扶余油田有水平井228口,但由于大部分井处于居民区,属于注水敏感区,存在注采关系不完善、能量不足、产量递减幅度大等问题,采出程度只有15.7%。因此,需要研究水平井注采方式和补能方式,在注水条件受限的情况下,尽最大可能有效利用水平井挖潜剩余油。本文在建立扶余油田中区地质模型基础上,开展了水驱数值模拟历史拟合,拟合相对误差为4.74%,数值模拟表明,该区块3+4小层和6+7小层剩余地质储量分别达到83.86×10~4t和74.26×10~4t,是剩余油主要挖潜对象。在剩余油研究基础上,对水平井注采方式进行了数值模拟研究,对比发现同井注采方式采收率可达38.93%,较衰竭式开发和水平井网开发采收率分别提高2.98%、0.05%。数值模拟研究确定水平井同井注采产能主要影响因素为注采比、注水强度、水平段长度、封隔段长度、渗透率变异系数和储层厚度,优化出注入段与采出段长度比例为1:1、封隔段长度为水平井长度1/2。进一步对注水、间歇注水、注热水、间歇注热水等四种不同水平井同井注采方式进行了优选研究,理想数值模拟表明,其采收率分别达到40.90%、41.95%、41.97%、和42.64%,不考虑经济因素,间歇注热水开发方式采收率最高,其最优注水强度为0.05pv/a、注采比为0.95、间歇周期为2年、停注时间为1年。扶余油田中区数值模拟表明,注水、间歇注水、注热水、间歇注热水等四种同井注采方式10年采出程度分别为29.34%、30.88%、30.35%和31.47%,产出投入比分别为1.16、1.37、0.96和1.09,推荐间歇注水为扶余油田中区最优水平井注采方式。