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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。
高含水期油田提高采收率的有效措施随着石油资源的逐渐枯竭，对于高含水期油田提高采收率已经成为了油田开发中的重要课题。
高含水期油田指的是含水率较高的油田，通常大于70%，这种油田开采难度大，采收率低，为了提高采收率，需要采取一系列的有效措施来提高油田的开采效率。
一、管控含水层开发1.合理的注水技术高含水期油田通常需要进行注水开发，通过注水提高油井产出并减少含水率。
注水技术的合理运用是重中之重，需要根据油田的实际情况和特点，正确选择注水井位和注水井层，合理控制注水层的开发强度，保证注水的均匀性和稳定性，从而有效地提高油井产出和降低含水率。
2.水平井技术的应用水平井技术可以提高油井的采油效率，尤其在高含水期油田中更加适用。
水平井技术可以有效地控制含水层开发，减少含水率；水平井的水平段长度增大，导致了更大的井筒面积，能够更多的接触储层，提高采收率。
3.开展化学驱油技术对于高含水期油田，化学驱油技术也是一种有效手段。
通过注入聚合物、环烷醇、聚合物和硼化合物等物质，改善油藏物理性质和改变油水界面吸附作用，减小溶解气体的溶度，使油水界面张力减小，提高油藏的有效开发利用率，降低含水率，提高采油率。
二、提高采油技术1.提高抽油机技术对于高含水期油田井，采用提高抽油机技术是非常有效的。
采用高效的抽油机，可以提高油井采油效率，降低生产成本，减小含水率，提高采油率。
2.采用增产技术采用增产技术可以在一定程度上提高油井产量，降低含水率。
如通过增加注汽、注聚合物等增产技术，可以有效地降低含水率，提高采收率。
3.选用合适的采掘方法选择合适的采掘方法也是提高采收率的关键。
对于高含水油田，应该采用合适的采掘方法，如同沾吸排采、压裂、电磁激励排采等等，可以在一定程度上降低含水率，提高采收率。
三、优化油田管理1.优化油田水系统对于高含水期油田，需要对油田的水系统进行优化，合理配置水资源，降低含水率。
通过水系统的优化，可以有效地减小含水率，提高采收率。
油田高含水后期分层采油技术的运用分析发布时间：2022-08-19T05:50:13.232Z 来源：《科技新时代》2022年第1期作者：贾喻博[导读] 分层采油属于石油开采技术之一贾喻博中石化河南油田分公司采油二厂摘要：分层采油属于石油开采技术之一，主要指在石油开采井内利用封隔器将石油层分成若干层段，之后利用配产或卡封的方式，尽量降低不同分层之间的相互影响，确保油层作用的发挥。
分层采油技术具有专业性强、技术性高、复杂性强等特点，在具体应用中，相关技术人员需要全面考量分层采油具体技术的优化与应用，以确保采油作业有序推进。
关键词：分层；高含水；采油；技术前言分油层采油技术属于当前应用最为广泛的采油技术之一，利用该开采技术可以确保石油开采质量，但此项技术应用多年，在实际应用中适当的改进原有技术对于增油、控水等具有重要意义。
本文从分层采油技术及高含水后期分层采油技术应用、技术改造两方面进行分析，希望可以起到一定借鉴意义。
1.分层采油技术分类及应用 1.1多管与单管分层采油技术及应用分层采油技术十分复杂，根据采油管形式的不同可以将分层采油技术分为多管与单管分层采油两种不同形式。
首先，多油管分层采油。
多管分采主要指在油井分层基础上，根据每一层油层的不同，使用不同口径大小的采油管，调整采油管数量与容纳范围，提升不同分层采油的速度与质量。
此种方式需要注重油井环境情况，需要确保采油施工环境安全。
其次，单管分层采油。
