對應注水井周期注水在油田開發中的應用

張靜（大慶油田有限責任公司第五采油廠）

對應注水井周期注水在油田開發中的應用

張靜（大慶油田有限責任公司第五采油廠）

目前某油田儲層的非均質性非常嚴重，低滲透性儲層動用較差。在某油田某區通過應用對應注水井周期注水方式，周期性及方向性地改變注入量，利用油藏中的彈性能量及壓力場變化引起常規注水狀態下無法動用的低滲透層內的剩余油流動，同時又通過方向性調整擴大波及體積，減少波及死角滯留區，使低滲透層內及未波及區域中的油被采出。這種注水方式有效地改善了水驅效果，提高了采收率，同時提高了注入水有效利用率，減少無效循環，節能的同時達到了增效的目的。

周期注水 低滲透性儲層 壓力變化

某油田經過多年注水開發，儲層的非均質性變得非常嚴重，低滲透層很難得到充分動用。周期注水能夠通過周期性地提高和降低注水量，使油層內部產生壓力變化，從而提高低滲透性儲層內液體的流動性，改善水驅效果，提高采收率。在某油田某區實際開發應用過程中，對周期注水方式進行改進，針對調整目的層以對應兩口注水井為一組實行間歇停注，取得了較好的水驅效果。

1 驅油原理

周期注水是一種通過人為造成壓力擾動，增加液體在不同物性、不同位置儲層中的竄流作用從而提高波及體積，改善水驅效果，提高采收率的注水方法。

周期注水的作用機理[1]，主要是利用周期性地提高和降低注水量的辦法，使油層內部產生壓力變化，從而提高儲層內液體的流動性。在周期注水的注水期或加大注水量的半個周期內，高滲層壓力傳播快而迅速升壓，低滲層升壓緩慢，產生壓力差，從而使流體由高滲層向低滲層流動。而在周期注水的停注或減少注水量的半個周期內，高滲層壓力迅速下降，低滲層的壓力下降緩慢，同樣也產生壓力差，這時的壓力是低滲層的壓力大于高滲層的壓力，因而，流體主要是從低滲層向高滲層流動。流體在由低滲層向高滲層滲流的過程中，一部分水會滯留在低滲層，這樣返回高滲層的油就增多。這種壓力的交替變化使差油層的開發效果得到改善。如此往復，就可以降低含水，提高產量。

某油田在將周期注水應用于油田開發過程中，對這種注水方法進行改善，針對調整目的層以對應2口注水井為1組實行間歇停注，在周期性地改變注入量的過程中,增加了方向性的調整，既利用油藏中的彈性能量及壓力場變化的引起常規注水狀態下無法動用的低滲透層內的剩余油流動，同時,又通過方向性調整擴大波及體積，減少波及死角滯留區，使低滲透層段及未波及區域中的油被采出。

2 應用效果

2010年底，在某油田對水井1和水井2針對目的層——A層，以這2口注水井為1組，進行對應注水井周期注水調整。

2.1 注水井的基本情況

水井1全井分5個注水層段，日配注水45 m3，日實注水41 m3。水井1共連通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只與水井1連通，不與水井2連通。這3口采油井在水井1調整前合計日產液187t，日產油7.7t，綜合含水95.88%，平均流壓4.81 MPa；而主要受效井1、主要受效井2這2口采油井既與水井1連通也與水井2連通，是對應周期注水調整的主要受效井，這2口采油井在注水調整前合計日產液94 t，日產油4.5 t，綜合含水95.23%，平均流壓4.07MPa。

從水井1測得的同位素測試成果顯示，全井吸水最好的層是A層，相對吸水比例達到25.8%，該層發育的砂巖厚度是3.5 m，有效厚度1.4 m，發育較好，與周圍油井的連通也很好。連通的采油井在A層的發育也都比較好，只有主要受效井1發育有效厚度0.2m，其余4口井發育有效厚度都在0.5 m以上。從連通油井的環空找水資料上看，主要受效井2的 A層日產液2.8t，日產水2.7 t，含水95.4%，為全井最高含水層；油井1-2的A層日產液9.1 t，日產水9.1 t，含水99.6%，為全井最高含水層；油井1-3的A層日產液8.4 t，日產水7.9t，含水93.5%，為全井最高含水層。

