Weicheng oilfield waterflooding characteristic research to improve the efficiency of oil reservoir water reservoirs and formulate rational development way has the vital significance. Article 32 in gansu's oil Wells warden 1 2001 as the research object, the reservoir of the block of waterflooding characteristic of the system is studied. First, in recognizing 2001 and block the geological condition and development on the basis of dynamic characteristics, 2001 at 32 block development status, and pointed out the 2001 at 32 block waterflooding problems. Then, according to the actual production of 2001 and block data, this paper analyzes the characteristics of the block production Wells, a calculation by theory, the theory of effective time block with actual effective time by time. Secondly, in effect on the basis of analyzing characteristics, analyzed the characteristics of the block, the water is calculated with the theory of time and see water to compare actual see water time, both are basically the same. Finally, through to reflect weicheng oilfield waterflooding development effect of water flooding in six indexes: the reserves producing degree, the water cut and recovery degree, standing, volumetric coefficient, and injection multiples of analysis of waterflooding block is analyzed, and through a and c to block water drive curve prediction recoverable reserves. In this paper, the research of 2001 and block development adjustment and later injected efficient development has certain significance.
Keywords: waterflooding, Effective, See water, Waterflooding characteristic
李爱芬 张 东
（中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛 266555）
摘 要：建立合理的相似准则对注水开发缝洞单元的物理模拟研究具有重要的指导意义。本文分别通过 方程分析法与量纲分析法推导并得到了用于指导注水开发缝洞单元物理模拟的相似准则群，进一步验证了相 似准则群的正确性，通过对上述相似准则群进行筛选、组合，最终得到六个能够反映缝洞单元注水开发主要 特征的相似准则。研究发现，方程分析法得到的相似准则群可以用量纲分析法得到的相似准则群进行表示，最终得到六个相似准则的物理意义依次为采出程度，压力与重力之比，雷诺数，多条裂缝下的立方定律，缝 洞比，注水量与采油量之比。
关键字：相似准则；缝洞单元；注水开发；方程分析法；量纲分析法
Establishment of Similarity Criteria as Guide for Physical Simulation of Water Flooding in Fractured-vuggy Unit
Li Aifen，Zhang Dong
（School of Petroleum Engineering，China University of Petroleum（East China），Qingdao 266555 ，Shandong，China）
Abstract：It is of important directive significance to establish the proper similarity criteria for physical simulation of water flooding in fractured-vuggy unit.In this paper，the similarity criteria guiding physical simulation of water flooding in fractured-vuggy unit has been gotten by equation analysis method and dimension analysis method respectively.The validity of the similarity criteria has been proved.By selecting and combining above similarity criteria，six similarity criteria reflecting the major