此种方式与多管采油相类似，都需要在油井分层之后进行，此种采油形式是指根据制定的采油施工计划，结合隔离设备的推动，在原有单管分层的基础上，减少其他石油开采工作产生的影响，避免多油层之间产生的不良性影响，提升采油质量[1]。
1.2高含水后期堵酸化工艺与重复压裂技术及应用一般分层采油技术在应用后期，难免会遇到高含水的情况，此时分层采油技术不得不考虑相应地质、水等因素，因此在技术选择上往往会选择暂堵酸化工艺（裂缝深部）与重复压裂技术，以保证高含水后期分层采油作业的质量。
濮城油田西区沙二上2+3油藏剩余油分布及挖潜研究王雪荔1,张 玮1,王 磊2,范冬梅1,马凤军1(1.中原油田分公司采油二厂;2.中国石化集团华北石油局,河南濮阳 457001) 摘 要:濮城油田西区沙二上2+3油藏位于濮城构造西部,是一被断层复杂化的断块构造油藏,由于储层物性好,采出程度高,水淹严重,导致剩余油分布零散。
通过对该油藏剩余油的精细描述,正确地评价了该油藏储层沉积为末端扇沉积体系,属于层状油藏,以及该油藏的分层动用状况,定量描述了剩余油的分布类型,对提高该类油藏的开发效果提供了借鉴意义。
关键词:沙二上2+3油藏;沉积;剩余油;挖潜 中图分类号:T E32+3 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)13—0152—01 濮城油田西区沙二上2+3油藏经过30年的开发,油藏综合含水高,剩余油分布零散油藏的平均含水已高达97.0%,标定采收率29.87%,采出程度已达28.77%。
主力油层一直是主要的开发对象,但水淹程度高、剩余油分布零散。
二三类储层水淹程度低,但含油性差、动用难度大。
层内非均质性强,沉积物分选差,泥质含量较高,夹有大量的泥质纹层,且油藏内具有密度和频率都非常高的不均匀分布的低渗透性夹层。
本文通过对西区沙二上2+3藏高含水后期储层和剩余油的研究和认识,对油藏的潜力进行了重新的评价。
1 油藏概况濮城油田西区沙二上2+3油藏位于濮城构造西部,前人认为属于第三系辫状三角洲沉积体系,含油面积5.0km 2,石油地质储量870×104t ,可采储量259×104t,采收率29.77%。
2 基础研究2.1 构造研究濮城油田西区沙二上2+3油藏位于濮14断层以北,濮31、濮46、濮49、濮3-29断层以西,整体构造形态为一滚动背斜,背斜轴部被一系列NNE 走向的雁列断层复杂化,构造面积约9.4km 2。
2.2 沉积微相研究西区沙二上2+3油藏沉积为具有恒定物源供给的末端扇沉积体系,分为:近端亚相、中部亚相和远端亚相。
特高含水油田提高采收率的方法发布时间：2021-04-16T14:43:54.650Z 来源：《中国科技信息》2021年5月作者：刘异一[导读] 经过多年注水开发，我国很多油田先后进入特高含水期，即，含水达90%以上，尤其是大庆、胜利、大港、中原、河南、江汉等地。
中石化胜利油田分公司鲁胜公司山东东营刘异一 257000摘要：经过多年注水开发，我国很多油田先后进入特高含水期，即，含水达90%以上，尤其是大庆、胜利、大港、中原、河南、江汉等地。
特高含水期油藏，采油速度很低、耗水量比较大、剩余油尤其分散、井况逐渐恶化、开发效益降低等特点，所以，特高含水油田采收率，是制约国家持续发展的重要经济因素，本文首先介绍了特高含水期油藏基本特点、分析了特高含水期油藏剩余油分布特征，然后系统、全面概括了特高含水油田，继续水驱、聚合物驱、氮驱、注凝胶驱、CO2驱等五种提高采收率技术方法做了一个全面系统地整合。
关键词：特高含水；聚合物驱；氮驱；注凝胶驱；CO2驱；采收率；引言：目前，我国很多油田逐渐进入了特高含水期，虽然，采油速度很低、耗水量比较多、剩余油也很分散等等特点，但是，从己开采储量和年产量看，特高含水油田依旧是油田开发的主体，它的剩余可采储量占着很大比例。
