水驱油田生产气油比主控因素及其影响规律研究
水驱油田产量递减规律
水驱油田产量递减规律
水驱油田是指在油层中注入水来增加油层压力，从而推动原油向井口流动，提高油田产量的一种开采方式。
然而，随着时间的推移，水驱油田的产量会逐渐递减，这是由于以下几个方面的原因。
首先，水驱油田的注水量逐渐增加，但注入的水质量和质量却逐渐下降。
随着时间的推移，油层中的水和油混合，导致注入的水中含有更多的油和杂质，这会影响注入水的渗透能力和有效性，从而降低了油田的产量。
其次，随着时间的推移，油层中的水压力逐渐下降。
在刚开始注入水的时候，水的压力会推动原油向井口流动，从而提高油田的产量。
然而，随着时间的推移，油层中的水压力会逐渐下降，导致原油的流动速度减慢，从而降低了油田的产量。
最后，水驱油田的油层渗透率逐渐下降。
在刚开始注入水的时候，油层的渗透率比较高，可以有效地推动原油向井口流动，从而提高油田的产量。
然而，随着时间的推移，油层中的油和杂质会堵塞油层孔隙和裂缝，导致油层的渗透率逐渐下降，从而降低了油田的产量。
综上所述，水驱油田的产量递减规律是由注入水质量和质量下降、水
压力下降以及油层渗透率下降等多个方面的因素共同作用所导致的。
为了延缓油田产量递减的速度，需要采取一系列的措施，如加强油田管理、优化注水方案、提高注水质量和质量、加强油层调剂等，从而保证油田的可持续开采。
水驱油田影响采油速度的因素
15水驱油田地质环境较为复杂，如果使用单一的开发方式，满足不了精细化的开发需求，水驱油田含油井段长、砂体规模小、连续性较差，在加上开发层系数粗放、注采井网不够完善，无形中会加大水驱油田的恶化程度，导致单层突进现象严重，水流区域通道明显、发育严重，制约了油田开发水平的高度。
通常情况下常见的水驱油田平面上注入水主要是沿着河道主流线方向进行推进，主要以三角洲前缘河道、河口沙坝为主。
在无形中导致水驱油过程中有层平面上水淹程度不均匀，会出现中心线两侧。
主河道水淹速度稍慢，在进行纵向上注入水时，主要是沿着油层厚度大、高渗层单层突进。
再加上从内受到渗流屏障影响，不同部位水淹程度存在较大差异。
因此，在具体的影响采用速度因素探究时，要考虑到裂缝、地层压力等等对采油速度的影响。
一、水驱油田开发的必要性在进行水驱油田采油速度影响因素探究时，离不开地质勘探工作，为了充分挖掘油田的工业价值，要考虑到经济性和有效性，减少成本投入。
加大采集量的产出，全面提高油田的采收效率。
此外，在油田开发过程中，还应该配备科学的工程技术，帮助实现开发目标。
不管是先进的监测观察技术，还是油层改造技术，都应该保证开发工程顺利实施。
总体来说，油田开发它是一个不断调整不断改进的过程，必须要有先进的技术和方法，才能有效地提高采油速度。
二、影响采油速度的因素1.内在因素。
影响采油速度的内在因素主要包括油气藏的结构类型、岩性、裂缝性、油气藏。
不管是孔隙度、渗透率、饱和度大小、湿润性等等都会影响采油速率。
除此之外，油藏的天然能力，例如无气顶、油藏压力水平也会影响能量的活跃程度。
同时油气性质，常见的油的密度、气的密度、原油的粘度、天然气的组分以及凝析油含量也会影响采油速度。
2.外在因素。
目前，除了内在因素之外，水驱油田采油速率也会受到外在因素的影响。
在进行开发方式选择时应该考虑到注水、还是注气。
科学的排布井网还要分析钻采工艺技术水平。
常见的有酸化、复杂结构井、压裂等等，能有效地提高油田采收率，需要使用三次采油技术。
影响低渗透油藏水驱开发效果的原因分析及对策
影响低渗透油藏水驱开发效果的原因分析及对策摘要：南翼山油田为典型的低渗透油藏，经过近10年多的水驱开发，取得了较好的开发效果，但也存在注水井吸水能力低、启动压力和注水压力高、油井受效时间长、压力和产量变化不敏感等问题。
针对低渗透油田注水开发中存在的问题，分析影响水驱开发效果的主要因素，提出了有效开发低渗透油田的主要技术措施。
关键词：低渗透油田水驱开发存在问题影响因素技术措施一、油田概况南翼山油田位于青海省柴达木盆地西部北区，行政隶属青海省海西州茫崖镇。
区域构造位于青海省柴达木盆地西部北区，属于西部坳陷区茫崖凹陷南翼山背斜带上的一个三级构造。
含油层段为新近系上新统的上、下油砂山组，是一种在缺乏陆源物供应、具有温暖清澈的浅湖咸水环境下形成的湖相碳酸盐岩与陆源碎屑混积沉积，岩性主要为深色的泥岩类、灰岩类夹少量砂岩、粉砂岩及白云岩。
储层发育原生粒间孔、次生溶蚀孔，残余粒间孔、晶间孔和微裂缝。