characteristics of water flooding in fractured-vuggy unit have been gotten.The results are as follows.Similarity criteria derived by equation analysis method could be expressed by criteria derived by dimension analysis method.The six similarity criteria are recovery percent of reserve，the ratio of pressure and gravity，Reynolds number，cubic law in the condition of multiple fractures，the ratio of fracture number and vug number，and the ratio of injection volume and oil production.
Key words：similarity criteria；fractured-vuggy unit；water flooding；equation analysis method；dimension analysis method
引言
缝洞单元是缝洞型碳酸盐岩油藏的基本开发单位［1～3］，注水开发在缝洞型碳酸盐岩油藏的开采过 程中取得了较好的效果［4，5］，因此要合理高效地开发缝洞型碳酸盐岩油藏，就必须先摸清缝洞单元的注 水开发规律。
物理模拟是研究缝洞单元开采规律的重要方法［6～8］。物理模拟要满足相似理论才能保证其自身的 科学性，可以认为，相似准则是开展物理模拟的依据。
目前，在进行注水开发缝洞单元物理模拟实验时，很多学者未考虑相似准则［9～13］，用于指导注水 开发缝洞单元物理模拟的相似准则也不多见。本文将分别用方程分析法和量纲分析法［14～16］推导注水开 发缝洞单元物理模拟的相似准则群，在验证相似准则群正确性的基础上，通过整理与分析，筛选出用于 指导注水开发缝洞单元物理模拟的相似准则。
1 方程分析法推导相似准则群
1.1 基本假设
方程分析法推导相似准则，首先要建立描述模拟对象的数学模型。在建立数学模型前，做基本假设 如下。
（1）油藏中存在油水两相流动，由于塔河缝洞型油藏的原油属于低饱和压力原油，忽略油藏中溶 解气的存在；
（2）缝洞型油藏中，大尺度裂缝是主要的流动通道，因此忽略毛细管力的影响［17］；
（3）假设在注水开发过程中，注采平衡；
（4）暂不考虑溶洞、裂缝中的充填情况。
1.2 数学模型
数学模型包括连续性方程［18］、运动方程、饱和度方程、辅助方程、定解条件和初始条件。
（1）连续性方程
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（2）运动方程
当（x，y，z）∈裂缝时，流体流动可以用达西定律形式进行描述，
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其中，达西定律中的绝对渗透率可以用修正的立方定律［19］进行计算。
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当(x，y , z) ∈ 溶洞时，流体流功可以用N -S 方程[ 20］A行描述，
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其中，▽2 Ux,▽2uy▽2Uz为拉普拉斯算子。
将式（7）中三个式子分别乘以dx、dy、dz，再相加，考虑油水两相得：
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(3) 饱和度方程
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(4) A助方程
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采出量:
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注人量:
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1.3 归一化处理
为了便于推导，采用归一化的饱和度和归一化的相对渗透率，重新写出上述有关方程。
（1）无因次项的归一化
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（2）方程的修正
将式（14）、（15）代入连续性方程得：
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将式(1 7 )、(1 8 )代人运动方程得:
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其中，k*＝krowc或者k*＝krwor。
饱和度方程：
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参数说明：ρo为油密度，g/cm3；ρw为油密度，g/cm3；uo为油相速度，cm/s；uw为水相速度，cm/s；uox为油相在x方向的速度，cm/s；uwx为水相在x方向的速度，cm/s；uoy为油相在y方向的速 度，cm/s；uwy为水相在y方向的速度，cm/s；uoz为油相在z方向的速度，cm/s；uwz为水相在z方向的 速度，cm/s；qo为油相流入（流出）的质量流量，g/s；qw为水相流入（流出）的质量流量，g/s；φ 为储集体总孔隙度；φv为溶洞孔隙度；φf为裂缝孔隙度；So为油相饱和度；Sw为水相饱和度；△S为可 动流体饱和度；Swc为束缚水饱和度；Sor为残余油饱和度； 为归一化的油相饱和度； 为归一化的水 相饱和度；t为时间，s；K为绝对渗透率，μm2；kro为油相相对渗透率；krw为水相相对渗透率； 为 归一化的油相相对渗透率； 为归一化水相相对渗透率；krowc为束缚水饱和度下的油相相对渗透率，常 量；krwor为残余油饱和度下的水相相对渗透率，常量；μo为油相粘度，mPa·s；μw为水相粘度，mPa·s；po为油相压力，10-1MPa；pw为水相压力，10-1MPa；g为重力加速度，m/s2；n为端面裂缝 数量；H为端面高度，m；b为裂缝张开度，μm；δ为立方定律修正系数；e为壁面粗糙度，μm；L′为 油藏长度，km；W为油藏宽度，km；H为油藏高度，km；nf为裂缝密度，1/m；nv为溶洞密度，1/m3；Vv为溶洞平均体积，m3 ；lw为裂缝与流体的接触面积（裂缝长乘以裂缝宽），m2；D为井眼半 径 m；i为注水量，m3/d。
