对应注水井周期注水在油田开发中的应用

张静（大庆油田有限责任公司第五采油厂）

对应注水井周期注水在油田开发中的应用

张静（大庆油田有限责任公司第五采油厂）

目前某油田储层的非均质性非常严重，低渗透性储层动用较差。在某油田某区通过应用对应注水井周期注水方式，周期性及方向性地改变注入量，利用油藏中的弹性能量及压力场变化引起常规注水状态下无法动用的低渗透层内的剩余油流动，同时又通过方向性调整扩大波及体积，减少波及死角滞留区，使低渗透层内及未波及区域中的油被采出。这种注水方式有效地改善了水驱效果，提高了采收率，同时提高了注入水有效利用率，减少无效循环，节能的同时达到了增效的目的。

周期注水 低渗透性储层 压力变化

某油田经过多年注水开发，储层的非均质性变得非常严重，低渗透层很难得到充分动用。周期注水能够通过周期性地提高和降低注水量，使油层内部产生压力变化，从而提高低渗透性储层内液体的流动性，改善水驱效果，提高采收率。在某油田某区实际开发应用过程中，对周期注水方式进行改进，针对调整目的层以对应两口注水井为一组实行间歇停注，取得了较好的水驱效果。

1 驱油原理

周期注水是一种通过人为造成压力扰动，增加液体在不同物性、不同位置储层中的窜流作用从而提高波及体积，改善水驱效果，提高采收率的注水方法。

周期注水的作用机理[1]，主要是利用周期性地提高和降低注水量的办法，使油层内部产生压力变化，从而提高储层内液体的流动性。在周期注水的注水期或加大注水量的半个周期内，高渗层压力传播快而迅速升压，低渗层升压缓慢，产生压力差，从而使流体由高渗层向低渗层流动。而在周期注水的停注或减少注水量的半个周期内，高渗层压力迅速下降，低渗层的压力下降缓慢，同样也产生压力差，这时的压力是低渗层的压力大于高渗层的压力，因而，流体主要是从低渗层向高渗层流动。流体在由低渗层向高渗层渗流的过程中，一部分水会滞留在低渗层，这样返回高渗层的油就增多。这种压力的交替变化使差油层的开发效果得到改善。如此往复，就可以降低含水，提高产量。

某油田在将周期注水应用于油田开发过程中，对这种注水方法进行改善，针对调整目的层以对应2口注水井为1组实行间歇停注，在周期性地改变注入量的过程中,增加了方向性的调整，既利用油藏中的弹性能量及压力场变化的引起常规注水状态下无法动用的低渗透层内的剩余油流动，同时,又通过方向性调整扩大波及体积，减少波及死角滞留区，使低渗透层段及未波及区域中的油被采出。

2 应用效果

2010年底，在某油田对水井1和水井2针对目的层——A层，以这2口注水井为1组，进行对应注水井周期注水调整。

2.1 注水井的基本情况

水井1全井分5个注水层段，日配注水45 m3，日实注水41 m3。水井1共连通5口采油井——油井1-1、油井1-2、油井1-3、主要受效井1、主要受效井2，其中油井1-1、油井1-2、油井1-3只与水井1连通，不与水井2连通。这3口采油井在水井1调整前合计日产液187t，日产油7.7t，综合含水95.88%，平均流压4.81 MPa；而主要受效井1、主要受效井2这2口采油井既与水井1连通也与水井2连通，是对应周期注水调整的主要受效井，这2口采油井在注水调整前合计日产液94 t，日产油4.5 t，综合含水95.23%，平均流压4.07MPa。

从水井1测得的同位素测试成果显示，全井吸水最好的层是A层，相对吸水比例达到25.8%，该层发育的砂岩厚度是3.5 m，有效厚度1.4 m，发育较好，与周围油井的连通也很好。连通的采油井在A层的发育也都比较好，只有主要受效井1发育有效厚度0.2m，其余4口井发育有效厚度都在0.5 m以上。从连通油井的环空找水资料上看，主要受效井2的 A层日产液2.8t，日产水2.7 t，含水95.4%，为全井最高含水层；油井1-2的A层日产液9.1 t，日产水9.1 t，含水99.6%，为全井最高含水层；油井1-3的A层日产液8.4 t，日产水7.9t，含水93.5%，为全井最高含水层。

