碳酸盐岩油藏开发技术-2
江汉盆地新沟嘴组碳酸盐岩油藏特征及开发技术
现今 构 造格局 。以 Ｅ ｘ为代表 白西南 向东北 依 次 为新 沟 断 垒带 一 老 新鼻 状 隆 起带 一 总 口向斜 带一 拖 市 隆起 带一 潘 场 向斜带一 通 海 口凸起 一 白庙 向斜 带 ，隆起 带 与 向斜 带 之 间 为 斜坡 过 渡 ，向斜 与 凸起 为 断 层 接 触
（ 通 海 口断层 ） 。南 北分别 为新 沟断 垒带 、总 口向斜带 、建 新 断裂 带 、毛 场斜 坡 带 。 凸起 和低 凸起 分 布 ， 其 间为 凹隆相 间 和斜坡结 构 ，区 内构造起 伏 的 幅度较 大 ，以新 沟嘴 组上 段 （ Ｅ ｘ ）底 界埋 深 为例 ，工 区
为 泥 晶 白云岩 ，夹 杂 大量 泥 岩 、细 粉 砂 岩 及 脆 性 矿 物 ， 孔 隙 以 白云 石 晶 间 孔 、 黏 土 晶 问 孑 Ｌ 为 主 ， 属 中孔
特 低 渗储 层 。研 究表 明 ，油 藏 为 近 源 运 移 聚 集 、 源 储 共 生 的 准 连 续 式 成 藏 ，具 有 储 层 大 面 积 分 布 、 油 气 呈准 连 续 分布 、 圈 闭介 于有 形 与 无 形 之 间 、 油 水 分 异 差 、 油 水 同 出 的 特 点 ， 同 时 又 具 有 典 型 连 续 型 油 藏
塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏开发理论及方法_李阳
蚀孔洞型 、 溶 蚀 缝 型、 礁滩溶孔型和白云岩孔洞型等 平面上具 １ ０ 种类型 。 缝洞储集体空间分布十 分 复 杂 ， 有分区性 、 垂向上 具 有 分 带 性 。 平 面 上 可 划 分 为 岩 溶 岩溶缓坡 、 岩溶斜坡和岩溶山间盆地等 ４ 种二级 台地 、 地貌类型 ， 峰丛洼地 、 峰 丛 谷 地、 丘峰洼地等９个三级 地貌单元 ， 峰丛洼地 和 丘 峰 洼 地 区 钻 遇 的 古 岩 溶 缝 洞 数目最多 ， 规模较大 ， 产量占区块总量的 ６ ９ ． ８ ％ 。 垂向 垂向渗滤带 、 径流溶蚀 带和潜流 上划分为表层岩溶带 、 溶蚀带等 ４ 个 带 ； 径流溶蚀带易于发育规模巨大的洞 、 常见落水洞 （ 厅堂洞 ） 干流洞 、 支流洞 、 末梢洞和缝 穴， 洞复合体 ， 洞穴系统多数被外源充填物 、 内源充填物 、 垮 ） 。 塌堆积物和化学充填物等完全充填或部分充填 （ 图１
石
油
学
报
Ａ Ｃ ＴＡ Ｐ Ｅ Ｔ Ｒ Ｏ Ｌ Ｅ Ｉ Ｓ Ｉ Ｎ Ｉ Ｃ Ａ
Ｊ ａ ｎ ．
Ｖ ｏ ｌ ． ３ ４ Ｎ ｏ ． １ ２ ０ １ ３
（ ） ： ／ 文章编号 ： ０ ２ ５ ３ － ２ ６ ９ ７ ２ ０ １ ３ ０ １ － ０ １ １ ５ － ０ ７ Ｄ Ｏ Ｉ １ ０ ． ７ ６ ２ ３ ｓ ｘ ｂ ２ ０ １ ３ ０ １ ０ １ ３ ｙ
。海相碳酸盐岩储层可以分为孔
隙型 、 裂缝 －孔隙型及缝洞型 ３ 种类型 。 中国西部碳酸 ／ 盐岩 缝 洞 型 油 藏 约 占 探 明 储 量 的 ２ 是石油增储上 ３， 产的主要领域之 一 。 塔 河 油 田 位 于 塔 里 木 盆 地 北 部 ， 是中国已经发现的储量规模最大的碳酸盐岩缝洞型油 藏， 埋深超过 ５ 原始地层压力６ 地 ３ ０ ０ ｍ， ０ ＭＰ ａ左 右， 层温度在 １ 属于超深 、 超高温高压复杂储层 ２ ５℃ 以上 ， 油藏
碳酸盐岩油藏的开发及提高采收率技术
碳酸盐岩油藏的开发及提高采收率技术前言碳酸盐岩油气田在世界油气田的分布中占有重要地位。
