石油精细油藏描述技术规范.docx
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石油精细油藏描述技术规范
精细油藏描述技术规范
长庆油田第四采油厂
2011年05月
（一）油藏数值模拟的方法………………………………………………………...13
（二）油藏数值模拟的要求………………………………………………………...16
精细油藏描述技术规范
第一部分总则
一、精细油藏描述的定义
油田投入开发后，随着油藏开采程度的加深和生产动态资料的增加所进行的精细地质特征研究和剩余油分布描述，并不断完善储层的地质模型和量化剩余油分布，称为精细油藏描述。
二、精细油藏描述技术规范的适用范围
本《技术规范》主要以“注水开发碎屑岩油藏”为主，重点是高含水阶段的精细油藏描述。
对于其它不同类型、不同开发方式油藏的精细油藏描述可参照本《技术规范》或已颁布的行业技术标准。
三、精细油藏描述的目的和意义
油藏描述本身是一个动态的过程。
精细油藏描述是针对已开发油田的不同开发阶段，充分利用各阶段所取得的油藏静、动态资料，对油藏构造、储层、流体等开发地质特征做出现阶段的认识和评价，建立精细的三维地质模型，通过油藏数值模拟生产历史拟合即动态资料来验证或修正，最终量化剩余油分布并形成可视化的三维地质模型，为下一步油田开发调整和综合治理提供可靠的地质依据。
四、精细油藏描述阶段的划分及主要任务
1、开发初期精细油藏描述
开发初期精细油藏描述是在油田正式开发方案实施后，开发基础井网全部完钻的新增资料基础上进行的精细油藏描述。
开发初期精细油藏描述的任务是油藏地质再认识，落实构造、油层分布状况及砂体连通、油气水界面、储层参数等，检查开发方案设计的符合性，完善地质模型，为储量复算、射孔、井别调整等提供地质依据。
描述成果是建立开发初期的地质模型。
2、开发中期精细油藏描述
开发中期即为油田开发的主体开发阶段，该阶段一般可采出可采储量的50—60%。
开发中期精细油藏描述的主要目的是描述储层层间、平面的变化规律，认识各类油藏储量动用状况、水驱控制程度、水驱受效及水淹状况、可采储量测算、潜力大小及分布特点等，为井网局部、全部调整或层系调整提供地质依据。
3、开发后期精细油藏描述
开发后期油田是基本处于高采出程度和高含水的“双高”阶段。
开发后期精细油藏描述的主要任务是研究微构造、沉积微相、流动单元划分与对比、层内及微观非均质性、水驱后储层结构的变化、水淹层及低阻层，结合油藏工程的生产动态分析和油藏数值模拟历史拟合量化剩余油空间分布，建立油藏预测地质模型，为油田开发综合调整，增加可采储量，进一步提高采收率提供地质依据。
五、精细油藏描述成果要求
精细油藏描述最终成果要求深化对各类油藏剩余油分布及潜力大小的认识，提供量化的剩余油分布和三维可视化、数字化的预测地质模型。
第二部分精细油藏描述的基础资料
一、基础资料基本要求
1、必须重视各开发阶段静、动态资料的录取；
2、要求按各开发阶段有关资料录取要求和技术标准录取资料；
3、录取的资料必须满足不同开发阶段的精细油藏描述的需要；
4、已有的资料必须建立相应的数据库。
二、基础资料
精细油藏描述的基础资料是指在油藏现阶段以前可以获取到的所有静、动态资料，包括：
1、地质：
所有井的地质，岩心等资料以及分阶段的密闭取心井资料等（开发中后期还应包括水淹，水洗效率，剩余油饱和度的测定等资料）。
2、测井：
按描述要求，测全各种曲线。
在开发中后期，要求有水淹层测井系列和层内细分测井等系列；
3、动态资料：
油田所有井动态资料，包括油产量、产水量、压力、试井、产液、吸水剖面等动态监测资料。
第三部分精细油藏描述内容
一、油藏描述基本内容及方法
以下内容为各阶段精细油藏描述的基本内容。
1.油层划分与对比
按照储层细分和对比的原则及方法，划分出合理的细分和对比单元。