所以，特高含水油田采收率直接制约着国家的持续发展，在目前技术条件下，特高含水率油田采收率的提高具有很大潜力。
一、特高含水期油藏特点主要依据含水率变化，一般说来，开发阶段分为以下四个开发阶段:Sw: 0%^'20%，低含水期; 其开发阶段开发特征注水见效快、主力油层发挥充分作用、产量高、液量上升快，含水上升慢。
Sw: 20%^'60%，中含水期; 其开发阶段开是发特征含水加快，液量上升急促，油水分布复杂，各种矛盾明显，产能受到限制。
Sw: 60%^"90%，高含水期; 其开发阶段开是发特征快速提液，油水运动、分布复杂，剩余油分散，开采效果下降，油井状况变差，开采难度变大，产油量进入到了递减期。
一简述二氧化碳混相驱的机理混相驱的基本机理是驱替剂(注入的混相气体)和被驱剂(地层原油)在油藏条件下形成混相，消除界面，使多孔介质中的毛细管力降至零，从而降低因毛细管效应产生毛细管滞留所圈闭的石油，原则上可以使微观驱油效率达到百分之百。
根据不同注入气体及其与原油系统的特性，混相驱可分为:一次接触混相(FCM)、多级接触混相(MCM)和非混相(IMM)几种方式。
而CO2混相驱一般属于多级接触混相驱。
通过适合CO2驱的油藏筛选标准可知稀油油藏主要采用CO2混相驱,而稠油油藏主要采用CO2非混相驱。
在稀油油藏条件下CO2易与原油发生混相,在混相压力下，处于超临界状态的CO2可以降低所波及油水的界面张力，CO2注入浓度越大，油水相界面张力越小，原油越易被驱替。
水、气交替注入时，水对混相有不利的影响。
通过调整注入气体的段塞使CO2形成混相，可以提高原油采收率。
混相驱油是在地层高温条件下，原油中轻质烃类分子被CO2：析取到气相中，形成富含烃类的气相和溶解CO2的液相(原油)两种状态。
其驱油机理主要包括以下三个方面：(1)当压力足够高时，CO2析取原油中轻质组分后，原油溶解沥青、石蜡的能力下降，重质成分从原油中析出，原油黏度大幅度下降，提高了油的流动能力达到混相驱油的目的。
在适合的储层压力、温度及原油组分等条件下，临界CO2：与原油混合，形成一种简单的流体相。
(2) CO2在地层油中具有较高的溶解能力，从而有助于地层油膨胀，充分发挥地层油的弹性膨胀能，推动流体流人井底。
(3)油气相互作用的结果可以使原油表面张力减小。
随着压力的增加，原油一空气系统的表面张力减小不大，这是由于氮气(空气的主要成分)在油中的溶解度极低，因此，系统的表面张力随压力变化缓慢。
对于原油一CO2系统，由于CO2的饱和蒸汽压很小，在原油中的溶解度大于甲烷在原油中的溶解度，因此原油一CO2系统的界面张力随着压力增加而快速下降。
对于原油一天然气系统而言，天然气中甲烷以及少量的乙烷、丙烷、丁烷等使得天然气在油中的溶解度要远大于氮气的溶解度，故界面张力随压力增加而急剧降低。
提高油气田开发采收率的有效措施分析摘要：随着时代和社会经济的发展，社会经营和生产需要更多的油气资源。
为了使油气田开发充分满足社会生产的需要，节约油气田资源的开发成本，为采油企业赢得更多的经济效益。
从油气田的技术方法和设备来看，加强科学研究刻不容缓。
关键词：油气田；发展复苏；有效措施导言：在了解了油气田资源开发过程中如何提高采收率的基本原理后，技术操作人员必须结合实际情况，配合采取相应措施，提高油气田开发中的采收率。
如合理布置井网密度，调整井网，或采用更先进的化学置换法或微生物采矿法等。
最后，从气驱的角度出发，保证油气田生产技术的实施质量，保持最终的资源生产效果。
一、关于油气田开采油气田采收率一般是指油田资源开发过程中油气产量与地质储量的比值。
油气田的采收率主要取决于油气藏的地质条件。