1.4 相似准则的建立
下面以式（19）的油相方程为例，介绍相似准则的推导方法。
将式（19）第一项除以第五项得： （假设速度uo沿L方向）；
将式（19）第一项除以第四项得： ；
将式（19）第四项除以第五项得： ；式（19）第一、二、三项因次相同，不再做 处理；
这样推导出3个准则，将其他方程按照这种方法进行处理，最终得到一系列相似准则。此外，无因 次参数本身就属于相似准则，比如： △S、φv、φf。
把推导出来的相似准则进行组合处理，比如：
由 得：
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最终通过方程分析法得到的相似准则群如下：
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描述缝洞单元中油水两相的流动需要以下33个物理量：
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这些变量包括3个基本量纲p、L、t，由相似理论π定理［7］，应有33-3 ＝30个相似准则数，说明 在方程分析法推导过程中漏掉了4个相似准则数。可以通过量纲分析方法补充漏掉的相似准则。
2 量纲分析法推导相似准则
基本量纲包括压力ρ，长度L，时间t。选定包括三个基本量纲的变量ρ，u，L作为基本参数群。缝 洞单元内两相流动模拟涉及的物理量及其量纲如下表1所示。
对于时间t，选取ρo、uo、L作为基本参数。
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令各基本量纲的指数为零，得齐次方程组，解得a＝0，b＝1，c＝-1，这样就找到了第一个相似 准则：
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用同样的方法，可以得到每个有因次变量对应的相似准则。
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存在以下因次相同的物理量组合的相似准则：
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其它无因次参数，本身就是相似准则：
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通过量纲分析法得到了30个相似准则，经过对比分析发现，用方程分析法推导得到的相似准则缺 少四个相似准则： 。这样就补齐了方程分析法推导得到的相似准则。
3 两套相似准则的相互验证
上面用两种方法推导了用于指导缝洞单元内两相流体流动模拟的相似准则。方程分析法得到的相似 准则有比较明确的物理意义，但这种方法推导的相似准则往往不够全面。量纲分析法得到的相似准则一 般不会被遗漏，但这种方法是通过将各物理量与基本参数进行组合，使其因次强制为0而得到相似准则 的，因此其得到的相似准则往往缺乏物理含义。用两种方法分别推导相似准则，取各种方法的长处，可 以得到全面而准确的相似准则。
3.1 验证方法
既然同样是指导缝洞单元内两相流体流动模拟的相似准则，那么两套准则应该完全一致。如果其中 一套相似准则群中的每个相似准则都能由另一套相似准则组合表示，则可以认为两套相似准则完全 一致。
下面采用量纲分析法推导的相似准则去验证方程分析法推导得到的相似准则。
表1 缝洞单元内两相流动模拟涉及的物理量及其量纲
续表
3.2 验证过程
首先列举两种方法得到相似准则群，为了区别两套相似准则，将量纲分析法得到相似准则加上标（如 ）。
方程分析法得到的相似准则群：
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量纲分析法得到的相似准则群：
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通过推导发现：
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这A套相似准A完全一致，世明上述A种方法得到的相似准A是正确的。
4 物理模拟相似准则的确定
缝洞型碳酸盐岩油藏储层结构复杂，非均质性严重，其物理模拟实验与矿场实际无法做到完全相 似。在研究过程中，应该抓住事物的主要特征。根据几何相似、动力相似、运动相似的要求，对上述相 似准则群进行筛选、整理、分析，最终得到六个能够反映缝洞单元注水开发主要特征的相似准则，见 表2。
表2 物理模拟的主要相似准则
续表
5 结论
本文推导并得到了用于指导注水开发缝洞单元物理模拟的相似准则，得到结论如下：
（1）通过方程分析法得到的相似准则群可以用通过量纲分析法得到的相似准则群来表示，验证了 上述两个相似准则群的正确性。
（2）最终得到了六个能够反映注水开发A洞单元主要特征的相似准A:
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参考文献
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采油气工程的论文
采油气工程是一个运用科学的理论、方法、技术与装备高效地钻探地下油气资源、最大限度并经济有效地将地层中的油气开采到地面，安全地将油气分离、计量与输运的工程技术领域。我整理的关于采油气工程的论文，欢迎大家一起来看看！
摘要 ：纵观我国石油开采技术发展的整个历程，从其最初的探索试验阶段发展到分层开采阶段，再发展到如今的多种油藏类型采油工艺技术、采油工程智能技术等，期间走过的道路是非常曲折和艰难的，同时，这也体现了石油人的勇于奉献和不断创新的精神。随着采油技术的不断发展，它的工艺配套技术也不断完善，这使得油田的产量也不断的提高，但与此同时，要想进一步提高我们的油田产量，则仍然需要不断的改进我们的采油技术，这才能够让我国的石油工程处于良好的发展之中，才能为我国的经济带来巨大的效益。目前，我国的大多数油田已经处于高含水，高产出阶段，产量呈递减的速度，水油比上升造成的油气田开采难度越来越大。因此，研究采油技术对我国的经济发展有重大的'意义。这对我国的经济带来的帮助也是不可估量的。