并结合新增的油藏静、动态资料检验对比单元划分的准确性。
1）以层序地层学、测井地质学、储层地质学的理论为指导，依旧“区域标准层”，选择“相标志段”，并依据油藏动态资料作为参考，进行等时对比
2）在地层对比之前，要确定沉积微相类型。
以沉积微相概念类型做宏观控制，确定相应的对比方法。
3）选择标志层的原则
a、同时性：
指标志层的沉积时间是同时的。
b、稳定性：
指标志层的岩性、电性特殊易辨认。
d、综合性：
纵向上要用一组岩性组合，横向上要用一组测井曲线组合来确定。
4）首选本区具有代表性的系统取心井作为标准井，建立网格骨架剖面；以标准井为中心，选取一定数量的井，均匀的分布在区块的各个部位，建立层组和单层对比的网格骨架剖面。
点、线、面相结合，全区铺开、联网闭合，统层对比。
并充分利用新的地质认识和生产资料，不断修改、完善对比成果。
2.储层构造特征描述
结合以前对储层构造形态、倾角及其密封性和裂缝发育程度的认识完善下列描述。
构造描述：
在新增资料（特别是钻井资料）的基础上不断修正以前对储层构造的认识，分级描述构造的类型、形态、倾角、闭合高度、闭合面积等。
闭合面积：
在构造平面上，通过溢出点的构造等高线所圈闭的面积。
闭合高度：
构造的最高点和溢出点之间的垂直距离（或海拔高差），以构造高点与同层构造最低闭合等高线之高度差表示。
构造倾角：
构造两翼和倾没端的倾角，用变化范围（最大值、最小值）及平均值表示。
3.储层描述
储层描述基本单元为小层。
1）沉积微相描述
①岩石组分及结构
描述不同岩石相类型的沉积特征以及其组合特征。
岩石组分：
a、确定岩石骨架的成分及相对含量，并描述岩石颗粒矿物学特征，按SY/T5368的规定执行。
b、确定岩石骨架间填充物的成分及相对含量，并描述胶结物的胶结类型及胶结结构，按SY/T5368的规定执行。
岩石结构
a、通过粒度分析求出各项粒度参数（平均粒径、分选系数、偏度、峰值）和粒度分布曲线，描述粒度分布特征。
b、描述颗粒圆度、球度、表面特征和颗粒接触关系。
岩石分类和命名
以石英、长石、岩屑三者相对比例为分类依据，分类结果见表1
表1岩石分类表
分类图位置
岩类
石英+燧石
%
长石/岩屑比
Ⅰ
石英砂岩
≥90
Ⅱ
长石石英砂岩
≥75～＜90
＞1
Ⅲ
岩屑石英砂岩
≥75～＜90
＜1
Ⅳ
长石砂岩
＜75
≥3
Ⅴ
岩屑长石砂岩
≥1-＜3
Ⅵ
长石岩屑砂岩
≥1/3-＜3
Ⅶ
长石砂岩
＜1/3
岩石粒度、填充物应参加命名，并按SY/T5368的规定执行。
②测井相
依据岩心组合与测井曲线之间的对应关系，建立各类微相的测井响应模式，利用测井曲线进行全区单井沉积微相划分。
③沉积微相
确定出沉积微相类型，并描述不同沉积微相的特点，包括岩性、沉积构造、沉积韵律等。
④平面微相展布特征
描述微相平面展布特征，并编制出各小层的平面沉积微相图。
2）地应力及裂缝描述（裂缝油藏重点描述）：
①地应力
描述地应力状况，包括最大主应力和最小主应力方向和大小。
②裂缝描述
结合以前对裂缝的认识，分组系描述裂缝性质、产状及其空间分布、密度（间距）、开度等。
3）储层微观孔隙结构
①孔隙类型
描述薄片、铸体、电镜观察到的储层孔喉情况，参考成因机制，确定储层孔隙类型（原生孔、或次生孔、或混杂孔隙类型等），并描述不同孔隙类型的特征。
②喉道类型
确定对储层储集和渗流起主导作用的喉道类型并描述其特征。
③孔隙结构特征参数
描述各类储层的毛管压力曲线特征，确定其孔隙结构特征参数，主要包括：
排驱压力（MPa）、中值压力（MPa）、最大孔喉半径（μm）、孔喉半径中值（μm）、吼道直径中值（μm）、相对分选系数、孔喉体积比、孔隙直径中值（μm）、平均孔喉直径比等。
④储层分类
以渗透率为主对孔隙结构特征参数进行相关分析，确定分类标准，并对孔隙结构和储层进行分类，描述各类储层的物性及孔喉特征。
