不同含水阶段油井变化规律及生产管理对策
不同含水阶段调整井产能预测方法
度大 的问题 , 开展 相关研 究 , 建 立 了一套 完整 的不 同 含水 阶段调 整井产 能预 测办法
1
产能预测方法研究
产 能 预测 作 为 油藏研 究核 心 问题 , 研 究 人 员开
展 大量研 究 , 形成 录井法 产能 预测 二测井 法产 能预 测 艺 神经 网络 法产 能预测川 等多 种产 能预测 方 法 , J 其 中使用 最 多 应用 范 围最 广 的还 是 稳 定 平面 径 向 渗 流产能计 算公 式, 比采 油指数 法作 为稳定 平 面径 向渗 流产能 计算 公式 的简化 变形 , 深 受广 大 油 藏研 究 者 的喜爱 比
根据 L 油 田调整 井所 处 井位 的 储 层 及 流 体 性 质 , 确 定 原 始 状 态 下 BS调 整 井 比采 油 指 数 为 1. 3m 3/ ( M P a d m ) , Bg BI O B l l 调 整井 比采 油 d m)
践 , 整理 总结 出 利用 水 淹 资料 预测 含 水率 的 方法 , 即水淹层 厚度 加权 含水 预测法 该方 法是在 调 整井
汇总周边 生产 井类 比法 数值模 拟 法 水 淹层 厚 度 加权 法结果 , 预测 调整 井含水 率 范 围见表 2
表 Z L 油 田调 整 井 含 水 率 预 测 范 围
水淹厚度 加权法含
cm3 ,胶 质沥青 质 含量 2 . 1 % ~ 28 . 4 % , 地 层 原油 1 6 5 粘 度 2 10. 0 一46 0. 0 mp a S 目前 , 通 常 使 用 周 边 生 产 井 类 比法 数 值 模 拟 法 水淹 图含 水预 测 法 , 来 预 测调 整 井 含水 率 , 这 些 方 法都属 于利 用 间接 资 料 预测 调 整 井 含水 的方 法 水淹 图预 测含 水 的前 提 条件 是 , 油 田要 具备 大 量 的 分层 产液 吸水 剖 面 资 料 IJ 油 田整 体 处 于 中 低 含
生产油井含水突升原因分析及处理措施
生产油井含水突升原因分析及处理措施摘要：针对渤海油田某油井生产过程中出现的含水突升、产液量及井底流压上涨等情况开展了要因分析，通过要因分析认为是该井管柱原封堵工具（防上顶工具时效，丢手管柱上移）失效，原生产层位水窜所致，这也通过作业中起出丢手管柱后得到了验证。
基于此，为彻底解决油井含水突升问题，采取了现场对管柱组合由普合管柱+丢手管住更改为Y分管柱的应对措施，作业结束后启泵投产，通过跟踪生产数据分析，措施应用达到了目的要求，该油井含水恢复到了常规水平，成效显著。
同时也为后续类似情况的产生提供了相关参考依据。
关键词：生产油井；含水突升；防上顶工具；丢手管柱1油井生产现状渤海油田某口油井目前日产液93m3，日产油0.5m3，含水99%，流压11.3MPa。
1.1补孔前后数据对比该井自上返补孔作业后生产状况如下表1、表2所示：（1）该井自上返补孔作业后井底流压缓慢下降，于A年6月11日明显上升。
表1 上补孔作业前井底流压变化曲线表2 上返补孔作业后井底流压变化曲线（2）该井上返补孔前含水一直较高，上返补孔作业后含水明显下降后趋于稳定，于6月11日突然上升，如下表3、表4所示。
表3 上返补孔作业前含水率变化曲线表4 上返补孔作业后含水率变化曲线（3）该井自上返补孔作业后电机温度缓慢上升，于A年6月11日明显下降，如下表5、表6所示。
表5 上返补孔作业前电机温度变化曲线表6上返补孔作业后电机温度变化曲线（4）该井自上返补孔作业后产液量基本稳定，于A年6月11日明显上升，表下表7所示。
表7 上返补孔作业后产量变化曲线本井于A年6月11日00：30到1:10期间，井温由40℃下降至38℃，在4:00左右上升至50℃，后继续缓慢上升，目前稳定在54℃。
油压由3.5MPa上涨至4.5MPa，套压稳定在3MPa左右。
