油气井出水是油田开发中后期遇到的普遍现象,由于油层的非均质性和开采措施不当等原因,水沿高渗层或裂缝等大孔道不均匀推进,造成油气井含水迅速上升,降低原油采收率。水平井具有采油指数高、生产压差小、无水采油期长等优势,但其见水后含水率迅速上升,产油量急剧下降,严重影响其开发效果。基于此,本文提出了一种相渗改善与流量控制协同控水技术,通过对水平井筒周围储层油水相对渗透率的改善,改变进入控水装置的油水比,延长水平井底水突破时间,提高中心管或井下流量控制装置ICD（Inflow Control Device）的控水稳油效果。基于新疆某油田储层物性参数,应用单相岩心流动实验及非稳态（恒速法）相对渗透率曲线测定方法,使用人造岩心,对不同相渗改善剂（阴离子聚合物、复合聚合物、弱凝胶等）进行了优选,确定了最优注入参数（注入体积与注入浓度）;结合Eclipse油藏数值模拟器,开展了水平井相渗改善剂处理与流量控制装置协同控水数值模拟,并利用水平生产井段压降模型及多段井模型来模拟协同控水效果,优化注入时机与注入深度。实验模拟结果表明,岩心中吸附的聚合物对油水两相流体具有很强的选择效应。其中HPAM弱凝胶表现较好,降低水相相对渗透率幅度达65%,而对油相相对渗透率改变不大,平均下降幅度低于15%。当选择注入浓度0.35%,注入体积0.5 PV时相渗改善效果最好,降低水相相对渗透率80.07%,降低油相相对渗透率19.92%;数值模拟结果显示,在水平井高渗透条带处将流量控制装置与注入相渗透率改善剂相结合,可以起到更好的控水增油效果,且中心管效果优于ICD。应用中心管与相渗改善协同控水时,油井含水60%时,降低含水饱和度11.72%。在第3600 d时,增加累计产油量5.37×10~3 m~3。相渗透率改善剂的注入时机越早越好,但实际应用过程中需考虑相渗改善剂的有效性以及成本问题,在高渗透条带的注入深度不宜过深。