时变水库流场的演变与超高含水率阶段的差分控制：以中国青岛油田1G区块为例 马一莫、 王彦珍、 王明、 江树、 马国正、 江学学、 杨文飞、 唐宣和

《Processes》：Evolution of Time-Varying Reservoir Flow Field and Differential Control in the Ultra-High Water Cut Stage: A Case Study of Block 1G, Chengdao Oilfield, China Yimo Ma, Yanzhen Wang, Ming Wang, Shu Jiang, Guozheng Ma, Xuexue Jiang, Wenfei Yang and Xuanhe Tang

　　摘要 在超高含水率阶段，未固结的砂岩水库面临着严重的水库性能随时间变化、流体路径固化以及水循环效率低的问题。为了解决这些问题，本研究以青岛油田1G区块为例，基于测井、取芯和生产数据建立了一个考虑渗透率随时间变化特性的动态地质模型。引入了流场强度指数和流体路径固化率来定量描述优先流动通道和高耗水区。结果表明，长期注水使平均渗透率提高了26.88%，层间渗透率比从10.33增加到19.00。流体路径固化率达到75%，形成了明显的“短路”循环现象。研究还识别出三种剩余油富集模式，这些模式主要受沉积微相、构造高地和井型控制的影响。提出了包括三维井型重构和流体路径改向在内的差异调控策略。现场预测显示，累计增油量可达41万吨，采收率提高了1.3%。本研究不仅揭示了在水岩耦合作用下的流场动态演化机制，还为类似海洋超高含水率未固结砂岩水库的流场调控和剩余 oil 开发提供了实用的技术体系。

1. 引言
中国东部大陆沉积盆地中开发的未固结砂岩油田经历了数十年的高强度注水开发。它们普遍进入了超高含水率开发阶段，综合含水率超过90%。这些油田具有“高含水率、高采收率和 high 油产量”的开发特征，开发矛盾日益突出[1]。这类水库的特点是胶结性差且固有异质性强。长期的高强度注水和生产模式不仅导致水库微观特征（如孔结构和孔隙喉部分布）发生不可逆的变化，还引起渗透率和孔隙度等物理参数的显著时间变化效应，进一步加剧了层间、层内和平面的异质性[2,3,4]。
在水库物理性质变化和开发扰动的双重作用下，地下流体倾向于沿着高渗透率区形成优先渗流通道。这导致注水井和生产井之间的注水快速通道化，从而导致无效或低效的水循环，大大降低了注水的效果，并使得剩余油的分布极不均匀。这已成为稳定油产量、控制含水率和提高油回收率的核心限制因素。因此，准确识别优先渗流通道的开发规律、定量描述水库参数的时间变化特性以及科学重建地下流场分布模式，已成为超高含水率阶段未固结砂岩油田开发的关键科学问题和技术需求[5]。
近年来，研究人员对水库的时间变化特性、剩余油分布和长期注水下的流场演化进行了深入研究。他们逐渐认识到长期强烈注水会导致岩石孔结构和渗流参数的不可逆变化，渗透率的时间变化效应已成为影响数值模拟准确性的关键因素[6]。许多研究集中在时间变化的物理特性的定量描述、时间变化渗流模型的构建以及考虑时间变化参数的数值模拟方法上[7]。一些研究揭示了超高含水率水库中由优先通道和流场差异引起的剩余油分布[8]。然而，当前的国际研究仍存在明显不足：（1）大多数研究仅关注渗透率的单一时间变化规律，而很少揭示层间异质性和长期冲刷下的“马太效应”的动态演化机制[9]。（2）对流体路径固化和高耗水区的定量描述不足，缺乏流体路径固化率和流场强度等系统评估指标[10]。（3）考虑时间变化参数的数值模拟大多局限于单因素修正，很少有研究将时间变化的物理性质与完整的流场演化和差异调控结合起来[11]。因此，对于超高含水率阶段的海洋未固结砂岩水库，仍然缺乏“时间变化特性描述—流场演化量化—差异流场调控”的综合研究。不过，大多数研究集中在中低含水率阶段或特殊水库（如低渗透率和岩性水库）。关于强烈注水冲刷下的时间变化规律以及超高含水率阶段未固结砂岩油田流场固化演化机制的研究仍然较为薄弱，尚未形成合适的定量流场描述和差异调控技术体系。
在流场描述和模拟方面，传统的井测试分析、井间示踪剂监测和生产性能分析方法在宏观孔隙和优先渗流通道发育区域的定性识别中发挥了重要作用。然而，受监测范围和分辨率的限制，这些方法无法实现对整个水库流场空间分布的精细和定量描述[12,13,14]。传统的基于流线的数值模拟方法通常基于静态地质模型，忽略了长期注水冲刷引起的水库物理性质动态演化特性，未能充分考虑随着冲刷倍数增加而变化的孔隙率和相对渗透率曲线等核心参数的时间变化现象[15,16,17,18,19]。使用静态模型进行历史拟合和开发性能预测往往导致含水率拟合精度低，高含水率阶段剩余油分布预测误差较大。这无法为精确的剩余油开发量和流场调控提供可靠的地质模型和数据支持[20,21,22,23,24]。
青岛油田1G区块是渤海湾盆地的一个典型海洋未固结砂岩油田，其综合含水率已超过93%。受长期强烈注水冲刷的影响，水库的物理性质随时间发生了显著变化。该水库具有强烈的固有异质性、典型的蜿蜒河流沉积微相和复杂的通道几何结构（包括主通道、通道边缘和废弃通道）。在长期高强度注水作用下，优先流动通道逐渐形成并扩展，水库物理性质表现出明显的时间变化特征。传统的静态模型无法反映水库参数的动态变化，导致数值模拟和剩余油预测的精度较低。因此，建立时间变化的描述和调控策略以定量描述流场演化并实现高效剩余油开发变得十分紧迫。注水-生产流体路径固化问题尤为突出，层间吸水不均和平面注水扫描不均等矛盾日益加剧，使得剩余油开发变得更加困难。
基于此，本文以青岛油田1G区块为研究对象，综合运用新老井的测井二次解释数据、取芯分析和生产性能数据，定量描述了长期注水后水库电性质和物理性质的时间变化规律。构建了一个考虑时间变化效应的动态地质模型，弥补了静态模型的不足。引入了流场强度指数和流体路径固化率的概念，建立了高耗水区的定量识别标准和评估体系。进一步揭示了在水库异质性和流体冲刷的动态静态耦合下的流场演化机制，明确了超高含水率阶段剩余油的差异富集模式。最后，提出了适应研究区域的差异流场调控和剩余油开发策略。本研究有望为类似海洋和陆上超高含水率未固结砂岩油田的精细化开发和采收率提升提供理论指导和工程参考。

