周期注水对提高油藏水驱开发效果的研究

王麒博，王天阁

（长庆油田分公司第十一采油厂太白梁采油作业区，甘肃 庆阳745000）

1 引言

我国在进行油田开采的过程中，通常都是利用直接钻井式的方法进行，但是对于地质情况复杂的区域来说是有局限性的。在进行油藏水驱开发的过程中应用周期注水方式，通过水量的调整来提高油层开发程度，按照注水井组轮流改变注水方式使得原油从低渗透率小层流入高渗透率部分，最终使得整个油藏水驱的开发效果得到优化，相应的油藏采收率大大提升。

2 调整周期注水的方法

在进行水井钻进时，想要在地层中形成一个不稳定的压力场，就必须要通过改变注水周期进行流体的地下分布情况改善，使得注入水发生层间出现一定的渗流现象，这样在后期才会根据压强的不同使原油在高渗透区和低渗透区之间相互置换[1]。为了使注水周期合理化，采取数值模拟试验来选择最为适宜的注水周期，前期分别预测了停注周期为30 天、60 天、90 天、120 天、180 天，对比不同方案的开发效果得出：60 天和90 天的对称周期比较合理，而且采用对称周期比不对称周期的整体采收率更高。在进行半周期长度与采收率关系的试验中能够比较得出：注入半周期1h、停注半周期1h 的采收率为41.2%；注入半周期1h、停注半周期2h 的采收率为40.3%；注入半周期2h、停注半周期1h 的采收率为40.3%；注入半周期2h、停注半周期2h 的采收率为41.6%。同时，注水量与采出程度息息相关，原注水量为26.04t，日产水为137.4m3，采出程度为32%；当注水量变为原注水量的1.5 倍时，即25.11t，日产水为138.3m3，采出程度为31.53%；当注水量变为原注水量的2倍时，即24.09t，日产水为139.3m3，采出程度为31.09%。

3 试验方案的实施与结果研究

3.1 试验井的基本情况

204 队选择了3 口注水井进行试验，分别命名为喇3-335、喇3-328、喇2-346，该区域的单井射开岩砂厚度为34.1m，有效厚度为10.8m，底层系数为3.683μm·2m。在进行试验之前，每天的注水规定量为310m3左右，实际的注水量达到了338m3，注采比例为1.05，累积注水量达到了7296.091×100000m3。这三口注水井还需要和其他的联通油井一起合作，这些联通油井的单井射开岩砂厚度为22.3m，有效厚度为6.8m，底层系数为0.9046μm·2m。选择一组日常采油的数据作为比较对象：在2017年5月，日产原油液体总量为2544t，最终能够使用的油量为每日30t，综合含水量达到了92.67%，静压11.55MPa，流压3.95MPa，累积产油量达到了258.87×100000t。

3.2 试验井的地质特征

由于试验区位于萨东河流三角洲沉积体系，相应的地质条件比较复杂，纵向上厚油层与薄油层以及标外储层相互交错分布，非均质性十分严重，整体的原油空间错综复杂，开采难度较大。

3.3 实施与效果

在第一周期中，增压周期高渗透带的原油率先被驱走，含油饱和度被大大降低，另一部分进入低渗透区，含有饱和度提升；当降压周期发生变化，低渗透区的原油被驱动进入高渗透区，两个区域的饱和度会再次发生变化。为了使得周期注水的效果更加显著，在进行注水井测试后，确保每一个注水井的使用性是良好的，才可以进行配注工作的实施。在第一周期的试验结束后，相对于注水之前的含量而言，采油井的日产液上升了14t，每天的原油开采增加了2t 左右，而且原油液面的位置也从557.36m 上升至534.58m。

在第二周期中，需要额外考虑注水过程中点下流体的渗流方向会发生一定的改变，但是为了使得这一改变始终处于正常的范围内，就必须要开井注水，且保障注水量始终保持着1：1 的比例。在试验期间，所得数据如下：累积少注水2400m3时，油井共计每天增加原油产量达到8t，累积少产水560m3。

通过对油井进行周期注水的试验发现，在喇3-335 井、喇2-346 井，相应的油层发育情况不佳，而喇3-328 井的油层开采结果十分显著。因此，对喇3-335 井和喇2-346 井的油层进行周期性的注水措施应用，使得其内部的油层动用状况得到改善，从而提高出油的效率。

4 结语

在进行油田开采的过程中，传统、直接的开采方式已经不能满足当前的油田开采需求，尤其是在一些地质情况复杂多样的区域，为了尽可能获得较高的采油量，在进行油田注水开发时，通过周期注水进一步促使油层中渗流场发生渗流效应，从而不断地将水驱效果进行改善和优化，对于提高油田开采量具有关键性意义。与此同时，周期注水方式对提高水驱采收率也作出了较大的贡献。