油田高含水期开发技术
油田开发主要生产技术指标及计算
12、采油速度
油田（或区块）年采油量占已动用地质储量的百分数。
VD
qoa N
100
13、采油强度
油井单位有效厚度油层的日采油量。
采油强度＝油井日产油量/该井油层有效厚度
在油田开发中，为保持开发层系内部各层均衡开采，要求不
同井、层的采油强度控制在合理范围内，选择原则是：使大多数油
2. 中含水期（20%≤含水率＜60%）：该阶段主力油层普遍见 水，层间和平面矛盾加剧，含水上升快，主力油层产量递减。在这一 阶段要控制含水上升，做好平面调整，层间接替工作。开展层系、井 网和注水方式的适应性研究，对于注采系统不适应和非主力油层动用 状况差的区块开展注采系统和井网加密调整，提高非主力油层的动用 程度，实现油田的稳产。
吸水剖面的方法主要有；放射性同位素载体法、点测水井流量 法、水井连续流量计法和井温法等。
36、地层压力
地层空隙内流体所承受的压力。又称为储层压力。如果流体 为原油，则称为油层压力或油藏压力；如果为天然气，则称为气层 压力或气藏压力。油气藏投入开发前，各处地层压力相等，称为原 始地层压力。投入开发后，各处地层压力发生变化，且于注采状况 有关，称为目前地层压力。
RK
NP NR
100
19、采收率
在现有技术、经济政策条件下，标定的可采储量占原 始地质储量的百分数。 注水开发中高渗透率砂岩油藏采收率不低于35%； 砾岩油藏采收率不低于30%； 低渗透率、断块油藏采收率不低于25%； 特低渗透率油藏（空气渗透率小于10×10-3μ m2）采 收率不低于20%。 厚层普通稠油油藏吞吐采收率不低于25%；其他稠油油 藏吞吐采收率不低于20%。
科技成果——复杂断块油藏立体开发技术
科技成果——复杂断块油藏立体开发技术
技术开发单位
中石化胜利油田分公司
适用范围
特高含水期复杂断块油藏，特别是针对厚层断块、多油层断块以及复杂小断块三类中高渗断块油藏
成果简介
针对断裂系统复杂、断块小、油层多、井段长、非均质强、油水关系复杂的地质体，在精细地质研究、三维地质建模及剩余油分布、水驱油规律研究的基础上，精细划分油藏类型，分析不同类型油藏的地质、开发、剩余油特点与差异，集成地质、油藏、钻井、采油多学科技术，综合应用层系、井网和先进的复杂结构井技术立体组合，优化投资，最大程度地提高水驱控制和动用程度，达到均匀水驱和大幅度提高采收率的目的，是多种开发方式和开发方法的综合应用及优化过程。
工艺技术及装备
1、五级以下低序级断层描述组合技术；
2、断块油藏剩余油描述关键技术；
3、断棱精细刻画技术；
4、人工边水驱技术；
5、三级细分开发技术；
6、矢量化井网优化技术；
7、复杂结构井优化设计技术；
8、复杂结构井轨迹跟踪控制技术；
9、复杂结构井钻完井配套技术。
市场前景
该技术已先后在胜利油区等油田进行了推广应用，资源和经济效益十分突出，可在复杂断块油田推广应用。
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。
牛心坨低渗裂缝性油藏中高含水期提高采收率实践
牛心坨低渗裂缝性油藏中高含水期提高采收率实践摘要：牛心坨油层为一双重介质低渗裂缝性髙凝稠油砂岩油藏，目前处于中含水期。
近年来通过开展精细油藏地质特征研究，摸清剩余油分布规律。
在此基础上，实施分层系开发、注水结构调整、针对性措施挖潜及优化井下采油工艺技术等工作，开发效果明显改善，实现中高含水期高效开发，其成功经验对国内外同类油田的开发具有重要借鉴作用。
关键词：中含水；提高采收率；稳油控水；低渗；髙凝稠油；裂缝性；牛心坨油层一、油田概况牛心坨油层构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡北端牛心坨断裂背斜构造带南部，构造形态为近南北向断鼻构造。
动用含油面积5.4Km2，石油地质储量1328×104t。
储层为。