2. 数据与方法
研究区域是一个典型的河流相未固结砂岩水库，具有强烈的异质性。该水库以主通道和通道边缘微相为主，通道几何结构复杂，横向变化较大。长期注水导致了不同层位和位置的差异性冲刷，使得水库物理性质发生显著的时间变化演化。

2.1. 软件和模型构建细节
本研究中的数值模拟模型使用Eclipse 2019（斯伦贝谢公司的专业水库模拟软件）进行构建和校准。具体的模型构建过程和约束条件如下：
网格设置：研究区域被划分为55,000个网格单元（网格尺寸：10米×10米），覆盖整个研究区块。网格划分充分考虑了沉积相的分布，确保每个网格与实际水库分布相匹配，避免过度细化或粗糙。
模型约束：模型构建时遵循“实际水库厚度≥5米、剩余油饱和度≥30%和注水压力≤1.2兆帕”的约束条件，以确保模拟结果的合理性，并避免出现不现实的发展效应。
模型构建过程：首先将水库地质数据（孔隙度、渗透率）导入Eclipse 2019；然后设置边界条件（研究区块与相邻区域之间无交叉流动）；最后使用历史生产数据校准模型参数（渗透率、注水强度），以确保模型与实际水库条件一致。

2.2. 电响应特性分析
选择了1G区块中的三个典型井（1A-1、1A-N2和22FC-13）进行对比分析。这些井具有相似的沉积微相和空间位置，生产启动时间跨度较大。测井曲线的标准化结果显示在图1中。随着注水程度的加深，SP曲线的异常幅度增加，GR值因注水和矿物迁移而显著降低。这种现象表明水库的页岩含量减少，物理性质得到改善。同时，电阻率曲线急剧下降，水库底部的下降幅度通常大于顶部，展现了典型的底部注水特征。图1显示了三个不同生产启动时间的井的测井曲线对比。基于22B-1和1GB-2井的定量统计结果显示，长期注水后水库的电性质发生了显著变化。整个水库的GR值下降了约10.9 API，变化率为-18%。SP曲线的平均异常幅度增加了约6.45毫伏。深部横向电阻率从9.65 Ω·m下降到2.34 Ω·m，下降了76%。空间上，水库底部的电性质变化更为显著。中间和低部区域的GR值和电阻率分别下降了9.6 API和10.9 Ω·m。这种下降幅度明显高于中部和上部区域的3.72 Ω·m。这些定量数据证实了厚正韵律油层中异质注水规律的存在。规律表明，在注水过程中，注入水优先沿着水库底部的高渗透率段前进。

