深水濁積砂巖油田含水上升機(jī)理及優(yōu)化注水技術(shù)
——以西非尼日爾三角洲盆地AKPO油田為例

苑志旺，楊寶泉，楊莉，顧文歡，陳筱，康博韜，李晨曦，張會(huì)來(lái)

（中海油研究總院有限責(zé)任公司，北京 100028）

0 引言

20世紀(jì)90年代以來(lái)，伴隨著深水低位扇巨型油氣田在北美墨西哥灣盆地、南美坎波斯盆地、西非尼日爾三角洲以及中國(guó)南海等地區(qū)接連被發(fā)現(xiàn)，深水濁積油氣藏已成為當(dāng)今油氣勘探開(kāi)發(fā)的熱點(diǎn)之一[1]。國(guó)內(nèi)外學(xué)者主要以下剛果盆地和西非尼日爾三角洲盆地為例，深入研究了深水濁積儲(chǔ)集層的沉積機(jī)制[2-3]、沉積模式[3-4]、沉積特征及發(fā)育演化規(guī)律[1]、深水水道分布特征及構(gòu)型特征[5-7]、連通性[8]等。關(guān)于含水上升機(jī)理以及控水對(duì)策的研究主要是針對(duì)常規(guī)砂巖、縫洞型碳酸鹽巖、低滲透等油藏[9-12]；含水上升模型研究方面，主要手段有相對(duì)滲透率曲線(xiàn)法、水驅(qū)特征曲線(xiàn)法和童氏圖版法等[13]，相對(duì)滲透率曲線(xiàn)法適應(yīng)廣泛且簡(jiǎn)單，但目前的含水上升模型鮮有考慮在油田特高含水階段的適用性；常規(guī)的調(diào)剖、堵水、油井轉(zhuǎn)注、提液等控水措施受深水作業(yè)成本和工程設(shè)施限制，在該類(lèi)油田難以經(jīng)濟(jì)有效實(shí)施。可以看出，針對(duì)深水濁積儲(chǔ)集層油田油井含水上升機(jī)理及注水優(yōu)化技術(shù)研究甚少，有必要針對(duì)該類(lèi)油田，根據(jù)實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)建立含水上升模型，及時(shí)掌握油井含水動(dòng)態(tài)，探索適用于該類(lèi)油田的控水措施。

AKPO油田位于尼日爾三角洲南緣，水深1 200～1 500 m，目的層中新統(tǒng)阿格巴達(dá)組為整體海退環(huán)境下形成的深水濁積碎屑巖儲(chǔ)集層[14-17]，既屬于工程意義上的深水區(qū)，也屬于地質(zhì)意義上的深水沉積，為深水油藏的典型代表。本文以該油田為例，基于注采井組間的儲(chǔ)集層連通模式，研究油井含水上升機(jī)理與變化規(guī)律，建立新型含水上升模型定量表征含水變化規(guī)律，在此基礎(chǔ)上，立足現(xiàn)有井網(wǎng)制定相應(yīng)的優(yōu)化注水時(shí)機(jī)和策略，控制含水上升速度，延緩產(chǎn)量遞減。

1 油田概況

AKPO油田儲(chǔ)集層主要為深水濁積水道和朵葉復(fù)合體[4]，儲(chǔ)集層物性較好，平均孔隙度 21%，平均滲透率 740×10-3μm2，為中孔高滲儲(chǔ)集層，地層原油為高揮發(fā)油。油田2009年3月投產(chǎn)，采用“稀井高產(chǎn)”的開(kāi)發(fā)策略，平均井距1 500～2 000 m，平均單井產(chǎn)量約2 000 m3/d。采用注水保壓方式開(kāi)發(fā)，油井自噴生產(chǎn)，年產(chǎn)油量約1 000×104m3，至2012年初油井陸續(xù)見(jiàn)水，大部分油井見(jiàn)水后具有含水上升較快、產(chǎn)量遞減快和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)差異較大的特點(diǎn)。受深水作業(yè)成本和工程設(shè)施限制，常規(guī)的調(diào)剖、堵水、油井轉(zhuǎn)注等措施不能正常實(shí)施，嚴(yán)重影響油田的產(chǎn)能。