A年6月10日化验含水分别为2.3%和1.9%，平均化验含水2.1%，在现场发现参数异常后，多次取样，发现含水较高，平均含水99.1%，同时倒入计量后，产液量由40m3/d上涨至92m3/d。
特高含水期油藏精细管理方法
质砂岩油田。
大庆油田历经60余年的开发，始终以高水平、高效益为目标；以解决“层间、层内、平面”问题为核心，在持续的实践与探索中，形成了完善的油田开采理论以及与之相匹配的开采技术。
特高含水期油田的储采严重失衡，剩余油严重分散，液油比迅速上升，挖潜难度极大。
因此，应以“控含水、控递减、提高采收率、提高难采储量动用程度”作为精细管理的最终目标。
以大庆长垣油田为例，储层的非均质特点对最终的油田开发效果产生重要影响。
上世纪末，喇萨杏油田通过全面的地质调查，采用垂直上细分沉积单元、平面上细分沉积微相的方式，构建了大庆长远油田的砂体沉积模式，并创立了“模式绘图法”，得到了大范围的实践应用。
步入21世纪后，无论是三次采油力度还是综合调整的力度都有了显著提升，调整对象也从层间逐渐转向了层内，厚油层底部的低效、无效循环和顶部的剩余油共存[2]。
在这种情况下，如果只认识到河道砂体的非均质特点已经无法满足开采需求，因此开始倾向于河道类型划分、层次划分等河道砂体的非均质性描述的研究。
比如，关于曲流河型砂体的研究，分别从复合河道砂体识别、单一河道的识别、单一点坝、点坝内侧积体与侧积夹层识别、内部构型的三维地质建模五个方面进行研究，加深了对曲流河型砂体平面和层内的非均质性特点的认知。
当油田的采收进入中后期，油水比会越来越高，粘结度也会发生很大变化，从而给注水开采带来困难。
该时期的油藏特点决定了无水采油的时间非常短，采收过程中几乎不可能是成片的油藏。
见水之后，油藏的含水率会迅速上升，然后便会呈现高含水、特高含水现象。
为了提高有产量，往往会采用强注强采的方法，从而在短时间内获得满意的采收率，而且并不会立刻产生其他不良影响。
但实际情况却是，地下油水的分布已然发生了翻天覆地的改变，水油比越来越大，给后期开发、开采造成很大阻碍。
如果仍然用早期的油藏来描述这一阶段的油藏特点，显然无法达到开采要求，所以要针对特高含水期油藏的具体特征来构建剩余油的预测模型，利用精细化系统模型分析剩0 引言我国的油藏管理的研究开始于20世纪90年代中期，阎存章、杜志敏、张朝琛等学者先后在江苏、胜利、中原等老油田进行了实践调查与研究。
油田含水变化规律
实际工作中为了便于应用，将油水相对渗透率的比值表示为含水饱和度的函数。
从而含水率可进一步表示为：
用含水率对含水饱和度微分得：
含水率对含水饱和度微分结果表示的实际意义：当含水饱和度增加1%时，含水率变化的幅度，也就是说采出程度增加1%时含水率变化的幅度，即含水上升率。应用能代表油藏的相渗曲线，根据含水上升率的理论表达式，就可以计算油藏的理论含水率变化曲线。
4、含水上升规律变化模型特征分析3-7-6.7
新区或开采时间不长的单元来说，一般应用理论含水特征即相渗理论分析今后含水变化，而对于跃1块含水已经达到90%，应该可以应用实际生产数据分析含水变化。
一般来说，实际分析含水变化的公式很多，上述的含水上升规律模型也是经常应用的方法之一。但是现场应用时一般含水率变化大，回归计算波动较大，另外一般开始时也很难知道含水上升规律是三种模式即凸型、S型和凹型其中的哪一种（图10-27）。或者有的文章加上过渡曲线即所谓的五种变化规律。往往对分析含水变化规律产生较大的误差，甚至错误。本文推荐一种常用的应用累计产油与累计产水的关系，即张金庆水驱特征曲线的应用，一方面避免了含水率的波动，另一方面这种方法出现的直线段时间早，便于早期的预测分析，在现场应用取得较好的效果。
NP—累积产油量，104t；
NR—可采储量，104t；
R*—可采储量采出程度，%；
a、b、c—计算参数。
计算步骤：
（1）由式（1）回归计算得某一时间直线段的a、b值；
（2）由式（2）、（3）计算NR和c值；
