水平井开发可行性及合理注水方式研究
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部底部注水见效 初边底部注水效果不理想， 0.61％ 4.23％ 45.5×10－3 21.5×10－3 中高角度为主 后层内底部注水效果较好
1％ 4.6％ 175×10－3 5×10－3 中高角度为主
---
2.1 底部注水 该古潜山油藏纵向分为上、中、下3个大的含油集中
段，有效厚度高达300m，地层厚度达1 500m，由于地层巨 厚，方案设计纵向上共布署六层（上、中、下段各两层）水 平井进行开发，在油层底部注水，模拟开发生产20a。 2.2 逐层上返注水
部注水（六层井）4.14%，增油97.49×104t，实施逐层上返 （单层注水）开发效果明显优于底部注水开发效果。
但是，逐层上返（单层注水）开发时，整个开发阶 段始终只有一层注水井注水，为了实现平衡注水，单 井日配注量很大，单层注水强度大，加剧了注入水沿 高渗透裂缝水窜， 导致与注水井相邻的油井短期内 暴性水淹。 逐层上返（底部注水）开发增加了整个开 发期的注水井数，降低了单井日注入量，注水强度相
收 稿 日 期 ：2008-12-25 作 者 简 介 ：刘 华 勇 （1979-），男 ，湖 北 京 山 人 ，中 国 石 油 大 学 在 读 硕 士 研 究 生 ，研 究 方 向 为 油 气 田 开 发 。
·34·
刘华勇，程林松，黄世军，焦石：巨厚古潜山油藏水平井开发可行性及合理注水方式研究
水 方 式 均 以 边部和底部注水为主，对比地质及开发 特 点 见 表 2[4-7]。
参考文献 [1] 高 先 志 ，陈 振 岩 ，邹 志 文 ，等.辽 河 西 部 凹 陷 兴 隆 台 高 潜 山
内幕油气藏形成条件和成藏 特 征[J].中国石油大学学报（自 然科学版），2007，31（6）：1- 4. [2] 谢文彦，孟卫工，张占文，等.辽河坳陷潜山内幕多期裂缝油藏 成藏模式[J].中国石油大学学报（自然科学版），2007，31（6）：1- 4. [3] 赵春森，郑丽坤，李伟.水平井开发裂缝性潜山油藏的产能 评 价 研 究 [J].石 油 地 质 与 工 程 ，2007，21（5）：1-2. [4] 倪 国 辉 ，鲍 志 东 ，杜 旭 东 ，等.辽 河 坳 陷 大 民 屯 凹 陷 静 北 潜 山 基 岩 储 集 层 研 究 [J].石 油 勘 探 与 开 发 ，2006，33（4）：1-5. [5] 王 西 江. 沈 阳 油 田 东 胜 堡 变 质 岩 潜 山 油 藏 渗 流 特 征 研 究 [J].特 种 油 气 藏 ，1995，2（1）：1-5. [6] 黄 太 明.牛 心 坨 地 区 太 古 界 变 质 岩 储 层 特 征 研 究 [J].特 种 油 气 藏 ，2003，10（5）：1-4. [7] 付 崇 清.辽 河 油 田 变 质 岩 潜 山 测 井 综 合 评 价[J].大 庆 石 油 地 质 与 开 发 ，2007，26（5）：1-5. [8] 吴 应 川 ，黄 新 文 ，卢 新 莉 ，等.非 均 质 多 油 层 油 田 逐 层 段 上 返 注 水 开 发 [J].石 油 学 报 ，1997，18（4）：1-4.
