开发后期剩余油分布特点与挖潜对策
油藏剩余油分布模式及挖潜对策
油藏剩余油分布模式及挖潜对策油田在开发过程中，随着开采和运输的进行，后期油田能源减少现象逐渐发生，为了提高油田开发利用效率，采取挖掘防效率措施是必然的，在具体实施过程中，粗暴地打水压压裂、堵水、酸化等技术，提高油井的产量，降低综合含水率，通过科学合理的方法创造更大的经济效益，帮助油田实现长期稳定的发展。
本文基于油藏剩余油分布模式及挖潜对策展开论述。
标签：油藏剩余油;分布模式;挖潜对策引言随着我国石油市场的快速发展，国有企业和民营企业已经进入了国外石油市场。
国内许多油田有单井日产量减少、水分增加、原油单井产量明显减少的趋势，但仍有水库内50%以上的可恢复储量，合理有效的剩余石油开采是各油田的工作重点。
1剩余油分布模式根据对韩·达·马里先生（1995年）和刘·凯·泰先生（2000年）水库剩余油形成和分布的研究，总结了总剩余油在水库内分布的情况。
油田堵水期间剩下的油主要用以下几种方法留在水库里[2-3]：砂体边缘区域：水库砂体都是不规则的大砂体，如有边缘且未被屏蔽分割的采石区域形成的油区。
浸水残留区域：由于水池的异质性，水库“用舌头”泛滥，形成残留区域，或有不这样的区域，这种区域一般是水性下降或表外膜。
井网缺失区：水库砂体井网分布控制有限，因断层而难以控制井网的部分形成了停滞区。
因为注射采矿系统的不完全或井之间的分流线部分也形成了停滞区域。
结构死角带：储层结构由断层和微结构起伏形成的高部位和叠层储层的上部砂体形成停滞区。
其他停滞地区：由于杨云律油层的上层物理特性大不相同，上层仍有原油。
层内及层间低渗透分离子宁的存在导致注入水未传播区。
2剩余油分布的主要特征剩余石油的分布以平面形式主要以窄带或孤岛形式分布，分布区域主要位于断层角区、大断层区、岩性变化区等。
另外，剩余油分布在低渗透层，低渗透层物理特性不好，给开发带来了困难。
剩余油分布特征一般可分为连续片状剩余油和分散剩余油两类。
新海27块二次开发后期剩余油再认识及挖潜对策
新海27块二次开发后期剩余油再认识及挖潜对策新海27块位于中国海南岛附近海域，是一个高含硫、深水、复杂构造的油气田。
该油气田的二次开发后期存在一些挑战，其中包括剩余油量的识别和挖潜对策的制定。
本文将着眼于新海27块的剩余油量和挖潜对策进行分析和讨论。
一、剩余油量的认识剩余油量是指油田开发至今未被采出的原油储量。
对于一个油气田二次开发后期，识别剩余油量是十分重要的。
在新海27块的剩余油量识别过程中，需要考虑以下因素：1.采收率的测算采收率是指已采油量与油藏中可采储量之比。
在测算采收率时，需要考虑油田的地质条件、采油方式、油品质量等因素。
在新海27块的剩余油量测算中，应该考虑到不同油井的采收率差异以及不同地质区块的采收率差异。
2.储量分类的确定储量分类是指将油田中的可采储量分为已探明储量、可探明储量和潜在储量等不同类别。
在确定储量分类时，需要考虑油田勘探和开发的历史、油田地质构造、勘探数据的可靠程度等因素。
在新海27块的剩余油量识别中，应该将不同储量分类与采收率进行综合分析，计算出不同类型储量的剩余油量。
3.开发效果的评估开发效果评估是指对油田开发后期的采收率、生产率等数据进行综合评估。
在评估开发效果时，需要考虑采油设备的维护情况、油井间的互相影响等因素。
在新海27块的剩余油量识别中，应该对不同开发阶段的开发效果进行评估，从而得出剩余油量的数量和类型。
二、挖潜对策制定在识别剩余油量的基础上，下一步就是制定挖潜对策。
新海27块的挖潜对策应该考虑以下几个方面：提高采收率是最基本的挖潜对策。
可以通过改进采油设备、改进采油工艺、提高生产管理水平等措施来提高采收率。
在新海27块的挖潜对策制定中，应该以采收率较低的油井和地质区块为重点，实施相应的措施和技术。
2.开发潜在储量在剩余油量中，潜在储量是最具有挖掘潜力的部分。
可以通过加强勘探和解决钻井难题等手段，找到新的油藏储量。