（3）由式(2)（4）计算今后已知NP或R*的f值。
计算结果，跃地1块2002年10月出现直线段，即含水87.9%。b=812074.47，a=5.5322，相关系数=0.99849，C=1.467373，NR=55.34万吨，采收率R=30.05%。与下面曲线对比，因为a大于1，从可采储量采出程度于含水率关系曲线（图10-28、10-29）可以看出，含水上升规律属于凸型。
油田开发中解决高含水油井问题
油田开发中解决高含水油井问题随着国内的大多数油井开采已经进入了中后期，油井采出液进入了高含水阶段，油井的开采率日益的降低，石油的产出比也逐渐的下降，给我国的石油供应带来严重的困境，为了满足我国日益增长的对石油资源的需求，就要提高油井的出油率，因此解决我国油开发中高含水油井问题就成为了一切工作的出发点。
标签：高含水油井；石油；石油开采；油田开发目前过高的含水率和油层存在伤害是许多油田部分井产能低的主要原因之一，我国的一些油井在注水开采的过程中，注水井和油井存在裂缝或是较大的孔道沟通，从而造成了油井暴性水淹，并且造成整个区块产能的下降，这种早期的开发方式严重降低了注入水的波及系数，不利于油田的长远开发。
高含水的油井，存在地层渗透率低、均质性差等问题，严重影响我国油井的出油率，不能满足我国社会经济发展和人们生产生活对石油的需求量，我国的石油储备量下降，严重威胁着我国石油能源的安全，本文就以延长油田吴起采油厂为例，主要对我国油田开发中高含水油井问题进行探讨，旨在提高我国油井的开发效益，增减石油产量。
一、延长油田吴起采油厂的概述延长油田吴起采油厂组建于1993年3云，现总资产有117.3亿元，职工5847人，生产油井3998口，现已具备年产200万吨，日产5400多吨的原油生产能力，是延长油田中生产规模最大、综合实力最强的生产单位，产量占到延长油田总产量的六分之一。
2011年，吴起采油厂把注水开发列为“天”字号工程，继续实行“一把手”负责制，将本年注水工作的目标任务确立为：新钻注水井325口，投转注230口，新增注水面积98.53平方公里，新增水驱量3173.46万吨；注水区自然递减率控制在8%以内，注水相对增油5万吨。
累计建成投运联合站5座，计量增压接转站13座，铺设集输管线1748公里，集输单井2622口，井区管输率达52.6%，提前建成投用了吴延原油运输管线，彻底结束了汽车运输原油的历史。
建成注水站48座，铺设注水管线910公里，井区道路、桥涵、队部、值班房全面改善。
高含水期影响有杆抽油井免修期的原因及其对策
出油阀更 易损坏 。 柱 塞 、泵筒 ： 柱塞 与泵筒之 间是一种 间 隙动密封 ，间隙 的加大 是 造 成泵 漏的 另一 重要原 因 。密封 间隙 加大 的直 接原 因 ，是柱 塞 、泵 筒
的磨 损和腐 蚀 。磨 损主 要是 碾磨 磨损 和 划伤磨 损 。碾磨 磨损 和划 伤 磨 损是 由常 规泵 的结构 缺 陷引起 的， 常规柱 塞在 其上端 形成 具有 两个 台阶 的阶梯 轴结 构 。当柱塞 上行 时 ，砂粒 在柱 塞上 下 两端 的压差 及 重力 作 用下 ，在这 两个 台阶 与泵筒 的环 形 间隙 中极 易沉 积 ，且不 易被 流体 冲 刷掉 ，有越 挤越 紧使柱 塞发 生 自锁 的趋 势 ，使 抽 油泵 在 出砂和 腐蚀 双 重作 用下使用寿 命更短 。
１ ． 杆柱 弯 曲 ：杆 柱下 行 时 ，柱塞 下行 遇 阻 ，使底 部 杆柱 受压 ，产
生螺旋 或振 弦弯 曲 ，加大 了杆 管之 间 的摩擦 ，加 之采 出 液含 水高 ，杆 管间 的润滑条件 变差 ，以及井 液 的腐 蚀更使 磨损加 剧 。 ２ ． 油管 弯 曲 ：在 某些 油 井 中使 用机 械坐 封式 封 隔器 ，使 油 管受 压 产生弯 曲 ，对 于抽 油杆来说 “ 直井 ”变成 了 “ 斜井 ” ，在 杆柱 上行 时便
关键词：高含 水 作业原 因 免修 期 抽 油泵 杆管偏磨
油气藏动态分析： 油井含水率变化分析
