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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。
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。
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。
油田高含水期剩余油精准挖潜技术分析我国大部分油田均是陆相沉积型油田，而且油田的平面、储层内和储层间的渗透率改变情况均比较大。
由于油田主要是采取注水方式进行开发，随着开发工作的不断推进，油田的开采也会逐步进入高含水期，而高含水期剩余油的分布也会变得越来越复杂，这样便会增加挖潜油田的难度。
为此，本文首先对油田高含水期剩余油的分布特征和影响因素进行了分析，接着对其挖潜对策进行了探讨，以期为提高油田的开采潜力及效率提供一些参考依据。
标签：高含水;剩余油;精准挖潜;技术分析1.油田高含水期剩余油分布特征及影响因素1.1油田高含水期剩余油分布特征（1）片状剩余油。
片状剩余油是指在注水的过程中，由于水没有驱入，造成剩余油残留于模型的边角位置，进而产生的剩余油。
片状剩余油主要包括两种，一是簇状剩余油;二是连片剩余油，所谓的簇状剩余油指的是四周环绕着较大孔道的小喉道中的剩余油，事实上簇状剩余油属于水淹区内的小范围剩余油块，是注水绕流于空隙中而产生的。
（2）分散型剩余油。
所谓的分散型剩余油，指孔隙占用较少的剩余油，其主要包括两种：一是孤岛状剩余油;二是柱状剩余油。
其中，孤岛状剩余油属于一种亲水孔隙结构的石油，其主要是通过水驱油而逐步形成的，注水顺着亲水岩壁表面的水膜进入，在没有彻底驱完之前，注水已蔓延至喉道，阻止了油的流动，随着孔隙中油滴的不断增多、孔隙不断增大，从而逐步形成了孤岛状剩余油。
而柱状剩余油主要分布在喉道位置，且喉道大部分是由孔隙相连而形成的，且较为细长。
1.2剩余油分布影响因素（1）地质因素。
砂岩的空间分布、碎屑岩的沉积韵律特点、储层的非均质性、沉积层理种类、薄夹层分布以及沉积微相展布等地质因素均取决于沉积条件。
其中，小断层、沉积微上以及储层的非均质性等是影响剩余油的主要原因。
同时，随着构造运动的不断进行，其所形成的裂缝、断层及不整合面也会在一定程度上影响油水的运动，进而对剩余油的分布产生影响。
①断层构造与油层微构造给剩余油分布造成的影响。
探讨开发后期剩余油分布规律与挖潜措施[摘要]经过长期注水开采，油田进入高含水期，油层内油、气、水交错渗流，剩余油的挖潜难度加大。
高含水剩余油分布研究主要从剩余油分布研究方法、剩余油分布特征、剩余油分布控制因素三方面进行。
总结目前剩余油分布及挖潜技术状况和最新进展，提出周期注水、降压开采等剩余油挖潜措施。
[关键词]油田开发后期剩余油控制因素挖潜措施中图分类号：p618.13 文献标识码：a 文章编号：1009-914x （2013）08-257-01前言陆相沉积油田近90%采用注水开采方式，其基本规律是注水开发早、中期含水上升快，采出程度高。
油田进入高含水后期开发后，剩余油分布越来越复杂，给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大。
剩余油的分布与沉积微相、储层非均质、流体非均质、断层、开发因素（注采关系、井网部署）等诸多因素有关，高含水期的剩余油研究内容不仅要搞清楚剩余油分布的准确位置及数量，还要搞清楚其成因以及分布的特点，并根据剩余油分布规律，采用相应的挖掘技术，提升油田的开发潜力。
