周期注水技术适应性研究及应用

吉子翔，张 静，李 乐，帅举奎，高 翔

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川 750006）

1 周期注水机理研究

周期注水在一个完整的周期内，通过压力场的调整，产生的附加窜流能起到调节油层间矛盾的作用，使更多的水从高渗层进入低渗层，更多的油从低渗层进入高渗层，使常规水驱滞留的原油得到动用；周期注水将会削弱毛管力窜流，是油田开发的有利因素[1-3]。

对比常规注水，周期注水能够减缓递减、降低含水上升速度，提高最终采收率（见图1）。

（1）注水初期：周期注水产油量、采出程度、含水率变化趋势与常规注水基本相同。

（2）注水突破后：周期注水产油量降低速度、含水率明显低于常规注水，为周期注水主要见效期，采出程度逐渐高于常规注水，致使最终采收率明显高于常规注水。

（3）开发晚期：周期注水产油量、含水率逐渐接近常规注水。

2 周期注水适应性研究

2.1 储层物性特征适合实施周期注水

周期注水条件下的油水交渗流动，主要是毛管力和弹性力综合作用的结果，与储层非均质性、油层连通性、原油黏度、润湿性、气油比有关；超低渗透油藏储层具有强非均质性、高气油比、低黏度的特征，适合实施周期注水。

2.2 储层剩余油富集，具备实施周期注水的潜力

平面上，水驱呈多方向性，整体采出程度较低。孔隙渗流区，油井间剩余油富集程度较高，裂缝窜流区，采油井与注水井连通，裂缝侧向驱替范围有限，剩余油主要分布于裂缝侧向。

图1 周期注水和常规注水产油量（左）、采收率（中）、含水率（右）变化对比

图2 不同类型周期注水示意图

剖面上，受储层非均质性影响，高渗段储层吸水好，吸水剖面以尖峰状和指状为主，剩余油呈“互层式”分布，主要分布在储层物性相对较差和注入水未波及的区域。

2.3 油藏处于中高含水阶段，需要转周期注水开发

任何阶段由常规注水转为周期注水都能够有效改善开发效果，但含水＞60 %以后，周期注水提高采收率的幅度逐步减小，周期注水效果变差，目前超低渗透油藏主力油藏含水在40 %～60 %，符合转周期注水开发的时机。

3 周期注水参数确定

结合理论计算和油藏数值模拟，对注水方式、注水周期和周期注水量三个主要参数进行优选。

3.1 周期注水方式优选

按注水井排排列方式划分为三种注水方式（见图2），利用数值模拟技术优选。

同步周期注水：注水井排同升、降水方式；

异步周期注水：注水井排交替升、降水方式；

交替升降注水：注水井排内相邻水井交替升、降水方式。

根据数值模拟研究成果，对比三种注水方式，异步周期注水、交替升降注水开发效果优于同步周期注水（见图3、图4）。

3.2 注水周期优选

利用理论公式计算（式1，式2）和数值模拟法，对比不同注水周期，周期为30 d～40 d 效果最佳，增油量最好，含水上升率较低（见图5、图6）。

图3 试验区不同注水方式累产油变化曲线

图6 试验区不同注水周期含水率变化曲线

式中：L-注水井排与采油井排间的距离，m；μ-注入水黏度，mPa·s；Ct-地层综合压缩系数，10-4MPa；K-地层有效渗透率，10-3μm2。

3.3 周期注水量优选

根据数值模拟研究成果，对比不同注水量，注水量波动幅度0.8～1.0 倍效果最佳，增油量最好，含水上升率较低（见图7、图8）。

综上确定了超低渗透油藏周期注水试验参数：开展异步周期注水，注水周期30 d～40 d，周期注水变化幅度0.8～1.0；结合不同油藏开发特征和实际生产情况，对生产制度进一步进行优化，开展五种制度周期注水试验（见表1）。

4 现场实施效果评价

图7 试验区不同注水量累产油变化曲线

图8 试验区不同注水量含水率变化曲线

表1 不同类型油藏周期注水制度

结合油藏见效程度、水驱效率高低等特征，在G271、W410 等水驱敏感和裂缝发育油藏，开展不稳定注水试验219 井组，57 口可对比井吸水厚度由9.7 m上升到10.2 m，累计增油3 014 t，在累计少注343 m3/d的基础上预测采收率提高0.8 %。如针对G271 长8 油藏水驱不均的井组，在不同注采单元开展了六种方式周期注水试验，试验井组月度递减由1.0 %下降到0.8 %，含水上升率由1.7 %下降到1.5 %，区域压力保持水平由89.3 %上升到92.2 %，取得了较好的效果。

5 结论与认识

（1）针对强非均质性、高气油比、低黏度的油藏实施周期注水，效果整体较好；常规水驱不利因素导致储层剩余油富集，有利于周期注水改善开发效果。

（2）根据数值模拟对周期注水参数进行了优选，其中异步周期注水，注水周期30 d～40 d，周期注水变化幅度0.8～1.0，效果最好，根据实际生产优化注水周期30 d 进行试验。

（3）根据现场实施效果，周期注水能够达到降低递减、减缓含水上升的目的，提高了水驱采收率。