殷 慧，崔秀青，丁玉强，施木喜，洪建红，刘占创

（中国石化河南油田分公司第一采油厂，河南南阳 473132）

魏岗油田断层发育及油层的非均质性严重，导致层间矛盾突出，部分井层注水推进速度过快，强淹高含水，而另一部分井层注水效果差，低能低含水。

周期注水也叫不稳定注水、间歇注水、脉冲注水等［1］，它作为一种提高采收率的注水方法，起源于20世纪60－70年代的前苏联［2］，由于其工艺简单、投资少、风险小、效益显著，后逐渐在注水开发油田推广应用。

在20世纪70－80年代 我国多个油田先后运用周期注水技术改善开发效果也取得了成功，并根据不同油田的地质特征和开发矛盾，创造出了各具特色的周期注水模式。

实验资料证明，周期注水可以使油层注水波及效率提高10%～25%，采收率提高3%～10%［3－4］。

1 魏岗油田基本情况

魏岗油田在南阳盆地的东南部，其基本构造形态为一被多条断层切割而复杂化的鼻状构造，发育有60多条断层，其中6条北东向主干断层将油田划分为7个断块。主要产层为古近系核桃园组核二段及核三段，油层分布主要受断层和岩性控制。地质特征表现为：含油井段长，但各断块油层相对集中；油层多而薄，储量相对集中；油层岩性细，物性较好，渗透性变化大。

原油物性具有两高两低的特点：即原油含蜡量高（39%～52%），凝固点高（一般在46～47℃），原始油气比低（在地层条件下每吨原油中含12～32 m3天然气，说明弹性能量低），饱和压力低（饱和压力为1.2～3.2 MPa，开采过程中在井底脱气）。原油密度为0.857～0.859 g／cm3，为中质原油。

截止2011年12月，油井开井103口，日产油量212.2 t，采油速度0.83%，综合含水92.32%，累计产油362.52×104t，采出程度39.32%；水井开井48口，日注水平2666.5 m3，月注采比0.92，压力保持水平52.8%。

魏岗油田属于复杂断块油田，部分区块的井网难以完善，造成油井注水受效方向单一；另外由于油层的平面和纵向上非均质性严重，高渗透层的层内注水锥进以及平面上单向指进现象突出，导致注水波及体积降低。在油田进入高含水开发后期，更是出现大孔道现象，剩余油分布零散，水驱油效率降低，因此有必要引入周期注水技术实施日常动态调整，改善水驱开发效果。

2 实施周期注水的可行性分析

（1）油层非均质性越严重，周期注水比连续注水改善开发效果越显著。魏岗油田层间非均质非常严重，沉积物源多，不同物源的砂体，岩性、物性有差别。同一物源的砂体，顺着物源方向，物性差别也较大。储层非均质性主要体现在层间物性差异上，统计184口井的电测资料，计算渗透率平均变异系数范围0.63～0.84，平均级差范围26～61。

（2）实验模拟表明，岩石亲油、亲水实施周期注水都有效，但是亲水效果更好。魏岗油田地层润湿性为亲水性，束缚水饱和度高、残余油饱和度高、两相共渗区间小显示了较为明显的亲水和弱亲水等特点。

（3）油藏封闭性较好，边水不活跃。魏岗油田虽然为复杂断块油田，断层多、分布复杂，但是油藏整体受断层控制，局部因岩性逐渐变差渗透率降低封闭性较好。除个别小层外，整体边水不活跃，能量弱。

（4）平面上注水单向突进严重，常规注水效果差。由于受断层、岩性、井网等因素制约，注水单向突进严重，油井容易产生快速水淹，调整难度大。统计数据显示，注水单向的层数占总层数的47.2%，表现较为明显的井组为魏168井组、魏1171井组等。由于油井单向受效，统计10个井组2006年1月～2011年12月产量，阶段递减达到48.1%。

（5）吸水剖面不均匀，层间矛盾突出。同位素吸水剖面资料反映，有约三分之一的层段、厚度不吸水，统计34口井252层642.2 m厚度中，不吸水层段占39.9%，厚度占32.6%；吸水强度在0.1～10 m3／（d·m）的层段占52.6%，厚度占58.0%；而吸水强度大于10.1 m3／（d·m）的层段、厚度分别仅占7.5%和9.4%。

通过以上分析可以看出，魏岗油田目前存在的地质和开发特点与实施周期注水的必要条件有较多切合点，因此可以引入周期注水技术进行注采调整，改善开发效果。

3 方案实施及效果分析

层间周期注水较好考虑了单向对应关系的实际情况，以注采井组为单元，以解决主要水淹单层注采矛盾为出发点，实施注水井对应层段的停注－注水的周期注水制度。根据不同区块，注采对应状况，分区实施层间周期注水。

3.1 实施方案

在实施的过程中，根据不同油层的水淹特征、井网的控制程度，及平面上油水井的对应关系，实施了不同周期和注水强度的四种类型层间周期注水技术。

（1）长周期周期注水。一个周期的时间一般在3～5个月，主要采取“长停短注”，这类油层主要适用于因长时间注水导致注水窜流严重的，层间矛盾突出的主力油层。

（2）短周期周期注水。一个周期的注水时间一般在1～3个月，主要采取“短停短注”，这类油层主要适用于局部井点控制的主力层，同时也存在单向突进的现象。

（3）变水量周期注水。主要针对某些中心注水井对应油井多，不适宜停注，则根据对应油井的动态变化，不断地改变周期注水量。

（4）轮换注采周期注水。针对注采对应明显，井距近，动态调整逐渐变差的井组，在实施周期注水的同时对主流线强水淹油井实施间开措施。

3.2 取得的效果

根据2006－2011年实施层间周期注水情况，统计其对应油井增油量达到了6532.1 t。水驱动用程度由70%提高到75%，阶段采收率提高了0.57个百分点，平均年控制综合含水上升0.1个百分点。

4 结论及认识

（1）周期注水技术工艺简单、投资少、风险小，可以有效提高注水波及效率及油藏采收率。

（2）周期注水技术有一定适用条件，要根据油藏特点选择性实施。

（3）注水周期和注水量要根据动态及时调整，确保产生新的不稳定的压力场来改善开发效果。

（4）周期注水与液量置换技术组合使用可提高开发效果。

［1］俞启泰，张素芳.周期注水的油藏数值模似研究［J］.石油勘探与开发，1993，20（6）：58－60.

［2］何芬，李涛.周期注水提高水驱效率技术研究［J］.特种油气藏，2004，11（3）：16－18.

［3］夏文飞，高维衣，韩中英.周期注水原理与现场应用［J］.油气田地面工程，2003，22（12）：15－17.

［4］高锋博，陶红胜，田东恩，等.王家湾中区高含水期注水效果分析［J］.石油地质与工程，2012，26（4）：71－72