周期注水.docx

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周期注水

应用周期注水方式改善油田开发效果

注水是当今世界油田采用的主要开发方式，是最经济有效的提高采收率的方法。

注水油田的高含水采油期，是注水油田开发过程中一个重要的时期，我国中等粘度的注水油田，有一半左右的水驱可采储量将在高含水期采出。

油田进入高含水期开采后，在稳定注水条件下，注入水很难扩大波及体积，大部分水沿己经形成的水窜通道采出地面，使注入水的利用率越来越低。

而且在该阶段随着油田综合含水的升高，地下油水分布日益复杂，油、气、水和岩石的性质发生许多变化；伴随油田采出水量逐渐增加，开发工作量逐渐加大；增产增注的措施效果越来越差；井况也越来越差。

因此高含水期的调整工作，关系到整个油田开发水平的高低，不仅难度大，而且非常重要。

以改变油层中的流场来实现油田调整的方法称为水动力学方法。

它的主要作用是提高注入水的波及系数，是改善高含水期油田注水开发效果的一种简单易行、经济有效的方法。

注水油田开发调整水动力学方法的概念最早是由前苏联人1986年提出的。

在此之前，虽然这种方法早已在应用，但没有专门地独立和研究。

由于它在注水油田开发调整中的重大价值，而逐渐引起人们的注意，并从1986年起把它作为独立的方法进行研究。

水动力学方法按其作用的特点又可分为两种类型：

①通过改变井的工作制度，实现油田强化开采的方法；②改变初始采用的井网和层系的调整方法。

水动力学方法与三次采油方法相比，水动力学方法工艺比较简单，成功率高，效果显著，投资较小，经济效益好；而三次采油方法工艺比较复杂，投资大，风险大。

水动力学方法往往只需要较小的工作量就能获得较大的成效。

水动力学方法由于实施比较容易，投资比较少，而得到了广泛的应用。

在国外，前苏联1988年在32个生产联合公司的210个油田上进行了336项试验和推广提高采收率工作，其中热采47项，物理、化学法105项，水动力学法214项。

用这些方法增产原油4713X10't，其中水动力学方法增产3963X10't，可以看出水动力学方法的应用和效果所占比重多大。

在我国，应用水动力学调整方法也出现了一大批成功的典型。

如喇嘛甸油田改变液流方向的注采系统调整；大庆长坦南部和扶余油田的周期注水；王场油田的单井吞吐；任丘、莫州油田的降压开采等。

这些成功的实例说明水动力学方法在我国有着极为广阔的应用前景。

周期注水也称作不稳定注水、间歇注水、脉冲注水等，是20世纪50年代末和60代初开始在前苏联和美国实施的一种注水方法，在前苏联应用比较广泛。

70-80年代，前苏联己把这种方法作为注水油田改善开发效果的主要方法，实施规模相当大，主要在西西伯利亚、古比雪夫共22个油田约80个层系中应用，三个油区实施周期注水10年内，共增产原油2200×1011t。

我国20世纪80年代开始在扶余、葡萄花、克拉玛依等油田开发了周期注水的矿场试验，并取得了一定成效。

1.3.1周期注水的驱油机理

周期注水作为一种提高原油采收率的注水方法，其作用机理与普通的水驱不完全一样，它主要是利用压力波在不同渗滤特性介质中的传递速度不同，通过周期性的提高和降低注水量的办法使得油层内部产生不稳定的压力场和在不同渗透率小层之间产生相应的液体不稳定交渗流动。

在升压半周期，注水压力加大，一方面部分注入水由于压力升高直接进入低渗层和高渗层内低渗段，驱替那些在常规注水时未能被驱走的剩余油，改善了吸水剖面；另一方面由于注入量的增大，部分在大孔道中流动的水克服毛细管力的作用沿高低渗段的交界面进入低渗段，使低渗段的部分油被驱替；再者，注水压力的加大使低渗层段获得更多的弹性能，因此，水量越大，升压半周期储层内流体的各种活动越强烈。

当进入降压半周期，由于高、低渗段压力传导速度不同，高渗段压力下降快，低渗段压力下降慢，这样高、低渗段压力传导速度不同，高渗段压力下降快，低渗段压力下降慢，这样高、低渗段间形成一反向的压力梯度，同时由于毛细管力和弹性力的作用，在两段交界面出现低渗段中的部分水和油缓慢向高渗段的大孔道流动，并在生产压差的作用下随后来的驱替水流向生产井，因此，水量越小，高渗层段能量下降越快，越有利于低渗层段较早地发挥其储备能，而高渗层段内的低渗段流体在弹性能和毛细管力的作用下沿高、低渗段的交界面进入高渗段的时机也越早，流体也越多。

