(fā)層系，就確定了井網(wǎng)套數(shù)。(三)采油工藝技術(shù)的發(fā)展水平要求進(jìn)行層系劃分。

多油層，油層數(shù)目很多，往往多達(dá)十幾個甚至幾十個，開采井段有時長可達(dá)數(shù)百米。采油工藝就是要充分發(fā)揮各油層作用，吸水均勻生產(chǎn)均衡。分層技術(shù)：分層開采、分層注水、分層控制

(四)油田高速開發(fā)要求進(jìn)行層系劃分。二、目的及意義

蘇聯(lián)薩莫特洛爾油田：9個油層劃分為4套層系。羅馬尼亞丘列世蒂油田：3個油層分為3個層系。我國大慶、勝利等油田，也是多套層系開發(fā)的。(一)合理劃分開發(fā)層系，有利與充分發(fā)揮各類油層的作用。在5（一）把特征相近的油層組合在同一層系，以保證各油層對注水方式和井網(wǎng)具有共同的適應(yīng)性，減少開采過程中的層間矛盾。（二）在分層開采工藝所能解決的范圍內(nèi)，開發(fā)層系不宜劃分過細(xì)，以利于減少建設(shè)工作量，提高經(jīng)濟(jì)效果。（三）對于油層層數(shù)過多，含油井段不宜過長。（四）注意劃分的基本單元。通常人們以油層為組合開發(fā)層系的基本單元，也有以砂巖組來劃分和組合開發(fā)層系。因?yàn)樯皫r組是一個獨(dú)立的沉積單元，油層性質(zhì)相近。三、劃分開發(fā)層系原則（一）把特征相近的油層組合在同一層系，以保三、劃分開發(fā)層系6四、劃分開發(fā)層系具體條件（一）一個獨(dú)立的開發(fā)層系應(yīng)具有一定的儲量，以保證油田滿足一定的采油速度，并具有較長的穩(wěn)產(chǎn)時間和達(dá)到較好的經(jīng)濟(jì)指標(biāo)。（二）各開發(fā)層系間必須有良好的隔層，以便在注水開發(fā)的條件下，層系間能嚴(yán)格的分開，確保層系間不發(fā)生串通和干擾。（三）有大致相同的油藏類型。（四）同一開發(fā)層系內(nèi)油層的構(gòu)造形態(tài)，油水邊界，壓力系統(tǒng)和原油物性應(yīng)比較接近。四、劃分開發(fā)層系具體條件（一）一個獨(dú)立的開發(fā)層系應(yīng)具有一定的7

3．2開發(fā)方式（p16）

一概念

指主要利用什么驅(qū)油能量來進(jìn)行油氣田開發(fā)。開發(fā)方式有利用天然能量開發(fā)、人工注水和注氣開發(fā)、先利用天然能量后進(jìn)行注水或注氣開發(fā)等。開發(fā)方式的選擇取決與油氣田地質(zhì)條件及國家對采油速度的要求。3．2開發(fā)方式（p16）8

二、開發(fā)方式和采油方式的區(qū)別（一）開發(fā)方式是指原油依靠何種能量運(yùn)移到井底。而采油方式是指原油從井底到井口所依靠的動力。（二）二者是分屬兩套系統(tǒng)，開發(fā)方式是屬于地層系統(tǒng)，采油方式是屬于井筒系統(tǒng)。

9

三注水開發(fā)時間:

1

早:蘇2晚:美,二次采油影響因素:

1

壓力降低界限2壓力保持水平3注水目的a提高采收率:降低壓力至飽和壓力的10%b保持較高的采油速度,單井產(chǎn)量:早期注水

10分類:（一）邊緣注水

邊緣注水分為三類：緣外注水、緣上注水和緣內(nèi)注水。圖3-`1緣外注水示意圖（1）緣外注水(P18)注水井按一定的形式布在油田邊界以外含水區(qū)內(nèi)進(jìn)行注水叫緣外注水。(圖3-1)要求:含水區(qū)內(nèi)滲透性較好,含水區(qū)與含油區(qū)之間不存在低滲透帶或斷層.分類:圖3-`1緣外注水示意圖（1）緣外注水(P18)11（2）緣上注水

