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[摘 要]注水强度是油藏注水开发的重要参数之一，随着油田开发，为减缓产量递减速度，部分差油层注水强度增加。合理控制注水强度，除满足地层能量需要外，还要考虑异常压力层的套损影响，并与注水单元结合调整。本文分析区块差油层注水强度，通过合理匹配，确定各类型油层合理注水强度范围，指导水驱精细开发调整。
[关键词]合理注水强度；动用程度
中图分类号：S707 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）18-0364-01
一、区块注水强度的现状
对近几年来水驱不同井网、井距、注水井层段内，按照油层类型、渗透率级别等差异，分析井区注采状况及开发效果，研究各类注水井不同层段注水强度，通过对各类注水层段注水强度的合理匹配及现场应用，综合评价优化注水强度对提高各类油层动用状况、改善井区效果及调整地层压力的作用，明确水驱合理注水强度技术界限。目前水驱差油层注水强度达到9.8m3/m·d，其中加强层段10.8m3/m·d，限制层段6.9m3/m·d。
二、匹配合理注水强度方法
注水强度匹配包括加强层和限制层，主要影响因数包括：地层发育状况、连通油井情况、水嘴、配注水量、小层吸水状况等，通过井区含水、地层压力、套损区、高压区、产液量、注采比等综合分析基础上，匹配注水强度主要是应用注水单元结合法、特殊区块结合法，制定分井网及井组合理注水强度。
（一）、加强层注水强度匹配
1、强度匹配与开发单元结合
针对不同层系井网调整对象差异，对油层发育、相渗特征、含水饱和度、动用状况等加强各区块优化注水强度综合研究。以注采关系及动用状况为依据，在水驱开发单元细致划分的基础上，剖析水驱各套井网开发矛盾，结合开发矛盾与现状，明确调整方向，制定分井网注水强度界限。
2、注采系统调整区块强度匹配
油层注采系统调整区块，进一步完善注采关系，提高薄差油层多向水驱控制程度。井区注采比控制在1.3以内，高压井区及套损井区注采比控制在1.1以内，逐步提高注水强度至10-12m3/m.d合理范围。
（1）动用状况差，存在低含水层位，但受注采不完善或渗流能力差影响，产能较低，优化匹配注水强度，采取增加来水方向或压裂等措施，挖潜剩余油。如高xxx油井补孔后，相对应层注水强度达到10.2m3/m.d。
（2）分析采油井补孔层位的水淹特征，对位于主流线上的注水井加大细分力度，建立有效驱动体系。如高xxx油井补孔后，相对应注水层注水强度达到10.5m3/m.d。
3、面积中块提液区强度匹配
（1区块面积中块油层厚度较大、注水强度低
区块面积二次加密井网中块从射孔厚度分析，注水井平均单井砂岩厚度30.4m，有效厚度10.4m，注水强度仅为6.35m3/m.d，产液强度为5.21m3/m.d，长时间低注低采，通过3年逐步提高到11.5m3/m.d。
（2）油层动用状况差，优化注水强度，改善动用状况
从沉积相带图上，分析注采井区或区块油水井射孔对应状况，通过对单砂体上的厚注薄采、厚注厚采两类井，注水和采油端同时采取注水方案调整及措施改造，加强注水，区块注水强度提高到8.21m3/m.d，有效吸水厚度比例达到69.05%，提高11.9个百分点，油层动用程度明显改善。
（二）、限制层注水强度匹配
1、套损区强度匹配
套损区主要分布在138#、139#断层附近及过渡带400m地区三个区块，套损区块主要以控注水强度为主：一是结合套管调查对SⅡ4及以上单卡停注；二是零散井区控水，对高压、高注采比井区控水，对高压井层注水强度限制到7m3/d.m以下。
通过调整后剖面反映非套损区SⅡ4及以上层段注水强度限制到5.40m3/d.m。
2、周期注水井区匹配
