23、含油面积的确定：
① 利用岩心、测井及试油资料确定油水界面
A）算出某一油水系统中各井最低油层底界和最高水层顶界海拔高度。 B）投点--在图上依次点出各井油底、水顶位置。
C）在油底、水顶之间划油水界面。当资料较少，油底和水顶相距较远时，油水界面应偏向油底，以防面积增大。
② 利用毛管压力资料确定油水界面； ③ 利用压力资料确定油水界面。
24、含油面积：一般指油藏产油段在平面上的投影。指具有工业性油流地区的面积。 纯含油区：内含油边界控制部分 过渡带： 平均有效厚度≈该油层1/2
25、油层有效厚度：指现有经济技术条件下，油层中能够提供工业油流的厚度(储层中具有工业产油能力的厚度)。即对全井达到工业油井标准有贡献的储层厚度。
26、净现值法：该方法利用净现金效益量的总现值与净现金投资量算出净现值，然后根据净现值的大小来评价投资方案。净现值为正值，投资方案是可以接受的；净现值是负值，投资方案就是不可接受的。净现值越大，投资方案越好。净现值法是一种比较科学也比较简便的投资方案评价方法。
净现值（Net Present Value） 是一项投资所产生的未来现金流的折现值与项目投资成本之间的差值。
27、划分开发层系综合考虑的因素：（1）矿场地质因素：主要包括：油田剖面的分层性，产层的划分，产层的岩性特征，产层储集性质和渗流特征，流体性质，生产层间隔层的性质、分布、厚度，原始地层压力分布，地层含油井段总厚度、含油厚度、有效厚度，油水界面特征，储量在剖面上的分布特征，驱动类型和水文地质特征等。（2）生产动态因素。用水动力学计算方法，计算下述指标作为考虑因素：每一油层的年采油量，每一油层的采油动态，组合成开发层系后几个生产层的产能和开采动态，组合后开发层系的含水变化，开发各阶段持续的时间，每一油层或组合为层系的合理采油量等指标。（3）技术工艺因素。主要包括：生产方法和技术可能性（如需用自喷生产的地层和需深井泵生产的地层不能组合成一套层系），根据油井产量对油管和套管的选择问题，同井分采的可能性，分层测试的可能性，为每一生产层系部置生产井网的问题，各生产层系在开发过程中的监控和调整问题等。
（4）经济因素。计算每一生产层系划分方案的经济指标，如油、水井的钻井基本费用、矿
场建设投资、原油开采成本、生产利润、投资效益问题。选择使油田获得产量最高而原油成本最低、单位基本费用最少的开发层系划分方案。
28、注水方式选择：边缘注水：适用于油田面积不大，构造完整、油层稳定、物性好、边水比较活跃的中小油田。
切割注水：适用于油田面积大，储量丰富、油层性质稳定的油田。利用注水井人为地将油田切割成若干块，每块可看成独立的开发单元。
面积注水：适用于油田面积大但渗透性差、油层分布不稳定的，形状不规则，要求的开发速度较高时，在开发后期采用。
7 注水开发油藏动态监测
1、开发层系及意义：由一些性质相近的油层组合为具备一定储量和生产能力、上下又被不渗透层分隔，而适宜于一套井网开发的一套油层。
（1） 减缓油层的层间矛盾，有利于充分发挥各类油层的作用。 （2） 为部署井网和规划生产设施等提供基础依据。 （3） 生产工艺和高速开发的需要
2、开发层系划分的依据：（1）矿产地质因素：剖面分层性，产层划分，岩性特征，储层物性和渗流特性，流体性质，间隔层的性质、分布、厚度，原始地层压力，含油井段总长度，含油层厚度，有效厚度，油水界面特征，储量在剖面上的分布，驱动类型、水文地质特征。 （2） 生产动态因素：各油层年采油量、采油动态，各生产层的产能和开采动态，含水变化，开发各阶段持续时间，各油层或层系合理采油量（用水动力学方法计算的）。
（3）技术工艺因素：生产方法和技术可能性（自喷与深井泵不能组合），油管和套管的选择，同井分层开采可能性，各生产井井网完善问题，动态监测与调整问题。
（4）经济因素：油、水井钻井费用，矿场建设投资，开采成本，生产利润，投资效益。 3、测压方法： （1）直接测量法