在新海27块的挖潜对策制定中，应该加强勘探，尤其是对于潜在储量的勘探，以寻找新的油藏储量。
解析油水层与薄差油层剩余油的挖潜方式方法
解析油水层与薄差油层剩余油的挖潜方式方法油田开发是指对油气资源进行勘探开采的过程，而在油田开发中，油水层与薄差油层剩余油的挖潜方式方法是非常重要的。
在油水层与薄差油层中，通常会存在一些油气资源残留未被开采的问题，因此需要采取一系列的挖潜方式方法来提高剩余油的采收率。
本文将针对油水层与薄差油层的特点和剩余油的挖潜方式方法进行深入分析和探讨。
一、油水层与薄差油层的特点1. 油水层的特点油水层是指在油藏中，石油和地下水共存的地层。
在油水层中，石油和地下水通常会呈现出不同的渗透性和密度特点，因此在开采过程中需要进行合理的开采方式选择和生产控制。
2. 薄差油层的特点薄差油层是指油层厚度较薄、储量较少的油层。
薄差油层通常储量不大，采收率较低，开采难度较大，因此需要采用合适的挖潜方式方法来提高采收率。
二、油水层与薄差油层剩余油的挖潜方式方法1. 压裂技术压裂技术是一种通过向油层中注入高压液体来破裂岩石，增加裂缝面积，促进石油和天然气的流动，从而提高油气的采收率的方法。
对于油水层和薄差油层来说，采用压裂技术可以有效地改善油气流动条件，提高采收率。
2. 水平井技术水平井技术是指在油层中钻探一定深度后，向水平方向进行钻探，从而增加油井和油层接触面积，促进油气的流动和采收。
对于油水层和薄差油层来说，采用水平井技术可以有效地提高采收率，降低成本，增加油气产量。
3. 气体驱替技术气体驱替技术是指通过注入气体（如天然气或二氧化碳）来推动油层中的石油流动，增加采收率的方法。
对于油水层和薄差油层来说，采用气体驱替技术可以有效地推动剩余油向井口流动，提高采收率。
4. 地面化学驱技术地面化学驱技术是指通过在地面对注入井的化学剂进行处理，然后再将处理后的化学剂通过井口注入到油层中，改变油层物性，从而提高采收率的方法。
对于油水层和薄差油层来说，采用地面化学驱技术可以有效地改善油气流动条件，提高采收率。
5. 高效采油工艺高效采油工艺是指通过提高采油技术水平，改进采油设备，优化采油工艺流程，从而提高采收率的方法。
新海27块二次开发后期剩余油再认识及挖潜对策
新海27块二次开发后期剩余油再认识及挖潜对策随着二次开发工作的推进，新海27块油田的综合开采效率有了显著提升，但是在后期运营中，仍存在一些油井剩余油未被开采出来的情况。
因此，需要对剩余油的认识和挖潜对策进行深入探讨。
一、剩余油的认识剩余油是指在初级采油阶段和中期开采阶段，由于技术水平等原因无法采出的油。
对于剩余油的认识，要从以下两个方面来考虑。
1. 剩余油的类型剩余油类型可以分为两种，一种是机械性剩余油，一种是地质性剩余油。
机械性剩余油是指位于孔隙、裂缝等处的、由于机械原因而无法采出的油，地质性剩余油是指石油藏中存在的大量原油，由于地质结构和成因等原因，无法直接采出的油。
剩余油的评价主要考虑剩余油的储量和质量两个方面。
储量是指剩余油的数量，质量则是指剩余油的物理特性、化学成分和流动性等指标。
二、剩余油的挖潜对策首先需要通过地质勘探、井测试和CT扫描等手段，对油田的地质结构和成因进行研究，确定剩余油的类型和分布规律。
2. 完善采油工艺根据剩余油的类型和分布规律，针对不同类型的剩余油，采用不同的采油工艺，如增加注水量、改变排水方式等，以提高采油效率。
3. 优化井网布局在剩余油区域进行优化井网布局，合理设置井距和井深，将注采井分为多个区块，提高采收率。
4. 推进新技术通过推进新技术，如水平井、多级压裂等，加强剩余油区域的开发，提高采收率。
5. 强化管理加强油田生产管理，提高勘探开发人员的技能和意识，推进采油工艺改进和技术创新，以降低成本，提高效率。
三、结论二次开发是提高新海27块油田综合开采效率的重要手段，剩余油的挖潜对策是进一步提高采油效率的必由之路。
