边底水稠油藏剩余油挖潜技术研究

研究区块经过多年开发，地层亏空大，受边底水侵入和高轮次吞吐等因素影响，开发效果变差。

复杂河流相稠油油田局部隔夹层较发育, 为高渗稠油油藏。

优化水平井参数, 为辅助蒸汽吞吐, 采用高效油溶性复合降黏剂, 充分利用其协同降黏作用、混合传质及增能助排性能, 大幅度降低注汽压力、扩大吞吐波及范围。

一、不同区域剩余油分布规律分析1.典型井组选取根据研究单元不同区域的储层厚度、原油物性、构造位置、周期生产效果、水淹类型等的差异，平面上划分了4个区域：（1）受边底水影响西北部受到馆陶弱边水影响，部分井高含水；平均单井日液33.5t，单井日油1.9t，综合含水94.3%，平均动液面209m。

（2）受潜水底水和南部区域注入水影响的中部井区受到南部区域边水、潜山底水侵入，高含水问题突出；该井区井况问题突出，储量失控严重。

管外窜问题严重，制约老井利用（3）高泥质较高东部井区层薄物性差，产能低；油井主要表现为注汽压力高的特征，一般注汽压力达18.0MPa～19.5MPa。

单井平均周期生产效益较差。

（4）水平井区一是井筒附近采出程度高，周期递减大，二是非均质性强，井间热连通，汽窜严重。

综上，从4个典型区域选取了5个开发井组，共涉及井数62口，面积4.2km2，在历史拟合基础上，分析剩余油分布规律及影响因素。

2.地质模型建立三维地质模型采用Petrel软件，模拟层位为研究区块馆陶组3个砂组、5个小层。

3.数值模型建立利用CMG数值模拟软件，分别建立四个区域数值模型，并进行了历史拟合。

拟合过程中，依据岩心分析资料，首先对孔隙度、空气渗透率、含油饱和度进行了校正，并对相对渗透率在合理范围内进行了修正，对模型区含水进行了精细拟合使拟合含水上升趋势与实际一致，并对重点井进行了精细拟合，单井拟合符合程度达到85%。

4.地下三场规律分析（1）压力场分析研究区块原始地层压力9.5MPa，目前地层平均压力7.0MPa；其中A区块及东部区域整体地层压力偏低，西北及中部区域受边底水影响压力相对较高。

稠油区块边水淹特征及剩余油挖潜技术对策王晓华;陈敏;包敏;武玉龙【摘要】井楼油田一区汽窜现象日益严重，油层纵向动用程度差异大，水淹区储量开发效果差。

挖潜技术对策包括：对油井实施短周期注汽方式，控制采注比，抑制边水推进速度；结合硼中子测井资料，对边水淹区油井进行整理、分析，封堵强水淹层，对中、弱水淹层进行二次开采；为防止汽窜加剧，提高蒸汽波及体积，改善油井吞吐效果，对汽窜现象严重的井采取复合调剖措施（颗粒调剖和氮气泡沫调剖两种方式同时进行）。

建议部署水平井，挖掘难以细分的厚油层中未淹、弱淹段剩余油。

【期刊名称】《油气田地面工程》【年(卷),期】2013(000)012【总页数】2页(P18-19)【关键词】井楼油田;边水淹;剩余油;配套挖潜技术;对策【作者】王晓华;陈敏;包敏;武玉龙【作者单位】河南油田采油二厂;河南油田采油二厂;河南油田采油二厂;河南油田采油二厂【正文语种】中文井楼油田一区构造为一北西—南东走向、西南翼被断层切割的长轴鞍型复式背斜。

