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摘要：平方王油田是一个老油田，处于开发中后期，而滨8-3块位于平方王油田穹隆背斜构造中部，为低渗透常压具有气顶的穹隆背斜构造岩性油气藏，1971年投入开发，目前综合含水率89.3%，采出程度57.34%，注水开发后期进入高产液，高含水，产能递减快阶段，针对这一开发形势，采用区块扶停水井，油井补孔换层开采，封卡出水层等措施，提高区块开发效果。
关键词：开发中后期 高含水 采收率 低渗透
1、 概况
1.1地质概况
滨8-3块位于平方王油田穹隆背斜构造中部，为低渗透常压具有气顶的穹隆背斜构造岩性油气藏，含油层系沙四中，含油面积1.4km2，有效厚度28.0m，地质储量439万t，可采储量247万t，1971年投入开发，生产层位为Es4Z。采收率57.34%。沙四中顶面为简单平缓的穹隆背斜构造。
1.2储层特征
1）油层分布
砂层和油砂层发育，厚度较大。含油气井段长达150m，其中含气高度100m，含油高度50m。有较大的原生气顶，但主要分布于沙四中第1砂层组。主力油层在2、3砂层组，全区分布。4砂层组只在中部局部分布。
2）储层物性
油层岩性为粉砂岩和粉细砂岩，物性较差，渗透率低，非均质严重。平均孔隙度22%，空气渗透率83×10-3um2，灰质胶结，胶结物中碳酸盐含量12-23%，泥质含量14-26%，含油饱和度62.6%。
2、开发现状分析
3 、水淹状况分析
4、存在问题及潜力方向研究
4.1平面水淹不均匀
4.2、层间矛盾突出
4.3 井况问题加剧了层间及层内矛盾
单元25口水井中套管有问题井8口，其中6口套破停注，2口带病笼统注水，剩余注水井许多由于多年未作业，井况变差，加剧了平面和层间矛盾。
5、结论与建议
针对上述三个主要问题提出以下措施建议：加强边部注水，大修扶停1口水井滨4-5-5，提高边缘部位油井动用程度；高含水油井2口滨4-5-41、滨4-5-613实施硼中子测井，封卡出水层；对高液量、高含水井4口滨4-3-613、滨4-3-73、滨4-3N71、滨4-2-71实施间开，提高低液量井动用程度；补孔换层开采2口井滨4-5-42、滨4-3-713，封卡出水多的3组高渗透层，补孔2组生产；加强对水井的查换管作业，及时调整水井注水量，控制油井含水上升速度。预计措施工作量实施后，可以减少区块液量100吨/每天。
关键词：开发中后期 高含水 采收率 低渗透
1、 概况
1.1地质概况
滨8-3块位于平方王油田穹隆背斜构造中部，为低渗透常压具有气顶的穹隆背斜构造岩性油气藏，含油层系沙四中，含油面积1.4km2，有效厚度28.0m，地质储量439万t，可采储量247万t，1971年投入开发，生产层位为Es4Z。采收率57.34%。沙四中顶面为简单平缓的穹隆背斜构造。
1.2储层特征
1）油层分布
砂层和油砂层发育，厚度较大。含油气井段长达150m，其中含气高度100m，含油高度50m。有较大的原生气顶，但主要分布于沙四中第1砂层组。主力油层在2、3砂层组，全区分布。4砂层组只在中部局部分布。
2）储层物性
油层岩性为粉砂岩和粉细砂岩，物性较差，渗透率低，非均质严重。平均孔隙度22%，空气渗透率83×10-3um2，灰质胶结，胶结物中碳酸盐含量12-23%，泥质含量14-26%，含油饱和度62.6%。
2、开发现状分析
3 、水淹状况分析
4、存在问题及潜力方向研究
4.1平面水淹不均匀
4.2、层间矛盾突出
4.3 井况问题加剧了层间及层内矛盾
单元25口水井中套管有问题井8口，其中6口套破停注，2口带病笼统注水，剩余注水井许多由于多年未作业，井况变差，加剧了平面和层间矛盾。
5、结论与建议
针对上述三个主要问题提出以下措施建议：加强边部注水，大修扶停1口水井滨4-5-5，提高边缘部位油井动用程度；高含水油井2口滨4-5-41、滨4-5-613实施硼中子测井，封卡出水层；对高液量、高含水井4口滨4-3-613、滨4-3-73、滨4-3N71、滨4-2-71实施间开，提高低液量井动用程度；补孔换层开采2口井滨4-5-42、滨4-3-713，封卡出水多的3组高渗透层，补孔2组生产；加强对水井的查换管作业，及时调整水井注水量，控制油井含水上升速度。预计措施工作量实施后，可以减少区块液量100吨/每天。