同时，技术操作人员将在此环节科学划分可采储量的开采程度。
油气田开发一般可分为三个阶段：一次开发、二次开发和三次开发。
初级生产是指依靠油气储存本身的能量实施生产技术；二次开采需配合注水或建立辅助措施，以保证开采效率；三次开采需要聚合物或其他辅助措施，因为三次开采的技术操作难度大，科学适当的辅助措施可以保证开采的实施效率和资源开采水平。
同时，为了保证更好的开采效果，采矿技术操作人员还必须积极采用新工艺、新设备。
二、提高油气田开发采收率的有效措施1. 合理布置井网密度采用更加科学合理的方式对井网密度进行布置，能够让油气田开采工作落实效率更高，过程更加顺利。
在此过程中，技术操作人员必须秉承增强油层连通性、提高采收率、确保经济效益等原则，让井网密度布置过程中所操作应用的设备与材料得到更加科学的组织协调。
与此同时，技术操作人员还必须对渗透率和其他条件进行综合考量，保证井网密度得到更加科学的设置，需要注意的一点是，如果注采井较小，那么油气田的渗流阻力和渗流时长就需要缩短。
为了能够保证油气田开发采收率，渗流阻力和顺流时长必须得到科学设置。
强化基础研究，提升油藏的整体开发水平【摘要】濮城油田自1980年投入开发，历经30年的开发，目前已经进入油田开发的中后期，卫79—濮98油藏是属于濮城油田外围复杂断块的一个高压低渗裂缝性油藏。
该油藏于1989年4月投入开发。
针对目前该油藏整体低液量，高含水的特点，2011年油藏管理人员在总结前人研究的基础上，开拓创新，经过一年的治理，有效的提升了油藏整体开发水平。
【关键词】基础研究;创新性;储层细分一、强化基础研究，制订整体方案，全面提升油藏整体开发水平1) 开展强化基础研究所需做的工作油藏处于开发阶段的中后期，为更好的提高采收率，提升油藏开发水平，实现长效开发，必须重新认识各小层水淹程度及剩余油分布类型，因此油藏的基础研究显得尤为重要。
通过收集、整理油水井吸水剖面，产出剖面资料，分析历史注采关系，对油水井重新分产，了解各井区采出程度、水淹程度，明确剩余油分布类型及分布规律。
卫79—濮98油藏属于高压低渗油藏，构造复杂，内部小断层较多，由于井网控制程度较低，导致构造认识不清，需要利用三维地震解释系统，利用新处理的800km2三维地震资料进行研究区构造精细解释研究，精细刻画断层。
2）明确方向，制订部署方案强化基础研究，能够更好的对油藏情况了然于心，对下步措施工作量以及部署工作，起到了至关重要的作用。
进行强化基础研究工作后，哪里是油、哪里是水，心中有数。
什么地方可以补孔、什么地方可以压裂、什么地方需要完善井网，信心十足。
二、创新性进行基础研究，提高油藏开发水平1）创新性进行构造刻画、地层对比根据研究区及邻区现有的地质、地震、钻井、测井等资料，精细制作多口井合成地震记录进行准确的层位标定，在人机联作解释工作站上，编绘沙三下1、沙三下2砂层组构造图3张。
地层精细对比是油藏描述的基础。
地层划分的细致程度、对比的可靠性是油藏描述成败的关键，亦是基础研究的的重点和基础。
在前有的基础上重新划分地层，编绘出分小层砂体有效厚度图、渗透率图、水淹图等各种图件共57张。
濮城油田沙二下油藏层间精细调整的实践及认识【摘要】针对濮城油田沙二下油藏高含水开发后期存在开发对策不适应、层间矛盾突出的问题，开展复杂断块油藏精细描述和剩余油潜力再认识研究，在现有层系控制下，主力层恢复井网、有效提液，二三类层重组井网、精细注水，有效动用潜力层，改善多油层非均质油藏后期开发效果。
【关键词】濮城油田精细研究精细描述多油层非均质油藏2010年以来，濮城沙二下油藏在开发上以提高剩余油认识为基础，围绕层间精细调整，通过精细注水进行配套调整，取得了产量稳定、递减减缓、采收率提高的良好开发效果。