2.3. 物理性质参数的演化规律
对测井和取芯数据的综合分析表明，长期高强度注水显著改变了水库的微观结构和渗流能力。整个区块109口井的序列统计结果显示，单井的平均渗透率与其生产启动年份之间存在显著的正相关性。后期调整井的渗透率通常高于早期老井。其背后的机制是长期的注水冲刷，导致孔隙喉部粘土基质的迁移和疏通。这种物理性质的变化与三个典型的潜在过程密切相关：(1) 黏土迁移和重新排列——在长期的水力冲洗下，黏土颗粒会被分离、搬运并重新排列，这会疏通主要的渗流路径并改善孔隙连通性。(2) 孔隙喉部的重组——持续的风化作用会增大有效孔隙喉部半径并优化孔隙结构，从而导致渗透性的显著提高，其程度超过孔隙度的增加。(3) 流动诱导的选择性渗滤——通过选择性渗滤和冲刷作用，优先流动路径逐渐得到加强，从而加速了异质性的增强。这些随时间变化的过程和机制与之前关于长期水淹没未固结砂岩储层的研究结果一致。这种效应还叠加了由于地层压力下降所引起的有效应力释放和孔隙扩张。这两个因素共同促进了储层渗透性的宏观增加。对早期老井25B-4与后期调整井1GA-4进行了定量比较（图2）。结果表明，该储层表现出“孔隙度和渗透性同时增加”的特征。平均孔隙度从34.58%上升到35.62%，增加了3.01%；平均渗透性从971 mD增加到1232 mD，增幅达到26.88%。渗透性的时间变化效应远比孔隙度的变化更为显著。这表明未固结砂岩对水力冲刷极为敏感，这是导致在高水切阶段流动场通过优先通道转向的关键因素。在同一主储层Ng42中，调整井显示出较低的天然伽马值、更长的声波传播时间和更高的解释渗透性。在井点尺度上，多次水力冲刷对储层造成了不可逆的物理改变，这些改变进一步形成了以高渗透性条带为特征的优先渗流通道。图2：(a) 1G区块中老井和调整井的孔隙度频率分布直方图；(b) 1G区块中老井和调整井的渗透度频率分布直方图。2.4 动态层间渗透率模型传统上认为层间渗透率是一个静态储层参数。然而，在超高水切阶段，具有不同物理性质的储层对水力冲刷的反应各不相同，这导致层间渗透率呈现出显著的动态演变特征。因此，层间渗透率被作为建立系统异质性演化模型的核心定量指标。该模型能够动态描述层间异质性随水力冲刷的发展，并形成完整的储层异质性演化定量表征体系。基于岩心实验数据的回归分析，本研究建立了一个考虑累积水力冲刷次数的动态层间渗透率模型[25,26]：其中 和 分别代表高渗透层和低渗透层的初始渗透率； 和 分别代表高渗透层和低渗透层的累积水力冲刷次数； 和 是从岩心实验中获得的渗透率变化敏感系数。本研究从研究区域收集了12个自然岩心样本进行长期水力冲刷实验。实验在具有代表性的储层条件下进行：温度80–100°C，孔隙压力10–15 MPa，注入流速恒定为1.0 mL/min。所提出的对数时间变化模型在研究中得到了充分验证。模型参数 和 是通过岩心冲刷实验数据拟合得到的。同时，该模型通过全场历史匹配验证，拟合率高于90%，并且还通过长期水力冲刷前后CB1HA-8井的测量渗透数据进行了验证。计算结果与实测数据吻合良好，证实了时间变化模型的可靠性。模型揭示了储层层间的“马太效应”（图3）。在相同的水力冲刷条件下，高渗透层（K > 1000 mD）的渗透率增幅明显高于低渗透层。这种渗透率的异步演化进一步加剧了不同储层之间的水分吸收不均。以CB1HA-8井为例进行分析。主储层Ng42和非主层Ng45的初始渗透率分别为1167 mD和113 mD，初始层间渗透率为10.33。长期水力冲刷后，Ng42层的累积水力冲刷次数达到208 PV，其渗透率增加到4027 mD，增加了3.45倍，吸水能力提高了2.6倍。相比之下，Ng45层的累积水力冲刷次数仅为1.4 PV，其渗透率增加到212 mD，增加了1.87倍，吸水能力仅提高了1.25倍。统计结果显示，长期水力冲刷后两层间的层间渗透率扩大到了19.00。这一案例验证了超高水切阶段层间发展矛盾的动态加剧过程。主储层通过“强烈冲刷—物理性质改善—吸水能力增强”的正反馈机制形成了“流量窃取”效应。这种效应导致注入水在高渗透率主层中的循环效率低下，进而使得低渗透率非主层的生产效率较低。图3. 渗透率变化倍数与水力冲刷次数之间的关系曲线。3. 考虑时间变化效应的流场演化 3.1 建立时间变化数值模拟模型传统的储层数值模拟通常假设储层物理性质恒定。这种假设导致在超高水切阶段模拟结果与实际生产性能之间存在较大偏差。为了解决这个问题，本研究开发了一种考虑累积水力冲刷强度影响的动态数值模拟方法。该方法的核心是将静态网格属性转换为随储层发展过程动态更新的变量。