塔河油田縫洞型碳酸鹽巖油藏水驅后剩余油分布主控因素與提高采收率途徑

鄭松青，楊敏，康志江，劉中春，龍喜彬，劉坤巖，李小波，張世亮

（1.中國石化石油勘探開發研究院，北京 100083；2.中國石化西北油田分公司，烏魯木齊 830011）

0 引言

碳酸鹽巖油藏按儲集空間類型可分為孔隙型、裂縫-孔隙型和縫洞型3類。據最新油氣資源評價結果，截至2015年底，中國碳酸鹽巖油藏累計探明石油地質儲量29.34×108t[1]，縫洞型占近2/3。中國縫洞型碳酸鹽巖油藏主要分布在塔里木盆地，儲集空間由形態多樣、大小懸殊的溶洞、裂縫和溶孔組成[2-3]，非均質性極強，開發特征及開發模式與碎屑巖油藏、裂縫-孔隙型或孔隙型碳酸鹽巖油藏有較大差別[4-5]。塔河油田奧陶系油藏是世界上儲量規模最大的縫洞型碳酸鹽巖油藏，經過20多年的開發，主體區塊水淹嚴重，水驅效率降低，已經進入以剩余油挖潛為主的開發調整和提高采收率階段。查明水驅后剩余油的分布成為目前的核心工作。

針對縫洞型碳酸鹽巖油藏剩余油的分布問題，王敬等[6]、劉中春[7]、程倩等[8]、張宏方等[9]采用室內實驗和數值模擬方法探索了剩余油的分布特征，初步總結了剩余油的分布規律；榮元帥等[10]通過油藏精細描述、測試及生產動態資料分析，根據分布類型，將剩余油分為4大類5亞類；熊陳微等[11]采用類似方法將塔河2區剩余油劃分為3大類9亞類；湯妍冰等[12]從宏觀、微觀、表觀3個方面對剩余油進行分類；吳永超等[13]、李巍等[14]基于物理模擬實驗對縫洞型油藏剩余油控制因素進行了研究；Artun等[15]、Goudarzi等[16]、Pennell等[17]、Ameri等[18]、Ayatolahi等[19]針對國外裂縫性潛山油藏基巖內的剩余油，提出通過周期注水、表面活性劑驅、氣驅等方式動用。這些研究成果對縫洞型碳酸鹽巖油藏的開發起到了積極的指導與借鑒作用，但也可以看到，國外碳酸鹽巖油藏剩余油分布及提高采收率研究主要針對裂縫性潛山油藏，中國對縫洞型油藏的相關研究多基于底水驅，且以室內實驗和數值模擬為主，相對比較缺乏注水開發后期剩余油主控因素及提高采收率途徑的系統性研究。

本文綜合巖心、測井、地震、生產動態等多方面的資料，系統研究儲集空間多尺度特征、儲集體類型、縫洞體空間形態及分布、儲集體與生產井的配置關系等控制因素對剩余油分布的影響，建立水驅后剩余油分布的主控因素模式，結合塔河油田開發實踐，系統研究提高原油采收率的方法。

1 縫洞型碳酸鹽巖油藏地質結構特征

縫洞型碳酸鹽巖油藏與碎屑巖油藏、裂縫-孔隙型或孔隙型碳酸鹽巖油藏相比，地質結構特征差異較大。地質結構特征的差異性決定了剩余油形成與分布的差異。

1.1 儲集空間的多尺度特征

縫洞型碳酸鹽巖油藏儲集空間類型多，不同類型儲集空間的尺度差異很大（見圖1）。尺度最小的是微米級的晶間孔、粒間孔、微裂縫等；中等尺度有毫米級的溶蝕孔、溶蝕縫；大尺度有米級的溶蝕洞。大尺度溶洞多已充填，據有限的FMI成像測井資料，塔里木盆地奧陶系至少存在0.2 m左右的未充填溶洞空隙（見圖1d）。

從微米級的晶間孔、粒間孔到米級的未充填溶洞空隙，縫洞型油藏儲集空間尺度相差5～6個數量級（碎屑巖油藏多在1～2個數量級[20]），根據毛細管模型，理論滲透率相差高達10～12個數量級，差異巨大，注水、注氣開發過程中，天然底水或注入介質易沿大型巖溶管道或大規模斷裂形成的高導流通道流動，小尺度儲集空間易富集剩余油。