地层层序由上到下分别是第四系平原组、新近系凤凰镇组、古近系核桃园组与大仓房组[1]。

存在的主要问题有三个：一是汽窜现象日益严重。

该区汽窜通道多达137条，特别是Ⅲ5—6、Ⅲ8—9层经过10年的蒸汽吞吐，已经达到8个吞吐周期，出现从单向窜、层内窜向多井窜、双向窜、层间窜发展现象。

二是油层纵向动用程度差异大。

由于储层物性差异大，经过多轮次吞吐后，受同一油层层内非均质的影响，不同韵律段水淹程度不同，纵向动用程度差异大。

高孔、高渗层蒸汽吞吐动用程度高，低渗透层动用程度低。

三是水淹区储量开发效果差[2]。

随着蒸汽吞吐开采进入后期，油藏压力大幅度下降，边水浸入现象日益加剧。

井楼油田一区主力层Ⅲ5—6、Ⅲ8—9及非主力层Ⅳ11、Ⅳ1—3、Ⅴ7等层边水都已侵入，水淹储量已达到324×104t，水淹储量采出程度仅15.7%。

（1）边水淹井油层纵向上水淹不均匀。

剩余油配套挖潜技术在油藏开发后期的应用与研究锦91块是典型的边底水稠油油藏。

目前采出程度高、地层压力低、边底水与断层水水侵严重及油井井况复杂，造成开发后期剩余油挖潜难度加大、区块产量递减加速，开发效果日益变差。

为了提高剩余油挖潜力度，减缓产量递减速度，提高油田开发效果，亟需对断块进行精细研究，通过利用新井、侧钻井的电测解释结果、环空产液剖面测试、高温四参数吸汽剖面等监测资料，结合动态分析，开展水侵规律及剩余油分布规律的研究，从而有效地实施剩余油配套挖潜技术，达到提高了储层动用程度、减缓了断块递减速度、改善开发效果的目的。

标签：水侵规律；配套挖潜技术；大位移侧钻技術1 地质概况锦91块地处凌海市大有地区，其构造上处于辽河断陷西部凹陷西斜坡欢喜岭油田单斜构造的第二断阶带上，是锦45断块的四级断块。

开发目的层为沙一、二段的于楼油层和兴隆台油层，构造面积5.02 Km2，含油面积4.05 Km2，原油地质储量2287×104 t，属边底水稠油油藏。

2 开发历程及开发现状锦91块自1984年10月蒸汽吞吐开发以来，其历程可分为三个阶段：（1）1984.10—1986.6为蒸汽吞吐试验阶段；（2）1986.7—1991.8为全面蒸汽吞吐开发阶段；（3）1991.9—目前为加密、完善井网综合调整阶段。

3 水侵规律及剩余油潜力情况的认识受沉积及构造控制，锦91块水侵主要是以指形、线形优先侵入采出程度相对较高、压降梯度较大的高渗油层，指进方向基本与沉积主流方向一致。

锦91块水侵有南北两个方向，南部是边水，北部是断层通道水，两者共同作用，形成东部水侵重、西部水侵轻，南部水侵重、北部水侵轻的总体格局。

经老井与新井和侧钻井电测解释水淹情况相比较及水侵量计算后，平面上是老井相对水侵较重，回采水率平均高达300%左右，而新井及新侧钻井高压区范围较小，油层动用较少，水侵相对较轻，回采水率在50-100%之间，但压力下降较快，采1-2个周期后很容易见水，从而形成早期水侵成条带状、晚期水侵连成片。

探讨特高含水期水驱剩余油挖潜技术摘要：截止2007年年底，喇嘛甸地区的油田开始到达特高含水期。

自此之后，油井数目不断减少，油井产量也逐年降低。

其中，产量在两吨以下的低效能油井将近四百口，这种情况极大限制了油田后期的开发利用。

油田的产油目标难以实现，预期的经济效益自然难以获得。

本文从油层状况和储层内部分布研究等方面分析，了解油层剩余油的动用状况，采取措施，利用压裂、补孔等技术措施挖掘剩余油，提高低产油井的生产能力。

关键词：剩余油含水期情况措施喇嘛甸地区诸油井自从到达特高含水期之后，各种油层的性质随其空间位置变化极大。

分析其主要变动原因是三大矛盾，由于无效循环，致使剩余油位置不集中，注采不平衡油井的剩余油和厚油层种类较少的韵律上部储量较多。

储油层结构理论和油层详细情况将作为研究的依据，获知油层剩余油的空间特性，利用压裂、补孔等手段挖掘低产井油层剩余油，深化储层利用，建立起喇嘛甸油田特有的低产井开发利用方案。

