樊光梅，張 維，姬瑞蘭

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第四采油廠，寧夏銀川 750006）

在調(diào)研了大慶、遼河灘海等油田的基礎(chǔ)上，針對(duì)該區(qū)開發(fā)中存在的問題，試驗(yàn)性的開展了周期注水，并結(jié)合地層壓力狀況、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)和遞減變化等方面對(duì)周期注水效果按半周期不同分三類進(jìn)行了對(duì)比分析，為下步在該區(qū)開展周期注水具有一定的指導(dǎo)意義。

1 白于山區(qū)地質(zhì)特征及開發(fā)概況

靖安油田白于山開發(fā)區(qū)位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡上北東-南西的鼻狀構(gòu)造上，區(qū)域構(gòu)造為東高西低的西傾單斜，傾角小于1度。該油藏平均埋深1 730 m，儲(chǔ)層平均孔隙度為13.5%，平均空氣滲透率為1.447×10-3μm2，油藏屬于彈性溶解氣驅(qū)下的巖性油藏。

該區(qū)裂縫（高滲帶）發(fā)育，區(qū)塊壓力保持水平高，含水上升速度快、遞減大，為了保證該區(qū)塊長(zhǎng)期穩(wěn)定開發(fā)，白于山區(qū)對(duì)10個(gè)井組實(shí)施了周期注水試驗(yàn)，實(shí)施后有效降低了井組含水上升速度，減緩了自然遞減率，取得了較好的效果。

2 周期注水機(jī)理及其應(yīng)用

2.1 周期注水機(jī)理

表現(xiàn)為在周期注水開注或者增大水量注水的半個(gè)周期內(nèi)，高滲層壓力上升快，低滲層壓力上升緩慢，由此產(chǎn)生的壓力差驅(qū)使流體從高滲層流向低滲層，高滲層中流體水多油少，因而流向低滲層中的流體也是水多油少；而在周期注水停注或者減少水量的半個(gè)周期內(nèi)，高滲層壓力下降快，低滲層壓力下降慢，在降壓階段的大部分時(shí)間內(nèi)低滲層壓力大于高滲層壓力，液流方向主要是從低滲層流向高滲層，在此過程中，流入低滲層中的水并不是全部返回高滲層，而會(huì)殘留一部分，這樣返回高滲層中的油多，而低滲層中存留的水多，如此往復(fù)引起的不同滲透率層間流體的相互交換，同時(shí)促進(jìn)毛管滲吸作用，擴(kuò)大注入水波及系數(shù)，降低含水，提高產(chǎn)油量。

2.2 周期注水在白于山區(qū)的應(yīng)用

2011年對(duì)該區(qū)10個(gè)井組實(shí)施了周期注水試驗(yàn)，首先按照區(qū)塊合理的注采比對(duì)注水井訂好月注水量，再按照不同的半周期改變注水量，對(duì)這10口井按照半周期的不同制定了三種試驗(yàn)方案，即半周期分別為5 d、10 d和 30 d（見表 1）。

表1 白于山區(qū)周期注水應(yīng)用情況統(tǒng)計(jì)表

3 周期注水效果分析

由于該區(qū)壓力保持水平高（實(shí)施前壓力保持水平128.9%），導(dǎo)致了該區(qū)含水上升速度快，以下效果分析就從壓力保持狀況、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)變化、區(qū)域遞減變化、注入水波及系數(shù)以及累計(jì)產(chǎn)油與含水關(guān)系曲線加以分析。

3.1 半周期為5 d周期注水效果分析

該區(qū)對(duì)3個(gè)含水45%以上，遞減較大的井組實(shí)施了半周期為5 d的周期注水方式，實(shí)施后區(qū)域地層壓力保持水平由128.9%下降到126.1%，井組液量基本穩(wěn)定在63 m3，但含水由44.5%上升到58.3%（見圖1）；兩項(xiàng)遞減增大（見圖2），主要是部分井含水上升所致；再由丙型曲線和注入水波及系數(shù)公式算出半周期為5 d的周期注水波及系數(shù)，當(dāng)含水從實(shí)施周期注水前的50.4%上升到目前的57.8%時(shí)，波及系數(shù)由0.233上升到0.234。

