一、地质概况
齐108块位于辽河断陷盆地西部凹陷西斜坡中段欢曙上台阶的上倾部位,开发主要目的层为下第三系沙河街组莲花油层，探明含油面积4.1km2，石油地质储量2417×104t。
油层属于扇三角洲沉积体系，储层岩性主要有中细砂岩、不等粒砂岩、粉砂岩；储层属于高孔、高渗储层；层间非均质性强；油水关系比较复杂，莲花油层为层状边水油藏。莲花油层20℃时原油密度0.953g/cm3，50℃地面脱气粘度为1595mPa..s。
二、开采现状
截止到2011年底，全块共投产各类井455口，目前开井数为211口。至今已累计生产原油742.2298万吨，累计产水1686.2723万吨，总注汽井次达6558口井，累计油气比0.50，采注比1.66，返水率1.13，区块采出程度达到30.7%。截止到目前，全块油井的平均注汽轮次已达到14.4轮。
三、剩余油格局研究
（一）水淹规律认识
1.边水水侵
由于边水能量相对充足，经过多轮次开采，分布在断块边部、距边水较近部位的油井水淹比较严重。区块目前共有边水水侵井146口，主要分布在齐210断块、欢604断块、10-18断块。地层水矿化度2500-2800mg/L。
特点是开采初期水线推进速度缓慢，随着开采时间的延长，地层压力逐渐下降，一般生产5周期后油井水淹，且呈指状推进。从油层物性分析，水线主要沿高渗透区、采出程度高的油井向内推进。
2.断层水侵
油井钻遇断层或距离断层较近，在稠油井降压开采过程中，断层两边的压力平衡遭到破坏，从而导致断层水侵入。区块目前共有断层水侵入油层井141口，主要分布在1-4断层、齐206断层、13-03断层、10-18断层和28-26断层附近。断层水主要沿主河道沉积方向向内推进，尤其是油层发育厚度大、连通性好、地层卸压快的部位，一般生产4周期后油井水淹，水淹范围不大，断层附近油井水淹后继续缓慢向断块内蔓延，地层水矿化度2800-3500mg/L，
地层水侵造成该块综合含水上升，目前区块综合含水86.6%，含水>90%的井有87口，高含水停产井58口，特高含水井占区块总井数的30.6%。
（二）剩余油分布格局
1.纵向上剩余油分布
（1）侧钻井与原井的测井解释对比表明，上部油层动用较好，而下部油层剩余油富集。
（2）从监测的吸汽剖面资料分析表明，上部油层动用好，而下部油层剩余油富集。
统计资料显示：动用较好的油层厚度为1610.7m，占39.1%，分布位置多数位于油层吸汽井段的中～上部；动用中等的油层（即单位厚度吸汽量介于0.5倍～1.5倍平均值之间）的厚度1218.7m，占29.5%，分布位置多数位于油层中部；动用较差的油层（即单位厚度吸汽量小于0.5倍平均值）的厚度1293m，占31.4%，其分布位置多数位于油层段的下部
（3）根据分层系产量计算齐108块各层系剩余可采储量表明，上部油层动用好，而下部油层富集。
莲Ⅰ油层地质储量最大，剩余可采储量最多，单井剩余可采储量最少；莲Ⅱ油层与莲Ⅲ油层地质储量、剩余可采储量相差不大，但莲Ⅱ油层采出程度较高，莲Ⅲ油层采出程度相对较低，单井控制剩余可采储量较多。
2.平面上剩余油分布
在平面上，油藏主体部位动用程度最好，油藏的边部整体上来讲动用较差。从测压资料来看，全块压力平面上分布也存在不均衡，构造主体部位已全面泄压，油层得到较好动用，表现为中部测压井点压力值低：自2000年以来，有13-9、齐109等19个井点测压值平均0.48MPa，位于高部位的13-310、12-10等井点甚至未起压；而构造位置较低的边部由于受边水能量的补充，压力保持略高，近年来个各点测压值平均3.15MPa。
（1）数值模拟及温度观察井表明，远井60米以外剩余油相对富集
