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技术应用与研究2018·0131Chenmical Intermediate当代化工研究浅析周期注水在特低渗油田应用的适应性＊张丽伟 宁创 韩震（延长石油(集团)有限责任公司宝塔采油厂 陕西 716005）摘要：人工注水是当今世界石油工业提高采收率的一种主要方法，注水可保证原油采收率达30%—40%或更高。
目前我们对注水开发油田的了解多限于稳定注水的方法，当注入层系的非均质性增强时，注入水的波及程度就会降低，从而影响最终采收率。
尤其针对陕北东部特低渗透油藏（非均质性较强）注水开发过程中存在着油井含水上升快、递减率高、采收率低等问题，注水效果很难显现，加之面临当前国际原油价格低下的严峻形势，注水开发成本较高，注水开发效益不能突显，因此论证周期注水在特低渗油田的适应性尤为重要。
关键词：采收率；特低渗透；递减率中图分类号：T 文献标识码：AAnalysis of the Adaptability of Periodic Water Injection in Ultra-low Permeability OilfieldZhang Liwei, Ning Chuang, H a n Zhen(Pagoda Petroleum Production Plant of Yanchang Petroleum (Group) CO., LTD., Shaanxi, 716005) Abstract：Artificial water injection is one of the main methods to enhance petroleum recovery in the world petroleum industry nowadays. Water injection can ensure petroleum recovery rate to reach 30%-40% or higher. At present, our understanding of waterflooding oilfields is mostly limited to stable waterflooding methods. When the heterogeneity of injection system is enhanced, the sweep degree of injection water will be reduced, thus affecting the ultimate recovery ratio. Especially in the process of waterflooding development of ultra-low permeability reservoirs in the eastern part of northern Shaanxi province, there exists some problems of fast rise of water cut, high decline rate, low recovery rate and so on, leading to the water injection effect difficult to show. In addition, facing the severe situation of low price of international crude oil, the water injection development cost is higher, and the water injection development benefit cannot be highlighted. Therefore, it is particularly important to demonstrate the adaptability of cyclic water injection in ultra-low permeability oilfield.Key words：recovery rate；ultra-low permeability；decline rate前言宝塔采油厂甘谷驿油田主要开发层位为长6油层，早期主要以衰竭式开发为主，由于储层物性差、地层低压等影响，导致油井产能低且产量递减快、采出程度低，因此于2002年开始开展实施注水开发。