注水井按一定形式布在油水邊界線上或油水過渡帶內(nèi)進(jìn)行注水叫緣上注水。（見圖3-2）圖3-2緣上注水示意圖（3）緣內(nèi)注水布在含油面積內(nèi)進(jìn)行注水叫邊內(nèi)注水。邊內(nèi)注水按注水井與采油井的排列關(guān)系分為邊內(nèi)切割注水和面積注水。(圖3-3)圖3-3緣內(nèi)注水示意圖（2）緣上注水圖3-2緣上注水示意圖（312邊緣注水的適用條件：中小油藏，油層穩(wěn)定，特別邊部滲透性較好的地區(qū)邊緣注水的優(yōu)點(diǎn)：油水界面比較完整,逐步由外向油藏內(nèi)部推進(jìn),易于控制;

無水采收率和低含水率采收率較高；缺點(diǎn)：1.要求不斷移動注水線，形成油田多階段開發(fā)，地面工程大；2.大量注入水流向含油邊界以外，降低注入水利用率；3.受到注水井排影響的生產(chǎn)井排不多，僅僅靠邊緣注水只能影響構(gòu)造邊部井，而要使構(gòu)造頂部井生產(chǎn)，降低采油速度，延長開發(fā)年限。邊緣注水的適用條件：13邊緣注水的實(shí)例：實(shí)例1：蘇聯(lián)巴夫雷油田面積為80平方公里,平均有效滲透率為600毫達(dá)西,油層比較均勻,穩(wěn)定,邊水活躍.采用邊外注水后,平均壓力為穩(wěn)定在140-150大氣壓.在注水的五年內(nèi)原油日產(chǎn)基本上沒有波動,年采油速度達(dá)6%(按可采儲量)實(shí)例2：我國老君廟油田

面積較小,并有邊水存在.因而L油層和M油層起初都采用邊外注水.邊緣注水的實(shí)例：實(shí)例1：蘇聯(lián)巴夫雷油田面積為80平方14圖3-4邊內(nèi)切割注水二）邊內(nèi)切割注水

利用注水井排把油田切割成若干區(qū)塊，分區(qū)進(jìn)行注水開發(fā)，兩排注水井之間夾三排或五排等采油井，這種布井形式叫邊內(nèi)切割注水(圖3-4)。圖3-4邊內(nèi)切割注水二）邊內(nèi)切割注水15邊內(nèi)切割的實(shí)例：實(shí)例1：蘇聯(lián)羅馬什金油田在中央三個較大的切割區(qū)內(nèi)增加了切割水線后，注水效果很好，大部分油井保持了正常的自噴實(shí)例2：我國大慶油田一些好的油層儲量大，油層延伸長度大，油層性質(zhì)好，占儲量80－90％以上的油砂體延伸到3.2公里以上。采用邊內(nèi)切割早期注水，仍可以控制90％以上的儲量，開發(fā)效果良好。邊內(nèi)切割的實(shí)例：實(shí)例1：蘇聯(lián)羅馬什金油田在中央三個較16（1）適用條件：油層面積大且穩(wěn)定的地區(qū)，注采之間連通性好，滲透率高，具有一定的流動系數(shù)，構(gòu)造形態(tài)規(guī)則的較大油田。（2）優(yōu)點(diǎn)：提高了開發(fā)速度；并且可隨時動用任何一塊儲量；沒有外流量損失。（3）缺點(diǎn)：區(qū)間存在開發(fā)不平衡;而且不適合非均質(zhì)極強(qiáng)的區(qū)塊；第一排井見水快；注水井間有死油區(qū)。（1）適用條件：油層面積大且穩(wěn)定的地區(qū)，注采之間連通性好，滲17（三）面積注水：面積注水是注水井和生產(chǎn)井按一定的幾何形狀和密度均勻分布在整個油田上進(jìn)行注水。特點(diǎn)：把油層分割成許多更小的單元,一口水井控制其中之一并同時影響幾口油井，而每一口油井由同時在幾個方向上受注水井影響。（三）面積注水：特點(diǎn)：18（1）適用條件：面積注水是一種強(qiáng)化注水，適于分布面積較小，形態(tài)不規(guī)則，構(gòu)造不完整，連通性差，滲透率低的油層及各種復(fù)雜類型的油氣藏（2）優(yōu)點(diǎn)：對油層控制程度高；采油速度高；采收率高；特別適合于致密低滲透層。