1.3.2影响周期注水开发效果的油藏条件

1、油层非均质性的影响

液体是有选择性的沿渗透性好的小层渗流，渗透率非均质性的增加降低了常规注水波及油层的效率。

在稳定注水时，各小层的渗透率级差越大，驱替前缘就越不均衡，水驱油的效果就越差。

周期注水主要是采用周期性的增加或降低注水量的办法，使油层的高低渗透层之间产生交替压力波动和相应的液体交渗流动，使通常的稳定注水未波及到的低渗透区投入了开发，创造了一个相对均衡的推进前缘，提高了水驱油的波及效率，改善了开发效果。

地层渗透率的非均质性，特别是纵向非均质性，有利于周期注水压力重新分布时的层间液体交换，有利于提高周期效应的效果。

油层非均质性越严重，特别是纵向非均质性越强，周期注水与连续注水相比改善的效果越显著。

我国周期注水效果较好的油田大都是非均质比较强的油田，如克拉玛依油田二东区克下组，渗透率严重非均质，同一岩性段内渗透率级差可达几十倍，如果采用连续注水，效果将会是很差的。

葡萄花油田、太南油田、扶余油田都是这种情况，特别是扶余油田，属于砂岩裂缝油田，严重非均质。

2、垂直渗透率的大小对周期注水的效果也有影响

随着垂直渗透率（Kv）水平渗透率（Kh）比值的增加，常规注水与周期注水采收率都增加，同一Kv/Kh下，周期注水效果好于常规注水，Kv/Kh=1/2时，周期注水改善常规连续注水效果最明显，Kv/Kh，，过大和过小，改善的效果都会减弱。

3、周期注水对砂岩和碳酸盐岩均有效但效果最好的是高渗透砂岩和低渗透碳酸盐岩储层。

4、小层平面间的水动力不连通程度参数（w）的影响

实际上，油层通常都是由中间夹着泥岩、粉砂岩和致密石灰岩等不渗透性薄层的不同渗透率小层组成的储油层，在油层中建立不稳定的压力场时，水动力交渗流动只能通过各小层的水动力连通地带实现。

引进水动力不连通程度参数（平）来表示这一因素对周期注水的影响，它表示各小层不渗透接触面积与油层整个面积的比例关系。

不连通程度（平）值越大，其周期注水效果越差。

对于非均质性不同的油层和渗透率组合来说，都存在一个极限值，高于这个值后，一般认为进行周期注水是不合理的。

5、周期注水的油藏最好是封闭的

这样才能在短期内将地层压力恢复到预定的较高压力水平上。

6、周期注水对亲水和亲油的储层都适用

毛细管压力越大即岩石亲水性越强，常规注水及周期注水的效果均越好。

同期注水比常规注水改善开发指标的程度则为毛细管压力适中时最高，毛细管压力为零或过大，开发指标提高幅度反而下降。

这一点在我国油田实际中也有反映，如周期注水取得效果较好的葡萄花油田、太南油田、扶余油田的岩石润湿性都是偏亲水的。

7、周期注水时油藏必须具有高于某一临界值的剩余油饱和度

某些试验认为，该临界值随油藏而异，一般应高于水驱后孔隙中的残余油饱和度。

8、水滞留（利用）系数p的影响

水的滞留系数p，或者水的利用系数，是指由水淹高渗透小层进入低渗透小层而被滞留下来的那部分水量。

其大小取决于岩石及其所含流体的物理、化学性质，其值由实验室确定，建议取值0.5-0.70在周期注水的升压半周期，注入水在高低渗透层之间的压差作用下，沿着高低渗透层之间的交渗面进入低渗透层；在降压半周期，高渗层的压力迅速下降，低渗层弹性能释放，孔隙内流体反向注入高渗层，同时部分渗入水滞留在低渗透层孔隙中，被滞留的水取代的原油进入高渗层被采出。

