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摘要：随着油田开发时间的延长，各种矛盾随之日益突出。单纯的水量调整很难适应油田开发的需要，采用多种手段来改善油田的开发效果势在必行。周期注水就是基于这一原理对油藏及其中油水运动状况实施改造的。本文通过对高西油田精细地质研究成果，在对地质特征充分认识的基础上，分析各油层组吸水动用状况，结合历年开发效果，对区块内二口注水井进行周期注水，取得了良好的效果，改善了高西油田水驱开发效果，提高了最终采收率。
关键词：周期注水；油田开发；采收率
【分类号】：TE357.6
一、高西油田概况
高西油田古509区块采用300m正方形井网，反九点法面积注水开发，开采葡萄花油层。投入开发面积5.3km2，动用地质储量199×104t，可采储量40.3×104t。目前共有油水井91口，其中采油井77口，开井35口，平均单井日产液1.7t，日产油1.2t，综合含水29.41%，年产油1.1361×104t，累积产油29.3065×104t，地质储量采油速度0.84%，地质储量采出程度18.91%；注水井14口，开井1口，平均单井日注水25m3，年注水1.0752×104m3，累积注水115.9552×104m3，年注采比0.45，累积注采比1.88。目前地层压力8.2MPa。
高西油田储层发育少、砂体规模小、连通性差、单向连通比例高，注入水易沿储层物性较好的主河道单向突进，导致油井含水上升速度快。随着注水开发时间的延长，注水井暴露出注水压力上升速度快、吸水能力变差；采油井由于受沉积特点影响，注水受效层位单一、受效程度低，连续注水含水上升，停注后虽然含水上升速度得到控制，但供液能力下降。
二、高西油田早期周期注水实施效果
1、周期注水技术的原理
周期注水就是利用现有注水设备周期性的改变注入量，使地层中的油水不断重新分布和层间交换。在注水阶段，由于高、低渗透带压力恢复速度不同，高、低渗透带之间产生附加压力差，油水从高渗透带流向低渗透带；在停注阶段，油水又从低渗透带流向高渗透带，使在一个完整的周期内有更多的水从高渗透带流向低渗透带，更多的油水从低渗透带流向高渗透带，充分发挥储层毛细管力的渗吸作用，把微孔中的油尽可能地排向大孔道及微裂缝，从而强化采油过程。
2、周期注水技术在高西区块的应用
高西油田“有注有采”砂体只有22个，“有采无注”砂体25个，“有注无采”砂体11个，其中，22个“有注有采”的砂体中受1口注水井影响的砂体14个，受2口注水井影响的砂体4个，受3口注水井影响的砂体3个，受4口注水井影响的砂体1个。
对于砂体零散、裂缝发育油田，由于存在部分井受效快、见水快的特征，在油田开发中后期，都要通过周期注水，来提高注水波及体积。国外研究结果表明，油田开发低含水阶段实施周期注水，可增加采收率6-10%；在中含水和高含水阶段实施周期注水，可增加采收率分别为3-6%和1-3%。因此，对于水井水驱方向少的零散砂体和裂缝发育的砂体应较早采取周期注水，达到提高油田最终采收率目的。但是采取周期注水的时机难以把握。通过分析高西区块水淹井资料，得出了采取周期注水的时机。
正常油井受效到见水再到高含水共分为三个阶段。先是受效阶段，特征是产液上升、产油上升、含水下降或稳定；其次是见水阶段，特征是含水上升，同時产液、产油也上升；最后是高含水阶段，特征是含水和产液急速上升，产油下降。统计多个油田25口早期水淹井，从见水到变成高含水的时间在0.5个月到4个月之间，即第二阶段时间较短。并且在受效初期产液量为突升，上升幅度也较大。对于这些井，按照发现含水上升后再行控制注水的方法，就会失去最好的调整机会。从发现含水上升到注水方案下达，又要经过一段时间，很多井已经变成了高含水井，部分井已经水淹。
分析认为把产液上升作为进行周期注水的时机，不管含水变化与否，就在相应水井上控制注水，就可能有利于保持油井的低含水开发期，减少水淹几率。其中应用该调整时机在高西油田古32-28井上取得了较好的效果。
三、高西油田古509区块周期注水实施效果
1、古509区块概况
