周期注水技术在不同油层中的应用及效果
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摘 要：萨南油田已进入特高含水期开采阶段，低效或无效循环带逐渐形成，为控制含水上升速度，在2002-2010年先后对基础井、一次加密注水井及高台子井网采用周期注水方法，通过在油层中形成不稳定压力场，在不同的渗透率小层间产生不稳定交渗流动，扩大水驱波及体积，减少注水的低效或无效循环。在不同油层的周期注水方法及工作制度的选择上，结合了各井网的地质特点，充分考虑纵向上平面上的矛盾，结合油层发育状况，层系间的相互影响，优化周期注水方法，并取得较好效果，实现了稳油控水、节能降耗的目的。
关键词：周期注水 无效循环 稳油控水
一、油田开发中存在的问题
1.井网含水级别较高，结构调整余地小
随着开发时间的延长，油田已进入特高含水期开发阶段，水驱综合含水达到93.64%，区块各套井网之间的含水差距逐渐缩小，面积基础井网、一次加密井网和二次加密井网综合含水分别达到93.47%、93.84%和93.41%，高台子老井和一次加密井网综合含水分别达到94.4%和92.56%，各井网含水相差很小，区块结构调整余地小。
2.高渗透层无效注水，油层动用状况存在差异
各井网的主力油层动用状况较好，但均已形成低效循环，油层水淹厚度和驱油效果不易明显提高，影响薄差油层的动用状况，各小层间吸水厚度比例差异大。面积基础井网主力油层砂岩吸水厚度比例82.45%，有效吸水厚度比例84.63%，比差油层分别高18.67和20.47个百分点。差油层的吸水比例差异较大，高台子油层的吸水层是GⅠ2、3、16+17、18+19、GⅡ5、19小层。
3.地层压力水平较高，易发生套损
随着各井网加密井区的投入开发，注采结构得到了改善，为满足供液能力，逐年提高注水量，初期地层压力达到10.5Mpa，由于井网密度较大，大部分注水井注水压差较小。有局部高压井点的存在，虽然采取了油井压裂、下调井区注水井日配水量等措施，局部高压有所改善，但压力场分布不均匀，易发生套损。
二、周期注水原理
周期注水主要是应用水动力学原理，利用注水量的周期性变化，改变同一注水井点的注水量或改变液流方向，使油层压力场发生变化，使平面压力场重新调整。在低注水量时期，在层间压差和毛管压力梯度的作用下，油层发生渗流，促进了毛管吸渗作用使低渗层的油排入高渗层，并被水驱走。在高注水量时期，由于低注水量时期的调整，原吸水能力差或不吸水油层在一定时间内可以提高吸水量或开始吸水，最终使低渗层的油不断进入高渗层并被水驱走。从而达到了提高水驱波及体积，使平面上的动用程度得到提高，提高低渗层的采收率。
1.面积基础井网的周期注水方法
面积基础井网1964年投入开发，采用四点法布井方式，开采萨+葡Ⅱ组油层，纵向上开采油层多，层间差异大，且开采的主力油层萨Ⅱ7-12一直未进行加密调整，层内非均质性严重，水驱控制程度较高，油层动用状况较好，高渗透率的油层下部水洗程度高，注入水沿高渗透段突进，形成无效循环，而厚油层的中、上部水驱油效率相对较低，具有一定的挖潜潜力。
面积井网主力油层的最终选定周期注水的目的层为主力油层萨Ⅱ7-9、萨Ⅱ10-12两个砂岩组组合，其他薄差油层注水量保持不变，采取两段交互停、注的周期方式，目的层注水强度为原方案注水强度的1.67倍，3个月为半周期，两个半周期为一个循环，周期注水18个月。这种在主力油层开展的周期注水方式适合于有发育较好的厚油层的基础井网合采井，可以充分发挥周期注水改变液流方向，提高厚油层中上部的水驱效果，提高厚油层的动用程度。统计周期注水前后7口注水井的吸水剖面，主力油层砂岩动用厚度比例增加12.66%，有效动用厚度比例增加11.5%。
2.一次加密井网的周期注水方法