关键词 ：采油技术；工艺；产量；创新
采油是油田开采的过程中，根据开采的目标通过生产井和注入井对油藏采取的各项工程技术的总称。众所周知，油田的产量高低取决于采油技术的好与坏，因此，采油技术就成为我国实现油田开采技术的重要途径，另外，采油技术还影响采油速度的快慢、最终采收率的大小、经济效益的优劣等油田生产中的重要问题。
一采油技术的分类
近年来，国内外的采油新技术发展很迅速，有物理的、生物的、化学的以及各种综合的方法等，但其本质都是在努力提高原油采收率。从技术的应用时间顺序和技术原理上来看，可分为一次采油、二次采油和三次采油。顾名思义一次采油，就是依靠油藏天然能量进行油田开采的一种方法，常见的一次采油方法有溶解气驱、弹性水驱和气顶驱等；经过一次采油之后，地层压力明显变小，需要为油井注水以平衡地下能量的减弱，这被称为二次采油。通过二次采油之后，采取注水，并应用物理和化学方法，改变流体的性质、相态等，扩大注水的波及范围以便提高驱油效率，从而再一次提高采收率。三次采油主要是依靠化学方法，辅助开采最艰难的层面油藏，一般包括碱驱、聚合物驱、表面活性剂驱、聚合物复合驱等。与二次采油相比，三次采油的特点是高投入、高技术和高效益，在二次采油水驱的基础上向油层注入排驱剂来采油，不同的排驱剂有不同的排驱机理。三次采油增油的效果非常好，近年来已经被国内外广泛重视和研究。
二 我国采油技术的现状
1. 完井工程技术 。
完井工程是衔接钻井和采油工程的，但又与其相对独立的工程，从钻开油层开始，到下套管注水泥固井、射孔、下生产管柱、排液、直到投产的一个过程。到目前为止，我国在直井、定向斜井、丛式井、水平井的技术上面已经达到了一定的技术高度，并且掌握了多种完井的方法，比如裸眼井补管完井、下套管射孔完井、套管内外绕丝筛管等完井方法。根据油田所处的地理位置及油藏情况等来确定并采用不同种类的方法，比如象华北迷雾山油藏，由于它的地质条件为碳酸盐岩裂缝油田，因此采用了裸眼完井方法，这样不但保护了生产阶段，且也取得了油井的高产，大大提高了采油率。另外，由于大庆油田属于老油田，所以采用了注水开发的方法，对加密井采用高密度钻井液完井并进行油层保护，这样取得了很大的成功。特别值得提出的是，我国在实践中发展配套了采油和钻井联合协作的技术，以保护油层、达到高产为目标。目前，我国的钻井技术较之以前有很大的发展，下套管射
孔完井、裸眼完井、各种衬管完井技术被一些油田采用，并取得了十分显著的成绩。
2. 人工举升工艺技术 。
根据各类油田在不同开发阶段的需要，在最近的五十多年中，我国发展配套和应用了多种人工举升工艺技术，比如：抽油机有杆泵采油技术、电动潜油泵采油技术、水力活塞泵采油技术、地面驱动螺杆采油技术、气举采油技术等等。借鉴国外的先进技术，又研发了井下诊断和机杆泵优化等技术问题，极大地提高了采油效率。
3. 分层注水技术 。
分层注水技术已经在多层油藏注水开发中被广泛应用，它的关键技术就是要提高注入水在地下的波及效率。早在多年前，克拉玛依油田就在调整中应用了分层注水技术，并且取得了非常好的效果。研究成功的管式活动配水器和支撑式封隔器，在油田的分注中发挥了一定的积极作业，并且取得的结果非常令人满意。90年代河南油田、大庆油田进一步研究成功了液压投捞式分层注水管柱、并且达到了一次可测试、调整多层的细分注水的目的。
4. 热超导技术 。
热超导技术是控制物质的热阻，并且使它趋近于零，它主要是利用化学技术，在封闭的管体内加入复合的化学介质，利用物质受热不均产生的相变，激活气状分子，使其在巨大的气化潜热中以声速传递热量。热超导技术主要有两种，第一种是能耗自平衡稠油技术，它主要是利用超导液，在地下注入超导液之后，利用其导热的性能，把地下的热能传递到井口，从而提高井口产出液的温度。在不经过任何加热装置辅助的情况下，最大限度地实现清蜡降粘、减少抽油机悬点载荷、提高泵效的节能目标。另外一种是超导加热热洗技术，它是将应用超导技术加热之后的产出液注入到油套内，通过循环升高井筒内的温度，从而实现清蜡降粘的目的。采用这种技术的好处是环保，并且成本低、效率高，而且安全可靠，是油田普遍应用的一种技术。
另外，我国的采油技术还有压裂、酸化工艺技术，堵水、调剖工艺技术，稠油及超稠油开采技术，多层砂岩油藏“控水稳油”配套技术等。
三 目前采油技术遇到的问题
常规采油工艺难以满足目前开发的需要，主要体现在：一是大泵提液技术越来越大，目前应用的大抽液泵主要有0.70mm泵和0.583mm泵两种。二是有杆泵加深泵挂受到限制。三是斜井采油技术需要进一步突破，由于需要加深的泵挂，部分油井的杆、管等抽油设备进入斜井段。四是高温限制了电潜泵的应用范围。另外就是开发后期的垢、绣现象日益严重；重复堵水的措施的效果日益变差了等。
四 采油技术的前景展望
未来采油技术的发展趋势主要体现在复合驱油法、混相法、热力采油法、微生物法等等。并且在未来油田的生产中，生物工程技术也将会得到广泛的应用。由于生物技术在其他行业的广泛应用，并且取得良好的效果，这便使其成为采油技术的一种新的研究。随着老油田注水开采的延续，石油的综合含水的不断上升，污水处理已经成为一个棘手的问题，而生物工程技术具有污染小、成本低的特点，这使得它将成为油田采油技术中的一项新的技术，而且会不断地提高原油采收率。
另外，碳纳米管在油井中也得到了广泛的应用，其密度小，但强度却是钢的100倍。未来的油田开采中将会利用其轻、柔软、结实等特点，制作油管或抽油杆，其性能会比现在的钢管更强，这将为油田的开发和挖潜做出更大的贡献。
根据我国石油和天然气的发展战略，针对西部油区的油井深度大、产量变化范围广、地质矿藏多样以及复杂、气候恶劣、天然气充足等特点，应该采用较先进的采油技术，从而提高开采的效率，这对我国的经济发展起到了促进的作用。
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赵红霞 刘利 任允鹏 李建 于东海参加本项工作的还有：崔映坤，王爱景，季雅新，张素玲，姜书荣，王世燕，张海娜等.