块状油藏
浅粒岩
孔隙微裂缝型底
牛心坨 太古界
混合花岗岩 87.8
水块状油藏
孔隙裂缝型厚层
静北 元古界
灰岩、石英岩 217.9
底水油藏
巨厚裂缝性块状
目的区 太古界
变质岩
25.3
油藏
1.09％ 3.33％ 109×10－3 48.4×10－3 中高角度为主
边底部注水
初边底部注水未见效，后内 1.1％ 2.04％ 201×10－3 39.5×10－3 中高角度为主
1 水平井开发可行性分析
研究区为变质岩储集层，岩性复杂，主要以混合 花岗岩、黑云母斜长片麻岩及其混合岩为主，夹少量 侵入岩脉。 受构造应力作用，断裂发育，最大断距达 千米以上。 研究区储集层岩心及镜下资料显示，中 高 角 度 裂 缝 极 发 育 ， 其 中 高 角 度 缝 占 32.8％ ， 斜 交 缝 占 66.9％ ， 低 角 度 缝 只 占 0.3％ ， 反 映 该 区 构 造 裂 缝 以 中高角度裂缝为主，成像测井解释也反映了裂缝在 20～70°倾角之间较为发育。 统计3口井20.9ｍ的岩心， 平均裂缝密度为25.3条 ／ m。构造裂缝为局部充填，未 被充填的裂缝多数含油。 由于构造运动的多期性， 裂逢呈现网络状分布。 基质孔隙度在1%～5%之间， 渗透率小于5×10-3μm2，裂缝孔隙度小于1%。
第 11 卷百度文库第 3 期
重庆科技学院学报（自然科学版）
2009 年 6 月
巨厚古潜山油藏水平井开发可行性及合理注水方式研究
刘华勇1 程林松1 黄世军1 焦 石2 （1．中国石油大学石油工程教育部重点实验室, 北京102249；2．辽河油田分公司勘探开发经济评价中心, 盘锦 124010）
摘 要：对巨厚古潜山油藏水平井开发可行性及合理注水方式进行了研究。 结果表明，巨厚古潜山油藏裂缝溶洞发
裂缝性潜山油藏裂缝发育、渗透率较高、油层厚 度大、连通性好，采用水平井开发能够达到比较高的单 井产量。 水平井是在定向井技术上发展起来的一项钻 井新技术，特点是能够扩大油气层的裸露面积，显著提 高油气采收率与单井的开采能力。 目前已作为常规钻
井技术应用于几乎所有类型的油藏开发。 水平井段穿 越有效高角度裂缝的机会和数量多，产量高。
逐层上返（底部注水）方案设计：充分利用底部 的所有高含水井注水，这样注水井数增加，注水强度 相对温和，使油水界面向上部均匀推进，缓解注入水 沿高渗透裂缝水窜。 方案示意图见图2。
3 结果分析
阶段末剩余含油分布表明，底部注水时，由于油 层厚度大，只有靠近底部的相邻生产层能受效，顶部 生产层主要还是依靠天然能量开采（上部生产井短 期内定液生产自动转为定井底流压生产，甚至自动 关井）。 主要原因是水至下向上运动，重力表现为水
·35·
刘华勇，程林松，黄世军，焦石：巨厚古潜山油藏水平井开发可行性及合理注水方式研究
对温和，使注入水能够均匀向上推进，加大了注入水 的波及体积，获得了理想的开发效果。
对比底注（六层井），逐层上返（单层注水）及逐
图 3 累积采油量对比
图 4 采出程度对比 层上返（底部注水）方案采出程度及累积产油量，结
育，采用水平井开发能够获得较高的产能；采用底部注水时，由于储层的非均质性及重力作用，上部生产层注水难以
受效，采用逐层上返注水方式能使注入水均匀向上推进，获得较高的水驱采收率，取得了很好的开发效果。
关键词：巨厚油藏； 裂缝性油藏； 古潜山油藏； 水平井开发； 逐层上返注水
中 图 分 类 号 ：TE357
2 巨厚古潜山油藏合理注水方式研究
该古潜山裂缝油藏具有一定的天然能量，但 能量有限，且油藏物性差，非均质性强，大多数 井的初始产能较高，但产量递减快，在适当补充 地层能量的同时，保持合理的开发水平，将有利 于这些区块处于较长的低含水期阶段，更有利于 在一个较长的时期内实现油田产量稳定高产，并 达到较高的最终采收率和较好的经济效益。 目 前，国内同类古潜山油藏的地质特征及采用的注
文 献 标 识 码 ：A
文 章 编 号 ：1673-1980（2009）03-0034-03
古潜山勘探实践表明，不仅在古潜山表层的风 化壳中可以形成油气藏，而且在古潜山内部深层，只 要有充足的油源条件，烃源岩和古潜山深层也能形 成有利的输导条件，加上内部裂缝溶洞发育，具备良 好的储集空间，也能形成内幕油气藏[1,2]。 本文将针对 某古潜山油藏，进行水平井开发可行性及合理注水 方式研究。
采用双孔双渗油藏数值模拟方法，对该巨厚古潜 山油藏底不同注水方式开发效果进行了预测对比。
表 2 国内同类古潜山油藏地质特征及注水方式对比
油藏 层位
名称
油藏类型
岩性
裂缝 密度 /(条·m-1)
孔隙度 裂缝 基质
渗 透 率 /μm2
