中高渗油藏特高含水后期流场调控挖潜技术研究

特高含水期油田开发的研究分析[摘要]：特高含水期油田开采程度、开发状况、开发规律较前一阶段发生了变化。

本文通过对特高含水期油田的开发各方面以及影响因素做了大量的调研，能够认识到特高含水期开发所面临的问题，对提高油区特高含水油田开发水平，具有非常重要的意义。

[关键词]：特高含水期，油田开发，影响因素中图分类号：o346.2+3 文献标识码：o 文章编号：1009-914x（2012）20- 0295 -01一、前言随着油价的飘升，国内原油需求爆炸式增长，对原油的需求与油田公司生产能力的矛盾日益突出。

合理完善的油田开发就显得尤为重要，它直接影响着油田的采油速度、采收率、稳产期限、以及油田综合经济效益，很多油田总体上己进入特高含水（含水90%以上）开发阶段。

由于特高含水期是重要的开采阶段，有相当一部分剩余可采储量将在这一阶段采出，因此，研究特高含水期油田的开发具有重要的意义。

二、油田开发阶段划分及开发特征油田开发阶段的划分有多种方法，一般可根据油田产量的变化或含水的变化来划分油田开发阶段。

根据含水率或含水上升率变化一般划分为低含水期、中含水期、高含水期和特高含水期四个开发阶段。

（1）含水≤20%（水油比0～0.25）为低含水采油期；是注水见效、主力油层充分发挥作用、油田上产阶段，采取早期注水的开发方式，使油井保持较长的低含水开采期。

（2）含水20%～60%（水油比0.25～1.5）为中含水采油期；该阶段的特点是含水明显加快，液量上升幅度较大，地层中压力消耗与生产压差增加，油水分布逐渐复杂化，自喷能力不断下降，产能受到愈来愈大的限制。

该阶段一般由基础井网进行开发，层间干扰现象十分突出。

（3）含水60%～90%（水油比1.5～9）为高含水采油期（其中含水60%～80%为高含水前期，含水80%～90%为高含水后期）；该阶段一般为快速提液阶段，随着液量的上升，含水快速上升，油水运动与分布已变得复杂，剩余油比较分散，采油指数很低，耗水量急剧上升，开采难度加大。