周期注水对提高油藏水驱开发效果分析摘要：所谓周期性注水开发，指的是依靠注射设备，对注水量进行周期性改进，以发挥重新分布地层中油水的目的，充分对各个油层产生交换作用，以利用不同的恢复速度，依靠高低渗透储层，使油层之间生成压力差，方便油水不断进入高渗透带之中，使水向低渗透带之中流动，并将微孔之中的油逐渐向大孔缝隙内排放。
周期性注水驱油技术的应用，有利于发挥注水作用，促进油田机械采油设备工作效益的增长。
关键词：周期注水；油藏；水驱开发当前，我国经济发展速度不断提升，对能源的需求量也日益丰富，为促进油田生产效率的增长，实现油田增产的目的，不断对低渗透油藏开展注水工艺研究，以促进井下石油高度的提升，减小开发难度，促进开发效率的提升。
这一工艺在应用过程中，可根据油井内含水量情况产生驱油效果的变化，油井含水量越高，驱油效果越差，水动力学防水可促进油层动用程度的提升，有利于促进油井产量的增加，所以，周期性注水应用这一原理，实现了油藏水驱开发效益增加的效果[1]。
一、周期注水应用重点首先，合理的周期注水有利于促进油井综合含水量的变化，油井在进入周期注水以后，会降低综合含水量，这一过程具有波动性，为对综合含水量进行控制，必须对半周期进行确定，所以这就需要依靠树脂模拟形式进行确定，以合理控制油井内的含水数值。
注水强度会对含水的恢复速度产生变化，若是进行低强度的注水，则必须缩短其半周期，若是高强度的注水，必须适当延长半周期[2]。
其次，强化高含水期油田后期的流动单元划分形式，无论针对哪一种油田，在油田开发之前，必须做好规划方式，依照相关要求进行划分，以合理进行开发策略的制定。
从流动单元分析，在不同单元内的油藏层，其渗透能力各不相同，沉积性能及油气蕴含能力也存在一定差异性，依靠外部方式进行油田的获取，离散性较大，为保障油田开发能力的正常，必须对不同单元的特性进行了解，强化储层单元的划分工作，由于流动单元属于油气储存带，具有极高的连续性，提升单元内连续性才有利于促进单元分辨率和渗透能力的增长。
利用周期注水改善水驱开发效果摘要:由于水驱厚油层综合含水高,采用常规注水调整方法不能根本改变其开发效果。
根据前苏联油田开放经验和数值模拟研究结果,在现有的工艺和技术条件下,采用周期注水方法是改善水驱高含水厚油层的一条有效途径。
在高含水后期探索水驱综合调整新方法是当前的主要课题。
关键词:方案编制方法效果认识一、某油田周期注水方案编制方法及效果1.1方案编制方法数值模拟研究结果表明,影响周期注水的效果有多种因素,除了油层非均质性,还有周期注水方式,包括油层组合方式、注水量变化幅度及注水频率等。
根据试验区试验效果,结合S、P二类高含水厚油层特点和井网关系,对推广某区块周期注水方案进行了优选。
(1)油层平面组合方式。
对大面积发育的高渗透厚油层SⅡ1-3、SⅢ1-3、SⅢ4-7和部分PⅡ1-3、PⅡ7-9采取大面积周期注水方式;对局部发育的高渗透厚油层采取点状周期注水方式;薄差油层采取常规注水方式。
为充分发挥改变液流方向提高水驱油效果的作用,在实施周期注水时采取同一油层水井排相邻水井交替注水,间注间采井排也采取交替注水方式。
(2)油层纵向组合方式。
油层纵向上仍采用分组异步周期注水组合方式。
结合现有注水井层段划分,对于个别注水井为实施周期注水需要,我们适当地进行层段组合。
对于大多数注水井仍利用现有的注水层段,以减少作业工作量。
根据周期注水基本原理,最后我们将基础井网注水井的SⅡ1-3为一组,SⅢ1-3和SⅢ4-7为另一组;对于PⅠ4及以下注水井的PⅡ1-3为一组,PⅡ7-9为另一组进行异步周期注水。
(3)周期注水半周期时间。
半周期时间我们仍采用等时周期注水方式(停、注两个半周期时间相等)。
半周期时间的确定:有三个区块采用试验区的做法,即半周期为三个月。
由于测试工作量大,有一个压力水平较高的区块半周期采用6个月,但注水强度与半周期为三个月的注水强度有所区别。
1.2注水量的确定注水开发油田的基本要求是保持注采平衡,周期注水采油也遵循这一原则。
技术研究2016年第12期周期注水机理以及应用研究王笛1,21.西安石油大学石油工程学院陕西西安7100652.长庆油田分公司机械制造总厂陕西西安710201摘要：本文从周期注水机理出发，简要分析周期注水采油操作及周期注水效果。
