邹 倩
现河采油厂地质研究所
摘要：油水井配产配注是水驱油藏开发中改善开发效果、提高油藏采收率的重要注采管理手段。本文以王53-斜40块为例，通过建立实施标准化的配产配注井组、利用标准化的配产配注定量计算方法进行配产配注，在实践中取得较好的效果，有效改善了区块的开发效果。
关键字：标准化；配产配注；开发效果
油藏在注水开发过程中，由于受地质条件、井网井距、流体性质等因素影响，存在着油水流动具有方向性，水驱波及不均衡，注采关系不协调等问题，而配产配注标准化实施的前提是以单元目标化、注采井组目标化管理的为基础进行的，具有一定的科学性和可实施性，是进一步提高油田采收率的重要保障。
1区块概况
王53-斜40块构造上位于牛庄洼陷牛20井区北部 、王68井区东部。含油面积0.7km2，地质储量107×104t，标定采收率23.8%。主要含油层系为沙三中亚段，地层压力40.2MPa，为一中、低孔，低渗储层，借鉴邻区探井及本区前期试采井压力资料，该区块沙三中4B3层系为常温常压稀油岩性油藏；沙三中4D-F层系为常温高压稀油岩性油藏。
王53-斜40块从2017年9月王53-斜40井压裂自喷开始扩边建产，到2018年12月正式建立开发单元，共经历了滚动建产和注水开发两个阶段。目前井网较为完善，井区总井11口，其中油井7口，水井4口。该区块以水井为中心，建立了4个注采井组，并根据标准进行精细化配产配注，已经取得的较好的效果。
2标准化配产配注实施过程
2.1注采井组及井区的划分
以水井为中心，根据油水井间联通状况、水井注水后油井产能变化情况确定注水受效油井，组成注采井组。如王53-斜46井组，通过对油水井测井图进行对比后，得出：该三口井井间连通性好，油藏及井网条件相近，注采相互影响较大，因此划分为一个井组。
2.2注水层段的划分
根据油藏动态特点及油水分布情况，按照油层物性、原油物性、压力等级等相近原则组合划分，同时根据油藏开发需求及配套分层工艺技术条件进行分层细分及重组，该区块水井纵向注水层压力系数相同，渗透率相近，因此，采用全井笼统注水，不分层。
2.3水井注水量确定
根据注采井区分小层能量保持需求，以采定注，确定该井区分小层需要配水量。参考注水井分小层配注量的计算方法，计算注采井区内每口水井的理论配注量。
2.3.1确定注采井区油井日产液量
王53-斜40块属于建产时间较晚开发单元，无油井分层测试资料，因此，根据井区内各油井分层测试资料确定分层注水量，根据分层流动系数确定分层产液量；按照标准，摒弃了原本简单的按照厚度进行产量劈分的做法，充分考虑储层非均质性及流体流动系数等因素后，重新对区块油井产液量进行了计算。
如王53-斜41井区：该井区水井3口，油井2口，其是一个多注多采井区，通过公式计算得出井区内油井王53-斜40井分小层日产液量：沙三中4B2层日产液量=20.7（产液量）×（9.0×136.133/μB2）/(9.0×136.133/μB2+5.5×143.513/μD1+5.5×138.486/μF1)=9.13t/d；（该区块原油黏度相近，μ取1）。同样的方法计算本井剩余层及其它油井分小层日产液量，从而确定油井全井产液量。
2.3.2 确定水井注水量
分小层注水量计算以油水井间均衡驱替为原则，即注入水由水井井底沿主流线方向到达油井井底的时间相同。依据渗流力学油水两相渗流中非活塞式水驱油理论推导得出，不同水井在同一小层的分水量与水驱波及孔隙体积成正比。
因此，为最大程度的防止油井水淹水窜，在计算水井分小层注水量时，充分考虑油水井间孔隙度及主流线方向的注采井距等主要参数，对注水量进行更为科学的劈分， 即按照Luj2hujΦuj 进行劈分，计算得出井区水井分小层注水量。最后，通过水井各单层注水量的计算确定全井注水量。
2.3.5确定注采井区合理注采比
根据开发单元内不同井区合理注采压力系统要求，利用油藏工程方法，确定井区内不同小层的合理注采比：王53-斜40区块泵挂深度2000m，根据最小流压法计算（公式（4）），平均动液面保持在1700m时的最小流压为9.6MPa，生产压差12MPa左右，则地层压力下限为21.6MPa，即压降18.6MPa。
PLmin=Pt++ （4）
式中：
PLmin——最小流压， MPa；
Pt——井口套管压力，MPa；
do——原油相对密度，kg/m3；
dl——井筒油气水混合物相对密度，kg/m3；
Lz、Lp、Lc——油层中部深度、泵挂深度、泵沉没度，m；
根据同类油藏数值模拟结果与现场经验，随着地层压力保持水平的提高，油藏开发效果变好，当油藏压力超过静水柱压力的0.9倍后，随着地层压力保持水平的提高，开发效果改善幅度减小，因此确定该区合理地层压力保持水平为静水柱压力的0.9倍，即25.2MPa，则压降为15MPa。
根据压力恢复曲线，地层压力保持在最低21.6MPa时，需1.1注采比注水3年，1.2注采比注水2年，1.3注采比注水1.8年；保持在25.2MPa时，需1.1注采比注水3.8年，1.2注采比注水2.2年，1.3注采比1.9年。
借鉴低渗透油藏注水开发经验，鉴于本区油藏初期地层能量下降快的特点，采取早期注水、及时补充地层能量、减缓递减，同时考虑对王68东区块5口油井注水，采用前三年注采比1.2，后期注采比1.0，保持注采平衡。
以初期注采比1.2计算，井组内水井王53-44井全井配注量31.56m3/d，王53-斜48井全井配注量41.43m3/d，王53-斜49井全井配注量30.55m3/d，根据以上计算，对井组进行配注，同时应用到全区块。
3应用效果
2020年，在水井理论配注量的基础上，根据油井动态变化及时对水井配注量进行调整，对一注一采井组，通过优化注采方式，采取不稳定注水实现拓宽注水水舌、扩大水驱波及的目的；对一注多采、多注多采的注采井组，依据油藏渗流机理，对于强势流线方向降压差，剩余油相对富集的弱势流线方向提压差，均衡流线方向稳压差。通过油井水井互动，合理调节注采井间压差，达到强弱流线调转，扩大水驱波及，提高油藏采收率的目的。截止目前在该区块4口水井调配10余井次，增油明显井组1个（王53-斜46井组），其余3个井组产能稳定。
4 结论与认识
通过标准化的精细配产配注工作运行，大大提高了工作质量和效率。特别是在王53-斜40区块的应用，取得较好开发效果和经济效益，也为同类开发油藏、同类开发部门调参调配工作实施，提供了成功的经验借鉴。
参考文献
[1] 冯斌，吕爱民，王伟.[河道砂油藏开发中后期配产配注方法及应用].石油与天然气地质,2011年
[2] 崔传智，杨勇，王建.[断块油藏特高含水期配产配注优化研究].科学技术与工程.2013年
作者简介
邹倩，中石化胜利油田现河采油厂，邮政编码257000，工程师，目前从油气田开发工作。