CN114592837B - 针对水平井排状正对注采井网的高含水期注采调整方法 - Google Patents
针对水平井排状正对注采井网的高含水期注采调整方法 Download PDFInfo
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Abstract
本发明公开了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。该方法针对水平井排状正对注采井网特点，以提高采收率机理为基础，通过对中高含水期油田开发现状分析以及数值模拟技术等确定合理注采比、单井注水能力和产液能力，利用周期注水、周期不稳定交替注水、周期不稳定交替注采以及异步周期交替注采四步法工作流最大限度的提高水驱驱油效率和波及体积。本发明由于与实际动、静资料结合紧密，科学系统的注采调整工作流，并有针对性的提高水平井排状正对注采井网的水驱剩余油开发效果，使此类型井网中高含水期注采调整更科学可行，为油田带来更高的经济效益。
Description
技术领域
本发明涉及油气田开发领域，具体涉及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。
背景技术
油田水平井注水开发是一种经济、有效、操作工艺简单的开发方式，因此被油田广泛采用。随着油田的开发，含水率不断上升，尤其是碳酸盐岩块状油藏油井一旦见水很快水淹，油田含水率大于40％时进入中高含水期，但采出程度很低，此时，通过注采调整降低含水上升速度可以有效提高采出程度。
目前，国内外提出了很多注采调整的方法，但都不够系统和全面，特别是缺乏针对水平井网中高含水期低成本、有效提高采出程度的方法。樊建明等提出了适合超低渗透油藏水平井注采井网设计的基本原则(超低渗透油藏水平井注采井网设计优化研究，西南石油大学学报(自然科学版).2018年02期第115-128页)；刘巍应用油藏工程方法和数值模拟方法，制定了合理的注水调整方案(H区块注水调整方式研究，刘巍，2017硕士学位论文)；专利申请CN 201210076699.0提供了一种应用于海上低渗油藏开发的井网调整和井网加密方法。
但是，这些方法在对高含水期剩余油挖潜中也存在以下不足：(1)对水平井网不适用；(2)对强非均质油藏不适用；(3)没有科学系统的注采调整工作流；(5)现有有效的方法基本都要降低采油速度来控制含水上升速度；(6)有些方法如压裂、调剖堵水措施成本高。
发明内容
为解决以上至少之一的技术问题，本发明提供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。
为了实现以上目的，本发明采用以下技术方案：
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，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，第二阶段停注直至下一个周期；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。
结束后可循环S200-S500步骤直至达到经济极限含水率。
“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。
“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。
本发明方法针对水平井排状正对注采井网特点，以提高采收率机理为基础，通过对中高含水期油田开发现状分析以及数值模拟技术等确定合理注采比、单井注水能力和产液能力，利用周期注水、周期不稳定交替注水、周期不稳定交替注采以及异步周期交替注采四步法工作流最大限度的提高水驱驱油效率和波及体积。
现有水平井排状正对注采井网中高含水期注采调整方法存在以下问题：①没有科学系统的注采调整工作流；②现有方法基本都是以单井或周围邻井为单元，而此类井网以井排为单元更加科学，调整效果更好；③现有有效的方法基本都要降低采油速度来控制含水上升速度；④有些方法如调剖堵水措施成本高，而本发明方法基本无成本。本发明通过对中高含水期油田开发现状分析以及数值模拟技术等确定合理注采比、单井注水能力和产液能力，通过“四步法工作流”，利用周期注水、周期不稳定交替注水、周期不稳定交替注采以及异步周期交替注采四步法最大限度的提高水驱采收率。本发明由于与实际动、静资料结合紧密，科学系统的注采调整工作流，并有针对性的提高水平井排状正对注采井网的水驱剩余油开发效果，使此类型井网中高含水期注采调整更科学可行，为油田带来更高的经济效益。
以下针对每一步骤进行详细说明：
S100、确定合理注采比、单井注水能力和产液能力。
优选地，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。
具体的，合理注采比是通过精细流线模拟确定，单井注水能力是通过数值模拟和试注确定，产液能力是通过试采确定。