裂缝
基质
裂缝 倾角
开发特点
孔隙裂缝型底水 混合花岗岩、
东胜堡 太古界
110.6
1.00
131.60
1.81
65.25
1.00
84.50
1.30
42.92
1.00
27.32
0.64
37.49
1.00
16.54
0.44
区有较高的初使产能。 统计试油试采井资料19口：其中直井14口，初始
平均日产油量为15.80 t；水平井5口，初始平均日产 油量为90.76t， 水平井的初始产能最高达112.7 t/d， 说明水平井对该区有较好的适应性。
Phase1 Phase2 Phase3 Phase4 Phase5 图 1 逐层上返（单层注水）方案设计示意图
Phase1 Phase2 Phase3 Phase4 Phase5 图 2 逐层上返（底部注水）方案设计示意图 驱油的阻力，纵向油层跨度大，短期内离注水层较远 的生产层难以受效。 采用逐层上返（单层注水）开发时，注水层位分阶 段依次向上调整， 有效地防止了注入水沿底部和边部 扩散，增加了注水的有效性，其阶段末采出程度高出底
井能穿过更多的裂缝，提高储层导流能力，采用水平 井开发该类储层能获得较高的产能。
（2）对于巨厚古潜山油藏，采用常规边底部注水， 由于油藏厚度大，上部生产层难以受效。
（3）采用逐层上返注水技术能有效地防止层段间 水淹水窜，延缓生产井见水时间，实现该类油藏的高 效开发。
（4）在目前井网部署基础上，对逐层上返（底部注 水）开发方式进行了开发效果预测，含水为95％的采出 程度比底部注水高出8.86%， 累计增油211.03×104t，因 此，建议在该区采用逐层上返（底部注水）开发方式。
以实际的地质和流体参数建立油藏数值模拟模
型， 在此基础上进行直井和水平井单井产能对比研 究，对比结果见表1。结果显示，水平井相比直井在该
表 1 目的区直井、水平井单井产能对比
生产时间
前三个月 1 年末 5 年末 10 年末
直井
水平井
产能/（m3·d-1) 产能倍比 产能/（m3·d-1) 产能倍比
72.66
中原油田吴应川首次正式提出非均质多油层油 田逐层段上返注水开发的思路，研究证明：逐层上返 注 水 开 发 的 必 要 条 件 是 油 水 地 下 粘 度 相 近 [8]，目 的 区古潜山油藏地下原油粘度约0.384mPa·s。
逐层上返注水（单层注水）方案设计：由于油层 厚度大，拟采用六层水平井开发，共生产五个阶段： 第一阶段：三段下部注水，上部五层水平井生产；第 二阶段：当三段上部所有生产井含水率达95%时，该 层转注，其下部注水层注水井关井，进入第二阶段生 产。 第三、四、五阶段依此类推，注水井最高注入压 力50MPa。 方案示意图见图1。
The Development Feasibility of Horizontal Well and Reasonable Water Flooding Pattern Research of Ultra-thick Buried-hill Reservoir
LIU Hua-yong1 CHENG Lin-song1 HUANG Shi-jun1 JIAO Shi2 (1.Key Laboratory of Petroleum Engineering, Ministry of Education, China University of Petroleum, Beijing 102249; 2.Economic Evaluation Centre of Exploration Development, Liaohe Oilfield Company, Panjin 124010) Abstract：How to effectively and reasonably develop ultra-thick buried hill is a challenging research field. The development feasibility of horizontal well and reasonable water flooding pattern research of Ultra-thick buried-hill reservoir were investigated. The results show that a high single well output can be acquired by horizontal well in ultra-thick buried-hill reservoir where cave and fracture are highly developed. An