1 剩余油分布规律1.1剩余油分布控制因素高含水期剩余油的形成与分布主要受地质和开发两大因素的控制。
地质因素主要指沉积微相，储层微观特征、宏观非均质性，油层微型构造，油藏构造，流体性质等。
开发因素主要指注采系统。
各种因素互相联系，互相制约，共同控制着剩余油的分布。
1.1.1地质因素。
（1）沉积微相控制剩余油的分布。
沉积微相决定储集砂体的外部形态及内部构造，因此也决定着储层平面和垂向非均质性，控制着油气水的运动方向，从而导致剩余油沿一定的相带分布。
沉积微相对剩余油分布的控制作用主要表现为4个方面：砂体的外部几何形态；砂体的延伸方向和展布规律；砂体内部构造；不同微相带影响井的生产情况。
（2）油层微构造和断层构造对剩余油分布的控制作用。
不同的微型构造模式其剩余油富集程度和油井生产情况不同。
油层微型构造对剩余油的分布和油井生产有明显的控制作用。
油田开发后期剩余油分布特征及挖潜措施研究作者：崔力来源：《中国化工贸易·上旬刊》2019年第12期摘要：随着我国油田地质开发规模的不断扩大及开发深度的不断增加，我国大部分油田已进入到了开发中后期，正面临着采油含水高、出油率低等问题，如何对其中的剩余油进行有效开采成为了一项棘手问题。
本文主要对油田开发后期剩余油分布特征进行了分析，并提出了有效的挖潜措施。
关键词：油田开发;后期;剩余油;分布特征;挖潜措施剩余油是油田开采过程中必须面对并需要处理的问题，油田进入开发后期，综合含水高、采出程度低、采油速度低、无效低效循环严重。
如何增加油层可采储量、提高采收率，是油田开发后期需要解决的首要问题。
目前，在剩余油认识方面，除了沉积单元控制的剩余油外，在其砂体内部仍然存在一定的剩余油尚未得到有效挖掘，缺少油层内部砂体成因研究，也没有形成有效而系统的配套挖潜方法，对揭示层内剩余油在研究手段上还显得单一。
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。
国内外在油田開发调整方面，正不断向多学科联合技术攻关方向发展。
只有不断加强研究和实践，才能尽快找出有效的剩余油开发对策。
1 剩余油分布特征剩余油分布从平面分布形态看，多为孤岛状或窄条带状;从区域分布看，主要分布在大断层附近、断层边角区和岩性变化带;从纵向上看，主要分布在物性相对较差的低渗透层中。
一般来说，油田开发后期剩余油分布特征有两类：一类是占较多孔隙的连片状剩余油，它分为水波及域外的连片状剩余油和水波及域内的簇状剩余油;另一类是占据较少孔隙的分散型剩余油，主要有柱状和孤岛状等形式。
1.1 连片状剩余油连片状剩余油是一种主要的剩余油类型，可以根据水波及区域的不同划分为水波及域内的簇状剩余油以及水波及域外的连片状剩余油。
水波及域内的簇状剩余油主要是由于被大孔道包围的小孔隙当中没有被完全驱走的剩余油，也就是受到注水影响的范围内的剩余油块;而水波及域外的连片状剩余油则主要是由于注入水没有流经这部分区域，导致区域内部的油流没有被驱出，最终形成了连片状的剩余油。
稠油油藏剩余油分布及挖潜措施数值模拟研究【摘要】目前，我国油田平均含水己达80%以上，但仅采出可采储量的2/3左右，因此高含水期开发将是我国重要的油田开发阶段。
首先对剩余油分布的影响因素和分布规律进行调研，其次以某稠油区块高含水期天然水驱油藏为主要研究对象，建立了机理模型。
该油田为正韵律，设计井网为反九点法井网，其中提液方式取两个水平，其余因素各取三个水平。
