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[摘 要]本文通过在已形成周期注水试验成功经验和做法的前提下，对周期注水试验实施效果做了进一步的深入分析，评价，总结经验，继续探索，努力挖掘剩余油，并结合精细地质研究成果，通过油水井反映特点，对周期注水采油进行了一次再认识的过程。
[关键词]周期注水 应用 深入
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）47-0293-01
前言
某地区水驱开发即将进入特高含水期，“控水挖潜”已成为水驱开发的首要任务。由于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，大部分水沿已经形成的水窜通道采出地面，使注入水的利用率越来越低，而且伴随油田采出水量逐渐增加，开发工作量逐渐加大，措施效果逐年变差，井况也越来越差。因此控制油井含水上升速度首先减缓老井递减尤为重要。
1 地质简况
某矿位于某油田东南部，涉及四个开发区块，主力层周期注水工作主要选择在较完善的两个区块开展，含油面积34.48km2，地质总储量8842.22×104t。
2 区块开采简况
某矿基础井网于1968年投入开发，目前油井开井139口，日产液13731t，日产油1069t，综合含水92.21%，平均沉没度245m；注水井开井71口，日注水9967m3，月注采比0.709。从基础井网历年开采状况看，一方面，经过近几年的综合治理，含水上升速度，产量递减明显减缓，说明基础井网的产液结构得到了合理调整，开发效果有所好转；另一方面，注水井数比增加，注水量下降，注采比下降，说明由于受套损影响，注水调整空间逐渐减少。如何进一步控制含水上升速度，努力挖掘剩余油是基础井网的主要任务。
2011年下半年，某矿开始在东部基础井网开展了主力油层周期注水工作，采取整体异步周期注水方式，即葡I22、葡I33两油层交替周期注水，半周期定为6个月。目前已历时一个半周期，取得了较好的开发效果。共实施主力油层周期注水井17口，周围受效油井26口，第一周期日产液由4424t到4252t，日产液下降172t，日产油由303t到302t，综合含水由93.2%到92.8%；第二周期（下半周期正在执行中）日产液由4252t到4055t，日产液下降197t，日产油由302t到305t，综合含水由92.8%到92.5%；从两周期执行下来的效果可以看出，产量递减和含水上升速度均得到了有效控制。
3 总结经验，继续探索，努力挖掘剩余油
2013年，我们通过第一周期的效果分析，结合各井区开采变化及矛盾，做了相应的调整和总结工作，努力使周期注水工作由宏观向微观，由定性到定量，从整体到细节，进一步提高其效果。
3.1 按照油井主产层的不同，分类进行注水周期调整。
在第一周期里，方案设计主力油层的半周期为6-7个月之间，整体效果较好。但是，对于开采不同砂体的油井调整效果差异较大。为此，我们认真分析了开采状况，从去年10月份开始的第二周期里，决定把葡I33层段注水时间延长到8个月，缩短次要产层葡I 22注水时间，以达到最高采收率。初期油井日增油达到6t，到5月份，完成葡I33注水周期。下步我们将把目前注水的葡I22层段注水周期控制在5个月，使葡I22层也能达到最佳采出程度。
通过上述分析，我们结合精细地质研究成果与第一周期开采效果相结合，将葡I33层、葡I22层按照不同砂体分布状况确定主产层：周期注水井与连通油井处于大面积分布的河道砂体，而且不受废弃河道遮挡的油层定为主产层；周期注水井与连通油井受废弃河道遮挡，或分别处于河道砂、河间砂不同砂体的油层定为次要产层。目前，基础井网有11口井主产层为葡I33层，1口井主产层为葡I22层，14口井葡I33层、葡I22层同为主产层。下一步我们将对主产层单一的对应注水井分类进行注水周期调整。适当延长主产层的注水周期，控制在7-8个月；缩短主产层的停注周期，控制在4-5个月，达到最佳开发效果，提高采收率。
3.2 防止注采失衡，适当调整周期注水层段水量
去年10月份进入第二注水周期试验，我们应用精细地质研究成果，对葡I33层段停注周期里开发效果较差油井逐层分析。部分零散分布的井区由于油水井数比偏高，注采比偏低，导致主产层停注的半周期里产量下降较多。为此，上半年我们加强了5口注水井葡I33层段周期注水量，日配注上提150m3，日实注上提164m3，周围9口井受效，日产液由1410t到1444t，日产油由87t到92t，综合含水由93.8%到93.6%，效果较好。
3.3 从平面上改变液流方向，重新分布压力场，提高原油采收率