据统计，全世界 236 个大型油田中，砂岩油藏占 59％，碳酸盐油藏约占 40%。
碳酸盐岩油藏以灰岩和白云岩油藏为主，目前，世界上已有 40 多个国家和地区在近 60 个沉积盆地中找到了碳酸盐岩油气田，其原油产量约占世界原油总产量的 65%，主要来自位于中东、墨西哥和加拿大等地的碳酸盐岩油藏，如：伊朗的阿兹马里灰岩油藏、墨西哥的孔洞型碳酸盐油藏、北海的白垩统油藏等。
碳酸盐岩油气富集的类型，除大型隆起富集带、生物礁型富集带等以外，潜山也是一种重要的富集类型。
潜山油气田包括构造隆起潜山油气田、岩性潜山油气田和断块潜山油气田，我国的潜山油藏多属于断块潜山油气田。
碳酸盐岩油气藏在储层结构和驱替机理上与砂岩油藏相比有一些本质的区别，在开发与开采方面也具有一系列特殊性。
开发这类油藏的关键是搞清其地质特征，特别是裂缝和溶洞的发育情况及其对开采的影响。
目前，胜利油田已找到了 15 个潜山油田，地质储量达 1.53 亿吨。
碳酸盐岩潜山油藏成为重要的开发对象和原油生产的重要来源之一。
针对这一情况，广泛调研了国内外碳酸盐岩油田的碳酸盐岩油藏的分类及特征、开发方式及开发经验、提高采收率技术的应用等方面的内容。
通过对国内外有关碳酸盐岩油田的文献和资料分析，并结合胜利油田碳酸盐岩油藏的类型和特点，对国内外部分油田（重点是碳酸盐岩潜山油藏）在开发与提高采收率方面的做法及成功经验进行了总结，供领导和科研人员参考。
一、碳酸盐岩油藏的分类及特征(一) 国外碳酸盐岩油气藏的分类由于碳酸盐岩储层的多样性，对碳酸盐岩油藏进行简单的分类是很困难的，依据强调的不同特征，分类体系也各不相同。
以下是近年来国外几种较常用的分类方法。
1 以岩相和成岩特征的分类方法被认为是一种实用的分类体系该方法把碳酸盐岩储层主要分为六类：①碳酸盐岩砂；②碳酸盐岩建造／骸晶堤；③前缘斜坡/碎屑碳酸盐岩；④深海白垩岩／白垩质陆硼石灰岩；⑤泥质白云岩；⑥岩溶／裂缝碳酸盐岩。
哈拉哈塘油田碳酸盐岩油藏开发技术
1 油田概况哈拉哈塘油田位于塔里木盆地塔北隆起轮南低凸起西斜坡，是轮古－塔河－哈拉哈塘奥陶系特大型油田的一部分。
产层为奥陶系，其中主力含油层系为良里塔格组、一间房组。
哈拉哈塘地区古生界断裂发育复杂，多为花状、直立断裂，走滑特征明显，具有多期活动特点。
储层类型根据储集空间的组合可划分为洞穴型和裂缝-孔洞型两种，良里塔格组储层以裂缝-孔洞型为主，一间房组以洞穴型储层为主。
原油总体表现为低粘度、低硫、中含胶质沥青质、高含蜡、低凝固点的轻质原油特征。
大部分井地层温度低于临界温度，地层压力远高于泡点压力，表现出不饱和油藏特征。
2 开发特征碳酸盐岩油藏的储层具有极强的非均质性，导致产能变化、含水规律以及地层能量等开发动态特征具有明显的多样性[1-5]。
2.1 产能评价哈拉哈塘油田二期产能建设区内不同储集体类型油井生产状况存在差异。
目前，洞穴型储层油井累产油43.1×104t，平均单井累产油1.2×104t；裂缝孔洞型储层油井累产油10.2×104t，平均单井累产油0.6×104t。
钻遇洞穴型储集体开发效果明显好于裂缝-孔洞型储集体。
2.2 含水变化规律碳酸盐岩油藏储层是由众多的局部缝洞集合体组成的，各缝洞体之间连通性差，整个油田没有统一的油水界面。
各缝洞集合体内部填充程度不同，成藏条件有差异，油气充注强度各异，具有各自不同的油水界面。
因此，含水变化规律可分为以下5种类型：2.2.1 缓慢上升型油井纵向上各段储层发育程度相当，见水后沿着生产层段逐步上升，由于生产层段下部存在比较致密的隔层，含水上升速度比较缓慢。
