周期注水方法在油藏开发中的适用性

赵云斌，张艳英，刘艳涛，彭良群(.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300459； .中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459)

1 周期注水机理

周期注水的机理主要是压力扰动引起弹性效应，在非均质性油藏中，通过调整井口配产配注，改变采出端与注入端压力，从而产生一个变化的压力，根据导压系数公式(式)可知，压力变化在储层中不同渗透性和流体性质区域的传递快慢不一样，这样在高低渗层和含水饱和度差异较大的区域产生一定的压差，促使油水间相互交渗，从而提高注水波及区域，改善开采效果[1-2]。其作用过程主要是依靠地层弹性力和强化毛管压力驱油。

导压系数公式为：

式(1)和(2)中：c为导压系数(cm2/s)；μ为液体黏度(mPa·s)；K为渗透率(mD)；Φ为岩石孔隙度；Ct油藏综合压缩系数(MPa-1)；SW为含水饱和度；CP、CO、CW分别为岩石、孔隙油、水压缩系数(MPa-1)。

在周期注水过程中弹性力引起储层流体扰动，随着压力梯度增大，促使部分油相突破一些贾敏效应较大的区域而流动，从而扩大注入水波及体积，提高储层动用程度。但根据前人模拟研究分析，注入端产生的压力梯度影响的范围较小，距井越近，压差越大，距井越远，压差影响越小，因此弹性压力影响范围和时间有限[3]。

随着注入端压力梯度增加，粗毛细管力增大，将注入水朝细毛管推进，置换细毛管中剩余油。根据驱替过程不同，存在吸渗和排驱两条毛细管压力曲线，排驱曲线毛管压力值高于吸渗曲线的值。亲水岩石水驱油过程采用吸渗曲线，油驱水过程采用排驱曲线。常规注水过程中，以驱动压差为主，毛管力的作用忽略不计，但周期注水停注期间，仅毛管力发挥作用，产生自吸渗现象，采用吸渗毛管力曲线计算。

2 周期注水作用过程

周期注水过程主要包括注水提压和采油释压两个阶段。弹性力排油和强化毛管压力吸水排油作用。

2.1 注水提压阶段

强化注水时，根据上式可知，由于地层渗透率差异影响，注入端通过增注提压，压力迅速传导至含水饱和度较高的高渗区域，形成高压区域，而在含水饱和度较低的低渗区域压力传递缓慢，形成暂时的低压区域，这样在强化注水期间形成从高渗透区域向低渗透区域方向的附加压力梯度，促使注入水从高渗透区域逐渐渗入至低渗区域，置换出低渗区域剩余油，提高水驱波及体积。伴随着长时间注水提压过程，地层压力不断升高，在低渗区域弹性驱油能量逐步积聚，弹性力逐渐升高。

2.2 采油释压阶段

注入端停注时，压力首先在高渗透区域迅速下降，而低渗区域压力下降缓慢，在高低渗区域间产生反向压力梯度，释放积蓄的弹性能量，一部分油水从低渗区域流向高渗区域。后期随着弹性能量逐渐减弱，弹性力逐渐降低，毛细管力作用渐渐凸显，由于高低渗区域间含水饱和度和渗透率差异较大，产生毛细管压力梯度自吸渗现象，注入水从高渗区域渗流至低渗区域，剩余油从低含水饱和度区域流向高渗透区域，直至高低渗区域饱和度趋于一致。再次调整注入端后，排驱至高渗区域的剩余油被采出。

3 周期注水主要参数确定

3.1 注水时机的确定

合理时机应该是在这个时间实施后，开发效果最好。大量模拟试验表明中高含水期实施周期注水效果更突出，采收率提高幅度最高，并且对开发年限影响较小。

3.2 注水周期的确定

合理停注周期是周期注水的关键，影响着地层压力重新分布的时间，根据前人理论分析[5]，注水半周期如式(3)所示：

式中：L为注水井到采油井之间的距离(cm)；C为地层平均导压系数(cm2/s)。

相关试验研究表明不同的油藏地质条件[4]，合理的停注周期不同，如果周期太短，蓄积的弹性能量弱，压力变化幅度小，毛细管力作用时间短，层间交渗量小，效果差；如果周期太长，对于饱和压力较高的油田，地饱压差较小，易造成油层脱气，从而影响油田开发效果。因此，周期长度存在一个合理的界限值。根据注采平衡原理，停注期间以饱和压力为下限，以停注前的压力状态为恢复界限，计算停注周期的界限值：

