油田注水开发整体规划方案
延长油田注水项目区综合治理实现效益开发方案
延长油田注水项目区综合治理实现效益开发方案油田注水项目是提高油田开发效益和延长油田寿命的关键手段之一。
为实现油田注水项目的综合治理效益开发，需要制定相应的方案。
一、选定注水区注水区的选取是油田注水项目实现效益开发的基础。
应根据油田地质构造、油藏性质以及注水井的布置等因素，综合考虑产能和注水效果，选定合适的注水区。
二、注水方案根据选定的注水区特点和油田开发需求，制定注水方案。
主要包括注水井的布置方案、注水压力和注水量的控制方案等，以确保注水效果最大化。
1. 注水井的布置方案：根据油田构造、油藏状态和油井分布情况，合理布置注水井，保证注水润湿有效面积最大化。
可以采用集中式注水井、分散式注水井或者综合布置方式，使注水井均匀分布，注水效果达到最佳。
2. 注水压力控制方案：根据油藏压力变化和油井注水量调整的需求，制定合理的注水压力控制方案。
可以采用恒定注水压力控制、自适应注水压力控制或者井筒压降控制等方式，以保证注水效果稳定和增加油井的生产能力。
三、注水设备的优化利用注水设备的优化利用是延长油田注水项目区综合治理实现效益开发的重要环节。
通过对注水设备的安装和调整，实现设备的最佳运行状态，提高注水效果。
1. 注水泵的优化利用：合理选用注水泵，保证泵的流量和扬程满足注水需求，同时降低能耗。
可以根据油田实际情况调整泵的转速和叶轮直径等参数，提高泵的效率和可靠性。
2. 注水管线的优化利用：合理布置注水管线，减少摩擦阻力和压力损失，提高注水效果。
可以采用优质的管材和合理的管径，减少管道的阻力，提高输送效率。
3. 注水井的优化利用：对注水井进行调整和优化，提高注水井的稳定性和注水效果。
可以采用封水层隔离、人工堵水等方式，减少非生产性注水，提高有效注水量。
四、监测和评估监测和评估是延长油田注水项目区综合治理实现效益开发的关键环节。
通过对注水过程的实时监测和评估，及时掌握注水效果，制定相应的调整和改进措施。
1. 注水效果监测：建立注水效果监测体系，采用合适的评价指标和方法，对注水效果进行实时监测。
油田注水工程方案编制
油田注水工程方案编制一、绪论油田注水工程是针对油田开采过程中产油量下降、地层压力降低等问题，采取的一种提高油田产油率、延长油田寿命的重要手段。
随着油田的开采程度不断提高，传统的油田开采方式已经不能满足油田生产的需求，注水工程方案的制定和实施对于提高油田产能和延长油田寿命意义重大。
本文立足于实际油田注水工程情况，结合当前国内外最新技术和理论，制定油田注水工程方案，以期推动工程项目的实施，提高油田的产能和经济效益。
二、油田注水工程概述油田注水工程是指通过钻井、注水管道、注水泵站等设备和设施将地表水或处理后的水注入地下，增加地层有效裂缝面积，提高地层有效渗透率，从而提高油井生产流量。
注水工程能够有效补给油田地下储层中的原油，提高油井压力，改善采油条件。
注水工程实施需要综合考虑油田地质情况、地面设备布局、注水管网规划等多种因素，进行合理的方案制定和施工实施。
三、油田注水工程方案制定的基本原则1. 根据油田地质情况和生产需求确定注水井点和注水管网布局，保证注水井与产油井的合理分布。
2. 注水井应设计合理、井筒完整、井口设施齐全，以保障注水效果。
3. 注水工程施工要按照国家相关标准和规范执行，确保施工质量。
4. 在设计施工中注重节约能源、减少环境污染，实现可持续发展。
四、油田注水工程方案制定的具体步骤1. 信息收集与分析首先需要收集油田的地质勘探数据、生产井的生产情况、地下水文地质情况等相关资料，对油田的地质、水文地质特征进行深入分析。
2. 注水技术选型根据油田地质条件和生产需求，选择合适的注水技术，包括浅水注入、深水注入、压裂注水等。
