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随着南海西部海上文昌天然水驱油田的持续开发,主力油层已到中、高含水期；剩余油分布受储层非均质性的影响加重,剩余油分布研究成为当务之急。2009年～2011年,文昌油田年产量约占湛江分公司年产油的65%以上。文昌油田群的稳定生产对湛江分公司产量目标的实现具有重要的意义。因此,开展主力油层剩余油预测技术和分布研究,明确油藏剩余油挖潜方向,制定开发调整技术对策,对于进一步维持文昌油田群的良好开发状态,实现分公司的产量任务目标具有重要意义。本文以文昌19-1油田为目标油田,筛选和建立适合于文昌19-1油田海相低幅度天然水驱油藏驱油效率预测和评价技术以及海相低幅度天然水驱油藏剩余油分布、主控因素预测和评价技术。通过实际应用研究,得到以下结论和认识：以文昌19-1油田为目标油田,通过拟合压力值,发现各油组目前地层压力下降幅度很小,表明文昌19-1油田A、B油藏天然水体能量充足。目前采出程度Ro分别为16.32%和25.22%,预测最终采收率分别为36%和45%。分析了影响剩余油分布的主要因素,可以归结为地质因素和开发因素。结合目标油藏地质情况、RPM饱和度测井解释和数值模拟成果,发现影响剩余油分布的主要因素有开发井网、构造特征、非均质性、流动单元和水体能量。剩余油分布与沉积相和流动单元的分布是匹配的。确定了提高油田剩余油采出程度的开发调整策略：文昌19-1油田A油藏,Wen19-1-A7H、Wen19-1-A8H、Wen19-1-A9H井提液潜力相对较小,其余井的提液潜力相对较大。Wen19-1-A1H以北、中部Wen19-1-A3H井附近、南部Wen19-1-A9HB井以西为剩余油挖潜有利区域；文昌19-1油田B油藏,中后期提液潜力较大,剩余油挖潜有利区域为油藏东部。Wen19-1-B1、Wen19-1-B3井在生产后期,可以考虑上返至珠海一段生产。数值模拟预测表明,提液量越大,增油越多。