周期注水改善水驅開發效果

洪海（大慶油田有限責任公司第六采油廠）

周期注水改善水驅開發效果

洪海（大慶油田有限責任公司第六采油廠）

高含水期采油是注水開發油田過程中的必然階段，隨著開發時間的延長，各種矛盾隨之日益突出。單純的水量調整很難適應油田開發的需要，采用多種手段來改善油田的開發效果勢在必行，經過幾年大幅度的綜合調整后，水量調整余地已經很小。實踐表明，水動力學方法是提高油層動用程度、增加可采儲量的方法之一。周期注水就是基于這一原理對油藏及其中油水運動狀況實施改造的，借鑒礦場實踐結論，利用精細地質研究成果，在對地質特征充分認識的基礎上，分析各油層組吸水動用情況。結合歷年開發狀況，對幾套方案進行周期注水優選，對3口注水井進行試驗，取得了良好的效果，探索出一條高含水后期提高水驅開發效果的新途徑。

水驅 周期注水 試驗方案 采收率

D O I:10.3969/j.i ssn.2095-1493.2011.05.005

1 技術原理

周期注水就是利用現有注水設備周期性地改變注入量，使地層中的油水不斷重新分布和層間交換。在注水階段，由于高、低滲透帶壓力恢復速度不同，高、低滲透帶之間產生附加壓力差，油水從高滲透帶流向低滲透帶；在停注階段，油水又從低滲透帶流向高滲透帶，使在一個完整的周期內有更多的水從高滲透帶流向低滲透帶，更多的油水從低滲透帶流向高滲透帶，充分發揮儲層毛細管力的滲吸作用，把微孔中的油盡可能地排向大孔道及微裂縫，從而強化采油過程。基于這一原理的現場實踐和室內數值模擬計算表明，對各種潤濕性油層周期注水均能取得較好的效果，一方面提高了注入水利用率，另一方面控制了油井含水上升速度，達到提高采收率的目的[1]。

2 有效調整周期注水

水井鉆關時，通過改變注入量，在地層中形成一個不穩定的壓力場，使流體在地層中不斷地重新分布，從而使注入水發生層間滲流，流體在不同滲透率層間或裂縫與基質之間發生置換。鉆關實踐表明，隨著鉆關時間延長，油井產量、地層壓力變化幅度也隨之增大。北二東區塊幾年來的鉆關實踐表明，在鉆關2個月以內，油井產量、地層壓力基本保持穩定；當鉆關在2～3個月，油井產量下降，下降幅度為16.4%，鉆關時間超過3個月，產量下降明顯，下降幅度達到20%以上。鉆關實際上與整體間注類似，只是注水井鉆關有個放溢流卸壓的過程，產量開始下降時間比整體間注時間提前一些[2]。

2.1 利用數值模擬技術確定停注周期

根據數值模擬試驗，對不同停注時間的周期注水效果進行評價。設計了所有注水井參加周期注水和只有老注水井參加周期注水兩種方式，分別預測了停注周期為30、60、90、120、150、180 d時到2015年的開發效果。對比不同方案的開發效果可以看出，采用60 d和90 d的對稱周期比較合理，兩種方案到2015年分別比常規注水方法采收率提高1.4和1.24個百分點，最終采收率比常規注水提高1.92個百分點。含水則出現了下降趨勢，見圖1、圖2。

2.2 利用數值模擬技術確定周期注水量

根據數值模擬試驗：對不同注水量與原油產出程度進行模擬對比，見表1。

周期注水后，注水井配注量采用原配注量時開發效果最佳，采出程度達到32.0%。

綜合以上幾方面可以看出，合理停注周期在60～90 d之間，油井開發效果較好，而在實際實施過程中，應根據不同區塊、不同井區的自身特點采取不同的間注周期。

表1 不同注水量與采出程度關系

3 試驗方案的實施與效果分析

3.1 試驗井概況

在103隊選取3口注水井喇3-339、喇3-333、喇2-349作為試驗井，平均單井射開砂巖厚度34.1 m，有效厚度10.8 m，地層系數3.683 μm2·m，試驗前日配注量310 m3，日實注水量338 m3，注采比1.05，累積注水7 296.091×104m3；連通油井11口，平均單井射開砂巖厚度22.3 m，有效厚度6.8 m，地層系數 0.904 6 μm2·m， 2008年 4月日產液 2 677 t，日產油30 t，綜合含水92.67%，靜壓11.55 MPa，總壓差0.08 MPa，流壓3.95 MPa，累積產油258.87×104t。

3.2 試驗井地質特征

試驗區屬薩東河流三角洲沉積體系，距物源較遠，發育油層巖性、物性較差，平面上河道砂體與河間薄層砂及表外儲層鑲邊搭橋，犬牙交錯，縱向上厚油層與薄油層及表外儲層交互分布，平面、層間非均質性嚴重，再加上特殊井網的影響，剩余油空間分布復雜，且高度分散。

