油气田开发方案设计 魏波澜.docx

1、油气田开发方案设计 魏波澜中国石油大学（北京）远程教育学院期 末 考 核 油气田开发方案设计 学员：魏波澜学号：065239年级：2013春论述题：从以下6个题目中选择3个题目进行论述，每题不少于800字。（总分100分）1、详细论述油气田开发的方针和原则，以及编写油气田开发方案涉及到的各个方面的内容。 提示：参见教材第二章，重点说明油气田开发方案编制过程中涉及到的八方面内容油气田开发的方针多学科一体化，一体化就是将一些分散而多种多要素或单元合并组合成一个更加完整或协调的整体，产生协同效应。油气田开发的原则有：1、在油田客观条件允许的条件下，完成国家对原油的生产计划；2、最充分地利用天然资源，

2、保证获得较高的原油采收率；3、油田生产稳定时间长，且在尽可能高的产量水平上稳产；4、具有最高的经济效果，即用最少的人力、物力和财力消耗采出所需的石油。油气田开发的主要内容有制定开发原则；层系划分与组合；确定开发方式；确定单井产能及经济极限产能论证；确定井网部署、井距及开采速度；推荐方案及开发指标预测。首先作出1远景分析：获取勘探许可证，勘探组负责远景分析。根据地震资料和探井资料，推测前景或有前景的其它井位，估计勘探储量大小，寻求重大发现。2评估阶段：在此阶段，要进行评价井设计，确定储层的范围和性质。包括判断是否具有工业价值，估算地质储量，开发方案概念设计，数据采集最佳顺序及数据采集成本对比等。

3、3开发决策：进行油藏工程研究和经济评价，编制油田开发方案，并制定适宜的实施方案。4前期作业：前期钻井作业、地面设施（海洋平台、油轮、管道）规划和建设。5生产阶段：最大限度提高单井产量，减缓产量的递减速度，延长稳产期。6废弃阶段：一旦生产不再经济可行，油田便被报废从区域出发，进行盆地或凹陷的整体调查，了解地质概况，查明生、储油条件，指出油气聚集的二级构造带和局部构造情况，并估算油气地质储量，为进一步开展油气田工业勘探指出有利的含油构造，寻找和查明油气田，计算探明储量，为油气田开发做好准备。（1）、油田概况；单一地质构造（或地层）因素控制下的、同一产油气面积内的油气藏总和。一个油气田可能有一个或多

4、个油气藏。在同一面积内主要为油藏的称油田，主要为气藏的称气田。按控制产油气面积内的地质因素，将油气田分为3类：构造型油气田。指产油气面积受单一的构造因素控制，如褶皱和断层。地层型油气田，区域背斜或单斜构造背景上由地层因素控制（如地层的不整合、尖灭和岩性变化等）的含油面积。复合型油气田。产油气面积内不受单一的构造或地层因素控制，而受多种地质因素控制的油气田。（2）、油藏地质及描述；地层划分是注水地质研究的关键所在，它是砂层连通性研究的基础，直接决定了油水井注采层位是否对应。此次共收集整理了研究区68油水井的测井相关资料，由于研究区域K4标志层（长61的顶）不是很发育，再加上研究区砂体平面和纵向上

5、非均质性严重，且很多井K3没有钻遇。虽然K9在整个区域稳定发育，但是通过对多口相邻井的地层进行反复对比发现从K9往下到长61顶这段地层在多口井中存在剥蚀，所以，单纯靠区域标志层划分研究区长61的地层存在一定的困难。此次分层主要采用邻井油层亚组旋回对比与地层标志层相结合的方法，通过用多口邻井的地层测井特征进行反复校对，并把区域内测井特征明显的井作为标准骨架井，采用多种方法综合应用，对本区域的长61进行了地层划分，同时，把长61细分为长611和长612两个小层，以确保砂层对应准确（3）、油藏工程设计；划分开发层系，就是把特征相近的油层组合在一起，用独立的一套开发井网进行开发，并以此为基础进行生产规