摘要 埕岛油田馆陶组上段（简称“馆上段”）油藏饱和压力高，地饱压差小，加之没有活跃的边底水，油田天然能量不足，必须注水保持地层能量。为了搞好埕岛油田的注水开发，本文通过数值模拟手段从注采比、注水方式、油层吸水能力、水淹特征、含水上升规律、产液量、产油量变化等方面开展了该油田一区馆上段注水特征研究，以指导埕岛油田馆上段的注水开发。
关键词 数值模拟 注采比 注水方式 注水特征 埕岛油田
一、概况
埕岛油田位于渤海湾南部的极浅海海域。构造上位于济阳坳陷与渤中坳陷交汇处的埕北低凸起的东南端。埕岛油田以北纬38°15′和193.8东西向测线为界分为三个区，北部为三区、中部为一区、南部为二区。一区为本课题研究的主要目标区，以其主体部位作为数值模拟区。
数值模拟模型区内包括12个井组72口单井，自1995年起相继投入生产。投产初期平均单井日产油79t。截止1999年12月，模型区开井56口，日产液能力2432.4t，日产油能力1924t，日产油水平1862t，平均单井日产液能力41.5t，单井日产油能力32.8t，综合含水量20.9%，年采油72.1×104t，采油速度1.8%，累积产油346.85×104t，采出程度6.5%。
二、主要开采特征研究
开采特征研究是注水特征研究的基础，通过对埕岛一区馆上段天然能量、油井产能、产量递减、压降变化的分析，为数值模拟提供可靠依据。
1.天然能量分析
根据行业标准SY/T6167-1995《油藏天然能量评价方法》，对埕岛一区馆上段的天然能量进行了评价：①计算弹性产量比Q。＝2.6；②计算每采出1%地质储量地层总压降值为0.72MPa。
由能量分级标准可知，此点正好落在有一定天然能量框内，说明埕岛一区馆上段具有一定天然能量，但天然能量不足，需注水保持地层能量。
2.油井产能分析
统计埕岛一区馆上段平均初期单井日产油能力68.1t，方案设计日初产能力69t，符合程度好。但经分析认为，构成产能的几个因素存在不同程度的差异（表1）。
表1 产能分析表
由此可以看出，埕岛一区实际动用厚度和采油指数比方案预计要好，但生产压差却仅为方案设计值的一半。所以，要进一步改善开发效果，可从工艺上着手。
3.产量递减
到目前为止，埕岛油田一区馆上段油藏已投产17个井组108口井，只有两口井试注14天，因此油藏仍处于天然能量开采阶段，由于油藏没有活跃的边底水能量补充，虽然油井初期产能较高，但随着地层能量的下降，油井产液量产油量下降较快。
为此，将模型区内投产的72口井进行递减分析，结果发现，模型区内的井全部投产以后平均单井日产油能力逐渐上升，大约一年后，油田开始出现递减且呈指数规律递减[1]，递减期内平均单井日产油年递减率为29.9%。
4.油田压降情况
一区馆上段油藏饱和压力高，平均为10.12MPa，地饱压差小，平均为3.4MPa，地层压力降至饱和压力前可供利用的弹性能量弱，加之又无大面积连通的活跃的边底水供给，地层压力下降较快。通过对一区馆上段油藏测压资料统计，到1999年6月，平均地层总压降4.1MPa。
1.模型建立
（1）模型区选择
三、数值模拟
模型区选择在资料齐全、准确且地质认识清楚的埕岛油田一区馆上段主体部位。模型包括12个井组72口井。区域面积17.48km2，地质储量5296×104t。纵向上除（1+2）砂层组未考虑外，其他小层完全按地质上分层，共19个小层，即31～6、41～5、51～6、61和63作为模拟目的层，这些层包括了所有的目前射孔层位和将来配产配注方案的补孔层位。
（2）网格划分
平面网格划分 考虑到实际井网井距、计算机条件等因素，取数值模拟模型的平面网格步长为100m×100m，这样可以保证在300m左右的井距下，井间一般有2～3个网格。
垂向网格划分 垂向网格划分与地质上所划分小层一致，即垂向网格为19个。因此，模型区网格总数为33212。2.控制参量的确定
（1）射孔
目前井网条件下，按生产井实际射孔状况射孔，注水后按配产配注方案进行补孔。
（2）生产井最低井底流压与生产压差
根据动态分析及垂直管流计算[2]结果，油井自喷生产的能力是较弱的，应立足于机械采油。机械采油方式最低井底流压主要受工艺下泵深度限制。埕岛油田平均下入深度按1000m考虑。为满足泵效，考虑300m沉没度，油层中部深度取1350m，因此将最低井底流压设定为6MPa。
根据动态分析结果，初期平均生产压差在1.2MPa左右，由于最佳注水时机为0.85倍饱和压力，即8.5MPa附近，因此注水后最大生产压差设定为2.5MPa。
（3）生产井最大日产液量