一次加密井网的周期注水层段的组合方式是，将萨尔图油层组合在一起，组合后层段射开有效厚度为5.4m；将葡Ⅱ砂岩组组合，组合后层段射开有效厚度为3.2m，分上下两组交互停注，同时考虑到葡Ⅱ组含水相对较高，萨尔图油层含水相对较低的实际情况，在周期时适当降低葡Ⅱ组油层的注水强度，萨尔图油层周期注水层段的平均注水强度提高到原方案的1.65倍，葡Ⅱ组油层周期注水层段的平均注水强度提高到原方案的1.53倍，确定半周期为2个月。这种将注水井分为上下两段进行周期注水的方式有利于减少层段间矛盾，适用于多油层高含水油藏，能达到控水稳油的效果。统计周期注水前后7口注水井的吸水剖面，差油层砂岩动用厚度比例增加4.65%，有效动用厚度比例增加3.78%。
3.高台子井网的周期注水方法
高台子油层共分4个油层组，沉积环境主要为三角洲外前缘相沉积，高台子油层砂体发育具有平面上相变频繁，连通关系复杂，非均质性较强的特点。油层纵向上开采油层多，呈多段多水淹，剩余油在各油层组、各砂岩组均有分布，其中，高Ⅰ组、高Ⅱ组剩余油厚度较大。高台子油层1987年采用反九点法方式布井投入开发，2007年进行了加密调整，采用隔排线性注水方式，加密井形成五点法面积井网，加密调整后受油层性质差异影响，部分井区含水回升速度快。
2010年选择在高Ⅰ、高Ⅱ油层组开展周期注水试验，由于近年细分调整力度的加大，注水井的细分程度较高，因此在周期注水层段的组合上不能同以往的周期注水方式相同。根据区块开发现状及剩余油分布情况的综合分析，确定在高台子老井注水井排上实施隔井异步周期注水，对油层发育好，渗透率高，吸水强度大的高Ⅱ5、高Ⅱ19小层采取“停注-加强”交替的方式，加强注水时层段注水强度为原方案注水强度的1.29倍；对油层物性一般的中低渗透层高Ⅰ8、高Ⅰ11、高Ⅰ12等小层采取“限制-加强”交替注水的方式，限制注水时层段注水强度为原方案注水强度的0.67倍，加强注水时层段注水强度与原方案一致，其他发育差连通性差的薄差油层注水强度保持不变，3个月为半周期，两个半周期为一个循环。这种周期注水的优点是油层间压力下降均衡，使注采压力场垂向调整分布，能较大幅度扩大中、低渗透层的注入水波及体积，提高采收率；也有利于保护套管。
四、开发效果及经济效益评价
1.面积基础井网于2002年7月开始实施周期注水，共实施18个月，累计少注水15.49×104m3，累计增油0.66×104t，主力油层水驱最终采收率提高1.31个百分比，创造经济效益2794万元
2.一次加密井网选取31口注水井于2008年7月进行周期注水，累计减少注水10.3×104m3，累计降液1.36×104t，累计增油0.164×104t，创造经济效益657万元。
3.高台子井网于2010年9月开始实施6口注水井周期注水实验，实施24个月，累计少注水2.585×104m3，累计增油0.403×104t，见效高峰期井区含水下降1.22个百分点。创造经济效益1637万元。
五、几点认识
1.油田进入高含水开发后期，低效或无效循环带逐渐形成，大量注入水只能起到冲刷低效循环带的作用，很难进一步提高油层的波及体积，使得吨油注水量大幅度增加，开发成本增加，同时为控制油井含水上升速度，单纯依靠降低注水量，虽然可以实现节能降耗，但会造成地层压力下降，采收率减少。
2.周期注水技术，可以通过在油层中形成不稳定压力场，在不同的渗透率小层间产生不稳定交渗流动，扩大水驱波及体积，减少注水的低效或无效循环，有效改善油层动用状况，实现稳油控水的目的，改善区块开发效果。
3.作为改善低效循环的有效方法，应扩大周期注水规模，开展各套井网的可行性研究，在周期注水方式的选择及工作制度的确定上要结合井网的地质特点，充分考虑纵向上平面上的矛盾，结合油层发育状况，层系间的相互影响，优化周期注水层段组合，综合考虑油层的吸水能力及注采对应关系确定合理的周期注水强度和注水周期，确保周期注水技术的实施效果。
参考文献
[1]常子恒.石油勘探开发技术.石油工业出版社.2001.
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