层状砂岩油藏采收方法及装置与流程

本发明涉及油田开发技术领域，尤其涉及一种提高层状砂岩油藏采收率的方法。

背景技术：

注水开发是油田开发的主要方式之一，它是利用注水井把水注入油层，以补充和保持油层压力的一种措施。我国陆上油田经过长期的注水开发，大多数油田已经进入高含水开发阶段，大量的注入水处于低效和无效循环，加之我国陆相储层纵向互层发育而使产液、吸水比例层间矛盾突出，导致注水井层间吸水量差异大、油井含水上升快，油藏整体的水驱动程度低，这严重制约了水驱油田采收率的提高。

针对常规水驱暴露出的上述矛盾，现有做法是通过研究高渗条带的分布，采用机械法或者化学法对注采井单独实施深部调驱措施，机械法是采用分隔器将出水层位在井筒内卡开从而阻止水流入井内，化学法是通过化学堵水剂的化学作用对出水层进行堵塞，进而实现完善注采井网、消除纵向矛盾，改变地下流场分布，增大注入水波及体积的目的。

但由于陆相储层比较强的非均质性地质的特点，调剖堵水用的调驱剂的注入位置、注入量难以合理、精准的投放到高渗条带，致使单一的深部调驱措施往往难以达到深部液流转向与扩大注入水波及体积的预期。

技术实现要素：

本发明提供一种层状砂岩油藏采收方法及装置，以解决单一的深部调驱措施难以达到深部液流转向与扩大注入水波及体积的预期的问题。

一方面，本发明提供一种层状砂岩油藏采收方法，包括如下步骤：

确定预设区域内每个注水井的注水效率和预设区域内所有注水井的平均注水效率；

对注水效率低于平均注水效率的注水井进行深部调驱；

当预设区域的含水量下降后再次上升时，重新确定每个注水井的注水效率和所有注水井的平均注水效率，并根据重新确定的每个注水井的注水效率和重新确定的所有注水井的平均注水效率分配每个注水井的注水量；其中，每个注水井在注水时根据注水井的纵向各吸水层进行分层配注。

可选的，每个注水井在注水时根据注水井的纵向各吸水层进行分层配注，具体包括：

依据注水井的纵向各吸水层所在地层的地层系数，确定各吸水层的配注量。

可选的，依据注水井的纵向各吸水层所在地层的地层系数，确定各吸水层的配注量，具体包括：

根据公式

确定各吸水层的配注量，其中，为吸水层m的配注量，kmhm为吸水层m的地层系数，∑kjhj为所有吸水层的地层系数的总和，为注水井的注水量。

可选的，根据重新确定的每个注水井的注水效率和重新确定的所有注水井的平均注水效率分配每个注水井的注水量，具体包括：

当注水井的注水效率大于平均注水效率时，提高注水井的注水量；

当注水井的注水效率小于平均注水效率时，降低注水井的注水量。

可选的，根据重新确定的每个注水井的注水效率和重新确定的所有注水井的平均注水效率分配每个注水井的注水量之后，还包括：

根据每个注水井的注水量确定生产井的调节量。

可选的，根据每个注水井的注水量确定生产井的调节量，具体包括：

根据与每个生产井相关联的注水井的分配系数，确定每个生产井产液量的调整量；

根据每个生产井产液量的调整量确定预设区域内所有生产井产液量的调整量。

可选的，根据与每个生产井相关联的注水井的分配系数，确定每个生产井产液量的调整量，具体包括：

根据公式

确定生产井产液量的调整量；其中，δqp为生产井p的产液量调整量；i为与生产井p相关联的注水井；j为与生产井p相关联的所有注水井的数量；δqi为注水井i注水量的调整量，fi→p为注水井i对生产井p的分配系数。