油层埋深1500~2200m，含油井段130~135m，自下而上发育N1-N7砂层组，储层岩性为碎屑岩、含钙砂岩、碳酸盐岩。
油层物性差，平均孔隙度11.3%，平均渗透率26.7×10-3μ㎡。
天然裂缝发育，方向为北东向及北西向，裂缝线密度8.2条/m，开度0.05~1.0mm。
为一边水油藏，原油性质属髙凝稠油，地层原油粘度76.3mpa.s，地面脱气原油粘度一般为400~1600 mpa.s，地面脱气原油密度0.89~0.92g/cm3，凝固点35~41℃，析蜡温度51~64℃，含蜡10.8%~15.5%。
原始地层压力20.07Mpa，饱和压力4.71 Mpa，原始汽油比23m3/t。
二、开发历程总体上可划分为天然能量开采和注水开发两个阶段：（1）天然能量采油阶段（1988年5月-1991年8月）此阶段，采取先期压裂改造油层，井筒伴热深抽工艺等配套技术开采。
日产油水平最高达到735t/d，但由于天然能量不足，导致油井单井产量由初期18t/d下降到阶段末5.4t/d，地层压力由原始20.07Mpa下降到13.6Mpa。
阶段末共投产油井81口，开井65口，日产油349t/d，阶段产油44.2152×104t，采油速度0.96%，采出程度3.33%。
油田开发动态分析的基本技术内容和要求
异常高压油藏对压力的敏感性
根据异常高压油藏形成机理可知，异常高压油 藏常具有低渗、高温、原油性质好等特性。初期生 产压差大（20—30MPa），产量高，日产油100吨以 上。生产过程具有低渗油藏特点，产量下降快。
当地层压力下降后，受围岩压力作用，孔隙压 缩，渗透率变小，而且不可逆，造成油井产能下降， 注水压力升高。该类油藏应确保合理地层压力。
孔隙 结构 影响 驱油 效率
孔隙结构 均匀
孔隙半径均匀，孔喉比小 压汞曲线呈粗歪度坐椅形
孔隙结构 不均匀
孔隙半径分布不均匀，孔喉比 大。
孔径大的孔隙占的容积百分数 小，对渗透率的贡献值大。
压汞曲线向右偏移呈细歪度
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度与地层倾角有关。 (1)有统一的油气水界面，属同一压力系统。 (2)
无统一的油水界面。 有边水和气顶能量，气顶易形成气窜，层间水驱
动用不均。
透镜体状砂岩油藏
为岩性圈闭油藏，平面上储层分布不连续，分布面积小。 小透镜体形成独立的油气小系统，纵向多个透镜体叠加，
表现为油水关系复杂。 平面投影叠加连片，开发井均钻遇油层，但不连通，形不
四、油藏压力温度
㈠ 压力的敏感性 压力系数 地饱压差 渗透率 原油性质
不同开发期
压力对油藏的 敏感性
高渗透油藏对压力的敏感性
在高含水开发期排液采油阶段，油层压力主 要受注水压力控制，尤其是在井距较小的情况更为 明显。
当老区打调整井时注水井关井（或其他原因 关井），油井仍然大排量生产，逐渐会出现油井供 液不足，新钻井测RFT主产层会出现压力系数很低 的现象，正常注水生产时主产层的压力系数，比 RFT测示高。
油藏开发高含水阶段剩余油分布模式探讨
280油藏开发后期，油田通常处于高含水阶段，此时剩余油分布比较分散，常常认为剩余油分布规律性不强，而实际上是存在一定规律的。
A油田已处于高含水阶段，剩余油表现出总体分散，局部集中的特征，开展剩余油研究，对油田下步挖潜有重要作用。
1 A油田地质特征A油田主要为滨浅湖滩坝和三角洲前缘沉积。
总体表现为下部沉积时水体较深，物源充沛，呈现“砂包泥”的特征，为三角洲前缘沉积。
主要微相类型为水下分流河道、河口坝、远砂坝、前缘席状砂和水下分流间湾，其中水下分流河道砂和河口坝砂构成了最主要的储集体，砂层厚，储层物性好，砂体呈NW-SE向展布。
油层呈“油帽子”发育在顶部，油藏模式表现为块状底水油藏。
油藏储层物性主要受沉积微相控制，物性的空间展布规律与沉积相带的分布具有较好的相关性。