强化油田管理，加强勘探开发人员的技能和意识，推进采油工艺改进和技术创新，是剩余油挖潜对策的核心内容。
同时，针对剩余油的类型和分布规律，采用不同的采油工艺和新技术，合理优化井网布局，可提高新海27块油田的采油效率，实现更高的采收率。
新海27块二次开发后期剩余油再认识及挖潜对策
新海27块二次开发后期剩余油再认识及挖潜对策新海27块位于中国南海，是一个已经开发多年的油田。
在经过初步开采之后，油田的开采效率逐渐下降，剩余油量逐渐增加。
必须对剩余油进行再认识，明确其性质和分布规律，为后续的开发工作提供科学依据。
1. 剩余油性质分析新海27块的剩余油性质包括储量、粘度、含硫量等。
通过对剩余油的性质分析，可以明确其可采储量和开采难度，为后期的开发工作提供数据支持。
2. 剩余油分布规律认识剩余油的分布规律对于后期的开发工作至关重要。
通过对油田地质结构的分析，可以确定剩余油的分布范围和分布规律，为后续的挖潜对策提供科学依据。
1. 优化开采工艺针对剩余油的性质和分布规律，可以优化开采工艺，提高采收率和采收效率。
采用提高采油效率的技术手段，如水平井、井间注水等，优化生产工艺，提高剩余油的开采率。
2. 强化勘探开发力度对于剩余油的分布规律，要加大勘探开发力度，通过勘探新的油层和油藏，发现新的剩余油资源。
通过加强勘探工作，提高对剩余油资源的认识和开采技术，为后期的开发工作提供新的资源储备。
3. 加强油田管理和维护油田的管理和维护对于剩余油的挖潜至关重要。
要加强油田的管理和维护力度，保障设备的正常运转和生产的稳定进行，确保剩余油的挖潜工作能够顺利进行。
4. 积极开展科研攻关对于剩余油的挖潜工作，需要积极开展科研攻关，引入先进的技术手段，如地震勘探技术、岩石物理学等，提高对剩余油资源的认识和应用技术，为开发工作提供新的科学依据。
对于新海27块的二次开发后期剩余油，必须进行再认识和挖潜对策。
只有加强对剩余油的认识，积极寻求挖潜对策，才能充分挖掘油田的潜力，提高资源利用效率，为我国石油产业的可持续发展作出贡献。
油田地质开发厚油层剩余油分布及挖潜技术研究
油田地质开发厚油层剩余油分布及挖潜技术研究前言油田进入特高含水期后，综合含水高、采出程度低、采油速度低、无效低效循环严重。
目前已采出可采储量的86.03%，剩余可采储量只有4368×104t，水驱综合含水已高达93.85%，在现井网条件下剩余油难以有效动用，常规的综合调整方法只能减缓产量递减，提高采收率的幅度较小。
原油地质储量中67.51%储量分布在有效厚度大于2m的厚油层中，尽管目前厚油层平均综合含水已高达94%以上，而厚油层仍有27.4%的厚度未水洗，采出程度只有31.3%，因此厚油层是油田主要挖潜对象。
波及体积小是要原因，厚油层内有1/3的厚度低未水洗，其中因结构单元注采关系不完善造成未、低水淹厚度占总的未、低水淹厚度比例达78.6%。
油田纯油区虽然绝对井网密度达到60口/km2以上，储层宏观水驱控制程度达到了98.6%，但水驱各套层系的井网密度一般在15口/km2左右，注采井距300m或212m。
由于油田厚油层主要是由多期河道叠加而成的厚砂体，在现层系井网条件下，尽管自然层是连通的，但由于层内非均质和注采井距大，厚砂体内部结构单元连通厚度小或不连通，在300m井距下砂体连通率只有60.5%，当加密到150m井距时，砂体连通率可达到93.4%，提高了32.9个百分点。
因此通过井网加密、缩小井距可有效提高厚油层内的水驱控制程度。
如何增加厚油层可采储量、提高采收率，是油田特高含水后期开发重中之重。
通过准确描述、识别厚油层内剩余油，并合理制定挖潜对策，实现有效挖潜，对油田持续高效开发具有重要意义。
1.油田地质开发厚油层剩余油分布及挖潜技术国内外技术发展现状随着油田开发的深入和计算机技术的发展，使精细油藏描述技术、油藏数值模拟技术、油田开发调整技术、油藏监测技术、计算机处理技术等都得到了进一步发展。
