秦婷婷，傅 强，李林祥，官敬涛，杨 冰，卞雅倩

（1. 同济大学海洋与地球科学学院，上海 200092；2. 中国石化胜利油田分公司孤东采油厂，山东东营 257000）

孤东油田自1985年投入开发以来，先后历经开发准备、产能建设、注水见效、井网调整高产稳产、控水稳油综合调整及推广化学驱提高采收率六个阶段，目前已进入油田开发后期，面临着含水高、采出程度高、剩余采油速度高、储采比低等严峻开发形势，需要针对不同区块、不同储层类型采取不同的开发调整措施实现油田稳产增效开发技术。孤东油田七区西区块馆陶组Ng52+3砂体储层目前具有井口产液含水量高、压力高，井下注水流线固定等开发特点，以本区块为示范区，进行井下流场调整试验，以达到进一步挖掘剩余油、提高采收率的目的。

1 油藏地质状况及开发现状

孤东油田七区西区块位于孤东构造的东侧，是孤东油田的第一大区块（图1）。Ng52+3砂层为典型的曲流河正韵律沉积砂体，平均孔隙度为34%，平均空气渗透率为1 767×10-3μm2，含油面积为9.2 km2，有效厚度为7.2 m，地质储量为1 315×104t。地面脱气原油密度为0.945 g/cm3，地面原油黏度为420.0 mPa·s，地下原油黏度为38.4 mPa·s。该砂层自1986年开始投入开发，1990年进行井网调整时由300 m×300 m的反九点注采井网加密为300 m×150 m的正对行列式注采井网，此后没有进行过大的层系井网调整。井网和地下流线的固定，导致砂体底部存在高耗水带，注水低效循环。目前，孤东油田七区西Ng52+3砂层已进入特高含水阶段，截至2013年6月，Ng52+3砂层油井总井数68口，开井47口，平均单井日产液83.8 t，平均单井日产油1.5 t，累产油557.0×104t，采出程度为43.9%，综合含水98.2%，采油速度为0.21%；……