注水开发油田单井配注方法研究

王垚

摘要：适当的注水时机、注水方式和注水强度是注水提高采收率成败的关键因素。注水开发进行到一定时期之后出现平面矛盾、层间矛盾和层内矛盾加剧含水急剧上升，地层压力大幅度下降水驱波及体积很低水驱采收率降低等系列问题。这时注水时机已经确定在注水方式一定的情况下，注水强度尤其是各注水井注水量的分配问题显然是非常重要的。合理的符合实际地质特征和开发特征的配注量，可以有效地缓解平面矛盾、层间矛盾和层内矛盾并保持一定的地层压力增加水驱波及体积，有效控制含水上升率提高水驱油田开发效果和水驱采收率。

关键词：注水开发油田；单井配注方法

引言

配注工作分析是注水井合理配注理论研究和应用研究的第一步。所谓配注工作分析是指为了减缓注采的层间差异或提高水驱开发效果，人为地在注水工艺或措施上进行必要的调整对不同性质的储层段在注水强度上给予限制或强化，以达到均衡开采或水驱效果最好的目的。

1.确定层段性质

应用地质静态资料和生产动态资料进行全面深入的分析与研究，在弄清油水井层间连通关系及注采关系的基础上确定层段性质。一般地讲，注水井上的强吸水层也是对应采油井上的主要产出层、高压层和高含水层，注水井上的弱吸水层则在采油井中为次要产出层，注水井段的不吸水层在对应油井上的相应层位可能就是不出油的低压层。有时由于层间的压力差异，可能出现压力高的主要出油层段向压力低的不出油层段的倒灌现象。注水井注水层段性质的确定就是为了实现不同性质的注水层段实施不同的注水强度。根据地质静态资料和生产动态资料可以逐井逐段确定层段性质。

2.划分注水层段

注采对应层段性质确定以后就要在注水井上划分注水层段，实现分层段配水和分层段调控。注水层段的划分是实现限制与调控注水的重要手段。根据储层含油井段在纵向上的分布特征，在注水井上逐段分析把强吸水层段和不吸水层段逐段划分出来，对于可以采用分层注水的注水井应该给出封隔器卡封的位置。封隔器卡封位置要有足够稳定的不渗透夹层作为隔层(一般为泥岩层)而且隔层厚度一般不小于3米。同时在采用分层注水时还必须考虑本油田能够达到的分层注水工艺技术水平，能够实现的可划分的注水层段。(即在划分注水层段时要紧紧把握住需要与可能的关系)。例如根据中原油田的具体情况中，原油田的井都是中深井和深井井深一般都大于2300米，有些甚至大于3500米含油井段长层间差异大需要下多级封隔器才能减缓矛盾但由于油田目前的注水工艺还不可能满足中深井、深井的多级卡封调配的需要一般只能实现2级3段注水。对于因隔层不稳定或隔层厚度达不到要求的注水井段，不能硬性采用分层注水方式，否则会给注水井配注或调控等带来不便。总之在划分注水层段时，一定要下工夫研究注水井的注水层段，集中精力解决主要矛盾坚决卡封或限制“危险层”控制或限制高渗透高产层的注水量，强化低渗透低产层的注水量使各层注水速度达到均匀推进，从而提高水驱油层波及体积系数。

3.注水井分层段配水

3.1各层段的注采比

各层段的注采比是注水井分层配注水量的关键，它的确定取决于井组内目前生产状况反映出来的层段性质。例如对于复杂的断块油田(尤其是小断块油田)因为其注采系统确定比较晚，完善程度较低注采状况极不协调。在注水开发前由于靠天然能量开采油层能量消耗过大，压力水平较低，注水初期分层段控制注水程度较低，多采取全井笼统注水高渗透层单层严重突进、粘性指进现象严重，而其它中低渗透层则仍处于低压半工作或不工作状态。高压高含水层影响油井的正常工作，在注水井的相应井段需要卡堵或控制注采比要小；而低压低产层则需要改善出油条件，需要提高油层压力在注水井的相应层段，需要强化注水注采比要高注水强度要大；正常工作层段则可采取平衡注水、温和注水注采比按注采平衡配水就可以了。