基于累积水力冲刷强度的储层时间变化动态建模过程如下：在每个模拟时间步骤计算并累积每个网格通过的水量；统计分析每个网格的累积通过水量，以确定高耗水区域的分布范围；通过将累积通过水量与沉积微相分布相结合，比较不同沉积微相的水力冲刷强度；通过跟踪不同开发阶段累积通过水量的动态变化，揭示水力冲刷的时间变化特征。该模型应用于1G区块的历史匹配，匹配基于该区块的历史生产数据（2012–2023年），包括28口井的月度石油产量、水产量和注水率。匹配主要关注模拟生产指标与实际现场数据之间的一致性，以验证模型的可靠性和准确性。对“考虑时间变化”和“不考虑时间变化”两种模式下的水切拟合效果进行了比较（图4）。图4显示了历史匹配过程中1G区块关键井的模拟产量曲线与实际产量的对比。油产量和水切曲线的拟合程度良好，表明建立的模型能够准确反映实际储层开发状况，并满足后续流场分析和剩余油量预测的要求。结果显示，在中低水切阶段（2008–2012年），累积通过次数较低，储层物理性质变化较小，两种模式的拟合曲线高度重叠，与历史生产数据一致。在超高水切阶段（2012年至今），综合水切超过60%，时间变化效应变得明显。不考虑时间变化效应的模型低估了高渗透层通道的导流能力，导致计算出的水切值普遍高于实际测量数据。相比之下，考虑时间变化效应的模型能够准确反映高渗透区的扩展情况，其拟合曲线与实际测量数据高度吻合。结果表明，引入时间变化机制显著提高了超高水切阶段数值模拟的准确性，也使得地下流场的演化过程得以真实重建。此外，全场数值模拟涉及区块内的所有井，并充分考虑了井间干扰、压力耦合和多井间的流速竞争。因此，该模型不会高估单一通道的注入效率。历史匹配使用了包括水切、油产量、累计产油量和井底压力在内的多个指标进行，拟合率高于90%，确保了模型的可靠性。图4. 考虑和不考虑时间变化效应的水切拟合结果对比。3.2 流线固化率的定量评估管线固化率定义为新旧管线重叠面积与原始管线区域面积的比值。该指数用于定量表征长期水力冲刷期间注入-生产流路的稳定性和集中程度。它反映了由于优先通道持续发展导致的流场固化和不高效循环的物理本质，这对于识别高耗水区域至关重要。基于时间变化数值模拟的跟踪分析，1G区块主要注入-生产流线的固化率在超高水切阶段（水切>90%）可高达75%。单个优先渗流通道的日水量高达5 m3/d。这表明流体流动路径高度集中且稳定，导致储层内的严重短路循环。图5展示了Ng1+23层的管线演化结果。Ng1+23层是本研究的重点研究对象，属于1G区块上古陶组（新近纪）。根据研究区域的地层划分，上古陶组分为六个砂组，其中Ng1+23层是主要的含油单元，其储层空间主要由未固结的河道砂岩组成，这与手稿中反映的地层特征一致。在水切从88%上升到92%的三年期间，主要流线的空间位置几乎没有变化，因此流场分布模式保持了高度的继承性。这种管线固化直接降低了储层的水力冲刷效率，每单位注水量的油交换比降至0.1 t/m3。进一步分析了注入孔隙体积倍数与年产量之间的相关性。结果显示，当年平均注入次数从0.049增加到0.058时，年产量反而从56,000吨减少到49,000吨，减少了12.3%。这种现象证实了由于管线固化导致的高注水量与低产量的困境。注入水沿固定的渗流通道 ineffective 圈流，几乎无法冲刷通道侧翼和远井区域的富油区，从而显著降低了油田的整体开发效率。图5. Ng1+23层的流线场；(a) 水切=88%；(b) 水切=90%；(c) 水切=92%。3.3 建立优先流场强度指数为了定量识别井间优先渗流通道，引入了流场强度指数。它定义为井间液体导电率与清扫体积的比值，表征单位清扫体积的流体流量：其中 是沿流线的单位体积流量积分得到的井间液体导电率； 是水力冲刷清扫的体积。高值表示注入水在狭窄空间中高速流动，导致流量窃取效应和循环效率低下。低值则表示水力冲刷范围广且位移效率高。流场强度指数的计算基于考虑了井间干扰的全场耦合解，这确保了评估结果的合理性和可靠性。流场强度指数的分类阈值是通过统计频率分析、百分位数分类和实际生产性能验证来确定的。首先，计算S_FI值的全分布。然后，结合优先通道的发育程度和水驱效率，选取第85和第65百分位数作为临界值，以保证阈值的客观性和合理性。高S_FI值的区域被定义为优先流场。在整个区块中识别出了16个全局优先通道，它们是无效水循环的主要载体。中等S_FI值的区域被分类为中等流场，在这些区域中识别出41个次级渗流通道。为了表征不同流场区域的剩余油开采潜力，将流场强度指数与剩余油饱和度结合起来。在此基础上构建了流场的分类和评估矩阵，并为不同类型的流场制定了差异调节对策。