6、划、动态研究和调整。合理组合和划分开发层系一般应考虑以下几项原则：（1）把特征相近的油层组合在同一开发层系内，尤其渗透率要接近，以保证各油层对注水 方式和井网就有共同的适应性，减少开采过程中的层间矛盾。 （2）一个独立的开发层系应具有一定的储量，以保证油田满足一定的开采速度，并具有较长的稳产时间和达到较好的经济指标。（3）各开发层系间必须具有良好的隔层，以便在注水开发条件下，层系间能严格地分开，确保层系间不发生串通和干扰。（4）同一开发层系内，油层的构造形态、油水边界、压力系统和原油物性应比较接近。（5）在分层开采工艺所能解决的范围内，开发层系不宜划分的太细，以利于减少建设工作量，提高经济效果

7、。划分的层系所有油层划分在同一套开发层系内，用一套井网进行开发。可行性论证由于油层之间沉积条件相近，渗透率在纵向上的分布差异不大，渗透率突进系数为，渗透率变异系数为，渗透率的非均质性较弱，组成层系的基本单元内油层分布面积相同，层内非均质小，所有的小层有相同的构造形态，油水边界和压力系统，原油物性相同。把所有油层划分为一个层系开采，既可以保证一定的储量，又可以充分发挥采油工艺措施的作用。这样可以减少钻井，既便于管理，又可以达到较好的经济开发效果。经论证，可划为同一套开发层系。（4）、钻井工程设计；石油、天然气勘探、开发中组织钻井施工作业的一项最基本的计划。分为地质设计、钻井口径设计、施工进度、费

8、用预算四个部分。包括如下主要内容：井位的选择,设备选型,井身结构和套管程序的确定,钻柱设计及下部钻具组合,钻井参数的设计,钻井液的选择及参数设计,固井设计,井控设计,固控设计,地层孔隙压力监测,漏失试验,油气层保护,环保,安全生产,防喷要求及措施,施工进度计划,全井成本预算。钻井程设计是钻井施工作业必须遵循的原则，是组织钻井生产和技术协作的基础，搞好单井预算和决算的唯一依据。钻井设计的科学性，先进性关系到一口井作业的成败和效益。科学钻井水平的提高，在一定程度上依靠钻井设计水平的提高。搞好钻井工程设计也是提高技术管理和加强企业管理水平的一项重要措施，是钻井生产实现科学化管理的前提。钻井工程设计应

9、包括以下方面的内容：1.地面井位的选择及钻井设备的确定；2.井身结构的确定；3.钻柱设计与下部钻具的组合；4.钻井参数设计；5.钻井液设计；6.油气井压力控制；7.固井设计；(一) 钻进设备的选择钻井设备可以按设计及分类细分为若干部件系统。这些系统可分为：1.动力系统；2.起升系统；3.井架及井架底座；4.转盘；5.循环系统；6.压力控制系统。这些系统是选择钻井设备的基础。钻井设备的选择主要依据钻机类型，地表条件及钻井设计所确定的最大载荷而定。（5）、采油工程设计；油井流入动态是指油井产量与井底流动压力的关系，它反映了油藏向该井供油的能力。从单井来讲，IPR曲线表示了油层工作特性。因而，它既是

10、确定油井合理工作方式的依据，也是分析油井动态的基础。本次设计油井流入动态计算采用Petrobras方法。Petrobras方法计算综合IPR曲线的实质是按含水率取纯油IPR曲线和水IPR曲线的加权平均值。当已知测试点计算采液指数时，是按产量加权平均;预测产量时,按流压加权平均。（6）、地面工程设计；纯气层，有水气层，含凝析气油的气层应分别组合开发层组，每套层组的构造形态，气水（油）边界，储层性质，天然气性质，压力系统应大体一致，以保证各气层对开发方式和井网具有共同的适应性，减少开发过程中的层间矛盾。2.划分出的每套层组都应具备一定的储量和单井产能，每个开发层系的储量和产能满足开采速度和稳产期的

11、需要3.不同层系之间需要良好的隔层加以分开4.同一层系的开发层组跨度不宜过长，上中下层的地层差要维持在合理范围内，使各产层均能正常生产。（7）、经济评价；开发的核心是采油和采气一个含油构造经过初探发现具有工业油流以后，接着就要进行详探，并逐步深入开发，油田开发就是依据详探成果和必要的生产性开发实验，在综合研究的基础上，对具有工业价值的油田从油田的实际情况和生产规律出发制定出合理的开发方案，并对油田进行建设和投资，使油田按预定的生产能力和经济效果长期生产，直至生产结束。个油田的正规开发经历三个阶段、开发前的准备阶段：包括详探、开发实验等选取代表性的面积，选取某种开发方案，提前投入开发，取得经验，