缺點(diǎn)：來水方向不易控制。（3）注水方式按注水井與采油井比例關(guān)系和排列形式分主要分為六種方式（1）適用條件：19命名原則：采油井和周圍的注水井總井?dāng)?shù)為幾就稱幾點(diǎn)法，例正四點(diǎn)就是一口生產(chǎn)井周圍有三口注水井一共四口井圖3-5面積注水方式強(qiáng)注強(qiáng)采命名原則：圖3-5面積注水方式強(qiáng)注強(qiáng)采201排2排3排4排5排正七點(diǎn)法每口油井受六口注水井影響每口注水井控制三口油井注采比2：1高強(qiáng)度注水1排2排3排4排5排正七點(diǎn)法每口油井受六口211排2排3排4排5排正四點(diǎn)法每口油井受三口注水井影響每口注水井控制六口油井注采比1：21排2排3排4排5排正四點(diǎn)法每口油井受三口注22表3-1各面積注水井網(wǎng)特征注采井?dāng)?shù)比：注/采=(n-3)/2表3-1各面積注水井網(wǎng)特征注采井?dāng)?shù)比：23

油層滲透率和油水粘度比不同，都將會使注采井?dāng)?shù)比不同；對一個具體油藏來講，不同開采階段的注采系統(tǒng)也應(yīng)是不同的。

中國油藏開發(fā)初期，大多采用注采井?dāng)?shù)比為1:3的反九點(diǎn)法面積注水方式，這是因?yàn)殚_發(fā)早期不含或低含水時，產(chǎn)油、產(chǎn)液量不大，注采井?dāng)?shù)比1:3即可滿足生產(chǎn)要求；油藏開發(fā)進(jìn)入中、后期，含水上升，產(chǎn)液量大幅度增加，必須相應(yīng)增加注水井點(diǎn)，注采井?dāng)?shù)比可從1:3達(dá)到1:1；到油田開采后期，進(jìn)一步調(diào)整為九點(diǎn)法注采井網(wǎng)，注采井?dāng)?shù)比為3:1。

開發(fā)初期采用反九點(diǎn)法面積注采井網(wǎng)，可為以后注采系統(tǒng)調(diào)整提供多種選擇的余地，如可從反九點(diǎn)法轉(zhuǎn)換為五點(diǎn)法或線狀注水，或是轉(zhuǎn)為九點(diǎn)法注水，這樣既適應(yīng)了油藏開發(fā)全過程需不斷加密井網(wǎng)的要求，也適用于三次采油方法的應(yīng)用，而且可做到注采系統(tǒng)相對完整。

油層滲透率和油水粘度比不同，都將會使注采井?dāng)?shù)比不同；對一個24（4）波及系數(shù)a分類（4）波及系數(shù)a分類25b影響因素表3-2各種井網(wǎng)在不同流度比下的面積波及系數(shù)流度比b影響因素表3-2各種井網(wǎng)在不同流度比下的面積波及系26a

井網(wǎng)系統(tǒng)不同，同一流度比下的面積波及系數(shù)不同，在大于1的流度比下，以五點(diǎn)系統(tǒng)的波及系數(shù)為最高，其次是交錯式排狀系統(tǒng)，接著依次為直線系統(tǒng)，反九點(diǎn)，反七點(diǎn)，七點(diǎn)，九點(diǎn)井網(wǎng)系統(tǒng)。b

面積波及系數(shù)反比于流度比。流度比從0.2變到10時，注水波及系數(shù)急劇下降，當(dāng)流度比進(jìn)一步增大時，注水波及系數(shù)的遞減速度減緩。c