高西油田古509区块，位于工区东北部，由两条近南北向和东西向断层围限，构造高差90m（-1250～-1140m），断层与储层匹配关系构成油气圈闭。开发目的层为葡萄花油层。油层埋藏深度1275-1335m。含油井段长60m。古509井区含油面积1.47km2。地质储量69.63×104t，储量丰度47×104t/km2。区块突出特点是砂体变化大，油水分布复杂。
高西目前509区块注水的2口水井古509、古509-24-斜22分别投注于2009年4月和2010年11月，周围连通10口油井，其中2口捞油井，8口抽油机井。2009年4月对古509进行转注，配注为15m?。地层能量得到了补充，测得地层压力上升到8.56MPa，平均日产液上升了1.6t，沉没度上升了107m。由于投产初期依靠天然能量，地层亏空严重，2010年6月地层压力再次下降。2010年11月对古509-24-斜22转注。地层压力由7.1MPa上升到目前的10.03MPa，平均日产油为29.1t，递减率9.54%，取得较好的开发效果。
2、周期注水技术在高西古509区块的应用
2012年2月，随着注水时间的延长，2个井组日产液、日产油呈现上升趋势，受效特征明显。
根据稳油控水的目的，于2012年2月将区块内2口水井配注量由47m3调为35m3。但为了提高注入水利用率，控制油井含水上升速度，达到提高采收率的目的，对这2口水井进行间注。根据历年周期注水经验，结合本区块特点，确定2口试验井分别采用周期注水和降配注的方式。试验3个月后，古509井组产液量由25.5t下降到24.7t，含水由37.3%下降到35.6%；古509-24-斜22井组产液量由32.2t稳定到32.3t，含水由16.5%下降到16.1%。方案效果显著，含水得到控制的同时，产液量稳定。同时，对两个井组内的油井进行了测产出剖面，资料显示各层含水有所下降，产油上升，产液稳定。根据试验结果进一步确定周期注水的适当停注时间。这样有利于改善薄差层的动用状况，使各类油层注采状况都能得到不同程度的改善，同时保证各油层压力不低于饱和压力，从而有效保证周期注水的效果。
四、几点认识
1、在油田注水开发过程中，周期注水可以扩大油层中渗流场的流速、流向、压力的不稳定渗流效应，以不断地改善水驱效果，增加可采储量，进一步提高水驱采收率。
2、对不同特性的地层，应选用适当的周期注水方式。合理的确定注水周期，是采用周期注水取得较好开发效果的前提。
3、周期注水利用原有设备，投资少、效益高、操作简便，适合于高含水后期油层调整挖潜。
4、周期注水能有效的减少低效、无效水循环，在节能环保方面有着突出贡献。
关键词：周期注水；油田开发；采收率
【分类号】：TE357.6
一、高西油田概况
高西油田古509区块采用300m正方形井网，反九点法面积注水开发，开采葡萄花油层。投入开发面积5.3km2，动用地质储量199×104t，可采储量40.3×104t。目前共有油水井91口，其中采油井77口，开井35口，平均单井日产液1.7t，日产油1.2t，综合含水29.41%，年产油1.1361×104t，累积产油29.3065×104t，地质储量采油速度0.84%，地质储量采出程度18.91%；注水井14口，开井1口，平均单井日注水25m3，年注水1.0752×104m3，累积注水115.9552×104m3，年注采比0.45，累积注采比1.88。目前地层压力8.2MPa。
高西油田储层发育少、砂体规模小、连通性差、单向连通比例高，注入水易沿储层物性较好的主河道单向突进，导致油井含水上升速度快。随着注水开发时间的延长，注水井暴露出注水压力上升速度快、吸水能力变差；采油井由于受沉积特点影响，注水受效层位单一、受效程度低，连续注水含水上升，停注后虽然含水上升速度得到控制，但供液能力下降。
二、高西油田早期周期注水实施效果
1、周期注水技术的原理
周期注水就是利用现有注水设备周期性的改变注入量，使地层中的油水不断重新分布和层间交换。在注水阶段，由于高、低渗透带压力恢复速度不同，高、低渗透带之间产生附加压力差，油水从高渗透带流向低渗透带；在停注阶段，油水又从低渗透带流向高渗透带，使在一个完整的周期内有更多的水从高渗透带流向低渗透带，更多的油水从低渗透带流向高渗透带，充分发挥储层毛细管力的渗吸作用，把微孔中的油尽可能地排向大孔道及微裂缝，从而强化采油过程。
2、周期注水技术在高西区块的应用
