关于合理开发油气田几个问题的探讨.docx

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关于合理开发油气田几个问题的探讨

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关于合理开发油气田几个问题的探讨

（一）

我国国民经济社会发展第十个五年计划纲要，在关于优化能源结构中明确指出要“合理开发石油资源”。

这是我们在开发油气田过程中必须遵循的一条原则。

合理开发油气田，要考虑诸多方面的因素，最重要的是要实现油气可持续发展的方针，从我国油气资源的具体条件出发，我国油气资源的发现还有相当的潜力，坚持不懈地扩大勘探领域，不断地增加油气储量始终是油气可持续发展的第一位的工作。

对已经开发的油气储量，坚持不断创新，采用各种适用的新技术提高油田采收率，是油田开发本身的重要课题，上述二者的结合是实现油气可持续发展的出发点和落脚点。

石油是国家重要战略物质，影响到国家的安全。

世界上各个国家都选择了本国对石油资源的不同储备方式以保证国家的安全，20世纪60年代，石油工业部党组曾把大庆长垣的一个整装高产油田——喇嘛甸油田作为战备油田。

70年代开发的江汉油田也作为平时试生产战时高产的战备油田。

现在我国已从石油输出转变到石油进口，开采利用两种资源，更增加了石油安全的重要性，除了必须建立一定数量的石油商品储备来应付各种突发事件外，要尽力保留一定数量便于动用的后备油气储量以应付特殊环境下的石油需求，对那些在全国原油产量具有举足轻重的油田，更应从长远的角度实行合理开采，使资源得到更好的利用。

合理开发油气田，既要遵循油气田开发的一般规律，又必须研究本油田开发的特殊规律，我国陆相油气田类型众多，有不同的开发模式，即使是同一类型的油田，仍然具有不同性质的差异性，任何一个油田的开发，既要借鉴同类油田开发的经验，又必须从自己的实际出发，把油田开发的普遍原理和本油田的具体实践结合起来，油田开发工作者既要善于向别的油田学习，也要善于从自身的经验和教训中学习，不断提高我们的开发水平。

一个油气田与油气区的开发，需要十几年、几十年甚至上百年时间，但是油气田开发的决策、方案、部署等工作则要在油气田开发初期完成，在油气田

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开发初期对油气田本身认识尚少的阶段所作出的各项决策要完全避免不符实际是难以做到的。

这样就必须始终如一地坚持真理、修正错误。

我们是唯物主义者，既要做敢于斗争的实践者，又要在实践中善于修正错误．只要我们勇于实践又善于学习，努力避免犯不可改正的错误是完全可能的。

下面就合理开发油气田经常碰到的几个问题进行探讨。

第一节“争取较长时期稳定高产”是我国油气田开发重要的方针油气田开发和其他矿业一样，都是根据其资源的自身条件，遵循一定的方针政策进行生产，满足国家和社会的需求，我国从20世纪50年代初正规开发玉门老君庙油田及克拉玛依油田起，以及六七十年代开发大庆油田、渤海湾地区等油田，都曾有明确的开发方针政策，其中重要的莫过于“要求长期稳定高产”这一条。

经过了数十年油田开发实践的不断检验和充实，原石油工业部于1988年颁布的《油田开发管理纲要》中重申“油田开发必须贯彻执行持续稳定发展的方针，坚持少投入，多产出，提高经济效益的原则，严格按照先探明储量，再建设产能，然后安排原油生产的科学程序进行工作部署。

油田生产达到设计指标后，必须保持一定的高产稳产期，并争取达到较高的经济极限采收率。

”这代表了历史阶段中取得的共识。

当前在由计划经济向社会主义市场经济转变的过程中，有一种倾向以经济效益为前提否定“高产稳产”的提法。

我们觉得应该历史地看待这一问题。

一、大庆油田开发是实现较长时期稳产高产方针的典型范例

大庆油田投入开发的初期，就立足于油田的地质特征，调查研究国外20多个油田开发的状况，充分吸取了我国玉门、克拉玛依等油田的经验教训，首先制订了大庆油田开发的总方针，即“以提高油田采收率为核心，在一个较长的时期内稳定高产”。

