萨北开发区北二西区周期注水的实践与认识

李俊涛（大庆油田有限责任公司第三采油厂）

萨北开发区北二西区周期注水的实践与认识

李俊涛（大庆油田有限责任公司第三采油厂）

摘要：目前萨北开发区已处于特高含水阶段，高含水井比例不断增加，低效、无效循环严重。为控制含水上升，提高注水效率，需要从源头上控制能耗。2012年应用数值模拟方法，在北二区优选了17口井26个层实施周期注水，累积节约注水10.92×104m3，累积少产液2.019× 104t，累积增油0.185×104t。有效控制了低效、无效注采，取得了较好的节能效果。

关键词：北二西区；周期注水；注水量

随着油田开发的不断深入，注采井不断增加，产液量、注入量增大，导致油田能耗大幅度增长。特别是特高含水阶段，由于注入水长期在厚油层底部冲刷，低效、无效循环严重，厚油层内部动用差异大，剩余油高度分散，挖潜难度大，造成一定程度的资源浪费，对油田提效极其不利。因此控水挖潜、节能降耗措施亟待实施。前苏联学者苏尔古切夫于19世纪50年代末第1次提出周期注水概念[1]，自1964年先后在国内外50余个油田进行周期注水矿场试验，经济效益显著。近几年来大庆喇萨杏油田纯油区也开展了周期注水，萨北开发区于1992年开始在油水过渡带开展了周期注水先导性试验，取得了较好控水挖潜效果，获经济效益3 144.9万元。为进一步降低低效、无效循环，实现节能降耗，2012年在北二区开展了周期注水。

1　周期注水驱油机理

根据数值模拟及核磁共振成像实验结果，周期注水过程中除毛细管力作用外，还通过压力场的调整使油层内产生了附加窜流，在双重作用下使原来滞留状态下的原油到动用。周期注水在地层中产生的压力扰动使得常规水驱残余油的形状、位置和大小发生一系列变化，使剩余油被逐步驱出。在非均质地层中，毛管力和压力扰动使高低渗透区间发生油水交渗，这一过程反复进行，既可提高驱油效率，也可提高波及系数，改善水驱效果，提高水驱采收率[1]。

2　参数确定

试验区位于萨北开发区北二区，开发面积5.16 km2，地质储量4660×104t，可采储量1753×104t，共有油水井100口，其中注水井43口，采油井57口，周期注水前注水井运行41口，日注水5825 m3；采油井运行57口，日产液5679 t，日产油452 t，综合含水92%，静压11.48 MPa，总压差0.08 MPa，流压4.85 MPa，累积产油871.68×104t。

2.1确定方案

针对北二东、西块周期注水目的层地质特征不同，含水级别差异，分别对其开展了数值模拟。北二西区块根据开发生产动态数据对模拟区初步进行拟合，拟合后的模型能更好地表征模拟区的地质条件，为模拟预测提供了保证，结合试验区地质开发条件、剩余油分布特点及周期注水驱油机理，以常规注水方案作为基础方案进行数值模拟预测，设计了4种方案，见表1。

表1　4种方案模拟效果预测

从数值模拟结果看，北二西适宜采用交替式周期注水，比常规注水条件下采收率提高0.85%～ 1.25%。数值模拟结果显示方案2优于方案4，并且无需测试调整，简单宜行，因而确定采用方案2。

2.2合理周期的选择

确定合理的周期是搞好周期注水的关键。确定合理周期的原则：不影响产量和提高采收率；大幅度降低能耗。

根据该区矿场试验情况结合数值模拟分析，在高含水阶段，停注时间以1-2个月为宜。在考虑含水的同时，也要综合考虑油层性质、压力水平。北二西2套层系采取全井交替式周期注水方式，即一次加密井全井停注20 d，恢复注水10 d；二次加密井先注水20 d，再全井停注10 d，然后2套层系恢复注水30 d，60 d为1个周期，2周后开始实施。

2.3注水量的确定

注水开发油田的基本要求是保持注采平衡，周期注水采油也遵循这一原则。首先确定周期内总注水量。借鉴国内外部分油田周期注水的成功经验，周期注水时的总注水量为常规连续注水时的70%～ 90%效果较好，过高和过低效果均较差。结合试验区压力水平，根据产量和综合含水，确定北二西1个周期内总注水量为15.8×104m3左右。其次，要保证注水井在注水半周期内的注水量能够补偿停注半周期内减少的注水量，以保持注采平衡。考虑到周期注水后油井产液量将下降，确定半周期内的注水量为常规注水时的1～1.1倍。最后，要根据注采平衡的原则，针对井区内的剩余油分布情况，将总配注水量劈分到每1口注水井和每1个注水层段上。

3　现场试验

3.1实施情况

北二西周期注水2012年6月8日开始实施，于2012年10月8日1个周期结束，17口井26个主力层停注，前半周期比常规注水时日配注水量减少680 m3，日实际注水量减少661 m3。后半周期于2012年8月7—18日实施，26个主力层打开注水，日配注700 m3，日实际注水量697 m3，分别比试验前注水增加20 m3和36 m3，是试验前的1.05倍。油量上升，含水下降趋势明显。

3.2应用效果

1）节约了注水量，降低了产液量，节约能耗效果明显。共实施了2个周期，2个周期内总注水量为31.51×104m3，为常规注水的76.6%，累积少注水7.36×104m3，累积少产液1.43×104t。

2）产量递减得到有效控制，综合含水稳定略降。试验前自然递减率为8.32%，周期结束后下降到6.09%，下降了2.23%，含水上升速度得到有效控制，到目前累积增油1850 t。根据数值模拟跟踪预测，水驱最终采收率提高0.78%。

3）北二区周期注水累积少注水10.92×104m3，累积增油0.185×104t，累积少产液2.019×104t，创经济效益401.97万元[2]。

4　结论

1）在萨北油田纯油区高含水后期进行周期注水，可以有效地控制无效注水和低效产液，实现节能降耗的目的。

2）周期注水可以有效控制产量递减，增加可采储量，进一步提高水驱采收率。周期注水利用现有的设备，投资少、效益高、操作简便，适合于高含水后期油层调整挖潜，节能效果明显。

参考文献：

[1]黄玲.周期注水机理及方式研究[J].内蒙古石油化工，2014 （16）：29-31.

[2]万雪峰.周期注采技术的研究与应用[J].石油石化节能，2013（5）：11-12.

（编辑沙力妮）

DOI:10.3969/j.issn.2095-1493.2016.01.009

作者简介：李俊涛，工程师，2005年毕业于大庆石油学院，从事聚驱分析工作，E-mail：jtli_dq@petrochina.com.cn，地址：黑龙江省大庆油田有限责任公司第三采油厂地质大队，163000。

收稿日期2015-05-21