可选的，确定预设区域内每个注水井的注水效率和预设区域内所有注水井的平均注水效率，具体包括：

构建预设区域的地质模型，地质模型包括预设区域的构造模型、孔隙度和渗透率；

根据预设区域内所有生产井的生产历史建立所有生产井之间的流线分布模型，并确定与生产井相关联的注水井的分配系数，其中，生产历史通过流线数值模拟技术拟合形成；

根据注水井的分配系数和地质模型计算每个注水井的注水效率和所有注水井的平均注水效率。

另一方面，本发明提供一种层状砂岩油藏采收装置，包括：

确定模块，用于确定预设区域内每个注水井的注水效率和预设区域内所有注水井的平均注水效率；

深部调驱模块，用于对注水效率低于平均注水效率的注水井进行深部调驱；

确定模块还用于当预设区域的含水量下降后再次上升时，重新确定每个注水井的注水效率和所有注水井的平均注水效率，并根据重新确定的每个注水井的注水效率和重新确定的所有注水井的平均注水效率分配每个注水井的注水量；其中，每个注水井在注水时根据注水井的纵向吸水层进行分层配注。

可选的，层状砂岩油藏采收装置还包括：

调节量确定模块，用于在根据重新确定的每个注水井的注水效率和重新确定的所有注水井的平均注水效率分配每个注水井的注水量之后，根据每个注水井的注水量确定生产井的调节量。

本发明的层状砂岩油藏采收方法及装置，层状砂岩油藏采收方法包括如下步骤：确定预设区域内每个注水井的注水效率和预设区域内所有注水井的平均注水效率；对注水效率低于平均注水效率的注水井进行深部调驱；当预设区域的含水量下降后再次上升时，重新确定每个注水井的注水效率和所有注水井的平均注水效率，并根据重新确定的每个注水井的注水效率和重新确定的所有注水井的平均注水效率分配每个注水井的注水量；其中，每个注水井在注水时根据注水井的纵向各吸水层进行分层配注。通过确定预设区域内每个注水井的注水效率和所有注水井的平均注水效率，并对注水效率低于平均注水效率的注水井进行深部调驱，这样以预设区域内的所有注水井为整体进行调整，可使预设区域内的注水井的注水效率整体提升，并且，在深部调驱后，重新确定每个注水井的注水效率和所有注水井的平均注水效率，并根据重新确定的上述注水效率和平均注水效率分配每个注水井的注水量，可使注入每个注水井的水都能够有较高的利用率，对预设区域的所有注水井采用深部调驱结合注水的方式可扩大区域内的注入水波及体积；另外，对每个注水井注水时根据注水井的纵向各吸水层分层配注，可根据不同的吸水层对注水井进行精细配注，进一步提高注水井的注水效率，实现注入水的深部液流转向，从而提高层状砂岩油藏的采收率。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作一简单介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例。对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明实施例一提供的层状砂岩油藏采收方法的流程图；

图2为本发明实施例一提供的确定预设区域内每个注水井的注水效率和预设区域内所有注水井的平均注水效率的流程图；

图3为本发明实施例一提供的方法中含水率随时间变化的示意图；

图4为本发明实施例一提供的根据每个注水井的注水量确定生产井的调节量的流程图；

图5为本发明实施例一提供的区块油田h3的渗透率分布示意图；

图6为本发明实施例一提供的区块油田h3的孔隙度分布示意图；

图7为本发明实施例一提供的区块油田h3的流线分布示意图；

图8为本发明实施例一提供的区块油田h3的含水率拟合示意图；

图9为本发明实施例二提供的层状砂岩油藏采收装置的结构图。

附图标记说明：

100—层状砂岩油藏采收装置；110—确定模块；120—深部调驱模块；130—调节量确定模块。

具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

注水开发是油田开发的主要方式之一，我国陆上油田经过长期的注水开发，大多数已经进入高含水开发阶段，注入水的长期冲刷造成了油层内部优势通道的发育，即是说，注入水总是沿着阻力小的路径流动，在油层内形成高渗透层，而对于其他较深的油层，注入水却难以波及，这使得大量的注入水处于低效和无效循环，导致注水采油效率的降低和产出水的增加。

因此，应用堵水调剖技术提高油田采收率成为了一项重要技术措施，调剖堵水是指对注水井的高渗透层进行封堵，调整注水层段的吸水剖面，以达到扩大注入水波及体积，减少油井产水的目的。为了提高常规堵水调剖的增产效果，在油藏开发的整体尺度上将注水、堵水和调剖有机结合，就产生了深部调驱技术。该技术采用具有选择性封堵性能的部分水解聚丙烯酰胺凝胶、体膨型凝胶颗粒和乳液等堵剂体系，通过将调驱剂注入储层深部而对水相形成封堵，迫使注入水进入原来波及少的区域，从而扩大水驱波及范围、改善驱油效率。