3. 注水井点确定通过分析油田地质情况和生产需求，确定注水井点，布局合理稀至各个注水井之间的距离，确定注水管网规划。
4. 设备选型和工程预算根据注水工程规模和选型要求，选择合适的注水设备和管道，并进行工程预算。
5. 方案编制与评估根据以上步骤的分析结果，制定完善的注水工程方案，并进行方案评估和修改，确保方案的可行性。
延长油田注水项目区综合治理实现效益开发方案
延长油田注水项目区综合治理实现效益开发方案
一、加强技术攻关，提高注水效率
油田注水需要配置相应的注水井、水泵、管路等设备。
在此基础上，本方案将采用先
进的注水技术，包括改进注水井喷嘴、增加注水井之间连通管道、优化注水泵的选型等方法，提高注水效率，降低能耗成本，实现节能减排的效果。
二、建立科学的管理体系，提高资源整合能力
油田注水项目区的管理需要强化信息化、精细化管理。
本方案将建立科学的管理体系，通过互联网技术和物联网技术的应用，建立起智能化的油田注水管理平台。
通过对注水项
目区间水平和垂直协调的整合，实现注水效益的最大化。
三、拓展油田注水产业链，促进创新发展
在治理注水项目区的过程中，需要充分发挥油田注水产业链的积极作用。
本方案将拓
展注水行业的相关产业链，加强与其他行业的紧密合作，推进注水技术创新，培育注水产
业新生态。
通过注水技术的不断创新，提高注水效率和产油量，进一步提高治理注水项目
区的效益。
四、加强环保意识，实现注水项目区的可持续发展
在注水项目区的综合治理过程中，需要注重环境保护，实现注水项目区的可持续发展。
本方案将采用环保科技，加强对注水过程对环境的影响进行评估，同时合理利用油田地下
水资源，避免过度开采造成水资源的枯竭。
通过切实保护油田生态环境，不断推动治理注
水项目区的可持续发展。
综上所述，本方案将充分发挥油田注水的优势，通过提高注水效率、实现资源的整合、推进注水产业链拓展、加强环境保护意识等措施，实现治理注水项目区的效益开发。
同时，本方案还可以促进全行业技术创新，为我国能源安全的推进做出贡献。
油田注水站施工方案设计
油田注水站施工方案设计一、工程概述与目标本工程旨在建设一座油田注水站，以满足油田开发过程中注水作业的需求。
注水站的建设将提高油田开采效率，优化资源利用，实现油田可持续发展。
本工程的主要目标包括：确保注水站安全稳定运行，提升注水效果，降低能源消耗，优化成本控制，并实现环境友好型作业。
二、站点选址与布局注水站选址应综合考虑地质条件、水源供应、交通状况及环境影响等因素。
选址应确保地质稳定，水源充足且水质符合注水要求。
同时，站点应靠近油田作业区，便于注水管道的铺设及运营管理。
布局设计应遵循紧凑合理、流程顺畅的原则，合理规划注水泵房、储水池、控制室、检修区等功能区域。
三、设备选型与配置设备选型应根据注水站的规模、注水量及水质要求等因素进行。
主要设备包括注水泵、水处理设备、管道阀门、控制仪表等。
注水泵应选用高效、低能耗、可靠性强的产品，满足注水压力及流量要求。
水处理设备应能有效去除水中的杂质和有害物质，确保注水水质。
同时，应配置完善的自动化控制系统，实现注水过程的远程监控和智能调节。
四、施工流程与步骤施工流程应包括施工前准备、基础施工、设备安装调试、管道铺设及试运行等步骤。
施工前应进行详细的地质勘察和设计审查，确保施工方案的可行性和安全性。
基础施工应按照设计要求进行，确保设备基础的稳固和可靠性。
设备安装调试应严格按照设备说明书和操作规程进行，确保设备性能达到设计要求。
管道铺设应确保管道连接牢固、密封性好，防止泄漏。
试运行阶段应对注水站进行全面检查，确保各项性能指标符合要求。
五、安全与环保措施在施工过程中，应严格遵守安全生产规定，加强现场安全管理，确保施工人员的人身安全和设备安全。
同时，应采取有效的环保措施，减少施工对周边环境的影响。