**I型（无效循环区）**：流场强度指数高，但剩余油饱和度低。该区域是典型的高耗水带，需要实施液流控制、水驱份额控制或注水封堵以及剖面控制措施。

**II型（高效率生产区）**：流场强度指数高，且剩余油饱和度也高。该区域的水驱效率很高，当前的开发方案可以维持。

**III型（潜力调整区）**：流场强度指数中等，但剩余油饱和度低。需要采取选择性调节措施来提高水驱效率。

**IV型（富集和开采区）**：流场强度指数中等，但剩余油饱和度高。该区域的特征是“中等-弱流场和高含油量”，是剩余油开采的关键目标。需要加强该区域的水驱排替。

### 高耗水区的成因机制和分布模式

#### 4.1 高耗水区的形成机制
沉积微相控制着高耗水区的固有发育路径。Ng1+23层的沉积相模型与流场分布的叠加（图6）显示，高耗水区的分布与主通道的延伸高度一致。主通道区域的原始物理性质优越，渗透率超过2000 mD。注入水优先沿着这些低阻力区域前进，形成了强水洗区和不连续的高耗水通道。相比之下，通道边缘和海滩砂区域的岩性较细，渗透阻力较高，通常是弱扫荡区，剩余油相对富集。这验证了未固结砂岩储层的“相控水驱”特性。具体来说，高耗水区倾向于沿着主要沉积通道的框架优先发育。定量统计表明，主通道微相的平均渗透率为1860–2250 mD，平均水驱倍数为7.2–9.8 PV；而通道边缘微相的平均渗透率为480–920 mD，平均水驱倍数仅为2.1–3.5 PV。不同微相之间的物理性质和冲刷强度的明显差异直接控制了高耗水区的形成和分布。

#### 4.2 空间分布模式
根据连通性和空间形态，高耗水区的平面分布可以分为三种亚型：离散型、连续型和局部集中型。在井网控制较差且注水强度弱的层中，观察到离散分布模式。例如，Ng33层中的高耗水区呈斑块状分布（图7），没有形成统一的优先通道，表明水驱扫荡效率低。剩余油主要在斑块之间的区域富集。主要含油区受高渗透率通道和强注水的耦合效应控制，呈现集中且连续的分布模式。Ng42和Ng52层中的高耗水区在东南部高度集中且连续，形成了贯穿整个井网的主优先通道网络。这是地质因素和发展因素共同作用的结果，应加强封堵作业以改变流体流动方向。

#### 5. 剩余油的分布及差异调节策略
基于时变的数值模拟结果，将油饱和度场与沉积微相、地质构造和井网分布进行了叠加分析。在1G区块超高水驱阶段，系统地按照丰度和生产重要性对三种剩余油富集模式进行了分类和优先级排序。这些模式受到储层非均质性和开发因素的共同控制。

