镇53区长8油藏地层发育厚度约70-90m,研究层段长81地层厚度约40m。以沉积旋回为基础、标志层控制、沉积等厚等方法及原理,将研究区内长81砂层组划分为长81’、长812、长813共3个小层。长8油层组储层物性较差,总体上属低孔、特低渗储层。根据实测数据的统计分析,该区长8段砂岩的孔隙度分布在1.1～18.76%之间,平均值为9.75%；渗透率分布在0.0044-27.35×10-3μ m2之间,平均值为1.34×10-3μ m2。长8油藏为低孔、特低渗油藏,孔隙度和渗透率变化较大,储层非均质性强。镇53区长8油藏自2003年投产以来,大致可以分为三个阶段：建产阶段(2003年10月～2007年6月)、稳产阶段(2007年7月～2008年10月)、产递减阶段(2008年11月～目前)。目前,镇53区长8油藏共有采油井开井79口,水井开井41口,日产液220t,日产油174t,综合含水18.3%,平均动液面1397m,单井日产油2.2t；月注采比3.0,累计注采比1.93,日注水849m3,单井日注20.7m3。经过长时间的开发,镇53区长8油藏的以下问题变得日益突出：①微裂缝较为发育,注入水沿主向井推进,造成主向油井见水速度快,易水淹,采出程度低,侧向井见效减弱,产能下降,产能损失严重；②油井措施效果不明显,低产井、水淹井治理难度大,受物性影响,措施效果不理想,稳产难度较大,特别是工区南部低产井。针对镇53区长8油藏在生产过程中存在的问题,诸如储层自然产能低、递减速度快；裂缝导致主向井见水快,暴性水淹；注水压力较高,缓慢上升,增注的潜力不大；油层动用状况较差。因此,需要在镇53区长8油藏开展油藏精细描述研究的基础上,结合油藏工程的研究分析,利用油藏数值模拟技术研究制定合理的开发技术政策,解决油藏目前所面临的问题,同时为措施挖潜提供可靠的决策依据。本文主要得出以下结论与认识：1、通过单井生产特征分析,日产油量大于5吨的油井从初期的24口减少到5口,所占的比例由22.8%降低到4.8%；日产油量小于1吨的井则由初期的55口增加到现在的84口,所占比例由52.4%增长到80%；日产油量处于3吨和5吨之间的井,由初期的26口减少到16口,所占比例由24.8%降低到15.2%,这充分说明单井产能递减比较快。通过经验公式、水驱特征曲线和递减公式方法预测镇53区采收率为19.1%,可采储量117.43×104t。镇53区产量递减符合指数递减曲线规律。2、通过对工区见水情况的统计分析,认为暴性水淹井为裂缝型见水、缓慢上升为裂隙型见水、初产含水型。见水类型结合对工区裂缝分布特征的研究,暴性水淹井为裂缝见水,该类型见水方向为井排方向。3、通过对油藏的存水率、水驱指数等进行分析认为,目前水驱效果逐渐变好,主要是由于主向井暴性水淹后转注,菱形反九点井网转为排状注水,侧向井逐渐见效,使得开发效果变好。4、通过油藏工程分析,认为目前镇53区开发中主要存在以下几个问题：储层自然产能低、递减速度快；裂缝导致主向井见水快,暴性水淹；注水压力较高,缓慢上升,增注潜力不大；油层动用状况较差。并在此认识的基础上提出了开发建议：主向井见水后转注,改为排状注水；通过对镇53区吸水剖面、地质情况和生产情况进行分析,应该对镇82-53井进行深部调剖；进行周期注水试验；尝试新工艺,改善裂缝注水效果。5、针对井网形式、井距、注采比、采液速度和井底流压等方面设计了26套开发技术政策方案,以进行预测和优选。认为菱形反九点井网的开发效果较好；400-480米的井距比较适合油藏的开发；建议采液速度1.26%,井底流压不低于5Mpa,注采比2.9进行生产；对于需要转注的井,建议在含水率达到60%时进行转注。