由于水井1在A层的吸水比例高，连通油井在该层的含水级别高，因此水井1偏5层段（某层-A层）一直在控制注水，日配注水10m3，日实注水10m3，以控制连通油井的含水上升速度。

水井2全井分4个注水层段，日配注水80m3，日实注水77m3。水井2共连通3口采油井，除主要受效井1、受效井2之外，还连通采油井2-1井。连通油井2-1在水井2注水调整前日产液40t，日产油1.7t，含水95.75%，流压5.59MPa。

水井2的同位素测试成果显示，发育砂岩厚度3.2m，有效厚度1.2m的A层也是全井吸水比例最高的层，相对吸水比例达到28.87%。连通的3口采油井中主要受效井2环空测试成果显示A层是全井最高含水层，另外2口采油井无环空测试资料，但全井含水均高于95%，且流压较高，因此水井2偏4层段（A层）一直控制注水，日配注水10m3，日实注水10m3。

2.2 周期注水方案实施情况

由于水井1和水井2两口注水井在A层的吸水比例高，连通采油井在该层的含水级别高，因此制定以水井1和水井2，2口注水井为1组的对应注水井周期注水方案，调整目的层——A层。

2010年11月，对水井1和水井2执行对应周期注水上半周期，将水井2偏4层段（A层）停注；水井1偏5层段（某层-A层）按原方案日配注水10 m3注水。2011年6月进行对应周期注水下半周期，将水井2井偏4层段停注层打开，日配注水10m3；将水井1偏5层段停注。

2.3注水效果

水井1针对目的层的调整是先注水后停注，因而只与水井1连通，不与水井2连通的3口采油井产量变化是周期注水上半周期产液量稳定、产油量下降、含水量上升、流压基本稳定，周期注水下半周期产液量下降、产油量略升、含水下降、流压下降，油量自然递减由2010年的12.58%到2011年的6.76%，下降了5.82个百分点，年含水上升值由2010年的0.37个百分点到2011年的0.30个百分点，下降0.07个百分点。

由于注水持续性，压力未造成大的波动，因此受效十分显著，调整前后对比日降液1 t，日增油1 t，含水下降1.16%,流压上升0.24 MPa，2011年油量无自然递减，含水下降。

3 经济效益分析

在该油田进行的针对调整目的层，以2口井为1组，进行对应注水井周期注水的方案调整取得了很好的调整效果，其经济效益主要有两个方面：

1）对应注水井周期注水有效地提高了注入水有效利用率，减少无效循环，节约注水。2口注水井2个注水层段交替停注，日减少注水10m3，2011年减少注水3650m3，注水成本按4.7元/m3计算，2011年节约注水成本费1.7155×104元。

2）对应周期注水井连通的5口采油井调整前后对比日产油量由2010年12月的13.6t上升至2011年12月的13.8t，扣除正常递减日增油1.56t，原油扣除成本按1341.6元/t计算，2011年增加经济效益76.3907×104元。

两项合计2011年对应注水井周期注水调整方案共创经济效益78.1062×104元。预计该方案有效期在3年以上，3年可创经济效益130×104元以上。

4 结论

对应注水井周期注水在原单井周期注水的基础上进行改进，针对调整目的层，以2口或多口注水井为1组，周期性及方向性地改变注入量，利用油藏中的弹性能量及压力场变化的引起常规注水状态下无法动用的低渗透层内的剩余油流动的同时,又通过方向性调整扩大波及体积，减少波及死角滞留区，使低渗透层段及未波及区域中的油被采出，是一种增产、节能、有效提高采收率的注水方式。

[1]王永春,隋军,李彦兴等.某油田注水开发技术与管理[M].北京;石油工业出版社,2010:63-78.

10.3969/j.issn.2095-1493.2012.05.018

张静，2007年自修完成大庆石油学院石油工程专业，现从事油藏开发研究工作，E-mail： zhjnig@petrochina.com.cn，地址：黑龙江省大庆市第五采油厂第一油矿技术队，163513。

2011-04-10）