基于薄互层油藏砂层单层薄、多层叠置、横向连续性差、层间非均质性严重的特点，目前国内各油田普遍认为薄互层油藏的开发，应把握好几个方面的问题：
①对薄互层储层而言，需要建立精细地层格架模型、微构造模型、沉积相微相模型、测井解释模型、非均质模型、储层流动单元模型，做好精细构造解释及储层非均质性及微观孔隙结构研究，分析了层内、层间、平面上的储层差异；
②通过相控剩余油分析，明确剩余油分布类型及区域，分层系实施相控注水挖潜剩余油；
③对于层间渗透率差异较大的油藏，应开展好层系细分技术研究来改善油藏开发效果，目前多以细分注水、分段开发为主，调剖、堵水为辅，矿场实践证明经济效果较好。(www.xing528.com)
经过多年的相控注水、单元重组及分层系开发，国内大部分老油田已进入高含水、特高含水期开发阶段，因层间差异大，水驱效率较低，部分油田含水高达95%以上，为了确保油田更长期的稳产，除进行主力油层的开发层系调整外，国内各油田越来越看重薄差油层、难采储层的井网加密调整、层段细分调整。与此同时，配套的采油工艺技术也逐步完善，目前细分注水技术已日趋进步，多段注水、四寸套井分注等技术普遍应用，但部分技术仍存在一定缺陷。
目前国内各大油田注水开发主要采用的是偏心分注技术，受工艺限制，无法适应进一步细分需要：一是受配水堵塞器投捞的影响，两级偏心配水器间距要求至少要在6 m 以上才能保证投捞顺利、不投错层，限制了封隔器的卡距，使现有技术无法进一步细分；二是细分将导致封隔器级数的增加，管柱解封力加大，常规作业设备无法满足现场作业需求；三是目前管柱无法适应小夹层坐卡需要；四是细分后层段数大幅度增加，测调工作量将成倍增长，常规更换陶瓷水嘴的试配法无法满足测试需要。同时，由于井况、注水压差等原因，部分分注井采用4 寸[1]套封隔器或油套分注管柱，这类管柱无法洗井，容易造成作业时卡管柱、井损等问题。为此，需要开展多级细分注水技术研究，形成一套适应特高含水期薄互层油藏剩余油挖潜的注水开发技术。
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