2 儲(chǔ)集層展布與連通關(guān)系

2.1 儲(chǔ)集層展布特征

2.1.1 水道儲(chǔ)集層展布特征

水道復(fù)合體是由多個(gè)單支水道側(cè)向遷移和垂向疊合、交叉切割共同形成的多支多期水道，此類(lèi)水道為早期侵蝕、后期加積形成，屬典型的侵蝕-加積型水道[18]。濁積水道側(cè)向遷移快，儲(chǔ)集層橫向變化較大，如AKPO油田N油藏單井鉆遇的儲(chǔ)集層厚度變化范圍為3～134 m，其中P-10井鉆遇儲(chǔ)集層厚度最小，僅3 m；I-3井鉆遇儲(chǔ)集層厚度最大，達(dá)到134 m（見(jiàn)表1）。由于水道體系內(nèi)部水道間存在連續(xù)或不連續(xù)的遷移，造成不同期次復(fù)合水道會(huì)在垂向上相互疊置、側(cè)向上相互搭接（見(jiàn)圖 1、圖 2）。不同期次水道間泥質(zhì)夾層發(fā)育且不同期次儲(chǔ)集層物性存在差異，層間具有一定的非均質(zhì)性。

2.1.2 朵葉體儲(chǔ)集層展布特征

朵葉復(fù)合體主要受幕式水動(dòng)力機(jī)制的影響發(fā)育多期朵葉體沉積，平面遷移較弱，垂向以加積為主，后期隨著水動(dòng)力的減弱，晚期主要發(fā)育以泥質(zhì)充填為主的廢棄水道[4]。AKPO油田M油藏為朵葉體復(fù)合沉積（記為Z1），儲(chǔ)集層巖性為細(xì)—粗砂巖，成分以石英和長(zhǎng)石為主，儲(chǔ)集空間以粒間孔為主，儲(chǔ)集層物性較好，具有中孔、中高滲特征。朵葉體沉積儲(chǔ)集層廣泛發(fā)育，平面分布穩(wěn)定且厚度較大。但朵葉體邊部受到水道發(fā)育影響，儲(chǔ)集層物性平面上具有一定的非均質(zhì)性（見(jiàn)圖 3）。

表1 不同井點(diǎn)鉆遇儲(chǔ)集層厚度

圖1 AKPO油田N油藏復(fù)合水道平面展布圖

圖2 AKPO油田N油藏多期水道縱向疊置圖

圖3 AKPO油田M油藏朵葉體儲(chǔ)集層平面展布圖

2.2 注采連通關(guān)系

以注采井組井間地震剖面、砂體疊置方式為基礎(chǔ)，結(jié)合地質(zhì)和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征認(rèn)識(shí)，可將注采連通類(lèi)型劃分為直接連通型、搭接連通型和復(fù)合連通型3類(lèi)。

2.2.1 直接連通型

直接連通型為油井和注水井完井層段位于同一期水道或朵葉體內(nèi)，單期內(nèi)砂體構(gòu)型以側(cè)向疊置為主[6]，單期水道或朵葉體內(nèi)部?jī)?chǔ)集層發(fā)育較好，層內(nèi)連通性好，單期水道或朵葉體直接注采受效。如P-2和I-4井完井段同在 Z1砂體內(nèi)，井間儲(chǔ)集層厚度穩(wěn)定且連續(xù)（見(jiàn)圖4）。

圖4 P-2井—I-4井注采井間地震剖面與連通模式

2.2.2 搭接連通型

搭接連通型為油井和注水井完井層段位于不同期次砂體內(nèi)，且后期砂體垂向切疊于早期復(fù)合砂體之上，注采井間通過(guò)砂體搭接連通受效。如 I-6注水井通過(guò)Z6、Z7砂體內(nèi)完井段注水，P-9油井在Z7砂體完井段生產(chǎn)受效，而注采井間在Z7砂體內(nèi)不連通，主要通過(guò)Z6與Z7砂體的搭接連通（見(jiàn)圖5），搭接部位儲(chǔ)集層物性較差。

2.2.3 復(fù)合連通型

復(fù)合連通型為油井和注水井完井層段注采受效關(guān)系同時(shí)包括直接連通和搭接連通兩種類(lèi)型，即注采井完井層段既有同一期砂體內(nèi)直接連通，也存在不同期次砂體垂向切疊的跨層搭接連通，同時(shí)存在直接連通和搭接連通兩種受效方式。如P-7井與I-1井完井段在Z5砂體內(nèi)同期次連通，而在 Z4砂體內(nèi)連通較弱，通過(guò)與Z5砂體搭接連通（見(jiàn)圖6）。