通过各种配套手段实现油井增产。

一、油层动用详情和未来发展方向1.厚油层剩余油原因以非均质为主喇嘛甸地区的萨2组油层是二类油层，主要形成因素是河流沉积，由于砂质沉淀，导致厚度较高，实施注水措施以后，油层的动用情况十分可观，水淹部分较多。

自二〇〇四年以后，两口新钻井和取心井水淹情况统计显示：萨葡油层业已实现全部水淹（洗）。

水淹部分以高中档为主，厚度比例均达到百分之八十五以上，最高可达百分之九十五；从水洗情况来看，高中档水洗占主要部分，厚度比例位于百分之七十五到百分之九十七之间，水洗油层在驱油率方面的平均值已达到百分之四十六。

厚油层内部砂体分布情况较为特殊，纵向互相交叉叠压，主要有正韵律和复合韵律砂体两种。

油层内空间分布情况较复杂，厚油层内部动用率均较低。

主要体现在单一韵律段，下部开采较为可观，上部开采情况不是很好。

所以，从上面情况看来，单一韵律段中，上部分剩余储油仍然丰富，可以当作深层挖潜的主要对象；单一韵律段下部，由于剩余油量相对较少，可以当作控制注采无效循环的主要对象。

第10卷 第36期 2010年12月1671 1815(2010)36 9058 06科 学 技 术 与 工 程Sc ience T echno l ogy and Eng i nee ri ngV o l10 N o 36 D ec 2010 2010 Sci T ech Engng稠油底水油藏剩余油分布研究及水平井开发调整万小迅1,2陆正元1李廷礼2葛丽珍2廖新武2杨 杰3(油气藏地质及开发工程国家重点实验室1(成都理工大学),成都610041;中海石油(中国)有限公司天津分公司2,天津300452;天津大学管理与经济学部工程管理系,天津300000)摘 要 秦皇岛32 6油田西区Nm 1砂体为稠油底水油藏,经过5年多的定向井开发目前已经进入高含水期开发阶段。

首先通过生产动态和生产测井分析油层水淹规律,然后进行精细油藏描述,建立油藏数值模拟模型,研究剩余油分布规律。

在搞清油层中剩余油分布规律的基础上,进行了先导试验水平井,先导试验井产量高、无水采油期长,证明以上剩余油分布研究是正确的。

最后提出水平井整体加密挖掘Nm 1砂体稠油底水油藏井间剩余油的开发调整策略。

实际生产证明,Nm 1砂体水平井开发调整是成功的,为同类油藏的开发调整提供了生产经验。

关键词 32 6油田 稠油 底水 水淹 剩余油 水平井中图法分类号 TE155; 文献标志码A2010年10月8日收到第一作者简介:万小迅,(1977 ),大庆石油学院油气田开发专业,海洋石油(中国)有限公司天津分公司工程师,成都理工大学在职博士研究生。

研究方向:油田总体开发方案研究及编制工作。

E m ai:l w anxx @cnooc .co 。

1 地质特征及开发简况油田1.1 地质油藏特征秦皇岛32 6油田西区Nm 1砂体为河流相沉积砂岩底水油藏,储层分布稳定,油柱高度为20m,地质储量为1996!104m 3,孔隙度为32%,渗透率为3500!10-3m 2。

212022年2月下 第04期 总第376期TECHNOLOGY ENERGY |能源科技河南油田采油二厂强边水断块稠油油藏集中在新庄油田，主要包括泌浅57区、泌浅67区等区块，断裂发育，构造破碎， 断层相互交错，形成众多小断块，属高孔高渗普通稠油断块油藏,地质储量649万吨。