2 剩余油分布模式2.1 平面剩余油由于平面剩余油的分布主要受微构造、储层隔夹层、沉积相带以及开发方式、特征等影响，导致平面上呈现分布较分散、局部较集中的特征，一般在平面上主要分布在沉积相边缘相带区域、构造的上倾方向、砂体的尖灭线周围、井网较稀、控制较弱等区域。
2.1.1 边缘相带储层物性差砂体的展布规律对水侵方向有决定作用，储层物性对注水水线推进速度有重大影响。
一般情况下，水驱油时水线往物性好的区域优先推进（沿坝砂、水下分流河道砂等），而后往物性相对较差的其他部位扩展（滩砂、坝砂侧缘、水下分流河道砂边部等），因此，容易产生在低渗带边缘水驱程度偏低，剩余油集中分布。
2.1.2 平面相变导致死油区构造-岩性油藏在相变区容易形成剩余油富集。
但受渗流屏障和渗流差异的影响，该区域水线波及不到，为死油区，同时储层零散，物性较差，该区域的剩余油为“滞留型”剩余油，无法被动用。
2.1.3 构造上倾方向水淹程度低构造特征对油藏的控制作用明显，除控制油气生、运、聚、保等，也会对剩余油的分布、油藏水淹等产生影响。
剩余油主要分布在构造较高部位，特别是在水淹初期和中期更是如此。
高含水油田开发后期挖潜增储措施
高含水油田开发后期挖潜增储措施发布时间：2023-02-23T02:44:25.297Z 来源：《新型城镇化》2023年1期作者：古丽娜尔·达吾提[导读] 对于高含水油田而言，开发后期油藏内仍然存在剩余油的原因主要有两点，分别是地质原因和开发原因。
新疆油田公司采油二厂第一采油作业区地质组新疆 834000摘要：提高高含水油田剩余油采收率是一项世界性难题，处于开发后期的高含水油田具有综合含水率高、产量下降快的特点，永安镇油田作为一个开发了40年的油田，目前处于开发的中后期，开发的对象已经由早期的砂层组到如今的单砂层，虽然采油速度较高，但是仍有大量的剩余油不能采出，如何实施开发方案，调整注采井网以提高采收率是目前在油田开发中遇到的关键问题。
本文就此展开了论述，以供参阅。
关键词：高含水油田；开发后期；挖潜增储引言提高高含水油田剩余油采收率是一项世界性难题，处于开发后期的高含水油田具有含水率高、产量下降快的特点，近几年来，我国的油田开发行业得到了巨大的发展以及提升，目前，油田的开发已经由刚开始的砂层组发展到现在的单层砂，而且采油的速度也有了明显地提升，但尽管如此，仍然还是有很多的油不能够被完全采出，且随着注水开采的方法的不断使用，油水进行混合，导致剩余油的开采难度越来越大。
倘若这种现象不能够被很好地改善，这些油不能够被完全开采出来，将严重影响我国石油的产量以及石油企业的经济效益。
由此可见，探讨高含水油田开发后期挖潜增储措施的重要意义。
1高含水油田开发后期剩余油分布控制因素对于高含水油田而言，开发后期油藏内仍然存在剩余油的原因主要有两点，分别是地质原因和开发原因。
首先，在地质方面，地层内沉积相的基本特征将直接决定油藏内砂体的结构，同时，也将对储层的平面及空间分布产生影响，因此，沉积相特征会对地层内油气水三相的分布产生影响，最终影响剩余油的分布情况，一般来说，不同的沉积相特征所含有的剩余油存在较大的差别，同时，剩余油的开采及控制难度也存在较大差距；其次，在开发方面，目前原油开发主要采用的是注水开发方式，在向地层内注水的过程中，水相会与部分油相相混合，从而最终导致油藏内存在剩余油。
扶余油田高含水期水淹层测井解释方法
第38卷 增刊2008年11月 吉林大学学报(地球科学版)Journal of J ilin University (Earth Science Editi on ) Vol 138 Sup 1Nov 12008扶余油田高含水期水淹层测井解释方法郑福先,王 波,王丽娜,刘淑玲,李晓辉大庆钻探工程公司测井二公司,吉林松原 138001 摘要:随着注水开发时间的增长,注水开发油田相继进入高含水期,储层原始的地质特征发生了很大改变,造成测井解释计算剩余油饱和度的困难。
针对高含水期油田地质和油藏特点,分析了测井曲线响应特征,结合油水井动态资料,从定性解释上升到较为合理的定量解释。