储层平均孔隙度为14.6%，平均渗透率为2.98mD，储层排驱压力、饱和中值压力低，孔喉半径小，储层渗流性能差，属于中高孔—低渗透储层[1]。
二、油田水驱开发存在问题南翼山油田于2002年开始进行注水开发，采用280m×280m的反九点法注采井网，辖区内采油井58口，注水井30口，注采井数比为1：2.8。
取得一定注水效果的同时，开发过程中的问题及矛盾也日益突出[2]。
1.采用消耗方式开发，产量递减快，压力下降快油田原始地层压力为17.2Mpa，天然能量不充足，渗流阻力大，采用自然枯竭方式开发，产量递减快，地层压力下降快。
在依靠天然能量开采阶段，产油量的年递减率为40%，地层压力下降幅度很大，每采出1%地质储量，地层压力下降4.2MPa。
2.注水井吸水能力低，启动压力和注水压力高油田注水井吸水能力低，启动压力和注水压力高，而且随着注水时间的延长，层间、层内矛盾日益加剧，甚至发展到注不进水的地步。
由于注采井距偏大、油层吸水能力低，注水井的能量（压力）难以传递、扩散出去，致使注水井井底附近产生蹩压，注水压力升高。
油气田水驱油产能预测与优化技术研究
油气田水驱油产能预测与优化技术研究油气田的开采是人类能源供应的重要来源之一。
为了最大程度地提高油气田的产量，现在越来越多的工程师开始投入精力研究油气田的水驱油产能预测与优化技术。
一、水驱油机理及产能影响因素在探井定位、钻井、完井、提高开采率等多个方面，水驱油技术都具有重大的作用。
在油气田水驱油生产中，水的流体力学性质和地质构造特征十分重要。
因此，在开发油气田的过程中，必须充分考虑油气田中的水文地质条件，才能准确地预测和优化油气田的产出。
水驱油产能方程中，各种物理化学因素综合影响了油藏的流动和内部的水、油两相分布。
相关因素包括油藏物理和化学特征、油、水、岩石等相互作用的介质特征、井眼、完井等人为因素等。
这些因素对油气田水驱油产能的影响是复杂又微妙的。
二、水驱油产能预测技术研究为了预测油气田的产量，研究人员需要深入挖掘存在的的关键因素，将各种因素理解成数学模型，并将这些数学模型应用到产量预测与优化的实际操作中。
目前，感兴趣的方向包括薄油层开发、低渗透油层水驱油预测、复杂油藏水驱油预测等。
1. 薄油层开发薄油层油藏开发一直是一个难点，因为在控制油气田产量时，往往会出现砂层堵塞和滞后的现象。
为了解决这个问题，研究小组开始研究油层转移机理，并探究水-油两相在薄油层油藏中的流动特点。
这是理解薄油层开发的关键部分。
2. 低渗透油层水驱油预测低渗透油藏也是开采难度较大的地质条件之一。
在研究低渗透油藏时，需要探究流体渗透条件、岩石物理和地球化学特征，以及水-油分布状况等参数。
相关技术包括充要条件、连续性方程、物理模型等。
3. 复杂油藏水驱油预测为预测复杂油藏的产量和水驱油机理，研究人员需要开发一个相应的数学模型，该模型能够同时考虑各种影响因素。
具体内容包括：多相渗流方程、物理化学模型、色散模型、数值计算模型等。
三、水驱油产量优化技术研究在油气田水驱油生产中，产量优化是实现资源高效利用的关键。
这个过程需要考虑的主要因素包括：注水量、排水量、开采周期等参数，以及岩石、水-油流体相互作用等因素。
水驱油效率影响因素研究进展
水驱油效率影响因素研究进展作者：杨鹤陈立庆来源：《中国科技博览》2016年第18期[摘要]注水开发一直是提高油田采收率的重要方式之一，但当前很多油田已经进入高含水期，研究水驱油效率的影响因素，对注水油田生产制度的制定和老油田剩余油分布研究及挖潜方式都起到重要的积极作用。
本文总结了6种水驱油效率影响因素及其作用机理，并对目前水驱油效率的预测方法做了归纳分析。
[关键词]注水开发；驱油效率；影响因素；预测方法中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）18-0013-02引言水驱开发油田的最终采收率反映了油田地质储量的利用程度，并最终影响水驱开发油田开发方案的确定，其高低也是油田开发水平的重要标志，因此对水驱油采收率影响因素的研究具有重要意义。
本文将从两方面出发，把影响水驱油采收率的因素分为两大类，即水驱油效率影响因素和水驱波及体积系数影响因素，前者主要取决于油藏地质及流体性质；后者则主要与实际油藏开发的工作制度和措施紧密关联[1]。
1 水驱油效率影响因素及机理研究本文重点将6种主要水驱油影响因素[1]，岩石润湿性、渗透率、孔隙结构、油水粘度比、注入倍数、驱替压力，进一步细分为内因和外因，从而更加系统详细的阐述水驱油影响因素的作用机制。
