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一、油藏概况
中二区位于埕岛油田馆上段主体含油区的中部，构造简单，地层平缓，倾角1-2度左右，发育Ng1+2～6砂层组5套含油层系，平均含油井段长达300米左右，平均孔隙度31.1%，平均渗透率为2661μm2。地下原油密度0.8938 g/cm3，原油黏度38mPa.s。油藏为高孔高渗、常规稠油岩性构造层状油藏。原始地层压力13.5MPa，饱和压力10.1MPa。含油面积10Km2，地质储量5029×104t。
二、开发中存在的主要问题
本区属曲流河沉积，纵向层多、层薄，平面上砂体横向变化大，非均质性突出。开发中采用丛式井组布井，注采井网及井距不规则。油水井长期合注合采，且注水井投注较滞后、分层吸水合格率低。受上述因素影响，区块层间、平面矛盾较为突出，水驱动用程度低，注采矛盾突出。目前区块平均含水已达85.4%，高含水井占比75%。区块高含水已成为制约开发效果主要因素。通过对油水井投入产出分析认为，高含水主要受层间、平面矛盾突出影响。
（一）层间矛盾突出，合采合注井多
区内层间非均质较为严重。砂层厚度级差74.3，变异系数为0.812，突进系数为4.85。平均渗透率变异系数为0.935，突进系数为5.47，级差为134.6。
目前采用两套层系开发。上层系采油井单井平均射开3.0层12.8m；下层系平均单井射开2.6层12.3m。上、下层系平均渗透率级差分别为3.4、3.7，级差在5以上的区域分别占17%、22%。注水井目前普遍多层合注。受注水工艺限制，层段划分较粗。78口水井中，二段分注井38口，占总井数的48.7%，层段内渗透率级差4.5；三段分注井33口，占总井数的42%，渗透率级差3.4。注入水沿厚度大、渗透性好的主力层突进，主力层水淹严重，油井含水主要受主力油层控制，而低渗层不能有效动用。注水井测试的142个小层中，有38个小层不吸水，占总层数的26.8%。
（二）平面矛盾严重，平面注采不均衡
从平面分布来看，区内主力小层砂体连片分布，连续性较好，非主力砂体多呈土豆状分布。砂体渗透率、孔隙度分布受沉积微相控制，在平面上的变化，主要是由岩性、物性变化引起。在平行于主河道方向上孔隙度、渗透率变化幅度较小，在垂直于河道方向上變化较大。
从见水井的水线方向来看，主流线方向见水相对较严重，其见水厚度占到了总见水厚度的33.5%，非主流线、边水及其它情况的见水厚度分别占到了总见水厚度的22.8%、20.6%和23.1%。从沉积特征来看，主河道方向见水相对较严重，其见水厚度占到了总见水厚度的77.7%，河道边缘和废弃河道的见水厚度分别占到了总见水厚度的14.8%和7.4%。平面压降分布不均，局部区域压降高达3.8MPa。
通过RMsimple简捷油藏管理分析软件，定量分析油水井各小层注入产出状况。从分析结果来看，主力层Ng33，42，53，54，56平均含水均超过区块平均含水，从各小层含水与采出程度曲线来看，Ng1+23、42、53、55开发效果好，33、56开发效果变差。
三、精细调配技术政策研究
通过数模技术的应用，定量揭示层间平面注采矛盾和问题；按照“小层→注采井组→单井”三个层次，以“控制强势流线、引导弱势流线”为指导，开展以井层为基本单元的精细配注优化。小层上，以数模拟合结果为依据，通过油藏工程方法，对小层开发效果逐层分析，寻找开发效果差的小层。注采井组上，针对开发效果差的小层，通过油藏工程方法，分析小层内的每个注采井组，寻找影响小层开发效果的注采井组。单井上，针对影响小层开发效果的注采井组，逐井分析，制定注采调整对策。
根据RMsimple简捷油藏管理分析软件定量输出油水井各小层注入产出状况，最终可得出各小层的平均含水，注采井组含水及注采井组在各小层的含水。通过各小层平均含水与区块平均含水相对比，层内注采井组与小层、区块平均含水对比，形成六种对比结果组合，分别确定在小层，注采井组在平面、层间三个层次的调整方向，并结合油藏动态认识，最终确定每一个注采井组在各小层的调整方向，并对三个层次赋予不同的比例系数，根据含水对比差值的大小确定调整幅度，经过水井井况、压力等五方面修正后，确定合理的区块整体控水稳油方案。
四、效果预测
中二区通过实行“三种对比找差异，六种组合找方向，5种优化找措施”的配注优化，为实现以油藏为主，取得了较好的效果。优化调配水井22口，日配注水量减少200方。根据数模预测结果，方案实施后，截至2019年12月，累增油10785吨，减缓递减0.8%，地层压力保持稳定，累计减少注水量13.8万方。