选用合适的压力计下入井底，直接测取关井后的恢复压力值。这种方法较为准确。但需关井，影响产量。现场常常将所测取的未达稳定状态的恢复压力数据再经过处理后求取地层压力。
直接测量地层压力的仪器包括地面直读式电子压力计测试系统；环空测压法；重复式地层测试器
（2）间接测量法
利用压力恢复数据求油井平均地层压力 用井筒液面计算地层压力 （3）油井生产资料计算法
利用油井生产数据，如两种工作制度下油井的稳定产量和流压或油井生产指示曲线等在适当的条件下也可计算油层压力。
4、油层渗透率：油层渗透率是影响油层吸水能力的基本因素。油层吸水时存在一个最低渗透率限值，超过这个下限值油层才能吸水。
5、注水时间和油层含水饱和度对吸水的影响：由多个吸水层组成的注水层段内，随着注水时间的增长，主要吸水层的吸水能力越来越高，而吸水差的层吸水性能越来越差，造成吸水剖面愈来愈不均匀。 原因：
1. 高吸水层随着注水时间的增长，含水饱和度越来越大，水相渗透率也愈来愈大，吸水能力不断增强；
2. 低吸水层，多为低渗层，孔道半径小，易造成注入水固相颗粒的堵塞和高含量粘土矿物遇水膨胀的堵塞，吸水能力就会越来越小了。
6、环空测试法：在抽油井正常生产情况下，从油套管环形空间起下专用的小直径测试仪器，在套管中测试。这是目前公认的最好测试方法之一，测试前后不用作业，测试过程中不破坏油井的正常工作制度，测试周期短，所测分层含水和日产液结果较为可靠。
7、气举测试法：这种方法是将抽油泵起出，下入气举管柱，气举降低流压，然后用自喷测试仪器进行测试。存在的主要问题是工艺较复杂，从抽油变为气举后，使测试结果不能代表油井正常抽油生产时的分层出油见水情况。
8、油水运动状况监测内容和方法：（1）检查井取心（密闭取心）分析研究油层水淹状况；（2）示踪剂测试与水淹层测井法研究油水运动规律；（3）油水井动态监测法分析油水运动规律；（4）油藏数值模拟研究目前和预测未来某时刻的油水层水淹状况；（5）开发地震监测注水前缘检查。
8 注水开发油田地质研究
1、开发阶段划分：按过程：油藏评价阶段、开发方案设计阶段、开发方案实施阶段、开发管理调整阶段
按产量变化：投产阶段 高产稳产阶段 产量递减阶段 低产阶段
按含水：无水开发阶段,低含水开发阶段<25%,中含水开发阶段25%-75%,高含水开发阶段75%-90%,特高含水开发阶段>90%。
2、影响注水油田开发效果的地质因素：
（1）油层埋藏深度和构造形态：油层太浅，难以承受很高的注水压力，注水压力可能压破地层或压开延伸到地面的裂缝面；油层太深，注水压力太大，注水成本太高。 （2）岩性和物性：
砂岩油层：主要考虑孔隙度、渗透率、连续性和矿物成分。石灰岩：主要因素是裂缝（包括溶洞）。透率变化的范围小，则注水效果好。
（3）储层非均质性：层间注采差异：多层合注时渗透率高的层吸水能力强，启动压力低。平面上的注采差异：井间干扰—压力干扰；油井产量呈带状分布；注入水的突进方向不同,水淹程度不同。
（4）断层和裂缝：若断层是封闭的或放射状的，则适合注水和控制，可按断块进行注采、设计。若断层是敞开的，这种断层会破坏注水效果，特别是出现连续敞开雁列式断层对注水效果的影响更为严重，甚至完全破坏注水效果。
（5）敏感性：粘土遇到淡水通常会膨胀；设备腐蚀；油层堵塞。
（6）原油粘度及油水粘度比：油水粘度比越大，水驱厚度系数越小，无水采收率越低。原油粘度越大，含水上升越快。当油水粘度比太大时，开发效果不好。
3、注水开发的地质布井法：(1)注水井应尽量布在油层多而又连通性好的地方，同时要尽量使注水井影响的生产井数最多。当油田的中、高渗透率层吸水量较高时，将注水井选在层间渗透率比较均匀和中、低渗透油层上，有利于水线均匀推进。 (2)要注意相带分布，因河流相沉积的油层总是首先沿河道中心推进。 4、布井法步骤：第一步，把油砂体作为布井的独立单位，分别进行布井； 第二步，把单油层的布井图叠合起来，得出最大限度的理想布井图 ；