12、指导全油田的开发工作。主要任务是研究主力油层的分布，厚度和储量，孔隙度的大小和非均质的情况井网研究、生产动态规律研究确定合理的开采工艺开发设计和投产，其中包括对油层的研究和评价，全面布置开发井，注采方案和实施。方案实施过程中的调整和不断完善，由于油气埋藏在地下，客观上造成了在油田开发前不可能把油田的地质情况都认识得很清楚，这就不可避免地在油田投产后，会在某些方面出现一些原来估计不到的问题，使其生产动态与方案设计不符合，加上会出现对原来状况估计不到的问题，使其生产动态与开发方案设计不符合，因而我们在油田开发过程中就必须不断地对开发方案进行调整。油田开发的整个过程也就是一个对油田不断重新认识及开发

13、方案不断调整和完善的过程。在编制开发方案时，应对以下几方面的问题作出具体规定、确定采油速度和稳产期限一个油田必须以较快的速度生产以满足国家对石油的需要。但同时对稳产期或稳产期采收率有明确的规定。它们必须以油田的地质条件和工艺技术水平以及开发的经济效益为出发点。一般的稳产期采收率应满足一个统一的标准，即大部分的原始可采储量应在稳产期采出来。规定开采方式和注水方式在开发方案中必须对开采方式作出明确的规定，是利用什么驱动 方式采油以及开发方式如何转化（如弹性驱转溶解气驱再转注水、注气等）。如果决定注水，应确定早期还是后期注水，而且还必须明确注水方式。、确定开发层系开发层系，应是由一些独立的上下有良好

14、隔层，油层性质相 近动方式相近，并且具有一定储量和生产能力的油层组合而成。（8）、方案实施要求；每一套开发层系应用独立的一套井网开发，是一个最基本的开发单元，当我们开发一个多油层油田时，必须正确地划分和组合开发层系一个油田要用那几套开发层系，是开发方案中一个重大决策，是涉及油田基本建设的重大技术性问题，也是决定油田开发效果的很重要的因素，必须慎重考虑和研究。确定开发步骤，开发步骤是指从布置基础井网开始一直到完成注 系统。对于多油层大油田，在通常情况下应包括如下几个方面：a、基础井网的布置基础井网是以某一主要含油层为目标而首先设计的基本生产井 注水井。它们是进行开发方案设计时作为开发区油田地质研

15、究的井网。研究基础井网时要进行准确的小层对比工作，作出油砂体的详细评价，进一步为层系划分和井网布置提供依据b确定生产井网和射孔方案根据基础井网，待油层对比工作作完以后，全面部署各层系的生 产井网，依据层系和井网确定注采井井别并编制方案，进行射孔投产。c、编制注采方案在全面打完开发井网以后，对每一个开发层系独立地进行综合研 究。在此基础上落实注采井别，确定注采层段，最后依据开发方案的要求编制出注采方案。d、确定合理的采油工艺技术和增注措施在方案中必须对油田的具体地质开发特点，出应采用的采油工 艺措施，尽量采用先进的工艺技术，使地面建设符合地下实际情况，使增注措施能充分发挥作用。从以上可以看出，合

16、理的开发步骤，就是如何认识油田和如何开发油田的工作程序重视油藏开发整体性、连续性和长期性的特点所谓整体性是指一个油藏或一个单元，从油藏开发来说是一个整体，采油井与注水井之间有着相互紧密的联系，油井之间也有着协同的关系，共同组成油藏或开发单元的整体。考虑效果应该是看整体的效果当单井短期的效果与整体效果相矛盾时，就不能只顾个别井的情况，所以强调决策应着眼整体是非常重要的。所谓连续性是反映开采历史是连续的，不能分割的。这个阶段的措施，既继承了上个阶段的结果又将要影响下一个阶段。油藏开发走上步看下步是非常重要的一个阶段，一年半年所采取的措施不当或造成失调，就需经过二个时期的调整，才能再纳入正常开发轨道

