水驱周期注水技术广泛应用

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1、水驱周期注水技术广泛应用　　摘要：分析了周期注水采油机理及技术特点，评价了周期注水对开发效果的影响，确定周期注水适用条件及开展原则。在常规技术的基础上，结合油层发育特征、井网部署情况以及生产井变化动态，利用地下压力场的变化，对周期注水相应进行适应性调整，以使周期注水技术得到广泛、深入应用。关键词：周期注水地下压力场中图分类号：TU74文献标识码：A文章编号：A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，注入

2、水的利用率越来越低，而且伴随油田采出水量逐渐增加，开发效果逐年变差。近年来，围绕“控水挖潜”为中心，在A开发区广泛开展了周期注水调整工作，努力控制、减少无效、低效注水，挖潜剩余油潜力，减缓含水上升速度，显著改善油田开发效果。一、周期注水采油机理5大量的矿场试验证明，周期注水是改善油田开发效果的有效方法。周期注水过程中除毛细管力作用外，还通过压力场的调整使油内层产生了附加窜流，从而使原滞留状态的原油动用起来。附加窜流的产生是由于在停注或减少注入量的半周期，因含油饱和度及渗透率的差异，高渗透段压力下降快，

3、低渗透段压力下降慢，导致同一时刻内高渗透段压力较低，低渗透段压力较高，从而产生层段间不稳定势差，形成了附加压力差。相反，在重新注水或加大注水量的半周期内，高渗透层段压力恢复快，低渗透段压力恢复慢，又产生了反方向的附加压力差。在周期注水的两个半周期内，层段间产生了方向相反的两种不稳定窜流，这种附加窜流起到了均匀水淹的作用，是油田开发的有利因素，适合油田的不同开发阶段。二、技术特点5在常规注水、多层合采的情况下，由于层间物性的差异，高渗透层含水上升快、含水率高、压力水平较高，对中、低渗透层干扰严重，致使中

4、、低渗透层开发效果差。为了减少这种干扰，除了分层注水、分层采油外，更主要的是调整两类油层的生产压差。采用周期注水技术，在周期注水停注半周期，高渗透好油层压力下降快于低渗透差油层，差油层压力水平高于好油层压力水平，差油层产液能力相对于好油层增强；在恢复注水半周期，好油层压力恢复速度快于差油层，差油层压力水平低于好油层，差油层吸水能力较常规注水时增强。这种压力的交替变化，在“时间域”上将高、低渗透层分层开采，减少了层间干扰，缓解了层间矛盾，使差油层的开发效果得到改善。与层内非均质油层相类似，周期注水也会使

5、平面上高、低渗透条带间发生交渗现象。虽然这种作用比层内小，但只要高、低渗透带间渗透率级差足够大，接触面积足够大，低渗透带中的残余油就会流向高渗透带并被采出，从而提高采收率。三、周期注水技术适用条件及原则3.1适用条件周期注水技术的深入应用可以进一步改善水驱效果，提高动用程度，通过对周期注水效果的分析总结出周期注水技术的适用条件。（1）开展周期注水的区块要求相对独立，注采系统较完善。（2）周期注水目的油层具有一定的剩余油潜力，适合开展周期注水。（3）保持较高的地层压力水平，为周期注水提供有利保证，避免在

6、停注的半周期内，当地层压力降到饱和压力以下时，油层中会脱气，形成油、气、水三相流，影响开发效果，降低采收率。3.2遵循原则根据历年来实施周期注水的经验，结合生产实际，开展周期注水应该遵循以下原则。5（1）保证生产和试验的正常继续，即在现有井网和工艺开采方式下，油水井正常生产，而且方案又便于实施。（2）周期注水期间内累积注入量必须保证区块注采平衡，以确保油田始终有旺盛的生产能力。（3）针对周期注水阶段变化、不同井区平面开采矛盾、不同砂体开采状况，要求合理调整注水周期和周期注水量，保证充分挖掘剩余油，控制

7、含水上升速度。遵循以上原则，力求达到少注水，多产出，提高注水利用率，达到最佳开发效果，提高了经济效益。四、周期注水效果分析A开发区从1999年开始实施周期注水，并且逐年扩大应用规模，其中2002年～2004年，2007年以及2009年～2012年周期注水实施工作量比较集中，截止到目前为止，实施周期注水井数达到196口，日注水量由周期注水前的19670m3下调到平均日注水量16129m3，目前周期日注水量15477m3，周围283口油井见效，日产液由12927t下降到11134t，日产油由895.1t上

8、升到952.3t，含水由93.1%下降到92.4%，有效减少了注入水量，提高注入水利用率，取得较好的开发效果。五、结束语5常规周期注水技术在A开发区已经得到广泛应用，技术日益成熟，按着周期注水技术适用条件及开展原则，提高注入水利用率，可以进一步改善水驱效果，油层动用程度得到进一步提高。参考文献[1]叶鹏，何艳玲，张宇．周期注水技术在水驱开发中的深入应用[C].大庆油田杏北开发区优秀论文集，2006，9：111-118.[2]叶庆全.油气田开发地质[M].