由于水井1在A層的吸水比例高，連通油井在該層的含水級別高，因此水井1偏5層段（某層-A層）一直在控制注水，日配注水10m3，日實注水10m3，以控制連通油井的含水上升速度。

水井2全井分4個注水層段，日配注水80m3，日實注水77m3。水井2共連通3口采油井，除主要受效井1、受效井2之外，還連通采油井2-1井。連通油井2-1在水井2注水調整前日產液40t，日產油1.7t，含水95.75%，流壓5.59MPa。

水井2的同位素測試成果顯示，發育砂巖厚度3.2m，有效厚度1.2m的A層也是全井吸水比例最高的層，相對吸水比例達到28.87%。連通的3口采油井中主要受效井2環空測試成果顯示A層是全井最高含水層，另外2口采油井無環空測試資料，但全井含水均高于95%，且流壓較高，因此水井2偏4層段（A層）一直控制注水，日配注水10m3，日實注水10m3。

2.2 周期注水方案實施情況

由于水井1和水井2兩口注水井在A層的吸水比例高，連通采油井在該層的含水級別高，因此制定以水井1和水井2，2口注水井為1組的對應注水井周期注水方案，調整目的層——A層。

2010年11月，對水井1和水井2執行對應周期注水上半周期，將水井2偏4層段（A層）停注；水井1偏5層段（某層-A層）按原方案日配注水10 m3注水。2011年6月進行對應周期注水下半周期，將水井2井偏4層段停注層打開，日配注水10m3；將水井1偏5層段停注。

2.3注水效果

水井1針對目的層的調整是先注水后停注，因而只與水井1連通，不與水井2連通的3口采油井產量變化是周期注水上半周期產液量穩定、產油量下降、含水量上升、流壓基本穩定，周期注水下半周期產液量下降、產油量略升、含水下降、流壓下降，油量自然遞減由2010年的12.58%到2011年的6.76%，下降了5.82個百分點，年含水上升值由2010年的0.37個百分點到2011年的0.30個百分點，下降0.07個百分點。

由于注水持續性，壓力未造成大的波動，因此受效十分顯著，調整前后對比日降液1 t，日增油1 t，含水下降1.16%,流壓上升0.24 MPa，2011年油量無自然遞減，含水下降。

3 經濟效益分析

在該油田進行的針對調整目的層，以2口井為1組，進行對應注水井周期注水的方案調整取得了很好的調整效果，其經濟效益主要有兩個方面：

1）對應注水井周期注水有效地提高了注入水有效利用率，減少無效循環，節約注水。2口注水井2個注水層段交替停注，日減少注水10m3，2011年減少注水3650m3，注水成本按4.7元/m3計算，2011年節約注水成本費1.7155×104元。

2）對應周期注水井連通的5口采油井調整前后對比日產油量由2010年12月的13.6t上升至2011年12月的13.8t，扣除正常遞減日增油1.56t，原油扣除成本按1341.6元/t計算，2011年增加經濟效益76.3907×104元。

兩項合計2011年對應注水井周期注水調整方案共創經濟效益78.1062×104元。預計該方案有效期在3年以上，3年可創經濟效益130×104元以上。

4 結論

對應注水井周期注水在原單井周期注水的基礎上進行改進，針對調整目的層，以2口或多口注水井為1組，周期性及方向性地改變注入量，利用油藏中的彈性能量及壓力場變化的引起常規注水狀態下無法動用的低滲透層內的剩余油流動的同時,又通過方向性調整擴大波及體積，減少波及死角滯留區，使低滲透層段及未波及區域中的油被采出，是一種增產、節能、有效提高采收率的注水方式。

[1]王永春,隋軍,李彥興等.某油田注水開發技術與管理[M].北京;石油工業出版社,2010:63-78.

10.3969/j.issn.2095-1493.2012.05.018

張靜，2007年自修完成大慶石油學院石油工程專業，現從事油藏開發研究工作，E-mail： zhjnig@petrochina.com.cn，地址：黑龍江省大慶市第五采油廠第一油礦技術隊，163513。

2011-04-10）