在实际生产中,见到了较好的应用效果。
关键词:水淹层;特征分析;解释评价;应用效果中图分类号:P618113 文献标识码:A作者简介:郑福先(1962—),男,吉林榆树人,高级工程师,主要从事测井和研究工作。
W a ter Flooded Layer I n terpret a ti on M ethods i nthe O il F i eld H i gh W a ter Cut St ageZ HE NG Fu 2xian,WANG Bo,WANG L i 2na,L I U Shu 2ling,L I Xiao 2huiN o 12Logging Co m pany of D aqing D rilling &Exploration Engineering Corp .Songyuan,J ilin 138001Abstract:The l og inter p retati on on s wep t layers is al w ays considered a puzzle at home and abr oad,with the ti m e of fl ood devel opment increasing,the oil fields using fl ood devel opment entered in high water cut stage,the reservoir p ri m itive geol ogic features changed greatly,causing the difficulties of accouting re maining oil saturati on by l og inter p retati on .A i m ing at geol ogic and reservoir features of the oil fields in the high water cut stage,this paper analyses bore l og res ponse characteristics,combined with the dyna m ic docu ments of oil wells and water wells,and inter p reted fr om qualitative inter p retati on t o relatively advisable quantitative inter p retati on .By theoret 2ical analysis and actual exa m inati on,this paper concludes inter p retati on and evaluati on means f or water fl ooded layers which are fit f or the oil fields in high water cut stage .I n actual p r oducti on,using this method can see re 2ferable app licati on effects and p r ovide reliable reference f or scientific reas onable adjusted devel opment in oil fields .Key words:water f oolded layers;characteristic analysis;inter p retati on and evaluati on;app licati on effects0 引 言扶余油田位于松辽盆地南部中央凹陷区东缘,是一个被断层复杂化的多高点穹隆背斜。
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油田高含水期开发技术研究
