吴410长6油藏周期性注水效果评价

王文刚，肖博文，熊志明，毕银旗，马宏强

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川 750006）

储层非均质性是制约油田开发的一个主要因素，油藏高渗透带会造成注入水的窜流，降低水驱波及范围，影响开发效果。而周期性注水可造成油藏压力发生波动，使油水平面及纵向渗流发生改变，充分发挥毛细管力和油藏流体弹性力的有利作用，提高水驱波及系数及驱油效率，改善开发效果。针对吴410区长6油藏地质特点及开发中暴露的矛盾，结合周期性注水的特点，对该区开展周期性注水试验，从目前开发情况来看，取得了一定的效果。

1 试验区基本概况

吴410区位于鄂尔多斯盆地南部沉积中心，主要含油层系为三叠系延长组长6油层，构造为一平缓的西倾单斜，属于岩性油藏，主力油层长6层埋深1 950 m，油层厚度13.5 m，平均空气渗透率0.68 mD，原始地层压力13.6 MPa，饱和压力7.7 MPa，属于超低渗透油藏[1]。

1.1 试验区储层物性特征

根据吴410区孔隙度分析样品统计，长612储层孔隙度平均为11.0%，分布范围主要集中在7%～14%，占到总孔隙度的77.4%，小于7%的占15.7%，大于14%的占6.7%，孔隙度的分布相对比较集中（见图1）。渗透率平均为0.69 mD，主要集中在0.5 mD以下，其中＜0.2 mD占到总渗透率的45.6%，0.2～0.4 mD占到20.8%，0.4～1.0 mD占到总渗透率的19.1%，而大于1.0 mD的仅占14.0%（见图2）。渗透率明显偏小，但分布范围较广，从而造成油藏储层非均质性较强。

1.2 试验区储层非均质性特征

吴410长6储层砂层内由于沉积、成岩等作用的影响，使储集层物性及孔隙结构特征发生变化，导致长6油层具有较强的非均质性。

由吴410区长6储层渗透率与非均质参数关系图（见图3）可以看出，长6油层具有较强的非均质性，且随着平均渗透率的升高而增大。

1.3 试验区流体性质及渗流特征

1.3.1 试验区流体性质 吴410井区长6地层原油密度 0.779 g/cm3，粘度 2.130 mPa·s，饱和压力 5.83 MPa，原始气油比62.6 m3/t（见表1）。

1.3.2 试验区渗流特征 吴410区长6油层油水相对渗透率曲线显示较强的亲水性，等渗点处的含水饱和度为 62.9%，油水相渗透率 0.177 2×10-3μm2，束缚水饱和度45%，残余油饱和度18.63%，油水两相共渗区的范围较窄，随含水饱和度增加，油相渗透率急剧下降，而水相渗透率增加缓慢。

1.4 试验区油藏裂缝发育情况

表1 吴410区长6油藏地层原油性质表

通过示踪剂、注采动态验证，吴410区长6油藏存在NE50°向裂缝。如对旗89-98和旗89-100两个井组开展井间特殊渗流通道发育情况的示踪监测研究，在旗89-99取样观察井中分别监测到旗89-98井注入的THO示踪剂和旗89-100井注入的T-MA示踪剂的明显响应，初步判断，旗89-99是旗89-98注水井和旗89-100注水井的双向受效井，油藏存在NE50°向裂缝（见图5）。

2 周期性注水的可行性研究

周期性注水是充分利用毛细管力和油藏流体弹性力的驱油机理，可造成油藏压力波动使油水平面及纵向渗流发生改变，提高水驱波及系数及驱油效率，改善开发效果[2]。周期性注水可降低高渗透层含水饱和度，从而可改善注水井剖面吸水状况，减缓油井含水上升速度，提高油藏开发水平。鉴于周期性注水的特点，结合研究区的储层物性、流体性质及渗流特点等，现分析周期性注水在研究区的可行性。

2.1 周期性注水的毛细管力驱油机理适应于研究区的油藏开发

毛细管力作用的驱油机理：在周期注水的不同阶段，毛细管力的大小和作用是不同的。对于水湿油层存在一个合理的驱替速度，在常规注水开发过程中，为了缩短投资回收期，采油速度一般较高，驱动压差居主导地位，毛细管力很难发挥作用；而在周期注水开发过程中，注水井停注阶段，油水两相处于自由吸渗状态，毛细管力恢复正常值，有利于发挥毛细管力的驱油作用，将小孔隙中的原油驱替出来，有利于改善水驱开发效果。