具体措施包括：严格控制施工噪声和扬尘污染，合理安排施工时间，减少夜间施工；加强施工废水、废渣的处理和排放控制，防止污染水源和土壤；合理利用施工材料和资源，减少浪费和污染。
六、质量管理与监控为确保注水站建设质量，应建立完善的质量管理体系和监控机制。
延长油田注水项目区综合治理实现效益开发方案
延长油田注水项目区综合治理实现效益开发方案一、项目背景延长油田是中国石油大庆油田的一个重要组成部分，其油田富集程度高、采油难度大、原油稠度大等特点使得其采油难度较大。
为了提高油田的采油效率和延长油田的寿命，注水项目就显得尤为重要。
现有的注水项目存在着水源短缺、注水效率不高、环境污染问题严重等诸多问题，制约了注水项目的发展。
为了解决这些问题，延长油田注水项目区综合治理成了当前的关键任务。
本文旨在探讨延长油田注水项目区综合治理实现效益开发方案，提出可行的方案和措施，以期为延长油田的注水项目发展提供有效的支持。
二、综合治理方案1. 建立科学的水资源管理体系在延长油田注水项目区，水资源是一项宝贵的资源，要合理利用水资源，需要建立科学的水资源管理体系。
要对注水项目区的水资源进行详细的调查和评估，了解水资源的分布、质量、运行状态等情况，为后续的水资源管理工作提供科学依据。
建立水资源分配制度，合理划分和利用水资源，保障注水项目的稳定运行。
加强水资源监测和管理，及时了解水资源的动态变化，及时调整水资源分配，保障注水项目的运行。
2. 提高注水效率为了提高注水项目的效率，可以在注水点周围布置多个注水井，将注水井点进行合理布置，形成合理的注水井网，以提高注水的均匀性和效率。
采用先进的注水技术和设备，提高注水压力和流量，增加注水井的产量，提高注水项目的效率。
开展注水井的维护工作，及时清理井眼、更换管道，保证注水井的正常运行，确保注水项目的有效进行。
3. 加强环境保护在注水项目开展过程中，必须加强环境保护工作，减少环境污染。
首先要加强对注水项目区土壤、水质、气体等环境因素的监测，及时发现环境污染问题，采取措施进行治理。
要采用环保设备和技术，减少环境污染物的排放，保护周围的生态环境。
加强环境宣传教育，提高注水项目区居民的环保意识，促进环境保护工作的落实。
4. 发展循环经济注水项目区可以发展循环经济，通过开发水资源、废水资源、废气资源等，实现资源的利用和循环利用。
注水井措施方案
注水井措施方案1. 引言注水井是用于油田开采中，增加油藏压力、改善油藏物理性质的重要设备。
注水井措施方案的制定旨在提高油田采收率，保证油田可持续开采。
2. 注水井措施方案的目标注水井措施方案的主要目标是：•提高注水井注水效果；•减少注水井运行风险；•降低注水井开发成本。
3. 注水井措施方案的选择原则在制定注水井措施方案时，应遵循以下原则：1.充分了解油藏特征：包括油层渗透率、孔隙度、水驱指数等参数，以确定最适合该油藏的注水井措施方案。
2.考虑注水井布置：根据油田地质条件、井网规划等因素，合理布置注水井。
3.优化注水井设计：对注水井井段、射孔方案、注水井完井方案等进行优化设计，提高注水效果。
4.预防胶体粒子沉积：根据油藏性质和水质状况，采取相应的防沉积措施，避免胶体粒子对注水井造成损害。
5.合理管柱配置：根据注水井的具体要求，选择适当的管柱配置，确保注水井设备的稳定运行。
6.定期检修与维护：建立注水井设备的定期检修与维护制度，确保设备的正常运行。
4. 注水井措施方案的主要内容4.1 注水井井段设计注水井井段设计是注水井措施方案的重要组成部分。
根据油藏特征和水驱指数等参数，确定注水井的井段设置。
4.2 注水井射孔方案射孔方案是指确定注水井射孔位置和孔密度的方案。
根据地质条件和油井压裂效果等因素，确定射孔方案，以提高注水井的注入能力。
4.3 注水井完井方案完井方案是指注水井上端通向地面的一系列装置和管线，用于控制井筒内的流体和油井设备的运行。