通过油藏数值模拟技术研究了高含水期剩余油分布规律，最后，结合油藏剩余油分布特征，提出了油田特高含水期挖潜措施。
【关键词】稠油油藏剩余油分布数值模拟正韵律1 平面剩余油分布规律研究1.1 机理模型的建立针对海上稠油砂岩油藏特性及开发特点，建立机理模型。
原油粘度为50mPa.s，小层厚度为2m，井距为300m，采液速度为3%，开采时间为25年。
对于平面剩余油分布主要考虑平面非均质性对剩余油分布的影响，平面渗透率平均值取为3000mD，设计级差取三个水平，分别为4、9、19，平面渗透率分布见表1。
对于平面渗透率的分布状态主要考虑两种形式，一种为斜向分布，另外一种为垂向分布。
1.2 平面剩余油分布规律（1）渗透率斜向分布：级差由低到高原油采出程度分别为24.68%、23.15%、22.56%和最终含水率分别为87.78%、88.58%、89.06%，随非均质性级差的增大，水区开发效果变差，剩余油越富集。
模型左上部渗透率低，剩余油饱和度高，右下部渗透率高，剩余油饱和度低，所以储层的左上部为剩余油富集区。
随着级差的增大，剩余油富集区逐渐向渗透率低的左上方偏移。
图1？各级差下的剩余油平面饱和度场图（2）渗透率垂向分布：剩余油平面饱和度分布如图1所示，随非均质性级差的增大，水区开发效果变差，剩余油越富集。
模型左侧渗透率低，右侧渗透率高，随着级差的增大，剩余油富集区逐渐向渗透率低的左侧偏移。
2 纵向剩余油分布规律研究2.1 机理模型的建立针对海上稠油砂岩油藏特性及开发特点，设计研究因素包括以下五个：油层厚度、纵向渗透率非均质性、原油粘度、采液速度、提液方式。
探讨疏松砂岩油藏剩余油分布与挖潜对策[摘要]经过长期注水开采，孤东油田进入开发中后期，油层内油、气、水交错渗流，剩余油的挖潜难度加大。
剩余油分布研究主要从剩余油分布研究方法、剩余油分布特征、剩余油分布控制因素三方面进行。
本文总结了孤东油田七区西“三高”开发单元剩余油分布及挖潜技术状况和最新进展，提出完善井网、周期注水、降压开采、补孔改层等挖潜措施。
[关键词]构造油藏；开发后期；剩余油；控制因素；挖潜中图分类号：te541 文献标识码：a 文章编号：1009-914x（2013）14-0023-01前言陆相沉积油田近90%采用注水开采方式，其基本规律是注水开发早、中期含水上升快，采出程度高。
本文以孤东油田七区西63+4单元为例展开论述，该单元已经进入开发后期，剩余油分布越来越复杂，给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大。
剩余油的分布与沉积微相、储层非均质、流体非均质、断层、开发因素等诸多因素有关，剩余油研究规律不仅要搞清楚剩余油分布的准确位置及数量，搞清楚其成因以及分布的特点，并根据剩余油分布规律，采用相应的挖掘技术，提升油田的开发潜力。
1 地质概况七区西63+4单元位于孤东披覆构造东翼，含油面积9.58km2，生产层位ng上63+4或ng上63（ng上64），北片63与64大片连通，南片63与64之间的隔层发育，平均有效厚度8.8m，地质储量1674×104t。
属辫状河沉积，油层非均质性严重，具有高渗透、高饱和、岩石表面亲水等特征。
原始油层平均渗透率2000—4000×10-3um2，平均孔隙度33.5%，地下原油粘度77mpa.s，地面原油粘度800mpa.s，原始地层压力13.3mpa，饱和压力12.1mpa，地饱压差1.2mpa。
受构造控制，东北部有不同程度的边水存在，原始油水界面在1334m —1347m之间。