申请号为201510712732.8的发明专利公开了一种低渗透油藏深部调驱的方法，通过向油层注入柔弹性颗粒前置段塞、聚合物微球主段塞、柔弹性颗粒保护段塞，且三个段塞的总注入量的体积比为1:8:1，达到封堵裂缝和大孔道、驱替原油的目的，实现了提高油井采收率的目的。申请号为201710783892.0的发明专利公开了一种提高油田采收率的调驱方法，利用水泥浆制成的调剖剂优先进入流动阻力低的高渗透层段，并在预定时间内生成固体沉淀，对高渗透层段进行封堵，迫使注入水改变流动方向而进入中低渗透层段。

上述专利仅对堵调剂配方和段塞进行了优选，但是并未结合注水量与产液量的耦合方式对油田进行整体优化，难以实现以油藏整体为调整对象的深部调驱目标，对水驱开发采收率的提高效果有限。

有鉴于此，下述实施例提供一种层状砂岩油藏采收方法及装置，通过对油藏区域的注水井及生产井进行整体优化，对每个注水井进行分层配注，以达到扩大注入水波及体积，提高水驱油田采收率的目的。

实施例一

图1为本发明实施例一提供的层状砂岩油藏采收方法的流程图。如图1所示，本实施例提供一种层状砂岩油藏采收方法，包括如下步骤：

s101、确定预设区域内每个注水井的注水效率和预设区域内所有注水井的平均注水效率。本实施例采用对油田的预设区域内的所有注水井进行整体调整，根据每个注水井的不同情况，在确定所有注水井的平均注水效率的基础上，对不同的注水井进行不同的调整，以实现预设区域内所有注水井的注水效率在整体上能有所提高。

图2为本发明实施例一提供的确定预设区域内每个注水井的注水效率和预设区域内所有注水井的平均注水效率的流程图。如图2所示，确定预设区域内每个注水井的注水效率和预设区域内所有注水井的平均注水效率，可以包括：

s1011、构建预设区域的地质模型，地质模型包括预设区域的构造模型、孔隙度和渗透率。其中，可以是根据地震解析、测井解析和岩心资料等构建预设区域的储层的地质模型，地震解析可以包括预设区域的地震层位、断层、地震相、岩石类型及岩石属性等资料，测井解析和岩心资料可以包括连井剖面、岩性、岩相、岩石物性等，也可以确定渗透率和孔隙度等参数。

本实施例的地质模型可以是三维精细地质模型，通过地质模型可以为油藏数值模拟提供三维地址数据体，可以用来计算含油气孔隙体积或者储量，帮助布井，进行断层封堵分析和预测，进行油田监测等，通过地质模型可以直观的看到储层的地质三维空间分布、变化，也可以制作二维的图片，比如构造图、等厚图、岩相分布图等，它提供了一套有机融合在一起的数据体，是进行储层分析的平台。通过对地质模型的分析可以得到粗至储层的平均砂泥比、平均孔隙度等储层平均值，也可以得到细至储层的各向异性等信息。

s1012、根据预设区域内所有生产井的生产历史建立所有生产井之间的流线分布模型，并确定与生产井相关联的注水井的分配系数，其中，生产历史通过流线数值模拟技术拟合形成。

可以通过流线数值模拟技术拟合生产井的生产历史，通过历史拟合、参数调整，建立预设区域的所有生产井之间不同历史时刻的流线分布模型，拟合指标主要包括地层压力、含水率、日产油以及日产水等，然后再根据流线数值模拟技术确定注水井的定量分配系数，确定出与生产井相关联的每个注水井分配至上述生产井的注水量的具体数值。

s1013、根据注水井的分配系数和地质模型计算每个注水井的注水效率和所有注水井的平均注水效率。其中，注水效率是指注入水贡献的产油量与注入水量的比值。

可以结合地质模型及流线数值模拟技术得到的注水井的分配系数，计算每个注水井的注水效率及预设区域内所有注水井的平均注水效率。其中，每个注水井的注水效率的计算公式如公式(1)所示：