泌浅57区、泌浅67区均为层状边水稠油油藏，油藏品味相对较差，具有“含油层位多、含油面积小、含油宽度窄、边水活跃”特点，水淹储量520.6万吨，占总储量的63.5%，采出程度仅5.8%。

目前开发现状表现为“三低一大”：采出程度低、日产水平低、采油速度低、递减大。

为改善生产效果，开展区域立体抑水治理，初期产状改善显著，但多轮次后效果变差，主要存在以下三个问题：水侵路径认识不精细受油藏动静态因素影响，边水沿高渗带由构造低部位向中高部位水侵，区域治理潜力单元水侵路径认识难度大，精细刻画与精准治理需求有差距。

工艺技术适应性下降一是油藏物性以及温度场和压力场发生变化。

随着吞吐轮次增加，油藏储层孔渗性提高，依据原始物性设计工艺方案适应性下降；二是技术应用条件需要进一步优化。

随着水淹程度的加剧，影响因素和工艺参数需要进一步细化优化，提高技术针对性。

区域治理方法需要进一步完善受动态井网不完善因素限制，综合治理按照构造部位划分“高、中、低”治理区域，治理整体效果改善明显，个别轮次效果差异较大，需要进一步细分治理区域，提高治理技术的指导性，完善分层分区高效治理。

1.分类治理方案研究1.1构造部位水淹型采用分区立体控水技术，将该层针对优化出水淹区域划分为低部位、中部位、高部位三个区域。

低部位为强水淹区域，治理思路为水淹严重的油井进行排边水，有潜力的油井堵边水；中部位为汽窜严重及边水影响区，治理思路为面积注汽治汽窜，组合治理堵边水；高部位为低速采油区，治理思路为氮辅增产增效。

1.2区域差异水淹型通过渗透率分布图和边水突进平面图叠合对比，泌浅57区Ⅲ1层渗透率分布较为均匀，边水沿1号断层及2号断层分别突进，1号断层附近呈强水淹，2号断层附近弱水淹，区域差异水淹型实施分区堵调。

稠油油藏剩余油分布及挖潜措施数值模拟研究【摘要】目前，我国油田平均含水己达80%以上，但仅采出可采储量的2/3左右，因此高含水期开发将是我国重要的油田开发阶段。

首先对剩余油分布的影响因素和分布规律进行调研，其次以某稠油区块高含水期天然水驱油藏为主要研究对象，建立了机理模型。

该油田为正韵律，设计井网为反九点法井网，其中提液方式取两个水平，其余因素各取三个水平。

通过油藏数值模拟技术研究了高含水期剩余油分布规律，最后，结合油藏剩余油分布特征，提出了油田特高含水期挖潜措施。

【关键词】稠油油藏剩余油分布数值模拟正韵律1 平面剩余油分布规律研究1.1 机理模型的建立针对海上稠油砂岩油藏特性及开发特点，建立机理模型。

原油粘度为50mPa.s，小层厚度为2m，井距为300m，采液速度为3%，开采时间为25年。

对于平面剩余油分布主要考虑平面非均质性对剩余油分布的影响，平面渗透率平均值取为3000mD，设计级差取三个水平，分别为4、9、19，平面渗透率分布见表1。

对于平面渗透率的分布状态主要考虑两种形式，一种为斜向分布，另外一种为垂向分布。

1.2 平面剩余油分布规律（1）渗透率斜向分布：级差由低到高原油采出程度分别为24.68%、23.15%、22.56%和最终含水率分别为87.78%、88.58%、89.06%，随非均质性级差的增大，水区开发效果变差，剩余油越富集。