從開發的角度，一切宏觀非均質性都是儲集空間的多尺度性導致的。儲集空間的多尺度性也是縫洞型油藏區別于其他類型油藏的典型特征之一。

1.2 儲集體類型

縫洞體是縫洞型油藏最基本的油氣儲集單元和開發目標，其單體規模小，但群體可構成大規模含油氣區。

根據油藏描述與實際生產動態分析，縫洞體可分成3大類5亞類：①溶洞型，該類縫洞體地震剖面呈“強串珠狀”反射特征（見圖2a、圖2b），鉆井過程中會出現鉆具放空、鉆井液漏失等現象[21-22]。連通性好、底水能量強、充填程度弱的溶洞型縫洞體初期產量高、累計產量高、無水采油期長；連通性差、底水能量弱或充填程度高的溶洞型縫洞體則呈現初期產量低、累計產量低、供液不足等特征。依據縫洞體的成因與形態，溶洞型縫洞體又可進一步細分為殘丘型、斷控型和河道型。殘丘型縫洞體位于風化剝蝕面附近，是暴露期風化淋濾溶蝕形成；斷控型縫洞體位于斷裂附近，是在裂縫基礎上溶蝕擴大形成；河道型縫洞體多是古潛水面附近地下水長期溶蝕作用形成。殘丘型和斷控型縫洞體多呈孤立分布（見圖2a），河道型縫洞體沿河道呈管道狀展布（見圖2b）。溶洞型縫洞體是縫洞型油藏最主要的儲集體類型，70%以上的地質儲量都分布在溶洞型縫洞體內。②裂縫-孔洞型，該類縫洞體地震剖面呈現“寬波谷”反射特征（見圖2c），開發中常表現為初期產量低、累計產量低、無水采油期短、能量略不足、含水逐漸上升等特征。③裂縫型，該類縫洞體地震剖面常呈現“內幕弱”等反射特征（見圖2d），開發上多表現為易水淹、累計產量低等特征。不同類型縫洞體，結構不同，物性不同，開發特征不同，剩余油分布也存在差異。

圖2 縫洞型碳酸鹽巖油藏不同類型儲集體地震剖面與地質模式

需要說明的是，儲集體類型只是影響開發特征和剩余油分布的一個因素，相同的儲集體類型，充填不同、儲量規模不同、與其他儲集體或生產井的配置關系不同、水體能量不同，開發和剩余油分布特征也會有很大差異。

1.3 縫洞體空間分布模式

縫洞型油藏是離散介質油藏，縫洞體的空間分布和配置關系對開發影響很大。無論是底水開發還是注水開發，關鍵在于連通通道。連通通道是位于兩井井間、底水與生產井間，能夠作為水驅通道的單個或多個縫洞體組合。只有存在連通通道，才能構建注采關系。

在縫洞體描述的基礎上，依據縫洞體與連通通道的關系，將其空間分布模式歸為3大類8亞類。第1大類為井間連通型，連通通道位于兩井之間，又可進一步細分為4亞類：①井間串聯型，縫洞體位于連通通道上（見圖3a）；②上洞型，縫洞體位于連通通道上部，僅一條通道與連通通道相連（見圖3b）；③下洞型，縫洞體位于連通通道下部，僅有一條通道與連通通道相連（見圖3c）；④井間并聯型，兩井之間存在兩條或多條連通通道（見圖3d）。第2大類是底水連通型，連通通道用于溝通底水與生產井，又可進一步細分為3個亞類：①底水串聯型，縫洞體分布于連通通道上（見圖3e）；②側洞型，縫洞體位于連通通道外側，僅有一條通道與之相連（見圖3f）；③底水并聯型，底水和生產井之間存在兩條或多條連通通道（見圖3g）。第3大類是封閉型，縫洞體不與任何一條連通通道相連。封閉型縫洞體可以是單個縫洞體，也可以是多個縫洞體。只要不與底水溝通，也無法構建注采關系，都可視為封閉型（見圖3h）。

1.4 縫洞體分割性

因致密基巖、充填物、斷裂等的遮擋，不同縫洞體間或同一縫洞體內存在不連通、油水關系相對獨立的現象，稱之為縫洞體分割[23-24]。

依據分割介質的不同，縫洞體分割可分為3類：①致密基巖分割型，多個縫洞體在空間上相隔很近，但彼此被基巖分隔，互不連通，為獨立的油水系統；②充填分割型，河道型縫洞體內因充填類型和充填程度的差異，形成致密隔斷，將原本一體的河道分隔成多個不連通的空間；③斷裂分割型，縫洞體內原本發育較大貫穿斷裂，斷裂具有高導流能力，成為流體及填充物的運移通道，后期逐漸被外來物質充填、堵塞，失去導流能力，將縫洞體分割為獨立的空間。

