Ante la complejidad de la distribución del petróleo residual en la fase tardía de campos petroleros con alta proporción de agua y las dificultades para seleccionar pozos y capas para fracturamiento, se empleó un método mejorado de cálculo del índice adimensional de producción de líquido para evaluar la capacidad de producción de los pozos. Se analizó la variación razonable de la producción líquida tras la inyección polimérica, seleccionando pozos que requieren tratamiento urgente con una disminución del índice adimensional de producción de líquido superior al 30 %; combinando análisis detallados del yacimiento y caracterización precisa del petróleo residual, se realizó la cuantificación y evaluación escalonada del número de veces de desplazamiento del yacimiento en la fase tardía con alta proporción de agua, cuantificando eficazmente el potencial residual de cada capa. Se estableció un método y base cuantitativa para la selección racional de pozos y capas en las medidas de fracturamiento en la fase tardía con alta proporción de agua del campo petrolero Bohai J, garantizando el efecto de aumento de producción de la tecnología de fracturamiento en alta mar. La práctica en campo demuestra que esta metodología es razonable y efectiva, con un aumento diario de producción por pozo de 14 a 42 toneladas tras la implementación de las medidas de fracturamiento, con un efecto notable, que puede servir de referencia para la selección de medidas de fracturamiento y la evaluación del potencial de mejora de producción en campos similares en fase tardía con alta proporción de agua.

fracturamiento;fase tardía de alta proporción de agua;selección de pozos y capas;inyección de polímeros;Bohai