通过数值模拟计算表明，水的滞留系数越大，由低渗层进入高渗层的油就越多，周期注水的效果越好。

9、油水粘度比的影响

周期注水适用于任何粘度的原油，但原油粘度不同，增产效果不同。

随着油水粘度比的增加，无论是常规注水，还是周期注水，其效果都变差。

这是因为油水粘度比越大，油水流度就越大，注入水更容易形成粘性指进现象，油井见水加快，降低了波及系数，这正是高粘油藏注水开发的最不利因素。

在其它条件相同的情况下，在高粘油藏中进行周期注水，其效果明显比在低粘油藏中好。

可见在常规水驱效果较差的情况下进行周期注水可获得更好的增油效果。

此外，正韵律储层应用周期注水采收率提高幅度大于反韵律油层，周期注水可以用于不同形式的采油井和不同的注水井位置。

1.3.3周期注水工作方式

按照周期注水不同的频率，可以分为对称型和不对称型两大类。

所谓对称型就是指周期注水的注水时间和停注时间相等，不对称型是指注水时间和停注时间不相等，不对称型又可分为短注长停型和短停长注型。

北京勘探开发研究院通过数值模拟研究了不同工作制度对周期注水效果的影响。

在对称型中，研究了一组共三个工作制度，即在采油井连续采油的情况下，注水井采用对称的三个工作制度。

在不对称型工作制度中，研究了三组不同的类型：

第一组，在采油井连续采油的情况下，注水时间小于停注时间；第二组，在采油井连续采油的情况下，注水时间大于停注时间；第三组，注水井与采油井都不连续工作，注水井注水时，采油井停采；采油井采油时，注水井停注。

不同周期注水工作制度对采收率影响对比结果看出，不对称的第三组，注水井与采油井交错注采的采收率最高，为0.587-0.616；不对称的第一组短注长停型采收率次之，为0.597-0.575；对称的又次之，为0.564-0.566；不对称的第二组长注短采型采收率最低，为0.528-0.548。

因此在矿场实施周期注水时，推荐工作制度为注水井、采油井交替注，并且注水井短注长停，预计其效果将最好。

在我国进行周期注水的实践中，根据各油田、各区块的具体地质条件和气候等状况的不同，己出现了很多不同的做法，包括：

①整个区块内的全部注水井全部停注及开注；②各注水井排或将注水井分为若干个组，按井排或井组交替停、开注；③在注水井排（或组）内各注水井周期的交替停、开注；④在注水井内划分几个层段，周期的交替停、开注；⑤在注水井内某一层段周期的交替停、开注，其它层段仍连续注水；⑥注水井注水时，油井停止采油，注水井停注时，油井才开井生产，即一般所谓的脉冲注水；⑦注采井别互换，即部分注水井改采油井，部分采油井转注；⑧单井注水吞吐，即在一口井上周期的交替进行注水和采油；⑨注采井同时停注、停采，过一段时间后再开井进行采油和注水。

周期注水工作制度很多，但对某一油田来讲，并不是任何方式都是适用的。

例如：

对于单井吞吐或注水井改为生产井，只有在亲水、最好是强亲水的条件下才可能取得很好的效果，而对于亲油的储层，很可能是得不偿失。

因此，对于某一个具体的油藏来说，在实施中要根据油藏的具体地质条件，运用数值模拟方法或矿场实际试验情况来优选周期注水方式。

有时候各种自然地质条件也促使人们使用某一种周期注水方式。

例如：

大庆的太南开发区地处主寒地区，由于注水井的配注量低，冬天易于冻结，促使人们干脆采取冬天全部注水井停注的办法来实行周期注水。

虽然在不对称注水井短注长停型工作制度中，注水井、采油井交替注采能够获得最高的采收率，但这种工作制度在现场可能较难实施，因为它能够影响到产量，油井停止生产造成的产量损失需要较长的开发时间才能得到补偿。

在周期注水过程中，应尽可能选择不对称短注长停型工作制度，也就是在注水半周期内应尽可能用最高的注水速度将水注入，将地层压力恢复到预定的水平上；在停注半周期，在地层压力允许范围内尽可能延长生产时间，这样将获得较好的开发效果。

1.3.4连续注水转周期注水的最佳时机

日前油田开发一般都采用连续注水方式，在连续注水一段时间后往往为了改善开发效果而转入周期注水，因此就存在一个转入周期注水的最佳时机问题。

所谓最佳时机就是在这个时间转为周期注水后，增产油量最多，开发效果最好。

在这个问题上目前还没有找到一个明确的界限。

从北京勘探开发研究院计算结果以及有关文献来看，在任何阶段由连续注水转为周期注水都能够改善开发效果，越早转入周期注水，效果越好。

因为实施周期注水时间越长，则高、低渗透层之间的压差越大，层间液体交渗越充分。

周期注水也可用于严重出水的油藏，甚至在连续注水条件下油井已达到经济极限之后也可应用。

在实践中，我国胜利、扶余、新疆以及喇萨杏油田杏六区的周期注水都是在含水率80%-90%甚至更高的情况下开始的，也都取得了比较好的效果。

1.3.5周期注水合理周期确定

注水周期的长短决定交渗流量大小和油层压力变化幅度沿油层长度分布的强烈程度，即注入水波及油层范围的大小。

根据理论分析，理论注水半周期按下式计算：

式中：

L—注水井排与生产井排之间的距离，cm；。

ω—未注水时地层平均地压系数，cm2/s；

T—注水半周期，s。

上式说明地层的弹性越差，周期越短；油层渗透率越高，周期也越短。

合理的注水周期是实施周期注水的重要参数。

停注时间过短，油水来不及充分置换；但如果过长，地层压力下降太多，产液量也随之大幅度下降；并且，当含水率的下降不能补偿产液量下降所造成的产量损失时，油井产量将会下降。