圖3 縫洞體空間分布模式

2 儲集體與生產井的空間配置關系

縫洞型碳酸鹽巖油藏地質結構是剩余油形成的根本原因，生產井與儲集體的配置關系則是剩余油形成的直接原因。根據塔河油田縫洞型碳酸鹽巖油藏多年的開發經驗，可將儲集體與生產井的空間配置關系歸為4類。

2.1 生產井位于縫洞體最高點

油氣運移過程中，受油水密度差異影響，縫洞體頂部油氣更為富集[25-26]。因此，縫洞型碳酸鹽巖油藏多將生產井部署在縫洞體的最高點，可細分為2大類4亞類。

①生產井位于單縫洞體頂部?？杉毞譃?類：生產井位于形狀規則單縫洞體頂部，該類縫洞體形狀簡單，僅一個高點；生產井位于形狀不規則單縫洞體頂部，該類縫洞體頂面起伏，存在多個局部高點，一般選擇將生產井部署在最高點。

②生產井位于多個連通縫洞體的主縫洞體頂部。對于主縫洞體與次縫洞體的兩種配置關系（主縫洞體位置偏上和主縫洞體位置偏下），生產井均位于主縫洞體的最高點，次縫洞體內的剩余油往往難以動用，成為中后期的挖潛重點。

2.2 生產井偏離縫洞體最高點

受描述精度、鉆完井施工、不利地質因素等的綜合影響，生產井未能直接或通過裂縫與縫洞體最高點溝通，井（或裂縫）與縫洞體交界處成為“溢出點”，上部為剩余油的聚集提供了場所。

2.3 生產井位于分割縫洞體上部

生產井一般位于某個分割縫洞體的上部，由于其他分割縫洞體與該縫洞體相互獨立，其中的流體并不參與流動，生產井無法同時控制，為剩余油富集提供了條件。如塔河油田2區TK222直井未建產，第1次側鉆井（TK222CH）高含水低產，但第2次向北部側鉆的TK222CH2井則獲得較好產能，初期日產油25 t，不含水，截止到2018年7月已累計產原油8.19×104t。

2.4 生產井位于干流（較大支流）河道

河道型縫洞體多呈樹枝或網狀分布，分干流河道和支流河道，這些河道是油氣聚集的重要空間。干流河道（或較大支流河道）儲集體規模大，油氣富集程度高，是生產井部署的首選位置。而儲集體規模相對較小的支流河道往往布井較少。單個支流河道規模較小，但數量較大，支流河道所控制的原油儲量亦較可觀。

3 水驅后剩余油分布主控因素

縫洞型碳酸鹽巖油藏水驅后剩余油的分布受儲集空間多尺度性、儲集體類型、縫洞體空間形態及分布、縫洞體分割性、與生產井的配置關系等多種因素綜合控制，分析這些因素的影響，可將主控因素模式歸納為4種大的類型（見表1、圖4）。

①局部高點控制剩余油：生產井位于形狀規則縫洞體頂部，生產井與縫洞體配置合理，通過天然底水驅或人工注水開發，基本可以達到最大水驅采出程度，剩余油極少。而表1中Ⅰ-a、Ⅰ-b這2種類型均存在一個或多個次高點，Ⅰ-c類縫洞體雖然形狀規則，但生產井偏離縫洞體頂部，在注水替油（或水驅）過程中，因油、水密度差異，剩余油被控制在縫洞體頂部“溢出點”以上，局部高點成為剩余油的富集區（見圖4a—圖4c)。

表1 縫洞型油藏水驅后剩余油分布主控因素

圖4 縫洞型油藏水驅后剩余油分布主控因素模式圖

②井控不足控制剩余油：因縫洞體空間分布的強非均質性，井網很難控制所有的地質儲量，特別是縫洞體規模較小、縫洞體間（或內部）存在致密封隔介質時，被封隔（分割）的儲量基本無法有效控制。如表1中Ⅱ-a—Ⅱ-c這3類被封隔（分割）的次縫洞體與Ⅱ-d河道系統小支流盲端，無論儲集體與生產井如何配置，這些地質儲量均難有效控制（見圖4d—圖4g）。另外對于封閉型的多個縫洞體（見圖4h，Ⅱ-e類），因其既不與底水溝通，又因儲量有限不能構建注采關系，只能通過主縫洞體上的生產井注水替油開發，注入水難以通過重力分異作用替換次縫洞體內的原油，生產井對次縫洞體控制弱，導致剩余油滯留其中。

