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4713 X 10't，其中水动力学方法增产3963 X 10'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。