高含水区域油藏开发及水驱方式研究随着全球能源需求的不断增长，地下油藏的开发利用成为人类的关注焦点。

然而，随着时间推移，大部分油田开始进入高含水期，这对开采工程提出了更高的要求。

本文将讨论高含水区域油藏开发及水驱方式的研究，以有效提高油井的采收率和提高开采效益。

首先，我们需要了解高含水区域油藏的特点。

高含水油藏是指油井的产液中水含量高于50%的情况。

这种油藏通常具有较高的含水层位，油井的产液中含有大量的水。

高含水油藏的开发难度较大，因为水的存在会影响油藏中油的流动性，降低油井的采集率。

此外，油水井之间的界面张力也会影响水的排出速度，从而增加了开采难度。

针对高含水油藏的开发，有几种常见的水驱方式。

水驱是指在油藏中注入水以增加采收率的一种方法。

目前，最常用的水驱方式包括前驱水驱、顺序水驱和后驱水驱。

首先是前驱水驱。

前驱水驱是指在高含水油藏中，先注入大量的水以驱出油井中的原油。

这样可以降低油井中的原油黏附力，提高采收率。

前驱水驱的优点是操作简单，但需耗费大量的水资源。

此外，前驱水驱还有可能造成水侵，从而降低开采效率。

其次是顺序水驱。

顺序水驱是在前驱水驱的基础上进行的一种改进方法。

在顺序水驱中，我们根据油井的渗透能力和密度等条件进行分区，分别注入不同浓度的水来驱出油井中的原油。

这种方式可以更好地控制水的注入量和压力，提高采收率同时减少水的浪费。

最后是后驱水驱。

后驱水驱是指在油井开采过程中，注入低含水量的水来驱出油井中的原油。

后驱水驱的优点是节约水资源，同时以较低的成本提高采收率。

然而，后驱水驱需要较高的工程技术支持，才能保证水的注入速度和压力的控制。

除了水驱方式，还有其他的开发方法可以应用于高含水油藏的开发。

例如，采用人工举升方法可以通过抽吸泵将油井中的原油抽出，可以快速提高采收率。

此外，也可以尝试使用化学驱等新的技术手段来提高采集效率。

总结起来，高含水区域油藏的开发是一个技术难题，并且需要根据油井的具体条件选择合适的水驱方式。

104传统的被动式流入控制器（ICD）在油井中产生一个额外的压降，通过平衡完井压差和油藏压差，从而平衡整个井段上的入流，进而延缓水/气发生锥进，提高产量。

尽管被动式ICD能够延缓这种锥进，但是一旦发生了锥进，被动式ICD将发生失效。

即发生水锥或气锥后，水或气将完全占满油井，并抑制油的流动，从而显著降低产油量。

自适应ICD（AICD）能有效克服长水平井中完井段的这种常见问题：当所有的区域都产油时，AICD表现为传统的ICD，主要用于平衡入流。

然而，当发生水锥或气锥时，AICD将会产生阻塞作用，显著减缓该区域水或气的流动，使得油井全井段均衡产出，从而提高产油量[1]。

1 AICD 控水技术原理依据伯努力方程中流体动态压力与局部压力损失之和恒定的原理，通过流经装置的不同流体粘度的变化控制装置内碟片的开度，如图1所示。

当相对粘度较高的油流经阀体时，碟片开度较大；当相对粘度较低的水或气流经阀体时，碟片因粘度变化引起的压降自动调小开度，从而达到控水、控气、增油的目的[2-3]。

图1 AICD阀工作示意图南海东部砂岩油藏水平井水锥形成机理在水平井采油过程中，由于井筒周围产生压力降及油藏中的物质平衡关系，使得底水油藏中会出现油水界面发生变形呈锥形上升，这种变形已通过实验结果证明，在水平井中，油水界面将以脊形上升，垂直于水平井方向的横截面形状相似于直井中形成的“锥面”，称为底水的脊进或锥进，如图2所示。

图2 水平井底水锥进示意图AICD控水技术在南海东部油田的应用及适应性评价刘宁中海石油（中国）有限公司深圳分公司 广东 深圳 518000摘要：AICD具有防水、控水、控气、防砂、增油、多目标一次完成的技术特点，能够实现抑制高含水井段产出、增大低含水井段产出，实现自动调整水平井段的产液剖面，达到控水增油的目的。

本文依托南海东部油田AICD整体实施情况，通过分析应用效果，对该技术适应性进行了系统评价，对后续同类型油藏现场应用具有重要的参考价值。

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。

大港油田高含水高采出程度油藏深部调驱技术应用实践2中国石油大港油田分公司第四采油厂（滩海开发公司）天津300280摘要：针对高含水高采出程度油田高度分散剩余油的挖潜问题，大港油田多年来持续开展了以扩大注水波及体积为主的深部调驱技术应用工作，在水驱现状的快速判别方法研究、调剖充分程度判别研究、调剖体系研究优化以及工艺设计优化等方面取得了一系列成果，规模推广应用取得了效果显著，发展成为大港油田高含水、高采出程度油藏改善水驱开发效果的主导工艺之一。

关键词：高含水高采出；分散剩余油；深部调驱前言大港油田70%以上的开发单元为注水开发，水驱储量占总储量的 75%以上，目前水驱油田可采储量采出程度 80.53%，综合含水 89.85%，特别是一些主力老油田已全面进入高含水、高采出程度和产量递减阶段，宏观上存在但在空间上高度分散的剩余油占有相当的比例，而这些老油田仍是大港油田的主战场，因此保持老油田的稳产对大港油田的稳产具有重要作用。

针对大港非均质复杂断块油藏的特点，持续开展了以扩大注水波及体积为主的深部调驱技术研究与推广应用工作，根据不同开发年度的需求，确定了分期的研究重点，并形成了技术特色，使深部调驱技术发展成为大港油田高含水、高采出程度油藏改善水驱开发效果的主导工艺之一。

1大港油田深部油藏调驱体系近些年，大港油田重点研究了多种交联聚合物凝胶、预交联凝胶颗粒、疏水型水膨体、橡胶颗粒及聚胺酯颗粒等调剖调驱剂体系，并通过研究其作用机理和不同段塞结构的优化组合，形成了具有大港油田特色的“多段塞复合深部调剖工艺体系”。

1.1交联聚合物凝胶体系1.1.1新型复合铬离子交联剂研制为有效降低深部调剖成本，优选了一种价格很低的工业副产品和合适的催化剂，成功研制了新型复合铬离子交联剂，与油田常用的乙酸铬交联剂相比，成本降低40％，且调剖剂的成胶强度和热稳定性显著提高。

1.1.2主体交联聚合物凝胶体系通过对多种聚合物、交联剂的大量试验，优选出成胶性能可靠，热稳定性好的2种体系，确定了聚合物的型号，为有效控制调剖剂质量提供了重要保证。

