周期注水改善水驱开发效果

洪海（大庆油田有限责任公司第六采油厂）

周期注水改善水驱开发效果

洪海（大庆油田有限责任公司第六采油厂）

高含水期采油是注水开发油田过程中的必然阶段，随着开发时间的延长，各种矛盾随之日益突出。单纯的水量调整很难适应油田开发的需要，采用多种手段来改善油田的开发效果势在必行，经过几年大幅度的综合调整后，水量调整余地已经很小。实践表明，水动力学方法是提高油层动用程度、增加可采储量的方法之一。周期注水就是基于这一原理对油藏及其中油水运动状况实施改造的，借鉴矿场实践结论，利用精细地质研究成果，在对地质特征充分认识的基础上，分析各油层组吸水动用情况。结合历年开发状况，对几套方案进行周期注水优选，对3口注水井进行试验，取得了良好的效果，探索出一条高含水后期提高水驱开发效果的新途径。

水驱 周期注水 试验方案 采收率

D O I:10.3969/j.i ssn.2095-1493.2011.05.005

1 技术原理

周期注水就是利用现有注水设备周期性地改变注入量，使地层中的油水不断重新分布和层间交换。在注水阶段，由于高、低渗透带压力恢复速度不同，高、低渗透带之间产生附加压力差，油水从高渗透带流向低渗透带；在停注阶段，油水又从低渗透带流向高渗透带，使在一个完整的周期内有更多的水从高渗透带流向低渗透带，更多的油水从低渗透带流向高渗透带，充分发挥储层毛细管力的渗吸作用，把微孔中的油尽可能地排向大孔道及微裂缝，从而强化采油过程。基于这一原理的现场实践和室内数值模拟计算表明，对各种润湿性油层周期注水均能取得较好的效果，一方面提高了注入水利用率，另一方面控制了油井含水上升速度，达到提高采收率的目的[1]。

2 有效调整周期注水

水井钻关时，通过改变注入量，在地层中形成一个不稳定的压力场，使流体在地层中不断地重新分布，从而使注入水发生层间渗流，流体在不同渗透率层间或裂缝与基质之间发生置换。钻关实践表明，随着钻关时间延长，油井产量、地层压力变化幅度也随之增大。北二东区块几年来的钻关实践表明，在钻关2个月以内，油井产量、地层压力基本保持稳定；当钻关在2～3个月，油井产量下降，下降幅度为16.4%，钻关时间超过3个月，产量下降明显，下降幅度达到20%以上。钻关实际上与整体间注类似，只是注水井钻关有个放溢流卸压的过程，产量开始下降时间比整体间注时间提前一些[2]。

2.1 利用数值模拟技术确定停注周期

根据数值模拟试验，对不同停注时间的周期注水效果进行评价。设计了所有注水井参加周期注水和只有老注水井参加周期注水两种方式，分别预测了停注周期为30、60、90、120、150、180 d时到2015年的开发效果。对比不同方案的开发效果可以看出，采用60 d和90 d的对称周期比较合理，两种方案到2015年分别比常规注水方法采收率提高1.4和1.24个百分点，最终采收率比常规注水提高1.92个百分点。含水则出现了下降趋势，见图1、图2。

2.2 利用数值模拟技术确定周期注水量

根据数值模拟试验：对不同注水量与原油产出程度进行模拟对比，见表1。

周期注水后，注水井配注量采用原配注量时开发效果最佳，采出程度达到32.0%。

综合以上几方面可以看出，合理停注周期在60～90 d之间，油井开发效果较好，而在实际实施过程中，应根据不同区块、不同井区的自身特点采取不同的间注周期。

表1 不同注水量与采出程度关系

3 试验方案的实施与效果分析

3.1 试验井概况

在103队选取3口注水井喇3-339、喇3-333、喇2-349作为试验井，平均单井射开砂岩厚度34.1 m，有效厚度10.8 m，地层系数3.683 μm2·m，试验前日配注量310 m3，日实注水量338 m3，注采比1.05，累积注水7 296.091×104m3；连通油井11口，平均单井射开砂岩厚度22.3 m，有效厚度6.8 m，地层系数 0.904 6 μm2·m， 2008年 4月日产液 2 677 t，日产油30 t，综合含水92.67%，静压11.55 MPa，总压差0.08 MPa，流压3.95 MPa，累积产油258.87×104t。

3.2 试验井地质特征

试验区属萨东河流三角洲沉积体系，距物源较远，发育油层岩性、物性较差，平面上河道砂体与河间薄层砂及表外储层镶边搭桥，犬牙交错，纵向上厚油层与薄油层及表外储层交互分布，平面、层间非均质性严重，再加上特殊井网的影响，剩余油空间分布复杂，且高度分散。

PII7-91：属分流平原相低弯曲河流沉积油层，纵向上，河道顶部有20%～30%的厚度未水淹；平面上，潜力层分布于河道边部、河间地区，潜力层钻遇率小于15%，面积小而分散，挖潜难度大，见图3。