公式(1)中，ei为注水井i的注水效率；为注水井i注入水驱替的日产油量，m³/d；为注水井i的日注水量，m³/d；为生产井pj对注水井i的分配系数；为生产井pj的日产油量，m³/d。

所有注水井的平均注水效率的计算公式如公式(2)所示：

公式(2)中，为预设区域的平均注水效率；∑qo为预设区域的日产油量，m³/d；∑qi为预设区域的日注水量，m³/d。

s102、对注水效率低于平均注水效率的注水井进行深部调驱。

对于预设区域内，注水效率低于平均注水效率的注水井，可能是由于注入水的长期冲刷形成了注水井内的优势通道的发育，注入水总是沿着上述优势通道的低阻力路径流动，造成了注入水的注入效率较低，大量的注入水处于低效和无效循环，注入水贡献的产油量较少。

因此，对注水效率低于平均注水效率的注水井进行深部调驱。本实施例中，深部调驱可以是向注水井内注入可以在地层大孔道或裂缝中流动的凝胶，通过流动凝胶的缓慢移动实现调驱剂在地层深部的不断重新分配，增加调驱剂的作用范围，封堵高渗透层或减弱其渗透性，使注入水波及到低渗层，扩大注入水的波及体积。其中，调驱剂可以是由稠化剂、驱油剂、降阻剂和堵水剂等混合而成的试剂，通过注水井将调驱剂注入地层，它可在地层中产生注入水增粘、原油降阻、油水混相和高渗透层颗粒堵塞等综合作用。其结果，就可封堵注水井的高渗透层，均衡其吸水剖面，降低油水的流度比，进一步驱出地层中的残余油，并可在地层中形成一面活动的“油墙”，产生“活塞式”驱油作用，以降低油井含水量，提高原油采收率。

s103、当预设区域的含水量下降后再次上升时，重新确定每个注水井的注水效率和所有注水井的平均注水效率，并根据重新确定的每个注水井的注水效率和所有注水井的平均注水效率分配每个注水井的注水量；其中，每个注水井在注水时根据注水井的纵向各吸水层进行分层配注。

图3为本发明实施例一提供的方法中含水率随时间变化的示意图。如图3所示，在对注水效率低于平均注水效率的注水井进行深部调驱之后，对于预设区域的所有生产井来说，与生产井相关联的各注水井的注水效率整体提高，注入水能够产生更好的水驱效果，将原来波及不到的深部的残余油驱出，原来的有时通道内的含水量明显降低，因此，预设区域的含水量下降。而当深部调驱一段时间后，调驱所起的作用减弱，调驱剂对优势通道所起的封堵作用减弱，注入水对深部地层的波及体积相对有所减少，这时候预设区域的含水量会再次上升。

可以将预设区域的含水量先下降后再次上升的这一个阶段认为是深部调驱的一个有效周期，在深部调驱的这个周期完成后，可以根据公式(1)和公式(2)重新确定每个注水井的注水效率和所有注水井的平均注水效率，并根据重新确定的注水效率和平均注水效率重新分配每个注水井的注水量，以使每个注水井的注水量能够和其自身的注水效率相匹配，从而提高预设区域所有注水井的整体注水效率。

需要说明的是，在进行一次深部调驱之后，在调驱的效果有所下降，也就是完成了一个深部调驱周期之后，重新确定了每个注水井的注水效率及所有注水井的平均注水效率之后，根据重新确定的结果再次对注水效率低于平均注水效率的注水井进行深部调驱。如此，不断循环，保持预设区域的注水井一直有较高的注水效率，以此更好的提高生产井的采收率。

其中，确定好每个注水井的注水量，在向相应的注水井注水时，可以根据注水井的纵向各吸水层进行分层配注。对于层状砂岩油藏，多选用分层注水井，这样对注水井的纵向各吸水层分层配注，可以对不同的油层分配不同的注入量，以使每个油层都能达到较高的注水效率。