特高含水期条带砂体挖潜策略研究王记俊;张雷;周海燕;凌浩川;吴铮【期刊名称】《天然气与石油》【年(卷),期】2024(42)2【摘要】BS油田明化镇组下段条带砂体稠油油藏,储层以分流河道为主,采用沿河道方向注采相间的“一字型”井网投入开发。

进入特高含水期后,沿河道方向水驱效率降低,局部含水上升快、整体采出程度低。

针对这一问题,在系统分析条带砂体非均质性特征基础上,通过建立顶平底凸的典型条带砂体模型,从研究渗流特征入手,引入渗流系数定量表征不同宽度河道径向流和线性流在河道内的占比,根据流动形态及压力场传导规律,建立了压力梯度随渗流距离变化的关系图版,为挖潜策略制定提供了依据。

根据条带砂体内的流动形态及压力梯度变化,提出了不同河道及河道不同部位的强化注采、调剖调驱、井间和边部加密的挖潜策略。

现场实施加密井8口,取得初期日增油280 t,累增油48.2×104t的成果,同时释放潜力井位23口。

特高含水期条带砂体仍然可以通过重建井网和重组流场,进一步提升开发效果,为条带砂体特高含水期深化挖潜指明了新的方向,为类似条带油田在特高含水期提高采收率提供了参考。

【总页数】7页(P55-61)【作者】王记俊;张雷;周海燕;凌浩川;吴铮【作者单位】中海石油(中国)有限公司天津分公司【正文语种】中文【中图分类】TE3【相关文献】1.特高含水期曲流河点坝砂体剩余油挖潜研究2.特高含水期单砂体剩余油成因及分布探讨3.基于流场强度评价的点坝砂体特高含水期水平井挖潜技术4.海上油田特高含水期剩余油富集规律与挖潜策略研究5.特高含水期点坝砂体内剩余油水平井挖潜技术研究因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

油田高含水期剩余油精细挖潜方法研究【摘要】注水油田进入高含水期，剩余油分布复杂，挖潜难度大，为提高水驱采收率，提出了将研究单元细化到油砂体的剩余油精细挖潜方法。

在精细地质研究的基础上，结合生产动态数据和测试资料，根据油砂体上井网控制情况、水驱特征和边水能量特征，将油砂体划分为弹性驱、注入水驱、注入水+边水驱、边水驱和未动用等类型，详细解剖不同类型油砂体的动用情况，分析不同类型油砂体的剩余油分布模式和潜力，提出了不同类型油砂体的剩余油挖潜方法。

利用该方法对注水油田的剩余油进行了挖潜，水驱效果大大提高。

研究表明，以油砂体为对象的剩余油挖潜方法可以有效提高注水油田高含水期的开发效果，为剩余油的挖潜提供了新的思路。

【关键词】挖潜油气藏高含水期油砂体剩余油油藏具有断层多，构造复杂，含油面积小等特点；沉积类型复杂、砂体横向分布稳定性差；纵向油层埋深差异大，分布井段长；油水关系复杂，以多套油水系统为主；储层物性较差、非均质性严重。

受地质、开发等多种因素的影响，注水油田进入高含水采油阶段时间较早。

注水油田进入高含水开发阶段，地下剩余油分布十分零散和复杂，挖潜难度大。

目前，针对注水油田高含水期剩余油分布规律及挖潜技术进行了大量研究，但大部分都是针对油田、区块、层系或井组进行的剩余油整体分析和整体挖潜。

难以适应高度分散的剩余油挖潜的需要，且工作量大。

通过研究单元细化到油砂体，分析不同类型油砂体的剩余油分布模式，提出了不同类型油砂体的剩余油精细挖潜方法，提高了注水油田高含水期的开发效果，节约了开发成本。

1 剩余油精细挖潜技术注水油田进入高含水期后，存在储量动用不均衡，层间矛盾和平面矛盾更加突出、措施效果差、剩余油分布更加零散等问题。

对进入高含水期的注水油田，研究纵向和横向上的剩余油分布特点和规律，准确确定剩余油储量和相对富集部位，是油田进行开发调整、挖潜增产、稳油控水及三次采油提高采收率的基础。

