水驅合理注水強度界限研究

楊玉福，高航 梁智，張揆 （中石油大慶油田有限責任公司第二采油廠地質大隊，黑龍江 大慶 163414）

由于油層非均質性，層間動用差異明顯，目前確定注水強度方法得到的是單井平均注水強度，指導層段配水過于籠統。在確定保持區塊合理壓力的注水總量后，為實現各層有效注水，力爭均勻驅替，保證油層最大動用程度［1］，筆者開展了注水強度界限研究，以確定各類型油層合理的注水強度范圍和最高注水強度上限，為各層段合理配水，指導水驅精細開發調整。

1 與注水強度相關的主要影響因素

依據以往理論和現場實際經驗，首先考察了本井厚度、連通厚度、連通方向數、含油飽和度、井組含水率、含水上升速度對井組注水劈分的影響。采用灰色關聯分析法［2］計算各影響因素與井組日注水量的灰色關聯度 （見表1），通過關聯度大小來定量判斷各影響因素對井組日注水量的影響程度，依次是含水上升速度、含油飽和度、井組含水率、連通方向數、連通厚度和本井厚度。

表1 井組日注水量與各影響因素的灰色關聯度

2 與注水強度相關的理論關系公式

假設一口注水井共有n個注水層段，則將n個注水層段視為n口注水井，將井組合理注水量視為區塊合理注水量，在井組合理注水量計算的基礎上，采用φ函數法［3］對層段注水量進行劈分：

式中，φ（Sw）為水的分流量；Sw為含水飽和度；fw為綜合含水率；Wi（t）為累積注入量，Vp為孔隙體積。

依據φ函數理論，應用多學科研究成果，根據各層段孔隙體積、含水率及累積注水數據，建立方程組，即可確定各層段φ函數與含水率關系式中的系數a、b、c值：

在求解中，要保證fw＝1時，φ＝0。

根據解得的各層段a、b、c值，可求得含水率98%時對應的φ函數和累積注水量。按照均勻驅替，高含水、低含水層段含水率同時達到98%的目的，確定目前開采條件預定指標下的開發年限，將含水率同時達到98%的累注水量平均劈分到各年，同時依據現場實際情況，將層段注水下限值控制在5m3／（d·m），并按照各井組的注水量進行修正，得到各層段合理注水量，最終得到各類油層合理注水強度。結合現場實際情況進行限制，將實驗區注水量合理劈分到井組，進一步劈分到層段，并層層進行約束，得到各類油層合理注水強度，將各層系注水強度分析、歸納，得到試驗區各層系的合理注水強度范圍 （見表2）。

表2 試驗區各層系合理注水強度界限

3 試驗區開發效果

試驗區選取77口具有代表性的注水井作為試驗井，依據計算合理注水強度進行配水，調整42口井。其中，提水30口，控水12口。調整后，注水強度由7.95m3／（d·m）增加到8.17m3／（d·m），與合理注水強度界限對比，注水強度誤差率4.67%，井數符合率67.53%。

1）試驗區產量遞減速度減緩，含水上升速度減緩。實施后，試驗區開發效果改善明顯，同期對比，月產油遞減幅度由1.32%下降到0.22%，含水上升速度減緩0.44%。

2）油層動用狀況改善，注水結構有效調整。油層動用程度大幅提高，砂巖厚度比例和有效厚度比例分別提高13.60%和11.7%。其中，主要控水的高含水層砂巖厚度比例和有效厚度比例分別下降29.14%和24.0%；提液的低含水表外儲層砂巖厚度比例提高16.84%，注水結構得到有效調整。

3）地層壓力平穩回升，恢復速度基本符合預定目標。地層壓力平穩回升，調整前后對比，地層壓力由9.61MPa提高到9.73MPa，總壓差由－1.62MPa提高到－1.50MPa，地層壓力平穩回升0.12MPa，基本符合年恢復0.1MPa的預定目標。

4）開發效果改善程度好于對比區。選擇開采條件相似的區塊作為對比區，對比區采取常規經驗進行調整，試驗區與對比區橫向對比，月降油幅度減緩0.04%，綜合含水月少上升0.07%，年均含水少上升0.36%，開發效果改善程度好于對比區。

4 結論

1）明確了影響注水強度的主要因素，并得出相關理論關系和影響程度。

2）研究形成的合理注水強度確定方法，能夠將規劃開發指標和理論研究規律有效關聯，綜合考慮動態、靜態開發因素的影響，對注水強度進行定性和定量優化，有較好的可行性，具有重要的指導意義。

3）通過合理匹配注水強度，可以實現各油層均勻驅替，保持區塊合理地層壓力，有效調整注入、產出剖面和注采結構，減緩層間矛盾，提高油層動用程度，改善開發效果。

［1］劉春發 .砂巖油田開發成功實踐 ［J］.大慶石油地質與開發，2006，25（S1）：4－7.

［2］李明誠 .石油與天然氣運移 ［M］.北京：石油工業出版社，1994.

［3］閆麗萍 .大慶油田北二東區塊層系重組調整方式 ［J］.大慶石油地質與開發，2013，32（1）：101－104.