2 剩余油分布规律研究2.1 剩余油分布主控因素剩余油的形成与分布主要受地质和开发两大因素的控制。
探讨构造油藏剩余油分布规律与挖潜
【摘要】经过长期注水开采，油田进入开发中后期，油层内油、气、水交错渗流，剩余油的挖潜难度加大。
剩余油分布研究主要从剩余油分布研究方法、剩余油分布特征、剩余油分布控制因素三方面进行。
本文总结了剩余油分布及挖潜技术状况和最新进展，提出完善井网、周期注水、补孔改层等挖潜措施。
【关键词】构造油藏开发后期剩余油控制因素挖潜
陆相沉积油田基本规律是注水开发早、中期含水上升快，采出程度高。
本文以青海狮子沟油田为例展开论述，该油田已经进入开发后期，油水关系复杂，稳产和调整挖潜难度越来越大。
剩余油的分布与油藏构造、非均质性、渗流机理、开发方式等诸多因素有关，剩余油研究规律不仅要搞清楚剩余油分布的准确位置及数量，要搞清楚其成因以及分布的特点，并根据剩余油分布规律，采用相应的挖潜技术提高油田采收率。
1 狮子沟油田概况
1971年8月25日，青海管理局西部勘探指挥部1270队在狮子沟高点承钻狮中2井，在1179.00m～1182.00m井段射孔提捞试油，发现狮子沟油田N1油藏。
狮子沟油田Nl油藏为一个近乎完整的北西南东走向的背斜构造，构造南部被狮子沟断层所遮挡，油气主要富集在构造的高点，油气受构造和岩性的双重控制。
油藏钻遇三套地层，该油藏地层以河流一三角洲泛滥平原沉积为主。
储层岩性为一套陆源碎屑沉积的砂砾岩为主，储层物性中等，以低孔中渗为特征，局部中孔中渗，孔隙度一般在2.5%一30.1%，平均13.2%，各小层渗透率级差最高达1950.6，最小为8.7，平均达到514，非均质性强。
油田主力开发共7个小层，合采合注方式开发，原油粘度6.5mPa·S。
狮子沟油田共开油井31口，平均核实日产油达45吨左右，截止2012年12月底核实年产油1.6791万吨自然递减率15.9%，综合递减率15.9%，综合含水率74.5%，含水上升率3.8%。
水井开井数20口，年累注水12.2542万方，阶段注采比1.66，累计注采比0.92。
为提高油田采收率，采油厂针对油藏开发特点，充分利用油藏数值模拟、油藏工程分析、饱和度测井、动态资料分析等手段，强化老区剩余油分布规律研究，并从深化老油田特高含水期的油层潜力入手展开论证，配套形成了精细油藏描述技术系列，为剩余油挖潜，提高储量动用程度提供了有力支撑。
2 剩余油分布精细研究
2.1 落实微断层
用精细地震解释等技术显现低序级断层。
首先理清断块群内部复杂低序级断裂体系形成和演化的规律。
然后，建立复杂断块群构造模式，揭示断层在平面和剖面上的组合特征和展布形式。
在此基础上，攻关研究形成了精细地震解释、相干分析、井间地震等描述技术，使低序级断层描述及组合的精度有了很大的提高，
目前已能够准确解释落差10米以下“微断层”。
2.2 识别夹层
用韵律层对比等技术方法找出夹层。
厚度薄、稳定性差、横向延伸较短，增加了夹层识别难度。
但夹层定量描述与预测技术却能够对其准确定位。
应用沉积学理论，基本清楚了不同沉积类型夹层分布特征，建立了曲流河、辫状河和三角洲等多种沉积砂体的相控夹层发育模式。
在此基础上，利用高精度测井资料，识别井点大于0.3米的夹层，以点带面，运用韵律层对比等技术手段，由细到精，预测井间夹层的分布，最终建立夹层空间分布的三维模型。
2.3 寻找优势渗流通道
用预测数学模型求解储层优势渗流通道。
