摘要：小洼油田东三、沙三段为典型降压吞吐开发油藏，目前平均吞吐13.3轮，油井低压低产，地层压力仅为1.8～2.5MPa，可采储量采出程度93.7%。在量化剩余油研究、刻画分布规律和开发效果再评价的基础上，按照分类评价-井位优选-方案优化”一体化流程，通过分层注汽、投球选注、水平井选点注汽、多介质辅助吞吐提高吞吐末期油汽比。

关键词：吞吐末期、多介质辅助、提高油汽比

1  油田概况

洼38块含油面积10平方公里，地质储量3224万吨，为深层特稠油油藏，油藏埋深1240～1430m，原油粘度3430～50800mPa·s，主要发育三套含油层系，其中东三、沙三段为典型降压吞吐开发油藏，覆盖地质储量2148万吨，开发方式为整体蒸汽吞吐、局部蒸汽驱。

目前吞吐区域油井366口，开井194口，日产液3057m³，日产油329吨，综合含水89.2%，采油速度0.52%，采出程度31.1%。

2  存在的问题

2.1 高轮次吞吐阶段，储量动用不均

洼38块主力吞吐区块的东三、沙三段均处于吞吐开发末期，可采储量采出程度93.7%，平均吞吐13.3轮，油井低压低产，地层压力仅为1.8～2.5MPa。从平面上看，吞吐加热半径有限，油井周边剩余油饱和度低，但蒸汽未能波及到井间地带，剩余油较多。从纵向上看，受油层厚度大，层内非均质性影响，纵向动用不均，差异大，油层中下部动用程度较低，剩余油多。

2.2 典型吞吐区块吞吐末期开井率低

统计基础井网井油井，平均单井吞吐11.9轮，其中10轮以上井226口，占比59.0%，油汽比由0.9降至0.3，部分井注汽达到20轮以上，油汽比低至0.1，受经济效益影响，目前区块由于低压低产关井占比36.6%。

受注汽轮次高影响，井况逐年变差，因套变及井下事故关井占比35.5%;修复工作量大，作业措施费用较高，复产难度大;长期注汽吞吐生产，固井质量受到不同程度的损坏，管外窜槽等安全隐患大。……