ideal development performance can be acquired by bottom water flooding for the reservoir which is not very thick. But for ultra-thick buried-hill reservoir, top layer has a relatively poor flooding response by bottom water flooding new zone-by-zone water flooding development from bottom is applied in this ultra thick buried reservoir with a high oil recovery rate. Key words：ultra-thick reservoir；fractured reservoir；burried-hill reservoir；horizontal well development；zone-by-zone water flooding
果 表 明 ： 逐 层 上 返 （ 底 部 注 水 ） 时 ， 累 积 产 油 584.75× 104t（见图3），采出程度为27.74%（见图4）。 采出程度 高 出 底 部 注 水 8.86% ， 增 油 211.03×104t， 实 施 逐 层 上 返（底部注水）开发效果最优。
4结语
（1）对于中高角度裂缝发育的古潜山油藏，水平
1％ 4.6％ 175×10－3 5×10－3 中高角度为主
---
2.1 底部注水 该古潜山油藏纵向分为上、中、下3个大的含油集中
段，有效厚度高达300m，地层厚度达1 500m，由于地层巨 厚，方案设计纵向上共布署六层（上、中、下段各两层）水 平井进行开发，在油层底部注水，模拟开发生产20a。 2.2 逐层上返注水
部注水（六层井）4.14%，增油97.49×104t，实施逐层上返 （单层注水）开发效果明显优于底部注水开发效果。
但是，逐层上返（单层注水）开发时，整个开发阶 段始终只有一层注水井注水，为了实现平衡注水，单 井日配注量很大，单层注水强度大，加剧了注入水沿 高渗透裂缝水窜， 导致与注水井相邻的油井短期内 暴性水淹。 逐层上返（底部注水）开发增加了整个开 发期的注水井数，降低了单井日注入量，注水强度相
收 稿 日 期 ：2008-12-25 作 者 简 介 ：刘 华 勇 （1979-），男 ，湖 北 京 山 人 ，中 国 石 油 大 学 在 读 硕 士 研 究 生 ，研 究 方 向 为 油 气 田 开 发 。
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刘华勇，程林松，黄世军，焦石：巨厚古潜山油藏水平井开发可行性及合理注水方式研究
水 方 式 均 以 边部和底部注水为主，对比地质及开发 特 点 见 表 2[4-7]。
参考文献 [1] 高 先 志 ，陈 振 岩 ，邹 志 文 ，等.辽 河 西 部 凹 陷 兴 隆 台 高 潜 山
内幕油气藏形成条件和成藏 特 征[J].中国石油大学学报（自 然科学版），2007，31（6）：1- 4. [2] 谢文彦，孟卫工，张占文，等.辽河坳陷潜山内幕多期裂缝油藏 成藏模式[J].中国石油大学学报（自然科学版），2007，31（6）：1- 4. [3] 赵春森，郑丽坤，李伟.水平井开发裂缝性潜山油藏的产能 评 价 研 究 [J].石 油 地 质 与 工 程 ，2007，21（5）：1-2. [4] 倪 国 辉 ，鲍 志 东 ，杜 旭 东 ，等.辽 河 坳 陷 大 民 屯 凹 陷 静 北 潜 山 基 岩 储 集 层 研 究 [J].石 油 勘 探 与 开 发 ，2006，33（4）：1-5. [5] 王 西 江. 沈 阳 油 田 东 胜 堡 变 质 岩 潜 山 油 藏 渗 流 特 征 研 究 [J].特 种 油 气 藏 ，1995，2（1）：1-5. [6] 黄 太 明.牛 心 坨 地 区 太 古 界 变 质 岩 储 层 特 征 研 究 [J].特 种 油 气 藏 ，2003，10（5）：1-4. [7] 付 崇 清.辽 河 油 田 变 质 岩 潜 山 测 井 综 合 评 价[J].大 庆 石 油 地 质 与 开 发 ，2007，26（5）：1-5. [8] 吴 应 川 ，黄 新 文 ，卢 新 莉 ，等.非 均 质 多 油 层 油 田 逐 层 段 上 返 注 水 开 发 [J].石 油 学 报 ，1997，18（4）：1-4.