模型左上部渗透率低，剩余油饱和度高，右下部渗透率高，剩余油饱和度低，所以储层的左上部为剩余油富集区。

随着级差的增大，剩余油富集区逐渐向渗透率低的左上方偏移。

图1？各级差下的剩余油平面饱和度场图（2）渗透率垂向分布：剩余油平面饱和度分布如图1所示，随非均质性级差的增大，水区开发效果变差，剩余油越富集。

模型左侧渗透率低，右侧渗透率高，随着级差的增大，剩余油富集区逐渐向渗透率低的左侧偏移。

2 纵向剩余油分布规律研究2.1 机理模型的建立针对海上稠油砂岩油藏特性及开发特点，设计研究因素包括以下五个：油层厚度、纵向渗透率非均质性、原油粘度、采液速度、提液方式。

边底水油藏特高含水期剩余油挖潜方法研究———以唐家河馆陶组为例韩飞军（大港油田公司第一采油厂，天津　３００２８０） 摘　要：唐家河油田馆陶组已进入特高含水开发期，综合含水高达９７．６％，可采储量采出程度高达８５．１％，随着开发过程的不断深入，面临的开发问题更加复杂，剩余油分布日趋零散，挖潜难度增大。

因此针对特高含水期剩余油分布规律的研究，并采取有效措施已经成为特高含水期剩余油挖潜的关键。

关键词：边底水油藏；分布规律；剩余油挖潜 中图分类号：ＴＥ３２＋７ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００６—７９８１（２０１６）０８—０１５３—０２１　特高含水油藏提高采收率的必要性１．１　油藏基本特征唐家河油田位于北大港构造带东北部，其主力油层馆陶组属于辫状河相沉积。

储层孔隙度主要分布在２５～３０％范围内，渗透率主要分布在５００～２０００×１０３μｍ２，属于高孔高渗储层。

馆陶组为构造控制的次生油气藏，多为底水和边水油藏。

其地质储量５４７．９万ｔ，可采储量１８０．８万ｔ，储量纵向上主要分布在ＮｇⅠ油组，其次为ＮｇⅣ、ＮｇⅢ、ＮｇⅡ油组。

１．２　目前开发现状目前唐家河馆陶油组累计采油１５３．９万ｔ，采出程度为２８．１％，综合含水高达９７．６％，采液速度１５．２７％，采油速度０．３８％，剩余可采储量２６．９万ｔ，累计注水１３５万方，累计注采比为０．０５，主要依靠天然能量开发。

馆陶油组目前油层利用率仅为３１．０％，油层动用程度为５７．４％，分别处于三类和二类水平。

边底水推进含水上升速度较快，近几年自然递减均处于－２０％以上，已经进入特高含水开发期，为低速低效开发阶段，如何改善开发效果，提高油田采收率，是目前亟需解决的问题。

２　剩余油富集规律研究边底水油藏在对构造重新认识的基础上，通过静动态资料结合、油藏数值模拟技术、动态监测手段等方法综合分析研究剩余油，总结有以下几种规律。

２．１　厚油层顶部剩余油在油田开发后期沉积韵律控制着剩余油，尤其是层内非均质性差异大的厚油层［１］，馆陶油组储层主要以正韵律沉积为主，砂体内部在垂向上岩石颗粒自下而上由粗变细，顶部低渗透带控制高含水开发后期剩余油。

对于我国部分油田而言，由于地层中的能量严重不足，依靠天然的能量难以将地层中的原油开采出地面，因此，需要采取合理的措施提升地层中的能量，进而使得原油开发效率以及开发效果均可以提升。

注水开发是提升地层能量的重要措施，该措施在使用过程中的经济成本相对较低，且操作相对较为简单，这是该种开发方式得到大面积推广和应用的重要原因[1]。

我国注水开发油田的数量相对较多，在进行开发作业之前，需要充分了解地层中剩余油的分布特征，以此才能采取合理的挖潜措施。

本次研究主要是对注水开发油田剩余油的分布特征以及挖潜技术分别进行研究，为推动我国注水开发油田的进一步发展奠定基础。

1 注水开发油田剩余油分布及挖潜技术研究现状近年来，我国信息化技术的发展速度相对较快，原油开发领域也受到了信息化领域发展的重要影响，在油藏的精细化描述、开发方案的调整、油藏的数值模拟以及油藏的监测领域都已经取得了重要的发展，信息化技术的应用有利于提高原油的开发效果，如何在原油开发中进一步利用信息化技术是未来研究的重点。