对于“下面好、上面差”的正韵律高渗透储层，在经过“大浪淘沙”之后，加之水的重力作用，下部就形成固定的“流水通道”——优势渗流通道，使“水驱油”变成了水的“无效循环”，而剩余油在顶部渗流较弱的区域富集。
封堵“通道”，就成为“驱赶”剩余油的“对症药”。
应用试井监测、示踪剂产出曲线分析等检测技术，直观地定性判别储层优势渗流通道。
通过建立了单因素和多因素优势渗流通道的预测数学模型，深入“求解”，预测在不同地质及开发条件下优势通道形成所需的注水倍数界限，最终实现了优势渗流通道形成条件和时机的定量预测。
2.4 地质建模技术应用
用三维油藏精细地质建模技术还原真实油藏。
以前油藏描述只能靠一些简单的二维平面图来实现，随着计算机技术与地质研究技术的结合发展，展现的油藏也“变身”为三维实体。
通过掌握应用PETREL、RMS、EARTHVISION等主流地质建模软件，完成油田区块的三维地质建模。
通过大规模推广应用，形成了复杂断块油藏精细刻画低序级断层、整装构造油藏精细表征储层韵律段及层内夹层的精细三维地质建模技术，真正实现了油藏三维精细表征，展现了地下真实的油藏。
2.5 剩余油分布特征
用剩余油定量描述技术精确找准剩余油富集区。
油藏经过长期水驱和化学驱之后，剩余油分布越来越复杂，寻找剩余油富集区也是难上加难，而“精细”的要求给数值模拟提出了新要求。
通过设备引进与自主研发相结合，突破油藏数值模拟模型规模；加强油藏工程、开发地质与数值模拟一体化研究，提出多信息综合应用方法，充分运用油藏数值模拟技术的集成优化优势，建立精确的油藏模型，攻关形成了陆相复杂非均质水驱油藏的剩余油富集区定量描述技术及软件系统，实现了任意井点井层、任意网格、任意闭合区域的全方位、多指标剩余油定量描述，剩余油富集区描述实现了定量化、动态化、一体化。
平面分布上，多为孤岛状或窄条带状；从区域分布看，主要分布在大断层附近、断层边角区和岩性变化带；纵向上，主要分布在物性相对较差的低渗透层中。
一般来说，研究微观高含水期剩余油分布特征有两类：一类是占较多孔隙的连片状剩余油，它分为水波及域外的连片状剩余油和水波及域内的簇状剩余油；另一类是占据较少孔隙的分散型剩余油，主要有柱状和孤岛状等形式。
（1）片状剩余油。
（2）分散型剩余油。
3 剩余油挖潜对策
（1）把措施挖潜和加强地质研究、精细剩余油分析、注采完善结合起来，努力调整措施结构。
加强油藏构造研究，精细储层认识，进行查层补孔完善井网，增加控制储量。
（2）根据不同的区块特点，建立不同类型的注采关系，使注入水有效驱替油藏剩余油。
一是针对低液量、低含水的单元，主要依靠水井重分层，增加小层配注量的办法，来提高油藏动用程度。
二是对层间压力相差较大井区，通过高渗透层堵水，低渗透层攻欠的办法，来深挖非主力层潜力。
三是对条块分割、井网不完善单元，简化注采关系。
四是对低能量、低渗透单元，采取区块整体提压、注水井单井解堵等措施，有效补充地层能量，满足油井提液需要。
（3）针对渗透率差异大，造成层间、层内干扰严重，水线推进速度快，低渗透层、小薄层无法充分发挥潜能的现状，实施细分注水开发方案，根据各井组不同的地质特点、吸水能力以及连通性的差异，按照整体考虑、上下兼顾的原则，采取滚动调整，跟踪监控的办法，实施多元化注水。
应用剩余油测井技术，了解层内剩余油的分布状况，结合吸水剖面、油水井动静态资料进行深入分析，实施油井卡水、水井调剖、压裂等措施，控制高渗透层注水，加强低渗潜力层的注水。
参考文献
[1] 陈亮，牛艳平.高含水期剩余油分布的多学科研究[J].断块油气田，1999，6（5）：29-33。
