吉林油田新218區塊周期注水效果評價

修云靈

(中國石油吉林油田分公司新立采油廠，吉林松原 138000)

吉林油田新218區塊周期注水效果評價

修云靈

(中國石油吉林油田分公司新立采油廠，吉林松原 138000)

針對吉林油田新218區塊井網調整后含水上升快的現狀，通過分析水驅過程中存在的問題，開展了周期注水調整措施，包括注水周期的確定、注水方式的確定及注水量的確定，新218區塊采取周期注水后，井組產量保持穩定，地層壓力得到恢復，含水上升得到控制，取得了明顯的穩油控水效果。

吉林油田；新218區塊;周期注水

吉林油田新218區塊位于老開發區西部，處于新立穹隆構造西翼向西北延伸的腰部，相對于老開發區油層發育較差，原油黏度相對較高。新218區塊于1992年全面投入開發，采用300 m井距正方形反九點面積注水，注水井井排方向與東西向呈45度夾角，2005年加密調整，井網格式為排間加密偏移106 m，形成線狀注水方式，油水井排距為106 m。

新218區塊地質儲量為409.07×104t，采出程度為21.13%，有相當一部分儲量需挖掘。區塊的含水逐年上升，存水率逐年下降，油層耗水量增加，通過常規的注水等措施很難改善區塊的開發效果。因此，2011年選擇周期注水方法來提高區塊注入水的波及體積，以達到改善區塊水驅開發效果的目的。

1 地質特點及水驅存在主要問題

1.1 地質特點

新218區塊為新立背斜構造向西傾沒的單斜構造，區塊內斷層較發育，多為近南北走向，斷距10～30 m。區塊儲層縱向上含油井段較長，油層數較多，主力油層優勢不明顯，鉆遇率優勢不突出；平面上，主力油層整體連續性不好，只是局部發育較好，砂巖主要呈透鏡體和條帶狀展布，油砂體較零散，面積較小，多數在1.0 km2以下。

1.2 水驅存在的主要問題

(1)區塊含水上升，影響區塊開發效果。本區塊加密調整后, 由于平面矛盾突出、井距縮短等原因，注采反應變得更敏感。 2006年區塊含水上升速度加快，產量遞減大，綜合水由2005年的53.9%上升到2006年的63.5%，年含水上升速度達到 9.6%。隨著開發矛盾的加劇，2011年區塊含水上升速度再次加大。

(2)受無效水循環影響，區塊存水率逐年下降，水驅指數增大，水驅開發效果逐年變差[1]。

(3)區塊的水洗程度較高，水竄現象較嚴重，剩余油飽和度低，油井挖潛難度大。

2 周期注水主要做法

油田穩產狀況好是注水效果好的重要標志，注水好的核心是經濟有效地擴大水驅體積，提高驅油效率，提高最終水驅采收率。

簡單地說，周期注水就是通過注水井的交替開關人為地造成儲層壓力擾動，使得死油區的形狀、位置和大小發生一系列變化，充分利用毛管力作用和彈性力作用，擴大注入水波及系數，提高驅油效率。理論研究和礦場試驗表明，儲層非均質性越強，周期注水效果越好。

2.1 注水周期的確定

周期注水效果的好壞主要取決于周期注水間注時間的長短。合理的間注周期即要保證停注后油水轉換所需時間，又要使油層保持一定的壓力水平，確保產油量相對穩定。周期的長短決定注入水波及油層范圍的大小，如果停注時間太短，油水來不及充分置換；但如果停注時間過長，地層壓力下降幅度加大，造成油井產量隨之下降。因此合理周期的確定是關鍵。采用兩種方法確定注水周期，一是應用滲流力學理論，計算注水周期：本區油水井距離為212 m，通過計算，其平均周期應為24.5天。二是根據水井注示蹤劑監測結果確定周期，從2006年區塊示蹤劑監測結果看，平均見示蹤劑時間為31天。

由于區塊注示蹤劑見劑時間是通過現場測試得到的，因此注水周期以示蹤劑結果為主，同時也參考理論公式計算的結果。綜合考慮，確定注水周期為30天。

2.2 周期注水方式的確定

為了保持地層能量平衡，要求在一個完整的注水周期內總的注水量與平穩注水時的注水量保持一樣；對于含水超過90%以上且位于區塊邊部的井組，注水量適當減少；注水周期的確定還要根據注采反應動態進行調整。

總體配水原則：注采反應較敏感的井組采用短周期注水，對注采反應不很明顯的采用長周期注水。

2.3 注水量的確定

本區塊注水井的注入壓力平均達到11.6 MPa，高于原始地層壓力12.2 MPa的有37口井，占總井數的50%，對地層壓力低于12.0 MPa的水井，采取對稱周期注水，注水天數與停注天數相等(停15天注15天)，注水量是正常注水量的2倍；地層壓力高于12.0 MPa的水井，為了保證宏觀水量，采取非對稱周期注水(停10天注20天)，注水量是正常注水時的1.5倍。

3 周期注水效果評價

為能夠保證區域地層能量的相對穩定，同時也避免不同周期注水量的大幅度波動、減少對注水系統的影響，2011年5月1日起對新218區塊47口注水井采取排間輪注的方式(即相鄰兩排水井停一排注一排)，共涉及采油井78口。 47口注水井中，對稱周期注水32口、非對稱周期注水15口。

3.1 最終采收率得到提高

從含水與采出程度關系曲線看(圖1)，2011年區塊含水上升，目前最終采收率接近40%理論線，應用水驅規律法預測最終采收率為41.58% 。

3.2 產量遞減得到減緩

從圖2可以看出，周期注水前產量月遞減率為4.1%，周期注水后月遞減率為2.0%，減緩了2.1個百分點，開發效果明顯變好。

3.3 井組產量保持穩升

從兩種類型的周期注水方式的井組動態反映看(圖3、圖4)，井組日產油穩中有升，井組綜合含水較穩定。

圖1 采出程度與綜合含水關系

圖2 2011年產量月遞減情況

圖3 新218區塊周期注水對稱井組開采曲線

3.4 地層壓力得到恢復

通過可對比井地層壓力看，地層能量沒有降低，而有所上升。

3.5 區塊含水上升速度得到控制

實施周期注水后，2011年區塊含水上升速度為1.45%，2010年含水上升速度為4.34%，含水上升速度得到明顯控制。

圖4 新218區塊周期注水非對稱井組開采曲線

4 認識與建議

(1)周期注水是改善高含水期油田開發的有效手段；

(2)應在認清剩余油分布的情況下，實施區塊精細注水；

(3)周期注水在一定程度上可以改善218區塊的開發效果；注水井的日注能力有提升空間，對于配注在30 m3以上的井注水周期應采用短周期，防止注入壓力上升導致欠注；

(4)注水周期的制定是影響注水效果好壞的關鍵，注采反應敏感的井組適合于對稱短周期注水(一個完整周期為8天或10天)；注采反應不敏感的井組適合于對稱長周期注水(一個完整周期大于20天)；

(5)根據吸水剖面看，周期注水停注期間存在返油現象，因此恢復注水后應清洗井筒。

[1] 季華生.油田注水新思路的探求與實踐[M].北京：石油工業出版社，2009:105-130.

[2] 夏中飛.周期注水原理與現場應用[J].油氣田地面工程,2003,22(12):80-83.

編輯：李金華

1673-8217(2015)02-0093-03

2014-10-30

修云靈，工程師，1968年生，1991年畢業于吉林省石油學校采油工程專業，2011年畢業于東北石油大學資源勘查專業，現從事油田開發和科研工作。

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