应用周期注水方式改善油田开发效果
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摘 要：注水是当今世界油田采用的主要开发方式，是最经济有效的提高采收率的方法。油田进入高含水期开采后，在稳定注水条件下，注入水很难扩大波及体积，大部分水沿己经形成的水窜通道采出地面，使注入水的利用率越来越低。而且在该阶段随着油田综合含水的升高，地下油水分布日益复杂，油、气、水和岩石的性质发生许多变化；伴随油田采出水量逐渐增加，开发工作量逐渐加大；增产增注的措施效果越来越差；井况也越来越差。因此高含水期的调整工作，关系到整个油田开发水平的高低，不仅难度大，而且非常重要。
一、周期注水的驱油机理
周期注水作为一种提高原油采收率的注水方法，其作用机理与普通的水驱不完全一样，它主要是利用压力波在不同渗滤特性介质中的传递速度不同，通过周期性的提高和降低注水量的办法使得油层内部产生不稳定的压力场和在不同渗透率小层之间产生相应的液体不稳定交渗流动。
在升压半周期，注水压力加大，一方面部分注入水由于压力升高直接进入低渗层和高渗层内低渗段，驱替那些在常规注水时未能被驱走的剩余油，改善了吸水剖面；另一方面由于注入量的增大，部分在大孔道中流动的水克服毛细管力的作用沿高低渗段的交界面进入低渗段，使低渗段的部分油被驱替；再者，注水压力的加大使低渗层段获得更多的弹性能，因此，水量越大，升压半周期储层内流体的各种活动越强烈。当进入降压半周期，由于高、低渗段压力传导速度不同，高渗段压力下降快，低渗段压力下降慢，这样高、低渗段压力传导速度不同，高渗段压力下降快，低渗段压力下降慢，这样高、低渗段间形成一反向的压力梯度，同时由于毛细管力和弹性力的作用，在两段交界面出现低渗段中的部分水和油缓慢向高渗段的大孔道流动，并在生产压差的作用下随后来的驱替水流向生产井，因此，水量越小，高渗层段能量下降越快，越有利于低渗层段较早地发挥其储备能，而高渗层段内的低渗段流体在弹性能和毛细管力的作用下沿高、低渗段的交界面进入高渗段的时机也越早，流体也越多。
二、周期注水工作方式
按照周期注水不同的频率，可以分为对称型和不对称型两大类。所谓对称型就是指周期注水的注水时间和停注时间相等，不对称型是指注水时间和停注时间不相等，不对称型又可分为短注长停型和短停长注型。北京勘探开发研究院通过数值模拟研究了不同工作制度对周期注水效果的影响。
在我国进行周期注水的实践中，根据各油田、各区块的具体地质条件和气候等状况的不同，己出现了很多不同的做法，包括：①整个区块内的全部注水井全部停注及开注；②各注水井排或将注水井分为若干个组，按井排或井组交替停、开注；③在注水井排（或组）内各注水井周期的交替停、开注；④在注水井内划分几个层段，周期的交替停、开注；⑤在注水井内某一层段周期的交替停、开注，其它层段仍连续注水；⑥注水井注水时，油井停止采油，注水井停注时，油井才开井生产，即一般所谓的脉冲注水；⑦注采井别互换，即部分注水井改采油井，部分采油井转注；⑧单井注水吞吐，即在一口井上周期的交替进行注水和采油；⑨注采井同时停注、停采，过一段时间后再开井进行采油和注水。
周期注水工作制度很多，但对某一油田来讲，并不是任何方式都是适用的。对于某一个具体的油藏来说，在实施中要根据油藏的具体地质条件，运用数值模拟方法或矿场实际试验情况来优选周期注水方式。有时候各种自然地质条件也促使人们使用某一种周期注水方式。例如：大庆的太南开发区地处主寒地区，由于注水井的配注量低，冬天易于冻结，促使人们干脆采取冬天全部注水井停注的办法来实行周期注水。