在PⅡ油层组主要归纳出以下3种沉积类型：

（1）分流平原相低弯曲河流沉积油层，纵向上，河道顶部有20%～30%的厚度未水淹。平面上，潜力层分布于河道边部、河间地区，潜力层钻遇率小于15%，面积小而分散，挖潜难度大。主要包括PⅡ1-31、PⅡ5+6、PⅡ10。

（2）内前缘相过渡状三角洲沉积，河道砂体规模、厚度相对较小，呈更窄的条带状或豆荚状，平面上潜力层分布面积相对较大，但受主体薄层砂控制，以条带状、网络状分布，相互连接在一起，成为形态、方向复杂的不规则连片型，潜力层钻遇率大于30%，主要包括PⅡ7-92、PⅡ4。

（3）内前缘相坨状三角洲沉积油层，以席状砂为主，厚砂坨分布其中，砂体宽度、厚度变化较大，潜力层平面上呈不连续条带型，钻遇率小于30%，平面层间矛盾突出，主要包括PⅡ1-32，见图4。

葡Ⅱ与一次加密井连通厚度达78.3%，射开厚度、压力相近。一次加密井平均单井射开砂岩59.79 m，有效21.79 m，地层系数4.557 5 μm2·m，地层压力11.51 MPa，总压差0.11 MPa,流压4.19 MPa。葡Ⅱ、高Ⅰ二次加密井五点法面积井网，平均单井射开砂岩43.89 m，有效厚度9.05 m，地层系数 0.530 2 μm2·m，地层压力 11.57 MPa，总压差0.07 MPa，流压3.49 MPa。从PⅡ层系各砂岩组吸水情况看，砂岩有效吸水比较均匀，有效厚度吸水比例大部分在70%以上，低于40%的只有3个砂岩组；砂岩吸水比例大部分在60%以上，低于30%的只有4个砂岩组。

根据历年周期注水经验，结合本区块特点，确定3口试验井采用60 d为一个周期注水；配注量由470 m3调为360 m3。根据第一个周期试验效果，再确定第二个周期的适当停注时间。这样有利于改善薄差层的动用状况，使各类油层注采状况都能得到不同程度的改善，同时保证各油层压力不低于饱和压力，从而有效保证周期注水的效果。

3.3 实施与效果

第一周期为2008年4月22日至6月23日，增压周期高渗带的油先被驱走，部分油进入低渗区，含油饱和度降低，低渗区含油饱和度升高；降压周期由于低渗区的油被该区高压驱替进入高渗区，高渗区含油饱和度升高，低渗区含油饱和度降低。为了保证周期注水的效果，2008年5月1日3口注水井全部测试完毕，注水状况良好，3口注水井均完成配注。6月末统计，采油井日产液676 t，日产油33 t，综合含水93.75%；与周期注水前相比，日产液上升14 t，日增油2 t，综合含水保持稳定。液面由557.36 m上升到534.58 m。

第二周期注水于2008年7月25日开始执行，考虑到周期注水后地下流体渗流方向改变，为防止含水突升，开井注水量按1.1倍恢复。调整后的开采曲线显示，产液量稳定，产油量略有增加，含水小幅下降。截至目前累积少注水2 400 m3，连通11口油井累积日增油8 t，累积少产水560 m3。试验期间含水稳定且略有下降。

在选择周期注水的井、层过程中，充分运用精细地质成果图。根据油层的沉积特点，萨一组、萨三组油层发育较萨二组差，因此采取停层不停井的脉冲周期注水方式，对萨一组、萨三组油层继续注水，提高油层动用状况，确定了萨二组油层的停注层。由于该井区油井含水高，停注时间不易过长，选择60 d为一个注水周期。

4 几点认识

（1）在油田注水开发过程中，周期注水可以扩大油层中渗流的流速、流向、压力的不稳定渗流效应，以不断地改善水驱效果，增加可采储量，进一步提高水驱采收率。

（2）对不同特性的地层，应选用适当的周期注水方式。合理地确定注水周期，是采用周期注水取得较好开发效果的前提。

（3）周期注水利用原有设备，投资少、效益高、操作简便，适合于高含水后期油层调整挖潜。

（4）周期注水能有效地减少低效、无效水循环，在节能环保方面作用突出。

[1]中国石油天然气总公司.改善高含水期油田注水开发效果实例[M]，北京:石油工业出版社，1993:56-61.

[2]赵永久.用水动力学方法改善水驱开发效果[J]，油气采收率技术,1996，3(2)：4-6.

洪海，2000年毕业于大庆石油学院，助理工程师，从事油田综合管理工作，E-mail：honghai@petrochina.com.cn，地址：大庆油田有限责任公司第六采油厂第一油矿，163114。

2011-05-28)