关键词：周期注水机理实践应用Mechanism and application of cyclic water injectionWang D iX i’an Shiyou University, X i’an 710065，ChinaAbstract:This article d e s c rib e s the m echanism of cyclic water injection to a n a lyze the operation and effect of the technique.Key words：cycle；water injection；practice1周期注水机理周期注水，又被称为不稳定注水，主要用于油田开采工程中。
其中，周期注水主要通过不定期的向油层中注人压力，在不断改变注水量的过程中改变油层的压力状态，进而加强物理采油的效率与质量。
2周期注水机理以及应用研究2.1周期注水的适用条件周期注水的开发应用，主要是利用润湿相和非润湿相之间毛管力之间的作用，自发形成润湿相吸人，而非润湿相排出，进而提髙低渗带采出的程度。
这种特殊的机理方式就对不同的油藏开采提出了不同的使用要求。
其中，周期注水主要适用于两种条件的油藏。
一方面，适用于油层亲水。
亲水油层自身的特殊性质与其形成的孔隙结构与流体流动密切相关，亲水油藏的吸水程度髙，应用周期注水的方式，就可以便捷的将外来水存储到油藏岩层的岩石孔隙中，这样岩层孔隙中的石油就会容易被水驱出来。
裂缝性油藏，是油气在裂缝性圈闭中聚集而形成的油气藏。
这种油藏的原始孔隙率髙低不一，其中的渗透空间发育分布极不均一，在勘探和开采过程中的难度较大，技术要求更髙。
周期注水在A油田注水调整中的应用【摘要】A油田是一个受断层、构造、岩性多种因素控制的复合型低渗透油藏，油层非均质性严重，裂缝较发育，渗吸作用明显。
从1997年开始周期注水试验后，周期注水技术在A油田不断完善，应用规模逐年扩大，已经成为中高含水期油田开发的主要调整手段。
通过实施周期注水，有效地控制了井区的含水上升速度，产量递减减缓。
【关键词】周期注水非均质性渗透带1 A油田周期注水适应性分析1.1 一、二类区块裂缝较发育研究表明主要裂缝的分布方向为近东西向，即NE85o，同时在近南北向存在次要裂缝，几何形态为垂直裂缝。
1.2 A油田储层非均质严重，层间矛盾突出从密闭取芯井C井的岩心各油层渗透率和含油饱和度统计表中可看出，层间及层内渗透率差异较大，导致水洗程度不同。
，Ⅰ类油层动用好，韵律底部驱油效率高，Ⅱ油层动用较差，Ⅲ类油层未动用。
C井Ⅰ、Ⅱ类油层水洗有效厚度比例分别为32.4%、10.2%，水洗段平均驱油效率9.8-27.1%，Ⅰ类油层水洗程度较高，但内部水洗差别也较大，韵律段下部高渗透段水洗程度高，上部低渗透段未水洗，韵律段底部驱油效率最高达50.8%，顶部驱油效率为0%。
1.3 渗析作用明显B区块岩心可动流体统计表中看出，该储层小于孔喉流动下限的孔喉区间的可动油占可动油的30.31%，主要依靠渗吸作用采出。
说明可充分利用渗吸作用，来提高原油采收率。
对A井的10块岩心进行动态渗吸研究，结果各储层普遍存在渗吸作用。
A井渗吸采出程度为2.553%到4.52%，平均为3.71%，占总采出程度百分比为5.835%到9.788%，平均为6.99%。
2 周期注水机理周期注水就是周期性的改变注入量，使不同渗透性的介质以不同的速度发生压力重新分配，由于压力重新分配的差异性，使地层低渗透带与高渗透带之间、裂缝与基质之间建立起可以引起流体流动的压力梯度；在此过程中，毛管力的平衡受到破坏，加上亲水油层的微观非均质性，产生了油水逆向同时流动的毛细管对流条件。
周期注水在水驱开发中的研究与应用【摘要】朝202区块自1989年投入注水开发以来，随着累计注采比的增加，含水上升速度加快。
本文结合大榆树区块地质特征及开发特点，通过周期注水理论研究表明，大榆树区块采取周期注水可行，且注水时机适合。
在实施过程中，根据井组实际情况采取不同的周注方式，并通过理论计算注水周期，再结合实际情况，确定最终的注水周期。
通过实施周期注水，试验区含水上升速度得到控制，稳油控水效果好。
【关键词】周期注水见效时间含水上升率1 朝202区块含水上升速度快，控水难度大1.1 累积注采比高，但水驱波及体积小，平面矛盾突出朝202区块自1996年投入开发以来，累积注采比逐年增加，但并未见到明显的注水效果，反而含水上升速度逐年加快，注入水波及体积小，注入水容易蹩压，造成注水压力高，单向突进严重，平面矛盾突出。
目前全区综合含水39.8%。
1.2 常规注水条件下，注采比较高，调整余地小，控水难度大常规注水调整效果较差，虽然大榆树区块油井大面积见水后，分别进行了层间和平面的注水调整、低速平稳注水、主要来水井停注等注水调整措施，这些调整对含水上升速度有一定减缓，达到了一定的控水效果。