动态分析结果显示，埕岛油田馆上段平均采油指数为3.5t/(d·MPa·m），补孔完善井网实施注水后，单井平均射开有效厚度21.6m，合理注水时机为0.85倍饱和压力，最低井底流压6MPa，因此最大生产压差为2.5MPa，综合含水60%时无因次采液指数为1.7左右，计算得到最大液量为321m3，取值300m3。虽然随着含水的上升，无因次采液指数上升，液量不断增大，但考虑到注水井注水能力、注采平衡、地面管线承受能力及方案的可比性，因此单井最大液量取值300m3。
（4）注水井最高井底流压及最大日注水量
以油层破裂压力的80%为上限。应用威廉斯《压裂指南》的破裂压力公式，计算得到馆上段破裂压力为21.2MPa，则注水井最高流压取值16.96MPa。
生产井单井最大液量300m3，根据注采平衡的需要，注水井最大日注水量确定为600m3。参考同类油田资料初步计算，该注水量完全可以达到。
3.历史拟合
（1）拟合原则
储量拟合精度控制在2%以内；产量拟合精度控制在1%以内；含水要求精细拟合全区含水和典型井含水；压力要求拟合全区压降及典型井压降。
（2）拟合结果
储量拟合 储量拟合误差最大的35层为1.79%，最小的41层为0.03%，总储量拟合误差为0.09%。
产量拟合 根据动态分析，埕岛油田一区实际生产压差1～1.5MPa，模型区内初期产量79t，校正流体模型，使初产控制在80t左右。并拟合了有测压资料井的米采油指数。
含水拟合 通过调整相渗曲线拟合含水，拟合期模型区平均误差2.7%，典型井含水误差在9%以内，含水上升趋势与实际保持一致。
压力拟合 全区压力拟合到1999年6月，模型区模拟地层总压降为4.4MPa；实际地层总压降为4.1MPa，单井压降拟合误差在8%左右。
四、注水特征研究
1.注采比
在分段注水的前提下，设计0.8,0.9,1.0,1.1四种不同注采比进行数值模拟研究，在注水过程中，注采比始终保持不变。
地层压力降至0.85倍饱和压力注水，不同注采比数值模拟方案指标预测结果（表2）显示：注采比0.9～1.0开发效果最好，注采比0.8开发效果最差，注采比1.1开发效果居中。这主要是因为注采比1.1时，注水强度太大，水线推进不均匀，水驱效果差；注采比0.8时，地层压力下降较快，生产压差得不到保障，采油速度低，因而开发效果变差。注采比0.9～1.0很好地解决了上述矛盾，所以开发效果最好。
表2 埕岛一区不同注采比开采期末指标对比表
综合分析认为，埕岛油田属高孔隙度、高渗透率储集层，始终保持较高注采比极易造成水窜流，影响总体开发效果，因此，注采比总体上应该控制在0.9～1.0。由于埕岛油田注水较晚，地层已出现脱气，所以初期注采比可考虑控制在1.0稍高水平，待地层压力恢复到饱和压力时，再将注采比保持在0.9～1.0，从而既能保持较大的生产压差和采油速度，又不至于因注采比过高，注水强度过大，导致综合含水量迅速上升，驱油效率下降，开发效果变差。
2.注水方式
注水方式从纵向上来说主要分为笼统注水和分段注水两种。笼统注水时注入水容易沿物性好的高渗透层推进，油井见水后容易形成大孔道，造成水线单向突进，不利于提高水驱波及系数，不利于发挥各油层的潜力，也不利于实现分层注采平衡，但笼统注水工艺简单，采油工程费用少，通常适用于非均质不严重的油藏；分段注水有利于改善水驱波及系数，并实现注采平衡，但工艺较为复杂，特别是采油井段长、层间矛盾突出的井，工艺就更为复杂，且采油工程投资高，风险大，通常适用于非均质较严重的油藏。
埕岛油田馆上段各个油层的原油性质、储集层物性无论是层间还是平面上，都存在不同程度的差异，因此埕岛油田要实现高水平开发，在现有的工艺水平条件下，对注水方式进行优化研究是必要的。
（1）数值模拟优化研究注水方式
根据埕岛一区馆上段配产配注研究，注水前首先对油水井按方案设计进行补孔作业。由于三级三段注水难度很大，工程尚难以实现，因此，数值模拟分段注水按两级两段考虑。
笼统注水与分段注水数值模拟结果（表3）显示，后者开发效果好于前者。这主要是因为分段注水使分段配注成为现实，物性好、吸水能力大的层可以通过调小水嘴或降低注水压差实现少注，物性差、吸水能力弱的层通过调大水嘴或提高注水压差也可以实现多注，不但实现了注采总体平衡，而且使分段注采平衡基本成为可能，既减少了单层注入水的突进，节约了注水量，又改善了水驱效果，因此分段注水开发效果好于笼统注水。
表3 埕岛一区不同注水方式开采期末指标对比表
但是，分段注水比笼统注水优势不是十分明显，主要原因有以下几点。
第一，指标预测15年，而天然能量开采期为4.5年，且两种开发方式相同，注水时间仅为10.5年，注水时间短，因此，开发效果差异小。
第二，埕岛油田虽然存在较严重的层间、平面非均质，但总体上仍属于高孔高渗储集层。岩心分析渗透率统计显示，4砂层组空气渗透率最高，平均为3072×10-3μm2,5砂层组空气渗透率最低，但平均也达到1440×10－3μm2。