17、，因此要求每年的、各阶段的决策都必须正确，否则就可能影响总目标的实现。所谓长期性是指整个开发过程需经过较长的时间才能将预计的可采储量采出来；为此要按油藏特点划分好开发阶段，分阶段动用储量，采出可采储量；阶段不同；可采储量的对象状况不同，所需的工艺技术甚至开采方法也不尽相同。因此只有分阶段决策才有利于高效地采出可采储量。2、论述如何建立油气田开发方案综合模型。 提示：参见教材第四章，重点说明三级两步建模的流程。3、详细列举一种地质储量的计算方法，并对大庆油田的地质储量进行综合评估。 提示：参见教材第六章，列举一种自己熟悉的储量计算方法，对其涉及到的各项参数分别进行阐述，查阅大庆油田相关资料，从产

18、能、丰度、大小、埋藏深度等几个方面进行评价。石油、天然气储量是石油和天然气在地下的蕴藏量,它是油、气田勘探开发成果的综合反映。无论是勘探阶段还是开发阶段,油气储量一直是石油工作者追寻的主要目标,是油气田勘探、开发过程中的一项极为重要的工作任务。油气储量是指导油气田勘探、开发,确定投资规模的重要依据。因此,石油、天然气储量计算的准确与否至关重要。 随着高含水期油田开发工作的不断深入,20世纪80年进行的地质储量计算和90年代开展的表外储量计算,已满足不了油田现阶段开发的要求,为了解决储采失衡的矛盾,对地质储量的计算要求精细到沉积单元和具体类型的砂体。为此,开展高含水期地质储量精细计算方法研究,探

19、讨在细分沉积单元后,根据具体的砂体类型进行储量精细计算,搞清地质储量的分布特征,为加密挖潜提供可靠的储量的依据,不仅具有重大的理论意义,而且也同样具有十分重要的现实意义。 本文根据大庆油田萨中开发区的沉积特征,在精细地质研究的基础上,建立了研究区沉积微相模式,识别出11种不同成因的砂体类型,研究并确定了各类砂体的分布特征,搞清了不同井网条件下砂体类型的变化规律。针对研究区砂体类型丰富、分布不均匀,而且井点的分布也不均匀的特点,从单井控制面积出发,采用三角网法计算单井控制面积,进而计算单井地质储量。研制了不同类型砂体、任意边界地质储量精细计算系统。对研究区地质储量进行了计算,搞清了高含水期地质储

20、量分布特征,提出了研究区储量潜力层的分布范围和位置。在单井地质储量计算的基础上,根据水井和油井连通关系、水井地质储量分配影响因素,进行水井地质储量分配,实现了动用地质储量分析。 本文采用三角网法确定单井控制面积,覆盖储量计算区块所有的井,使单井控制面积更加合理,解决了目前采用的“单井控制面积=区块总面积/区块总井数”的“厚度碾平”算法所产生的误差,使储量计算更加合理。本文提出的任意边界地质储量计算方法,实现了任意边界、单井、井组、不同类型砂体地质储量计算,达到了地质储量精细计算的要求。 利用本文提出的地质储量精细计算方法,可以反映地质储量和剩余地质储量的分布特征,为油田挖潜、提高采收率提供了可

21、靠的依据。主要储量计算方法分类有，类比法（即经验法）开发前期和早期；容积法各开发阶段；物质平衡方法开发中期；产量递减法开发中后期；矿场不稳定试井方法开发中后期；水驱特征曲线法开发中后期；统计方法开发前期和早期。容积法储量计算需确定的参数有1含油面积、（2）有效厚度、 （3）有效孔隙度、（4）原始含油饱和度、（5）原油体积系数、（6）原油密度（计算质量时需要）。基本探明储量、控制储量和预测储量，基本探明储量：多层系的复杂断块、复杂岩性和复杂裂缝性油气田，在完成地震详查或三维地震并钻了评价井后，在储量参数基本取全、面积基本控制的情况下所计算的储量。控制储量：在某一圈闭内预探井发现工业油气流后，以建

22、立探明储量为目的，在评价钻探阶段的过程中钻了少数评价井后所计算的储量。预测储量：是在地震详查提供的圈闭内，经过预探井钻探获得油气流、或油气显示后，根据区域地质条件分析和类比的有利地区按容积法估算的储量，是制定评价勘探方案的依据。产量递减法计算储量的三种递减类型，说明与递减速度的关系。指数递减、双曲递减、调和递减。产量的递减速度主要取决与递减指数和初始递减率。在初始递减率相同时，以指数递减最快，双曲递减次之，调和递减最慢。在递减指数一定即递减类型相同时，初始递减率越大，产量递减越快储量计算中的矿场不稳定试井法，矿场不稳定试井法利用出油、气的探井，进行矿场不稳定试井的测试工作，在保持产量稳定的条件