具体的，每个注水井在注水时根据注水井的纵向各吸水层进行分层配注，可以包括：依据注水井的纵向各吸水层所在地层的地层系数，确定各吸水层的配注量。层状砂岩油藏有较强的非均质性地质特点，针对这一特性，可以对注水井的纵向各吸水层进行分层配注，而具体可以依据各吸水层所在地层的地层系数确定相应吸水层的配注量。地层系数是地层有效厚度h与有效渗透率k的乘积，地层系数可以用来判定注水井各层位注入量。

进一步的，依据注水井的纵向各吸水层所在地层的地层系数，确定各吸水层的配注量，具体包括：

根据公式(3)

确定各吸水层的配注量，其中，为吸水层m的配注量，kmhm为吸水层m的地层系数，∑kjhj为所有吸水层的地层系数的总和，为注水井的注水量。

进一步的，根据重新确定的每个注水井的注水效率和重新确定的所有注水井的平均注水效率分配每个注水井的注水量，具体包括：

当注水井的注水效率大于平均注水效率时，提高注水井的注水量；

当注水井的注水效率小于平均注水效率时，降低注水井的注水量。

具体的，当预设区域的含水量下降后再次上升时，对预设区域重新进行流线数值模拟，并再次计算目前的每个注水井的注水效率及所有注水井的平均注水效率，以注水效率为依据对每个注水井的注水量进行重新分配。重新分配注水量的方法如下：以预设区域的平均注水效率为界，若注水井的注水效率则提高该注水井的注水量；反之，若注水井的注水效率则降低该注水井的注水量。

因为，若注水井的注水效率大于平均注水效率，则说明该注水井与其他注水井相比，注入同样的水能够贡献较多的产油量，因此，可以提高该注水井的注水量，以使该注水井能够驱出更多个残余油，贡献更多的产油量；若注水井的注水效率小于平均注水效率，则说明该注水井与其他注水井相比，注入同样的水贡献的产油量较少，因此，可以降低该注水井的注水量，以避免过多的水在该注水井中进行低效和无效循环，浪费了较多的水，却达不到应有的驱油的效果。

对于重新分配注水量的注水井的新的注水量的计算方法如公式(4)所示：

公式(4)中，为新的注水量，m³/d；为重新分配前的原始注水量，m³/d；wi为权重系数，其计算方法如公式(5)、公式(6)所示：

在实际应用中，由于生产状况及工作制度的限制，对注水量调整的最大幅度进行限制，可以设置wmin＝﹣0.5，wmax＝0.5，即注水量调整的最大幅度不超过原始注水量的50％；emax、emin分别为预设区域内所有注水井中的最大注水效率、最小注水效率，∝为优化指数，可以取值为2，主要是为了对注水井中注水效率接近平均注水效率的注水井的注水量进行小幅调整，而对注水效率与平均注水效率相差较大的注水井的注水量进行较大幅度的调整。

本实施例不仅可以对预设区域内的注水井进行深部调驱及对注水井的注水量调节，提高注水井的注水效率，扩大注入水波及体积，从而提高预设区域的油藏采收率。并且，本实施例在调节注水井的基础上，还可以结合生产井对生产井的产液量进一步优化，以此达到更好的提高采收率的效果。

具体的，根据重新确定的每个注水井的注水效率和重新确定的所有注水井的平均注水效率分配每个注水井的注水量之后，还可以包括：

s104、根据每个注水井的注水量确定生产井的调节量。

本实施例在对与生产井相关联的注水井的注水效率及注水量进行优化后，在其基础上，以流线数值模拟得到的注水井的注入量与生产井的产液量的对应关系，对生产井的产液量进行优化，也就是根据与生产井相关联的每个注水井的注水量确定生产井的产液量的调节量。

图4为本发明实施例一提供的根据每个注水井的注水量确定生产井的调节量的流程图。如图4所示，根据每个注水井的注水量确定生产井的调节量，可以包括：

s1401、根据与每个生产井相关联的注水井的分配系数，确定每个生产井产液量的调整量。可以根据与生产井相关联的注水井的分配系数，结合每个注水井的注水量的调整量，确定相应生产井的产液量的调整量。