同时确定“早期内部切割注水，分层开采，多次布井”等开发措施。

全油田从上到下，都围绕长时期稳产高产这一方针，做扎扎实实的工作，石油工业部领导康世恩同志形象地比喻说：

“我们要把稳产贴到脑门上”。

意思是什么时候都不应忘记油田稳产。

这当然是我国当时所处的国际环境和国内国民经济对石油的迫切需求这些形势决定了必须这样做的。

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为了保持较长时期稳产高产，在安排产量时，留足后备力量。

部领导向有关部门和技术干部交待，排产量和作规划有三点要留有余地：

一是切割注水行列井网，两排注水井之间，三排生产井中间那排生产井产量先不考虑；二是大庆油田当时有萨尔图、葡萄花、高台子三套油层，先动用萨、葡油层组，高台子层暂不考虑；三是当时大庆长垣北部主要油田有喇嘛甸油田、萨尔图油田、杏树岗油田。

先开发萨、杏两个油田，喇嘛甸油田是带气顶、小而肥的油田，暂不开发，留作为“战备油田”。

甚至规定：

“开发动用喇嘛甸油田，没有部党组全体成员举手同意，不能动用开发”。

大庆油田强调较长时期稳定高产，绝不是单纯的低产求稳，而是在把油田储量搞清的基础上，采取早期注水的措施，保持油层有足够的驱动能量，攒足了高产稳产接替的后劲来实现的。

当时提出总压差不超过5个大气压，就是服从这个总方针的一条具体政策界限。

大庆油田在实现较长时期的稳定高产总方针过程中，随着开发时间的推移，根据对油田静态的再认识和动态变化的反映，人们的思想也在不断深化与发展着。

在20世纪60年代曾一度强调均衡开采，提出注水井排水线均匀推进，定出每口井的分层注水量，分层产油量，分层压力，分层产水量；达到产量、压力、含水稳定，实现油井迟见水的开发措施（当时称“四定三稳迟见水”）。

在实施过程中对好油层严格限制注水，对水线突进部位，甚至停止了注水。

实践证明，由于大庆油田具有多层非均质性严重的特点，均衡开采是不可能实现，水线齐头并进同样是达不到的，只能按照油层非均质特征和油水运动客观规律，因势利导，实现接替稳产。

70年代初期，当时油田地质总负责人闵豫同志深入到采油一线进行调查，经过详细的观察分析，发现了非均质多油层油田开采不均衡性的多种表现和对策：

注水后，一口油井见效后油层能量充足，生产能力旺盛，在保持注采平衡的情况下，要不失时机地夺高产，充分发挥注水的“水利”。

这和过去的不顾注采平衡，放大油嘴采油，是根本不同的。

如果地层压力保持过高，油井生产能

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力得不到发挥反而不利。

由于存在这种不均衡性，对一个区块。

则可以通过不同井点调控，使其保持一定时期高产稳产；对一套层系可以通过不同层的调整，达到一定时期高产稳产；对整个油田就是针对不断变化了的层内、层间、平面矛盾，运用层间接替，井间接替等调整手段，来实现油田较长时期的稳定高产。

闵豫同志的观点，得到油田领导和技术人员的普通支持与赞同。

认为这是处理高产稳产关系，贯彻油田开发总方针，在思想认识上的突破，是辩证唯物论的灵活运用。

又经过一段时间的继续实践和发展，就探索出了合理开发油田实现较长时期稳定高产的办法，即对一个油田，从单一的井点适时夺高产稳产的方法，发展到以层系、区块互补接替保持高产稳产的方法；而对一个大油区，则可以油田之间互补接替，来保持整个大区的高产稳产。

一个大油区，绝对应该避免产量大起大落。

大庆油田在贯彻执行油田开发总方针，实现稳定高产合理开发油田的道路上，也是不平坦的。

在“文化大革命”期间，油田开发建设受到严重干扰，1970年油田出现油层压力下降，原油产量下降，油田含水上升的被动局面。

面对这一形势，遵照周总理恢复“两论”起家基本功的指示，经过3年艰苦细致的工作，才基本扭转了“两降一升”的局面。

在形势稍有好转的时候，有人打算把大庆产量指标定高一点。

1972年石油工业部一次会议讨论全国油田生产规划，当时主持部全面工作的康世恩同志听完大庆油田汇报后，焦急地说：

“大庆油田的原油产量指标，不能定得太高，把油田搞得手忙脚乱，穷凶极恶地抢油，后果是不堪设想的。

”康世恩同志坚持依据大庆油田开发的实际，从稳产考虑，把准备原定的原油生产指标调下来，使油田开发继续按照开发总方针不断发展。

1973年按国务院指示，开发了战备油田——喇嘛甸油田，1975年以后，大庆油田的产量大幅度攀升，在此情况下，油田党委书记宋振明同志提出了“高产上5000×104t稳产10年”的奋斗目标，并广泛发动干部、技术人员、工人围绕这个目标开展大调查大讨论。