块状油藏
浅粒岩
孔隙微裂缝型底
牛心坨 太古界
混合花岗岩 87.8
水块状油藏
孔隙裂缝型厚层
静北 元古界
灰岩、石英岩 217.9
底水油藏
巨厚裂缝性块状
目的区 太古界
变质岩
25.3
油藏
1.09％ 3.33％ 109×10－3 48.4×10－3 中高角度为主
边底部注水
初边底部注水未见效，后内 1.1％ 2.04％ 201×10－3 39.5×10－3 中高角度为主
1 水平井开发可行性分析
研究区为变质岩储集层，岩性复杂，主要以混合 花岗岩、黑云母斜长片麻岩及其混合岩为主，夹少量 侵入岩脉。 受构造应力作用，断裂发育，最大断距达 千米以上。 研究区储集层岩心及镜下资料显示，中 高 角 度 裂 缝 极 发 育 ， 其 中 高 角 度 缝 占 32.8％ ， 斜 交 缝 占 66.9％ ， 低 角 度 缝 只 占 0.3％ ， 反 映 该 区 构 造 裂 缝 以 中高角度裂缝为主，成像测井解释也反映了裂缝在 20～70°倾角之间较为发育。 统计3口井20.9ｍ的岩心， 平均裂缝密度为25.3条 ／ m。构造裂缝为局部充填，未 被充填的裂缝多数含油。 由于构造运动的多期性， 裂逢呈现网络状分布。 基质孔隙度在1%～5%之间， 渗透率小于5×10-3μm2，裂缝孔隙度小于1%。
第 11 卷百度文库第 3 期
重庆科技学院学报（自然科学版）
2009 年 6 月
巨厚古潜山油藏水平井开发可行性及合理注水方式研究
刘华勇1 程林松1 黄世军1 焦 石2 （1．中国石油大学石油工程教育部重点实验室, 北京102249；2．辽河油田分公司勘探开发经济评价中心, 盘锦 124010）
摘 要：对巨厚古潜山油藏水平井开发可行性及合理注水方式进行了研究。 结果表明，巨厚古潜山油藏裂缝溶洞发
裂缝性潜山油藏裂缝发育、渗透率较高、油层厚 度大、连通性好，采用水平井开发能够达到比较高的单 井产量。 水平井是在定向井技术上发展起来的一项钻 井新技术，特点是能够扩大油气层的裸露面积，显著提 高油气采收率与单井的开采能力。 目前已作为常规钻
井技术应用于几乎所有类型的油藏开发。 水平井段穿 越有效高角度裂缝的机会和数量多，产量高。
逐层上返（底部注水）方案设计：充分利用底部 的所有高含水井注水，这样注水井数增加，注水强度 相对温和，使油水界面向上部均匀推进，缓解注入水 沿高渗透裂缝水窜。 方案示意图见图2。
3 结果分析
阶段末剩余含油分布表明，底部注水时，由于油 层厚度大，只有靠近底部的相邻生产层能受效，顶部 生产层主要还是依靠天然能量开采（上部生产井短 期内定液生产自动转为定井底流压生产，甚至自动 关井）。 主要原因是水至下向上运动，重力表现为水
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刘华勇，程林松，黄世军，焦石：巨厚古潜山油藏水平井开发可行性及合理注水方式研究
对温和，使注入水能够均匀向上推进，加大了注入水 的波及体积，获得了理想的开发效果。
对比底注（六层井），逐层上返（单层注水）及逐
图 3 累积采油量对比
图 4 采出程度对比 层上返（底部注水）方案采出程度及累积产油量，结
育，采用水平井开发能够获得较高的产能；采用底部注水时，由于储层的非均质性及重力作用，上部生产层注水难以
受效，采用逐层上返注水方式能使注入水均匀向上推进，获得较高的水驱采收率，取得了很好的开发效果。
关键词：巨厚油藏； 裂缝性油藏； 古潜山油藏； 水平井开发； 逐层上返注水
中 图 分 类 号 ：TE357
2 巨厚古潜山油藏合理注水方式研究
该古潜山裂缝油藏具有一定的天然能量，但 能量有限，且油藏物性差，非均质性强，大多数 井的初始产能较高，但产量递减快，在适当补充 地层能量的同时，保持合理的开发水平，将有利 于这些区块处于较长的低含水期阶段，更有利于 在一个较长的时期内实现油田产量稳定高产，并 达到较高的最终采收率和较好的经济效益。 目 前，国内同类古潜山油藏的地质特征及采用的注
文 献 标 识 码 ：A
文 章 编 号 ：1673-1980（2009）03-0034-03
古潜山勘探实践表明，不仅在古潜山表层的风 化壳中可以形成油气藏，而且在古潜山内部深层，只 要有充足的油源条件，烃源岩和古潜山深层也能形 成有利的输导条件，加上内部裂缝溶洞发育，具备良 好的储集空间，也能形成内幕油气藏[1,2]。 本文将针对 某古潜山油藏，进行水平井开发可行性及合理注水 方式研究。
采用双孔双渗油藏数值模拟方法，对该巨厚古潜 山油藏底不同注水方式开发效果进行了预测对比。
表 2 国内同类古潜山油藏地质特征及注水方式对比
油藏 层位
名称
油藏类型
岩性
裂缝 密度 /(条·m-1)
孔隙度 裂缝 基质
渗 透 率 /μm2
裂缝
基质
裂缝 倾角
开发特点
孔隙裂缝型底水 混合花岗岩、
东胜堡 太古界
110.6
1.00
131.60
1.81
65.25
1.00
84.50
1.30
42.92
1.00
27.32
0.64
37.49
1.00
16.54
0.44
区有较高的初使产能。 统计试油试采井资料19口：其中直井14口，初始
平均日产油量为15.80 t；水平井5口，初始平均日产 油量为90.76t， 水平井的初始产能最高达112.7 t/d， 说明水平井对该区有较好的适应性。
Phase1 Phase2 Phase3 Phase4 Phase5 图 1 逐层上返（单层注水）方案设计示意图