具体的，根据与每个生产井相关联的注水井的分配系数，确定每个生产井产液量的调整量，可以包括：

根据公式(7)

确定生产井产液量的调整量；其中，δqp为生产井p的产液量调整量；i为与生产井p相关联的注水井；j为与生产井p相关联的所有注水井的数量；δqi为注水井i注水量的调整量，fi→p为注水井i对生产井p的分配系数。

s1402、根据每个生产井产液量的调整量确定预设区域内所有生产井产液量的调整量。通过公式(7)可以计算出每个生产井产液量的调整量，再根据每个生产井产液量的调整量，就可确定重预设区域内所有生产井产液量的调整量。

下面结合具体实施例对本实施例提供的层状砂岩油藏采收方法进行具体说明。

以某断块油田h3为例，目前拥有生产井(hp1、hp2、hp3、hp4、hp5、hp6、hp7)7口，注水井(hi1、hi2、hi3、hi4、hi5、hi6)6口。目前区块油田h3日产液492方，日注水504方，累积注采比1.06，采出程度28.4％，而综合含水已达68.3％。

流线数值模拟结果表明，由于地下无效水循环比较严重，导致主流线方向上水洗程度较高，而非主流线上还有大量剩余油分布，迅速增长的含水率，使得注水效率较低，因此本实施例进行了后期变流线调整，制定动态调整方案，以进一步提高注水效率，提高油田最终采收率。

具体应用在区块油田h3的方法的步骤如下：

步骤1，综合地震解释、测井解释以及岩心资料等，构建储层三维精细地质模型，区块油田h3的渗透率及孔隙度分布如图5、图6所示。

步骤2，通过流线数值模拟软件对整个区块进行生产历史拟合，拟合指标主要包括：地层压力、含水率、日产油以及日产水等。目前开发状况下的流线分布规律及含水率拟合结果，如图7、图8所示。

步骤3，根据流线数值模拟结果，计算目前生产状况下注水井的注水效率。

流线数值模拟结果可以直接给出当前生产状况下的生产井流量分配关系，通过分析计算得到目前6口注水井的注水效率如表1所示，区块平均注水效率为区块当前日产油量与日注水量的比值。

表1

计算出区块目前的平均注水效率为31.35％，注水效率偏低，随着时间的推移，注入水的突进速度越来越快，最终会导致注水效率不断下降，油井含水率迅速上升。

步骤4，对注水效率低于区块平均值的注水井实施深部调剖，具体为hi1、hi2、hi4井。优选出橡塑补强填充剂hapm浓度为2000mg/l，交联剂的浓度为800mg/l。为了降低成本提高调驱堵水效果，在弱凝胶体系的基础上，优选5％黏土、0.2％悬浮剂xf-1和0.5％固化剂sn-1配制黏土凝胶，优化的段塞组合为聚合物+弱凝胶+黏土凝胶+弱凝胶。

调剖剂用量可按下式计算：

w＝βhδpi(8)

公式(8)中，w为调剖剂用量，m³；β为用量系数，m³·mpa^-1·m^-1；h为注入层厚度，m；δpi为区块平均pi值与注水井pi值的差值，mpa。

计算调剖剂用量的关键在于决定β值。β值决定有三种方法：

①由前一轮施工前后有关的数据(w、h及相应的δpi)决定。

②由调剖剂试注算出β值：

公式(9)中，δpi′为试注调剖剂前后的pi值变化，mpa。

③采用同条件下其他区块的β值。

若按照同条件区块，h3区块的β值可在2.5～3.0m³·mpa^-1·m^-1范围选择。

步骤5，在注入一定量的调剖剂后，转为水驱，当h3区块整体含水率再次上升时，通过流线数值模拟再次计算目前的每个注水井的注水效率以及所有注水井的平均注水效率，计算结果如表2所示。

