[发明专利]针对水平井排状正对注采井网的高含水期注采调整方法

权利要求书

1.一种针对水平井排状正对注采井网的高含水期注采调整方法，其特征在于，该高含水期注采调整方法包括以下步骤：

S100、确定合理注采比、单井注水能力和产液能力；

S200、周期注水：每个周期内第一阶段注水，第二阶段停注至下一周期，循环进行多个周期效果不明显后进行下一步骤；

S300、周期不稳定交替注水：每口水井在每个周期内以高注水量注水半个周期，低注水量注水或者停注半个周期，且相邻水井交替进行；循环进行多个周期效果不明显后进行下一步骤；

S400、周期不稳定交替注采：每口水井在每个周期内以高注水量注水半个周期，低注水量注水半个周期，且相邻水井交替进行；同时，当水井高注水量注水时，正对的油井以低产液量采出，当水井低注水量注水时，正对的油井以高产液量采出；循环进行多个周期效果不明显后进行下一步骤；

S500、异步周期交替注采：每口水井在一个周期内注水半个周期，同时正对的油井关井；然后停注半个周期，同时正对的油井开井；循环进行多个周期至失去控水增油效果后结束。

2.根据权利要求1所述的高含水期注采调整方法，其特征在于，所述水平井排状正对注采井网具有以下特点：1)水平井网；2)排状注采；3)平面上注采井正对；4)纵向上注水井位于低层位，采油井位于高层位，形成立体式井网；

所述高含水期指含水超过60％，产油量低于同类型油藏或同区块平均水平。

3.根据权利要求1所述的高含水期注采调整方法，其特征在于，S100具体包括：

S101、井底取油样，通过原油物性分析实验得到原油体积系数；

S102、以油井排为中心，通过原油体积系数将产液量折算至油藏条件下；

S103、计算油田目前开发阶段的合理注采比下，油井排的产液量和水井排的注水量；

S104、通过数值模拟和矿场注水试验评价平均单井注水能力和产液能力。

4.根据权利要求3所述的高含水期注采调整方法，其特征在于，S200中注水量的确定过程包括：每个周期根据合理注采比和产液情况设计注水量，如果注水井注水能力达不到设计注水量，则以平均单井最大注水量注水，同时调整油井产液，保证合理注采比。

5.根据权利要求4所述的高含水期注采调整方法，其特征在于，在进行S200时，假设注水井排的注水井数为n，合理注采比下水井排的注水量为Z；

1)若平均单井最大注水量超过2Z/n，所述第一阶段短于第二阶段；

2)若平均单井最大注水量达到2Z/n，所述第一阶段等于第二阶段；

3)若平均单井最大注水量不能达不到2Z/n，所述第一阶段长于第二阶段。

6.根据权利要求1所述的高含水期注采调整方法，其特征在于，S300中所述高注水量和低注水量的确定过程包括：首先通过S100确定的合理注采比反算当前产液下总的注水量，高注水量与低注水量之比为2-3：1，结合考虑高注水量不能高于注水井实际注水能力，从而确定所述高注水量和低注水量；如果反算的注水量超出注水井注水能力，则适当调节产液量，以使注水量在注水井注水能力以内，且确保每个周期确保合理注采比。

7.根据权利要求1所述的高含水期注采调整方法，其特征在于，S400中所述高注水量、低注水量为、高产液量为和低产液量的确定过程包括：

首先通过油井流入及流出动态分析确定产液量的上限及下限，上限即为高产液量，下限即为低产液量；然后通过S100确定的合理注采比反算目前产液下总的注水量，高注水量与低注水量之比为2-3：1，结合考虑高注水量不能高于注水井实际注水能力，从而确定所述高注水量和低注水量；如果反算的注水量超出注水井注水能力，则适当调节产液量，以使注水量在注水井注水能力以内，且确保每个周期确保合理注采比。