利用人工注水保持地层压力来开发油田是油田开发史上的一个重大转折。为了更大化地保持稳产和较高的采收率,注水方式从笼统注水转化为分层注水及精细分层注水。在注水过程中,储层中的物性参数一直处于动态变化的状态,原因在于地层流体的注入和采出使得地层孔隙压力发生改变,由有效应力原理知总应力不变,有效应力便会重新分布,储层岩石发生膨胀或者压缩变形,孔隙度和渗透率也随之改变,这种现象即为流固耦合效应。在分层注采过程中,流固耦合作用下动态变化着的孔隙压力、孔隙度、渗透率和岩石变形直接影响着各开发层系的压力前缘和油水前缘,因此和油气采出量息息相关。为了及时调整分层注采工作制度来保证各开发层系产油最大化,就必须预测储层参数的变化规律,揭示储层渗流场与应力场的分布规律。所以必须考虑由于注水和开采所引起的储层孔隙流体的渗流状态变化、岩石骨架应力状态变化和储层岩石变形之间的动态耦合作用。就分层注采中的流固耦合研究主要完成了以下几个方面的工作:首先建立了分层注水模型,在考虑管柱沿程压力损失、可调水嘴压力损失情况下得到有效注入压力和注水井指示曲线,由此计算注采单元各开发层系的注水量;其次研究了流固耦合作用机理和作用过程,推导并建立了分层注采过程中砂岩储层物性参数动态演化模型;最后使用ABAQUS软件对单层注水开发、双层笼统注水开发进行数值模拟,得到注采开发过程中孔隙压力、岩石体积应变、孔隙度和渗透率的动态变化规律,通过调节上下开发层系的注水量来控制分层注采过程中孔隙压力前缘的位置,提高开采效果。研究结果表明,由于模型上下储层设定的物性参数不同,笼统注水开发过程中上下储层孔隙压力、岩石体积应变、孔隙度和渗透率的变化趋势一致,但其变化幅度有所不同。上下储层孔隙压力变化幅度分别在6%、16%左右;岩石体积应变的绝对值在0.00085左右;孔隙度变化幅度都在3%左右;渗透率变化幅度都在1%左右。在分层注采过程中,通过调节上下储层的注水量,上下储层各物性参数的变化幅度基本同步,压力前缘和油水前缘也基本保持一致。上下储层孔隙压力变化幅度都在16%左右;岩石体积应变的绝对值都在0.0008左右;孔隙度变化幅度都在5%左右;渗透率变化幅度都在2%左右。模拟结果达到了预期效果,这对油气田分层注水开发长远规划和生产方案调整以达到稳产与高产具有一定的参考价值,对国家经济和资源都会有所贡献。