表2

以注水效率为依据对每个注水井的注水量进行重新分配。注水井新注水量计算结果如表3所示。

表3

在注水井注水量优化结果的基础上，对生产井产液量进行优化，优化结果如表4所示。

表4

实施例二

本实施例提供一种层状砂岩油藏采收装置，该装置应用于实施例一所述的层状砂岩油藏采收方法。

图9为本发明实施例二提供的层状砂岩油藏采收装置的结构图。如图9所示，本实施例提供的层状砂岩油藏采收装置100，包括：

确定模块110，用于确定预设区域内每个注水井的注水效率和预设区域内所有注水井的平均注水效率。

通过确定模块110确定预设区域内每个注水井的注水效率和预设区域内所有注水井的平均效率，对油田的预设区域内的所有注水井进行整体调整，根据每个注水井的不同情况，在确定所有注水井的平均注水效率的基础上，对不同的注水井进行不同的调整，以实现预设区域内所有注水井的注水效率在整体上能有所提高。

深部调驱模块120，用于对注水效率低于平均注水效率的注水井进行深部调驱。

对于预设区域内，注水效率低于平均注水效率的注水井，可能是由于注入水的长期冲刷形成了注水井内的优势通道的发育，注入水总是沿着上述优势通道的低阻力路径流动，造成了注入水的注入效率较低，大量的注入水处于低效和无效循环，注入水贡献的产油量较少。因此，通过深部调驱模块120对注水效率低于平均注水效率的注水井进行深部调驱，以提高这些注水井的注水效率。

确定模块110还用于当预设区域的含水量下降后再次上升时，重新确定每个注水井的注水效率和所有注水井的平均注水效率，并根据重新确定的每个注水井的注水效率和重新确定的所有注水井的平均注水效率分配每个注水井的注水量；其中，每个注水井在注水时根据注水井的纵向吸水层进行分层配注。

当预设区域的含水量下降后再次上升时，通过确定模块110重新确定每个注水井的注水效率和所有注水井的平均注水效率，再根据重新确定的注水效率和平均注水效率分配每个注水井的注水量，并且，每个注水井的注水量根据注水井的不同的纵向吸水层精确的分配至每一吸水层，以使每个注水井的注水量能够和其自身的注水效率相匹配，使每个油层都能达到较高的注水效率，以此更好的提高生产井的采收率，不再赘述。

可选的，层状砂岩油藏采收装置100还包括：

调节量确定模块130，用于在根据重新确定的每个注水井的注水效率和重新确定的所有注水井的平均注水效率分配每个注水井的注水量之后，根据每个注水井的注水量确定生产井的调节量。

本实施例在通过确定模块110和深部调驱模块120对与生产井相关联的注水井的注水效率及注水量进行优化后，在其基础上，以流线数值模拟得到的注水井的注入量与生产井的产液量的对应关系，通过调节量确定模块130对生产井的产液量进行优化，也就是根据与生产井相关联的每个注水井的注水量确定生产井的产液量的调节量，以此达到更好的提高采收率的效果，不再赘述。

本发明的层状砂岩油藏采收方法及装置，层状砂岩油藏采收方法包括如下步骤：确定预设区域内每个注水井的注水效率和预设区域内所有注水井的平均注水效率；对注水效率低于平均注水效率的注水井进行深部调驱；当预设区域的含水量下降后再次上升时，重新确定每个注水井的注水效率和所有注水井的平均注水效率，并根据重新确定的每个注水井的注水效率和重新确定的所有注水井的平均注水效率分配每个注水井的注水量；其中，每个注水井在注水时根据注水井的纵向各吸水层进行分层配注。通过确定预设区域内每个注水井的注水效率和所有注水井的平均注水效率，并对注水效率低于平均注水效率的注水井进行深部调驱，这样以预设区域内的所有注水井为整体进行调整，可使预设区域内的注水井的注水效率整体提升，并且，在深部调驱后，重新确定每个注水井的注水效率和所有注水井的平均注水效率，并根据重新确定的上述注水效率和平均注水效率分配每个注水井的注水量，可使注入每个注水井的水都能够有较高的利用率，对预设区域的所有注水井采用深部调驱结合注水的方式可扩大区域内的注入水波及体积；另外，对每个注水井注水时根据注水井的纵向各吸水层分层配注，可根据不同的吸水层对注水井进行精细配注，进一步提高注水井的注水效率，实现注入水的深部液流转向，从而提高层状砂岩油藏的采收率。

最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。