扶余油田1970年全面开发,至2000年进行过2次全面调整,年产油量曾多年保持在100× 104t以上。到2002年产量仅有65× 104t,采出程度达25%,综合含水高达89%,2003年年产量仅为60.9×104t。针对油田存在的井况差、分注率低、井网不适应和地面集输系统老化等问题,进行了第三次油田综合调整。调整后该油田由年产原油产量60.9×104t,重新上升到100×104t以上,取得了良好的经济效益和社会效益。扶余油田杨大城子油层储量占储量比例大,在与扶余油层合采的开发模式下,层间矛盾和平面矛盾突出,油藏稳产形势十分严峻,及时对油藏开发做出合理调整是油藏开发面临的主要任务。本次研究是在利用各种地质资料、实验资料、地球物理资料和开发动态资料的基础上,采取静态预测与动态分析相结合的、地质研究与开发动态相补充的思路,以剩余油分布研究为核心的一体化研究,最终形成以提高采收率和经济效益为目的的调整方案,为油藏下一步开发提供直接、有效的指导。本论文主要基于以下几方面对东16-2区块扶余、杨大城子油层进行再认识,并提出相应的整体调整方案。(1)在小层划分基础上,以曲流河单砂体内部构型刻画为重点,通过综合运用岩心、密井网测井、开发动态等资料,对研究区点坝单砂体层次界面、岩相组合及空间组合进行系统研究,并探讨了剩余油成因及分布特征。研究结果表明,形成于弱水动力环境的杨大城子组曲流河油藏点坝单砂体受两级沉积界面控制,平面规模差异较大。受点坝侧积泥岩等夹层及注采方式影响,剩余油多分布于点坝、孤立及切叠砂体中,构成了油藏调整的物质基础。(2)应用单砂体刻画研究成果,对区块进行水驱加密调整,挖潜剩余油。提出以注采井组为调整单元、以剩余油相对富集的单砂体为调整对象,按井组重新组合注采关系,通过钻新井,对老井的封、补、调及低效井的综合治理,将强化注采关系与改变液流方向结合,达到增加注入水波及体积、提高驱替压力梯度而动用剩余油的目的。(3)通过上述调整改善了区块开发效果,东16-2区块实施井网重组调整后,增加了水驱控制程度,整个区块水驱采收率提高了 3%。