S200、周期注水：
每个周期内注水第一阶段，然后停注第二阶段至下一个周期；循环进行多个周期效果不明显后进行下一步骤。
此步骤的周期注水利用压力扰动和浮力渗吸提高正对注采井间低渗层波及体积，初期稳油控水效果最明显，随着周期数的增多，效果逐渐减弱，当循环多个周期效果不明显后可进行下一步调整。
压力扰动是指注水时，注入水主要沿高渗层驱替，此时高渗层压力升高，高渗层与低渗层间形成压力差；在停注时，由于油井端主要采出高渗层流体，高渗层压力下降很快低于低渗层，高渗层与低渗层间又形成压力差，这种压力扰动有利于驱替低渗层，从而扩大低渗层波及体积。
浮力渗吸是指停注时高渗层中存有大量注入水，由于储层表面润湿性亲水，这些注入水自发在毛管力作用下进入低渗层，置换出原油。
周期的长度通过数值模拟确定，根据现场的实际情况实时调整，一般是1-3个月。
优选地，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。
优选地，假设注水井排的注水井数为n，合理注采比下井网注水量为Z；
1)若平均单井最大注水量远远超过2Z/n，所述第一阶段短于第二阶段；
此时进行的是非对称型周期注水，即一个周期内，短期注水，然后长期停注至下个周期。
2)若平均单井最大注水量达到2Z/n左右，所述第一阶段等于第二阶段；
此时进行的是对称型周期注水，即注水半个周期，停注半个周期至下个周期。
3)若平均单井最大注水量远远达不到2Z/n，所述第一阶段长于第二阶段；
此时进行的是非对称型周期注水，即一个周期内，长期注水，然后短期停注至下个周期。
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。
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一般为2-3：1，还需考虑高注水量不能高于注水井实际注水能力，从而确定“高注水量”和“低注水量”。如果反算的总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。
此步骤的周期不稳定交替注水为对称型注水，继续利用压力扰动和浮力渗吸提高正对注采井间低渗层波及体积(相对上一步此效应减弱)，同时利用斜向注采改变水驱和流线方向，扩大斜向中高渗层波及体积，当循环多个周期效果不明显后可进行下一步调整。
S300中所述“相邻水井交替进行”指在同一个周期内，A水井在前半个周期为高注水量注水，后半个周期低注水量注水或者停注；则与A水井相邻的B水井则在前半个周期低注水量注水或者停注，后半个周期高注水量注水。
优选地，所述周期不稳定交替注水过程中确保一个周期内的合理注采比。
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。
此步骤的周期不稳定交替注采为对称型注采，通过产液量的调整进一步加强平面斜向扩大波及体积效应，此时利用斜方向压力扰动和浮力渗吸作用提高斜向注采井间低渗层波及体积，当多个周期效果不明显后可进行下一步调整。
由于产液量的调整，平面斜向生产压差进一步扩大，有利于注水流线向平面斜向驱替，从而扩大平面斜向波及体积效应。
S400中所述“相邻水井交替进行”指在同一个周期内，A水井在前半个周期为高注水量注水，后半个周期低注水量注水；则与A水井相邻的B水井则在前半个周期低注水量注水，后半个周期高注水量注水。
优选地，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。
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。结束后可循环S200-S500步骤直至达到经济极限含水率。
此步骤的异步周期交替注采为对称型注采，通过交替开关井进一步加强平面斜向扩大波及体积效应、斜向注采井间低渗层波及体积。由于生产井正对注水井的关井，平面斜向生产压差进一步扩大，有利于注水流线向平面斜向驱替，从而扩大平面斜向波及体积效应。
优选地，S500中所述水井的注水量和油井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，上限即为油井产液量，然后通过S100确定的合理注采比反算该产液量下的注水量；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。
本发明中所述“效果不明显”指每一调整实施后，含水上升速度会大幅下降，但是随着多个周期的进行，含水上升速度会慢慢上升，当含水上升速度与实施前相同时，即认为效果不明显或失效。
本发明通过零成本、无新井位、科学系统的复合注采调整模式，提出了水平井排状正对注采井网水窜后精细水驱工作流，即“四步法工作流”：
1)周期注水，利用压力扰动和浮力渗吸提高正对注采井间低渗层波及体积，效果不明显后进行第2步。