为准确确定剩余油分布，从油砂体出发，提出了不同类型油砂体的剩余油精细描述和精细挖潜方法。

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。

国内外高含水、特高含水油田采油工程技术研究随着油田开采时间的增长，国内陆上油田总体上都已进入高含水、高采出阶段，油藏生产动态复杂，稳产期短，油井见水快，产量递减快，油田开发指标预测难度大，预测结果存在较高的不确定性；但对于老油田而言，地下仍含有大量的剩余油，如何准确地描述剩余油的分布和提高油气采收率是当今油田勘探和开发的主要目标。

要实现这些目标，就需要科学地进行精细油藏述、油藏数值模拟、开发方案调整、精细地质模型的建立和剩余油的分布，不仅是油藏描述的主要内容，也是有效地开发油气藏的基础，在整个油气藏的勘探和开发过程中都具有十分重要的意义。

标签：高含水；剩余油；采收率已开发的油田进入高含水后期开发后，随着开采程度加深，地下油水关系、剩余油分布越来越复杂，非均质性更严重，给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大。

目前我国东部许多主力油田已成为高含水油田，经过一次、二次采油后，仅能采出地下总储量的30%左右，“三高二低”的开发矛盾突出，即综合含水率高、采出程度高、采油速度高、储采比低、采收率低，仍有约较多的剩余石油残留在地下，这些残留在地下的剩余石油储量对于增加可采储量和提高采收率是一个巨大的潜力。

据估计，如果世界上所有油田的采收率提高1%，就相当于增加全世界2～3年的石油消费量。

因而通过技术手段提高高含水油田的采收率具有重要意义。

1 国内外情况在油藏精细描述和剩余油分布研究的基础上，除采取强化采油措施外，国际高含水油田开发技术主要有：井网优化技术（包括细分层系、加密调整井、井网重组）、注水调整技术（包括不稳定注水、选择性注水、优化注水压力、提高产液量、调整注采井网、注污调剖等）、特殊钻井技术（包括水平井技术、大位移多靶点定向井、侧钻井技术等）、油层深部调剖技术等。

改善高含水期油田注水开发效果一直是国外油气开采领域的研究重点，国外在不稳定注水技术、水平井技术、油层深部调剖技术等方面具有明显优势。

控水稳油及区块综合治理工作是实现老油田稳产、提高经济效益的重要手段。

J 16块砂岩油藏高含水期挖潜对策研究X纪丽娜(中油辽河油田公司,辽宁盘锦　124010) 摘　要:J16块经过30余年注水开发,已进入“高含水、高采出程度”阶段,水驱挖潜难度越来越大。

本次针对河口坝储层特点,应用等时对比及相控原则,建立了厚层内韵律段对比模式,开展了基于韵律层的沉积、油砂体特征研究及隔夹层描述,研究总结了该类储层剩余油分布特征,并在此基础上,研究韵律层井网重组技术、水平井优化技术,为此类油藏进一步提高开发水平提供理论指导和依据。

关键词:中高渗;剩余油;水平井;深度开发 中图分类号:T E32+3 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)07—0151—02 J 16块主要沉积微相为扇三角前缘亚相河口砂坝,储层物性好,平均孔隙度31.1%,平均渗透率3442×10-3Lm 2。

油层单层厚度较大,以反韵律和复合韵律为主。

经历30余年注水开发,2006年底采出高达46.4%,综合含水94%。

2007年该块开展二元复合驱工业化试验,完钻各类新井47口,通过钻遇及取心情况分析,该块厚油层内部仍具有一定剩余水驱潜力,中弱水淹层比例仍有28.7%,其中有64%集中在厚层顶部,部分井试采后日产油可达20t 以上,含水40%左右。

因此为深入认识和挖掘该油藏潜力,有必要开展深度开发技术研究。

1　韵律层细分及描述技术1.1　标准层控制,相控旋回等时对比,细分韵律段在岩心、测井曲线上都明显反映出厚油层内水洗不均匀,存在多个韵律,为深入认识剩余油分布特点必须对厚油层细分。

采用“标志层作控制”,“沉积旋　逐级对比”的原则,首先依据标准层和岩电组合特征将储层先划分出小层,再按照等厚对比、相变对比和叠置砂体对比模式,进一步划分到韵律段。

1.2　建立夹层识别标准,研究夹层特点采取测井曲线与岩心分析结合方法,研究夹层的电性特征,建立起J16块夹层识别电性标准,即“微电位回返大于20%;0.45m 梯度回返大于25%;深侧向电阻率回返大于40%”。