在不利的流度比以下（大于1的流度比），驅(qū)替的不穩(wěn)定過程對五點(diǎn)和七點(diǎn)注水系統(tǒng)的波及系數(shù)的影響小于對交錯式，直線式及九點(diǎn)井網(wǎng)注水系統(tǒng)對波及系數(shù)的影響。由計(jì)算結(jié)果可看出：由計(jì)算結(jié)果可看出：27圖3-6無量綱累積注水量Vi/Vd圖3-6無量綱累積注水量Vi/Vd28圖3-7圖3-729圖3-8圖3-830圖3-9圖3-931這四幅圖是對各種井網(wǎng)在不同無量綱累積注水量Vi/Vd時，流度比與面積波及系數(shù)的關(guān)系。從圖看出，見水后繼續(xù)注水面積波及系數(shù)均可繼續(xù)增大，但隨著注入倍數(shù)的增加，其驅(qū)替效率也越來越低。如在五點(diǎn)系統(tǒng)，當(dāng)流度比為1時，注入倍數(shù)從0.3增到0.4時，面積波及系數(shù)可提高10.5%,而注入倍數(shù)從0.9增到1.0時，面積波及系數(shù)只提高1%。這四幅圖是對各種井網(wǎng)在不同無量綱累積注水量Vi/Vd時，流度32流度比：驅(qū)動相（水）的流度與被驅(qū)動相（油）的流度比值。流度:滲透率和粘度的比值。反映該流體在孔隙介質(zhì)中的流動能力。研究表明，流度比對面積波及系數(shù)具有明顯的影響。上式可見：油相粘度越大，水相對滲透率越高，則流度比越大。1.當(dāng)M=1時，意味著注入的水和產(chǎn)出的油兩種流體能以相等的能力流過油藏。2.當(dāng)M=10時，則表明水的流動能力要比油的流動能力大10倍。當(dāng)M<=1時,油井見水時的波及面積可以達(dá)到80％左右，油水界面推進(jìn)比較均勻。當(dāng)M＝2.4時,油井見水時的波及面積可以達(dá)到45％左右，油水界面輕度指狀推進(jìn)。當(dāng)M》4.58時,油井見水時的波及面積可以達(dá)到20-30％左右，油水界面很不規(guī)則，指狀推進(jìn)十分嚴(yán)重。1.增加水的粘度采用稠化水注入2.降低油粘度，采用熱力法、化學(xué)法流度比：驅(qū)動相（水）的流度與被驅(qū)動相（油）的流度比值。流度:33布井方式布井原則

井網(wǎng)密度

井?dāng)?shù)估算基礎(chǔ)井網(wǎng)的部署布井方案3.3井網(wǎng)部署布井方式3.3井網(wǎng)部署34圖3-10布井方式一、布井方式圖3-10布井方式一、布井方式35布井方式與驅(qū)油能量分布及方向有關(guān)：（一）能量具有方向性—如氣頂，邊水驅(qū)動，布置環(huán)狀或排狀井網(wǎng)（見圖3-10）（二）能量均勻分布—如底水驅(qū)動，溶解氣驅(qū)，彈性驅(qū)動，布置規(guī)則井網(wǎng)，例上圖的三角形和正方形井網(wǎng)（三）能量沒有方向—布不規(guī)則井網(wǎng)。斷塊，裂縫油藏布井方式與驅(qū)油能量分布及方向有關(guān)：36（一)排距L大于井距a的一半(圖3-11)

（二)生產(chǎn)井交叉排布(圖3-12)

La圖3-11圖3-12二、布井原則（一)排距L大于井距a的一半(圖3-11)