1.1 内因（1）岩石润湿性岩石润湿性因素是考虑储层岩石对不同流体具有的不同润湿吸附特性，以及这种特性对水驱油效率的影响。
1955年，Richardson P P等人[2]首次发现弱亲水比强亲水岩心具有更高的驱油效率。
随后Morrow N R等人[3]在不同的油藏岩心上，进一步验证了水驱油效率与岩心亲水强度呈负相关性。
对于水湿岩石、油湿岩石、混合润湿岩石以及中性润湿岩石对驱油效率的影响机理，总结起来是由于流体在孔隙介质中的分布及流动状况受油藏岩石润湿性的影响比较严重，同时岩石润湿性也存在不均匀系数，进而在注水开发中润湿性会对水驱油效率产生明显影响。
浅析水驱油田采油速度的影响因素
浅析水驱油田采油速度的影响因素摘要：采油速度是决定油田开发效果好坏的重要开发指标之一，采油速度太高或者太低都将影响油田的最终开发效果，因此研究理论采油速度及影响因素对于油田生产决策至关重要。
按照原油黏度和储集层渗透率将油田分为6类。
针对不同类型的油田，开展了不同开发阶段在不同原油黏度、储集层渗透率、油藏储量丰度、井网密度、注采井数比下的采油速度影响因素的分析。
分析结果表明，原油黏度、油藏储量丰度、储集层渗透率主要影响开发初期的采油速度，对开发后期影响较小；井网密度和注采井数比主要影响开发中后期的采油速度，对开发初期影响不大。
关键词：含水率；采油速度；采收率；影响因素影响采油速度的因素主要为油藏的地质因素、开发技术因素和经济因素、开发年限等。
构造的复杂性、储集层非均质性、渗透率差异、原油黏度、井网密度、国家政策调控、油价等都会影响采油速度。
本文选择储集层渗透率、原油黏度、油藏储量丰度、井网密度、注采井数比等5个油田开发常规因素来研究它们对不同类型油藏在不同开发阶段对采油速度的影响。
通常，油田开发根据含水率划分为4个阶段：含水率小于20%为低含水采油初期；含水率20%~60%为中含水采油中期;含水率60%~90%及含水率大于90%为高含水及特高含水阶段的采油后期。
本文选取含水率为 20%，60%和90%时的采油速度，分别代表开发初期、中期和后期的采油速度并研究其主要的影响因素。
1、采油速度影响因素分析1.1 采油速度峰值与采收率关系通过与国内外油田预测采收率和采油速度资料显示，预测采收率与采油速度并未出现很好的相关关系，中高渗油田高速开采不一定影响采收率。
如典型的国内中高渗河滩油田，国外的高渗库姆克尔南油田、苏赛克斯、阿纳斯塔油田等为采油速度峰值高且采收率高。
从统计的整体数据来看，国外的中高渗油田采用高速开采对最终采收率的影响不大。
1.2 分类油田采收率影响因素分析把130个油田按照储集层渗透率和原油黏度分类，黏度小于5 mPa·s为低黏油田，5~20 mPa·s为中黏油田，20~150 mPa·s为高黏油田；渗透率10~100 mD为中渗油田，100~1 000 mD为高渗油田，大于1 000 mD为特高渗油田。
《2024年WY区低渗透油藏产量递减及水驱规律研究》范文
《WY区低滲透油藏产量递减及水驱规律研究》篇一一、引言在石油工业中，低滲透油藏因其资源丰富和可持续发展的优势逐渐成为开发热点。
WY区作为一个典型的低滲透油藏区域，其开发状况与产量的变化趋势，直接关系到区域石油资源的供应情况。
然而，随着开采时间的延长，WY区低滲透油藏出现了产量递减的现象，同时水驱规律也呈现出一定的特点。
因此，对WY区低滲透油藏的产量递减及水驱规律进行研究，对于指导该区域的石油开发具有重要的现实意义。
二、WY区低滲透油藏产量递减现象分析1. 递减原因分析WY区低滲透油藏产量递减的原因是多方面的，主要包括以下几个方面：一是随着开采时间的延长，油井周围的可采储量逐渐减少；二是由于储层非均质性，导致油井间出现不同程度的压力差异；三是开发技术和管理措施的不完善，影响了油田的产能和稳定性。
2. 递减规律及影响因素研究通过分析WY区低滲透油藏的产量数据，可以发现其产量递减呈现出一定的规律性。
在初期阶段，产量递减速度较快，随着开采时间的延长，递减速度逐渐放缓。
同时，影响产量递减的因素包括储层物性、油藏类型、开发方式等。
三、水驱规律研究1. 水驱作用分析在WY区低滲透油藏的开发过程中，水驱作用是影响油田开发效果的重要因素之一。
水驱作用主要体现在注入水在储层中的分布、渗流及对原油的驱动等方面。
通过对水驱作用的深入研究，可以更好地了解油田的开发动态和储层的分布特征。