根据具体情况，制定注水井的完井方案，确保注水井设备的正常运行。
4.4 防沉积措施根据油藏性质和水质状况，制定适当的防沉积措施，如注水井沉积物清除计划、沉积物控制剂使用计划等，以防止胶体粒子沉积对注水井造成损害。
4.5 管柱配置方案根据注水井的具体要求，选择合适的管柱配置方案，如冲洗管柱配置方案、防鼠管配置方案等，以确保注水井设备的稳定运行。
4.6 注水井设备检修与维护建立注水井设备的定期检修与维护制度，制定相应的检修计划和维护方案，确保设备的正常运行，降低注水井运行风险。
油田注水工程方案范本
油田注水工程方案范本一、引言随着我国石油工业的不断发展，油田注水作为一种常见的增产技术，已经在国内外广泛应用。
通过注水，可以提高油井产量，延长油田寿命，提高油田开采率，是提高油田采收率和油区总产量的一项重要技术手段。
本油田注水工程方案将针对某一特定油田进行详细设计，并对工程所涉及的技术、设备和材料进行具体的规划和安排。
二、注水工程概况1. 一般情况该油田位于我国某一特定地区，地质条件为致密砂岩层，储层厚度适中，孔隙度较大，且有一定的透水性。
目前，已经开发了数十口油井，产量稳定；但随着时间的推移，油井产量逐渐下降。
为了提高油田产量和延长油井寿命，需进行注水工程。
2. 注水方式本注水工程将采用垂直注水、水平井注水和水平井注水联合垂直注水的方式，以适应油田地质特点和工程需求。
其中，垂直注水将是主要方式，水平井注水将辅助其发挥作用。
3. 注水设施注水设施主要包括水泵、注水管道、注水井、注水工艺设备等。
水泵将采用高效节能型水泵，注水管道将采用耐腐蚀管道，注水井将采用高质量的注水井套管；注水工艺设备将包括注水井阀门、注水井头设备、注水井泵浦等。
三、注水井选址1. 选址原则（1）油田注水井选址需和产油井的井位密切配合，以达到最优注水效果；（2）尽量避开地处油田产量低或无产油层地段，以节约工程成本；（3）注水井的选址还需考虑油田的地质条件、注水井的布设间距、油田的产能分布、周边环境等因素。
2. 选址方法选址方法主要包括通过油田地质勘探资料，分析储层构造和产能特点，结合地面条件和地质构造条件进行评估。
采用GIS系统进行注水井选址，以保证注水井布设的科学性和合理性。
四、注水工程实施方案1. 工程实施过程（1）前期准备：勘探确定储层地下水位和水文地质条件，制定注水工程方案；（2）工程设计：制定注水系统管网布置方案，注水泵站建设方案，注水井选址和施工设计；（3）设备选购：选购高效节能型水泵、耐腐蚀管道和高质量注水井套管等；（4）施工实施：进行注水井钻井、套管铺设、搭设注水井阀门和井头设备、铺设注水管道，安装注水泵站等；（5）后期管理：对注水设施进行定期检修、维护和管理，并进行周期性的工程效果评估。
延长油田注水项目区综合治理实现效益开发方案
延长油田注水项目区综合治理实现效益开发方案随着石油资源的逐渐枯竭，油田注水项目成为油田开发的重要手段之一。
延长油田注水项目区作为我国重要的油田之一，其注水项目的规划和实施对于延长油田的油田治理和效益开发具有重要意义。
为了更好地实现延长油田注水项目区的综合治理，并实现效益开发，本文将提出一份关于延长油田注水项目区综合治理实现效益开发的方案。
一、延长油田注水项目区综合治理定位及目标1. 定位延长油田注水项目区综合治理的定位是在保障油田油气产量稳定的基础上，全面提升油田治理水平，优化油田资源开发，推动注水项目区的健康可持续发展。
2. 目标（1）提高注水项目区的注水效率，降低产水含油率，增加油田采收率；（2）优化油水分离设备，提高油田油品质量；（3）改善油田环境，降低生产对环境的影响；（4）提升油田综合加工利用水平，实现水源循环利用，减少水资源浪费；（5）推动延长油田注水项目区向绿色、低碳、环保的方向发展。