油井井底压力也不宜过多的降至饱和压力以下，以免井底严重脱气，造成产液、产油指数下降，并降低泵效。

注水压力的升高也有一定的限度，地层压力一般不宜超过原始地层压力，注水井井底压力也不宜超过岩石破裂压力。

因此注水周期的长短应根据油藏的含水和压力的高低等因素通过数值模拟和现场实际经验来确定。

无论在多油层油藏还是在裂缝性油藏进行周期注水，使用变化的周期是合理的。

用最大和最小周期交替造成压力波动，可使注入水波及范围增大，从而驱出更多的原油。

随着周期注水轮次的增加，其效果一般将越来越差，甚至完全失效。

在这种情况下可以适当延长注水周期的时期，甚至改用另一种更为强化的周期注水方式。

1.3.6周期注水合理注水量确定

在实施周期注水时，原则上仍应根据注采平衡的原则来确定注水量，但是考虑到进行周期注水以后，含水率和产液量将会下降，波及体积和注水效率都会有所增加，因此实际的注水量将低于连续注水时的注水量。

根据国内外的经验，周期注水时的水量大体上为连续注水时的70%-90%左右，但即使是这样，由于周期注水有相当长年停注时间，因此实际注水强度将大大高于连续注水时的强度。

1.3.7周期注水效果变化趋势

周期注水效果变化趋势为：

如果周期持续的时间和注水量不变的话，以后各周期的效果将变差。

因此为了在每一周期都能够得到最大的效果，以后各周期持续的时间应当增加。

下面以一个具体的例子和数据说明周期注水效果的变化趋势。

前苏联的斯普拉柏雷油田德里佛区实施周期注水，水分别注入上斯普拉柏雷层和下斯普拉柏雷层，该区有57口井只采上层，12口井只采下层，23口井混采两层。

该区初期开发区的北部在短的注采周期与平衡注采实验之后，进行了三个完整的注采周期。

与这三个周期有关的数据归纳见表8-20

从表中可知，多次高速注水之后的最高产油量总是高于上次采油周期之末的产油量，恢复产油量所需的时间越来越长，并且平均产油量越来越低，对于这三次（230-246d）的注水采油周期，原油产量的递减率每个周期约为19%，结果是原油的单井日产量由第一个周期的3.87t/d降到第二个周期的1.54t/d，在这种情况下，注水后的最高油层压力都己足已再溶解油层中的一切天然气。

表7-4斯普拉柏雷油田德里佛区初期开发区北部的周期注水油层动态

1.3.8中原油田文13北块周期注水的实例分析

文13北在1996年综合治理过程中曾选择北部作为周期注水降压开采的试验井组，该井组累计注采比高，油井含水较高。

文13北块层间差异大，主力油层水淹程度高。

特别是该区块北部地区文13-2，13-6，13-7，

13-11注采井组，注水量远远超过地下采液量，导致注入水主要沿高渗透小薄、条带层和裂缝推进，造成油井严重水淹，含水95%以上，地下剩余油饱和带得不到开发。

上述井组控制含油面积1.2km2，地质储量173×104t，治理前日注水平358m3/d，累计注水101.0×10'm3地层压力47.36MPa，8口油井日产液61.5t/d，日产油3.9t/d，综合含水9496，油井累积产油15.5821X10't，采出程度9.4296，累计注采比高达1.70

上述井组实行周期注水的目的是更进一步改变液体的渗流压力场，使流场重新分布，建立一种既有水动力驱油又有地层毛管力和弹性力驱油的条件。

为改善上述井组开发效果，进一步提高剩余油饱和带的动用程度，96年对以上井组进行了周期注水。

周期注水遵循原则是：

不同的井组采取不同的注水周期；在注水井停注期间，对应油井照常生产，油井的能量降到一定程度后，对应注水井恢复注水，及时补充地层能量；对已恢复注水的水井，要把握好时机停注，避免注入水继续沿高渗透层突进。

通过对上述5个井组实行周期注水，改善了这些井组的产液状况，日产油量逐渐回升，综合含水下降，而且节约了大量注水，取得了较好的周期注水效果。