在稳定注水时，各小层的级差越大，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，使得油层的高低渗透层之间产生交替的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滲透区投入开发，创造了一个相对均衡的推进前缘，所以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。但是由于油藏各向异性存在，平面上渗流速度方向一般情况下不与压力梯度保持一致；渗流速度大小随压力梯度大小和方向两者发生变化，所以主力层处于同一河道砂体的油井受效程度不近相同，主流线上的油井由于流体前进速度较快，压力高，在周期注水期间高低渗透层之间产生交替的压力波动大，相应的液体交渗能力高，剩余油开采效果好；而对于分流线上的油井，即使纵向非均质性差异大，但是由于分流线上的流体前进速度较慢，压力低，在周期注水期间高低渗透层之间产生交替的压力波动小，相应的液体交渗能力低，所以不但平面上注水触及弱的分流线上遗留了剩余油，而且分流线油井层内纵向上低渗区剩余油仍未得到开采。
4 效益评价
4.1 改善了水驱效果，提高了动用程度
周期注水后，主力层动用状况得到改善，对比7口井同位素资料，主力油层吸水层数、吸水砂岩厚度、吸水有效厚度分别提高了12.5、6.8、5.2个百分点。
4.2 产量递减和含水上升速度减缓
周期注水期间，产量和含水都是周期性变化，但总的结果是产量递减和含水上升速度减缓。与周期注水前同期对比，基础井网自然递减率下降了4.38个百分点。
4.3 少注水，多产出，提高注水利用率，达到最佳开发效果
周期注水提高了注水利用率，扩大了水驱波及体积，因此，一个周期内的累计注水量要远远低于常规连续注水时的注水量。根据以往经验，一个周期的累计注水量为常规连续注水时的70%-90%效果最好，过高或过低，效果均较差。我们用此标准对第一周期进行了评价，该周期的累计注水量为常规连续注水时的84.8%，并且实现一个半周期累计少注水22.64×104m3，累计多产油1.02×104t，少产水13.34×104m3的较好效果。 5 几点认识
5.1通过大规模开展主力层周期注水工作，一方面不断深化了主力层剩余油分布的再认识；另一方面不断促进了精细地质研究成果在水驱开发后期调整挖潜中大面积的应用。
5.2由于油层非均质性的影响，部分注水井主力油层层内和层间动用状况差异较大，注水突进现象较为严重。通过针对此类油层开展异步周期注水工作，控制无效注水，挖掘剩余油潜力。
5.3我们力求通过周期注水的大规模开展，深化对特高含水期油田开采规律的认识，从细节入手，创新一套油藏管理新办法，探索出一条特高含水期控水挖潜的有效途径。
[关键词]周期注水 应用 深入
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）47-0293-01
前言
某地区水驱开发即将进入特高含水期，“控水挖潜”已成为水驱开发的首要任务。由于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，大部分水沿已经形成的水窜通道采出地面，使注入水的利用率越来越低，而且伴随油田采出水量逐渐增加，开发工作量逐渐加大，措施效果逐年变差，井况也越来越差。因此控制油井含水上升速度首先减缓老井递减尤为重要。
1 地质简况
某矿位于某油田东南部，涉及四个开发区块，主力层周期注水工作主要选择在较完善的两个区块开展，含油面积34.48km2，地质总储量8842.22×104t。
2 区块开采简况
某矿基础井网于1968年投入开发，目前油井开井139口，日产液13731t，日产油1069t，综合含水92.21%，平均沉没度245m；注水井开井71口，日注水9967m3，月注采比0.709。从基础井网历年开采状况看，一方面，经过近几年的综合治理，含水上升速度，产量递减明显减缓，说明基础井网的产液结构得到了合理调整，开发效果有所好转；另一方面，注水井数比增加，注水量下降，注采比下降，说明由于受套损影响，注水调整空间逐渐减少。如何进一步控制含水上升速度，努力挖掘剩余油是基础井网的主要任务。
2011年下半年，某矿开始在东部基础井网开展了主力油层周期注水工作，采取整体异步周期注水方式，即葡I22、葡I33两油层交替周期注水，半周期定为6个月。目前已历时一个半周期，取得了较好的开发效果。共实施主力油层周期注水井17口，周围受效油井26口，第一周期日产液由4424t到4252t，日产液下降172t，日产油由303t到302t，综合含水由93.2%到92.8%；第二周期（下半周期正在执行中）日产液由4252t到4055t，日产液下降197t，日产油由302t到305t，综合含水由92.8%到92.5%；从两周期执行下来的效果可以看出，产量递减和含水上升速度均得到了有效控制。
3 总结经验，继续探索，努力挖掘剩余油