高西油田“有注有采”砂体只有22个，“有采无注”砂体25个，“有注无采”砂体11个，其中，22个“有注有采”的砂体中受1口注水井影响的砂体14个，受2口注水井影响的砂体4个，受3口注水井影响的砂体3个，受4口注水井影响的砂体1个。
对于砂体零散、裂缝发育油田，由于存在部分井受效快、见水快的特征，在油田开发中后期，都要通过周期注水，来提高注水波及体积。国外研究结果表明，油田开发低含水阶段实施周期注水，可增加采收率6-10%；在中含水和高含水阶段实施周期注水，可增加采收率分别为3-6%和1-3%。因此，对于水井水驱方向少的零散砂体和裂缝发育的砂体应较早采取周期注水，达到提高油田最终采收率目的。但是采取周期注水的时机难以把握。通过分析高西区块水淹井资料，得出了采取周期注水的时机。
正常油井受效到见水再到高含水共分为三个阶段。先是受效阶段，特征是产液上升、产油上升、含水下降或稳定；其次是见水阶段，特征是含水上升，同時产液、产油也上升；最后是高含水阶段，特征是含水和产液急速上升，产油下降。统计多个油田25口早期水淹井，从见水到变成高含水的时间在0.5个月到4个月之间，即第二阶段时间较短。并且在受效初期产液量为突升，上升幅度也较大。对于这些井，按照发现含水上升后再行控制注水的方法，就会失去最好的调整机会。从发现含水上升到注水方案下达，又要经过一段时间，很多井已经变成了高含水井，部分井已经水淹。
分析认为把产液上升作为进行周期注水的时机，不管含水变化与否，就在相应水井上控制注水，就可能有利于保持油井的低含水开发期，减少水淹几率。其中应用该调整时机在高西油田古32-28井上取得了较好的效果。
三、高西油田古509区块周期注水实施效果
1、古509区块概况
高西油田古509区块，位于工区东北部，由两条近南北向和东西向断层围限，构造高差90m（-1250～-1140m），断层与储层匹配关系构成油气圈闭。开发目的层为葡萄花油层。油层埋藏深度1275-1335m。含油井段长60m。古509井区含油面积1.47km2。地质储量69.63×104t，储量丰度47×104t/km2。区块突出特点是砂体变化大，油水分布复杂。
高西目前509区块注水的2口水井古509、古509-24-斜22分别投注于2009年4月和2010年11月，周围连通10口油井，其中2口捞油井，8口抽油机井。2009年4月对古509进行转注，配注为15m?。地层能量得到了补充，测得地层压力上升到8.56MPa，平均日产液上升了1.6t，沉没度上升了107m。由于投产初期依靠天然能量，地层亏空严重，2010年6月地层压力再次下降。2010年11月对古509-24-斜22转注。地层压力由7.1MPa上升到目前的10.03MPa，平均日产油为29.1t，递减率9.54%，取得较好的开发效果。
2、周期注水技术在高西古509区块的应用
2012年2月，随着注水时间的延长，2个井组日产液、日产油呈现上升趋势，受效特征明显。
根据稳油控水的目的，于2012年2月将区块内2口水井配注量由47m3调为35m3。但为了提高注入水利用率，控制油井含水上升速度，达到提高采收率的目的，对这2口水井进行间注。根据历年周期注水经验，结合本区块特点，确定2口试验井分别采用周期注水和降配注的方式。试验3个月后，古509井组产液量由25.5t下降到24.7t，含水由37.3%下降到35.6%；古509-24-斜22井组产液量由32.2t稳定到32.3t，含水由16.5%下降到16.1%。方案效果显著，含水得到控制的同时，产液量稳定。同时，对两个井组内的油井进行了测产出剖面，资料显示各层含水有所下降，产油上升，产液稳定。根据试验结果进一步确定周期注水的适当停注时间。这样有利于改善薄差层的动用状况，使各类油层注采状况都能得到不同程度的改善，同时保证各油层压力不低于饱和压力，从而有效保证周期注水的效果。
四、几点认识
1、在油田注水开发过程中，周期注水可以扩大油层中渗流场的流速、流向、压力的不稳定渗流效应，以不断地改善水驱效果，增加可采储量，进一步提高水驱采收率。
2、对不同特性的地层，应选用适当的周期注水方式。合理的确定注水周期，是采用周期注水取得较好开发效果的前提。
3、周期注水利用原有设备，投资少、效益高、操作简便，适合于高含水后期油层调整挖潜。
4、周期注水能有效的减少低效、无效水循环，在节能环保方面有着突出贡献。