3. 含水率变化分析的基本步骤
（ 4 ） 分析相邻油井生产状况变化。例如，相邻油井高含水层堵水或关井停 产后，可能造成本井含水率上升。 （5）分析油井措施情况。 （6）确定含水率变化原因，提出相应的调整措施。
3.3.2油井含水率变化分析
四、控水措施
✓ 找出其见水层位和来水方向； ✓ 在相应注水井上控制注水量； ✓ 在油井上暂时卡封含水95%以上的特高含水层； ✓ 对平面矛盾大的井组，可通过注水井之间配注
3.3.2油井含水率变化分析
三、含水率变化分析
（2）含水率下降的主要原因
➢ 平面调整见效，如高含水层控制注水； ➢ 措施（堵水、压裂、酸化、换泵）见效； ➢ 调大工作制度（抽油机井调大冲程、提高冲次、螺杆泵井提高
转数、电泵井放大油嘴）； ➢ 冲砂见效。
3.3.2油井含水率变化分析
三、含水率变化分析
3. 含水率变化分析的基本步骤
（1）结合油层性质及分布状况，搞清油水井的连通关系； （2）搞清油井的见水层位及其出水状况，特别是主要见水层、主要来水方向 和非主要来水方向； （3）分析注水井分层注水状况，各层注水强度变化，分析主要来水方向、次 要来水方向的注水量变化和油井含水率变化的相互关系。
3.3.2油井含水率变化分析
3.3.2油井含水率变化分析
三、含水率变化分析
（1）含水率上升的主要原因
✓ 作业、洗井等入井液导致水锁现象； ✓ 堵水失效，如堵水层封隔器失效、死嘴失效或化堵层被冲开； ✓ 井筒有堵塞； ✓ 抽油机井机、泵、杆工况差； ✓ 相邻注水井管柱失效； ✓ 相邻采油井堵水或关井； ✓ 高含水层超注； ✓ 边水、底水侵入加快。
3.3.2油井含水率变化分析
三、含水率变化分析
如何管理好油水井
如何管理好油水井大港油田采油一厂是一个有着40多年开发历史的老油田，这里地质构造复杂，油水井管理的难度较大，我凭着对工作的热爱，不断学习不断进取，工作中理论联系实际总结出一套行之有效的解决问题的方法。
这里我简单介绍一下管理自喷井、抽油机井、注水井的一些经验做法。
一、自喷采油 是依靠地层能量（包括人工注水）来开发油田的一种常见的开采方式。
这种开采方式的井下和地面设备简单，生产成本低，管理方便。
自喷井的管理基本上包括三个方面：（1）管好采油压差。
静压（即目前地层压力）与油井生产时测得的流压的差值叫生产压差，又叫采油压差。
在一般情况下，生产压差越大，产量越高。
油嘴是起着控制油井生产的作用。
改变油嘴的大小，就可以控制和调节油井生产压差和产量。
（2）取全、取准各项生产及化验分析材料。
自喷井资料七全七准是指油压、套压、流压、静压、产量、油气比、原油含水化验等七项资料全准。
（3）保证油井正常生产。
新井第一次清蜡，一般是8小时到16小时开始。
如果时间太短，井筒死油和脏物排不净；时间过长，有可能使油井结蜡严重。
清蜡前应先用铅锤试通、检查井内情况，防止用刮蜡片清蜡时卡钻。
然后再用较小直径的刮蜡片分段刮蜡，不要一次下得太深。
下时要平稳缓慢。
注意查清挂、卡的情况。
逐步扩大刮蜡片直径，注意摸清刮蜡井段。
上述三条是相互联系而又相互制约的，要是油井高产稳产，就必须在这三个方面多做些工作。
管好采油压差是保持有较多油流入井底，而充分利用底层的压能。
取全取准各项资料又是科学管井，以及进行采油方面的科研工作最基本的保证，切不可忽视。
要使自喷井采出更多的石油要做好以下几项工作：（1） 注水：早期内部注水，在油田一投入开发，油田开始采油的同时，转注一批注水井，采用高压注水泵将水注入油层，以补充采出石油所消耗的能量。
这样可以使自喷油井始终保持充足能量，延长自喷采油期，并能长期保持稳产高产。
（2） 改造油层：由于石油从油层流到井筒的过程中，在井壁附近的压力损耗很大，因此，提高井壁附近油层的渗流能力，可以大大减少井壁附近的压力损耗，有利增加油井产量，增强油井自喷能力。
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不同含水阶段油井变化规律及生产管理
