我国油田早期多使用了注水开发,且目前大多都已经进入到高含水期。怎样提高这些油田的水驱采收率,尤其是研究提高厚油层高含水期的水驱采收率技术政策界限,具有迫切而现实的意义。决定水驱油采收率的高低的主要是注入水的微观驱油效率和宏观波及系数,所以提高水驱采收率的主要途径之一就是提高波及系数。其原理就是通过改变油藏压力场的分布,让注入水波及到含油饱和度较高的区域,从而将剩余油区域中的原油驱出。通常使用的方法有优化井网与布局、调整注采系统、细分层系、调整吸水剖面、强注强采、油层深部流体改向、堵水技术等。这些方法通常都能显著降低水油比,从而提高原油的采收率。但是不同于普通油藏,在高含水开发后期,受到沉积韵律和层间干扰的影响,厚油藏物性差的层位在合采时容易受层间干扰的影响产能受到抑制,物性好的容易形成层间突进,从而造成地下水淹状况严重、剩余油的分布错综复杂。所以厚层水驱油藏在剩余地质储量的性质变差的条件下开展注采井网调整、研究提高采收率技术,目前所面临的技术难题是：①区块剩余可动油潜力的精准预测和基于三维定量化的精细描述；②针对高含水期的剩余油的潜力分布“分布零散、面积小、厚度薄、驱替能量低、油层物性差”的特点,再采用层系细分、加密等传统井网调整技术来挖掘这部分剩余油,经济效益可能会变差,所以需要研究相应的增产技术界限,来进行经济而有效的井网综合调整。赵凹油田H3IV2层平均有效厚度大于lOm,最厚部位厚度大于40m,属于块状厚油层,该层地质储量占赵凹安棚区储量的56%左右。自1986年投入开发以来一直是主要生产层,但是经历了24年的开发,由于油藏厚度大,纵向上非均质严重,层内水淹差异大,动用不均匀,矛盾比较突出,目前采出程度虽然只有22.67%但是含水已经高达96.9%,进入了特高含水开发阶段。在油田后备资源严重不足的大背景下,研究相关的水驱技术政策界限,提高该区水驱采收率,进一步挖掘油田现有资源潜力,提高储量动用程度已势在必行。本文在精细地质建模的基础上,通过ECLIPSE建立黑油模型,并结合传统的油藏工程理论方法和经济学原理,对H3IV2层的压力系统技术界限、注采系统技术界限、措施增产技术界限以及井网调整技术界限进行了论证分析。最后结合矢量井网和技术政策界限的结果提出了提高水驱采收率的方案。具体的内容有：1、利用油藏工程方法,结合行业开发评价标准,从产量、含水变化规律、和存水率、耗水率、含水上升率、含水与采出程度关系、注入倍数增长率、产液吸水、地层压力等开发指标分析了H3IV2的开发效果和面临的需要改善的问题,为改善水驱开发效果指明了方向。2、利用多种方法来研究了井网密度及井距政策界限。具体包括：采油速度分析法、注水能力分析法、排液能力分析法、谢尔卡乔夫分析法、基于谢尔卡乔夫的经济合理井网密度分析、数值模拟法等分析方法,从多个方面分析了各因素对井网和井距的影响。并绘制了不同油价和开发成本下的图版,为后期的井网调整提供了参考。3、单井经济极限产量、控制储量界限研究。从单井平均日产油经济极限、单井控制可采储量、地质储量经济极限等几个方面研究了不同油价下的产油经济评价指标。为经济有效的调整井网提供了评价标准和界限。4、合理地层压力保持水平界限研究。从物质平衡法、静水柱压力法、地层压力与累积注采比关系法、利用开发效果来确定合理地层压力确定了合理的地层压力水平界限,为后期的注采调整提供了依据。5、合理注采井数比界限研究。利用吸水产液指数法、吸水产液指数及注采比法、相对渗透率曲线法、吸水产液指数比及注采压差法确定了合理注采比界限,为后期注采结构调整提供了依据。6、合理注采比研究。利用地层压力与注采比、物质平衡方程方法确定了合理注采比研究,得到了合理的注采比界限,为后期的调整提供了依据。7、采液、采油速度界限研究。利用注采平衡法研究了不同的井网密度、注采强度、不同含水率下的合理采油速度。运用数值模拟确定了合理的采液速度。为制定合理的生产制度提供了参考依据。8、层间干扰界限研究。选取AN78这一典型井组,运用数值模拟技术,从压力和渗透率级差两个主要影响因素方面,研究了压力、渗透率级差对层间干扰的影响界限,为层系组合提供了参考依据。9、剩余油分布规律总结及分类评价。结合油藏工程方法、沉积相,流动单元和和数值模拟结果,对剩余油的分布进行了分析,并利用分流公式对剩余油进行了分类评价,为后期的方案调整指明了方向。10、矢量井网理论及其在H3Ⅳ2区块上的应用。结合矢量井网理论,并利用数值模拟对该理论在H3Ⅳ2区块的运用进行来了论证。11、油藏注采结构调整方案及指标预测。结合上述的分析,制定了H3Ⅳ2的调整方案,并从经济的角度,进行了数模优选论证。经方案指标预测和经济评价,该方案是可行的。该方案的编制不仅为赵凹油田核三段Ⅳ2小层改善开发效果,提高采收率发挥积极作用,而且对老油田开发后期注采井网完善调整尤其是厚层油藏的开发具有指导意义。