中二区位于埕岛油田馆上段主体含油区的中部，构造简单，地层平缓，倾角1-2度左右，发育Ng1+2～6砂层组5套含油层系，平均含油井段长达300米左右，平均孔隙度31.1%，平均渗透率为2661μm2。地下原油密度0.8938 g/cm3，原油黏度38mPa.s。油藏为高孔高渗、常规稠油岩性构造层状油藏。原始地层压力13.5MPa，饱和压力10.1MPa。含油面积10Km2，地质储量5029×104t。
二、开发中存在的主要问题
本区属曲流河沉积，纵向层多、层薄，平面上砂体横向变化大，非均质性突出。开发中采用丛式井组布井，注采井网及井距不规则。油水井长期合注合采，且注水井投注较滞后、分层吸水合格率低。受上述因素影响，区块层间、平面矛盾较为突出，水驱动用程度低，注采矛盾突出。目前区块平均含水已达85.4%，高含水井占比75%。区块高含水已成为制约开发效果主要因素。通过对油水井投入产出分析认为，高含水主要受层间、平面矛盾突出影响。
（一）层间矛盾突出，合采合注井多
区内层间非均质较为严重。砂层厚度级差74.3，变异系数为0.812，突进系数为4.85。平均渗透率变异系数为0.935，突进系数为5.47，级差为134.6。
目前采用两套层系开发。上层系采油井单井平均射开3.0层12.8m；下层系平均单井射开2.6层12.3m。上、下层系平均渗透率级差分别为3.4、3.7，级差在5以上的区域分别占17%、22%。注水井目前普遍多层合注。受注水工艺限制，层段划分较粗。78口水井中，二段分注井38口，占总井数的48.7%，层段内渗透率级差4.5；三段分注井33口，占总井数的42%，渗透率级差3.4。注入水沿厚度大、渗透性好的主力层突进，主力层水淹严重，油井含水主要受主力油层控制，而低渗层不能有效动用。注水井测试的142个小层中，有38个小层不吸水，占总层数的26.8%。
（二）平面矛盾严重，平面注采不均衡
从平面分布来看，区内主力小层砂体连片分布，连续性较好，非主力砂体多呈土豆状分布。砂体渗透率、孔隙度分布受沉积微相控制，在平面上的变化，主要是由岩性、物性变化引起。在平行于主河道方向上孔隙度、渗透率变化幅度较小，在垂直于河道方向上變化较大。
从见水井的水线方向来看，主流线方向见水相对较严重，其见水厚度占到了总见水厚度的33.5%，非主流线、边水及其它情况的见水厚度分别占到了总见水厚度的22.8%、20.6%和23.1%。从沉积特征来看，主河道方向见水相对较严重，其见水厚度占到了总见水厚度的77.7%，河道边缘和废弃河道的见水厚度分别占到了总见水厚度的14.8%和7.4%。平面压降分布不均，局部区域压降高达3.8MPa。
通过RMsimple简捷油藏管理分析软件，定量分析油水井各小层注入产出状况。从分析结果来看，主力层Ng33，42，53，54，56平均含水均超过区块平均含水，从各小层含水与采出程度曲线来看，Ng1+23、42、53、55开发效果好，33、56开发效果变差。
三、精细调配技术政策研究
通过数模技术的应用，定量揭示层间平面注采矛盾和问题；按照“小层→注采井组→单井”三个层次，以“控制强势流线、引导弱势流线”为指导，开展以井层为基本单元的精细配注优化。小层上，以数模拟合结果为依据，通过油藏工程方法，对小层开发效果逐层分析，寻找开发效果差的小层。注采井组上，针对开发效果差的小层，通过油藏工程方法，分析小层内的每个注采井组，寻找影响小层开发效果的注采井组。单井上，针对影响小层开发效果的注采井组，逐井分析，制定注采调整对策。
根据RMsimple简捷油藏管理分析软件定量输出油水井各小层注入产出状况，最终可得出各小层的平均含水，注采井组含水及注采井组在各小层的含水。通过各小层平均含水与区块平均含水相对比，层内注采井组与小层、区块平均含水对比，形成六种对比结果组合，分别确定在小层，注采井组在平面、层间三个层次的调整方向，并结合油藏动态认识，最终确定每一个注采井组在各小层的调整方向，并对三个层次赋予不同的比例系数，根据含水对比差值的大小确定调整幅度，经过水井井况、压力等五方面修正后，确定合理的区块整体控水稳油方案。
四、效果预测
中二区通过实行“三种对比找差异，六种组合找方向，5种优化找措施”的配注优化，为实现以油藏为主，取得了较好的效果。优化调配水井22口，日配注水量减少200方。根据数模预测结果，方案实施后，截至2019年12月，累增油10785吨，减缓递减0.8%，地层压力保持稳定，累计减少注水量13.8万方。