（二)生產(chǎn)井交叉37（一)表示方法：（1)井距a排距L(圖3-13)(2)含油面積/井?dāng)?shù)aL圖3-13三、井網(wǎng)密度（一)表示方法：aL圖3-13三、井網(wǎng)密度38（二)發(fā)展史較稀井網(wǎng)密度，達(dá)到較高的采油速度1.30年代以前：“鉆井加采油”。認(rèn)為：井?dāng)?shù)越多，采油量越多。每平方公里64口井效果2.30年代末：“二次采油”。認(rèn)為：井?dāng)?shù)和井網(wǎng)密度并不影響最終采油量。井網(wǎng)密度由密到稀40年代：16公頃／單井；50年代：32公頃／單井60年代：32-64公頃／單井3.40年代以后：強(qiáng)化采油技術(shù)，發(fā)揮注水作用，提高單井采油強(qiáng)度（二)發(fā)展史較稀井網(wǎng)密度，達(dá)到較高的采油速度1.30年代以39問題：井網(wǎng)密度對采收率的影響程度1：油井干擾的水動力學(xué)理論反映，當(dāng)生產(chǎn)井?dāng)?shù)大幅度增加（布井方式不變），單井產(chǎn)油量增加的幅度較少。一般，稀井網(wǎng)不變，可以通過放大生產(chǎn)壓差提高產(chǎn)油量。2：適應(yīng)油藏地質(zhì)結(jié)構(gòu)和注水系統(tǒng)的最佳布井，大于井網(wǎng)密度對采收率的影響3：不同油田不同開發(fā)時期的井網(wǎng)密度應(yīng)不同4：巖性復(fù)雜油藏，尤其開發(fā)后期，非均質(zhì)油層，井網(wǎng)密度對采收率有相當(dāng)大的影響。5：均質(zhì)油藏，井網(wǎng)密度對采收率的影響小問題：井網(wǎng)密度對采收率的影響程度1：油井干擾的水動力學(xué)理論反40蘇聯(lián)B.H.馬爾脫夫：分析采收率與井網(wǎng)密度和流動系數(shù)關(guān)系。流動系數(shù)越高，井網(wǎng)密度對采收率影響越小。流動系數(shù)大于50時，井網(wǎng)密度從5公頃／井變到70公頃／井時，采收率變化范圍為0.6－0.75；流動系數(shù)1－5時，采收率變化范圍為0.25－0.55；非均質(zhì)越嚴(yán)重，井網(wǎng)密度對采收率影響越大。相反越小井網(wǎng)密度的影響：由于油層的非均質(zhì)性和油砂體分布不均勻性，不同的井網(wǎng)密度對儲量的控制程度不同；由于地層的非均質(zhì)性和水驅(qū)油的非活塞性，不同井網(wǎng)的驅(qū)油效果不同蘇聯(lián)B.H.馬爾脫夫：分析采收率與井網(wǎng)密度和流動系數(shù)關(guān)系。流41（三)原則（1）“早稀后密”（2）地質(zhì)條件：a非均質(zhì)嚴(yán)重要加密b滲透率低要加密c原油密度大要加密d油層厚度大，井網(wǎng)稀e油層深度大，井網(wǎng)?。ㄈ?原則42其中：q—單井產(chǎn)量；v—開發(fā)速度；N—地質(zhì)儲量；330－一年有效生產(chǎn)天數(shù)；s—鉆井投資；—單井價(jià)格;四、井?dāng)?shù)估算油井：注水井：根據(jù)注水方式定，一般1／3－1／2油井其中：q—單井產(chǎn)量；v—開發(fā)速度；N—地質(zhì)儲量；330－43五、基礎(chǔ)井網(wǎng)的部署井網(wǎng)部署的基礎(chǔ)工作，主要內(nèi)容：(一)油砂體研究（二）開發(fā)目的層的選擇（三）指標(biāo)概算五、基礎(chǔ)井網(wǎng)的部署井網(wǎng)部署的基礎(chǔ)工作，主要內(nèi)容：44一)油砂體研究1）油砂體延伸長度與控制儲量的統(tǒng)計(jì)關(guān)系曲線從這三條曲線看，P上油組應(yīng)為主力油層圖3-14一)油砂體研究從這三條曲線看，圖3-1445（2）油砂體平均有效滲透率與控制儲量的統(tǒng)計(jì)關(guān)系曲線從這三條曲線看，P上油組應(yīng)為主力油層（2）油砂體平均有效滲透率與控制儲量的統(tǒng)計(jì)關(guān)系曲線從這三條曲46（二）開發(fā)目的層的選擇