#### 5.1 剩余油富集模式
沉积非均质性是剩余油分布的内部地质基础。主通道区域的物理性质良好，渗透率超过2000 mD，导致强水洗效应。相比之下，通道边缘和天然堤坝砂层较薄，富含页岩且渗透率低于1000 mD，渗透阻力大，扫荡效率低。以Ng1+23层为例（图9），叠加分析显示剩余油主要集中在低渗透率的通道边缘，油饱和度保持在50–62%。而强水洗的主区域油饱和度通常低于30%，这证实了相控特性：高能量相区被水驱，而低能量相区富集剩余油，是主要的开采目标。

#### 5.2 差异开发策略
基于流场重建，针对超高水驱阶段流场固化与高度分散的剩余油之间的矛盾，提出了“区域控制与流场重建”的策略（图13）。该区块被划分为三种区域：流场固化区、流场稀疏区和流场失控区，并为每种区域制定了相应的调节标准。主要流动通道受到严重的水力冲刷，剩余的石油分布在这些通道的两侧。应当实施“井型调整和流线导向”的措施。通过优化注采系统，可以迫使流线发生偏移，从而将剩余的石油引导到通道两侧。

**流线稀疏区（区域②）：** 这个区域对应于通道边缘或物理性质过渡带。虽然注采系统是连接的，但驱动力较弱，剩余石油的饱和度适中。应采取“转换为注水井、射孔刺激和水力驱赶”的策略。这可以改善井型的不完善性，并加强流线的导向，以提高控制程度。

**流线失控区（区域③）：** 该区域位于井型盲区或构造高点，是典型的“零扫掠”区域，具有最高的剩余石油储量。应采取包括“射孔、侧钻或新井部署”在内的措施。可以通过直接穿透富集核心来建立新的流线通道。

根据上述策略，部署了10口新井，其中5口为产油井，5口为注水井。这些新井主要针对主要含油层（如Ng1+23层）的富集区域。例如，O1井部署在Ng1+23层底部的驱动力较弱区域；O4井则针对Ng331和Ng541层的流动场空白区域。使用定向钻井技术实现多层混合生产。通过流动场重建，预期可额外产出166万吨石油。所有上述建议和预测效果均基于数值模拟结果，需要在实际现场中进行进一步验证。

**5.3. 验证与效果预测**
基于时间变化的数值模拟模型，在固定液体产量的约束条件下，预测了1G井区未来15年的开发指标。新部署的5口产油井显示出显著的生产潜力。位于Ng1+23层底部驱动力较弱区域的O1井，预计15年内累计产油量为1550万吨。O2、O5等井则针对多层混合生产和顶部滞留区，这些井也提供了相当的石油贡献。5口新井的总增量产油量为4060万吨。这验证了“精准井型部署”策略的有效性。

图14显示了不同方案的结果对比。保持当前开发状态的基准方案在15年内累计产油量为1355万吨。实施流动场重建后，调整后的方案累计产油量增加到1396万吨，与基准方案相比，增量产油量为410万吨，采收率提高了1.3%。这一结果证实，考虑水库时间变化和流动场演化的精细化开发技术可以在超高含水阶段显著提升开发效果。预测的增量产油量和采收率提升是基于模拟的结果，仅供参考。

**6. 结论**
(1) 在Chengdao油田1G井区上段Guantao地层经过长期高强度水力驱赶后，水库的平均渗透率提高了26.88%，层间渗透率比从10.33动态扩展到19.00，显示出强烈的时间变化特征。高耗水区主要沿主要通道呈带状或连续分布，水库底部的高耗水区比例达到43%，呈现出典型的“顶部稀疏、底部密集”的垂直分布模式。

(2) 通过构建考虑时间变化效应的动态地质模型，整体单井历史匹配率超过90%。在超高含水阶段，主要注采流线的固化率达到75%，导致注入水的明显短路现象，并使单位注水量的石油产量减少了12.3%。

(3) 定量识别出三种剩余石油富集模式，包括通道边缘滞留、构造高点聚集和井型控制不足。提出了3D井型重建、层内堵塞和流线导向的差异化策略。现场预测显示，累计增量产油量可达41万吨，采收率可提高1.3%，为类似超高含水水库的高效开发提供了可行的技术路径。

(4) 本研究获得的方法和结论适用于类似的长期水力驱赶且进入超高含水阶段的海上未固结砂岩水库，可以为具有相似沉积特征和开发模式的水库的流动场重建和剩余石油开采提供可行的参考。