价值工程1油藏概况濮城油田位于东濮凹陷中央隆起带东北部，自文留构造向北东伸展的被断层复杂化的长轴背斜。

南与文留构造带相接，北与陈营构造相连，东与濮城洼陷相邻，西与卫城—古云集构造隔洼相望。

探明含油面积79.31km 2、石油地质储量1.5358×104t ，标定可采储量5007×104t ，标定采收率32.69%。

是一个复杂的陆相断块油田。

发现沙一、沙二上、沙二下、沙三上、沙三中、沙三下、沙四共计7套含油气层系。

主力含油层系为沙一、沙二上、沙二下，石油地质储量1.0386×104t ，占总储量的67.6%。

经过30a 的勘探开发后，油田采出程度达到30%，综合含水为94%，主力含油层系都已进入特高含水后期开发阶段。

近年来围绕提高采收率进行了精细的研究与挖潜，水驱效果不断得到改善，充分显示了油田在高含水后期开发中通过进行深度精细开发的潜力。

2濮城油田剩余油分布规律2.1剩余油微观分布濮城油田投入开发以来，共计实施8口密闭取心井，建立了精细的储层水驱模型，基本搞清了储层微观剩余油分布规律，为油田二次开发决策提供了重要的科学依据。

其中高含水后期取心3口，分别在沙一下油藏中部、濮53块沙二上2+3、沙二下中部。

取心时油藏处在采出程度较高的特高含水后期开发阶段，具有一定的代表性。

通过对密闭取心井资料分析：相对高渗部位（层）水驱程度很高，剩余油饱和度低，主要是分布在细小孔隙内或孔隙内壁，水驱提高采收率难度大；相对低渗部位（层）水驱程度低，仍然有较多的剩余油，是水驱提高采收率的主要目标。

长期注水开发使储层性质发生较大变化，孔隙度呈先增大后减小的趋势、渗透率变化较复杂、含油饱和度逐渐降低、泥质含量降低、粒度中值增大。

2.2剩余油宏观分布濮城油田目前剩余油赋存状态主要表现为：中渗油藏剩余油普遍存在，局部富集；低渗油藏剩余油普遍存在，连片分布；特高含水油藏剩余油普遍存在，高度零散。

从剩余储量分布特征上看：层间剩余油仍为主要开发对象，平面上剩余油区域主要分布在构造该部位、砂体相带变差部位，沉积相是控制宏观剩余油的主要因素。

胡七南块特高含水期油藏流场调整技术研究与应用发布时间：2022-03-31T06:00:39.892Z 来源：《科学与技术》2021年25期作者：冯博[导读] 流场调整技术就是利用注水井的不同注水量和注水方向，采油井的差异化采油强度把地层中的剩余油驱向目的地的一种油田开发技术比较适用于老区的二次高效开发。

冯博中原油田分公司濮东采油厂河南濮阳 457001摘要：胡七南块进入特高含水期含水上升与能量不足的矛盾日益突出，受平面层间和层内非均质性影响，经过多年的水驱开发地下渗流通道形成优势流场，高出水区带耗水严重含油饱和度低水驱效率降低，低耗水区耗水量小能量不足含油饱和度高，由此导致平面水驱不均衡，存水率下降明显。

流场调整技术就是利用注水井的不同注水量和注水方向，采油井的差异化采油强度把地层中的剩余油驱向目的地的一种油田开发技术比较适用于老区的二次高效开发。

关键词：特高含水期剩余油流场调整水驱开发精细注水流场指的是在渗流力学作用下地下流体在三维多孔介质中的流动范围油气资源的储存空间和运移通道油气水等复杂的地层流体都在其中流动其中流线方向代表流体运移方向流线范围代表流体驱动面积流线密度代表流体驱替速度数值模拟表明注采方向发生转变后可有效扩大注入水的波及范围所以流线调整能够有效提高平面波及体积。

1 流场演变的因素研究影响流场演变的因素有静态因素和动态因素，细化流场演变的影响因素，在此基础上，进行流线区域划分。

影响流场演变的静态因素有储层分均质性、沉积微相、孔隙度、渗透率、胶结程度和流体粘度。

动态因素有区块开发方式、累计冲刷强度、井的注采量、流体流速、压力梯度、和含水率等。

根据流场演变的因素，研究了不同开发时期的油藏流场演变历程。

在开发初期阶段，静态因素是影响流场演变的主要因素；开发后期，动态因素是影响流场演变的主要因素。

流线、流场随着注采关系不断变化，需要不断跟踪、调整。

以此将胡七南分为以下四个区：2 流场调整技术研究在流线识别的基础上，控制优势方向注水，提高弱势方向注水，致使流线由弱变强，扩大水驱波及系数，动用弱流线方向的剩余油。