在进行原油开发作业之前，首先需要充分了解剩余油的分布情况，尤其是在油田开发作业进入到中后期阶段以后，对剩余油的分布进行研究尤为重要，通过了解控制单元中剩余油的分布情况，才能采取特殊的开发方式，使得剩余油的开发水平得到一定的提升[2]。

但是在油田进入到开发后期阶段以后，剩余油主要存在于砂体的内部，因此，对剩余油的分布进行研究存在众多的难点，这也是阻碍我国油田企业进一步发展的重要因素。

通过对国内外剩余油分布的研究现状进行分析发现，对于砂体内部剩余油的分布特征研究处于起始阶段，并没有制定完善的原油开发方案，对于砂体内部原油的成因研究缺乏，难以对油藏进行系统的描述[3]。

注水开发油田剩余油分布及挖潜技术研究杨强大庆油田呼伦贝尔分公司贝中作业区 内蒙古 呼伦贝尔 021000摘要：针对注水开发油田剩余油的挖潜问题，首先对注水开发油田剩余油分布及挖潜技术研究现状进行分析，对剩余油的分布特征进行探讨，对剩余油的挖潜技术进行深入研究，为推动我国注水开发油田的进一步发展奠定基础。

强边水油藏双高阶段剩余油分布研究与挖潜
罗宪波;刘斌;康凯;张雷;赵秀娟
【期刊名称】《天然气与石油》
【年(卷),期】2022(40)4
【摘要】C油田开发37 a后,采出程度40%,综合含水率90%,稳产难度极大。

为针对性地制定挖潜措施保障油田高效开发,开展了基于C油田地质油藏特征的三维可视化物理模型实验和油藏数值模拟研究,二者相互验证。

对剩余油分布规律及影响因素分析研究的结果表明:边水主要沿储层底部推进,经过长时间驱替后,油藏类型由边水油藏逐渐转变为次生底水油藏,生产井井点处水锥严重,在井间及储层顶部剩余油富集;渗透率级差越大、地层倾角越小、原油黏度越高,水锥现象越明显。

根据研究成果,在C油田实施了定向井井间水平井加密调整工作,取得较好挖潜效果,研究成果对于类似油田双高阶段剩余油挖潜具有较好的指导作用。

【总页数】6页(P108-113)
【作者】罗宪波;刘斌;康凯;张雷;赵秀娟
【作者单位】中海石油(中国)有限公司天津分公司
【正文语种】中文
【中图分类】TE3
【相关文献】
1.牛16断块"双高期"油藏剩余油分布及挖潜对策研究
2."双高期"油藏剩余油分布规律及挖潜对策
3.气顶边水油藏剩余油分布模式及挖潜对策
4.强边水油藏剩余油分布规律及主控因素研究
5.强天然水驱油藏高含水期剩余油分布规律及挖潜研究
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雷11块底水油藏剩余油挖潜对策研究唐志春(中油辽河油田公司,辽宁盘锦　124125) 摘　要:雷11块莲花油层属于复杂断块底水稀油油藏,底水能量充足,随着地质储量采出程度提高,油井出现底水锥进现象,直至水淹,利用数值模拟法计算,有38.6万吨可采储量无法有效动用,仍有较大开发潜力。

近年来,通过老井措施改造、优化新井(直井)射孔井段以及底水锥间带部署实施水平井等手段对剩余油进行挖潜,取得较好效果,为区块稳产、上产奠定了坚实基础,也为同类油藏开发具有借鉴意义。