但由于水井控水，导致油井产液下降幅度，递减率增大，稳油效果较差，不能从根本上改变开发效果。
2 周期注水的提出2.1 周期注水原理一般说来，周期注水是指一定时间内进行定期的注水和停注，主要目的是在油水井之间形成一个有规律变化的压力场。
低渗透区的压力在停注或减注时要比高渗透区的压力降落速度慢，这样就可以在渗透性有差别的有个区域形成压差；注水时，渗透率不同的区域又形成反向压力差。
这样，压力差可以导致在高低渗透区之间产生交互渗流。
在停注的半周期内渗流方向由低渗区流向高渗区；在重新注水的半周期流体由高渗区流向低渗区，如此反复，使低渗透层的油不断渗出，从而达到提高注水波及效率的目的。
2.2 周期注水的适用条件（1）非均质油层。
周期注水规律下，非均质性地层在周期注水的作用下，能够不断提高波及系数及波及体积，因此，地质工作人员通常把周期注水的主要地质条件认为是油层非均质性。
周期注水稳油控水试验探讨周期注水作为一种常用的提高原油采收率的水动力学方法，因能够显著改善水驱效果而得到广泛应用。
在不同地质条件下，周期注水改善注水开发效果的程度不尽相同。
本文通过研究周期注水的作用机理和适用条件，并结合实际应用效果评价，得到了适用于本油田的周期注水方式。
标签：周期注水;适用条件;提高采收率;数值模拟1 周期注水作用机理周期注水主要是利用周期性提高和降低注水量的办法使油层内部产生不稳定的压力降和在不同渗透率小层之间产生液体不稳定交渗流动。
在周期注水的注水阶段，压力差驱动流体由高渗层向低渗层流动;而在周期注水的停注阶段，液流方向主要是从低渗层向高渗层流动。
如此往复.使低渗透层的油不断渗出，从而提高了原油采收率。
2 周期注水的适用条件国内外的理论研究和实践表明.适用周期注水的油藏，主要应满足以下条件：2.1 油层非均质油层非均质性是合理应用周期注水的主要地质条件，对非均质性严重的油层，周期注水可以提高波及系数。
2.2 油层亲水周期注水的机理就是利用地层岩石的亲水作用，使注入水滞留在低渗透层（带）中，将部分油从低渗透层（带）中驱替出来。
2.3 地层原油粘度较小地层原油粘度较小时，才能靠毛管力克服原油的粘滞力，使水将原油从低渗透层（带）中驱替出来。
2.4 周期注水前常规注水时间较短常规注水时间越短.改为周期注水的效果越好。
2.5 注水工艺与注水相适的要求不同条件下的试验结果表明，周期注水量与常规注水量之比越大，增产效果越显著。
3油田周期注水应用西部某油田油井长2-13井含水率随着长206井开注时间和注水量的增大明显变大，并逐步趋于99%，发生水淹现象。
将长206井改为周期注水后，两个周期累计注水3392m3。
采油井长2-13井累计采液量4124 m3，累计产油1189.54t。
在完成两个周期的注水后，累计增产原油547.54t。
增油比例达到85%。
4周期注水合理周期确定通过数值模拟，对常规注水与对称式同步周期注水10年累计产油量进行预测，结果如下：长2-13井周期注水各方案累计产油量均高于常规注水方式，且周期注水为1个月时，累计产油量最高，为38732.73m3，与常规注水相比，增油量为2392.01m3。
扶余油田周期注水技术的实践与探讨摘要：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16.8%,储量的16.9%,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。
周期注水对提高油藏水驱开发效果的研究
周期注水是油藏开发中常用的一种增注方法，通过循环注入水来提高油藏的采收率和开发效果。
本文将针对周期注水对提高油藏水驱开发效果的研究进行探讨，包括周期注水的原理、影响因素以及最新的研究进展。
周期注水的原理是通过注入水来改变油藏的流体分布和压力分布，从而提高油藏的采收率。
在周期注水的过程中，首先注水压力将油藏中的原油推向采油井，通过提高注水压力和改变注水时间等方式，可以增强对油藏中原油的驱动作用。
周期注水可以改变油水界面的位置，减少水的通道和通流路径，从而提高水驱效果。
周期注水还可以通过增加沉积物的分布和改变油藏的物理性质，增强油藏的储集和存储能力。
周期注水的效果受多种因素的影响，包括油藏的渗透率、孔隙度和含油饱和度等。
高渗透油藏的周期注水效果较好，因为水能够更容易地渗透到孔隙中，推动原油流动。
孔隙度和含油饱和度的增加也有利于提高周期注水的效果。