2)周期不稳定交替注水，继续利用压力扰动和浮力渗吸提高正对注采井间低渗层波及体积(相对上一步此效应减弱)，同时利用斜向注采改变水驱和流线方向，扩大斜向中高渗层波及体积，效果不明显后可进行第3步。
3)周期不稳定交替注采，通过产液量的调整进一步加强平面斜向扩大波及体积效应，此时利用斜方向压力扰动和浮力渗吸作用提高斜向注采井间低渗层波及体积，效果不明显后可进行第4步。
4)异步周期交替注采，通过交替开关井进一步加强平面斜向扩大波及体积效应、斜向注采井间低渗层波及体积。
本发明的有益效果：
1)本发明基于目前已有水平井排状正对注采井网，无需部署新井，节约井位部署费用；2)本发明创新建立了水平井排状正对注采井网复合注采调整模式；3)本发明创新提出了水平井排状正对注采井网水窜后精细水驱工作流。本发明将实际动、静资料结合紧密，有科学系统的注采调整工作流，并有针对性的提高水平井排状正对注采井网的水驱剩余油开发效果，使此类型井网在中高含水期的注采调整更科学可行，为油田带来更高的经济效益。
附图说明
图1为本发明针对水平井排状正对注采井网的高含水期注采调整方法中的周期注水示意图。
图2为本发明针对水平井排状正对注采井网的高含水期注采调整方法中的周期不稳定交替注水示意图。
图3为本发明针对水平井排状正对注采井网的高含水期注采调整方法中的周期不稳定交替注采示意图。
图4为本发明针对水平井排状正对注采井网的高含水期注采调整方法中的异步周期交替注采示意图。
图5为实施例1中试验区的第三步及第四步试验增产效果曲线图。
图6为实施例1中试验区的第三步及第四步试验降水效果曲线图。
具体实施方式
为了更清楚地说明本发明，下面结合优选实施例对本发明做进一步的说明。本领域技术人员应当理解，下面所具体描述的内容是说明性的而非限制性的，不应以此限制本发明的保护范围。
本发明在此提供以优选方案，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，该高含水期注采调整方法包括以下步骤：
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。
S200、周期注水：利用压力扰动和浮力渗吸提高正对注采井间低渗层波及体积，初期稳油控水效果最明显，随着周期数的增多，效果逐渐减弱，当循环多个周期效果不明显后可进行下一步调整。
如图1所示，周期注水过程中，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。每个周期内所有水井注水第一阶段，然后停注第二阶段至下一个周期；循环进行多个周期效果不明显后进行下一步骤。注意确保一个周期内的合理注采比。
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远远超过2Z/n，所述第一阶段短于第二阶段；
此时进行的是非对称型周期注水，即一个周期内，短期注水，然后长期停注至下个周期。
2)若平均单井最大注水量达到2Z/n左右，所述第一阶段等于第二阶段；
此时进行的是对称型周期注水，即注水半个周期，停注半个周期至下个周期。
3)若平均单井最大注水量远远达不到2Z/n，所述第一阶段长于第二阶段；
此时进行的是非对称型周期注水，即一个周期内，长期注水，然后短期停注至下个周期。
S300、周期不稳定交替注水：继续利用压力扰动和浮力渗吸提高正对注采井间低渗层波及体积(相对上一步此效应减弱)，同时利用斜向注采改变水驱和流线方向，扩大斜向中高渗层波及体积，当循环多个周期效果不明显后可进行下一步调整。
如图2所示，周期不稳定交替注水过程中，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。此步骤为对称型注水，注意确保一个周期内的合理注采比。
其中所述“相邻水井交替进行”指在同一个周期内，A水井在前半个周期为高注水量注水，后半个周期低注水量注水或者停注；则与A水井相邻的B水井则在前半个周期低注水量注水或者停注，后半个周期高注水量注水。
S400、周期不稳定交替注采：通过产液量的调整进一步加强平面斜向扩大波及体积效应，此时利用斜方向压力扰动和浮力渗吸作用提高斜向注采井间低渗层波及体积，当多个周期效果不明显后可进行下一步调整。
如图3所示，周期不稳定交替注采过程中，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。此步骤为对称型注采，注意确保一个周期内的合理注采比。
其中所述“相邻水井交替进行”指在同一个周期内，A水井在前半个周期为高注水量注水，后半个周期低注水量注水；则与A水井相邻的B水井则在前半个周期低注水量注水，后半个周期高注水量注水。
S500、异步周期交替注采：通过交替开关井进一步加强平面斜向扩大波及体积效应、斜向注采井间低渗层波及体积。
如图4所示，异步周期交替注采过程中，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。结束后可循环S200-S500步骤直至达到经济极限含水率。此步骤为对称型注采，注意确保一个周期内的合理注采比。