目前，国内外在油田开发调整方面，正不断向多学科联合技术攻关方向发展。
尤其在国内，大庆油田2005年实现了水驱开发调整的多学科油藏描述技术平台，以揭示长垣老油田高含水后期沉积单元控制下的剩余油分布特征，在挖潜方法上也在不断得到完善。
油田开发中后期剩余油挖潜方法
油田开发中后期剩余油挖潜方法摘要：目前我国多数油田都已进入开发后期，综合含水率为85%以上，一些老区块含水更是高达90%以上。
本文概括了目前国内外研究剩余油分布的几种常用的方法，为现场工作人员提供了理论帮助，并对剩余油分布的研究方向进行了探讨。
关键词：剩余油高含水挖潜方法前言目前我国绝大部分老油田都已经处于高含水期。
高含水期油田开发与调整的研究内容可以概括为一句话，即“认识剩余油，开采剩余油”，其难度比处于低、中含水期的油田要大得多。
重要难点之一就是确定剩余油分布及其饱和度变化规律，这是因为我国注水油田大多经历了几十年的开发与调整，地下油、气、水分布十分复杂，但这是一项必须解决的、有重大意义的问题。
一、国内外剩余油研究状况现在国内外对于剩余油的研究可分成3大项：宏观剩余油分布研究、微观剩余油分布研究和剩余油饱和度研究。
前两者是对剩余油分布的定性描述，而饱和度的研究是针对剩余油的定量表征。
1、剩余油宏观分布研究这一部分是在宏、大、小规模上研究剩余油的分布。
（1）驱油效率与波及系数的计算一般在油藏、油田、油区甚至在全国的范围内进行研究，求出驱油效率与波及系数的平均值，以提供剩余油的宏观分布特征，为挖潜方向的决策提供依据。
（2）三维地震方法在油田开发中主要有两方面的作用：①在高含水期油田或老油区中寻找有利的原油富集地区。
利用三维地震等综合解释技术进行精细油藏描述，改善了开发效果的例子不胜枚举；②监测油田开发过程。
（3）油藏数值模拟方法利用油藏数值模拟研究油层饱和度，可以计算整个油层中饱和度在空间上随时间的变化，并可预测未来饱和度的变化，因此有很大的实用价值。
这一方法主要用于两个方面：利用动态拟合的方法确定实际油藏中的含油饱和度分布，直接指导生产，这已在国内外油田开发中普遍使用；进行不同地质条件、不同驱动方式油层内饱和度分布的机理研究。
（4）动态分析方法动态分析是利用油田生产的各种数据和测试资料来研究剩余油分布，是一种直接而方便的方法。
新海27块二次开发后期剩余油再认识及挖潜对策
新海27块二次开发后期剩余油再认识及挖潜对策随着二次开发程度不断深入，新海27块基础井网水平井后期出现底水锥进速度快、产量降幅大、水平段动用不均等生产实际矛盾，目前日产油仅为35吨，含水高达94%，区块处于高液量、高含水、高液面开发状态。
针对油藏特点，在剩余油再认识基础上，提出了改善开发效果的技术对策。
标签：底水油藏；剩余油；侧钻水平井；均匀注汽1 油藏概况新海27块是含油饱和度较低的厚层状底水普通稠油油藏，是受大洼断层和海35断层所夹持的短轴背斜构造，南北方向比较平缓，地层倾角约1度左右，东西两翼构造变陡，地层倾角约2度～4度左右，该块天然能量充足，水油体积比达62：1，一次开发采取141m×141m正方形直井井网，油井快速水淹。
针对油藏特点，2004年开展水平井二次开发，实施后采油速度提高十倍，采收率翻倍。
但是后期水平井出现底水锥进速度快、产量降幅大、水平段动用不均等问题，目前日产油仅为35吨，含水高达94%，区块处于高液量、高含水、高液面开发状态。
2 剩余油分布规律再认识在经历了直井一次开发和水平井二次开发后，该块剩余油分布更加零散。
通过应用测井解释、油藏工程、动态分析、数值模拟等多种方法开展研究，分析剩余油分布特征。
2.1 纵向剩余油分布特征新海27块发育九个小层，两套油水系统，在储量及单井的拟合基础上，从纵向上分布可以看出，主力油层第3层和第6层的采出程度较低，剩余油较为富集。
2.2 平面剩余油分布特征将数值模拟的剩余油饱和度分布图与油藏动态分析结果相结合，新海27块平面剩余油富集区可归纳为以下几种类型：（1）断层控制的剩余油。