PII7-91：屬分流平原相低彎曲河流沉積油層，縱向上，河道頂部有20%～30%的厚度未水淹；平面上，潛力層分布于河道邊部、河間地區，潛力層鉆遇率小于15%，面積小而分散，挖潛難度大，見圖3。

在PⅡ油層組主要歸納出以下3種沉積類型：

（1）分流平原相低彎曲河流沉積油層，縱向上，河道頂部有20%～30%的厚度未水淹。平面上，潛力層分布于河道邊部、河間地區，潛力層鉆遇率小于15%，面積小而分散，挖潛難度大。主要包括PⅡ1-31、PⅡ5+6、PⅡ10。

（2）內前緣相過渡狀三角洲沉積，河道砂體規模、厚度相對較小，呈更窄的條帶狀或豆莢狀，平面上潛力層分布面積相對較大，但受主體薄層砂控制，以條帶狀、網絡狀分布，相互連接在一起，成為形態、方向復雜的不規則連片型，潛力層鉆遇率大于30%，主要包括PⅡ7-92、PⅡ4。

（3）內前緣相坨狀三角洲沉積油層，以席狀砂為主，厚砂坨分布其中，砂體寬度、厚度變化較大，潛力層平面上呈不連續條帶型，鉆遇率小于30%，平面層間矛盾突出，主要包括PⅡ1-32，見圖4。

葡Ⅱ與一次加密井連通厚度達78.3%，射開厚度、壓力相近。一次加密井平均單井射開砂巖59.79 m，有效21.79 m，地層系數4.557 5 μm2·m，地層壓力11.51 MPa，總壓差0.11 MPa,流壓4.19 MPa。葡Ⅱ、高Ⅰ二次加密井五點法面積井網，平均單井射開砂巖43.89 m，有效厚度9.05 m，地層系數 0.530 2 μm2·m，地層壓力 11.57 MPa，總壓差0.07 MPa，流壓3.49 MPa。從PⅡ層系各砂巖組吸水情況看，砂巖有效吸水比較均勻，有效厚度吸水比例大部分在70%以上，低于40%的只有3個砂巖組；砂巖吸水比例大部分在60%以上，低于30%的只有4個砂巖組。

根據歷年周期注水經驗，結合本區塊特點，確定3口試驗井采用60 d為一個周期注水；配注量由470 m3調為360 m3。根據第一個周期試驗效果，再確定第二個周期的適當停注時間。這樣有利于改善薄差層的動用狀況，使各類油層注采狀況都能得到不同程度的改善，同時保證各油層壓力不低于飽和壓力，從而有效保證周期注水的效果。

3.3 實施與效果

第一周期為2008年4月22日至6月23日，增壓周期高滲帶的油先被驅走，部分油進入低滲區，含油飽和度降低，低滲區含油飽和度升高；降壓周期由于低滲區的油被該區高壓驅替進入高滲區，高滲區含油飽和度升高，低滲區含油飽和度降低。為了保證周期注水的效果，2008年5月1日3口注水井全部測試完畢，注水狀況良好，3口注水井均完成配注。6月末統計，采油井日產液676 t，日產油33 t，綜合含水93.75%；與周期注水前相比，日產液上升14 t，日增油2 t，綜合含水保持穩定。液面由557.36 m上升到534.58 m。

第二周期注水于2008年7月25日開始執行，考慮到周期注水后地下流體滲流方向改變，為防止含水突升，開井注水量按1.1倍恢復。調整后的開采曲線顯示，產液量穩定，產油量略有增加，含水小幅下降。截至目前累積少注水2 400 m3，連通11口油井累積日增油8 t，累積少產水560 m3。試驗期間含水穩定且略有下降。

在選擇周期注水的井、層過程中，充分運用精細地質成果圖。根據油層的沉積特點，薩一組、薩三組油層發育較薩二組差，因此采取停層不停井的脈沖周期注水方式，對薩一組、薩三組油層繼續注水，提高油層動用狀況，確定了薩二組油層的停注層。由于該井區油井含水高，停注時間不易過長，選擇60 d為一個注水周期。

4 幾點認識

（1）在油田注水開發過程中，周期注水可以擴大油層中滲流的流速、流向、壓力的不穩定滲流效應，以不斷地改善水驅效果，增加可采儲量，進一步提高水驅采收率。

（2）對不同特性的地層，應選用適當的周期注水方式。合理地確定注水周期，是采用周期注水取得較好開發效果的前提。

（3）周期注水利用原有設備，投資少、效益高、操作簡便，適合于高含水后期油層調整挖潛。

（4）周期注水能有效地減少低效、無效水循環，在節能環保方面作用突出。

[1]中國石油天然氣總公司.改善高含水期油田注水開發效果實例[M]，北京:石油工業出版社，1993:56-61.

[2]趙永久.用水動力學方法改善水驅開發效果[J]，油氣采收率技術,1996，3(2)：4-6.

洪海，2000年畢業于大慶石油學院，助理工程師，從事油田綜合管理工作，E-mail：honghai@petrochina.com.cn，地址：大慶油田有限責任公司第六采油廠第一油礦，163114。

2011-05-28)