对策
摘要：不同的水驱油田开发过程中，均有不同的含水上升规律。
影响含水上升率的因素较多，主要取决于油水粘度比和油层渗透率级差，因此不同条件的油藏含水上升规律各不相同。
对于一个油藏，注水开发的过程中，油水粘度比影响着阶段采收率和含水上升率。
经济技术条件下精细描述地下构造提高认识，采取有针对性的措施，确保老井产油，是油藏经济开发的需要，也是老区水驱油藏接
替稳产的有利保障。
关键词：水驱油田；含水上升规律；油水粘度比；接替稳产
一、油田含水率的变化规律
影响含水上升率的因素较多，主要取决于油水粘度比和油层渗透率级差，因此不同条件的油藏含水上升规律各不相同。
对于一个油藏，注水开发的过程中，油水粘度比影响着阶段采收率和含水上升率。
实践表明：任何一个水驱油藏，含水率与采出程度之间存在一定的内在关系。
根据童宪章导出的含水率与采出程度的基本关系式，图形大致呈一条S型曲线（图1），它能够适用于一般的油藏，即中等原油粘度和中等渗透率级差的油藏。
不同的水驱油田开发过程中，均有不同的含水上升规律。
但是，通过产液结构调整，即调整不同类型井和不同油层的产液量比例，能够控制油田的含水上升速度。
通过对含水较低的井加强开采提高采液速度；对含水特高和较高的井采取
分层控制注水和分层堵水，控制其产液量增长速度；再加上注采系统调整、井网
加密调整和三次采油等方法调整，能够较有效地控制含水上升速度。
主要开发层
系为馆陶组，属河流相正韵律砂岩油层，具有油层埋藏浅，胶结疏松，易出砂，
串层现象严重的特点。
由于所辖区块位于断层附近，受断层影响，油层发育差，
与其他区块比较还具有泥质含量高，渗透性、含油饱和度差异大等特点。
油田进
入特高含水期，原油靠注入水冲洗携带出来，含水变化基本稳定，随着采出程度
的增大，含水相应增高是正常的。
但单井和小范围含水出现大的波动，可以肯定
的说管理上和井下管柱上出现问题，油层水淹、边水、底水的影响、注采调配效
果不佳、防砂堵水失效，都不同程度的影响油井含水。
二、特高含水对油井生产的影响
1.油井见水后，通常采油指数下降，含水量不断增加，井筒含水比增大，液
柱重量也随之增大，重力消耗要增加，（据统计资料分析，含水增加1%，流压将
增加0.03MPa）从而会导致油井过早停喷。
另一方面，在注水开发油田中，主要
是靠注入水来补充地层能量，可是这些注入水却从高渗透条带或裂缝流进油井而
被采出，因此使得地层压力下降，水驱油效果变差。
2.油井出水会引起粘土膨胀，降低油层的渗透率，且往往造成非胶结性储油
砂层结构的破坏，增加油井出砂量，严重时可以造成油层塌陷，油层出砂及、灰
浆以致油井停产。
井内油水两种液体的出现，增加了砂粒之间的固结能力，形成
坚实的砂堵，增加冲砂的困难。
3. 油井大量出水不但加重深井泵的负荷，使得地面管线结垢更为严重，而
且地层水有很大的腐蚀性，油井设备受被腐蚀的速度变快。
4.油井过早出水会在井网控制程度低的区域形成死油区，降低采油注水效率，因此大大降低了油田的采收率。
5、高含水对地面管理带来很大不利，井下管柱腐蚀快，井口不宜密封，地
面管线腐蚀快，管线承受机械力大易破损。
三、针对高含水的生产管理对策
对于油井高含水采取的综合性措施可归纳为三个方面：（1）制订合理的油
田开发方案，争取分采分注和规定合理的油、水井工作制度，以控制油水边界较
均匀的推进。
（2）在工程上要提高固井和射孔质量，避免采取会造成套管损坏（或水泥环破裂）的井下工艺技术措施，以保证油井的封闭条件，防止水层与油
层串通。
（3）加强油水井的管理分析，及时调整分层注采强度，保证均衡开采。
而第三方面正是我们日常生产管理的重点。
水驱油田开采后期，油井含水率升高
虽然是不可避免的现象，然而由于油层性质不均匀以及开发方案和开采措施不同
等原因，使水在纵向和横向上推进很不均匀，造成油井过早水淹，采收率降低。