2.2.2 台阶上升型这类油井在含水生产期出现一个或多个台阶状的含水突然上升拐点。
此类井所在储集体往往与附近多个储集体沟通，随着地层能量下降，周围沟通的水体陆续为油井补充能量，造成台阶上升。
2.2.3 台阶下降型该类型井投产初期含水较高，随着产液量的增加，含水呈台阶式下降。
碳酸盐岩油藏开发评价技术与方法研究
碳酸盐岩油藏开发评价技术与方法研究碳酸盐岩油藏是一类优质油藏，但其开发难度较大。
为了更好地开发和利用这些油藏，需要科学、合理地评价其储量、井网布局和注采方案。
因此，本文将探讨一些常用的碳酸盐岩油藏开发评价技术和方法。
一、储量评价储量评价是开发碳酸盐岩油藏的关键步骤之一。
传统的方法包括:单井试油、封闭矿井试采和长距离注水试验。
这些方法虽然简单易行，但成本高且经验不足时易导致误差。
近几年来，伴随着科技的发展，日益完善的地震勘探技术为储量评价提供了更为准确和全面的数据来源。
地震反演、岩石物理学参数解释和地震资料分析综合等方法都可以用来评估碳酸盐岩油藏的储量。
地震反演法是一种基于地震波传播特性对地下储层性质定量反演的方法。
该方法可获得储层深度、厚度、物性等信息，较为准确地估算储量和油藏形态。
岩石物理学参数解释方法则是基于地震反演得到的数据，采用岩石模型计算出储层的弹性参数、泊松比等物理性质，为后续的生产模拟提供必要准确的输入数据。
综上所述，地震勘探技术是一种全面、准确、科学的储量评价方法，它可以大大降低评估成本，提高储量估算的精度。
二、井网布局井网布局是指在不同储层中，合理地确定井口位置和井之间的距离，从而达到较好的开采效果。
传统的方法包括:经验井网、多重普通循环和随机井网。
但由于这些方法缺乏针对性和系统性，因此现在已被淘汰。
近年来，随着三维地震勘探技术的广泛应用，使用地震取样资料的三维建模和可视化技术成为了井网布局的主流方式。
此方法可以准确地预测油藏的空间位置、大小、形态和若干地质属性，再通过模拟和优化，从而制定更优、更科学的井网方案。
三、注采方案注采方案可以高效地提高采收率，是碳酸盐岩油藏开发的核心。
传统的方法是基于经验的，包括缓冲期生产、稳定生产、水驱和气驱等。
这些方法虽然简单易行，但珂朵莉难以定量评估和优化方案，效果差强人意。
近几年来，人工神经网络模型、数值模拟、最优注采方案等方法应用变得越来越广泛。
油藏开发地质类型问题研究
油藏开发地质类型问题研究油藏开发是对地下油气资源进行勘探、开采和开发的过程。
在这个过程中，地质类型是一个非常重要的问题。
因为油藏的地质类型，会直接影响到开发的难度、工艺、成本以及开采效益。
本文就探讨一下油藏开发地质类型问题。
一、油藏地质类型油藏有多种不同的地质类型，主要包括沙岩、碳酸盐岩、页岩和砂岩等。
每种地质类型都有其特殊的性质和特点。
1、沙岩油藏沙岩油藏主要是由石英砂岩、页岩和泥岩组成的。
在沙岩油藏中，油气主要储存在孔隙和裂缝中。
沙岩油藏多分布在陆相盆地和海岸沉积环境中。
2、碳酸盐岩油藏二、油藏开发难度不同的油藏地质类型，开发难度也会不同。
其中，碳酸盐岩油藏和页岩油藏的开发难度比较大。
碳酸盐岩油藏的开发难度比较大，主要是因为碳酸盐岩的特殊性质。
碳酸盐岩的孔隙和溶洞分布不均，而且孔隙和溶洞连接性比较差，导致油气的流动性较差。
此外，碳酸盐岩油藏在地质构造和层序上复杂，开发难度也相对较大。
页岩油藏的开发难度更大一些，主要是因为页岩具有无法见孔和裂缝网络的特点，导致其渗透能力非常差，而且开采难度和成本较高。