在区块老井注水井排上实施隔井异步周期注水，对油层发育好，渗透率高，吸水强度大的高Ⅱ5、高Ⅱ19小层采取“停注-加强”交替的方式，加强注水时层段注水强度为原方案注水强度的1.29倍；对油层物性一般的中低渗透层高Ⅰ8、高Ⅰ11、高Ⅰ12等小层采取“限制-加强”交替注水的方式，限制注水時层段注水强度为原方案注水强度的0.67倍。通过调整，使地层总压差趋于合理。
3、长停层段恢复注水
停注时间长的部分层段恢复注水，面积井网主要层为SⅢ1-3及PⅡ10，区块油层主要为GⅡ5。近3年共打开停注层（3年以上非二类油层层段）58个，有效厚度113.1m，恢复水量901m3，注水强度7.96m3/m·d，井区连通油井单井产油与停注前对比增加0.26t。
三、合理注水强度界限
通过对各类注水层段注水强度的合理匹配及现场应用，综合评价优化注水强度对提高各类油层动用状况、改善井区效果及调整地层压力的作用，明确水驱合理注水强度技术界限。水驱注水强度达到9.8m3/m·d，其中加强层段10.8m3/m·d，限制层段6.9m3/m·d，注水井吸水剖面资料显示，砂岩吸水比例为51.6%；有效吸水比例为60.8%，动用程度较高。
利用各项资料在对储层平面非均质分布，断层分布及油层沉积特征认识的基础上，结合各井网的注采系统和单砂体注采关系的完善程度、连通关系、井区注采关系、油层动用程度等几方面综合分析，限制层注水强度一般7m3/m·d，加强层注水强度一般9.7m3/m·d—12.6m3/m·d，合理注水强度10.8m3/m·d；在各层段动静态资料综合分析基础上，判断不同层系不同井区的层段性质，在开发实际中多次评价的基础上，认为区块吸水厚度比例增加、开发效果相对好的是相对合理注水强度（表1）。
四、几点认识
1、研究各类注水井不同层段注水强度，通过合理匹配及现场应用，综合评价优化注水强度对提高各类油层动用状况，明确水驱合理注水强度技术界限。
2、通过现场试验，根据井区油井地层压力、产液量、含水变化及油层动用状况，加强注水井方案的及时跟踪调整，综合评价合理注水强度对开发效果的改善情况。
参考文献
[1] 《高含水后期油田改善注水驱效果新技术》.石油工业出版社1999年7月.
[关键词]合理注水强度；动用程度
中图分类号：S707 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）18-0364-01
一、区块注水强度的现状
对近几年来水驱不同井网、井距、注水井层段内，按照油层类型、渗透率级别等差异，分析井区注采状况及开发效果，研究各类注水井不同层段注水强度，通过对各类注水层段注水强度的合理匹配及现场应用，综合评价优化注水强度对提高各类油层动用状况、改善井区效果及调整地层压力的作用，明确水驱合理注水强度技术界限。目前水驱差油层注水强度达到9.8m3/m·d，其中加强层段10.8m3/m·d，限制层段6.9m3/m·d。
二、匹配合理注水强度方法
注水强度匹配包括加强层和限制层，主要影响因数包括：地层发育状况、连通油井情况、水嘴、配注水量、小层吸水状况等，通过井区含水、地层压力、套损区、高压区、产液量、注采比等综合分析基础上，匹配注水强度主要是应用注水单元结合法、特殊区块结合法，制定分井网及井组合理注水强度。
（一）、加强层注水强度匹配
1、强度匹配与开发单元结合
针对不同层系井网调整对象差异，对油层发育、相渗特征、含水饱和度、动用状况等加强各区块优化注水强度综合研究。以注采关系及动用状况为依据，在水驱开发单元细致划分的基础上，剖析水驱各套井网开发矛盾，结合开发矛盾与现状，明确调整方向，制定分井网注水强度界限。
2、注采系统调整区块强度匹配
油层注采系统调整区块，进一步完善注采关系，提高薄差油层多向水驱控制程度。井区注采比控制在1.3以内，高压井区及套损井区注采比控制在1.1以内，逐步提高注水强度至10-12m3/m.d合理范围。