所以，在油田开发过程中，必须及时注意油井出水动向，利用各种手段方法，确
定出水层位，采取相应措施。
油井的日常生产管理主要包括地面、井筒、地下
（油层）管理三个方面，井筒和地下管理是控制油井含水率升高的关键，井筒管
理的核心是控制合理的生产压差，油层管理的任务是利用动静态资料相结合综合
分析搞清油层状况，从中掌握各层段发挥作用的情况和存在的问题。
具体措施：（一）控制合理的生产压差
含水上升的规律与注采强度有很大的关系，调整不同渗透性层注采强度、合
理控制生产压差，能有效的控制含水上升。
控制合理的生产压差需要认真细致地
工作。
各个油层的岩性、物性不同，在出砂和含水上升规律上有自己的特殊性，
因此压差的控制要因井层而异，需要根据油田开采程度和各井的不同条件，通过
反复实验，认真分析和摸索，才能找出既不破坏油层结构，又能保持高产、稳产
的生产压差。
生产压差的影响：研究结果表明，动态上压力场不均衡是造成平面、层间和层内矛盾的根源所在，在开采过程中，压力场均衡的井组开发效果明显好
于不均衡的井组。
此外，地层压力和含水上升率关系曲线表明，二者之间呈正相关，地层压降大于-0.3MPa后，含水上升迅速增大，地层压降大于2.0MPa，则油
层开始脱气，平面上压降最佳控制在0.5-1.5MPa之间。
七区西52+3、54-61、
63+4等三个单元的地层压力均高于原始地层压力，长期强注强采是造成目前“三高”状况的主要原因。
对于单井而言，过高的生产压差会导致边水、底水的快速
推进，导致油井的快速水淹。
（二）分析油层动态状况采取相应措施进行改造
1. 深化层间层内非均质研究及认识，实施水井调剖工作
层内水淹主要受砂体韵律性和重力的影响，油层下部渗透率高，注水开发过
程中渗流阻力相对较小，再加上重力作用加剧水质点下降，从而造成注入水沿砂
体中下部优先突进。
据室内物理模拟试验结果，在注水井井筒附近，各渗透层段
均能吸水，但在远离注水井的区域，注入水沿下部高渗透层段推进速度和距离明
显要高于上部低渗透层段，对应油井也是下部高渗透带优先见水。
由于油层非均
质性，注入水沿高渗带水窜，油层纵向水驱控制程度差异大，造成油井含水上升快，产量递减大。
2. 实施油井卡封改层，改善纵向储量动用程度
针对低产井较多、产量被动的实际，精细分析研究，对有潜力的井实施卡封
改层的措施，挖掘层间剩余油潜力。
上半年共实施2井次，效果好的1口，累积
增油451吨。
某井原生产45层，效厚1.4 米，正常生产时产量
26.4t/1.0t/96.1 %，液面877米。
2016.4月对其实施44+54552+3合采，效厚22.2米，油喷生产，目前产量137.1t/11t/91.9％，动液面井口，累计增油1989吨。
3. 资料跟踪及时测试工作到位：高含水期出现液量变化井下原因较多，及
时录取相关资料，跟踪分析，及时做工作；通过确实可行的群扶挖潜措施延长油
井免修期。
4. 优化机、杆、泵组合合理沉没度：高含水稳定性好，通过优化机、杆、
泵组合合理沉没度能收到节约能源、费用、提高采液量的最佳效果。
5.加强地面设备的监控管理，为地面的管线井口流程加强巡回检查，及时维
修更换以避免管线穿孔造成的不必要的影响。
四、结论
1. 根据特高含水期剩余油分布规律及特点，搞清地下油水分布状况，按层
间接替、井间接替的原则，准确把握挖潜对象，提高采收率。
可分为三类：一是
挖潜后可以增产的井，二是经过调整可以稳产的井，三是控制递减尚有余地的井，可通过注水调整，加强管理等措施减缓递减。
2. 以注水为主导，进一步完善注
采井网，搞好分层注水，增大井网控制面积，提高水驱波及系数，提高注水质量，以提高采收率。
3.在注够水、注好水的基础上，认真搞好油井的堵水、防砂等
措施，发挥含水较低层位的生产潜力。
[参考文献]
1.《砂岩油藏注水开发动态分析》. 方凌云、万新德,石油工业出版社
2. 《孤东油田储层研究与开发》.刘仁君、戴启德、刘良叔、窦之林等,石
油工业出版社。