⑤储层粘土矿物分布特征
确定出储层粘土矿物的主要类型，描述其在储层中的分布特征。
⑥储层敏感性分析
描述储层的敏感性特征。
⑦储层评价
通过以上的储层描述对储层进行分类评价。
4）储层物性及非均质性
①储层物性
研究储层的“四性”关系，建立储层物性参数的测井解释模型，根据模型解释储层物性参数。
②储层宏观非均质性
a.层内非均质性
描述砂层内渗透率在垂向上的差异，确定其非均质特征参数（渗透率非均质系数、变异系数、渗透率级差及突进系数等）。
划分层内夹层的成因类型，描述夹层分布特征及其对储层分隔和连通性的影响。
b.层间非均质性
根据储层隔层分布特征和非均质特征参数（厚度、变异系数、渗透率级差及突进系数等）综合描述储层层间非均质性。
c.平面非均质性
描述储层砂体在平面上的分布形态、规模及连续性，储层孔隙度和渗透率的平面非均质特征，并根据动态资料验证其正确性。
4.储层流体分布及性质
1）油气水分布特征
①油层、气层、水层再认识
在新增测井和试油资料基础上，修正油气水层解释模型或划分标准，重新解释油层、气层、水层。
测井解释符合率大于80%。
②油、水分布特征
在油层、气层、水层再认识的基础上，分析开发过程中油水运动规律，描述垂向和平面上的油、水分布特征。
2）流体性质
①地面原油性质和地层原油物性。
②天然气性质
③地层水性质
5.渗滤物理特征
1）岩石表面润湿性
依据岩样润湿性实验结果确定其表面润湿性。
2）相对渗透率
描述各类储层的相对渗透率曲线，确定其特征参数，主要包括：
束缚水饱和度、残余油饱和度、驱油效率、油水、油气共渗区等。
3）驱油效率
确定各类储层的驱油效率和残余油饱和度。
6.油藏的温度、压力系统
1）温度系统
确定油藏油层、气层、水层温度及温度梯度，描述油藏温度系统。
2）压力系统
确定油、气、水层压力及压力系数、压力梯度等，描述油藏压力系统，并计算地层破裂压力。
7.驱动能量和驱动类型
1）驱动能量
描述油藏的驱动能量，包括弹性能量，溶解气能量，气顶能量以及边、底水能量大小。
2）驱动类型
描述油藏流体驱动机理和驱动类型。
二、三维地质建模流程及标准
静态三维地质模型
建立一个描述构造、储层、流体空间分布的静态三维地质模型，计算地质储量。
1.建立一维井模型
1）描述单井剖面上储集体的厚度、韵律特征、物性变化及其纵向剖面非均质性。
2）把井筒中通过各种技术手段得到的资料信息，转换为所需的开发地质特征参数（主要有渗透率、有效层、隔层、含油层、含气层、含水层、孔隙度、渗透率、含油饱和度等），建立起表征各种开发地质特征的一维柱状剖面。
3）上述参数是在岩心及各种测试结果的刻度标定下，建立符合本油藏特点的、把各种测井信息转换成开发地质属性的解释模型和图版。
2.建立单并模型的步骤包括
a）标识储集体在单并剖面上的深度及其厚度，主要依靠测井进行标定。
b）在储集体内部按物性特征进行细分段．
c）计算各层段的平均孔隙度、平均渗透率和平均含油饱和度。
d）夹层的划分：
按照小段物性特征，用该地区的物性下限截止值为标尺，划分出层内夹层。
e）计算并标识储集小层的平均物性。
f）标定油、气、水层，主要是依靠测井解释成果．如对个别层段已进行了试油，则要标识其试油成果。
3.二维层模型
1）平面二维模型
描述单层储集体的平面分布形态、面积、展布方向、厚度变化和物性参数分布特征等。
对于块状油藏，可以不建立或只进行粗略的表征。
2）剖面模型
描述各种环境的储集体在剖面上交互出现的规律性，储集体的侧向连续性，主力层与非主力层的配置关系以及各种可能变化的趋势。
4.三维地质模型
1）储层骨架模型的建立
a、在描述储层构造、地层和岩相的空间分布的基础上建立储层骨架模型，主要表征储层离散变量的三维空间分布。
b、储层骨架模型的建立是以数据库为基础，包括井位坐标数据、分层数据、储层数据等，