周期注水的注入参数和注入时间对其效果也有很大的影响，如注水压力、注水量和注水周期等。
适当选择和调整这些参数，可以最大程度地提高周期注水的效果。
最新的研究进展表明，采用聚合物和表面活性剂等增注剂可以进一步提高周期注水的效果。
聚合物的加入可以减少水的通道，增加水驱效果。
而表面活性剂的应用可以改善水油界面的亲合性，促进油的驱动。
利用化学驱和热驱等增注方法，可以进一步增加周期注水的驱油效果。
这些新的研究成果为周期注水的应用和优化提供了新的思路和方法。
周期注水改善油田开发效果的研究与应用【摘要】周期注水，就是通过注水的方式，减少开采后油的水含量，提高油田开发的质量，但是，在实际的操作中，周期注水是需要经过周密计算才能够推进的一项技术活，在操作过程中也有许多讲究，本文就将针对周期注水与油田开发进行分析，探讨周期注水改善油田开发效果的可行性，分析油田开发过程中周期注水可能存在的问题，并针对这些问题寻求有效措施，达到通过周期注水改善油田开发的真实效果。
【关键词】周期注水改善油田开发效果可行性问题措施1 周期注水的基础知识周期注水，顾名思义，就是按照周期进行注水，也被称为间接性注水或者是不稳定注水以及脉冲注水，这一种长期被用作油田开发采用的技术，开始于50年代末60年代初，对于减少所开采油的含水量具有重要的作用和意义。
周期注水是通过注入水或者灌注压力的方式，让油田内部形成高低压两种压力情景，按照物流从高压流向低压的基本原理和运动规律，让油田内部的油量实现从相对高压往相对低压的方向运动，实现油量的最大集中，从而实现油田开发。
在周期注水过程中，有一个十分重要的影响因素，那就是渗透率；渗透率就是指地层允许水等液体渗透的能力，渗透率越高，水消失就越快，对于油田开发质量提升的负面影响就越大。
2 周期注水改善油田开发效果的可行性周期注水对于改善油田开发效果的可行性主要表现在两个方面，一方面是周期注水在油田开发当中的运用已经由来已久，在油田开发的过程中，周期注水本身的技术特质，能够直接影响油田开发的效果，这是实践经验已经证明的，因而是可行的；另一方面，是源于油田开发的原理，在地质层中，油并不是单独存在的，而是具有一定的含水量的，而油相对于水更加轻便，就会漂浮于水面，真是有这样的可能，周期注水才能够得以实现油田开发的改善。
3 周期注水在油田开发中所存在的问题首先，油田开发过程中，周期注水操作的现状管理存在不当。
周期注水现场施工，有一定的团队、设备等配备，在这样的施工现场，会有相应管理人员以及技术人员进行现场操作监督，实施技术指导等，但是，由于油田开发大部分是处于偏远地区，这些地区的生活和工作条件十分恶劣，许多管理人员和技术人员并没有随时跟随自己的施工队伍，到施工现场进行注水指导，从而导致了油田开发现场周期注水的可操作性大，存在许多不负责任的操做，大大降低了油田开发效率。
朝阳沟油田周期注水合理参数的确定摘要：本文从周期注水机理入手，分析影响周期注水的主要因素，针对朝阳沟油田非均质性的特点，从实际砂体发育情况设计出9种砂体变差模型，通过数值模拟给出周期注水的合理参数，结合实际应用情况，确定出朝阳沟油田的周期注水合理参数及方式。
主题词：周期注水合理参数1、前言朝阳沟油田属于特低渗透油藏, 油层非均质严重，裂缝较发育。
为控制含水，从1997年开始在一类区块开展了周期注水，2000年以后，周期注水技术应用规模逐年扩大，已经成为油田注水开发的主要调整手段。
通过实施周期注水，有效地控制了井区含水上升速度，产量递减减缓。
但是通过多年的周期注水效果分析发现，周期注水效果随着应用次数的增加有变差的趋势,具体表现为间注后含水下降幅度变小，有效期变短。
目前朝阳沟油田的一类区块含水较高井区注水井多数已实施过三次以上周期注水。
为了进一步提高开发调整效果，充分发挥周期注水的作用，对该技术作进一步研究，以确定合理参数及应用方式。
2、周期注水机理周期注水是指周期性地改变注入量, 在地层中造成不稳定压力场, 使流体在地层中不断地重新分布, 从而使注入水在层内高低渗透带压力差的作用下发生层内渗流, 促进毛管吸渗作用, 增大注入水波及系数和驱油效率, 提高采收率。
3、利用数值模拟确定周期注水方式及参数3.1 方案的编制首先根据砂体发育形态及渗透率变化对油田的砂体变差类型进行分类，从朝45区块的统计结果可以看出，一、二类油层变差类型以条带状和片状变差类型为主，条带状变差砂体35个，面积2.34km2，片状变差砂体20个，面积1.02km2，透镜状变差9个，面积0.32km2。