各类性质的油层注采比的高低，要根据本断块的开发现状和地下油层压力回升幅度来确定。例如油田应用天然能量开采时间不太长，在油层压力水平较高的情况下就开始注水，在注水开发初期各套层系的高渗透油层其地下，压力的平衡注采比在0.6~1.1的情况下就可以达到若注采实现体积平衡则地层压力会稳步回升。

对低渗透层强化注水和对高渗透层限控注水，也都应该有一个度要具体地进行深入的分析并加以区别对待。这个度就是通过注采比的确定来实现。各个断块各套开发层系都要根据本断块的油井生产特点，地下注采与压力的变化关系来确定不同层段的注采比。注采比的大小还要根据油井的生产动态变化经常调整。各油田的实践表明一般认为，低渗透低压层的强化注水的注采比控制，在地层压力缓慢回升月上升速度在0.06~0.IMPa为宜。对于高渗透高压高含水层的限控注采比的大小，要充分考虑井组内各个方向上的油井的生产状况的需要，综合分析全面考虑权衡利弊既要达到限制，主要出水层的目的又要达到使对应油井相应层段在控制限注下，仍能强化排液正常生产。

3.2以规划产量配水

为了满足地下的采出量与注入量的体积，平衡必须以油井的产油量、产水量作为注水井合理配注的依据。利用配产量确定配注量这两种方法就是以油井的产油量、产水量作为注水井配注的唯一依据，因此本次研究过程中，也是以某油田开发规律预测出的未来产油量、产水量或规划产油量、产水量作为注水井合理配注的依据。

4.调配层段水量

目前的分层段注水工艺还存在许多不足之处，细分配注水层段还受到许多条件的制约，首先分注工艺还不能满足有效控制非均质层的需要，1级2段或2级3段的配注管柱还不能较为完善地解决中深井和深井多油层。其次含油井段的层间物性差异，只能对特殊层进行必要的局部的限制减缓一些层间矛盾。因为在一个注水层段内高渗透层与低渗透层，同时并存有限的层段控制只能用来卡控特殊“危险层”，许多层段内仍然是高、中、低渗透性油层同时在同一个配注层段内，同一种工作制度下注水。这种情况下往往出现特高渗透和高渗透强吸水层想控制控制不下来，中低和特低渗透层想强化而强化不上去，这就需要进行所谓的注水层段的调整工作。

5.确定注采滞后时间分析

由于注采滞后的现象的存在，在回归采油量及含水率与注入量的关系时，就要考虑到该因素。采用以下几种方法来确定注采滞后时间。

1）试验观察法

对于相互连通的两口油水井，当生产达到稳定后在没有其它干扰的情况下，在注水井给一个很强的信号（如关井一段时间）连续测量油井的产量，油井产量发生明显变化的时间即可认为是注采滞后时间。这种方法的优点是结果可靠实用缺点是关井要影响产量。实际上关井时间不长。

2）数值模拟法

对于己经做过数值模拟研究的区块，其地层参数的分布已经知道。油井取关井工作制度各点初始压力相同，注水井以一定速度注入则压力波及到油井的时间即为注采滞后时间。用这种方法可以确定非均质地层的各井网的注采滞后时间。如果有现成的软件这项工作不难完成。

3）回归分析

因为只有用与采油量和含水率滞后相应时间的注入量资料，回归出的相关表达式才是相关系数最大的。所以取相关系数最大的那组资料的注采滞后时间为该井组的注采滞后时间。在实际进行配注工作时，应根据油田已有的工作结合具体实际开发过程选择其中的一种方法来确定注采滞后时间。

结语

合理配置水量不但可以有效缓解平面矛盾、层间矛盾和层内矛盾，而且可以保持一定的地层压力增加水驱波及体积，有效控制含水上升提高水驱油田开发效果和水驱采收率。

参考文献

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