包括对油田地下形势分析、采油工艺技术发展、地面集输流程调整、国外油田开发资料等多方面进行调查研究，对上5000×104t稳产10年进行具体研究。

预计从1976年稳产到1985年，在综合含水达到70％时。

油田采出程度将达到31％左右。

根据大庆油田小井距先导性试验结果，油田水驱最终采收率可以达到50％，说明以上目标的实现是有可能的。

但

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小井距试验和实际生产的井网、层系有所区别。

到底能否实现高产上5000×104t稳产10年的目标，还存在什么问题?

为此，又经过深入的分析研究工作，开展了相应的攻关，在此基础上编制出大庆油田原油年上5000×104t稳产10年的正式规划。

到

1976年1月，又经油田技术座谈会的讨论后，报到石油化学工业部得到批准。

由于坚持油田开发总方针，油田高产5000×104t稳产10年的工作做得扎实可靠，从群众中来，又到群众中去贯彻执行，经过不懈的努力和大量艰苦的工作，大庆油田高产上5000×104t第一个稳产10年的目标到1985年圆满完成。

1985年生产原油5528×104t，10年期间油田综合含水率由

30．65％上升到

73．28％，年产油从5030×104t上升到5528×104t，而同期新增可采储量

2．915×108t，从而为下一步保持年产原油5000×104t以上继续稳产，准备了一定的资源条件和发展空间。

在5000×104t高产实现第一个稳产10年以后，大庆油田进一步制定年产5000×104t再稳产10年的第二个规划，于1995年又圆满完成了高产5000×104t第二个稳产10年的规划目标。

从1996年开始进入“九五”期间，大庆油田随着我国改革开放的深入发展，审时度势，提出“高水平、高效益，可持续发展”的油田开发战略，具体按照“发展稳油控水技术，加快三次采油步伐，深化油藏地质研究，优化规划方案设计，加强油田管理，提高开发总体效益”的部署。

经过努力，到2000年，又在年产5000×104t以上的水平，稳产了5年，大庆油田的开发实践是贯彻油田开发总方针实现长期稳定高产的典范。

二、我国还有一批油田实现较长时期稳定高产

在已开发的众多油气田贯彻执行油田开发总方针，处理高产稳产关系上，有不少油田或油区，既学习大庆油田开发的基本经验，又不生搬硬套大庆油田的具体经验，而是从本地区、本油田的实际情况出发，在实践中贯彻较长时期稳产高产的方针，创造出多样化的开采经验，丰富和发展了我国油田开发理论和实践。

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1．常规稠油油藏——孤岛油田开发创新水平

孤岛油田位于济阳坳陷沾化凹陷东部，是一个以披覆背斜构造为主的复式油气田。

主力含油层系为上第三系馆陶组上段。

油层为砂泥岩互层，具有高渗透、高饱和、胶结疏松、易出砂的特点。

油层埋藏深度为1120～1350m。

油层亲水性强，原油粘度地面平均2159mPaS，地下平均为65mPa〃s，地饱压差为

1．5～

3．0MPa。

该油田于1965年发现，1971年以前为详探一开发准备阶段，1971年投入大规模开发建设。

经历了五个开发阶段：

即天然能量采油阶段，低含水采油阶段，中含水采油阶段，高含水阶段，

1992年7月以原油田综合含水90％进入特高含水阶段。

孤岛油田从1981年进行细分层系调整，对控制含水上升起了重大作用。

1983年开始下70mm泵进行试验，两年下大泵207口井，使油井单井日产液量提高到

37．2t，1980年年产油量382×104t，1984年达到441×104t。

1992年以后特高含水期采油，年产油量为474×104t。

年产400×104t以上连续稳产了12年，实现了较长时期的高产稳产。

孤岛油田的开发是胜利油区常规注水开发的多层砂岩整装稠油油藏中开发最早、效果很好的油田。

该油田的开发是对常规稠油出砂油藏开发的大胆探索。

它的开发开创了国内常规稠油油藏开发理论和技术，主要反映在对储层性质认识，从沉积相研究到油藏精细描述做深入细致地研究；对储量计算认真负责，留有余地，在1972年初步估算原油地质储量的基础上，于1980年和1985年又进行两次复算，储量比较落实可靠。