3 含水上升特征及機(jī)理

3.1 含水上升模式

圖5 P-9井—I-6井注采井間地震剖面與連通模式

大量注水開(kāi)發(fā)油田生產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)表明，油田含水上升規(guī)律一般為3種基本模式：凸型、凹型和S型[19]。對(duì)于揮發(fā)性油田通常全生產(chǎn)周期表現(xiàn)出凹形含水上升規(guī)律，呈現(xiàn)出油田無(wú)水釆油期長(zhǎng)、見(jiàn)水晚、見(jiàn)水后早期含水上升慢而晚期含水上升快的特點(diǎn)。為精細(xì)表征AKPO油田油井見(jiàn)水后含水上升規(guī)律，根據(jù) 9口油井見(jiàn)水后的含水上升形態(tài)，將含水上升類(lèi)型劃分為“亞凸型”、“亞凹型”和“亞S型”3種模式（見(jiàn)圖7）?！皝喭剐汀庇途≒-1井、P-2井、P-3井、P-4井、P-5井；“亞凹型”油井包括P-8井、P-9井；“亞S型”包括P-6井、P-7井。AKPO油田以“亞凸型”含水上升模式為主。

圖6 P-7井—I-1井注采井間地震剖面與連通模式

圖7 油井含水上升模式分類(lèi)

3.2 含水上升規(guī)律的影響因素

綜合注采井組間連通類(lèi)型以及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征，“亞凸型”、“亞凹型”和“亞S型”3種含水上升模式主要影響因素為注采連通關(guān)系。

3.2.1 “亞凸型”含水上升模式

該類(lèi)油井的注采連通類(lèi)型為單砂體直接連通，注采井組處于同一期水道或朵葉體內(nèi)，儲(chǔ)集層連通性好，注水受效快，油井壓力維持水平高。此外，單期水道或朵葉體儲(chǔ)集層物性相對(duì)較均質(zhì)，水驅(qū)前緣推進(jìn)均勻（見(jiàn)圖8，圖中紅黃色區(qū)域?yàn)樗?qū)范圍）。油井見(jiàn)水后表現(xiàn)出含水直線(xiàn)式快速上升、低含水期短、產(chǎn)量快速遞減、晚期含水上升慢的特點(diǎn)，在含水上升曲線(xiàn)上表現(xiàn)為凸型，典型井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線(xiàn)見(jiàn)圖9。該類(lèi)油井無(wú)水采油期長(zhǎng)，平均單井無(wú)水采油期可采儲(chǔ)量采出程度達(dá)72.43%（見(jiàn)表2）。

3.2.2 “亞凹型”含水上升模式

該類(lèi)油井的注采連通類(lèi)型為不同期次砂體搭接連通，注采井組處于不同期次砂體內(nèi)，搭接部位儲(chǔ)集層物性、連通性較差，注水受效較慢，油井壓力維持水平低。不同期次砂體的非均質(zhì)性使水驅(qū)前緣呈凸形推進(jìn)，油井見(jiàn)水后表現(xiàn)出含水上升慢、低含水期很長(zhǎng)、之后逐漸加快、后期略為變緩的特點(diǎn)，在含水上升曲線(xiàn)上表現(xiàn)為凹型。無(wú)水采油期相對(duì)較短，大部分產(chǎn)油量是在低含水期采出，平均單井無(wú)水采油期可采儲(chǔ)量采出程度為29.82%（見(jiàn)表2），典型井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線(xiàn)見(jiàn)圖10。

圖8 時(shí)移地震監(jiān)測(cè)P-2與I-4井組間水驅(qū)波及范圍

圖9 P-2井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線(xiàn)

表2 不同含水上升模式油井無(wú)水采油期可采儲(chǔ)量采出程度

3.2.3 “亞S型”含水上升模式

該類(lèi)油井的注采連通類(lèi)型為多期砂體復(fù)合連通，該類(lèi)型較直接連通型井間連通性稍差，注水受效稍慢，壓力維持水平相對(duì)較高。搭接連通砂體間的非均質(zhì)性使水驅(qū)前緣推進(jìn)較直接連通型快，但油井見(jiàn)水后含水上升速度比直接連通型砂體要慢，表現(xiàn)出含水上升相對(duì)較慢、低含水期相對(duì)較長(zhǎng)、之后逐漸加快、后期變緩的特點(diǎn)，在含水上升曲線(xiàn)上表現(xiàn)為 S型。該類(lèi)井無(wú)水采油期相對(duì)較長(zhǎng)，平均單井無(wú)水采油期可采儲(chǔ)量采出程度為 51.02%（見(jiàn)表 2），典型井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線(xiàn)見(jiàn)圖 11。

