南翼山I+II油组周期注水适应性评价

樊四鹏(青海油田采油四厂注水项目部,青海 816400)

1 周期注水机理研究：

周期注水提高驱油效果机理研究：周期注水的机理为强化了弹性力和毛管力的作用。

（1）微观驱油机理：实施周期注水方法时，压力会随着储层的弹性力发生扰动，从而使一部分油移动到贾敏效应较小的空隙中，向前运移。（2）宏观驱油机理：当提高周期注水压力时，孔隙体积增大，能够储集较多的油和水。注水压力降低时，油和水向高渗层运移，从而被驱替出。高渗透层和低渗透层之间存在含水饱和度差和渗透率差，油就从低含水饱和度区流向高含水饱和度区，而水则相反，使高渗透层和低渗透层之间的含水饱和度分布趋于均匀，流到高渗层的油在再次注水阶段被采出。

2 南翼山I+II油组开展周期注水的适应性分析

2.1油层非均质性越严重，周期注水改善开发效果越显著。I+II油组各小层渗透率变异系数0.5-2.0、渗透率突进系数为1.8-5.9、渗透率均质系数为0.55-0.17、小层间渗透率级差为13.5-126.7，层间非均质性较强。

2.2岩石亲油、亲水实施周期注水都有效，但是亲水效果更好。I+II油田地层润湿为亲水性，水饱和度较高、残余油饱和度高、显示为明显的亲水和弱亲水等特点。

2.3平面上注水单向突进严重，油井容易产生快速水淹，调整难度大。南翼山I+II油组受储层性质影响，顶部疏松层较易吸水，纵向吸水矛盾突出，下部层位动用程度低，吸水剖面极不均匀。

通过以上分析可以看出，I+II油层组的地质和开发特点符合实施周期注水的必要条件。根据油藏生产状况，参照其它油田周期注水的成功实例，并结合油藏注采反应关系，由2014年的“注30停45”的循环模式调整为2015年的“注30停30”循环模式。

3 2015年周期注水开展效果分析

受平面非均质性影响，水淹状况不均，I+II区块同时有高、中、低含水井，中高含水井比例在40-60%左右，其中高含水（60-80%）井129口（占比45.6%），特高含水（＞90%）的井36口（占比12.7%），油井表现为多层多方向水淹，平面及层间非均质性严重，导致平面水淹差异较大，采用排间轮换间注。

2015年采取“排间轮注，注30停30”的循环模式，在2014年实施38口的基础上增加到60口注水井实施周期注水。按照计划实际对58口注水井开展周期注水，全年已累计实施周期注水116井次，小层周期注水6井次。

3.1 取得一定的稳油控水效果

产液量下降明显，产油量略有减少。周期注水实施前井组日产液118m3/d，日产油33.7t/d，周期注水期间井组日产液109m3/d，日产油32.9t/d，产油量略有下降，产液量下降7.6%，产水量减少10.7%。

3.2 井组产水量减少，控制了油藏含水上升速度

周期注水实施前综合含水62.3%，周期注水期间含水64.0%，与停注前相比，含水略有升高。在周期注水阶段，58个井组累计产水减少746m3，综合含水呈下降趋势，有效控制了含水上升速度。因此，周期注水技术的开展为缓解油藏含水上升速度发挥了重要作用。

3.3 地层压力有所恢复

不稳定注水过程中，一般地层压力会出现上下波动现象，这是否会降低油田的生产能力，从而影响油田的正常生产，是人们担心的问题。不稳定注水期间，对9口井的压力对比显示，有5口井的压力明显上升，整体压力水平呈上升趋势，说明周期注水的实施使地层压力有所恢复。

4 结语

通过2015年I+II油组周期注水的实施，主要取得两方面的成绩：

4.1 方式选择

2015年周期注水方式选择从全井各层同步周期注水、层间周期注水方式，在水井全井分层段交替注水方面取得了突破。

4.2 周期优化

根据井组注采反应关系，结合理论公式，计算注水周期为28天左右，综合考虑现场各种因素，2015年调整为“停30注30”的模式。从目前的生产情况分析认为，各井组生产情况不同，根据各井组完善程度、注采比和生产动态，逐渐形成了合理的停、开周期。