1. 提高注水设备的技术水平和治理效率（1）加强对注水设备的维护保养和定期检修，确保设备的正常运行；（2）对注水井进行定期检测，及时发现并处理井内杂质、堵塞等问题；（3）采用先进的注水技术，提高注水效率和治理效果。
2. 优化油水分离设备，提高油品质量（1）对注水项目区的油水分离设备进行改造升级，引进先进的分离设备；（2）对分离设备进行优化调整，提高分离效率和提取率；（3）加强对分离设备的管理和维护，确保设备的正常运行。
3. 加强环境治理，降低生产对环境的影响（1）建立严格的环境管理制度，加强对油田周边环境的监测和治理；（2）采取措施减少排污物质的排放，降低对土壤、水源的污染；（3）推动油田生产实现循环利用，减少废弃物的产生。
4. 实现水源循环利用，减少水资源浪费（1）建立注水项目区的水资源管理制度，对水资源进行科学合理的利用；（2）推动延长油田实现水资源的循环利用，减少对地下水资源的开采；（3）加强水质监测和水源保护，确保水源的清洁和安全。
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二、油田注水开发整体规划方案（一）新庄油区长6油层1、油藏的地质特征（1）构造特征及油藏类型在燕山期构造运动的作用下，形成了包括本油区在内的西倾大单斜，并且在后期的构造运动中，使盆地东部进一步抬升扩大，形成于目前的构造格局，由于盆地内受构造运动影响的微弱，因此，比较平缓，倾角一般不足1度。
区域的构造背景和沉积相的共同作用，决定了盆地内部三叠系油藏主要以岩性油藏为主，边、底水能量不足，原始驱动类型以弹性驱动为主，溶解气驱动为辅。
（2）储层特征a.本油区长6油层的沉积相为三角洲前缘亚相沉积，灰绿色粉细砂岩、细砂岩。
长6期反映湖退阶段湖盆收缩期的沉积特征，所以，属三角洲前缘席状砂微相环境。
b.储层结构的宏观特征在平面上，厚度与物性受砂体沉积方向的控制，认为新庄油区长6油层存在着三支三角洲指状砂体，具体是：西支指状砂体主体带分布在碾沟一带；中支指状砂体主体分布5120井区到向阳沟一带；东支指状砂体主体主要分布在前滴哨到老庄焉一带。
砂体沉积方向呈北东—南西向展布，宽度3—4km，主体带上砂层厚度30—40m。
在各指状砂体主体带上，形成团块状含油富集区，在富集区东西西侧受砂体侧缘富泥带遮挡，南北两端内垂直砂体展布的成岩致密切割，形成沿砂体主体带呈“串珠状”分布的含油富集区6个，具体为：西砂体碾沟富集区，5130井以西富集区；中砂体向阳沟富集区，安家咀东富集区；东砂体老庄焉富集区，5-15井以南富集区。
c.储层结构的微观特征据新庄油区长6油层5口井（5181、5011、5230、5241、5187井）薄片鉴定，储层岩性主要为中粒长石砂岩，细粒长石砂岩，骨架颗粒细、粒度0.14-0.38µm，粒级中一细，分布较均匀，分选程度好，分选系数1.49-2.11mm，园度：次棱，陆源的主要成份以长石（占55-64%），石英（占20-25%）为主，其他还有少量的喷发岩（占2-4%），隐晶岩（1-4%），片岩（占1-3%），千枚岩（1-4%）；云母（占3-8%），定向分布；填隙物主要有：缘泥石（占1-4%），伊利石（占1-2%），泥铁石（占1-2%）；胶结物有：方解石（占1-4%），石英质（占1-3%），沥青质（占2-3%），菱铁矿（占1%）。
岩性致密性强，强压实，使颗粒断裂，形成微裂缝。
胶结类型：孔隙，薄/孔，薄膜；方解石斑状胶结。
接触关系：线状。
孔隙类型：以原生孔隙为主，粒间孔，粒内孔、溶孔、铸模孔，面孔率4-6%。
砂岩泥杂充填，孔隙细少，在15-40µm之间，孔隙呈斑状分布，连通性差，不连片，孤立存在，零散分布，有三角状、长扁状、拉长状等形状。
油层物性差。
孔隙度7.9-10.9%，平均9.2%，渗透率0.58-0.78毫平方微米，含油饱和度43%（借史家畔长6油层），属低孔特低渗低饱岩性油藏。