2. 水驱规律分析根据WY区低滲透油藏的水驱数据，可以发现在不同的开发阶段，水驱规律呈现出不同的特点。
在初期阶段，注入水主要沿高渗透通道流动，对低渗透区域的驱动作用较弱；随着开发的深入，水驱规律逐渐向均匀分布转变，提高了油田的开发效果。
四、提高WY区低滲透油藏开发效果的措施建议1. 优化开发方式针对WY区低滲透油藏的特点，应优化开发方式，采取合理的开采策略和措施。
例如，采用水平井、多分支井等高效钻井技术，提高采收率；同时，加强储层保护和污染防治工作，确保油田的可持续发展。
低油价下水驱老油田拓展增量对策研究
低油价下水驱老油田拓展增量对策研究随着全球经济的不断发展，石油产业一直是全球能源市场中最重要和最关键的一部分。
近年来，随着新能源技术的发展和全球经济的不景气，石油价格一直在低位徘徊，给石油产业带来了一定的压力。
在这种情况下，如何利用低油价下水驱老油田拓展增量成为了石油公司面临的重要问题之一。
本文将围绕这一问题展开研究，并提出相关的对策和建议。
一、低油价下水驱老油田存在的问题低油价给石油生产和开采带来了巨大的挑战。
低油价意味着较低的销售收入，对石油公司的经济效益造成了一定的影响。
低油价也会导致老油田的开采成本增加，因为要提高采油率需要更多的投入。
低油价还会影响石油公司的发展战略，导致投资回报率下降，从而影响公司未来的发展规划。
如何在低油价下水驱老油田拓展增量成为了石油公司亟待解决的问题。
1. 提高采油效率在低油价的情况下，提高采油效率是提高老油田产量的关键。
石油公司可以通过技术改革，引进先进的水驱技术和设备，对老油田进行二次开发，提高采油率和产量。
加强油田管理，对老井进行修复和改造，提高采油效率，减少漏油和损耗，降低成本，提高盈利能力。
2. 提高科技投入3. 发展新能源在低油价的情况下，石油公司可以考虑发展新能源项目，减少对传统石油资源的依赖，降低经营风险。
可以考虑在老油田周边开发太阳能、风能等新能源项目，利用可再生能源替代传统能源，降低开采成本，提高能源利用效率，实现可持续发展。
4. 加强市场开发在低油价的情况下，石油公司可以加强市场开发，拓展新的销售渠道，寻找新的销售机会，提高销售收入。
可以加大市场推广力度，开发新的应用领域，拓展新的客户群体，提高产品附加值，增加销售额。
加强品牌建设，提高产品知名度和美誉度，提高市场竞争力。
5. 降低成本在低油价的情况下，石油公司可以采取一系列措施来降低成本，提高盈利能力。
可以通过节约能源、降低开支、提高效率等方式降低开采成本，提高利润率。
加强资金管理，优化资源配置，提高资金使用效率，降低财务成本。
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水驱油田生产气油比主控因素及其影响规律研究张继成;李倩茹【摘要】In the condition of pressure maintenance when balanced injection and production rate, produced gas-oil ratio should remain constant. However, taking S-BEI oilfield as an example, when the development entered into high water cut period, the value of produced gas-oil ratio increased significantly. In view of this abnormal phenomenon, firstly, impacting factors of the produced gas/oil ratio were analyzed theoretically, including well spacing density, bottom hole flowing pressure and bubble point pressure. In terms of those impacting factors, the research through numerical simulation was carried out. The results indicate that, produced gas/oil decreases with the increase of