在大洼断层附近，由于断层的封隔遮挡作用，且井网不规则，致使地下流体因不能流动而形成滞留区，这种剩余油局部富集区域的含油饱和度较高。
（2）井网控制不住形成的剩余油。
新海27块以水平井开发为主，采取蒸汽吞吐措施辅助开发，由于蒸汽波及范围较小且由于水平段动用不均匀，控制范围外的油没有得到有效动用，形成井间剩余油。
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开发后期剩余油分布特点与挖潜对策
摘要：孤东油田二、六区经过多年的注水、注聚开发，目前已进入特高含水开
发后期，剩余油分布局部集中，大部分呈零散状态。
本文依托典型高含水精细地
质研究工作，应用数值模拟、密闭取心井总结、新井测井及生产资料分析等分析
手段，初步总结出高含水油藏剩余油主控因素及分布特征，并以此为基础提出了
改善开发效果的措施。
关键词：高含水；剩余油分布；控制因素；开发措施
前言
油田进入高含水阶段后，由于长期的强注强采，地下油水分布发生了巨大的
变化，开采挖潜的对象不再是大片连通的剩余油，而是转向了剩余油高度分散而
又局部相对富集的区域，因此后期的油藏开发管理工作极端重要。
在目前严峻的
经济条件下，从已发现的油田增加产量和提高最终采收率是当务之急。
而搞清剩
余油的分布规律是降低开采成本、增加产量、提高最终采收率的关键。
孤东油田在水驱时强注强采造成储层物性变化大、大孔道窜流严重、地层压
力高且不均衡及注聚配注与注水配注相差大的恶劣条件下，经过不断的探索和矿
场实践，聚合物驱油效果不断得到改善，同时三次采油配套工艺和现场管理等方
面也取得了一定的成果和经验，形成了具有孤东特色的矿场管理模式，剩余油分
布因素成为制约开发效果的关键。
本文利用油田近几年来的新井测井资料、动态
监测以及生产等各种动静态资料，对目前高含水期的剩余油影响因素及分布规律
进行了分析和探讨，为油田扩大注水波及体积，提高储量的动用程度提供了挖潜
方向。
1、高含水油藏剩余油分布控制因素
1.1平面剩余油主控因素及分布特征
①内部低序级断层是控制平面剩余油分布的主要因素，在断层遮挡作用下，
断层附近、断层夹角等水驱控制程度差的地区剩余油较富集。
②地层倾角控制油藏平面剩余油分布。
整装油藏储层较平缓倾角小，一般仅1-2 o，油藏地层倾角一般为5-15o,部分20o以上。
地层倾角较大时，受重力作用，构造低部位形成水驱
优势通道，水驱波及程度高，水淹程度高，构造高部位非优势通道区域水驱波及
范围小，加之油气向上运移，构造高部位剩余油较富集。
数模各小层剩余含油饱
和度图显示各层构造高部位剩余油富集程度均高于构造腰部及低部位。
③对于边底水能量较强的块状厚层，油藏平面剩余油主要受储层韵律性控制。
正韵律厚层
底部水窜严重，注入水形成无功循环，油层顶部无论是构造高部位还是低部位，
剩余油均较富集，底部水淹严重。
数值模拟显示正韵律油层顶部剩余油整体富集，密闭取心井资料显示顶部仍有38.3%的厚度驱油效率低于40%，进一步验证了正
韵律层构造腰部及低部位油层顶部剩余油仍较富集。
反韵律厚油层边缘注水时，
水线推进均匀，边内注水时，水线舌进严重。
构造高部位新钻井资料验证了该规律，在高部位停产井已高含水停产的情况下，高部位及高含水井间滞留区仍然有
2-5米的油层存在，而此时构造腰部及低部位已高度水淹，密闭取心井显示水洗
及强水洗。
④对于边底水能量较弱的层状薄层，油藏平面剩余油主要受井网形式控制。
注入水受井距、产液强度、平面非均质性等因素影响，沿压降较大的优势
通道水淹严重，非优势通道滞留区剩余油较富集。
非注水主流线位置，测井曲线
显示水淹严重，而低部位井位于注水非优势通道位置，测井解释为纯油层，补孔
生产综合含水仅28.9%，说明构造相对低部位非优势通道区仍有剩余油富集，水
井排非主流线的井间滞留区剩余油较富集。
1.2纵向剩余油主控因素及分布特征