圖10 P-9井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線(xiàn)

圖11 P-7井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線(xiàn)

3.3 含水上升數(shù)學(xué)模型

3.3.1 含水上升模型建立

根據(jù)分流量方程，在不考慮重力和毛細(xì)管力影響的條件下，綜合含水率可表示為[19]:

文獻(xiàn)[20]提出了油水相對(duì)滲透率比值新型表征關(guān)系式為：

式中歸一化含水飽和度Swd表達(dá)式為:

由文獻(xiàn)[21]知，出口端含水飽和度與原油采出程度關(guān)系為：

可采儲(chǔ)量采出程度與地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度關(guān)系為：

將（5）式代入（4）式后，再將（4）式代入（3）式得：

將（6）式代入（2）式后，再將（2）式代入（1）式得：

在擬合實(shí)際油井含水率時(shí)，為提高擬合精度可將（7）式分母中的常數(shù)1改為變常數(shù)g，變?yōu)椋?/p>

（8）式即為表征可采儲(chǔ)量采出程度與油井含水率關(guān)系的含水上升數(shù)學(xué)模型。

3.3.2 含水上升模型參數(shù)擬合

采用9口油井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)，對(duì)（8）式進(jìn)行多元非線(xiàn)性回歸，擬合含水上升模型中的參數(shù)a，c，d，n，g值，結(jié)果見(jiàn)表3。可以看出，9口井的擬合精度較高（見(jiàn)圖12），相關(guān)系數(shù)均大于0.90，可用于表征本井以及同類(lèi)模式油井含水上升規(guī)律。

表3 含水上升數(shù)學(xué)模型參數(shù)擬合結(jié)果

圖12 油井含水上升模型擬合效果

3.3.3 確定優(yōu)化注水時(shí)機(jī)

油井見(jiàn)水前，可根據(jù)油井含水率與可采儲(chǔ)量采出程度的關(guān)系，預(yù)測(cè)油井的大致見(jiàn)水時(shí)間，在見(jiàn)水前適時(shí)調(diào)整注采關(guān)系與注采強(qiáng)度，延緩油井見(jiàn)水時(shí)間，延長(zhǎng)油田無(wú)水采油期。油井見(jiàn)水后則可根據(jù) 3類(lèi)井含水上升模型擬合結(jié)果，作出油井含水率與含水上升率（可采儲(chǔ)量采出1%含水率的變化值）關(guān)系曲線(xiàn)，預(yù)測(cè)不同含水率階段的含水上升率變化規(guī)律，調(diào)整注采關(guān)系與注采強(qiáng)度，有效延緩油井產(chǎn)量遞減。模型中可將含水上升率均分為高、中、低 3個(gè)階段，低含水上升率階段，含水對(duì)油井生產(chǎn)的影響相對(duì)較小，但進(jìn)入中高含水上升率階段后，含水上升過(guò)快會(huì)造成油井爆性水淹，增加采油工程的投入。因此，在油井進(jìn)入中高含水上升率階段前采取有效措施，才能達(dá)到穩(wěn)油控水的目的，該節(jié)點(diǎn)即為油井見(jiàn)水后實(shí)施優(yōu)化注水的最佳時(shí)機(jī)。圖13為選取3口典型井分別代表“亞凸型”（P-2井）、“亞凹形”（P-9井）和“亞S型”（P-7井）所作出的含水率與含水上升率關(guān)系曲線(xiàn)，典型井見(jiàn)水后實(shí)施優(yōu)化注水的最佳時(shí)機(jī)分別為：“亞凸型”油井含水率為 7%～15%；“亞凹形”油井含水率為28%～48%；“亞S型”油井含水率為 18%～36%。實(shí)際生產(chǎn)井的最佳優(yōu)化注水時(shí)機(jī)可根據(jù)該井含水上升情況采用該方法確定。

4 優(yōu)化注水技術(shù)

4.1 水道儲(chǔ)集層優(yōu)化注水技術(shù)

圖13 不同含水上升模式油井含水上升率變化曲線(xiàn)