该优选方案通过零成本、无新井位、科学系统的复合注采调整模式，提出了水平井排状正对注采井网水窜后精细水驱工作流，即“四步法工作流”：1)周期注水，2)周期不稳定交替注水，3)周期不稳定交替注采，4)异步周期交替注采。
实施例1：
本实施例采用以上优选方案对一试验区进行的水平井排状正对注采井网进行高含水期复合注采调整，下面结合图5进行说明。
所述试验区以中东某油田高含水区块为例，目前已累计增油超过500万桶。
S101、井底取油样，通过原油物性分析实验得到原油体积系数为1.382。
S102、将油井排总产液量折算至油藏条件下为6600桶。
S103、动态分析井排目前开发阶段，通过数值模拟技术确定合理注采比下，油井排的产液量为6000桶和水井排的注水量为16000桶。
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，日注水量可达到3000桶，日产液范围在700-2500桶。
S200、第一步设计周期注水调整方案：水井单井日注水量2000桶，油井产液1500桶；油井始终开井，水井注水一个月，停注一个月，循环往复，当含水上升速度与周期注水实施之前相同时停止。2015年9月开始实施，至2017年底，含水率从44％上升至55％，含水上升速度减缓，产量递减减缓。
S300、第二步设计周期不稳定交替注水调整方案并且扩大设计井排：油井产液1500桶，第一个月单数列水井日注水量3000桶，偶数列水井日注水量1000桶，第二个月单数列水井日注水量1000桶，偶数列水井日注水量3000桶，循环往复，当含水上升速度与周期不稳定交替注水实施之前相同时停止。2018年5月开始实施，至2019年9月后由于现场注水管线腐蚀结垢问题停止，调整效果显著，含水率降低，产油量增加。
S400、第三步设计周期不稳定交替注采调整方案：第一个月单数列水井日注水量3000桶，偶数列水井日注水量1000桶，单数列油井日产液量700桶，偶数列油井日产液量2300桶；第二个月单数列水井日注水量1000桶，偶数列水井日注水量3000桶，单数列油井日产液量2300桶，偶数列油井日产液量700桶，循环往复，当含水上升速度与周期不稳定交替注采实施之前相同时停止。2020年1月开始实施，含水率降低，产油量增加。
S500、第四步设计异步周期交替注采调整方案：第一个月单数列水井日注水量3000桶，偶数列水井停注，单数列油井关井，偶数列油井日产液量2200桶；第二个月单数列水井停注，偶数列水井日注水量3000桶，单数列油井日产液量2200桶，偶数列油井关井，循环往复，当含水上升速度与异步周期交替注采实施之前相同时停止。2020年5月开始实施，目前含水率降低，产油量增加，如图5、图6。预计含水率上升至85％控水增油效果消失，即可结束本步调整，结束后可S200-S500步骤循环直至达到经济极限含水率。
本实施例中设计实施了以上四步流调整方案，试验区含水上升速度大幅下降，初期含水率下降18％，累增油超过500万桶，可见本发明在零成本的条件下，通过复合注采调整，能有效扩大水驱波及体积，提高水平井井网水驱剩余油开发效果。
显然，本发明的上述实施例仅仅是为清楚地说明本发明所作的举例，而并非是对本发明的实施方式的限定，对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动，这里无法对所有的实施方式予以穷举，凡是属于本发明的技术方案所引伸出的显而易见的变化或变动仍处于本发明的保护范围之列。
Claims (7)
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；
其中，S200-S500中所述效果不明显或所述失去控水增油效果指S200-S500中每一步调整实施后，含水上升速度会大幅下降，但是随着多个周期的进行，含水上升速度会慢慢上升，当含水上升速度与实施前相同时，即认为效果不明显或失去控水增油效果；
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；
S400中所述高注水量、低注水量、高产液量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。
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，S500中所述水井的注水量和油井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，上限即为油井产液量，然后通过S100确定的合理注采比反算该产液量下的注水量；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，S200-S500中的周期长度均通过数值模拟确定，根据现场的实际情况实时调整。
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