油藏的复杂性主要表现在平面断层发育，纵向上的差异大。
①层间剩余油主
控因素及分布特征。
控制层间剩余油分布的最根本因素仍然是地层系数kh值差异，高kh值层驱油效率高，剩余含油饱和度低，低kh层驱油效率低，剩余油较
富集，但是由于油藏纵向小层多，层间非均质性强，因此高含水阶段层间驱油效
率相差倍数更大。
统计含水级别在92%-95%的油藏密闭取心井资料，油藏驱油效
率相差倍数在2.13-2.43之间，平均2.28，如整装油藏层间驱油效率相差倍数在
1.14-1.54之间，平均1.33，油藏层间驱油效率相差倍数较整装油藏明显偏大。
密
闭取心井资料显示了同样规律，大部分储层为高渗厚层，kh值高，驱油效率高，
微观剩余油呈珠状分布于粒间孔隙中，剩余含油饱和度低，一般在20-40%之间；
大部分储层为低渗薄层，kh值低，驱油效率低，微观剩余油呈浸染状分布于泥质
杂基中，剩余含油饱和度高，一般在40%以上。
②层内剩余油主控因素及分布特征。
层内剩余油分布主要受层内韵律性的控制，a、正韵律层下部物性好，渗透
率高，注入水沿底部高渗条带水窜，油层底部水淹严重，顶部水淹相对较轻，剩
余油较富集。
b、反韵律层剩余油富集部位和富集程度受非均质性强弱的影响。
非均质性较弱(级差较小）的反韵律油层，重力分异作用渗透率差异和重力分异产
生作用相当时，驱替过程相对均匀，层内水淹较均匀。
随着非均质性进一步加强，重力分异作用弱于渗透率差异产生作用时，层内水淹方式转化为顶部水淹，剩余
油转化为底部富集。
c、复合韵律层，储层非均质控制剩余油的分布，呈多段式，高渗层段水淹严重，层内水洗程度高。
2 高含水期改善开发效果的措施
由于注水开发油田油层严重非均质性和受注采井网、注水方式、开采历史等
诸多因素影响,必然造成油层在平面上水淹程度及纵向上水淹状况的不同,剩余油
分布具有一定的差异。
（1）改变液流方向扩大注入水波及体积。
通过改变液流
方向在油层中造成新的压力场,引起油、水渗流方向改变,使注入水进入波及较差
地区,从而使动用较差的剩余油相对富集区的原油推向井底而被采出,达到扩大注
水面积和波及系数,改善注水驱油效果的目的。
通过改变液流方向在油层中造成新
的压力场,引起油、水渗流方向改变,使注入水进入波及较差地区,从而使动用较差
的剩余油相对富集区的原油推向井底而被采出,达到扩大注水面积和波及系数,改
善注水驱油效果的目的。
对于基础井网长期停注层恢复注水,同时停注其周围相应
注水井,使液流方向改变,扩大了注入水波及体积。
（2）开展大面积周期注水。
加
大周期注水的力度,重点选择含水较高、油层性质较好的二、三类厚油层进行周期
注水。
对于平面上的剩余油,主要开展了周期注水和平面调整,对于顶部的剩余油,
从补孔、压裂等优化措施入手。
（3）在细分韵律层的基础上，建立韵律层井网，提高水驱动用状况，增加水驱控制程度。
对于复杂油藏，在精细构造研究的基础上，按照整体考虑、上下兼顾的原则，采取滚动调整、跟踪研究的实施办法，提
高钻遇成功率，取得较好调整效果。
3 结论
高含水期剩余油的形成主要与注采对应关系、大孔道、累积注入倍数、构造、储层、开发工程及油藏管理等因素有较大关系。
平面上动态注采对应差、受井间
渗流特征及大孔道等影响的滞留区、绕流区、起伏较大的微构造高部位。
另外对
油层的认识以及井网因素未发现的剩余油也是一个不容忽视的潜力。
开发措施：(1)改变液流方向是扩大注水波及体积的有效途径。
（2）挖掘油层内部剩余油是
水驱稳产的保证。
（3）应用精细地质研究成果是提高措施方案符合率的关键。
(4)应用各种剩余油挖潜技术和水动力学采油方法,扩大注水波及体积和提高中弱水洗部位的水驱程度,仍然可以改善水驱开发效果。
参考文献：
1李阳.储层流动单元模式及剩余油分布规律［J］.石油学报，2003，24（3）52～55
2.戴启德刘仁君等. 孤东油田储层研究与开发石油工业出版社 1998年9月。