在油田开发方案编制实施过程中，严格按科学的勘探开发程序办事。

在详探一开发准备阶段，注重取全、取准油田第一性资料，拟定开发思路，开辟生产试验区，做出初步开发方案，部署基础井网。

同时在准备阶段及投入开发以后各个时期，深入进行该类油藏水驱油机理及注水开发规律的研究。

认识到在孤岛油田特定的地质条件下，原油地下粘

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度是影响水驱油效率的主要因素，而孤岛油田亲水润湿性对水驱油效率产生有利的影响。

还发现到这类稠油油藏大部分可采储量将在高含水期采出，高含水期耗水量大，只有提高注水倍数，长期冲刷油层才能提高稠油油藏的水驱效率和采收率。

从含水上升规律来看，中低含水期含水上升速度快，而高含水期含水上升速度会有所减缓。

在中低含水采油期主力油层储量动用较好，高含水期采取细分层系和加密井网调整措施后，非主力油层动用状况明显改善。

基于以上认识，油田投入开发就采取一系列符合油藏特点的措施与对策：

采取适当利用天然能量开采；适时进行注水开发保持能量总压降控制在1MPa左右；适度的开采速度，适合油田地质特点的采油工艺技术（如油井防砂治砂技术等）；适宜的“三采”措施，注聚合物驱油；在各开发阶段进行及时适当的调整。

由于孤岛油田不断探索与创新，取得比较好的注水开发效果。

与流管法理论计算值对比，相同注水倍数的采出程度高于理论计算的下限值，为注入倍数的

0．2倍，实际采出程度比理论计算的下限值高

3．3％；在采出程度大于14％以后，实际耗水量（累积水油比）低于理论计算的上限值，注水利用率高于理论计算的下限值而接近上限值，主要开发阶段的含水上升率低于理论计算值。

孤岛油田较长时期稳定高产的开发效果，为我国开发同类油藏积累了宝贵的经验。

2．高效开发的王场油田

王场油田是江汉油区最大的油田，为内陆盐湖多层砂岩油藏，主构造陡、高、窄。

含油面积

33．8km2，地质储量3146×104t，于

1970年9月投入开发。

他们从油田的具体条件出发，在当时要求建设战备油田的背景下，先搞3年的间断试采，以充分认识油田地质与生产能力，并配套完善相关的开采工艺技术和地面工程，这一阶段采取控制采油速度在

0．4％附近；从1973—1975年采取工业性注水控制生产，平均采油速度

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1．33％，总压差

5．25MPa；1976～1989年为注水开发稳产阶段，由于前阶段按战备要求留有余地，在油藏认识、工艺技术、地面建设等都有好的基础，以

2．0％以上的采油速度稳产了14年。

最高产量达

66．4×104t；从1989年以后，油田产量出现递减，1995年以后通过滚动勘探开发、内部挖潜，到2000年，全油田年产量仍然达

27．1×104t，稳中有升，两次获部颁全国高效开发油田荣誉称号。

3．实现油田开发良性循环的xx油田

双河油田是河南泌阳油区最大的，整装构造砂砾岩油气藏。

油气聚集于鼻状构造、断鼻和砂岩上倾尖灭复合圈闭中，叠合含油面积

33．8km2，地质储量10176×104t。

双河油田从1977年底投产开始，首先在认识储层、核准储量上下功夫，实事求是地确定生产指标。

他们认真贯彻油田开发的技术政策，搞好油田开发早期评价及开发方案编制工作。

针对油田饱和压力低，天然能量不足及非均质程度高的特点，搞好早期内部分层注水的综合调整控制工作，在保持压力的同时，严格控制含水上升速度；分阶段实施井网加密调整，逐步提高井网水驱控制程度，开发后期进行井网、注采结构调整及细分开采挖掘厚油层内潜力，实现控水稳油；并组织高温聚合物驱技术攻关，研制推广应用微凝胶技术，降低三采成本，扩大三采覆盖面，提高油田采收率；加强油田管理，逐步完善油藏动态监测系统，强化油田监测手段。

