張靜（大慶油田有限責(zé)任公司第五采油廠）

對應(yīng)注水井周期注水在油田開發(fā)中的應(yīng)用

張靜（大慶油田有限責(zé)任公司第五采油廠）

目前某油田儲層的非均質(zhì)性非常嚴(yán)重，低滲透性儲層動用較差。在某油田某區(qū)通過應(yīng)用對應(yīng)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(guī)注水狀態(tài)下無法動用的低滲透層內(nèi)的剩余油流動，同時又通過方向性調(diào)整擴大波及體積，減少波及死角滯留區(qū)，使低滲透層內(nèi)及未波及區(qū)域中的油被采出。這種注水方式有效地改善了水驅(qū)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(huán)，節(jié)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(jīng)過多年注水開發(fā)，儲層的非均質(zhì)性變得非常嚴(yán)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(nèi)部產(chǎn)生壓力變化，從而提高低滲透性儲層內(nèi)液體的流動性，改善水驅(qū)效果，提高采收率。在某油田某區(qū)實際開發(fā)應(yīng)用過程中，對周期注水方式進行改進，針對調(diào)整目的層以對應(yīng)兩口注水井為一組實行間歇停注，取得了較好的水驅(qū)效果。

1 驅(qū)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(qū)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(nèi)部產(chǎn)生壓力變化，從而提高儲層內(nèi)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(nèi)，高滲層壓力傳播快而迅速升壓，低滲層升壓緩慢，產(chǎn)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(nèi)，高滲層壓力迅速下降，低滲層的壓力下降緩慢，同樣也產(chǎn)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(fā)效果得到改善。如此往復(fù)，就可以降低含水，提高產(chǎn)量。

某油田在將周期注水應(yīng)用于油田開發(fā)過程中，對這種注水方法進行改善，針對調(diào)整目的層以對應(yīng)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(diào)整，既利用油藏中的彈性能量及壓力場變化的引起常規(guī)注水狀態(tài)下無法動用的低滲透層內(nèi)的剩余油流動，同時,又通過方向性調(diào)整擴大波及體積，減少波及死角滯留區(qū)，使低滲透層段及未波及區(qū)域中的油被采出。

2 應(yīng)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(yīng)注水井周期注水調(diào)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(diào)整前合計日產(chǎn)液187t，日產(chǎn)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(yīng)周期注水調(diào)整的主要受效井，這2口采油井在注水調(diào)整前合計日產(chǎn)液94 t，日產(chǎn)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(fā)育的砂巖厚度是3.5 m，有效厚度1.4 m，發(fā)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(fā)育也都比較好，只有主要受效井1發(fā)育有效厚度0.2m，其余4口井發(fā)育有效厚度都在0.5 m以上。從連通油井的環(huán)空找水資料上看，主要受效井2的 A層日產(chǎn)液2.8t，日產(chǎn)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(chǎn)液9.1 t，日產(chǎn)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(chǎn)液8.4 t，日產(chǎn)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(diào)整前日產(chǎn)液40t，日產(chǎn)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(fā)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(huán)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(huán)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(yīng)注水井周期注水方案，調(diào)整目的層——A層。

2010年11月，對水井1和水井2執(zhí)行對應(yīng)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(yīng)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(diào)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(chǎn)量變化是周期注水上半周期產(chǎn)液量穩(wěn)定、產(chǎn)油量下降、含水量上升、流壓基本穩(wěn)定，周期注水下半周期產(chǎn)液量下降、產(chǎn)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(xù)性，壓力未造成大的波動，因此受效十分顯著，調(diào)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(jīng)濟效益分析

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

1）對應(yīng)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(huán)，節(jié)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(jié)約注水成本費1.7155×104元。

2）對應(yīng)周期注水井連通的5口采油井調(diào)整前后對比日產(chǎn)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(jīng)濟效益76.3907×104元。

兩項合計2011年對應(yīng)注水井周期注水調(diào)整方案共創(chuàng)經(jīng)濟效益78.1062×104元。預(yù)計該方案有效期在3年以上，3年可創(chuàng)經(jīng)濟效益130×104元以上。

4 結(jié)論

對應(yīng)注水井周期注水在原單井周期注水的基礎(chǔ)上進行改進，針對調(diào)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(guī)注水狀態(tài)下無法動用的低滲透層內(nèi)的剩余油流動的同時,又通過方向性調(diào)整擴大波及體積，減少波及死角滯留區(qū)，使低滲透層段及未波及區(qū)域中的油被采出，是一種增產(chǎn)、節(jié)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(fā)技術(shù)與管理[M].北京;石油工業(yè)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(xué)院石油工程專業(yè)，現(xiàn)從事油藏開發(fā)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(shù)隊，163513。

2011-04-10）