圖1 半周期為5 d的周期注水實(shí)施效果曲線

圖2 半周期5 d的周期注水遞減

3.2 半周期為10 d周期注水效果分析

對(duì)高壓區(qū)5個(gè)井組實(shí)施了半周期為10 d周期注水，實(shí)施后與實(shí)施前相比，井組液量基本穩(wěn)定在105 m3左右，含水穩(wěn)定（見圖3），有效控制了含水上升速度，自然遞減比實(shí)施前降低了0.2%（見圖4）；再由丙型曲線和注入水波及系數(shù)公式算出半周期為10 d的周期注水波及系數(shù)，當(dāng)含水從調(diào)前的53.0%上升到目前的54.8%時(shí)，波及系數(shù)由0.229上升到0.246。

圖3 半周期10 d的周期注水實(shí)施效果曲線

圖4 半周期10 d的周期注水遞減

3.3 半周期為30 d周期注水效果分析

半周期為30 d的周期注水井組共實(shí)施了2個(gè)，從生產(chǎn)曲線看到，與實(shí)施前相比，液量下降7.4 m3，含水下降9.2%（見圖5，圖6），自然遞減由2009年實(shí)施前的13.5%下降到了2012年的12.4%；用丙型曲線和注入水波及系數(shù)公式算出，當(dāng)含水上升到措施前的含水（59.5%）時(shí)的波及系數(shù)由未調(diào)的0.201上升到0.322，較前期波及系數(shù)增大，含水下降，油井遞減下降，效果較好。

圖5 半周期30 d的周期注水實(shí)施效果曲線

圖6 半周期30 d的周期注水遞減

3.4 三種不同半周期的周期注水整體效果評(píng)價(jià)

從累計(jì)產(chǎn)油與含水關(guān)系曲線（見圖7，圖8，圖9）可以看出，在實(shí)施周期注水后，當(dāng)半周期以5 d、10 d進(jìn)行周期注水時(shí)，隨著累計(jì)產(chǎn)油量的不斷增多，含水逐漸上升，且半周期為5 d時(shí)，含水上升速度更快，半周期為10 d時(shí)，含水上升速度相對(duì)緩慢；當(dāng)半周期以30 d進(jìn)行周期注水時(shí)，隨著累計(jì)產(chǎn)油量的不斷增多，含水呈下降趨勢(shì)，整體效果是：在實(shí)施周期注水后，半周期為30 d的周期注水井組兩項(xiàng)遞減下降最為明顯，其次是半周期為10 d的周期注水，半周期為5 d的周期注水未能有效的降低井組遞減，實(shí)施效果最差。

圖7 半周期5 d累計(jì)產(chǎn)油與含水關(guān)系曲線

圖8 半周期10 d累計(jì)產(chǎn)油于含水關(guān)系曲線

圖9 半周期30 d累計(jì)產(chǎn)油于含水關(guān)系曲線

4 結(jié)論

通過對(duì)試驗(yàn)周期注水的井組按照半周期不同分別進(jìn)行了效果分析，得出以下三點(diǎn)認(rèn)識(shí)和結(jié)論。

（1）理論上分析認(rèn)為，周期注水適用于非均質(zhì)性強(qiáng)、層間連通程度較好，油層粘度較小，且注水工藝能夠滿足注水量調(diào)整的要求時(shí)，會(huì)取得一定效果，但白于山區(qū)長(zhǎng)4+5油藏原油粘度高、且裂縫發(fā)育，可能是本次試驗(yàn)效果差的一個(gè)原因。

（2）從單井注采反應(yīng)曲線來看，周期注水后，井組產(chǎn)液量都不同程度的下降，說明試驗(yàn)中，注水參數(shù)還需要進(jìn)一步優(yōu)化。

（3）從周期注水整體效果看，半周期5 d、10 d的注水方式在白于山區(qū)長(zhǎng)4+5油藏的適應(yīng)性較差。

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