水驱合理注水强度界限研究

杨玉福，高航 梁智，张揆 （中石油大庆油田有限责任公司第二采油厂地质大队，黑龙江 大庆 163414）

由于油层非均质性，层间动用差异明显，目前确定注水强度方法得到的是单井平均注水强度，指导层段配水过于笼统。在确定保持区块合理压力的注水总量后，为实现各层有效注水，力争均匀驱替，保证油层最大动用程度［1］，笔者开展了注水强度界限研究，以确定各类型油层合理的注水强度范围和最高注水强度上限，为各层段合理配水，指导水驱精细开发调整。

1 与注水强度相关的主要影响因素

依据以往理论和现场实际经验，首先考察了本井厚度、连通厚度、连通方向数、含油饱和度、井组含水率、含水上升速度对井组注水劈分的影响。采用灰色关联分析法［2］计算各影响因素与井组日注水量的灰色关联度 （见表1），通过关联度大小来定量判断各影响因素对井组日注水量的影响程度，依次是含水上升速度、含油饱和度、井组含水率、连通方向数、连通厚度和本井厚度。

表1 井组日注水量与各影响因素的灰色关联度

2 与注水强度相关的理论关系公式

假设一口注水井共有n个注水层段，则将n个注水层段视为n口注水井，将井组合理注水量视为区块合理注水量，在井组合理注水量计算的基础上，采用φ函数法［3］对层段注水量进行劈分：

式中，φ（Sw）为水的分流量；Sw为含水饱和度；fw为综合含水率；Wi（t）为累积注入量，Vp为孔隙体积。

依据φ函数理论，应用多学科研究成果，根据各层段孔隙体积、含水率及累积注水数据，建立方程组，即可确定各层段φ函数与含水率关系式中的系数a、b、c值：

在求解中，要保证fw＝1时，φ＝0。

根据解得的各层段a、b、c值，可求得含水率98%时对应的φ函数和累积注水量。按照均匀驱替，高含水、低含水层段含水率同时达到98%的目的，确定目前开采条件预定指标下的开发年限，将含水率同时达到98%的累注水量平均劈分到各年，同时依据现场实际情况，将层段注水下限值控制在5m3／（d·m），并按照各井组的注水量进行修正，得到各层段合理注水量，最终得到各类油层合理注水强度。结合现场实际情况进行限制，将实验区注水量合理劈分到井组，进一步劈分到层段，并层层进行约束，得到各类油层合理注水强度，将各层系注水强度分析、归纳，得到试验区各层系的合理注水强度范围 （见表2）。

表2 试验区各层系合理注水强度界限

3 试验区开发效果

试验区选取77口具有代表性的注水井作为试验井，依据计算合理注水强度进行配水，调整42口井。其中，提水30口，控水12口。调整后，注水强度由7.95m3／（d·m）增加到8.17m3／（d·m），与合理注水强度界限对比，注水强度误差率4.67%，井数符合率67.53%。

1）试验区产量递减速度减缓，含水上升速度减缓。实施后，试验区开发效果改善明显，同期对比，月产油递减幅度由1.32%下降到0.22%，含水上升速度减缓0.44%。

2）油层动用状况改善，注水结构有效调整。油层动用程度大幅提高，砂岩厚度比例和有效厚度比例分别提高13.60%和11.7%。其中，主要控水的高含水层砂岩厚度比例和有效厚度比例分别下降29.14%和24.0%；提液的低含水表外储层砂岩厚度比例提高16.84%，注水结构得到有效调整。

3）地层压力平稳回升，恢复速度基本符合预定目标。地层压力平稳回升，调整前后对比，地层压力由9.61MPa提高到9.73MPa，总压差由－1.62MPa提高到－1.50MPa，地层压力平稳回升0.12MPa，基本符合年恢复0.1MPa的预定目标。

4）开发效果改善程度好于对比区。选择开采条件相似的区块作为对比区，对比区采取常规经验进行调整，试验区与对比区横向对比，月降油幅度减缓0.04%，综合含水月少上升0.07%，年均含水少上升0.36%，开发效果改善程度好于对比区。

4 结论

1）明确了影响注水强度的主要因素，并得出相关理论关系和影响程度。

2）研究形成的合理注水强度确定方法，能够将规划开发指标和理论研究规律有效关联，综合考虑动态、静态开发因素的影响，对注水强度进行定性和定量优化，有较好的可行性，具有重要的指导意义。

3）通过合理匹配注水强度，可以实现各油层均匀驱替，保持区块合理地层压力，有效调整注入、产出剖面和注采结构，减缓层间矛盾，提高油层动用程度，改善开发效果。

［1］刘春发 .砂岩油田开发成功实践 ［J］.大庆石油地质与开发，2006，25（S1）：4－7.

［2］李明诚 .石油与天然气运移 ［M］.北京：石油工业出版社，1994.

［3］闫丽萍 .大庆油田北二东区块层系重组调整方式 ［J］.大庆石油地质与开发，2013，32（1）：101－104.