well spacing density; when water cut is 97% and the well spacing is 125 m, produced gas-oil ratio is 50.96sm3/sm3; when well spacing is 300 m, produced gas-oil ratio is 45.92sm3/sm3. Produced gas/oil decreases with the increase of well bottom hole flowing pressure; when water cut is 93% and bottom hole flowing pressure is 1.0 MPa, produced gas-oil ratio is 67.40sm3/sm3;when bottom hole flowing pressure is 5.5 MPa, produced gas-oil ratio is 45.19 m3/sm3. Produced gas/oil rises with the increase of bubble point pressure; when water cut is 97% and bubble point pressure is 7.5 MPa, produced gas-oil ratio is 45.50 sm3/sm3; when bottom hole flowing pressure is 11 MPa, produced gas-oil ratio is 57.98m3/sm3. Additionally, effect of those factors is not obvious when the water cut is low in earlier days, produced gas-oilratio changes abruptly with increasing of the water cut.%在注水保持压力开采的条件下，生产气油比是应当是恒定不变的。
但是以S-BEI油田为例，随着油田的开发进入中后期，生产气油比呈突然升高的趋势。
针对这一异常现象，首先从理论上分析了生产气油比的影响因素，包括井网密度、井底流压以及饱和压力。
从这三个角度出发，进行了数值模拟研究，研究结果表明，在含水率一定并且其它因素保持不变时，生产气油比随着井距的增大而降低。
在含水率为97%时，井距为125 m时的生产气油比为50.96 sm3/sm3，而在井距为300 m时的生产气油比降低至45.92 sm3/sm3。
含水率一定并且其它因素保持不变时，生产气油比随着井底流压的升高而降低，在含水率为93%时，井底流压为1.0 MPa时的生产气油比为67.40sm3/sm3，而在井底流压为5.5 MPa时的生产气油比降低至45.19 m3/sm3。
在含水率一定并且其他因素保持不变时，生产气油比随着饱和压力的升高而升高，在含水率为97%时，饱和压力为7.5 MPa时的生产气油比为45.50 m3/sm3，而在饱和压力为11.0 MPa时的生产气油比升高至57.98 sm3/sm3。
但是前期含水率不高时，这三个因素影响并不明显，随着含水率的升高，气油比的变化比较明显。
【期刊名称】《当代化工》【年(卷),期】2016(045)005【总页数】5页(P935-939)【关键词】生产汽油比;井网密度;井底流压;饱和压力;含水率【作者】张继成;李倩茹【作者单位】东北石油大学石油工程学院，黑龙江大庆 163318;东北石油大学石油工程学院，黑龙江大庆 163318【正文语种】中文【中图分类】TE357对于油藏烃类的化学组成，多组分液态混合物的性质、相态变化的特征及其条件，国内外已做了大量的研究，形成了一整套完善的烃类相态理论［1-3］。
在生产实践中，对比和预测烃类组分系统体积的变化，通常采用的表示方法就是生产气油比［4］。
以大庆油田为例，过去生产气油比的研究主要是利用不同含水阶段石油、天然气化学组分监测资料、高压密闭取心资料、单井单层生产气油比资料以及水驱开采条件下生产气油比的数值模拟，从理论到实践对喇、萨、杏油田生产气油比的变化规律进行了系统的研究与总结，得出含水率与生产气油比没有本质的联系；压力是影响气油比变化的重要因素，在注水保持压力开采条件下生产气油比与原始气油比具有一致性，而流饱压差的高低与生产气油比没有必然的联系［5-8］。
