永安油田气顶边底水油藏主要包括永12断块和永66断块,含油层位沙二3、5、6、7四个砂层组,12个含油小层,含油面积3.28Km2,地质储量1516×104t,含气面积1.5Km2,天然气储量6.83×108m3,含油饱和度65%,平均孔隙度35%,原始地层压力17.13MPa,饱和压力16.63MPa,以三角洲河口坝沉积为主体,含油井段集中,一般在1410-1800米,单层厚度一般大于10米,具有反韵律沉积特征,以高渗透储层为主,泥质胶结,胶结疏松,易出砂,构造系统相对简单,原油性质以中低粘度为主。　　断块自1969年投入全面开发,1977投入注水开发,后经过两次综合调整,目前已进入特高含水开发阶段,由于对气顶底水油藏缺乏进一步的认识,后期挖潜开发模式不配套,致使油藏开发效果较差,开发难度增大,块间差异变大。因此,有必要研究气顶底水油藏的开发特征、高含水期剩余油分布状况及剩余油挖潜方式,改善油藏开发效果,提高油藏最终采收率。　　在课题研究中,在精细油藏描述的基础上,系统全面地研究了永安油田气顶底水油藏在开发过程中的变化特征和高含水期剩余油分布规律,并以油藏数值模拟为手段对剩余油挖潜的主要技术—水平井技术的各项参数进行了优化。主要包括对水平井的距顶位置、水平段长度、水平井轨迹、射孔位置、液量保持水平等参数。　　根据永安油田气顶底水油藏数值模拟成果以及剩余油分布规律的研究,几年来相继在永安油田主力断块永12和永66断块部署水平井20口,初增日液1114m3,日油726t,含水仅为34.8%(远低于同期直井平均含水93%),目前分断块水平井日油分别为:308t和90.2t,分别占断块总产量的74%和70.5%,平均单井日油19.9t,含水88%,累积增油36.7万吨,平均单井增油1.835万吨。可见水平井技术作为剩余油挖潜的一种手段已经成为气顶底水油臧高含水后期可持续开发的主要开采方式。　　水平井的相继投产使断块开发形势明显好转:与调整前相比,永12断块开发呈现“五升一降"的良好态势:开油井数、同液水平、同油水平、采油速度、日注水平上升,综合含水下降,年产油量由调整前的10.97万吨上升到16.23万吨。增加可采储量34万吨,提高采收率3.7%,储量控制程度由76%提高到92%,使处于特高含水期的老区开发又出现勃勃生机。　　永66断块先后在永66断块沙二7的构造高部位、腰部及井间剩余油富集区部署水平井5口,平均单井钻遇油层71.32米,初期平均单井日液39.5t,日油17.6t,含水55.5%,目前平均单井日液185t,日油18t,含水90%,累油13.4×104t,平均单井累油2.68×104t,日油以及含水指标均好于老井。单元采油速度由0.33%提高到1.26%,日油水平由72t上升到223t,综合含水从93.1%降低到86.1%。　　几年来以先进的油藏数值模拟技术为指导手段,理论联系实际,从水平井井位的优选到水平并段空问位置、射孔方式的优化,从初期合理生产压差的控制、液量保持水平到提液时机的优化,形成了一整套较为成熟的规范和做法,并在生产实践中取得了良好的效果,为同类型油藏在高、特高含水期的剩余油挖潜提供了宝贵的经验。