不同的油藏地质类型，需要采用不同的开发工艺。
沙岩油藏主要采用常规油田开发技术，包括地面注水、人工压裂、水平井等技术。
碳酸盐岩油藏的开发工艺包括注水、酸压裂、气体气液替代等技术。
四、油藏开采成本和效益沙岩油藏的开发成本相对较低，因为沙岩油气储层渗透性较好，开采难度较低。
碳酸盐岩油藏的开发成本相对较高，主要是因为碳酸盐岩的孔隙和溶洞分布不均，导致采收率相对较低。
页岩油藏的开采成本较高，主要是因为开采难度大，需要采用复杂的技术手段，而且未来价格和供需关系也难以预测。
综上所述，油藏开发地质类型问题对于油田的开采效益、开发成本以及开采难度都有着重要的影响，因此必须对油藏的地质类型进行全面深入的研究和评估，以保证油气资源的开发能够取得最优的效果。
试论如何有效开展碳酸盐岩油藏的开发
碳酸 盐岩油 藏原始地 层的压力 为６ ０ ＭＰ ａ ， 但是 因为碳 酸盐岩油 藏地质 的情 况 比较 复杂 ， 多数 油井 的含 水量上 升 比较快 ， 因此保 持地 层压 力可 以有效 避免
裂缝闭合或者地层骨架的坍塌。 对于碳酸盐岩油藏储集带的储量规模 比较大、
连通性 比较好 ， 因此采 用注水开 发的方法 可 以有效 延 长碳酸盐岩 油藏生 产的 寿 命， 从 而大大提 高油 田产量 以及 最终 的采收率 。 另 外， 碳酸 盐岩油 藏数值研 究结 果表 明 ， 在 油 田开发 后期注 水可 以有效 提高 采油速 度 以及 年产 量 。 对于 裂缝 发 育的碳 酸盐岩 层状 边水 油藏 ， 边水 能量 不足需 要注 水开 发时 ， 注水 方式最 好 采 用边 部注水 的方 式 如果碳 酸盐 岩油藏 的面积 比较 大 ， 内部 需要注 水能量 可 以 采取边 外与边 内注 水相 互结合 的方 式对 内部注 水井应 该控制 注水 量 以及注水 强度 ， 采用温 和注水 或者间歇 注水等形 式 。 总之 ， 在碳酸 盐岩油 藏开发过 程 中可 以采 取注 水方 式进行 地层 能量 的补 充 ， 从而 提高 碳酸 盐岩 油藏 的开 发效率 。 ２ ． ２ 采油速 度合 理
性 坍塌 的现象 。 １ ． ２ 油 井产量 的变 化
因为碳酸盐岩油藏底盐岩 油藏在 开发 过程 中达到 经济效 益和社 会效 益的最 大化 。 根
据碳酸盐岩油藏的地质特征以及生产动态， 有效确定其采油速度是非常有必要
的。
根据 油 田单井 的生 产特 点 ， 碳酸 盐岩 油藏 产量 变化 可 以划 分为 快 速递 减 性、 间歇 生 产型 以及缓慢 递减 型三种 类型 。 缓 慢递 减型 的油井说 明在钻 遇 的储 集体 规模 比较大 ， 连通性 比较好 。 如下 图所示 。 而间歇 生产型 的油井说 明在钻 遇 的储集体 连 通性 、 规 模 的分布 都 比较复 杂化 。
碳酸盐岩开发技术调研报告
碳酸盐岩开发技术调研报告一、概述碳酸盐岩油气藏在世界油气田分布中占有重要的地位。
其主要特点是储层类型多样，储集空间变化大；非均质性强，发育天然裂缝和溶洞；基质渗透率低，相当一部分孔隙是死孔隙，部分储层表现为高孔低渗。
因此，碳酸盐岩油气田的开发存在许多的难点，主要表现在：单井产量高，建产速度快，地层压力递减快，产量递减快。
大多数孔隙-裂缝性碳酸盐岩油藏都具有地质构造复杂、油水界面附近的封闭性、储油物性低的特点，这些特点使得他们采用一般碎屑岩油藏的传统开发系统效果很差。
碳酸盐岩储层连续性差，裂缝、溶洞以及断层发育，储层描述和裂缝模拟难度大，油藏数值模拟难度大。
碳酸盐岩储层的开发方式选择难度大。