Phase1 Phase2 Phase3 Phase4 Phase5 图 2 逐层上返（底部注水）方案设计示意图 驱油的阻力，纵向油层跨度大，短期内离注水层较远 的生产层难以受效。 采用逐层上返（单层注水）开发时，注水层位分阶 段依次向上调整， 有效地防止了注入水沿底部和边部 扩散，增加了注水的有效性，其阶段末采出程度高出底
井能穿过更多的裂缝，提高储层导流能力，采用水平 井开发该类储层能获得较高的产能。
（2）对于巨厚古潜山油藏，采用常规边底部注水， 由于油藏厚度大，上部生产层难以受效。
（3）采用逐层上返注水技术能有效地防止层段间 水淹水窜，延缓生产井见水时间，实现该类油藏的高 效开发。
（4）在目前井网部署基础上，对逐层上返（底部注 水）开发方式进行了开发效果预测，含水为95％的采出 程度比底部注水高出8.86%， 累计增油211.03×104t，因 此，建议在该区采用逐层上返（底部注水）开发方式。
以实际的地质和流体参数建立油藏数值模拟模
型， 在此基础上进行直井和水平井单井产能对比研 究，对比结果见表1。结果显示，水平井相比直井在该
表 1 目的区直井、水平井单井产能对比
生产时间
前三个月 1 年末 5 年末 10 年末
直井
水平井
产能/（m3·d-1) 产能倍比 产能/（m3·d-1) 产能倍比
72.66
中原油田吴应川首次正式提出非均质多油层油 田逐层段上返注水开发的思路，研究证明：逐层上返 注 水 开 发 的 必 要 条 件 是 油 水 地 下 粘 度 相 近 [8]，目 的 区古潜山油藏地下原油粘度约0.384mPa·s。
逐层上返注水（单层注水）方案设计：由于油层 厚度大，拟采用六层水平井开发，共生产五个阶段： 第一阶段：三段下部注水，上部五层水平井生产；第 二阶段：当三段上部所有生产井含水率达95%时，该 层转注，其下部注水层注水井关井，进入第二阶段生 产。 第三、四、五阶段依此类推，注水井最高注入压 力50MPa。 方案示意图见图1。
The Development Feasibility of Horizontal Well and Reasonable Water Flooding Pattern Research of Ultra-thick Buried-hill Reservoir
LIU Hua-yong1 CHENG Lin-song1 HUANG Shi-jun1 JIAO Shi2 (1.Key Laboratory of Petroleum Engineering, Ministry of Education, China University of Petroleum, Beijing 102249; 2.Economic Evaluation Centre of Exploration Development, Liaohe Oilfield Company, Panjin 124010) Abstract：How to effectively and reasonably develop ultra-thick buried hill is a challenging research field. The development feasibility of horizontal well and reasonable water flooding pattern research of Ultra-thick buried-hill reservoir were investigated. The results show that a high single well output can be acquired by horizontal well in ultra-thick buried-hill reservoir where cave and fracture are highly developed. An ideal development performance can be acquired by bottom water flooding for the reservoir which is not very thick. But for ultra-thick buried-hill reservoir, top layer has a relatively poor flooding response by bottom water flooding new zone-by-zone water flooding development from bottom is applied in this ultra thick buried reservoir with a high oil recovery rate. Key words：ultra-thick reservoir；fractured reservoir；burried-hill reservoir；horizontal well development；zone-by-zone water flooding
果 表 明 ： 逐 层 上 返 （ 底 部 注 水 ） 时 ， 累 积 产 油 584.75× 104t（见图3），采出程度为27.74%（见图4）。 采出程度 高 出 底 部 注 水 8.86% ， 增 油 211.03×104t， 实 施 逐 层 上 返（底部注水）开发效果最优。
4结语
（1）对于中高角度裂缝发育的古潜山油藏，水平