23、下，连续地测量井底流动压力随时间的变化关系。以确定油、气井控制的断块或裂缝、岩性油、气藏的地质储量。 从北往南，原油比重、粘度、含胶量逐渐降低。比重由0.864降到0.839，粘度由25厘泊降到10厘泊以下，含胶量由25%降到10%以下。含蜡量、凝固点南北变化不大。在同一局部构造中，由于边水的氧化作用，翼部原油物性变差。化学性质变化特征：垂向上：萨、葡、高油层原油化学性质自上而下变差，总烃减少，非烃沥青质及沥青质增加面上：由北向南，总烃、饱和烃逐渐增加，非烃及沥青质逐渐减少。地层原油物性变化特征：北往南，饱和压力逐渐变低，原始油气比，原油粘度等也有此趋势外，断层对饱和压力变化起一定的控制作用，

24、尤其是大断层，把各油田切成几个断块，各断块成为饱和压力的独立变化区。2、天然气性质变化特征：由南向北甲烷含量增加，重烃含量减少：葡萄花油田甲烷含量68.54%，重烃含量22.28%；喇嘛甸油田甲烷含量87.63%，重烃含量11.92%。比重则是南高北低：葡萄花油田为0.7774，喇嘛甸油田为0.6833。气顶气、浅气层及气夹层中的天然气其甲烷含量大于90%，重烃含量小于4%，比重小于0.6。油田水性质变化特征：总矿化度一般为60009000毫克/升，最低为3193毫克/升，最高为10256.5毫克/升。长垣北部为60008000毫克/升，南部为70009000毫克/升。喇嘛甸、萨尔图油田两翼低

25、，轴部高；杏树岗油田高值在西部；长垣南部西北低、东南高。氯离子含量一般为20003000毫克/升，长垣北部为20002500毫克/升，南部为25003000毫克/升。重碳酸根离子一般为20003000毫克/升，异常高值区几乎和油田的分布完全一致，大于2000毫克/升的等值线与大庆长垣及其两侧油藏的范围大致吻合，油田轴部大于3000毫克/升，边部有减少的趋势。硫酸根含量较低，一般小于50毫克/升，轴部含量高，翼部低。油、气、水分布规律及油藏类型：油、气、水分布规律：油、气、水的分布取决于构造、岩性和断层组合形式等地质因素长垣南北各局部构造发育的早晚、生油岩性质的好坏、距离油源的远近。储集层的发育

26、程度以及断层的控制作用等不尽相同，故油、气、水的分布特征南北各异。气层的垂向分布有明显的分段性，从上到下可分四段各段的气体性质变化不大。 气层分布状况气顶油气界面明显，喇嘛甸油田一般在海拔770米左右，向构造顶部稍有抬高，上下波动范围10米左右。油气混合带较不明显，拉163井仅1米左右。气层平面分布受局部构造控制，气层底界和层位由北向南逐渐抬高。油、水：由于重力分异作用，油、水界面分异明显。但因原油性质的变化和岩性因素的影响，油、水分布在垂向上有分段性。以萨尔图油田为例，可分为纯油段（井深1100米以上）稠油段（井深1100米1190米），油水过渡带（11901210米），含残余油含水段（12

27、101250米），纯水段（1250米以下）。平面上，北部的喇嘛甸、萨尔图、杏树岗油田，油、水分布受二级构造控制，油田连片分布，中间无边水、萨、葡、高油层属同一水动力系统的背斜构造油藏，油、水过渡带的宽窄变化受构造两翼倾角的控制：西翼陡，过渡带窄；东翼缓，过渡带宽。长垣南部油、水分布复杂，含油区不连片。除受局部构造控制外，由于断层封闭和岩性影响，使油水分布复杂化。油藏类型：通过对油、气、水分布规律的研究，认识到大庆长垣油、气藏类型主要受构造、岩性和断层控制。虽然长垣上七个构造均为背斜构造，但是由于储集层的发育程度和断层对油、气的封隔作用，长垣南北有着明显的差别。 长垣北部储集层发育、砂岩厚度大，