储层的非均质性大大影响了采用常规开采方式的采收率，尤其是开采后期需要选择适合的开发方式。
含天然裂缝的底水驱油藏极易出现水淹。
碳酸盐岩油田注水开发后期含水率进一步提高，地下油水分布更为复杂，剩余油可采储量已呈高度分散状态等。
提高采收率难度大。
部分钻采工艺技术与碎屑岩钻采工艺技术存在较大区别。
碳酸盐岩的常规开发方式主要包括：衰竭式开采、边底水驱开采、注水开发、钻水平井多支井开采。
国内外碳酸盐岩油藏大部分首先都利用天然能量进行一次采油，有些油藏长期依靠天然能量开采，在开发的中后期再采用注水开发以及其他驱替技术提高采收率。
对于裂缝性碳酸盐岩油田主要的和有效的开发方式是依靠天然能量开采和注水保持压力，但一般在地层压力接近或稍高于饱和压力时开始注水保持压力。
开采方式总体而言分为以下三类：（1）长期依靠封闭式弹性驱动能量开采这类油田的特点是没有天然的边水和底水，为封闭式油藏。
油藏压力高，地饱压差大，弹性能量足。
开采后地层压降与累计采油液量呈直线下降，采出的基本是无水原油。
（2）长期依靠封闭式弹性水驱能量开采这类油田的特点是边底水有限且活跃程度有差异，因此，有些则长期依靠弹性水驱能量开采，有些则在中后期进行注水开发。
（3）依靠混合驱（气驱+溶解气驱和弱水驱能量）开采这类油田大都为裂缝发育的块状油藏，都存在有大小不同的气顶和强弱不同的边底水驱，因此，在开发过程中气油比基本保持稳定，即使油层压力降到饱和压力以下，油藏气油比也保持不变。
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碳酸盐岩油藏自然衰竭式方式开采世界油气资源主要来自碳酸盐岩油藏。
碳酸盐储层通常为低孔隙度，而且可能含有裂缝。
碳酸盐岩储集层都是具天然裂缝的地层，具有孔隙度和渗透率不均匀分布的特性。
在碳酸盐岩(尤其是岩石基质中)处于低渗透率和低孔隙度的状态时，储层中流体的流动很可能完全取决于裂缝系统的状况；而岩石基质仅仅起一个油源的作用(类似于敏密砂岩层和天然气流)。
如果是孔隙型碳酸盐岩，裂缝系统可能造成注入流体对储层的不均匀波及，从而使其过早突破进入生产井，结果是采收率下降。
众多的研究者把碳酸盐储层的含油丰度作为研究目标，试图刻画其非均匀性，将不同类型的裂缝性储层分门别类，并确定哪些岩石特性和流体性能对最终采收率有决定性的影响。
自然衰竭式方式开采：衰竭式开采主要是利用油藏的边水、底水,以及油气藏自身、储层岩石和束缚水的弹性能采出原油。
衰竭式开采有以下三个优点,①充分利用天然能量②可以节省投资③地层适应性强。
由于衰竭式开采是以压力的大幅度下降为代价进行开采的,因此,只要油藏的应力敏感性不是太强,都可以采用衰竭方式开采原油。
自然衰竭式方式开采依靠地层能量衰竭开发油田的方式往往发生在无气顶时水压驱动的油田开发初期,在该阶段没有压力补给系统,或者少数区块用来增压的注入井布局不适用,亦或是不合理。
除此之外,当采液速度比较大,甚至含有边水、底水或者是气顶的储层能量发生衰竭,而水或者气体又不足以弥补由于采出原油而造成的地层亏空体积时,该开采方式也会产生作用。
自然衰竭式开采分为两个阶段:①弹性封闭开采阶段,该阶段发生在地层压力由原始压力下降至泡点压力的时期;②溶解气驱开采阶段,该阶段发生在地层压力低于泡点压力的时期衰竭式开采可以充分利用天然能量,节省投资,而且地层适应性强。
因此,只要油藏的应力敏感性不是太强,都可以采用衰竭方式开采原油。
下面主要对采油速度、油水粘度比、水平和垂向渗透率、水油密度差、地层水粘度、夹层等参数进
行敏感性分析。
