3.1 天然能量開發效果差
從目前的地層壓力看，油層壓力已經較原始壓力下降2MPa，下降幅度達到了50％，開發難度逐漸加大，由於依靠天然能量開發，區塊第1年日產油遞減率37.7％；采出程度低，開發至今采出程度僅4.52％；並且2008年產量持續下降，月采油速度僅為0.04％，繼續保持天然能量開發效果差。因此，盡早轉換開發方式，補充能量，保持區塊的穩產。
3.2 部分區域受底水的影響，油層水淹嚴重，製約了開發效果
北區有26口生產井存在不同程度的水淹，產量遞減幅度大。其中 A1層構造低部位有邊水，邊水水侵造成油井含水高，造成強水淹井2口，中水淹井6口、弱水淹井4口。A2層主要發育底水，油井投產後底水錐進速度快，造成強水淹井2口、中水淹井1口。A1+A2合采井水淹主要也是來自於A2層的底水，由此引起的強水淹井3口。A1+V合采井水淹主要來自A1層構造低部位邊水水侵，造成強水淹井1口，中水淹井1口、弱水淹井1口；造成油層水淹嚴重，開發效果變差。
3.3 局部井網不完善，儲量控製程度低，油層動用程度差
該塊地質儲量1 410.8×104t，有效厚度6.8m，300m井距井網單井控製儲量9.54×104t，可部署生產井120口，目前完鑽101口，動用儲量855×104t，尚有555.8×104t儲量沒有生產井控製。投產的75口井分布在構造高部位及厚度較大部位，東、西兩個鼻狀構造低部位的井都未見油水界麵，沒有控製油藏邊界的井，因此油層動用程度差。
4 開發潛力分析
4.1轉換開發方式潛力
北區目前累產油63.8×104t，采出程度4.52％，剩餘地質儲量1 347.2×104t，其中855×104t是目前投產生產井已經開發區域的儲量，還有555.8×104t是沒有生產井控製的未動用地質儲量。這1 347.2×104t儲量即為北區的剩餘儲量，需要針對油藏目前實際情況，研究製定可行的下步開發方式及經濟合理井網井距進行開發，以保證區塊提高采收率。
4.2 井網加密潛力
研究表明平麵剩餘油主要分布在A1、A2層的未水淹井間區域，含油飽和度基本保持在原始狀態，A1層的西部和中部的2個構造低部位及A2層西部水淹區井間剩餘油飽和度稍低，在50％~60％。
4.3 A2層水錐錐間帶部署水平井潛力
A2層發育有底水，目前大部分油井已經水淹，對於水侵生產井部位開展縱向剩餘油研究，通過剖麵對比分析，對於邊底水侵入作用的生產井，下部與邊水連接層為主要水淹層，上部其餘層為剩餘油分布層，對於這樣的邊水水淹油層，部署水平井有助於抑製邊水的侵入；對於高部位底水錐進的井，計算水錐高度，確定剩餘油，根據經驗，可以考慮在錐間帶部署水平井動用。
參考文獻
【1】王霞.微生物采油技術的發展現狀【J】.石油地質與工程，2007，21（5）.
【2】程紹誌，胡常忠，劉新福.稠油出砂冷采技術【M】.石油工業出版社，1998.
【3】馬濤.注CO2提高采收率技術現狀【J】.油田化學，2007，24（4）.