扶余油田周期注水技术实践和

摘要：针对扶余油田扩边区块原油粘度较高，注水驱油效果差，注水方向性水窜，注水调控难度较大。井区局部剩余油富集，具有实施周期注水的物质基础。受区块油品性质的影响，注水开发效果差，油水井间方向性水窜，注水波及范围受限，油井平面生产差异大。对井区内部分水窜方向明显的水井前期进行调剖，部分油井反向调剖，前期处理，后续进行注水降粘剂驱油取得了较好开发效果。
关键词：扶余油田稠油降粘

1、地质概况

区块位于扶余油田采油9队17站扩边区，该区块属于小型断鼻构造油藏，含油面积0.25km2，地质储量20×104t。标定最终采收率为15%，油层主要发育9、10、11小层，平均厚度为 7.8 m，油层孔隙度20.3%，渗透率68.7×10-3um2，含油饱和度31.5%，属于中低孔、低渗油藏。油藏原始地层压力4.4Mpa，目前地层压力2.12Mpa，油藏温度34℃，原油粘度115.3mPa?s/50℃，原油含胶质39.58%，蜡质7.4%，地层水总矿化度5400mg/l。

2、周期注水的驱油机理

通过周期性地改变注入量，使流体在地层中不断重新分布，造成不稳定的压力场，促进了毛管吸渗作用的发挥，使高低渗透部位之间产生油水交渗效应，从而增大了注入水波及体积，提高驱油效率。

3、周期注水技术应用的历史回顾

(1)实施规模。周期注水区块已占全厂面积的1

6.8%,储量的19%,产油量的20.3%。

(2)采取的方式。排间轮注、全面间注、层间轮注、单层间注
(3)效果。总体效果显著，起到了控水稳油的作用，同时最终采收率也大幅度提高。

4、周期注水区块、注水方式及注水周期和注水量的确定

4.1周期注水区块的优选条件

(1)储层非均质性的存在，层间、层内矛盾突出，是合理应用周期注水的主要地质条件。(2)周期注水的机理决定了亲水性油层比亲油性油层更适合；(3)地层原油粘度较低区块；k/μ小，才能毛管力＞原油粘滞力，驱替低渗透中的原油。(4)选择断层封闭性较好的独立水动力单元；减少注入水外串，提高注入水利用率。(5)选择地层压力水平相对较高的区块；停注-Pt↓-脱气↑-μ↑- k/μ↓-f↑。(6)选择注采井网完善程度相对较高的区块。

4.2周期注水方式的优选---矿场试验的经验确定模式

排间轮注：注采井网较完善的线状注水区；
全面间注：地层压力高，含水高，水窜严重区；
层间轮注：油层厚，层数多，层间吸水差异大且井况好的区块；
单层间注：单层注水矛盾突出的层段。

4.3间注周期的确定--压力传导时间和示踪剂监测结果

从理论上讲，注水周期取决于井底压力波动大小及压力在油水井之间的储层中传导完成的时间。
采用的类开型：对称式：1:1；不对称式1:2和2:1。
(1)应用长关测压井资料计算压力传导时间。扶余现排距70-150米，压力传导时间为10-50天。
(2)示踪剂资料显示，现排距下，见剂时间缩短。从2005年以来的16口示踪剂资料看,单层见剂速度主要集中在1.1-4.4米/天。平均见剂速度为

3.0米/天。按现扶余排距85-150米,计算水驱见剂速度为19-136天。

根据流体力学和渗流理论，油井的见效并不是一个质点传递到另一个质点的作用，而是水驱前缘在流体的压力传递作用下使油井见到了水驱的作用，因此水驱速度要比示踪剂的见剂速度要快。

4.4注水量的确定---注采平衡原理

B=(Qi1+Qi2)/Qi
Qi

1、Qi2---一个周期内升压和降压时的注水量

Qi---相同时间内常规注时的注水量
常规区块，保压，B ≈ 1.0；井网和动用程度极为完善的高压，注采敏感区块，先降压后升压，

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0.75≤B＜1.0。

5、取得的效果

根据上述原则，结合各区块的开发实际情况，从3月到6月陆续制定了16个区块的周期注水方案,占全厂现面积的16.1%,储量的18.1%。 采取了七种组合,主要是以排间轮注为主；周期分为对称式和不对称式及长周期(1个月)和短周期(1个月以内)四种；注水量波动分为保压和降压。其效果是：

5.1无效水循环现象得到了有效控制

2008年16个周期注水区块，实施后，(400口)可对比基础老井的无效水循环问题得到进一步控制，且平面产出结构得到有效调整。实施7个月累计少产水

3.89×104方，累计少注水4

4.0254×104方。

5.2增油效果明显 16个周期注水区块平均实施了4个完整周期，井口累计增油5284吨(无效及有效区块正负代数和)，其中有效区块累计增油7127吨，平均每个注采井组增油50吨,平均每口油井增油24吨。若考虑递减率(月

6.1%)井口累增油达到10000吨。

5.3层间矛盾得到明显改善

周期注水后各砂组的实际吸水状况明显得到改善,弱吸水层吸水量增加,强吸水层得到控制,各层吸水量接近配注需求量。层间差异缩小，特别是低渗低压的杨大城子油层目前开始产液。从产液剖面和吸水剖面看，各砂组层间产出矛盾逐步缩小,且含水有所下降，不产出层明显减少,特别是低渗低压的杨大城子油层目前开始产液。

5.4水驱储量动用程度明显提高

周期注水前后，区块水驱储量动用程度明显提高，增加了7%，说明随着注水利用率的提高，目前已实现了有效水驱。

5.5水驱采收率大幅度提高

6、取得的认识

6.1周期注水必须是在注采井网完善区开展

注采完善区的水驱控制程度要远高于不完善区，通过周期注水更能扩大波及体积，对于行列井网来说，周期注水更加剧了平面矛盾，

二、三线受效程度仍较差。

6.2周期注水方式不变的情况下，其效果随时间推移不断下降，需不断改变方式，强化效果。
周期注水虽然是通过产生不稳定的压力场改善开发效果，但长期采取一种方式，则就形成了又一个稳定场，则注水效果就会下降。

6.3受注入压力提升空间的限制，周期注水可实施的范围也将受到限制

受地面管网限制及地质的需求，目前水井平均注入压力与2007年相比上升了0.5MPa，这就使周期注水开注时注入压力上升的空间进一步缩小,影响了升压过程的正常完成。

6.4周期注水与周期采油同步进行，更能充分发挥油水之间的交渗作用

东西向井已与水井形成了高渗流通道，排间轮注的水井升压过程中，这部分高产液井就会起到快速泄压的反作用，不但影响了地层能量的保持，而且起不到扩大水驱面积的作用。因此，周期注水期间应对特高产液井进行周期采油。