摘要：受储层物性差、出砂严重及井下技术狀况差等因素影响，L区块开发中呈现“三低一高”特征，即开井率低、单井产量低、采油速度低、综合含水高，为此开展剩余油挖潜技术对策研究，对套管开窗侧钻、同层侧钻工艺技术分析，优化防砂方式，现场应用25井次，阶段累增油4.8万吨，效果显著，低油价下实现降本增效目的。

关键词：老油田;低效井;剩余油挖潜;技术研究

1.概况

L区块为复杂断块边底水油藏，储层发育受构造-岩性双重控制，整体构造形态为4条东北向断层与13条北西向断层交错形成的断背斜构造，呈现高孔高渗特征，平均孔隙度31.2%，渗透率2150mD，底水上部发育油层厚度25～35m，平均单层厚度3～10m。

自投入开发以来，L区块先后经历210m基础直井网、150m直井网加密调整、局部水平井挖潜等开发阶段，共有油井125口（直井88口、水平井37口），开井75口（直井60口，水平井15口），日产油95吨，综合含水90.5%，平均单井产量1.27吨，采油速度0.37%。整体来看，L区块处于“三低一高”开发阶段，即开井率低、单井产量低、采油速度低、综合含水高，有必要在明确油井低产原因基础上，制定合理的上产对策，实现区块高效稳定开发。

2.油井低产原因分析

2.1水平段物性差

L区块底水能量充足，水油体积比18：1，直井开采底水锥进严重，为此利用水平井泄油面积大、生产压差小特点，在底水锥间带部署水平井，挖掘剩余油。为避免水平井快速水淹，水平段部署在目的层中上部，但受沉积正韵律特征影响，储层物性由下至上逐渐变差，导致水平段所处位置孔渗条件差，泥质含量高，生产上表现为液量不足、油套压下降快特点，大泵加深排液效果差。……