[摘要]：我国陆上大部分油田开发主要采用注水开发方式，并且大多已进入高含水开发期。
目前还有相当大一部分的储量要在高含水期采出，高含水期是油田开发的重要阶段。
本文通过分析高含水期剩余油分布与规律，提出了高含水期油田开发的调整方法，对此类油田开发有一定借鉴价值。
[关键词]：好含水期剩余油分布调整方法
中图分类号：te133+.2 文献标识码：te 文章编号：
1009-914x（2012）20- 0040 -01
一、引言
随着石油消耗的增加及储量的减少，提高原油的采收率成为了一项长期的、艰巨的任务，是一项综合采用各种高新技术的大的系统工程，它贯穿于油田开发的始终。
世界石油工业发展至今，许多油田已经进入后期开采阶段，而地下可采储量仍然很大，所以为了提高原油的最终采收率，世界各国一直在不断地探索新的技术与方法。
在油气开发策略上，我国大多数油田采用注水开发方式。
目前，我国大多数注水开发的油田己经进入高含水阶段。
据统计，我国油井生产平均含水己达80%以上，但仅采出可采储量的2/3左右，因此高含水期油田开发将是我国重要的油田开发阶段。
高含水期与中低含水期的开发规律不同。
在注水开发后期，随着水的长期冲刷，储层参数发生改变，随着水驱采出的水量越来越多，各层水淹不均匀，高渗层严重水淹，并且随着含水饱和度的增加水相渗透率的增
长幅度变小，注入水无效循环，耗水量增大，注入水的利用率大大降低，流压增大；低渗储层出油状况较差，动用程度较低，水在高渗透层形成优势通道，导致低渗层的波及体积较小，受到高渗储层的影响很可能不出油甚至出现“倒灌”现象。
因此研究高含水期油藏开发技术是非常必要的。
二、高含水期剩余油分布及控制因素
1.剩余油分布规律
垂直方向。
首先，层间剩余油分布。
层间剩余油的分布主要受层间非均质性的影响。
在垂向上，由于各个小层之间存在非均质性，导致在注水开发过程中出现严重的层间干扰和单层突进现象。
从而导致均质性较好、物性好的小层水淹早，采收程度高，而剩余油分布在非均质性较强、物性较差的小层内富集。
其次，层内剩余油分布。
层内剩余油分布，主要受沉积韵律的影响。
尤其是渗透率下高上低的正韵律油层。
在注水过程中，注入水大量进入油层的下部并沿着高渗带快速突进。
与此同时重力作用又不断使进入上部的水下沉，更加剧了下部油层水洗强度，这就使得油层上部可以赋存剩余油。
平面剩余油分布。
第一，正向微构造剩余油。
微构造是指在油田构造背景上油层本身的细微起伏变化所显示的构造特征，其幅度和范围都很小。
正向微构造主要是指小的高点、小鼻状构造和小的构造阶地等。
在注水开发过程中，由于密度的差异，在正向微构造中赋存的油气，很少被波及。
因此该部位成为高含水期剩余油分布
的主要部位之一。
第二，砂岩边部剩余油在砂体边部，一般储层物性相对较差，砂体的中部，孔渗性较好，难以赋存剩余油。
在油田投入开发早期，由于受当时工艺条件的限制，边部油井产能较低，因此采出程度较低。
进入油田开发后期，高渗透油层已水淹，剩余油相对赋存于砂体边部的低渗透区域。
第三，小断层附近剩余油，地层内部较大的封闭性断层，往往作为油藏的边界，控制着油藏的规模、油水分布等。
大断层边部往往衍生一系列的小断层，虽然小断层不能将油藏有效地分离隔裂开来，却会在局部区域影响甚至阻挡流体的流动，导致原油局部富集。
小断层对油藏的这种分割作用，使剩余油形成富集区。
2.控制因素
第一，地质因素。
沉积条件决定了碎屑岩的沉积韵律特征、沉积层理类型，同时也控制了砂岩的空间分布、沉积微相展布、储层的非均质性[29-31]、薄夹层分布等等地质因素。
其中储层的非均质性、沉积微相和小断层是影响剩余油的根本因素。
另外，由于后期的构造运动所产生的断层、裂缝、不整合面能够对油水运动产生影响，从而影响剩余油的分布。
第二，开发因素。