关键词:雷11块;块状底水油藏;剩余油挖潜;底水锥间带 中图分类号:T E32+7 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)12—0144—01 雷11块莲花油层处于辽河盆地西部凹陷西斜坡北端,开采主要目的层是下第三系沙河街组沙三段莲花油层Ⅴ～Ⅶ砂岩组,其中Ⅴ、Ⅵ砂岩组主要为层状纯油藏,Ⅶ砂岩组为块状底水油藏,底水能量充足,水油体积比为26:1,随着地质储量采出程度提高,油井逐渐出现底水锥进现象,对36口Ⅶ砂岩组油井生产情况进行统计,无水采油期为0-5个月,一旦底水锥进,油井含水将迅速上升,月上升速度5%-9%,直至完全水淹,利用物质平衡法计算,目前区块水侵量为132×104m 3,油水界面由-2140m 上升至-2130m ,底水锥进严重,利用数值模拟法计算,有38.6×104t 可采储量无法有效动用。

1　剩余油挖潜对策研究为充分挖掘Ⅶ砂岩组剩余油潜能,对区块地质特征、剩余油分布规律状况、目前油水界面位置、地层压力分布状况进行精细研究,在此基础上,通过老井措施改造、优化新井(直井)射孔井段以及底水锥间带部署实施水平井[1]等手段对剩余油进行挖潜,取得较好效果。

1.1　老井措施改造雷11块莲花油层Ⅶ砂岩组在全区发育稳定,为块状底水油藏,油层厚度30-50m,内部分布2套厚度0.5m-0.8m 物性夹层,将砂岩组细分为三套小层,其中Ⅶ3小层与底水相连。

105稠油老油田水淹区剩余油挖潜实施效果张文杰 中油辽河油田公司【摘　要】在边底水稠油藏开发后期，水侵成为影响蒸汽吞吐效果的主要因素，因此，剩余油规模化挖潜技术的应用是减缓区块产量递减的关键。

通过对水淹区水侵规律的研究及挖潜技术的优化，成功地实现了水淹区剩余油规模化挖潜，提高了油井产能和储层动用程度，奠定了稳产的基础。

【关键词】水侵规律；蒸汽吞吐；剩余油挖潜一、油藏概况L区块东部水淹区构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡欢喜岭油田单斜构造的第二断阶带上，开发目的层为沙一、二段的于楼油层和兴隆台油层，含油面积为2.8km 2，原油地质储量为1590×104t，属典型的边底水稠油油藏。

经过20余年的降压开采后，采出程度高，地层压力低，大部分区域水淹严重，综合含水高达85%，平面上水淹面积高达98%，纵向上水淹程度58%，是油田典型的水淹区（图1）。

图1　L区块东部于楼油层Ⅰ油组顶面构造图二、水侵规律认识为提高区块开发效果，利用新井电测解释结果及环空产液剖面测试、吸汽剖面测试等监测资料，结合单井动态分析，充分认识水侵规律：东部6排以内为重水淹区，各小层均有水淹现象；在7-13排范围内油井，Ⅰ砂体1小层水侵较轻，Ⅰ砂体第2小层中水淹，Ⅱ砂体顶部高渗透性油层强烈水侵，Ⅱ砂体中下部油层水侵较轻，高部位Ⅲ砂体部分水淹；而在13排以外，90%以上油井Ⅰ砂体水淹程度较轻，Ⅱ砂体中度水侵，Ⅲ砂体水侵严重。

三、剩余油规模化措施挖潜1.应用监测资料，对高含水低效井实施选井选层射孔结合监测资料，对水淹区水淹规律深入研究后，对潜力较大的高含水低效井，优选剩余油相对富集的层位及小层射孔，避射强水淹层，效果显著。

2018年在东部水淹区优选射孔9井次，有效8井次，初期日增油22.4t，年增油4249t，平均单井年增油472t。

如A-1井和其他2口井环空产液剖面资料对比，避射于I油层水淹较重的第2小层，补采水淹较轻的第1小层，2口井初期日增油高达12.7t/d，最高日增油14.7t，年增油1975t。