（1）动用状况差，存在低含水层位，但受注采不完善或渗流能力差影响，产能较低，优化匹配注水强度，采取增加来水方向或压裂等措施，挖潜剩余油。如高xxx油井补孔后，相对应层注水强度达到10.2m3/m.d。
（2）分析采油井补孔层位的水淹特征，对位于主流线上的注水井加大细分力度，建立有效驱动体系。如高xxx油井补孔后，相对应注水层注水强度达到10.5m3/m.d。
3、面积中块提液区强度匹配
（1区块面积中块油层厚度较大、注水强度低
区块面积二次加密井网中块从射孔厚度分析，注水井平均单井砂岩厚度30.4m，有效厚度10.4m，注水强度仅为6.35m3/m.d，产液强度为5.21m3/m.d，长时间低注低采，通过3年逐步提高到11.5m3/m.d。
（2）油层动用状况差，优化注水强度，改善动用状况
从沉积相带图上，分析注采井区或区块油水井射孔对应状况，通过对单砂体上的厚注薄采、厚注厚采两类井，注水和采油端同时采取注水方案调整及措施改造，加强注水，区块注水强度提高到8.21m3/m.d，有效吸水厚度比例达到69.05%，提高11.9个百分点，油层动用程度明显改善。
（二）、限制层注水强度匹配
1、套损区强度匹配
套损区主要分布在138#、139#断层附近及过渡带400m地区三个区块，套损区块主要以控注水强度为主：一是结合套管调查对SⅡ4及以上单卡停注；二是零散井区控水，对高压、高注采比井区控水，对高压井层注水强度限制到7m3/d.m以下。
通过调整后剖面反映非套损区SⅡ4及以上层段注水强度限制到5.40m3/d.m。
2、周期注水井区匹配
在区块老井注水井排上实施隔井异步周期注水，对油层发育好，渗透率高，吸水强度大的高Ⅱ5、高Ⅱ19小层采取“停注-加强”交替的方式，加强注水时层段注水强度为原方案注水强度的1.29倍；对油层物性一般的中低渗透层高Ⅰ8、高Ⅰ11、高Ⅰ12等小层采取“限制-加强”交替注水的方式，限制注水時层段注水强度为原方案注水强度的0.67倍。通过调整，使地层总压差趋于合理。
3、长停层段恢复注水
停注时间长的部分层段恢复注水，面积井网主要层为SⅢ1-3及PⅡ10，区块油层主要为GⅡ5。近3年共打开停注层（3年以上非二类油层层段）58个，有效厚度113.1m，恢复水量901m3，注水强度7.96m3/m·d，井区连通油井单井产油与停注前对比增加0.26t。
三、合理注水强度界限
通过对各类注水层段注水强度的合理匹配及现场应用，综合评价优化注水强度对提高各类油层动用状况、改善井区效果及调整地层压力的作用，明确水驱合理注水强度技术界限。水驱注水强度达到9.8m3/m·d，其中加强层段10.8m3/m·d，限制层段6.9m3/m·d，注水井吸水剖面资料显示，砂岩吸水比例为51.6%；有效吸水比例为60.8%，动用程度较高。
利用各项资料在对储层平面非均质分布，断层分布及油层沉积特征认识的基础上，结合各井网的注采系统和单砂体注采关系的完善程度、连通关系、井区注采关系、油层动用程度等几方面综合分析，限制层注水强度一般7m3/m·d，加强层注水强度一般9.7m3/m·d—12.6m3/m·d，合理注水强度10.8m3/m·d；在各层段动静态资料综合分析基础上，判断不同层系不同井区的层段性质，在开发实际中多次评价的基础上，认为区块吸水厚度比例增加、开发效果相对好的是相对合理注水强度（表1）。
四、几点认识
1、研究各类注水井不同层段注水强度，通过合理匹配及现场应用，综合评价优化注水强度对提高各类油层动用状况，明确水驱合理注水强度技术界限。
2、通过现场试验，根据井区油井地层压力、产液量、含水变化及油层动用状况，加强注水井方案的及时跟踪调整，综合评价合理注水强度对开发效果的改善情况。
参考文献
[1] 《高含水后期油田改善注水驱效果新技术》.石油工业出版社1999年7月.