吴410区长6油藏储层非均质性较强，油层为较强的亲水性，鉴于毛细管力的驱油作用，周期性注水可望改善研究区的注水开发效果，在研究区具有可行性。

2.2 周期性注水的流体弹性力驱油机理适应于研究区的油藏开发

流体弹性力改善水驱油效果的微观驱油机理是，在周期注水过程中，由于弹性力引起的压力扰动，可以使一部分油运移到贾敏效应较小的孔隙中而向前流动，同时，当油相处于压力扰动的波峰时，压力梯度相应增大，可以使油相克服较大一些的贾敏效应而流动。

流体弹性力改善非均质性油层水驱效果的宏观机理：在周期注水过程中，油藏开始注水时，高渗层吸水量大，压力传导系数高，油层压力恢复速度快，压力较高；而低渗层吸水量少，压力传导系数低，压力恢复速度慢，压力较低。在高低渗透层之间形成附加的正向压差，在这个压差的作用下，油水从高渗透层被驱向低渗透层。由于高渗透层含水饱和度高，进入低渗透层的水量较多而油较少。当停注时，由于高渗透层排液量大，压力下降速度快，压力较低。而低渗透层，压力下降速度慢，压力较高。油水由低渗透层向高渗透层窜流。由于低渗透层含水饱和度低，进入高渗透层的水量较少而油量较多，这样在附加压差的作用下，一部分水滞留在低渗透层而另一部分则又回流到高渗透层，同时从低渗透层中带出一部分油进入高渗透层而被采出。

吴410区长6油藏采用常规注水，注入水沿着高渗带突进，造成油井水淹严重，严重制约油藏的稳产，鉴于流体弹性力的驱油机理，周期性注水有望缓解目前研究区的油井含水态势，减缓油藏含水上升率，提高油藏开发水平，在研究区具有可行性。

3 周期性注水的应用效果及分析

针对吴410区长6油藏储层非均质性强等特征，常规注水随着时间的推移，注水井的吸水状况逐渐变差，均匀吸水比例仅占44.4%，水驱动用程度低（70.0%），油藏整体含水上升较快，油藏稳产难度大。为降低油藏递减，结合周期性注水的驱油机理，对吴410区长6油藏实施周期性注水试验。通过在研究区实施周期性注水试验，周期性注水对研究区的注水开发，起到了的积极作用，并从中取得了几点效果认识。

3.1 周期性注水可改善注水井剖面吸水状况，提高水驱动用程度

研究区储层沉积韵律为正韵律特征，随着注水时间推移，注水井的吸水段呈现下移趋势，或仅有下部注水段吸水。为改善注水井的剖面吸水状况，可对该区域实施周期性注水试验，利用毛细管力的驱油机理，即在注水井停注或低注水量阶段，油水两相处于自由吸渗状态，毛细管力恢复正常值，发挥驱油作用，将油藏上部低渗区域小孔隙中的原油驱替出来，由此，可改善注水井的剖面吸水状况[3]。

实例1：旗93-80井注水层段为4段，2010年测得吸水剖面显示，主要为下段吸水，为改善该井的剖面吸水状况，2011年5月对该井实施周期性注水，随后测得的吸水剖面显示剖面吸水状况较2010年呈变好趋势，4段注水层段均吸水，吸水厚度也由11.45 m上升到19.0 m，对应井组油量增加1.65 t。

实例2：旗91-84井注水层段为2段，2011年测得的吸水剖面显示，下段吸水上段不吸水，2012年3月对该井实施周期性注水试验，随后测得的吸水剖面显示，剖面吸水状况较2011年变好，吸水厚度由3.53 m上升到4.38 m，剖面吸水状况得到了一定改善。

综上两个实例，说明周期性注水，对改善注水井剖面吸水状况有一定的效果，可增加吸水层段厚度，提高水驱动用程度。

3.2 周期性注水可恢复孔隙性水淹油井产能，延缓油井含水上升速度

由于研究区的储层非均质性较强，随着累计注水量增加，注入水沿着高渗带单层突进，造成油井水淹，为能恢复水淹井的产能，可对该区域实施周期性注水，通过流体弹性力的驱油机理，恢复水淹油井的产能。

