SG油田1975年投入开发,目前综合含水为81.54%,产量递减速度较快,含水大于95.0%的井数占比达到29.8%,对这部分高含水井采取的主要措施是关停。措施初期有效降低了全区含水,但随开发时间延长,出现注采对应率低、水驱控制程度低等问题,因此,有必要开展高含水井关停对生产影响研究,并给出关停井的合理复产方案。本文基于非均质模型,建立了五点法、反九点法和反七点法井网高含水井关停后产油量和产液量损失比例计算公式,明确了高含水关停井对产油量和产液量的影响,结果表明,48口高含水井关停后,SG油田高含水井24个月的产油量损失比例为39.2%、产液量损失比例为51.4%。通过数值模拟示踪剂法对比高含水井关停前后波及系数变化,建立了控制储量损失比例计算公式,结果表明,当含水达到98%时,SG油田高含水井控制储量损失比例为29.3%。在数值模拟历史基础上,根据复产潜力指数将SG油田高含水井分为Ⅰ类高含水、Ⅱ类高含水以及Ⅲ类高含水井3类,其中Ⅰ类高含水井23口、Ⅱ类高含水井14口、Ⅲ类高含水井11口。在对SG油田各类高含水井剩余油潜力评价基础上,提出不同类型关停井复产方案,其中,对Ⅰ类高含水关停井,采用压裂措施进行复产,措施后3年复产有效率92.7%。Ⅱ类高含水关停井采用封堵潜力小的高含水层进行复产,措施后3年复产有效率90.1%;对Ⅲ类高含水关停井进行转注,完善周围井组注采关系,实现该类井复产,措施后3年复产有效率76.7%。