连木沁油田自开发以来,第一阶段在边底水能量的作用下,产油量逐渐上升;第二阶段由于含水上升,产量减少;第三阶段通过油井强化产液,产量保持稳定;近年来油藏底水一直在抬升,油井含水率快速增大,油田已进入了高含水期,产油量快速递减。在目前生产措施下,稳产难度进一步加大。亟需分析地震、测井及生产动态资料,落实剩余油分布,总结不同位置剩余油富集的主控因素,为制定有针对性的剩余油挖潜方案提供地质基础。通过小层划分对比,确定I砂组分为1小层和2小层,且横向分布稳定。基于地震资料解释,确定构造是背斜,中心部位发育南北向断层。基于岩心、粒度和测井曲线资料,开展单井相和连井相分析,结合物源方向和砂体展布特征,确定沉积微相平面展布。研究区发育辫状河三角洲前缘沉积亚相,微相细分为水下分流河道和水下分流河道侧缘。基于岩性、物性、电性和含油性相关资料,进行储层四性关系研究,确定K₁s组有效储层的相关参数为:岩性的最低要求是粉砂岩;含油性需达到油迹级别;电性标准为声波时差大于276us/m,深侧向电阻率大于12ohm·m;物性特征中的孔隙度需大于≥19.0%,渗透率需大于20.0×10^-3μm²,泥质含量需小于8.0%。基于孔渗解释模型,分析孔渗的平面分布,计算I砂组1小层渗透率变异系数、突进系数和极差分别为0.79、2.72和47,确定储层平面非均质性强;分析隔层厚度平面分布,确定储层层间非均质性。根据油田开发动态资料分析油藏油水界面,单井水淹程度及剩余油饱和度,确定剩余油的富集区。结合地质因素,确定剩余油的分布规律:纵向上在背斜构造和沉积正韵律的共同作用下,水驱过程中,I砂组下部已完全水淹,砂组内顶部1小层的剩余油富集程度要高于底部的2小层;平面上确定了剩余油高富集地区的主控地质因素,连204井区是断层主控型,连201井区是沉积微相主控型,连212井区是储层层间非均质的隔层主控型,连214井区是储层平面非均质主控型。