③連通通道屏蔽控制剩余油：水驅過程中，縫洞體被波及的前提是注入水（或底水）在一個縫洞體內既有“入口”，也有“出口”。而對于圖4i（Ⅲ-a類）所示情況，連通通道外的縫洞體只有“入口”，沒有“出口”，難以形成水驅通道，導致屏蔽形成剩余油。另一種如圖4j（Ⅲ-b類）所示，生產井間或底水與生產井間（或局部）存在多條并聯連通通道，注入水（或底水）易沿大裂縫等高滲通道突進，造成生產井暴性水淹，屏蔽其他連通通道，形成剩余油。

④局部低滲、弱水動力控制剩余油：由于構造運動、溶蝕作用以及充填改造等的差異性，充填作用強或溶蝕程度弱的區域易形成低滲區。水驅過程中，這些區域水動力條件相對較弱，波及程度低，如圖4k（Ⅳ-a類）、圖4l（Ⅳ-b類）所示，在縫洞體充填部分或物性較差的溶蝕孔洞區富集剩余油?，F有研究認為，縫洞型油藏充填嚴重，70%～80%的溶洞型儲集體被充填[27]，說明有近50%的地質儲量儲存在充填介質內，有效動用Ⅳ-a類剩余油對開發效果的改善意義重大。

另需說明的是，剩余油的分布是多個因素共同作用的結果，實際油藏極少出現單一因素控制形成的剩余油。多種控制因素綜合影響，形成千差萬別的剩余富集模式，實際生產應用中，應根據主要影響因素有針對性地進行挖潛，同時兼顧次要影響因素。

4 提高采收率途徑

國內外研究[28-29]和塔河油田開發實踐都表明，對于存在多種類型儲集空間且儲集空間尺度存在較大差異的油藏，開發過程中，大尺度儲集空間內的原油首先被采出，其一旦被水占據，改善開發效果難度往往很大。因此，縫洞型碳酸鹽巖油藏提高采收率是一個系統工程，不能全依賴注水開發后期的“三次采油”，必須貫穿其整個開發周期：早期，根據油藏地質特征做好開發優化設計，盡量減少剩余油；中后期，根據不同類型剩余油分布特點，實施精準挖潛；此外，縫洞型碳酸鹽巖油藏水驅采收率一般較低，為進一步提高采收率，必須做好技術儲備，開展超前技術室內研究與現場試驗。

4.1 早期優化設計

縫洞型碳酸鹽巖油藏早期開發，主要包括天然能量和注水補充能量兩個開發階段。塔河油田開發實踐顯示，縫洞型油藏50%～60%的可采儲量在天然能量開發階段產出，天然能量開發階段高效開發的關鍵是做好生產調控，防止底水竄進淹井。當壓力下降到一定程度（室內實驗顯示，地層壓力下降至85%左右），為防止裂縫閉合損失可動用儲量，應盡快實施注水。

縫洞型碳酸鹽巖油藏注水主要包括單井縫洞單元注水替油[30]和多井縫洞單元人工水驅[31]。人工水驅的關鍵是注采關系的構建，要綜合考慮儲集體類型、連通性、儲集體空間位置等因素進行優化設計，通過空間結構化注水，提高水驅控制程度，減少剩余油。

4.2 中后期剩余油挖潛

隨著含水率上升，水淹井增多，開發進入中后期。塔河油田開發實踐顯示，年綜合含水超過40%后，含水上升率明顯增大，進入以提高采收率為主的開發調整階段。

縫洞型碳酸鹽巖油藏是離散介質油藏，縫洞體在空間呈離散分布（與碎屑巖油藏的土豆狀砂體類似），其提高采收率途徑同層狀連續介質油藏有很大不同。層狀連續介質油藏采收率與波及系數和洗油效率有關，提高采收率也主要從提高波及系數（如聚合物驅）和洗油效率（如注表面活性劑）入手。但縫洞型碳酸鹽巖油藏采收率不僅與波及系數和洗油效率有關，還與儲量控制程度有關，可用下式表示。

