Diante da complexidade da distribuição de óleo residual na fase tardia de campos petrolíferos com alta água produzida e as dificuldades na seleção de poços e camadas para fraturamento, foi empregada uma metodologia aprimorada de cálculo do índice adimensional de produção de fluido para avaliar a capacidade produtiva dos poços. Foram analisadas as variações razoáveis na produção de fluido após a injeção de polímeros, selecionando-se poços que necessitam de tratamento urgente com redução superior a 30% no índice adimensional de produção de fluido; combinando análises detalhadas do reservatório e caracterização precisa do óleo residual, realizou-se a quantificação e avaliação escalonada da multiplicidade do deslocamento do reservatório na fase tardia com alta produção de água, quantificando eficazmente o potencial residual de cada camada. Estabeleceu-se um método e uma base quantitativa para a seleção racional de poços e camadas nas medidas de fraturamento na fase tardia com alta produção de água do campo petrolífero Bohai J, garantindo o efeito de aumento da produção pela tecnologia de fraturamento offshore. A prática de campo demonstra que esta metodologia técnica é razoável e eficaz, com aumento diário de produção por poço de 14 a 42 toneladas após a implementação das medidas de fraturamento, com efeito notável, podendo servir de referência para a seleção de medidas de fraturamento e avaliação do potencial de modernização da capacidade produtiva em campos similares na fase tardia com alta produção de água.

fraturamento;fase tardia de alta produção de água;seleção de poços e camadas;injeção de polímeros;Bohai