实例：旗89-97井因对应注水井旗89-98井吸水不均，注入水单层突进，于2012年2月18日水淹。此后，对旗89-98和旗89-97两井进行动态验证，将旗89-98井配注量下调至10 m3，旗89-97井含水下降，产能恢复，验证出旗89-98和旗89-97两井之间的注采对应性较好。其实，动态验证过程是运用了流体弹性力的驱油原理，即在注水井停注或低注水量阶段，由于高渗透层排液量大，压力下降速度快，压力较低。而低渗透层，压力下降速度慢，压力较高。油水由低渗透层向高渗透层窜流。由于低渗透层含水饱和度低，进入高渗透层的水量较少而油量较多，这样在附加压差的作用下，一部分水滞留在低渗透层而另一部分则又回流到高渗透层，同时从低渗透层中带出一部分油进入高渗透层而被采出[4]。鉴于二井的注采对应性较好，2012年3月对旗89-98井实施周期性注水试验，旗89-97井含水趋于稳定下降，维持在25%左右，旗89-97井恢复正常生产。由此，可反映出周期性注水，通过毛细管力的驱油机理，有效恢复了水淹油井——旗89-97井的产能。

另外，2012年11月，为确保冬季注水管线运行正常，对旗89-98井恢复常规注水，旗98-97井含水上升至40%左右，说明周期性注水比常规注水，更能有效的延缓油井的含水上升速度。

3.3 周期性注水可改善井组平面水驱不均现状，平衡油藏平面产液状况

研究区水驱主向为NE50°，造成油藏平面油井产液量不均。为缓解这个状况，对该区实施周期性注水试验。周期注水能够改变常规注水比较稳定的压力分布场，使得地层压力场和渗流速度场重新分布，激活注入水波及不到区域，从而平衡油藏平面产液状况。

实例：研究区旗87-96、旗87-98、旗89-96和旗89-98四个井组，常规强化注水后，水驱主向（NE50°）油井见效明显，但含水上升较快，水驱侧向油井见效较差，油藏平面水驱受效不平衡，针对这一现状，2012年3月对该4口井实施周期性注水试验，对应15口水驱侧向井，有11口井见效，见效比例73.3%，平均单井动液面上升幅度97 m，平均单井增油0.28 t（见表2），说明周期性注水有效改善了该区域平面水驱不均的问题。

4 结论

通过在研究区实施周期性注水试验，周期性注水对研究区的注水开发，起到了积极作用，现总结以下几点认识。

表2 旗87-96等4个井组周期性注水见效井投井表

（1）针对研究区储层正韵律沉积特征，通过周期性注水注水井在停注或低注水量阶段，油藏油水两相处于自由吸渗状态，利用毛细管力恢复正常值，发挥驱油作用，将油藏上部低渗区域小孔隙中的原油驱替出来，从而有效改善了注水井的剖面吸水状况，增加注水井剖面吸水段厚度，提高了油藏水驱动用程度。

（2）针对研究区储层非均质性较强，可通过利用周期性注水流体弹性力的驱油原理，当注水井停注或低注水量阶段，由于高渗透层排液量大，压力下降速度快，压力较低。而低渗透层，压力下降速度慢，压力较高。油水由低渗透层向高渗透层窜流，将低渗透层中一部分油带入高渗透层而被采出，从而改善剖面产液状况，降低油井含水，恢复水淹油井产能。

（3）周期注水能够改变常规注水比较稳定的压力分布场，使得地层压力场和渗流速度场重新分布，激活注入水波及不到区域，从而可改善油藏平面水驱不均的现状，建立平面水驱压力驱替系统的，有效缓解油藏平面产液不均的现状。

总之，周期性注水试验表明，周期性注水是改善非均质油藏开发效果的一种有效途径，对于非均质性较强，亲水性较强的油藏，周期性注水的毛细管力和流体压力对油层的驱油效果较好，从而可提高油藏开发效果。

［1］李洪畅，王杰，等.吴旗油田新17～吴410井区超低渗透油藏2009年开发方案［G］.2009.

［2］王福松译.层状不均质油藏的周期注水开发［M］.北京:石油工业出版社，1989.

［3］高金玉编著.非均质油藏不稳定注水参数研究与应用［J］.内蒙古石油化工，2008，（13）：100-102.

［4］袁文芳，等.周期性不稳定注水技术的研究及应用［J］.内蒙古石油化工，2008，（21）：68-69.