式中ED——洗油效率，%；ES——儲量控制程度，%；EV——波及系數，%；η——采收率，%。

開發實踐顯示，對于這種儲集體單體規模小且離散分布的油藏，無論是碎屑巖油藏[32]還是碳酸鹽巖油藏，提高儲量控制程度都是提高采收率最直接最有效的途徑，也是提高采收率的基礎，其次是提高波及系數，最后才是改善洗油效率。

因此，縫洞型碳酸鹽巖油藏開發中后期剩余油挖潛應從3方面著手：①通過部署調整井、側鉆、酸壓等加強井控，提高儲量控制程度；②通過注水替油、注氣等發揮重力分異與滲吸作用，通過周期注水、調剖堵水等擾動或改造流場，擴大波及范圍；③通過加入表面活性劑改善注水效果，提高洗油效率。具體實施過程中，應根據剩余油的分布特征與主控因素有針對性地進行選擇。

4.2.1 加強井控

表1中Ⅱ-a、Ⅱ-b、Ⅱ-c類剩余油形成的原因是縫洞體不連通，壓力無法波及；Ⅱ-d、Ⅱ-e以及Ⅳ-b類剩余油形成的主控因素雖然有所不同，但直接原因均為注入水無法波及。提高這6類剩余油采收率最直接有效的方法是通過部署調整井、側鉆、酸壓等加強井控，提高儲量控制程度，同時輔以重力分異與滲吸、擾動流場等方式擴大波及范圍。

依據剩余儲量規模和位置差異，加強井控主要有3種手段：①與井距離大于500 m、地質儲量大于10×104t的縫洞體、分支河道通過新井控制；②距離井較遠(150～500 m)、儲量規模較大的縫洞體通過側鉆短半徑水平井動用；③近井地帶（小于150 m）的縫洞體通過酸化壓裂、高壓注水等方式動用。需要指出的是，上述指標并非定值，需綜合鉆井、酸壓技術水平、成本以及油價等多因素確定。

2016—2017 年，塔河油田4區、6區、7區針對井控不足型剩余油，部署新井（含側鉆）13口，平均日產油47.8 t，效果良好。酸壓、高壓注水等是動用近井地帶井控不足剩余油的有效手段，以S80單元為例，該單元27口直井，上返（下返）酸壓井8口，截止到2017年12月，累計增油量14.2×104t，是其注水增油量的1.5倍。塔河油田T753CH井2017年12月注水替油失效，通過大排量高壓注水（日注水量200 m3，井口壓力15.3 MPa）改善縫洞體連通狀況，動用Ⅱ-e類剩余油，開井后自噴生產，已累計產油1 715 t。

4.2.2 重力分異與滲吸

表1中Ⅰ類剩余油、Ⅲ-a類連通通道上部縫洞體內的剩余油，可通過單井注氣吞吐或氣驅方式動用。動用機理是：注入氣體因重力分異進入縫洞體局部高點（或上部縫洞體），形成次生氣頂非混相驅替縫洞體頂部（或上部縫洞體）剩余油（見圖5）。綜合考慮氣源、氣體密度等因素，氮氣是塔里木盆地縫洞型油藏注氣氣源的首選。

圖5 注氣動用I-a類剩余油示意圖

以塔河油田12區AD9井為例，該井2007年10月投產，2012年6月19日高含水關井。根據油藏描述結果，該井鉆遇點位于縫洞體下部，認為縫洞體頂部存在Ⅰ-c類剩余油。2012年12月實施單井注氮氣動用縫洞體頂部剩余油，累計增油3 668 t。塔河油田2013年開始單井注氣（氮氣）吞吐和氣驅試驗，截止到2017年12月，累計產油154.7×104t。

表1中Ⅳ-a類剩余油、Ⅲ-a類連通通道下部縫洞體內的剩余油，可通過油水置換和滲吸動用。單井注水吞吐替油中的悶井、周期注水的停注、高含水井的關井壓錐，均是重力分異置換與滲吸作用的典型范例。在停注（采）期間，油水在密度差、浮力、毛細管力等的作用下進行較長時間的置換，聚集至縫洞體上部，隨后開井采出。