(1)油層分布必須穩(wěn)定，形態(tài)易于掌

握

(2)基礎(chǔ)井網(wǎng)能控制該層系80%以上

的儲量

(3)上下有良好隔層

(4)有足夠的工業(yè)儲量

(5)油層滲透性好，油井有一定生產(chǎn)

能力

（三）指標(biāo)概算（二）開發(fā)目的層的選擇

(1)油層分布必須穩(wěn)定，形態(tài)47井網(wǎng)部署布井方式ppt課件48表3-3基礎(chǔ)井網(wǎng)開發(fā)指標(biāo)計(jì)算結(jié)果從方案１和方案２的計(jì)算結(jié)果分析，方案１比較合適。表3-3基礎(chǔ)井網(wǎng)開發(fā)指標(biāo)計(jì)算結(jié)果從方案１和方案２的計(jì)算結(jié)果49六布井方案確定開發(fā)層系計(jì)算生產(chǎn)井?dāng)?shù)布置開發(fā)井網(wǎng)開發(fā)指標(biāo)計(jì)算經(jīng)濟(jì)指標(biāo)計(jì)算確定最優(yōu)方案布井方案調(diào)整布井方案主要有七大內(nèi)容圖3-18布井方案主要內(nèi)容六布井方案確定開發(fā)層系計(jì)算生產(chǎn)井?dāng)?shù)布置開發(fā)井網(wǎng)開發(fā)指標(biāo)計(jì)算50雙河油田特高含水期井網(wǎng)綜合調(diào)整技術(shù)雙河油田基本情況雙河油田特高含水期井網(wǎng)綜合調(diào)整油藏精細(xì)描述剩余油潛力分布特征，成因類型及三維定量描述動態(tài)儲層評價(jià)微觀動態(tài)儲層評價(jià)宏觀動態(tài)儲層評價(jià)雙河油田特高含水期井網(wǎng)綜合調(diào)整技術(shù)雙河油田基本情況雙河油田特51微觀儲層評價(jià)剩余油分布特征地層能量微觀特征注水開發(fā)微觀綜合效果分析注水效果微觀特征剩余油儲量分布剩余油儲量豐度剩余油單儲系數(shù)剩余油滲儲量剩余油滲儲豐度剩余油易滲儲量剩余油易滲儲豐度地層壓力分布特征壓儲比特征壓力梯度特征微觀面積波及系數(shù)分布微觀厚度波及系數(shù)分布微觀體積波及系數(shù)分布微觀平面干擾系數(shù)特征微觀縱向干擾系數(shù)特征微剩余油分布特征地層能量微觀特征注水開發(fā)微觀注水效果微觀特征52宏觀儲層評價(jià)非線性水驅(qū)曲線特征單井開發(fā)模式層系開發(fā)模式宏非線性水驅(qū)曲線特征單井開發(fā)模式層53七井網(wǎng)適應(yīng)性研究

-南陽油田為例一剩余油儲量結(jié)構(gòu)復(fù)雜、性質(zhì)變差，現(xiàn)井網(wǎng)對潛力富集區(qū)控制程度差剩余油富集區(qū)：1井網(wǎng)本身控制型1）井網(wǎng)控制不住和井網(wǎng)及射孔不完善前者剩余油儲量比例為14.31%;后者剩余油儲量比例為24.5%;小砂體或小土豆比例為1.52%2）注水井間壓力平衡區(qū)剩余油儲量比例為8.03%七井網(wǎng)適應(yīng)性研究

-南陽油田為例一剩余油儲量結(jié)構(gòu)復(fù)雜、543）邊水內(nèi)側(cè)的有注無采區(qū)剩余油儲量比例為6.87%4）采油井之間的死油區(qū)剩余油儲量比例為4.83%2干擾型-