c、储层骨架模型是由层面模型组成。
2）储层相模型的建立
储层相模型是在储层骨架模型基础上建立的，能定量表述微相分布、几何形态．及其三维空间的分布。
3）储层属性模型的建立
a、属性模型是在储层骨架模型基础上，建立储层属性的三维分布．储层属性主要为连续变枯的储层参数，包括储层孔隙度、渗透率、含油饱和度等。
b、对储层骨架模型（构造模型）进行三维网格化，然后利用井数据和地震数据，按照一定的插值（或模拟）方法对每个三维网格进行赋值，建立储层属性的三维数据体。
4.地质建模精度要求
地质模型的建模单元要求达到砂组（主力油层）。
地质模型的平向网格精度要求：
25m*25m，垂向上视油藏具体情况确定描述单元精细程度，主力油层精度要求达到0.5m。
三、油藏数值模拟的方法和要求
（一）油藏数值模拟的方法
1、网格的设计
A、网格边界
网格边界要能够准确的描述油藏外边界，同时能够较好的控制油藏内部流体的主渗流方向。
对于几何形态不规则的油藏，可以使用不规则边界，但要注意网格边界的变化对网格正交性的影响。
B、网格尺寸
网格尺寸的大小应以满足精确反映目标区域压力和饱和度的空间变化，精确反映为构造的形态及储层非均质特征，正确模拟流体在油藏中的流动机理，保证流动方程的求解精确可靠及能够保证研究的快速高效为原则。
为了有效减小网格尺寸对网格规模的影响，可以合理使用变尺寸网格或者局部加密。
C、网格方向
网格方向的确定要同时考虑到理论和实际两方面的因素。
对于平面渗透率各向异性较强的目标油藏，网格方向必须与主渗透轴方向一致；对于油藏主渗透轴方向未知的情况，其网格方向的选择要使模型中网格总数最小，同时使位于或邻近网格块中心的井数量最大。
在不利流度比的情况下，为了减小网格定向对计算结果的影响，可以使用9点有限差分方式。
D、纵向网格划分
纵向分层应达到能够模拟与粘度和重力相关的过程。
一般纵向网格的精度应于地质描述的精度相一致。
对于研究对象具有明显韵律特征的厚油层、层内含有薄的高渗透层或低渗透夹层、底水油藏的过渡带的情况，以及满足纵向饱和度拟合、部分完井及射孔段精确描述、水平井设计优化等研究的需要，必须进行纵向网格的细分。
2输入参数赋值
1）、特殊岩心参数
A、相对渗透率曲线
岩石相对渗透率曲线一般由实验室岩心分析取得，在缺少实验室资料的情况下，可以通过相关理论知识计算得到，或者通过类比方法借鉴使用。
B、毛管压力曲线
对于提供多条实验室测定的毛管压力曲线要进行适当处理，以获得目标油藏典型的毛管压力曲线。
由岩心测定的毛管压力曲线要进一步换算以适合油藏模拟应用。
C、岩石压缩系数
岩石压缩系数一般由实验室得到，在缺少实验室资料的情况下可以通过相关经验公式计算得到。
不同的地层压缩系数测量方法适合不同埋深的油藏。
D、流体的PVT参数
黑油模型的流体描述需要与压力函数有关的饱和原油性质，最好用实际油藏流体在实验室测得，也可以从相关经验公式获得。
2）、模型平衡检查
使模型在产注为零的情况下从历史拟合的起始时间运算到动态预测结束，分析油藏压力、饱和度变化及不同平衡系统之间的流体转换量。
合理的平衡初始化模型满足在零平衡运算过程中其初始的压力和饱和度基本保持不变，平衡区间没有流体交换。
3）、地质储量核算
利用合理初始化后的计算模型，对比分析模型计算原始地质储量与实际地质储量的一致性。
对于差别较大的情况，分析产生的原因，并必要对模型参数做适当的调整。
4）、拟合指标
历史拟合指标应包含压力拟合指标和产量拟合指标两个方面，其中：
a、压力拟合指标主要有：
油藏（或单元）平均地层压力、井的静压、井底流动压力以及井口压力，其中，油藏（或单元）平均地层压力、井的静压是较为重要的压力指标。
b、产量拟合指标有：
油藏（或单元）的含水、单井产水（包括见水时间、见水动态）、单井产量（定液生产、拟合产油量或定油生产、拟合产液量）。