1 油藏概况濮城沙二下油藏是一个埋藏深、含油层系多、非均质性严重的断块油气藏，平面上由濮城主体东区、西区、南区沙二下和文51块四部分构成，纵向上划分8个砂层组、50个流动单元。
到2012年底，已动用含油面积17.2km2，石油地质储量3650×104t，标定可采储量1429×104t，标定采收率39.14%。
油藏埋深-2550～-2900m，油水界面为-2810m，部分砂组有气顶。
孔隙度19.5%，渗透率101.8×10-3μm2，属中孔、中渗油藏。
2 开发中存在的问题濮城油田沙二下油藏1980年正式投入开发，历经初步开发产能建设、扩建产能高速开发、产量递减、局部调整挖潜笼统开采、整体调整技改、精细注采调整挖潜等六个开发阶段。
目前油藏已进入高含水开发后期，主要面临以下问题。
2.1 剩余油分布类型认识不清，赋存状态不明确濮城油田沙二下主体构造相对简单，前期高速开发使得主力层普遍水淹严重，强注强采导致剩余油极为零散。
取芯井濮检3井反映主力层动用程度高、水洗严重，1、2级水淹占总厚度91.2%。
油藏除了沙二下4、5、6砂组主力层几个主河道外，多数小层分支河道多，宽度较小，特别是二类层的50～80m的透镜状的小河道方向不明确，由于缺乏研究和描述，剩余油潜力方向无法确定，挖潜效果较差。
提高油田采收率的技术措施发布时间：2023-03-21T07:47:24.248Z 来源：《科技新时代》2023年第1月1期作者：晋婧陆永真徐欣磊[导读] 全社会进入了一个新的发展时期，随着经济的快速发展，各行各业对能源的需求持续上升晋婧陆永真徐欣磊长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安 718600摘要：全社会进入了一个新的发展时期，随着经济的快速发展，各行各业对能源的需求持续上升；随着非常规开发时代的来临，常规技术难以实现油田的战略性可持续有效开发；随着开采数量的不断增加，油田多数已进入高含水、高采出程度、高递减的“三高”阶段，再由于油层非均质性与多层开采，导致油层动用不均，油田开发面临着储采失衡严重、套损速度加剧等一系列问题。
为了满足社会经济发展对石油用量的要求，必须要在原有基础上对开采技术进行研究分析，针对油田的特征和开发状况，加强对地质构造与剩余油量分析规律的认识，积极寻找探索更为有效的开采方式，并采取行之有效的措施，发展功能配套、经济有效的采收率提高技术、夯实油田稳产基础，实现油田持续稳定发展的技术，本文将简要阐述如何提高油田采收率的技术和措施。
关键词：油田采收率；技术措施；前言当油田开发进入后期，油井的产能逐渐下降，单井的含水率不断上升，影响到油田的生产能力。
为了提高油田的采收率，研究剩余油的分布规律，实施挖潜增产的技术措施，提高储层的动用程度，达到油田开发的产能指标。
一、油田采收率概述油田的最终采收率是指油田的累计产油量与地质储量的百分比，油田的采出程度越高，采收率就越大，油田的开发效益越好。
影响油田采收率的因素比较多，从地质因素考虑，分析油气藏的地质构造形态，天然驱动能量的类型，油藏流体的性质等，通过精细的地质研究，重新认识油层，为合理开采提供依据。
油田开发和采油技术措施都影响着油田的采收率，从油藏的勘探开发做起，进行合理的钻井施工设计，钻探出优质的井筒，为后续的油井生产提供基础。
提高油田采收率的技术措施探究随着世界各国对石油资源的需求不断增加，油田采收率的提高成为了石油工业发展的重要课题。
提高采收率不仅可以降低开采成本，增加油田产量，还可以延长油田的产出周期，减少对环境的影响。
不断探索和应用新的技术手段，成为了油田开发的重要任务。
本文将就提高油田采收率的技术措施进行探究，从地质勘探、油藏开发、油井增产、水驱采油、化学驱油等方面进行深入分析。
