哈得逊油田东河砂岩油藏是边底水油藏。利用水平井开发时,因为较充足的天然能量,造成哈得逊油藏油水两相区内的水平井容易产生底水锥进,使油水界面变形呈锥形状上升。而在纯油区边部的水平井由于边水的入侵使得含水率也快速的上升,这样整体上导致边底水油藏的开发见水时间短。边底水油藏的含水上升过快,在低油价的今天必然影响油田生产的经济效益。本文针对哈得逊东河砂岩油藏水平井开发的特点,着重从以下几个方面研究了哈得逊油田东河砂岩油藏的含水上升模式:对哈得逊东河砂岩油藏的水平井含水上升类型进行归类,总结了哈得逊油田水平井的含水上升模式。在此基础上研究了各模式的含水上升率,并预测了各模式的可采储量。最后对各模式的含水上升机理进行研究,并针对各模式的特点提出了相应的控水措施。通过对哈得逊东河砂岩油藏95口水平井的生产资料分析,将这95口井划分为有无水采油期的井和开井见水的井两大类,在此基础上采用含水率为纵坐标、累积产油为横坐标的曲线来分析含水的变化。总结了哈得逊东河砂岩油藏的水平井的含水上升模式并分为6种模式。模式1:有无水采油期缓慢上升型;模式2:有无水采油期快速上升型;模式3:有无水采油期含水波动型;模式4:开井见水缓慢上升型;模式5:开井见水快速上升型;模式6:开井见水含水波动型。对哈得逊东河砂岩油藏6种水平井含水上升模式的含水上升率进行了研究,研究结果表明,目前哈得逊东河砂岩油藏中模式3和模式5的开发效果好;模式1、模式6的开发效果较好;模式2和模式4的开发效果一般。利用甲型水驱曲线、乙型水驱曲线、丙型水驱曲线、丁型水驱曲线4种水驱曲线对6种含水模式的可采储量进行预测,模式1的可采储量明显高于其他5类模式的可采储量,结合模式1的开发效果一般,所以进行可以考虑对模式1的水平井优先进行调整。建立4种模式典型井的概念模型,通过数值模拟研究避水高度、夹层、日产液量以及油水粘度比等对含水上升的影响。通过研究发现:模式1的主要影响因素是避水高度、夹层、日产液量以及油水粘度比;模式2的主要影响因素为日产液量和油水粘度比;模式4的主要影响因素为:避水高度、夹层、日产液量;模式5主要的影响因素为:夹层、日产液量以及油水粘度比。针对4种模式提出了相应的控水措施,模式1的主要控水措施为:(1)充分利用已有隔夹层计算临界产量,并在临界产量以下生产;(2)避免对该模式井的酸化。模式2的主要控水措施为:(1)采取补孔、堵水的措施;(2)纯油区新设计水平井时应先考虑水平井的位置,然后考虑其他因素的影响。模式4的主要措施为:(1)在开发过程中要防止模式4向模式5转变,主要方法是转注以及部分井补孔等措施;(2)模式4中也存在钙质夹层,与模式1一样不能采用酸化压裂的措施。模式5的主要措施是:(1)达到经济极限含水的井进行关井;(2)远离油水两相区的水平井注入人工隔夹层。