塔中I号气田进行过生产气油比的变化规律研究，主要是通过岩心、测井、物探、试井和试采等资料的综合应用，对塔中I号气田东部试验区气油比变化规律进行总结［9］，分析出了气油比随着开采时间的变化有4种类型：无明显变化型、缓慢上升型、持续下降型和先增后减型［10］。
而造成气油比变化的原因主要包括：压力和温度的变化、流体性质的不同、反凝析的作用［11，12］。
气油比无明显变化的井，储集层大部分为视均质型，气油比持续降低的井，储集层一般为裂缝型，气油比先增后减的井，可能为双重孔隙介质型［13，14］。
大量文献调研表明，生产气油比的异常现象研究大多数针对凝析气藏以及气田而言，并且人们对溶解气驱条件下溶解气油比问题也作了大量的研究，但对于水驱开采条件下的生产气油比变化规律研究却很少。
本文以S-BEI油田为例，首先在理论上建立了井网密度、井底流压、饱和压力与生产气油比的理论公式，然后通过数值模拟，分析井网密度、井底流压、饱和压力对生产气油比的影响规律。
根据流态，可将油井渗流区域划分成两个流动区域（图1），在脱气区内考虑油、气、水三相存在，在未脱气区内仅考虑油水两相，这两个区域遵循不同的渗流规律。
根据脱气区油气水三相的压力分布脱气半径的计算公式为：由于：其中：生产气油比是换算到大气条件下的总产气量和换算到大气条件下的总产油量之比，总产气量应包括以自由气的形式流到井筒中的气体和在油藏中溶解于油内并随油一起被采出的气体。
根据渗流力学知识，可知生产气油比的计算公式如下：而平均地层压力：上式中右端第二项比第一项小得多，所以有时可以认为边界处的压力ep近似等于平均地层压力p R，则联立（5）（6）（7）式可得：上式即为生产气油比的理论计算公式。
可以看出，生产气油比的影响因素包括井底流压、饱和压力以及井网密度。
因此，下面就利用数值模拟手段研究这三种的因素的对生产气油比的影响规律。
2.1 数值模拟基础模型模型尺寸：2 m×2 m×3 m网格数：91×91×1一层、均质，渗透率为500×10-3μm2，五点法面积井网，井距为250 m，厚度为3 m，模型的平均孔隙度为0.253 4，原始地层压力为12 MPa，油层饱和压力为9.5 MPa，井底流压设为3.5 MPa。
建立油、气、水三相含有溶解气不含挥发油的黑油模型。
基础理想模型的井位示意图如图2所示。
其中L1为注水井，P1、P2、P3、P4为四口生产井2.2 井网密度2.2.1 方案设计通过改变基础模型的网格数，设计了八组实验方案来研究井网密度的对生产气油比的影响（表1）。
生产过程中统一采用生产井定流压为 3.5 MPa，饱和压力为9.5 MPa，注入井定注入量为118 m3/d。
2.2.2 研究结果分析根据生产数据得出了不同井距下生产气油比与含水率的关系如下图3。
从图3可以看出，井距一定时，含水率对生产气油比存在一定的影响，并且生产气油比随着含水率的升高而升高。
在井距为150m时，含水率为90%时的生产气油比为 45.73 sm3/sm3，含水率达到98%时的生产气油比升高到52.36sm3/sm3。
根据生产数据分别列出了含水率为 90%到98%时，不同井距下的气油比的变化如图4。
从图4可以看出，在含水率一定并且其它因素保持不变时，生产气油比随井距的增大而降低。
含水率为97%时，井距为125 m时的生产气油比为50.96sm3/sm3，在井距为300 m时的生产气油比降低至45.92 sm3/sm3。
2.3 井底流压2.3.1 方案设计在基础模型的基础上通过变化井底流压，其他参数保持不变，观察模拟区内生产气油比的变化，设计了以下十组实验方案（表2）。
生产过程中生产井定流压，即以上的各组方案中的流压，注入井定注入量90m3/d。
2.3.2 研究结果分析根据生产数据得出了不同井距下生产气油比与含水率的关系如下图5。
井底流压一定时，生产气油比随着含水率的升高而升高。
井底流压为1.0 MPa时，含水率为93%时的生产气油比为 67.40 sm3/sm3，含水率达到98%时的生产气油比升高至223.05 sm3/sm3。
不同含水率下生产气油比与井底流压之间的关系曲线如下图6。
从图6可以看出，含水率一定并且其它因素保持不变时，生产气油比随着井底流压的升高而降低。
在含水率为93%时，井底流压为1.0 MPa时的生产气油比为67.40 sm3/sm3，而在井底流压为5.5 MPa时的生产气油比降低至45.18sm3/sm3。