2013年，我们通过第一周期的效果分析，结合各井区开采变化及矛盾，做了相应的调整和总结工作，努力使周期注水工作由宏观向微观，由定性到定量，从整体到细节，进一步提高其效果。
3.1 按照油井主产层的不同，分类进行注水周期调整。
在第一周期里，方案设计主力油层的半周期为6-7个月之间，整体效果较好。但是，对于开采不同砂体的油井调整效果差异较大。为此，我们认真分析了开采状况，从去年10月份开始的第二周期里，决定把葡I33层段注水时间延长到8个月，缩短次要产层葡I 22注水时间，以达到最高采收率。初期油井日增油达到6t，到5月份，完成葡I33注水周期。下步我们将把目前注水的葡I22层段注水周期控制在5个月，使葡I22层也能达到最佳采出程度。
通过上述分析，我们结合精细地质研究成果与第一周期开采效果相结合，将葡I33层、葡I22层按照不同砂体分布状况确定主产层：周期注水井与连通油井处于大面积分布的河道砂体，而且不受废弃河道遮挡的油层定为主产层；周期注水井与连通油井受废弃河道遮挡，或分别处于河道砂、河间砂不同砂体的油层定为次要产层。目前，基础井网有11口井主产层为葡I33层，1口井主产层为葡I22层，14口井葡I33层、葡I22层同为主产层。下一步我们将对主产层单一的对应注水井分类进行注水周期调整。适当延长主产层的注水周期，控制在7-8个月；缩短主产层的停注周期，控制在4-5个月，达到最佳开发效果，提高采收率。
3.2 防止注采失衡，适当调整周期注水层段水量
去年10月份进入第二注水周期试验，我们应用精细地质研究成果，对葡I33层段停注周期里开发效果较差油井逐层分析。部分零散分布的井区由于油水井数比偏高，注采比偏低，导致主产层停注的半周期里产量下降较多。为此，上半年我们加强了5口注水井葡I33层段周期注水量，日配注上提150m3，日实注上提164m3，周围9口井受效，日产液由1410t到1444t，日产油由87t到92t，综合含水由93.8%到93.6%，效果较好。
3.3 从平面上改变液流方向，重新分布压力场，提高原油采收率
在稳定注水时，各小层的级差越大，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，使得油层的高低渗透层之间产生交替的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滲透区投入开发，创造了一个相对均衡的推进前缘，所以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。但是由于油藏各向异性存在，平面上渗流速度方向一般情况下不与压力梯度保持一致；渗流速度大小随压力梯度大小和方向两者发生变化，所以主力层处于同一河道砂体的油井受效程度不近相同，主流线上的油井由于流体前进速度较快，压力高，在周期注水期间高低渗透层之间产生交替的压力波动大，相应的液体交渗能力高，剩余油开采效果好；而对于分流线上的油井，即使纵向非均质性差异大，但是由于分流线上的流体前进速度较慢，压力低，在周期注水期间高低渗透层之间产生交替的压力波动小，相应的液体交渗能力低，所以不但平面上注水触及弱的分流线上遗留了剩余油，而且分流线油井层内纵向上低渗区剩余油仍未得到开采。
4 效益评价
4.1 改善了水驱效果，提高了动用程度
周期注水后，主力层动用状况得到改善，对比7口井同位素资料，主力油层吸水层数、吸水砂岩厚度、吸水有效厚度分别提高了12.5、6.8、5.2个百分点。
4.2 产量递减和含水上升速度减缓
周期注水期间，产量和含水都是周期性变化，但总的结果是产量递减和含水上升速度减缓。与周期注水前同期对比，基础井网自然递减率下降了4.38个百分点。
4.3 少注水，多产出，提高注水利用率，达到最佳开发效果
周期注水提高了注水利用率，扩大了水驱波及体积，因此，一个周期内的累计注水量要远远低于常规连续注水时的注水量。根据以往经验，一个周期的累计注水量为常规连续注水时的70%-90%效果最好，过高或过低，效果均较差。我们用此标准对第一周期进行了评价，该周期的累计注水量为常规连续注水时的84.8%，并且实现一个半周期累计少注水22.64×104m3，累计多产油1.02×104t，少产水13.34×104m3的较好效果。 5 几点认识
5.1通过大规模开展主力层周期注水工作，一方面不断深化了主力层剩余油分布的再认识；另一方面不断促进了精细地质研究成果在水驱开发后期调整挖潜中大面积的应用。
5.2由于油层非均质性的影响，部分注水井主力油层层内和层间动用状况差异较大，注水突进现象较为严重。通过针对此类油层开展异步周期注水工作，控制无效注水，挖掘剩余油潜力。
5.3我们力求通过周期注水的大规模开展，深化对特高含水期油田开采规律的认识，从细节入手，创新一套油藏管理新办法，探索出一条特高含水期控水挖潜的有效途径。