在周期注水过程中，应尽可能选择不对称短注长停型工作制度，也就是在注水半周期内应尽可能用最高的注水速度将水注入，将地层压力恢复到预定的水平上；在停注半周期，在地层压力允许范围内尽可能延长生产时间，这样将获得较好的开发效果。
三、周期注水合理周期确定
注水周期的长短决定交渗流量大小和油层压力变化幅度沿油层长度分布的强烈程度，即注入水波及油层范围的大小。根据理论分析，理论注水半周期按下式计算：
式中：L—注水井排与生产井排之间的距离，cm；。
ω—未注水时地层平均地压系数，cm2/s；
T—注水半周期，s。
上式说明地层的弹性越差，周期越短；油层渗透率越高，周期也越短。
合理的注水周期是实施周期注水的重要参数。停注时间过短，油水来不及充分置换；但如果过长，地层压力下降太多，产液量也随之大幅度下降；并且，当含水率的下降不能补偿产液量下降所造成的产量损失时，油井产量将会下降。
油井井底压力也不宜过多的降至饱和压力以下，以免井底严重脱气，造成产液、产油指数下降，并降低泵效。注水压力的升高也有一定的限度，地层压力一般不宜超过原始地层压力，注水井井底压力也不宜超过岩石破裂压力。因此注水周期的长短应根据油藏的含水和压力的高低等因素通过数值模拟和现场实际经验来确定。
无论在多油层油藏还是在裂缝性油藏进行周期注水，使用变化的周期是合理的。用最大和最小周期交替造成压力波动，可使注入水波及范围增大，从而驱出更多的原油。随着周期注水轮次的增加，其效果一般将越来越差，甚至完全失效。在这种情况下可以适当延长注水周期的时期，甚至改用另一种更为强化的周期注水方式。
四、周期注水合理注水量确定
在实施周期注水时，原则上仍应根据注采平衡的原则来确定注水量，但是考虑到进行周期注水以后，含水率和产液量将会下降，波及体积和注水效率都会有所增加，因此实际的注水量将低于连续注水时的注水量。根据国内外的经验，周期注水时的水量大体上为连续注水时的70%～90%左右，但即使是这样，由于周期注水有相当长年停注时间，因此实际注水强度将大大高于连续注水时的强度。
五、中原油田文92北块主块周期注水的实例
文92北块13-39、13-35井组：共有4口注水井13-39、92-23、92-19、13-35，对应2口油井13-29、92-38，注采层位S3上6-7，井组地质储量9.8×104t，采出程度27.18%。注采井数比4：2。其中2口油井，日产液77.4t，日产油0.8t，综合含水98.9%，平均动液面595.5m；4口水井，日注水量125方，平均单井日注水量31.3方，月度注采比1.6。针对该井组采出程度高、含水高的特点，结合前期单方向调水效果较差的情况，提出对该井组实施整体动关的思路，8月4日对该井组四口水井实施了整体动关，20天后92-38井含水出现下降趋势由99%下降到97.5%，日产油由0.4t上升到1t，至9月中旬含水持续下降到95.6%，产量上升到1.6t，此时我们决定对13-29井实施强制检泵作业，9月19日作业开井后日产液量恢复正常水平59方/天，含水也逐渐呈下降趋势至10月6日最低下降至95%，日产油由0.2t上升到2.9t，但到10下旬开始两口油井均呈现液量下降，日产油下降的趋势。
由于井组注采井网比较完善，整体地层能量保持较高，经过近四个月的降水周期，目前地层能量下降至30.4MPa，尤其是13-39、13-35两口水井压力下降较快，我们在11月中旬对这两口水井恢复了注水，确保地层能量的相对稳定。
为改善井组开发效果，进一步提高剩余油饱和带的动用程度。周期注水遵循原则是：不同的井组采取不同的注水周期；在注水井停注期间，对应油井照常生产，油井的能量降到一定程度后，对应注水井恢复注水，及时补充地层能量；对已恢复注水的水井，要把握好时机停注，避免注入水继续沿高渗透层突进。