对于衰竭式开采,不像补充能量开采,在一次采油后可通过二次采油甚至三次采油来提高最终采收率。
如果低于合理速度开采,虽然能够有效保持地层压力,但从经济角度来说是不利的,而且地层天然能量就没有很好的利用。
如果高于合理速度开采,虽然短期内有较好的经济效益,但从长期来看是不利的。
一是因为底水锥进,油水界面上升不均匀,从而使边底水的波及系数降低;二是岩块被水包围时,油相渗透率会下降,位于岩块中部较小孔隙中的油很难排出来,甚至产生水锁,降低了驱油效率,导致最终采收率降低。
尤其在开发早期,如果采油速度没有控制好,引起水淹,造成油水关系复杂,为中后期的生产和治理增加了难度。
自然衰竭式开采即无压力补给系统与具有压力补给的储层在采收率计算方法上是存在差异的。
采用三种方法计算油田自然衰竭式开采的采收率:①采收率模型法,通过油藏开采的三维模拟试验计算采收率;②图表法,通过油藏自然衰竭式开采的采收率图表计算采收率;③API采收率公式法,通过API(美国石油学会)采收率公式计算采收率。
通过流体动力学模拟试验得到的采收率结果是最可靠的，因为在计算过程中考虑了大量影响油藏开采过程的参数和因素,并且模型是根据实际储层状况建立起来的。
该方法得到的采收率是技术文件中油田开发方案筛选和确定原油可采储量的依据。
但是该方法存在的缺点是计算过程中工作量大、计算周期长；当进行模拟试验的模型缺乏稳定性时则不能确定原油采收率。
API 采收率计算公式由每个储油层实际参数组成，它使原油采收率计算过程变得简单。
利用图表法可以分别计算油藏弹性封闭开采阶段和溶解气驱开采阶段的采收率。
使用基本的储层物性参数就可计算采收率，包括：原始地质储量、原油饱和度、储层孔隙度、原始地层压力、原油中气体饱和压力、气体因子、原油体积系数、原油密度。
在计算油藏弹性封闭开采的采收率时，除了上述基本参数以外，还需要考虑原油、地层水和岩石压缩系数。
而对于溶解气驱时采收率的计算要具备的参数是溶解气含量、原油黏度和取决于开采压力的气体黏度。
原始资料可以从储量估算和根据一定的试验研究来获得，当不具备上述手段时可以通过油田类比方法得到。
在油藏自然衰竭式开采的采收率的计算图表中考虑了影响油田开发指标的储层特征动力学因素，并且该方法使用能量的增量作为计算的尺度，它可以表明地层压力下降过程中储层的能量状况。
该指标决定了油藏自然衰竭式开采的目前和最终采收率大小。
本文利用API采收率公式法和采收率图表法计算了均为自然衰竭式开采的13个油区的采收率，并将计算结果与技术文件中通过渗流力学模拟试验确定的采收率进行对比，计算结果如表1所示。
对表1中所列举的区块利用API公式法与渗流力学模拟试验法所得采收率结果之差的平均值为0.039, 通过方法调整以接近于彼尔姆地区储层条件可提高计算精度。
利用图表法同样与渗流力学模拟试验法的计算结果具有良好的吻合性，其中谷德理夫兹夫和斯特列简油田的吻合性最好，并且在两个油田的运算过程中仅用到储层自身的参数。
当储层原始资料均具备时采收率平均差值为
0.012；而新契民、卡梅史洛夫、列斯、萨斯诺夫和阿布立夫油田有三个基本参数（地层水压缩系数、介质和气体黏度）是通过油田类比方法得到的，因此降低了结果吻合性, 其差值将近0.113。
通过上述计算可以发现，为了提高计算结果的准确度，应该利用具体储层中原油和油气物性与对应地层温度下压力之间的关系、原油和地层水以及介质（岩石）压缩系数。
在必要的原始资料具备情况下利用油藏自然衰竭式开采的采收率图表法可完成以下工作；①确定弹性储量；②监测储层能量状态、规划油田开。