其中，油藏（或单元）的含水、单井含水及产油量是较为重要的产量指标。
5）、拟合的方法
历史拟合依赖于数值模拟研究人员对目标油藏的地质认识、对动态现象的工程判断，自身掌握的油藏经验和项目研究人员之间的专业协作等综合因素，重要的是要把握拟合指标和跳帧参数之间的相互关系。
根据参数的可靠性分析，确定参数的确定性及可调范围。
确定参数一般不可调或微调，不确定性强的参数可以允许较大幅度的调整。
一般而言，地质参数的大致可调范围是：
a、孔隙度;根据油藏描述结果，确定孔隙度分布范围与平均值之间的偏差范围，作为孔隙度调整的允许范围。
b、渗透率：
渗透率是不确定性较强的参数，尤其是井间，可以允许在渗透率分布范围之间做3倍甚至更多倍数的调整。
c、有效厚度：
由于受钙质夹层和泥岩夹层的影响，有效厚度的可调范围是-30%～0%。
d、岩石及流体压缩系数：
流体压缩系数认为是比较确定的参数，一般不易修改；岩石压缩系数，考虑到实验测定误差及非储层的弹性作用，允许2倍之内的修改。
e、初始流体饱和度和初始压力：
比较确定的因素，必要时允许小范围的修改。
f、相对渗透率曲线：
不确定参数，可以在较大范围的修改。
g、油气的PVT数据：
为确定性参数，不易修改。
h、油水界面：
在资料不多的情况下，允许一定范围的修改。
（二）油藏数值模拟的要求
历史拟合精度要求要与项目研究的目标保持一致，必须保证预测目标指标的可靠性，可以根据不同的研究问题建立不同的拟合精度标准。
区块拟合精度应高于单井，历史拟合末期的精度应高于初期和中期，产量拟合精度应高于压力，关键井拟合精度应高于一般井，主力层拟合精度应高于非主力层，关键是要拟合好初始含水及拟合末期的主要指标。
所谓关键井，是指单井拟合指标数据相对比较完整可靠、生产历史时间相对较长、基本能够放映油藏主要动态规律的井。
1、地质储量拟合
在静态地质模型网格粗化后形成的数值模拟地质模型的基础上，拟合地质储量。
拟合精度要求达到小层或单砂体，储量拟合误差≤5%。
2、生产历史拟合
油藏数值模拟生产历史拟合的开发指标主要包括：
产量及累积产量、含水、气油比、压力。
生产历史拟合时间点以月为拟合单位，也可根据油藏开采历史长短或实际需要选择日或年为时间单位。
生产历史拟合既要拟合产量及累积产量、含水、气油比、压力等开发指标的实际值，还要充分反映开采动态历史的变化状况和趋势。
生产历史拟合要求到单井，单层，各单井主要开发指标的拟合误差≤10%。
3、剩余油量化及分布
在油藏数值模拟生产历史拟合后，形成储层剩余油空间量化分布场，包括分层剩余油饱和度、叠合剩余油储量、叠合剩余油丰度分布场。
4、预测地质模型
静态地质模型经过油藏数值模拟生产历史拟合修正后，即形成了油藏预测地质模型，该模型是进行开发调整和综合治理方案开发指标预测和未来开发效果评价的基础。
5、各开发阶段精细油藏描述的特殊（精度）要求
不同开发阶段的精细油藏描述原则上要达到以下具体要求（包括精度要求）。
不能达到要求的可根据实际情况说明原因。
按各油藏拟合精度要求如下：
延9油藏单井拟合率≥90%
长2油藏单井拟合率≥85%
长4+5、长6油藏单井拟合率≥80%
1）.开发初期精细油藏描述
开发初期地质模型的平面网格精度要求：
25m×25m，垂向上视油藏具体情况至少达到小层。
2）.开发中期精细油藏描述
1）描述内容的新要求
①结合静、动态资料，描述储层构造及对油层连通的影响；
②进一步落实油气水分布；
③储层物性、非均质性及油层连通状况，基本单元是小层或单砂体，分别做出小层平面分布图；
④各类油层见水、水驱见效及水淹状况，做出分层水淹状况平面图。
沉积相细分到亚相或微相，描述不同沉积微相与小层水淹状况的特点；
⑤落实剩余可采储量；
⑥进一步完善地质模型。
2）描述精度要求
①表现构造幅度≥5m，等高线≤5m；
②测井解释分辨出0.5m隔、夹层，水淹测井解释分辨率≥2m。
