1油藏地质特征
2开发现状
3开发面临主要问题
在产量上，老井呈下降趋势，在能量上，新井投产前在区域内均衡选井，对新井测压。全区各砂层组动液面水平相差不大，平均动液面低，地层能量不足。
3.1注汽压力高，注汽效果不能保证
3.2新井投产周期长，生产时率低，初期产量递减大
新井投产周期长，生产时率低。2013年上半年完钻39口新井，截至6月底，仅投产 16口井;平均单井投产周期为76天，投产周期较长。
新井初期产量递减大：新工艺投产4口井：递减率39.4%;常规工艺投产4口井：递减率26.4%。
3.3老井转周不及时，周期日产油能力低
3.4部分井区存在热连通现象，热能利用率低
产液量增加，含水、动液面和井口温度上升。滨更斜509与滨509-18距离165m。滨509-18在注汽时，曾与滨更斜509发生汽窜。
4开发技术优化对策与建议
4.1精细油藏描述，调整完善井网，提高储量动用率
在前人研究基础上，根据新井钻遇情况，夯实基础研究，与采油工程相结合，完善井网，提高区块储量动用率;实施老井归位，调整部分新井。
4.2确定老井转周时机，提高吞吐效果
4.3联动注汽，有效利用热连通现象，提高区块开发效果
对发生热连通现象的井，根据方案井网要求，对老井层位归位;联动注汽，对井组同注、同焖，提高蒸汽热利用率。
4.4地质工艺相结合，加快新井投产步伐
通过优化降压注汽技术、优化加砂量，加强四参数监测，落实各小层动用程度，对高含水井采用氮气泡沫调剖措施降低含水，实施薄互层径向钻孔三维立体开发技术攻关配套，并加快新井投产，提高产能。
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