由于縱向多期水道層間非均質(zhì)性較強(qiáng)，常規(guī)注水開(kāi)發(fā)將會(huì)造成注入水沿高滲層快速推進(jìn)，油井很快見(jiàn)水；較低滲透層由于注入水滲流阻力大，水推進(jìn)緩慢，油井見(jiàn)水后，較低滲透層中的水驅(qū)前緣遠(yuǎn)未到達(dá)采油井筒，表現(xiàn)出縱向?qū)娱g壓力極度不均衡（見(jiàn)圖14），且隨著開(kāi)發(fā)時(shí)間的延長(zhǎng)，層間壓力不均衡不斷加劇。

圖14 多期水道縱向?qū)娱g壓力變化情況

為了使縱向多期水道均衡開(kāi)發(fā)，提出以“提高縱向波及”為核心的優(yōu)化注水技術(shù)，應(yīng)用周期注水、間歇注水及低速注水方式，周期性停注或改變注入量，在地層中造成不穩(wěn)定壓力場(chǎng)，使地層中的油水不斷重新分布和交換，達(dá)到提高波及系數(shù)、層間均衡開(kāi)發(fā)的目的。

在注水階段，由于較高、較低滲透層壓力恢復(fù)速度不同，層間產(chǎn)生附加壓力差，油水從較高滲透層流向低滲透層；在停注階段，油水又從較低滲透層流向較高滲透層。在一個(gè)完整的周期內(nèi)有更多的水從高滲透層流向低滲透層，更多的油從低滲透層流向高滲透層，從而提高縱向波及程度（見(jiàn)圖15）。另一方面，可充分發(fā)揮重力分異與毛細(xì)管力滲吸作用，在停注期間利用浮力將離散的剩余油滴聚集成連續(xù)的油相，然后再注水將油相驅(qū)出地層，浮力驅(qū)動(dòng)與水壓驅(qū)動(dòng)交替進(jìn)行[22-23]，提高驅(qū)油效率。

圖15 周期注水、間歇注水高低滲層油水流動(dòng)示意圖

4.2 朵葉體儲(chǔ)集層優(yōu)化注水技術(shù)

朵葉體儲(chǔ)集層油藏沉積分布穩(wěn)定且廣泛發(fā)育，均質(zhì)性較好。利用常規(guī)注水開(kāi)發(fā)，油層中水驅(qū)前緣均勻推進(jìn)，驅(qū)油效果較好，油井見(jiàn)水后含水快速上升、產(chǎn)量快速遞減。對(duì)于該類(lèi)儲(chǔ)集層油藏，提出以“改善平面波及”為核心的優(yōu)化注水技術(shù)（見(jiàn)圖 16、圖 17），即通過(guò)調(diào)整部分注水井注水強(qiáng)度和油井的采油強(qiáng)度，改變油層中注入水在原來(lái)穩(wěn)定注水條件下形成的固定液流方向，達(dá)到驅(qū)替高含油飽和度區(qū)域中原油的目的，從而增加水驅(qū)面積，提高注入水在油層中的波及效率，改善水驅(qū)油效果。

圖16 調(diào)整注水強(qiáng)度改變液流方向示意圖

圖17 調(diào)整高滲區(qū)采油強(qiáng)度擴(kuò)大波及面積示意圖

5 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

5.1 水道儲(chǔ)集層優(yōu)化注水實(shí)例

油井P-7與注水井I-1、I-2儲(chǔ)集層類(lèi)型為濁積水道（井位關(guān)系見(jiàn)圖1），注采連通關(guān)系為復(fù)合連通型。P-7井雙向受效，見(jiàn)水后含水上升近似呈“亞S型”（見(jiàn)圖18a），為控制含水上升速度，延緩產(chǎn)量遞減，根據(jù)該類(lèi)井含水上升率變化規(guī)律確定的最佳注水時(shí)機(jī)，在油井含水率18%～36%這個(gè)階段，對(duì)應(yīng)注水井I-1與I-2采用單井間歇、井間交互的注水模式（見(jiàn)圖 18b、圖18c），提高縱向多期水道層間波及程度，延緩含水上升速度。P-7井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線(xiàn)顯示，日產(chǎn)油月遞減率從4.4%降至1.8%，有效減緩了產(chǎn)量遞減，優(yōu)化注水效果顯著。

圖18 P-7、I-1、I-2注采井組生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線(xiàn)