特高含水期动态注采对应关系、波及系数是影响水淹及剩余油分布的主要因素；构造对剩余油分布的控制作用有所减弱，但在不同的开发单元影响程度不同；另外由于防砂工艺、生产压差、窜层窜槽及射孔等开发工程因素以及由于钻井设计、注采井网造成的油砂体边界、形态发生变化等对储层的再认识方面都
会对剩余油的形成与分布产生重要的影响。
最后，聚合物的注入也会对剩余油的分布产生影响。
三、高含水期开发调整技术
油田进入高含水期开采，为了限制含水量，保持油田稳产或减缓递减速度，提高采收率，需要进行一定的调整。
1、改变液流方向
改变液流方向是调整注水油田高含水期的一种有效的方法，应用油藏数值模拟研究它的作用效果及作用方式。
通过转注改变液流方向明显改变了油藏开发效果。
在同一含水率下，转注与不转注相比，采出程度提高，即改变液流方向比不改变液流方向采收率提高约3%。
2. 周期注水
周期注水也称不稳定注水、间歇注水、脉冲注水等，是50年代末60年代初开始在前苏联和美国实施的一种注水方法，这种方法以其在注水油田中改善水驱效果的显著作用得到广泛的应用。
在七八十年代前苏联已把它作为一些注水油田改善开发效果的主要方法，实施规模相当大，土要在西西伯利亚等二个油区进行，取得了很大效果。
周期注水是改善非均质油层高含水后期水驱开发的一种有效方法。
（1）周期注水开发效果优于连续注水。
研究表明，在同一含水率下，周期注水的采出程度均高于连续注水。
周期注水采收率为0.605，连续注水为0.573，周期注水比连续注水提高采收率3.2%。
（2）周期注水的开采机理。
通过研究表明，在注水油田中除驱替力外，还有毛细管力、弹性力、重力。
对于周期注水，毛细管力的作用是第一位的，弹性力的作用是第二位，重力则既不强化也不削弱周期注水的作用。
数值模拟表明：层内非均质油层在常规注水情况下，由于交换作用，高低渗透部位之间压力处于均衡状态，而在周期注水停注或减少注水量的半个周期内，由于含油饱和度和渗透率的差异，高渗透部位压力下降快，低渗透部位压力下降慢，导致同一时刻高渗透部位压力较低，低渗透部位压力较高，产生部位间的附加压力差，使油水从含油饱和度较高的低渗透部位窜向高渗透部位。
同样，在常规注水、多层合采的情况下，停注半周期，高渗透好油层压力下降快于低渗透差油层，差油层压力高于好油层，差油层产液能力增强。
在恢复注水半周期，好油层压力恢复速度快，差油层压力低于好油层，差油层吸水能力增强。
这种压力的交替变化，使差油层的开发效果得到了改善。
与层内非均质油层相类似，周期注水也会使平面上高、低渗透条带间发生交渗现象，虽然这种作用比层内小。
但是，只要高、低渗透带间渗透率级差足够大，接触面积足够大，低渗透带中的残余油就会流向高渗透带并被采出，从而提高采收率。
3、堵水与调剖技术
注水油田的注水井和采油井实施的所有调整措施分为两大类：“疏”与“堵”。
“疏”即“疏通”包括提高注水井的注入能力和采
油井的产油能力的所有措施；“堵”即“堵塞”包括注水井的注水量和油井的产水量的所有措施，堵与疏是两种截然相反的两种措施但又是统一的，它们的目的都是为了改善油田开发效果。
油田进高含水期开采以后，油田伴随采出水量越来越大，由于层间与层内的差异，注水井的产油剖面与吸水剖面分布极不平衡。
为了有效的开采原油，就必须在加大开采原油力度的同时，设法限制产水量，以提高油层的水波及体积和延长油井的经济开采极限。
因此限制产水量的“堵”的措施是油田后期开发必不可少的工作，而且随着含水率的上升，工作量也逐渐增加。
这些“堵”的措施对油井来说是“堵水”，对水井来说是“调剖”
四、结论
综上所述，随着油藏的不断开采，高含水期油藏开发的技术的发展势必要大力发展，周期注水、堵水调剖等调整方法能达到稳产或减缓递减速度，提高采收率的目的，但仍有很多需要改进的方面，需要我们不断的研发。
参考文献：
[1]张学云.油田高含水期剩余油挖潜研究[j].内蒙古石油化工，2010.
[2]宗会凤.高含水期油藏提高采收率方法研究及应用[j].2007。