吉林油田新218区块周期注水效果评价

修云灵

(中国石油吉林油田分公司新立采油厂，吉林松原 138000)

吉林油田新218区块周期注水效果评价

修云灵

(中国石油吉林油田分公司新立采油厂，吉林松原 138000)

针对吉林油田新218区块井网调整后含水上升快的现状，通过分析水驱过程中存在的问题，开展了周期注水调整措施，包括注水周期的确定、注水方式的确定及注水量的确定，新218区块采取周期注水后，井组产量保持稳定，地层压力得到恢复，含水上升得到控制，取得了明显的稳油控水效果。

吉林油田；新218区块;周期注水

吉林油田新218区块位于老开发区西部，处于新立穹隆构造西翼向西北延伸的腰部，相对于老开发区油层发育较差，原油黏度相对较高。新218区块于1992年全面投入开发，采用300 m井距正方形反九点面积注水，注水井井排方向与东西向呈45度夹角，2005年加密调整，井网格式为排间加密偏移106 m，形成线状注水方式，油水井排距为106 m。

新218区块地质储量为409.07×104t，采出程度为21.13%，有相当一部分储量需挖掘。区块的含水逐年上升，存水率逐年下降，油层耗水量增加，通过常规的注水等措施很难改善区块的开发效果。因此，2011年选择周期注水方法来提高区块注入水的波及体积，以达到改善区块水驱开发效果的目的。

1 地质特点及水驱存在主要问题

1.1 地质特点

新218区块为新立背斜构造向西倾没的单斜构造，区块内断层较发育，多为近南北走向，断距10～30 m。区块储层纵向上含油井段较长，油层数较多，主力油层优势不明显，钻遇率优势不突出；平面上，主力油层整体连续性不好，只是局部发育较好，砂岩主要呈透镜体和条带状展布，油砂体较零散，面积较小，多数在1.0 km2以下。

1.2 水驱存在的主要问题

(1)区块含水上升，影响区块开发效果。本区块加密调整后, 由于平面矛盾突出、井距缩短等原因，注采反应变得更敏感。 2006年区块含水上升速度加快，产量递减大，综合水由2005年的53.9%上升到2006年的63.5%，年含水上升速度达到 9.6%。随着开发矛盾的加剧，2011年区块含水上升速度再次加大。

(2)受无效水循环影响，区块存水率逐年下降，水驱指数增大，水驱开发效果逐年变差[1]。

(3)区块的水洗程度较高，水窜现象较严重，剩余油饱和度低，油井挖潜难度大。

2 周期注水主要做法

油田稳产状况好是注水效果好的重要标志，注水好的核心是经济有效地扩大水驱体积，提高驱油效率，提高最终水驱采收率。

简单地说，周期注水就是通过注水井的交替开关人为地造成储层压力扰动，使得死油区的形状、位置和大小发生一系列变化，充分利用毛管力作用和弹性力作用，扩大注入水波及系数，提高驱油效率。理论研究和矿场试验表明，储层非均质性越强，周期注水效果越好。

2.1 注水周期的确定

周期注水效果的好坏主要取决于周期注水间注时间的长短。合理的间注周期即要保证停注后油水转换所需时间，又要使油层保持一定的压力水平，确保产油量相对稳定。周期的长短决定注入水波及油层范围的大小，如果停注时间太短，油水来不及充分置换；但如果停注时间过长，地层压力下降幅度加大，造成油井产量随之下降。因此合理周期的确定是关键。采用两种方法确定注水周期，一是应用渗流力学理论，计算注水周期：本区油水井距离为212 m，通过计算，其平均周期应为24.5天。二是根据水井注示踪剂监测结果确定周期，从2006年区块示踪剂监测结果看，平均见示踪剂时间为31天。

由于区块注示踪剂见剂时间是通过现场测试得到的，因此注水周期以示踪剂结果为主，同时也参考理论公式计算的结果。综合考虑，确定注水周期为30天。

2.2 周期注水方式的确定

为了保持地层能量平衡，要求在一个完整的注水周期内总的注水量与平稳注水时的注水量保持一样；对于含水超过90%以上且位于区块边部的井组，注水量适当减少；注水周期的确定还要根据注采反应动态进行调整。

总体配水原则：注采反应较敏感的井组采用短周期注水，对注采反应不很明显的采用长周期注水。

2.3 注水量的确定

本区块注水井的注入压力平均达到11.6 MPa，高于原始地层压力12.2 MPa的有37口井，占总井数的50%，对地层压力低于12.0 MPa的水井，采取对称周期注水，注水天数与停注天数相等(停15天注15天)，注水量是正常注水量的2倍；地层压力高于12.0 MPa的水井，为了保证宏观水量，采取非对称周期注水(停10天注20天)，注水量是正常注水时的1.5倍。

3 周期注水效果评价

为能够保证区域地层能量的相对稳定，同时也避免不同周期注水量的大幅度波动、减少对注水系统的影响，2011年5月1日起对新218区块47口注水井采取排间轮注的方式(即相邻两排水井停一排注一排)，共涉及采油井78口。 47口注水井中，对称周期注水32口、非对称周期注水15口。

3.1 最终采收率得到提高

从含水与采出程度关系曲线看(图1)，2011年区块含水上升，目前最终采收率接近40%理论线，应用水驱规律法预测最终采收率为41.58% 。

3.2 产量递减得到减缓

从图2可以看出，周期注水前产量月递减率为4.1%，周期注水后月递减率为2.0%，减缓了2.1个百分点，开发效果明显变好。

3.3 井组产量保持稳升

从两种类型的周期注水方式的井组动态反映看(图3、图4)，井组日产油稳中有升，井组综合含水较稳定。

图1 采出程度与综合含水关系

图2 2011年产量月递减情况

图3 新218区块周期注水对称井组开采曲线

3.4 地层压力得到恢复

通过可对比井地层压力看，地层能量没有降低，而有所上升。

3.5 区块含水上升速度得到控制

实施周期注水后，2011年区块含水上升速度为1.45%，2010年含水上升速度为4.34%，含水上升速度得到明显控制。

图4 新218区块周期注水非对称井组开采曲线

4 认识与建议

(1)周期注水是改善高含水期油田开发的有效手段；

(2)应在认清剩余油分布的情况下，实施区块精细注水；

(3)周期注水在一定程度上可以改善218区块的开发效果；注水井的日注能力有提升空间，对于配注在30 m3以上的井注水周期应采用短周期，防止注入压力上升导致欠注；

(4)注水周期的制定是影响注水效果好坏的关键，注采反应敏感的井组适合于对称短周期注水(一个完整周期为8天或10天)；注采反应不敏感的井组适合于对称长周期注水(一个完整周期大于20天)；

(5)根据吸水剖面看，周期注水停注期间存在返油现象，因此恢复注水后应清洗井筒。

[1] 季华生.油田注水新思路的探求与实践[M].北京：石油工业出版社，2009:105-130.

[2] 夏中飞.周期注水原理与现场应用[J].油气田地面工程,2003,22(12):80-83.

编辑：李金华

1673-8217(2015)02-0093-03

2014-10-30

修云灵，工程师，1968年生，1991年毕业于吉林省石油学校采油工程专业，2011年毕业于东北石油大学资源勘查专业，现从事油田开发和科研工作。

TE357

A