油田投入开发，仅用两年的时间就建成一个年产原油180×104t的油田。

20多年来，这个油田开发取得高速高效多方面的好成果。

一是投产初，实现当年建设产能、当年注水、当年产油，当年采油速度上到

1．85％。

此后，连续以2％左右的采油速度稳产13年，目前综合含水

92．6％，采油速度仍接近1％。

二是到2000年底，双河油田采出程度高达39％，接近玉门与大庆油田。

测算双河油田采收率可达

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47．9％，在全国同类油田中名列前茅。

三是按1980年前后国家确定的油价计算，双河油田开采6年就还清了投资。

此后，即向国家上缴利润，经济效益可观。

四是开发指标、管理指标均名列全国各油田前列，1986年被石油工业部评定为实现油田开发良性循环的油田之一。

从上述一些油田开发的实践可以看出，油藏类型虽然不同，开发的方式方法，采取的措施也因油田地质特点不同而有所区别，但贯彻油田开发总方针，实现较长时期稳定高产的目的是一致的。

就是近年来在海上、沙漠这些特殊的地区，虽然单独一个油田可以根据情况实现高速高效开发突出经济效益为主，但对一个油区、对一个海域或油田群来说，也要强调实现比较长时期的稳定高产。

为什么要对一个油区，对一个海域或油田群，特别强调较长时期稳定高产方针呢?

这是因为实现较长时间稳定高产方针，是从我国国情出发，考虑国民经济持续发展与国家石油战略安全，也要考虑实现油田与地域经济共同发展和社会稳定等因素。

从石油工业本身来讲还因为：

（1）石油工业是上、下游协同发展的统一体，下游工业企业需要有原油或天然气稳定的供给量，假如油田产量不稳定，大起大落势必严重影响下游企业。

（2）油田开发持续发展是建立在不断增加后备储量，有充足的接替能力的基础上的。

而增加新储量是要靠深入的地质研究和勘探寻找的结果，这些既有风险又需一定时间，油田开发稳定高产的时间越长，给勘探工作留的时间就越从容，找到的资源也越落实。

如果油田开采速度过快，总处于“等米下锅”的紧张状态，对勘探开发都是不利的。

（3）油田开发过程是不断对地下地质特点认识的过程，我国多为陆相沉积油藏，地下地质情况复杂，认识不可能很快地一次完成。

投入开发以后，地下不仅动态而且静态情况都发生变化，更增加了认识储层的难度与时间。

有许多开发基础工作要做够做扎实，一定时间的稳产可为深入研究储层，使基础工作不欠账，掌握油田开发主动权争取充裕的时间。

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经过半个世纪油田开发正反两方面经验教训说明，实现油田开发较长时期的稳定高产是保证油田开发可持续发展的重要方针，这已为近半个世纪的历史所证明。

关于合理开发油气田几个问题的探讨

（三）

三、针对我国丰富多样的油藏类型，在认识油藏的工作上，没有现成的模式可以照搬套用，只有结合实际，走出自己的路

华北油田碳酸盐岩潜山油藏开发，是一个全新的领域。

为了开发好这类油藏，油田开发一上手，就重视并不断深化开发地质研究，取得对碳酸盐岩潜山油藏复杂的裂缝一岩块一流体系统的总体认识。

而紧紧抓住储层与流体条件相结合的研究是碳酸盐岩潜山油藏认识的一条重要原则。

因为碳酸盐岩潜山油藏，在油藏成因、储层结构、开发特征、水驱油机理方面均与碎屑岩沉积的砂岩油藏存在着较大的差异，只有从储集与渗流特征的结合上深入剖析，才能抓住问题的实质，实现认识与实践的突破。

