锦45块已进入吞吐开发后期，目前地层压力仅为2.91MPa，重水淹区单井平均日产油仅为1.0t/d，含水92.8％，回采水率高达200%，采油速度0.51%，可采储量采出程度达92.6%。重水淹区剩余油难以依靠蒸汽吞吐方式继续挖潜，转换开发方式迫在眉睫。重水淹区转蒸汽驱开发存在较大技术风险，推动边底水油藏蒸汽驱开发仍存在一定困难，需深入认识边水在油层的侵入特征，掌握边水入侵控制要素，合理有效规避汽驱开发风险，以确定水淹层蒸汽驱是否可行。本文首先进行重水淹区蒸汽驱数值模拟，再进行水侵制约要素可视化物模研究，数模与物模相结合，分析重水淹区蒸汽驱是否可行。利用Petrel软件建立两个试验井组的精细地质模型，利用CMG软件进行1985年1月1日到2011年9月1日期间的蒸汽吞吐开发历史拟合，在注采参数优化的基础上，进行蒸汽驱5年预测。模拟预测过程中，在模型周围设置了庞大的边底水水体。数值模拟结果表明：水侵规律以底水锥进为主，边水并非大面积侵入，通过管外窜槽形成的水淹情况严重；油层除于I35层和于I36层基本形成热联通，油层剩余油饱和度仍有45%，地层压力为2.91MPa；蒸汽驱注汽井连续注汽使地层压力的增加，可抑制水侵速度；重水淹区蒸汽驱可提高采出程度，历时五年，累积采出程度7.74%。开展物模实验，掌握水侵控制要素，正确解释油层水侵特征；进行水侵控制要素敏感性分析研究，提出控制边底水的保障技术。实验分析地层的非均质性、温度、压力、边水距离等对边底水水侵的敏感性。采用均质岩心模型，温度为45℃情况下，压差分别设置为0.035MPa、0.045MPa、0.055MPa；采用非均质岩心模型，温度为45℃情况下，压差分别设置为0.04MPa、0.06MPa、0.08MPa；采用均质岩心模型，压差为0.055MPa情况下，温度分别设置为45℃、60℃、75℃。将饱和充分的岩心模型进行水驱油实验，分别计量每口井的出液、出油和出水量。拟合瞬时水侵量和压差及温度的函数关系式。水侵可视化实验研究均在实验温度45℃条件下进行，采用均质岩心模型，饱和油温度80℃，压差分别设置为0.10、0.12、0.14MPa；采用非均质岩心模型，压差分别设置为0.10、0.12、0.14MPa。通过图像采集系统采集不同时期的水侵图片，分析边水水侵规律，建立不同压差下瞬时水侵量及累积水侵量与时间的关系。根据室内实验对井网部署中各井的产液分析，距离边水近的井受边水影响最大；与边水距离相等的两口井，产液量相差较大，不同压差下规律截然不同。可以说明，边水并非均匀侵入，而是具有各自的水侵通道且水侵通道的形成及扩大规律不尽相同；不同压差下，瞬时水侵量均表现为线性增加规律，通过拟合分析，瞬时水侵量与压差为指数函数关系。边水沿着高渗层侵入到生产井井底，在压差的作用下锥进至生产井。而距边水相等的两口井的产液不同，同样可以说明边水并非均匀侵入。通过综合分析，压差越大，区块内生产井的见水时间越提前；瞬时水侵量与时间为线性关系，温度越高，区块内各井见水的时间反而延后。通过水侵可视实验研究发现：当边水在压差作用下进入油层孔隙系统时，首先与束缚水混合，对于稠油，由于油水粘度差大，进入油层孔隙系统的水，一方面通过被束缚水占据的小孔隙流动，并首先进入较小的孔隙，然后再扩大到较大的孔隙；另一方面沿着被油饱和的较大孔隙壁上的水膜楔入，随着进入水量的增加边水前缘逐渐向前推进，水侵进一步加剧，水线一旦突破，水侵量会持续增加，后期趋于稳定。水侵规律分为三个阶段：水侵连通阶段、水侵阶段及水侵稳定阶段。综上，重水淹区由蒸汽吞吐转蒸汽驱，完善区块注采关系，地层能量可以得到及时补充，延缓边水推进速度，控制含水上升速度，改善区块开发效果。中部转驱、边部排水、可有效控制水侵。进行水淹规律的整体分析，确定水侵方向、水淹程度，指定水侵控制措施，合理有效规避汽驱开发风险。主要是一线水淹井作为重点实施对象，二线水淹井作为辅助实施对象，实现“一线排水、二线求产”的目的。故辽河油田锦45稠油重水淹实验区转蒸汽驱开发可行。