5.2 朵葉體儲(chǔ)集層優(yōu)化注水實(shí)例

采油井P-2、P-3和注水井I-4、I-5構(gòu)成的注采井組見(jiàn)圖3。該注采井組油藏儲(chǔ)集層類(lèi)型為濁積朵葉體，其中油井 P-2與注水井 I-4注采連通關(guān)系為直接連通型，采油井 P-2以單向受效為主，在油井見(jiàn)水初期含水快速上升，含水上升類(lèi)型近似呈“亞凸型”（見(jiàn)圖19a）。為控制采油井P-2含水上升速度，延緩產(chǎn)量遞減，根據(jù)最佳注水時(shí)機(jī)，在油井含水率約15%時(shí)，關(guān)停對(duì)應(yīng)注水井 I-4，同時(shí)調(diào)整 I-5井注水強(qiáng)度（見(jiàn)圖 19c、圖19d），I-5井注入水部分向P2井分流，改變水驅(qū)方向，提高平面波及面積。P-2井產(chǎn)油量月遞減率從 8.6%降至1.6%，P-3井產(chǎn)油量月遞減率從5.3%降至2.5%（見(jiàn)圖 19a、圖 19b），有效減緩了產(chǎn)量遞減，達(dá)到了預(yù)期效果。

圖19 P-2、P-3、I-4與I-5注采井組生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線(xiàn)

AKPO油田應(yīng)用不同儲(chǔ)集層連通模式的優(yōu)化注水技術(shù)，對(duì)已見(jiàn)水油井實(shí)施優(yōu)化注水，有效減緩見(jiàn)水井的含水上升速度，延緩了油井產(chǎn)量遞減，取得了明顯的效果，通過(guò)優(yōu)化注水，油田增產(chǎn)原油占措施井全部產(chǎn)量的23%，為該油田投產(chǎn)后持續(xù)7年高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)提供了有效的技術(shù)支撐。

6 結(jié)論

根據(jù)高揮發(fā)油田油井含水上升規(guī)律，將AKPO油田油井見(jiàn)水后的含水上升形態(tài)劃分為“亞凸型”、“亞凹形”和“亞S型”3種類(lèi)型，以“亞凸型”為主。

油井含水上升機(jī)理主要受儲(chǔ)集層連通關(guān)系控制，單期水道或朵葉體內(nèi)單期砂體直接連通，儲(chǔ)集層發(fā)育與層內(nèi)連通性良好，直接注采受效，見(jiàn)水后含水上升曲線(xiàn)呈“亞凸型”；多期砂體搭接連通，層內(nèi)連通性好，但搭接部位儲(chǔ)集層物性、連通性較差，注水受效較慢，見(jiàn)水后含水上升曲線(xiàn)呈“亞凹形”；多期砂體復(fù)合連通，具有直接連通與搭接連通兩種類(lèi)型的特點(diǎn)，砂體連通比搭接連通好，但比直接連通差，注水受效稍慢，見(jiàn)水后含水上升曲線(xiàn)呈“亞S型”。

基于油水相對(duì)滲透率比值關(guān)系式，建立新型含水上升規(guī)律模型，通過(guò)對(duì)實(shí)際油井生產(chǎn)數(shù)據(jù)的擬合分析，提出了油井見(jiàn)水后實(shí)施優(yōu)化注水的最佳時(shí)機(jī)為油井進(jìn)入中高含水上升率階段前，此時(shí)采取有效措施，可達(dá)到穩(wěn)油控水的目的。

提出了針對(duì)水道儲(chǔ)集層“提高縱向波及”、朵葉體儲(chǔ)集層“改善平面波及”為核心的優(yōu)化注水技術(shù)，經(jīng)AKPO油田實(shí)際應(yīng)用，效果顯著，可以指導(dǎo)同類(lèi)油田的開(kāi)發(fā)。

符號(hào)注釋?zhuān)?/p>

a，b，c，d，g，m，n——常量；Bo，Bw——地層油、地層水體積系數(shù)，無(wú)因次；Er——地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度，%；fw——含水率，%；Kro，Krw——油、水相對(duì)滲透率，無(wú)因次；N——原油地質(zhì)儲(chǔ)量，104m3；Nr——原油可采儲(chǔ)量，104m3；R——可采儲(chǔ)量采出程度，%；Soi——原始含油飽和度，%；Sor——?dú)堄嘤惋柡投龋?；Swd——?dú)w一化含水飽和度，%；Swe——出口端含水飽和度，%；Swi——束縛水飽和度，%；μo，μw——地層油、地層水的黏度，mPa·s。

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