一、地质勘探地质勘探是石油勘探开发中的重要环节，对油田采收率的提高至关重要。
地质勘探主要包括地震勘探、测井、地质剖面分析等技术手段。
通过地质勘探，可以更准确地了解油田的地质构造和储集层特征，为后续的油藏开发提供了重要的技术支持。
地质勘探还可以发现新增的油气藏，提高了油田的资源储量，进而提高了采收率。
二、油藏开发油藏开发是提高油田采收率的关键环节。
传统的油藏开发方式主要包括自然产能开采和增产措施开采。
自然产能开采主要依靠地层压力来推动油藏中的原油流向井口，但由于地层压力的逐渐下降，自然产能开采的效率逐渐降低。
需要采用增产措施来提高采收率。
增产措施包括水驱、气驱、热采、化学驱等技术手段，可以有效地改善油田开采条件，提高采收率。
三、油井增产油井增产是提高油田采收率的重要手段。
油井增产主要通过改造油田井筒、改进注采工艺、优化生产管网等技术手段来实现。
可以通过改进注采工艺，实现油井的自动调节和智能控制，提高注水、注气的效率，减少废水、废气的排放，从而提高采收率。
还可以通过优化生产管网，降低管道阻力，减小输送损失，提高油井产能。
四、水驱采油水驱采油是一种常见的增产措施，通过注入水来增加油田中的地层压力，推动原油流向井口，提高采收率。
水驱采油的关键是水的注入量和注入方式。
适当控制水的注入量和注入方式，可以有效地提高采收率。
水驱采油还可以减少地层压力的下降速度，延长油田的生产周期，提高油田的综合效益。
五、化学驱油化学驱油是一种新型的增产措施，通过注入化学剂，改变原油和地层岩石的相互作用关系，提高原油的流动性，从而提高采收率。
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。
提高油田采收率的技术措施探究油田采收率的提高是油田开发中的重要目标，也是实现油田经济高效运营的关键。
油田采收率是指从油藏中采出的原油量占油藏中可采原油总量的比例。
提高油田采收率不仅可以增加原油产量，还可以延长油田的产油寿命，提高油田的经济效益。
下面将从多个方面探究提高油田采收率的技术措施。
1.注水技术注水技术是提高油田采收率最常用的方法之一。
通过向油藏注入水来增加油藏压力，推动原油向井口运移，提高采收率。
注水可分为地面注水和井下注水两种方式。
地面注水是将处理过的水注入到油藏的上部或周围地层，增加油藏压力，推动原油流动。
地面注水的优点是注水水质易控制，操作相对简单，适用于一些地面水源丰富的油田。
但也存在注水效果不理想、地表水资源有限等问题。
井下注水是将处理过的水注入到与油层相接的水层中，通过压差推动水进入油层，提高采收率。
井下注水的优点是能够减少注水压力损失、改善油水相渗变化等，适用于大部分油藏。
但也存在水质控制、井下设备故障等技术难题。
2.提高采油效率提高采油效率是另一项重要的油田采收率提高技术措施。
采油效率是指单位时间内从油井开采出的原油量占油藏中可采原油总量的比例。
提高采油效率的方法有很多，例如改进采油工艺、优化油井设计、良好的人员管理等。
改进采油工艺可以通过提高水驱效率、增加人工提升原油的比例、减少采气等方式来提高采油效率；优化油井设计可以通过合理设置注水井、采油井、人工提升井等，提高油井的产能和效率；良好的人员管理可以确保油井的正常运营，减少停产、事故等非计划停产情况，提高采油效率。
3.增强地面工艺地面工艺对采收率的提高也起着重要作用。
地面工艺包括油井开采、油井处理、分离、储存等环节。
油井开采阶段，可以通过增加抽采功率、合理调整油井的开采周期和油水比等方式提高采油效率。
油井处理阶段，可以通过合理选择处理设备和优化油井处理工艺，提高油井处理效果，降低原油的含水率。
分离阶段，可以通过优化分离设备和增加分离时间，提高原油的纯度。