28、一般说来断层对油、气、水不起分隔作用；而长垣南部储集层不发育，砂岩厚度小且呈透镜状分布，加之断层较北部发育，当断距大于砂岩厚度时就形成遮挡。因此油、气藏类型也不同。1、块状背斜油气藏：长垣北部，萨尔图油层厚70-120米，砂层厚1025米，葡萄花油层厚4060米，砂层厚28.8米（拉83井）；高台子油层厚300400米。砂层厚100180米（萨尔图地区）喇嘛甸，萨尔图和杏树岗油田连成一片，在大幅度的圈闭中发育厚层储集砂岩，渗透性好（一般为200900毫达西），孔隙度高（2228%），储量大、产量高，有统一的压力系统和油、水界面。油藏内、油、气、水分异明显、层状背斜油气藏：背斜圈闭中，储集岩被非

29、渗透岩层隔成薄层状。如高台子油田，油藏主要受背斜构造的控制，油层顶、底被不渗透的泥岩所分隔，各油层没有统一的油水界面，但自下而上油水界面有规律地逐层抬高，西翼油水界面由海拔-1020-997米，东翼由-1032-1018米，使油藏的含油范围上大下小，呈扇形。断块背斜油藏：在局部构造控制的范围内，由于断层的分隔作用，使油、水界面复杂化，形成断块背斜油藏。如葡萄花油田，储集层属三角洲前缘沉积，砂岩不发育，断距1030米的断层就能起切割封闭油层的作用。因此，油、水分布比较复杂，油水界面随断块不同而高低不一，高断块油水界面高，低断块油水界面低，变化范围在-78-1025米之间。从剖面上看，西翼断块界面

30、较高，为-800-900米；东翼断块界面较低，为-8501000米。同一断块，油水分异完全，有统一的油水界面，形成以断块为单元的相对独立的油水系统。岩性构造油藏：平屯构造储集砂岩不发育，大多呈透镜状，砂岩之间连通性差，故油田内油水分异不完全，没有统一的油水界面。但同一口井中，油水分异还是清楚的。4、论述油气田的各类非均质，并提出有针对性的解决方案。 提示：参见教材第七章，阐述流场非均质和流体非均质的特点，结合实际提出各种开发对策。5、详述油田注水的意义及如何确定注水时间、注水方式和部署井网。 提示：参见教材第八章，阐述油田注水涉及到的各方面内容。1油田注水的意义油田投入开发后，如果没有相应的驱

31、油能量补充，油层压力将随着开发时间，逐渐下降，引起产量下降，使油田的最终采收率下降。通过油田注水，可以使油田能量得到补充，保持油层压力，达到油田产油稳定，提高油田最终采收率的目的(一)注水井投注及安2油田注水方式简介根据油田面积大小，油层连通情况，油层渗透性及原油粘度等情况，可选择不同的注水方式。(1)边外注水在含油层外缘以外打注水，在含水区注水。注水井的分布平 行于含油层外缘，采油井在含油层内缘的内侧，并平行于含油内缘。边外注水对于面积不太大、油层连通情况好、油层渗透性好、原油粘度不大的油藏比较合适。(2)边内注水鉴于边外注水不适合大油田，提出边内注水方式，即在含油范围 内，按一定方式布置注

32、水井，进行油田开发。边内注又分以下形式：行列式内部切割注水：即用注水井排将油藏人为地分割成若干区，每个区是一个独立的单元，在两排注水井之间布置成排的油井。环状注水或中央注水：注水井呈环状布置在油藏的腰部，所以 又称腰部注水，适用于面积不太大，油藏外围渗透性变差，不宜边外注水的油藏。如边外渗透性好，也可以同时配合以边外注水面积注水：注水井和生产井按一定几何形状均匀分布方法为面 积注水。它是一种强化注水的方法。按注水井与生产井的井数比例和相互配布位置的不同，可构成不 同的注水系统，如三点法、四点法、五点法、九点法等等，这种方法注水可使一口生产井受多口注水井的影响，采油速度比较高。注水井从完钻到正常注水，一般要经过以下几个步骤。1排液：排液的目的是为了清除井地周围和油层内的“赃物”； 在井地附近造成适当低压带，另外靠弹性驱动可采用一定的油量。排液时应做到以下几条：(1)排液的程度以不破坏油层结构为原则，含砂量应控制在02 以内。(2)排液前，必须测井压及井温以便为试注提供依据。(3)油水边界外的注水井排液时，要求定时取水样和计算产水指 数。(4)应以排净井