③精细油藏描述成果应用符合率
成果应用后，油藏或区块的主要开发指标要达到方案预测指标的80%以上。
3）.开发后期精细油藏描述
1）新增描述内容
①储层微构造
描述单砂体或流动单元本身的起伏变化所显示的微构造特征，描述微构造与剩余油的关系，确定水驱可动剩余油富集区域的有利圈闭和潜力点，编制单砂体微构造图。
②储层成因微相及渗流差异
结合井资料和动态资料，检验和修正储层成因微相划分结果以及储层渗流差异。
根据不同的渗流差异特征描述剩余油分布状况。
③储层流动单元
a.渗流屏障分析及连通体的划分
划分并确定渗流屏障类型，描述各类渗流屏障的空间分布特征。
在渗流屏障分析的基础上，根据单砂体划分对比、沉积微相、储层结构及渗流屏障分布划分连通体。
b.流动单元分类
确定渗流主控参数，根据主控参数和层内渗透率突进系数，确定分类标准，划分出不同级别的储层流动单元，并描述各流动单元的特点。
c.流动单元的平面展布
描述不同级别的储层流动单元的平面分布特征，绘制小层或单层流动单元的平面分布图。
d.流动单元对储层油水运动的控制
根据流动单元的空间分布特征，结合动态资料，描述地下储层油水运动规律，确定出水驱可动剩余油分布状况。
④剩余油分布特征
a.水淹层解释及判断
根据储层水淹前后岩性、物性、含油性及电性变化特征在测井曲线上解释水淹层，根据测井曲线判断油层是否水淹，通过“查特征、比邻井、找水源”分析对比，综合评价后定性指出水淹层位。
结合动态资料，分析试油、压汞等资料，利用电阻率相对法建立水淹层模型。
利用激发极化电位和自然电位组合测井量化计算储层含油饱和度，划分水淹级别（弱、中、强水淹层）。
根据密闭取心井和检查井资料，重新修正水淹层解释，确定井间水淹层状况。
b.剩余油分布特征
定量确定油藏的空间剩余油分布。
并分析剩余油分布的主控因素，不同油砂体剩余油分布特征，确定剩余油富集区及今后挖潜的有利区带。
⑤注水开发后储层结构和流体的变化
a.储层结构的变化
确定长期水冲洗和各种人为措施影响前后的储层物性、孔隙结构、粘土矿物与润湿性、储层宏观非均质的变化，描述这些参数的变化规律。
确定大孔道及堵塞层的分布状况。
b.流体性质的变化
描述油藏注水开发后原油性质的变化。
2）描述精度要求
①构造
表现幅度≥5m的构造，微构造图等高线≤3m。
②基本地层单元小
单砂体或流动单元，原则上应该尽可能描述出最小一级的地层单元。
③三维地质模型
三维地质模型要求反映平面上十米级的变化，纵向上分米级的变化。
④测井解释
测井解释能分辨出0.2m的隔、夹层，测井解释水淹层分辨率≥1.0m。
⑤.精细油藏描述成果应用符合率
成果应用后，油藏或区块的主要开发指标要达到方案预测指标的70%以上。
6、油藏工程研究
油藏工程研究内容：
1）开发阶段划分
总结出用不同开发指标划分开发阶段的方法，最终确定适合我厂油田开发阶段划分的方法。
2）开发效果评价
根据各油藏地质特征和生产动态，筛选能够反映油藏水驱开发效果的评价指标，作为水驱开发效果综合评价的单因素评价指标，研究制定注水开发效果评价指标体系及评判标准。
3）油藏渗流规律的研究
油藏工程、渗流力学和油层物理三门学科相结合，研究油藏开发过程中油、气、水的运动规律和驱替机理，计算各油藏目前开发阶段下的各种地层参数，油藏相渗曲线、采液油指数的变化等基础的油藏工程研究。
4）油藏开发规律的研究
主要包括产量递减规律、含水上升规律、压力变化规律的研究。
利用各区块单井和区块生产历史数据，研究、比较、整理和分析各种递减规律和含水上升规律的适应性和研究方法，建立符合各区块不同开发阶段递减规律和含水上升规律的统一模板，指导油田下步开发。
5）油藏开发指标预测
综合运用各种水
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