第三，埕岛油田大部分为斜井，受目前工艺水平的限制，根据实际静态资料，注水井最多分两段，油层层间非均质虽然有所减小，但有的井级差仍然较大，还不足以使水线均匀推进。
第四，模型平面网格步长100m，网格内部物性参数相同，而实际地层存在差异。
如11E-4井笼统注水时渗透率级差为18.5，实施分段注水后，第一段渗透率级差为7.27，第二段渗透率级差为3.52，分段后，油层非均质性有所改善。而22B-4井，笼统注水时渗透率级差为90.2，实施分段注水后，第一段渗透率级差仍为90.2，第二段渗透率级差为9.16，分段后，油层非均质性改善不大。
（2）类比研究注水方式
孤岛油田中一区3～4层系投产初期为反九点井网，第一次调整后将油井合采改为分采，第二次调整后将水井合注改为分注，分段后，日产油水平提高了311t，含水降低0.7个百分点，分段注水效果好于合注。
综上所述研究成果，鉴于埕岛油田馆上段储集层非均质程度严重的特点，应该实施分段注水。
3.油层吸水能力
（1）试注资料分析
埕岛油田只在一区主体部位的22A-3和22A-6井进行了试注，并且时间很短，只有13天22小时，未取得相应的试注压力等资料，所以对油层吸水能力认识不很清楚。
22A-3井分两段注水
第一段44、51层，44层为补孔层段，51层经过一段时间的排液，周围25B-2井也在采同一层位，地层有一定压降，注水时井口压力4.9MPa，累积注水393m3。由于注水井未取得流压测试资料，为了掌握吸水能力的变化情况，用视吸水指数来表示吸水能力的大小。
视吸水指数＝日注水量/井口压力，计算视吸水指数平均为5.76m3/(d·MPa）。
第二段52～56层，这几个层为该井的主力小层，到目前为止，该井已累积采液38447m3，地层压力下降较大，注水时仅靠静水柱压力水就可进入油层，井口压力为0，累积注水量859m3。
22A-6井分两段注水
第一段44、51层均为补孔层段，未经排液，没有压降，因此注水时井口压力较高，平均为8.6MPa，累积注水548m3，计算视吸水指数平均为4.58m3/(d·MPa）。
第二段52～55层，这几个层为该井的主力小层，周围油井都已射孔，到目前为止，该井已累积采液54300m3，地下亏空严重，注水时仅靠静水柱压力水就可进入油层，井口压力为0，累积注水量1026m3。
由于该两口井注水前未测静压，且由于水嘴很小，嘴损尚有待进一步深入研究，因此注入压差难以估算。
（2）油藏工程方法分析油层吸水能力
埕岛油田试注时间很短，并未取得很多资料，无法进行常规的吸水能力分析。应用平均油水相对渗透率曲线计算的水油流度比为2.04，理论推算油藏初期每米吸水指数与每米采油指数之比应等于水油流度比，初期埕岛一区每米采油指数为3.5t/(d·MPa·m），所以理论计算初期每米吸水指数为7.14m3/(d·MPa·m）。
（3）数值模拟研究油层吸水能力
油田开发实践表明，注水开发过程中，随着含水饱和度的增加，流动阻力减小，水相相对渗透率增大，油层吸水能力增强。注水开发后，随着含水的上升，每米吸水指数不断增加。该区数值模拟结果符合以上规律，中含水期吸水指数上升较慢，从注水到含水60%，吸水指数由32m3/(d·MPa）上升到55m3/(d·MPa）；高含水期，吸水指数上升较快，到含水92.7%时，吸水指数上升到116m3/(d·MPa）。
4.水淹特征
（1）注水前部分油井过早见水
埕岛油田投产初期，由于各种原因，部分井射孔底界控制不够或平面上距油水边界较近，致使有的油井投产后很快见水，目前，模型区72口井已有29口井不同程度见水。投产即见水井9口，占见水井数的31.0%；投产后见水的井20口，占见水井数的69.0%。有边水的小层，油层边部含水饱和度略高，计算其边水推进速度为2.93m/d。
（2）注水后油井见水快，油层平面水淹面积逐步扩大
埕岛一区馆上段油层孔隙度大，渗透率高。数值模拟结果显示：油田注水后3个月内油井受效，注入水水线推进速度为5.33m/d；一年半左右，综合含水达到60%，主力层采出程度仅11.8%，而平面水淹面积达到65.1%；评价期末，综合含水92.7%，主力层采出程度24.0%，主力油层平面水淹面积84.9%（表4）。
（3）注采井网完善程度不同，储集层渗透率不同，相应的水淹程度不同
数值模拟结果表明：油层平面水淹程度与注采井网的完善程度和储集层渗透率有关，在注采井网完善程度好，储集层渗透率高的油层，平面波及系数大，如41层最高可达94.7%，而注采井网完善程度相对差的非主力层或渗透率相对低的油层，如33层平面波及系数在中含水期只达到28.6%，到开采期末，该层平面波及系数只有42.9%（表4）。
表4 埕岛一区平面波及程度统计表
