通过对各种参数以及产油、含水等关键性指标的调整，全区拟合符合率达到95%以上，单井符合率在70%以上。截至目前，模拟区实际地质储量1179×104t，模型计算为1193.26×104t，高出实际储量的1.2％；按照实际液量设计的要求，拟合末期实际采出程度达到30％左右，模型计算达到了29.13％，低于实际0.8个百分点；拟合末期实际综合含水率为94.9％，模型计算为94.8％，低于实际含水0.1个百分点。
　　3.3剩余油分布状况
　　通过对喇嘛甸油田模拟区的动态模拟结果进行分析，从平面上剩余油主要分布在注采不完善部位：一是断层两侧，由于井网不完善存在剩余油；二是河道砂末端及河间砂边部，由于相带突变造成几个方向或某一方向有注无采（有采无注）存在剩余油；三是两种相带相交过渡部位，由于沉积成分和层内结构复杂，使其成为两个相带各自动力单元的边缘地带，受注水波及程度差，存在剩余油；四是物性较差的薄差油层，由于受平面非均质和层间干扰等影响存在剩余油。
　　从纵向上剩余油分布看，北北块一区萨一组剩余油主要分布在以大型曲流河道沉积的SⅠ2层段。
　　
　　4 合理注入方式的选择
　　
　　4.1合理井网的选择
　　分别模拟300米井距下九点法井网、七点法井网、五点法井网、四点法井距等不同井网状况，选择合理的注入量，对比实际模型中的模拟结果，确定合理的井网。根据以上的研究结果，并且充分考虑到开采时间、采收效率，在实际当中应采用五点法或九点法井网进行注气开发。
　　4.2 合理井距的选择
　　分别对212m、150m、106m井距情况下，五点法井网和九点法井网的模拟结果，确定适合该研究区块的井距。综合分析，注气并不是井距越近越好，井距越近，采出井的气油比上升越快，关井越早，采出程度并不高，存在一个合理的井距，对于五点法来说，212m井距采收率最高。
　　4.3注气方案设计优选
　　在原有井网生产状况下，新井投入生产，作为基础方案，在模型中进行数值模拟研究，计算含水达到98%为止，萨一组最终采收率为37.69%。
　　分别设计300m九点法面积井网、212m五点法面积井网、150m五点法面积井网、106m五点法面积井网时，方案计算含水达到98%为止，预测其变化规律。
　　对比各种方案的预测结果，最终确定采用五点法212m井距，气水段塞交替注入，其它层关闭，注气强度为1960.78m3/d?m，气水段塞大小0.05PV，对萨一组进行有效开发，采出程度预测可达到51.43%。
　　
　　5 几点认识
　　
　　5.1 注气开发过程中，交替注入是控制天然气流度，防止气体过早突破的常用方法，交替注入的一个重要参数是段塞大小和气水比，通过建立理想的三维地质模型，利用数值模拟研究技术，设计多套模拟方案进行计算，分别对比不同井网、不同井距、不同注入强度下的开发效果，获得在进行水气交替驱时的合适段塞大小和气水比及其它合理参数。
　　5.2 综合分析数值模拟结果，萨Ⅰ组水驱后剩余油的分布，从纵向看在低中渗透层，从平面看在液流两翼部位，这是今后采取进一步提高采收率措施时的重点目的层。
　　
　　参考文献
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　　[3] 郭平，罗玉琼.注水开的油田进行注气开发的可行性研究[J].西南石油学院学报，2003,25：37～40.