【摘要】周期注水的实质是油水井工作制度的合理调整与优化。大量的矿场试验表明，随着油田综合含水的上升，周期注水效果逐渐变差，同时由于周期注水方式的不适应，带来一定的负面影响。东部过渡带四条带周期注水试验从92年到目前已进行10多年，范围从初期5口井逐步扩大到整个四条带27口井，并结合四条带实际情况，进行了多个周期多种停注方式的试验，从而延长了中、低含水采油期，改善了油田开发效果。2002年在总结四条带周期注水试验的基础上，对二、三条带也实施周期注水，进而推广到整个水驱，取得了一定效果。通过对历年周期注水试验进行总结分析的基础上，以周期注水原理为依据，研究出适合萨北开发区过渡带高含水后期的周期注水方法，并在实践中取得了较好的效果。
　　
【关键词】周期注水 过渡带 停注方式
　　
1 东过地质概况简介
　　
东部过渡带萨、葡主力油层于1969年投入开发，1992年，水驱进入特高含水开采阶段，经过水驱井网加密、四条带调整两次大的调整，采用四点法面积井网注水开发方式，井距为173-300m，截至目前为止，东过水驱共有油水井438口，其中注水井175口，采油井263口。全区地质储量4803.7×104t，目前累积注水14716.2047×104t，累积采油2067.0503×104t，累积注采比1.01，采出地质储量的43.03%，区块综合含水94.44%，为萨北开发区综合含水最高区块。
　　
2 周期注水试验历程及取得的认识2.1 周期注水试验历程
　　
1992年首先在东部过渡带四条带开展先导性的试验，试验区有注水井8口，采油井20口，采用不规则交替注水方式。试验历时180天，试验后累计节约注水2.20×104m，增油0.62×104t，少产水1.18×104m，取得了较好的效果。
　　
1993年、1994年试验区，油水井数扩大到36口，其中注水井10口，采油井26口，仍然采用交替注水方式，停注周期有不同程度的增长或缩短，但都取得了较好的效果。
　　
1995年试验区规模继续扩大，注水井增加到14口，采油井增加到32口，仍然采用交替注水方式。由于停注方式不合理（两侧水井先停，中间水井后停，交替注水）导致主力油层始终注水过多，虽然产液量下降，但含水一直上升，产油下降。试验效果不好。这期的周期注水试验证明：随着含水上升速度加快，确保主力油层停注是搞好周期注水的关键。
　　
1996年针对1995年出现的问题，采取了新的停注方式。试验区中间水井停注了1個周期30天，两侧水井交替停井3个周期，停注时间30～45天，试验后累计节约注水11.71×104m，增油0.33×104t，少产水2.63×104m，效果较好。
　　
1997～2001年周期注水试验规模扩大到整个四条带，2002～2004年扩大到全区，并做了以下的调整工作：一是周期注水方式由交替注水改为间歇注水；二是对间注周期进行了大范围的试验；三是加强注水调整，恢复注水后，加强中低含水层注水，控制高含水层注水，既弥补停注层段注水，又控制恢复注水阶段含水上升速度，从而使过度带开发效果得到改善。
　　
从1997年起开始采用大面积的全井同步停注的周期注水方式。随着含水的上升，这种方式的周期注水效果逐渐变差，平均单井累计增油由1997年的24.5t降低到2004年的9.3t。同时带来一定的负面影响，区块地层压力逐年下降，2004年都部过渡带部分井区出现了成片低压区。说明高含水后期阶段，大面积全井同步停注方式已不适应油田开发的现状，需要探索出新的周期注水方式，满足油田开发需求。
　　
3 特高含水期周期注水做法
　　
2005～2008年东部过渡带采取了小范围的（以井组为单元），有针对性地开展周期注水工作。
　　
3.1 周期注水选井
　　
（1）以治理层间矛盾为主要目的。针对层间矛盾日益突出，小水嘴层增多，影响全井注水量。按停层不停井的原则，周期为60天。
　　
（2）以降压为主要目的。针对井区压力不均衡，高压井所占比例高，。按照井组的实际情况，灵活采取停层或停井的原则，周期为120天。
　　
（3）以降压为主要目的。对高含水井的高含水层段实施周期注水，同时加强接替层注水，使油层动用状况得到改善，周期为60天。
　　
3.2 周期注水效果分析
　　
2005年-2008年的周期注水取得了较好的效果，以2007年末开展的层间周期注水为例。
　　
周期注水试验从2007年11月15日开始，到2008年3月15日结束，关井36口，停4 6个层，6 8井次，控制层累计减少注水17.4233×104m3，加强层累计增加11.5736×104m3，累计减少注水5.8497×104m3。
　　
2007年末开展的冬季层间周期注水实施后取得了较好的效果，主要体现在以下几个方面：
　　
（1） 周期注水改善了注水状况，提高了油层动用程度。
　　
层间间注的36口水井恢复注水后注水压力由12.30MPa下降为12.18 MPa，下降0.12MPa，日注水量从2744m3上升到2765m3，上升了11m3，平均单井视吸水指数增加0.11m3/（MPa·d），说明间关后注入井的吸水能力增强，缓解部分井注入困难的问题。统计周期注水前后监测资料，5口同位素吸水资料表明，吸水层数增加9个，砂岩和有效厚度分别增加了16.9与22.7个百分点个，2口环空资料显示动用层增加1个，动用砂岩和有效厚度增加5.1和1.4个个百分点，说明周期注水缓解了油层平面矛盾，改善了小层动用状况，缓解了油井的层间矛盾，提高油井动用程度。
　　
（2） 周期注水井区产水量下降、含水上升减缓，取得较好稳油控水效果。
　　
对比36口层间周期注水井周围71口无措施受效油井生产数据，在周期注水期间日产液减少117t，日产油增加1.6t，含水下降0.39个百分点，周期注水结束时日产液减少149t，日产油增加0.3t，含水下降0.44个百分点。周期注水井区累计少产水1.1673×104m3，说明周期注水控制了产出水量，减缓了全区含水上升速度。
　　
（3） 是地层压力基本稳定。
　　
统计周期注水井区6口井资料，平均地层压力12.73MPa，总压差1.03MPa，与周期注水前相比仅下降0.08 MPa。
　　
4 结论
　　
（1）周期注水可改善油层的动用状况，提高油田采收率；减少产水量；节约注水量。
　　
（2）周期注水对"地层压力高，含水高，流压高，注水井注入压力高"的井效果较好。
　　
（3）高含水后期阶段，大面积全井同步停注方式已不适应油田开发的现状，采取了小范围的（以井组为单元），有针对性地开展周期注水工作，可以避免地层压力大幅度波动，使油田开发状况保持稳定，是高含水后期改善水驱开发效果的有效方法。
　　
参考文献
　　
[1] 余庆东.1998.周期注水时机与适应性研究.北京：石油工业出版社，28（5）
　　
[2] 计秉玉.1993.垂向非均质油层周期注水力学机理研究.石油学报，19 （4）