（4）纵向上主力层水淹程度高，非主力层水淹程度相对较低
纵向上主力层水淹程度高，采出程度大，非主力层水淹程度相对较低，采出程度较小。具体到单井上也是如此，CB22B-1井射开8个小层，其中41、52小层为主力小层，单层厚度大，渗透率高，所以水淹程度较高。而44、53、54虽然是主力小层，但该井在这三个层中或处于砂体边界，或注采系统不完善，所以水淹相对较差。因此油层纵向水淹状况与其地质条件及物性有很大关系。
5.含水上升规律
（1）油藏工程方法分析含水上升规律
埕岛油田属常规稠油油藏，油水粘度比较高，在含水与采出程度关系曲线上一般呈凸形曲线，主要储量在高含水期采出。这是由于非活塞式水驱油，岩石的润湿性和储集层的非均质性决定的。
（2）油田基本无无水采油期，注水前已结束低含水期
埕岛一区馆上段油层1996年大规模投入开发，投产初期油田含水＞2%，基本无无水采油期和无水采收率。注水前模型区预测综合含水29.9%，已结束低含水期。与同类型其他油田相比，含水略高。孤岛油田注水时含水＜2%；孤东油田注水时含水为20.7%。
（3）中低含水期含水量上升快
埕岛一区馆上段低含水期及中含水初期依靠天然能量开采，目前，综合含水量20.8%，采出程度5.33%，含水上升率3.9%；注水前综合含水量 29.9%，采出程度7.81%，含水量上升率3.83%。孤东油田三套不同层系（6区3-4、6区5-6、7区52+3）天然能量开采阶段含水量上升率分别为6.3%、4.9%、5.4%，孤岛油田为1.3%。埕岛一区含水量上升速度介于同期同类型油田之间。中含水期，孤东油田三套层系含水量上升率分别为16.7%、8.5%、11.2%，孤岛油田为5.2%，埕岛一区为12.2%，与同期孤东7区52+3层系含水上升速度相近（表5）。
（4）高含水期含水量上升速度减缓
埕岛一区含水量上升高峰主要在中含水期，含水量大于60%以后，含水量上升速度明显减缓，其上升率为4.23%，含水量上升规律与常规稠油油藏基本一致。
表5 各油田注水时含水情况统计表
6.产液量、产油量变化
（1）枯竭式开采阶段产液量、产油量变化
枯竭式开采阶段，数值模拟模型区单井日油能力按年递减率29.9%的速度递减，单井日液能力按23.7%的速度递减，产量下降较快，递减幅度比较大。
（2）油藏工程方法研究产液量、产油量变化
一般水驱油藏产油量、产液量变化主要是根据油水相对渗透率曲线所得的无因次采油、采液曲线进行预测，埕岛油田的无因次采油、采液曲线表明，随着含水的上升，无因次采油指数逐渐下降，无因次采液指数逐步上升。到高含水期，无因次采液指数增长加快。当含水60%时，无因次采液指数是无水期采油指数的1.7倍，到含水90%时，达到4倍。
（3）数值模拟分析产液量、产油量变化
数值模拟研究结果表明：随着含水量上升，产油能力逐步降低，产液能力不断增加。中含水期，油田产油能力下降较快，平均年递减率为24.3%，油田产液能力上升较快，由6250m3上升到7400m3；高含水期，油田产油能力下降较慢，平均年递减率为14%，油田产液能力上升变缓且趋于稳定，保持在11000m3左右。分析主要原因认为：中含水期含水上升较快，在定压差生产的情况下，产液量上升不足以抵消含水的上升，导致日产油量下降也较快；到高含水后，此时由于含水量上升速度变缓，因此日产油量递减较小。而高含水期油田产液能力基本不变，主要是受采油工程的限制，达到了最大液量。
五、结论
鉴于埕岛一区注水时间较晚，初期注采比可控制在1.0稍高水平，待地层压力恢复到饱和压力附近，再将注采比保持在0.9～1.0。
油田含油井段长，一套层系开发，为了避免注入水单层突进，提高水驱波及体积，注水井应尽量分段注水。
埕岛一区属高孔、高渗储集层。随着注水开发，渗流阻力减小，油层吸水能力增强，到高含水阶段，吸水指数上升加快，达116m3/(d·MPa）。
油田平面水淹面积差别较大，注采井网不完善和平面非均质性严重的层水淹程度低。各小层一般为11～94.7%，平均为67.4%，主力层平面波及面积平均可达84.9%。
油田中含水期采出程度低，为9.8%，含水上升快，含水上升率为12.2%。进入高含水期后含水上升速度减缓，含水上升率为4.2%，大部分可采储量将在高含水期采出。其含水上升规律与稠油高渗透油田一般规律基本一致。
低含水和中含水期，油田产油量递减较快，平均单井日产油年递减率为24.3%；到高含水期，递减率减小，为14.8%。注水后，产液量逐步增加，大部分井可达到极限产液量300m3。因此，到开发后期，埕岛一区可实行强注强采。
主要参考文献
[1]陈钦雷.油田开发设计与分析基础.北京：石油工业出版社.1982.
[2]黄炳光，刘蜀知.实用油藏工程与动态分析方法.北京：石油工业出版社.1997.