式中：Q为停注期间日产液量(m3/d)；V为孔隙体积(m3)；Pr为地层压力(MPa)；Pb为饱和压力(MPa)。

此外，注水井停注时间过长，易导致地面管线在冬季出现冻结、电泵井易欠载等管理难度大的问题，因此，停注周期还要综合考虑其他情况，保障油田正常开发。

3.3 注水方式的确定

根据油水井停产时间不同可分为同步和异步周期注水，按注水周期不同可分为对称型和非对称型周期注水[5]。不同间注方式对周期注水的效果不同，采用何种方式需综合考虑油田储层发育情况、物性情况、累注入量、油井含水、采收率以及经济开发年限的影响。油田实际开发中，为保障采油速度，油井一般长期生产，而注水井选择周期性停注的方式。

3.4 周期注水量的确定

注水量的确定一方面要保障区块注采平衡，保障完成年度区块注水需求，但考虑到周期注水有效提高了注水利用率，因此可适当低于稳定注水时的年度注水量；另一方面，注水量的变化对地层压力的变化起主导作用，因此在确定注水量时既要保障地层压力有明显波动，又要重视油藏能量的补充。一般情况下，周期注水水量为正常注水的80%左右[6]。

4 周期注水选井依据

结合前人相关研究[7-8]，为确保周期注水能够达到最佳的增产效果，结合地质油藏和油田开发特征，总结了周期注水实施的基本条件：(1)油藏封闭性，封闭性油藏能避免其他水体影响周期注水压力波动幅度，从而充分发挥弹性力排油作用，提高注水利用率；(2)储层非均质性，油层的纵向非均质程度直接影响到层间含水饱和度差异和渗透率差异，进而影响到高低渗透层间的毛管力梯度和层间窜流量；(3)润湿性，岩石表面润湿性亲水性越强，水滞流系数越大，毛管力的水驱油作用越强，反之储油层亲油性越强，驱油效果越差；(4)注采完善情况，选择注采完善程度相对较高的区块能有效扩大油层波及体积；(5)地层原油黏度，选取地层原油黏度较低、流度比小的区块，毛管力才能大于原油粘滞力。原油黏度高，高低渗层间液体渗流阻力增加，提高了启动压力梯度，增大了渗流阻力，导致周期注水效果变差；(6)地层压力，选择地层压力水平相对较高的区块，避免停注期间地层压力低于饱和压力，导致油层脱气，或油井沉没度下降影响油井产液；(7)含油饱和度分布情况，选择高渗透段水淹严重，常规注水条件下挖潜难度较大，但低渗透段剩余油相对富集的区域。

5 周期注水开发效果评价

周期注水对油田开发效果的改善主要从以下几个方面进行评价[3]：(1)吸水剖面，注水强度变化会改变注水压差，从而改善注水效果；(2)注入水波及体积，通过监测油井产出水矿化度变化或示踪剂测试结果，验证周期注水扩大波及体积、改善驱油效果；(3)地层压力变化，周期注水期间地层压力会出现波动的情况，要确保各项注水参数合理，保障地层压力在合理的范围内波动；(4)预测水驱最终采收率，周期注水后，水驱效果提高，通过数值模拟方法对比预测实施前后采收率变化对开发效果进行评价[9]。

6 结语

(1)周期注水是一种常用的不稳定注水方法，其实质是利用储层的非均质性，通过注入端压力扰动，依靠毛管力渗吸作用和弹性力排驱作用置换出剩余油，从而扩大注水波及体积，提高原油采收率。(2)为保障周期注水增产效果最佳，需综合考虑油藏封闭性、储层非均质性，岩石润湿性、注采井网完善情况、地层原油黏度、地层压力以及含油饱和度分布等因素。(3)周期注水开发效果主要从吸水剖面测试、注水波及体积监测、地层压力变化及预测采收率指标方面综合评价实施效果。