（3）流体性质a.原油性质：地面原油密度0.86（借），地层原油密度0.83，地面原油粘度8毫帕.秒（借），地层原油粘度2.68毫帕秒（借），原油含蜡8.3%，含胶质和沥青质6.5%（借）。
b.地层水性质：总矿38410毫克/升，氯离子23736毫克/升，PH值5.5，水型：氯化钙。
（4）储层岩石润湿性特征借新庄油区5152井长2油层数据，储层岩石润湿性为亲水。
（5）油水两相渗流特征据新庄油区长6油层5011井油水相渗数据可知：五个特征点是：束缚水饱和度34.8%，残余油饱和度63%；油水相共渗点是46.9%，束缚水饱和度条件下油相渗透率0.671，残余油饱和度条件下水相渗透率0.219；从相渗曲线可知，油相渗透率下降快，至低水平后降幅趋缓，水相渗透率低且慢升；驱油效率低，油水两相共渗区（可动油饱和度）窄，只有28.2%，计算最大驱油效率只有43.2%；实验室相渗曲线给出的驱油效率是：无水期驱油效率24.3%，含水95%时驱油效率36.5%，含水98%时驱油效率43.2%。
（6）储层的敏感性特征据新庄油区长6油层5011井敏感性数据可知：速敏中偏弱、酸敏弱、碱敏弱、水敏弱，未见盐敏报告，总的讲，对油层结构和机理的伤害程度不大。
（7）储量评价含油面积10平方千米，地质储量326.4万吨，储量丰度32.6万吨/平方千米，油藏埋深957m，孔隙度10-12%，渗透率0.4-0.5毫平方微米，每千米日产0.5吨，综合评价为：低孔特低渗低丰度埋藏浅油藏。
2、注水开发可行性分析（1）我们统计了新庄油区长2油层已投产正常开井的87口井，2007年11月投入开采以来到2008年4月半年时间，日产油从90t 下降到65t，平均单井日产油1.03t下降到0.75t，折年自然递减率47%；同样，2001年底，新庄油区长2油层最早投产的36口井，到2007年上半年，半年后日产油从79t下降到43t，平均单井日产油从2.2t下降到1.3t，半年产油量降了一半，折年自然递减率51.%，预测最终采收率12%。
新庄油区长2与长6油层产量递减状况相似，依靠自然能量开采，最终采收率较低。
计算采收率的经验公式是：Rm=0.2126[Φ(1-swi)/bo]0.1611(k/μ0)0.0979(swi)0.3722(p hac/p a)0.1741式中：Rm.采收率（小数）Φ：油层孔隙度（小数）设0.1Swi：束缚水饱和度（小数）设0.348bo:原油体积系数：设1.023K：油层平均渗透率（毫平方微米）设1μo：地层原油粘度（Mpa.s）设2.7（借）P Hac：饱和压力（Mpa）设1.58 （借）Pa：地层废弃压力（Mpa）设0.5代入公式后Rm=0.0898=8.98%≈9%对新庄油区长6层进行了计算，自然能量开发采收率9%这就需要通过注水补充能量，减缓产量递减，提高最终采收率（2）新庄油区长6油层构造平缓，岩性致密，渗透率低5230井、5241井压汞毛管压力曲线数据表明，孔喉直径0.24-1.59µm，平均0.86µm；均质系数0.35-0.58，平均0.44，分选系数0.12-4.6µm，平均2.01µm，退出效率15.47-50.23%，平均22.2%，域压0.33-2.14兆帕，平均0.82兆帕，利于注水开发。
（3）油层五敏试结果表明，各项敏感性均是弱，对油层结构和机理伤害不大，适合于注水。
（4）油层岩石的润湿性，虽然没有作试驱，但5011井相渗曲线的结果表明，油水相共渗点为46.9%，说明岩石的亲和度是属于中性到亲水的，有利于注水驱油。
另外，新庄油区5152井长2油层润湿性试验为亲水的，也可以鉴戒佐证，（5）早期同步注水开发效果比晚期注水开发要好5011井长6油层应力敏感试验，围岩压力提高使岩石渗透率降低，5011井渗透率0.094毫平方微米，初始值0.04822毫平方微米，最小值0.01607毫平方微米，渗透率伤害率66.7%，最高岩样围压在18.25兆帕，损害程度中等，说明早期注水的必要性。
