现在油藏的研究要求更高的定量化,要研究油藏在投入开发之后的变化规律,并且寻找控制这些变化的因素,运用这些规律来调整和完善油藏的开发方案,使之取得最好的开发效果。西泉1井区二叠系梧桐沟组主要是扇三角洲沉积,砂体分布连续性好,砂体形态可分为两种,顺物源的席状、条带状分布。梧桐沟组储层孔隙度一般为18-30%,最大为31.9%,平均孔隙度为24.03%；渗透率一般为0.7～954×10-3gm2,平均渗透率为12.76×10-3μm2,属于中孔低渗、特低渗储层。自2007年建产后,大致可以划分为两个阶段：建产阶段(2007年5月——2010年9月),注水开发阶段(2010年10月——目前)。截止2012年4月,西泉1井区油井开井26口,月产油量为3746t,月产水量为467m3,综合含水为11.4%,累计产油78713t,累计产水12039m3。注采井数比1：3,月注采比为0.81,累积注采比为0.83,地质储量采出程度为3.3%,年采液速度2.3%。分析认识油藏开发主要存在如下问题：(1)油田处于开发初期,对油藏认识不深；(2)对目前注水开发效果缺乏深入分析,如何配置注采关系才能提高最终采收率亟待研究；(3)西泉1井区目前尚处于油田的上产阶段,自然递减、含水上升率较低,如何延长油田稳产时间,提高单井无水采油期,需要在合理的开采技术政策方面加强研究。本次研究依据开发现状、开采特征、开发效果评价、措施效果分析等方面进行油藏工程综合评价；根据前期地质认识,利用当前先进的三维储层建模软件Petrel,采用相控建模的思路和随机模拟方法,建立三维储层参数地质模型；建立西泉1井区的数值模拟模型,然后进行历史拟合,对剩余油的分布规律进行分析；提出合理井网、注采比、注采压力系统、采液速度和其它措施调整建议,为油藏的高效开发提供依据。本论文主要取得了以下认识：1、区块油藏工程评价。本文从开发状况分析(储量动用状况、产吸剖面动用情况、生产状况)、开采特征分析、油藏水驱效果评价(含水上升规律、存水率、水驱指数)、采收率预测和措施效果分析五方面,对油藏进行综合评价。累积存水率为0.88,水驱指数快速上升,2012年4月水驱指数为1.2,说明水驱油效果变好。天然能量评价认为天然能量较低,结合经验公式计算,水驱采收率平均为23.4%,为后期的开发技术政策研究指明方向。2、储层地质建模研究。应用Petrel软件建立构造模型、岩相模型及属性模型,可视化地下储层。计算的储量为223.2万吨,与地质储量232.8万吨相对误差-4.1%。3、剩余油分布规律及影响因素分析。纵向上,梧桐沟组动用最好的是P3Wt11-1、P3Wt11-2、P3Wt11-3和P3Wt12-1,其累产油量大于原始储量所占比例,P3Wt11-1、P3Wt11-2、P3Wt11-3剩余储量高是较好的潜力层；平面上,注水时间较短,油层基本尚未动用,剩余油富集区主要分布在油砂体的边部、靠近断层附近、尖灭部位以及井网控制不住或不完善的区域。剩余油分布主要受断层、井网、砂体和沉积相控制。4、合理注采系统研究。根据油藏经验取值、系统试井资料和王俊魁公式理论,合理的流压应该为16MPa左右。取保险系数为0.85,允许的最大井底流压为28.18MPa,地层压力为20.7MPa,则最大注水压差为7.48MPa。利用物质平衡方程和水驱特征曲线,结合经验公式,推导出注采比与含水率的公式,并设计了注采比为0.8、0.9、1.0、1.1和1.2五套方案,建议合理注采比为1.1。设计一组不同采液速度方案(1.6%、1.9%、2.2%、2.5%和2.8%),建议以1.9%采液速度进行生产。5、开发调整研究。优选补孔、钻新井和注采比方案为下一步调整方案,预测10年,累积产油比基础方案增加8.16×104t,采出程度提高3.57%。