碳酸盐岩潜山油藏的油藏认识研究，主要集中在以下5个方面。

1．认识碳酸盐岩潜山油藏的油藏类型与储层双重介质特征

冀中地区的碳酸盐岩潜山油藏，在油藏类型上多为块状底水碳酸盐岩油藏。

根据储集层岩石性质、储层孔隙结构、含油地质体中流体分布状态等方面的特点，可以划分为四类：

（1）复合块状底水碳酸盐岩油藏。

典型代表是任丘油田雾迷山组油藏以及冀中地区的多数中、小潜山油藏。

（2）似孔隙型块状底水碳酸盐岩油藏。

典型代表为河间油田高于庄组油田藏。

（3）裂缝孔隙型内幕层状边水碳酸盐岩油藏。

典型代表是任丘油田寒武系府君山组油藏。

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（4）裂缝溶洞型层状边水碳酸盐岩油藏。

典型代表是任北奥陶系油藏。

碳酸盐岩潜山油藏的储集空间，形态上可以分为缝、洞、孔三大类。

根据潜山油藏的孔隙结构特征和流体在其中的流动特点来分析，可以把碳酸盐岩潜山油藏的多孔介质简化为双重孔隙介质来处理，包括裂缝系统和岩块系统。

研究表明：

裂缝系统和岩块系统是两个相互联系、相互制约的孔隙网络系统，其中裂缝系统属于高渗高效高产渗流系统，而岩块系统属于低渗低效低产渗流系统。

就地质储量来说，裂缝系统占的比例较小（一般小于30％），而岩块系统的比例则大得多；就可采储量来说，裂缝系统占的比例高达70％以上，而岩块系统则小得多。

由此可见，对于碳酸盐岩潜山油藏来说，有效的储集一渗流空间是由不同宽度裂缝所组成的裂缝孔隙网络；裂缝系统在这类油藏的开发过程中始终处于主导地位。

2．认识油藏能量与驱动方式

裂缝性xx油藏的天然能量包括两类：

一是地层及其所含流体（油、气、水）的内部弹性膨胀能量，与其相应的驱动方式是弹性驱动方式，属于油藏的内部天然能量；二是与油藏连通的边底水能量，与其相应的驱动方式是弹性水压驱动方式，属于油藏的外部天然能量。

一般说来，裂缝性潜山油藏为体积不等、活跃程度不同的边底水所包围，具有比常规砂岩油藏更充足的天然能量。

华北油田的裂缝性潜山油藏地饱压差大，属于低饱和油藏，内部弹性能量很弱，弹性采收率一般不超过5％。

油藏投入开发初期，在弹性驱动方式下压力下降快，产量递减快；在形成一定的压降后，边底水入侵补充能量，减缓了压力和产量下降速度；随着水侵量的增长，油藏内部能量逐渐为边底水能量所接替，转入弹性水压驱动方式。

因此，能量接替和驱动方式转化在油田开发初期，在天然能量开采条件下就已经开始了。

华北油田冀中地区的潜山油藏边底水体积有限，通常不能满足比较高的采油速度和较长期稳产的要求，必须适时实行注水开发，这样，天然水压驱动方式就逐渐转化为人工水压驱动方式，为延长稳产期，保证主要开发阶段的开发效果起到了重要作用。

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在油田进入产量递减阶段后，油水关系更加复杂，注采矛盾更加突出，含水上升成为主要矛盾。

在此情况下，合理控制注采比和停止注水降压开采以及采取周期注水和改变液流方向等现场实验，允许地层压力下降，使边底水入侵补充能量，有利于发挥各种作用力的驱油作用，这样就开始了天然能量对人工能量的补充和接替过程，天然水压驱动方式又逐步转化为油藏的主要驱动方式。

因此，在油田开发的整个过程中，贯穿着各种能量的接替及其驱动方式的转化，而且总是效率高的能量接替效率低的能量，不断改善和提高开发效果。

3．认识xx油藏的两种不同驱替机理

碳酸盐岩潜山油藏水驱过程中的主要驱油动力是驱动压差、重力和毛细管压力。

对于裂缝系统和岩块系统来说，这三种驱替动力的作用是不同的。

裂缝系统的水驱过程主要是靠驱动压力的作用进行，重力也有重要影响，毛细管压力的作用可以忽略。

岩块系统的排驱过程主要是在小缝小洞及缝油发育的次生孔隙中进行，包括两种方式即依靠毛细管压力的作用自吸排油和依靠外加压力梯度的作用驱油。

在油田开发的实际条件下，裂缝系统水驱过程所需要的压力梯度小，而岩块系统所需的压力梯度则大得多，在两者共存、裂缝系统处于主导地位的情况下，岩块系统在外加压力梯度作用下的水驱过程是难以发生的，它主要是以毛细管压力的作用自吸排油。

此外，重力也可能起到一定的作用，但岩块较小，其作用将是比较弱的。

4．认识xx油藏底水上升规律

根据油田实际资料观察、模拟研究及理论分析，双重介质条件下的底水上升状况具有明显的系统差异性，可以区分为相互联系