（6）人工注水采收率评价a.水驱油效率法，根据国内4个低渗油田几十条油水相渗曲线测试数据获得的多元方程为：Rm=0.2577+0.00125K-0.071Φ-0.0049µ0式中：Rm：最终采收率（小数）K：油藏平均空气渗透率（毫平方微米）设1Φ：油藏平均孔隙度（小数）设0.1μo：地层原油粘度（毫帕.秒）设2.68（借水晶沟油区长6油层）代入公式后Rm=0.2577+0.00125×1-0.071×0.1-0.0049 ×2.68=0.2387=23.87%b.国家储委办计算采收率经验公式（陈元千公式）Rm=0.214289（o Kμ）0.1316=0.214289（68.21）0.1316 =0.214289×0.8783=0.1882=18.82% 以上两个公式计算取其平均值： Rm=（21882.02387.0+）=0.2135=21.35% 注水开发最终采收率为21%，比依靠天然能量开采，可以提高采收率12%。
3、开发规划方案（1）方针、原则、技术政策a.方针：以经济效益为中心，以提高最终采收率为目标，坚持少投入、多产出，实现早期注水，形成3.5万吨的年产能规模，在提高采收率的同时，获得较高的经济效益。
b.原则、政策第一，井距250m ，反九点法井网密度合理，以达到较高的水驱控制储量，实现合理的采油速度第二，采用以注水井为直井，采油井为斜井的丛式井组为主的地下井网系统。
第三，搞好油层保护，必须采用优质完井液和低失水泥浆固井液。
第四，坚定不移地实施低注水强度的温和注水方针，在井组累计注采比达到0.3前，注采比1.5，累计注采比0.3以后，注采比1-1.2，不断地扩大注水波及系数，确保注水效果的长期化。
第五，确保注水水质的真正合格，反对“凑合”、“马虎”。
第六，确保取全取准注水开发的油水井第一性资料，严惩不负责任的造假现象为扩大注水开发效果提供可靠的依据。
（2）方案部署及指标预测a.方案部署根据地质研究成果，在10平方千米的含油面积上，326.4万吨地质储量，68.5万吨可采储量范围内，共部署167口井，其中油井132口，注水井35口，注采井数比1:3.77，油井井网密度13.2口/km，单井控制地质储量2.47万吨，单井控制可采储量0.52万吨。
目前有生产井94口，再打新井73口（油井38口，新水井35口）。
（详见图9）b.指标预测第一，2008年底，老井94口，日产液248t，日产油62t，日产水186m3，综合含水75%，预计累油26000t；2008年新井38口，日产液152t，日产油38t，日产水114m3,含水75%，预计产油18000t。
2008年新老井合计132口，日产液400t，日油100 t，日水300m3，含水75%，累油44000 t，累水132000 m3第二，2009年开始，自然递减率5%，年含水上升速度2%，方案规划结果：五年产油156585t，产水676710m3，阶段采出程度4.8%，累积采出程度达6.15%，五年年含水上升10%，阶段含水上升率为2.08%，五年注水1012284m3，平均年注采比1.17 (详见表4-1)。
C.采油速度指标评价影响产能的因素很多，对低渗油藏来讲，更没有共同的设计标准，根据国内部分低渗透油藏的开发资料，经分析得到低渗油藏开发前三年采油速度的评价公式。
1-4.73×10-7×SP V。
=2.2755-1.476×0.01N-9.497×0.01×M式H：V。
：开发前三年采油速度（%）N：单控储量（万吨/井）设：2.47万吨/井M：注采井数比设：3.77S：油井井网密度（平方米/井）设75758平方米/井P：校正系数设0.5代入公式后1-4.73×10-7 V。