塔河油田7區TH10323X井2010年8月水淹后實施單井注水替油，第1輪次噸油耗水2.8 m3，第2輪次效果變差，噸油耗水高達159 m3。為動用充填介質內Ⅳ-a類剩余油，2012年10月，第3輪次注水替油時添加表面活性劑，噸油耗水降至2.7 m3，說明在重力分異或滲吸過程中，通過加入表面活性劑提高洗油效率、改善開發效果是可行的。

縫洞型油藏生產層段厚，重力作用下油氣水具有良好的垂向流動條件，充分利用重力分異和毛細管的滲吸作用，對動用局部高點（Ⅰ類、Ⅲ-a類）及低部位相對低滲區（Ⅳ-a類、Ⅲ-a類）的剩余油意義重大。

4.2.3 擾動（改造）流場

表1中Ⅲ-a、Ⅲ-b類剩余油主要是注入水或底水沿大裂縫或巖溶管道等高滲通道突進屏蔽了儲集體內相對低滲區域內原油的流動形成，這2類剩余油，可以通過注采優化調整（改變注采參數、調整注水方式）、封堵高滲通道、關井（降低產量）壓錐等方法擾動或改造流場、發揮油水重力分異與毛細管滲吸作用，提高注入水（底水）波及效率來改善開發效果，提高采收率。

Ⅲ-a類剩余油位于水驅通道周圍，可通過周期性的注水和停注擾動流場改善波及效率加以動用。注水過程中，驅替通道壓力高，通道周圍剩余油被封存，停注后，驅替通道壓力降低，通道周圍縫洞體內剩余油在壓差、重力、浮力等作用下進入驅替通道，再次注水，將剩余油驅至井底。塔河油田8區TK836CH-S86注采井組于2011年3月通過TK836CH井連續注水，2011年8月，S86井含水快速上升并水淹，研究后確定兩井之間存在高滲通道作用形成的屏蔽剩余油，通過周期注水，剩余油得到很好動用，含水基本控制在75%以下，油井日產油基本在12 t左右，生產平穩，應用效果顯著。

Ⅲ-b類剩余油由不同水驅通道相互干擾形成，可通過調剖堵水等措施改造流場加以動用。針對該類剩余油，塔河油田2016—2017年先后調剖堵水5井組，累計增產原油1.4×104t。

需要說明的是，同一縫洞體內可能存在多種類型的剩余油，即使同一類型的剩余油，由于豐度、位置等的差異，也可能采用不同的挖潛技術，因此，在實際挖潛中，應綜合分析并制定挖潛方案，采用針對性的措施，最大限度地提高采收率。

4.3 超前技術儲備

與渤海灣盆地潛山裂縫型碳酸鹽巖油藏和中東孔隙型碳酸鹽巖油藏不同，塔里木盆地縫洞型碳酸鹽巖油藏開發面對的核心問題是儲集體的連通性和連續性。連通性差、連通通道間差異大、不同驅替介質的驅替方式不同是其典型特征。提高縫洞型碳酸鹽巖油藏的采收率必須圍繞關鍵問題，做好3方面的超前研究工作：①加強靶向酸壓等新型儲集層改造技術的研發工作，改善縫洞體的連通狀況，提高儲量控制程度；②開展泡沫等新型注入介質以及不同介質協同作用的室內研究與現場試驗，改進注入方式，做好水驅、氣驅后的技術接替；③加強信息技術、人工智能等技術與油氣田開發的結合，通過油藏、井筒、地面及管理系統的整體優化，降低人工成本，實現注采的精細化、智能化，提高開發效益。

5 結論

縫洞型碳酸鹽巖油藏水驅后剩余油分布受儲集空間尺度非均質性、儲集體類型、縫洞體形狀及空間分布、縫洞體分割性、儲集體與生產井的空間配置關系等地質因素和開發因素的綜合影響，主控因素可歸結為局部高點、井控不足、連通通道屏蔽、弱水動力4大類。

縫洞型碳酸鹽巖油藏提高采收率是一個系統工程。天然能量開發階段，做好生產調控，防止底水竄進；注水開發早期，依據儲集體類型、連通性、空間位置構建注采關系，提高水驅控制及動用程度，盡量減少剩余油；注水開發中后期，依據剩余油主控因素及分布特征，通過加強井控、利用重力分異和毛細管的滲吸作用、擾動（改造）流場等措施，實施精準挖潛。同時做好技術儲備，開展儲集層改造、新型注入介質、智能優化開發等技術的研發，做好注水、注氣技術的接替，最大限度地提高采收率。