随着萨中油田中区西部开发程度不断深化和井网的变化,其地下压力场和流体场发生深刻变化,油田开发规律和主要技术参数与以往相比有了明显变化,油气关系也随之发生变化,多区块生产气油比都呈上升趋势且各厂之间生产气油比变化特征差异较大,高产气量导致油、气、水三相干扰加剧,脱气后原油流动性变差,影响油田整体开发效果。因此如何建立有效合理的压力系统指导目标区块的配产配注,控制合理油气关系,确定压力系统与生产气油比之间的关系,根据目前情况高效合理开发油田,是注水补能油藏至关重要的工作。本文从整个压力系统的角度出发,运用数值模拟方法对合理地层压力进行了研究,设计不同地层压力方案结果表明,当地层压力在饱和压力附近时,采收率达到最大,利用油藏工程方法对数值模拟结果进行验证,计算得到经济极限含水情况下不同地层压力情况下的采收率,结论一致。水井注入压力和油井流压直接影响着地层压力,针对中区西部不同油层井网(萨葡二类油层125m井距、萨葡二类油层220m井距、萨葡三类油层106m井距、高台子反九点300m井距和高台子五点法106m井距)的合理注入压力和流压进行了研究,设计注入压力和油井流压的正交设计方案,算出不同油层井网情况下的合理注入压力界限及其对应的合理流压界限。基于合理压力系统研究了现阶段应采用的合理注采比范围为0.99-1.03,合理注入强度为6m3/d·m-8m3/d·m,并研究模拟了在地层压力较低时,高效恢复至合理地层压力范围应采用的注采比。对合理压力系统整体分析可知,当地层压力过低时,生产压差减小、产液量低,原油大范围脱气,原油粘度增加,油藏由油水两相流动变为了油气水三相流动,开发效果变差。为确定压力系统与生产气油比之间的关系以高效合理开发油田,运用数值模拟方法对生产气油比的影响因素进行研究,建立了生产气油比多元回归模型,回归出生产气油比与压力下降速度、压力下降水平及采气程度的关系,对生产气油比整体规律进行了描述,通过矿场区块的实际数据验证,计算得到的生产气油比与实际生产气油比的变化趋势基本一致,平均误差为8%。