温度观察井实测，多周期吞吐生产后，距油井小于35m的范围内温度升幅较大，说明动用较好；35～65m的范围内温度升幅较小；而65m以外的范围内，温度变化较小，动用较差。
（2）内部主体井网密度大，边部地区仍可持续调整实现产量接替
分析显示，齐108块油井在60m区域内动用程度较高。由此可见，油层最大动用半径已接近60m，说明区块118m井距井间部位已基本动用。分析四级断块采出程度，目前齐108块莲花油层井网密度已达到116口/km2，采出程度30.74%，特别是齐210断块和齐109断块井网密度已达到146口/km2和116口/km2，采出程度均在31%以上，已经不可能实施进一步加密调整，无法实现产能接替
（3）周期高油汽比井分布情况表明，剩余油主要分布在断块的西部、东部靠断层区域以及断块的边沿地区。
统计断块已完成周期的465口井，周期油汽比1.0以上19口,边部4口,分别为2-18C、18-26、20-26、3-08、010-010，其余分布在西部主体欢17井区。周期油汽比1.0~0.5之间57口,基本上分布在断块的周边地带，东部、西部分布最多，这些地区因靠边部压力相对较高或投产时间较晚，也是以后的潜力区。断块主体部位齐109井区，因投产时间长，压力低甚至不起压，周期油汽比普片较低，平均油汽比0.21。
四、配套技术及效果
（一）利用边部高含水井大位移侧钻，挖掘水淹区剩余油
依据边部水淹规律，在水淹相对严重的边部，选择渗透率和采出程度相对较低的局部剩余油富集区域，利用边部高含水井大位移侧钻，挖掘水淹区剩余油。共实施9口井，均达到预期的目标，当年累产油4430吨。
（二）利用边部低产低效井侧钻，挖掘井间剩余油
因为受沉积相的影响，分布在边部油层物性相对较差的局部地区的油井，随着开采时间的延长，注汽油井热能利用率低，近井地带重复加热，远井地带油层无法得到热能，生产效果逐渐变差，为了充分动用井间剩余油，变低产低效为高产高效，利用边部低产低效井大位移侧钻，共实施4口井，当年累产油3420吨。
（三）利用老井补层，挖掘潜力油层
针对区块采出程度高，压力水平低的现状，加强油层对比分析，强化剩余油层的潜力论证，在有限的井、层中挖掘潜力，确保措施产量，提高措施有效率。重点把措施研究的对象放在区块的边部及四级断层附近，共实施6口井，有5口见到好的效果，措施有效率83%，累计产油2834吨，单井产油567吨。
（四）利用CO2、分注、化堵等工艺技术，改善油层出液状况
采用向油层注CO2的方式，增加地层能量，同时降低原油粘度，增大原油的流动性。采用分层注汽和化学堵水，调整产液剖面，改善纵向出液现状，提高原油产量。共实施27口，有效20口，累计产油5773吨。
（五）采取侧钻、间歇注汽等技术，挖掘长停井潜力
区块停产井较多，占总井数的三分之一以上，为此，我们强化地质研究，详细查阅“三老”资料，反复论证，优化方案设计，采用侧钻、大修、注汽、检泵、开积压井等复产措施，共复产52口井，有效44口，措施有效率达84.6%，累计增油7778吨。
六、结论
稠油蒸汽吞吐开发后期，面临“三高、一低、一快”，即：高吞吐轮次、高采出程度、高含水、压力水平低、递减快，要保持区块产量规模，水淹规律及剩余油分布研究是基础，是进攻性措施的物质储备。
稠油蒸汽吞吐属降压开采，边部压力相对较高，措施效果明显，合理利用边部水体能量，均衡动用储量，仍使我们当前保持区块产量规模的重要举措。
区块内部主体，实施提升压力水平，改善驱替效果的可行性实验，为二次开发提升油藏整体水平，提供技术保障。
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