因此在方案设计时按照砂体变差的位置一共设计了9种砂体变差模型，反九点井网及线性注水井网两种井网；4种变差渗透率分别为2×10-3µm2、5×10-3µm2、10×10-3µm2和40×10-3µm2，砂体的未变化部分设定为20×10-3µm2；设定含水分别为30%、50%和70%三种时机；设定原配注的150%，200%及300%三种周期；设定了四种周期注水方式，即单井零散间注、井间轮换、排间轮换与整体间注，2个月、3个月、4个月三种周期。
通过以上各种条件的设定，来考察不同的周期注水合理参数与方式。
3.2数值模拟结果3.2.1 基质渗透率对周期注水效果的影响计算结果表明，无论是反九点井网还是线性井网，对于条带状砂体情况，渗透率为15×10-3µm2、10×10-3µm2时，周期注水效果最好，渗透率降低到2×10-3µm2时，周期注水效果最差；渗透率为5×10-3µm2，周期注水效果也较差。
3.2.2 裂缝渗透率对周期注水效果的影响裂缝发育程度越高，对周期注水越有利。
如条带状砂体渗透率为5×10-3µm2，综合含水50%开始周期注水，周期注水方式为整体间注3个月，反九点井网。
当含水达到90%时，裂缝渗透率为基质的20倍时的采出程度比5倍的多提高0.756个百分点。
3.2.3 井网对周期注水效果的影响反九点面积注水井网周期注水效果好于线性注水井网。
如：条带状砂体渗透率为5×10-3µm2，综合含水50%开始周期注水，周期注水方式为整体间注3个月。
当含水达到90%时反九点周期注水比常规连续注水采出程度提高 3.163个百分点，而线性注水井网只提高2.61个百分点。
3.2.4 开始时机对周期注水效果的影响周期注水开始时机越早越好。
如：条带状砂体渗透率为5×10-3µm2，周期注水方式为整体间注3个月，线性井网。
当含水达到90%时，在含水30%时开始间注采出程度30.803%，70%时间注30.063%。
3.2.5 周期注水方式对周期注水效果的影响单井零散、井间轮换、排间轮换、整体周期注水四种方式中，整体周期注水效果最好。
如条带状砂体渗透率为5×10-3µm2，综合含水50%实施周期注水，反九点井网。
采收率提高3.2.6 不同停注周期对周期注水效果的影响间注周期2、3、4个月对比，周期越长采出程度越高，但采收率增加幅度变小。
如条带状砂体渗透率为5×10-3µm2，综合含水50%实施周期注水，周期注水方式为整体间注，线性井网。
图3-25 线性井网不同轮换周期含水率与采出程度关系曲线3.2.7注水强度对周期注水效果的影响模拟结果表明保持原注水量150%、200%及300%三种情况下，保持原注水量150%效果最好。
3.2.8 砂体所在位置对周期注水效果的影响受含水饱和度差异及油水交换区域面积的影响，各类模型的周期注水提高采收率值有所不同，条带状变差类型提高较多，在1.427%-3.163之间%，成片变差类在1.013%-2.043%之间，透镜状变差类型提高值在0.776%以下。
3.2.9对于纵向非均质模型不同周期注水方式对周期注水效果的影响计算结果表明，全井间注周期注水的效果最好，然后依次是层段间注和单层间注。
到含水率90%时，单层间注总采出程度提高1.619%；全井间注总采出程度提高2.814%；层段轮换间注总采出程度提高2.725%。
4 实际中的作法4.1间注方式的选择参考数值模拟结果及类似油田周期注水实践，在实际应用中对井区砂体发育差异大、各层水淹程度差异明显的水井，采用层段间注，累注量较高、含水高、各层水淹程度差异较小的水井采用全井间注。
从井区砂体发育、水淹状况、井区综合含水、中高含水井所占的比例，油井产液量及地层压力等几方面综合考虑，主要采用了单井零散间注、井间轮换间注、排间轮换间注和整体间注等几种间注方式。
(1)、零散间注：适用于高含水井点少，来水方向单一的井区。
(2)、井间、排间轮换间注：受平面非均质性影响，水淹状况不均，井区同时有高、中、低含水井，中高含水井比例在40-60%左右，油井表现为多层多方向水淹,朝阳沟油田平面及层间非均质性严重，一个井区存在多种砂体变差类型，适于进行井间轮换间注。
(3)、整体间注：井间含水差别较小且主力层水淹程度较高，高含水油井比例在60%以上，且表现为多层、多方向见水，地层压力较高，在原始地层压力附近，同时井区砂体发育连续性好，油水井间多数存在一类连通，注水井累积注入量高，4.2间注周期的确定应用过程中确定停注周期时应综合考虑油井含水、水井累注量、砂体发育状况、储层物性、油水井井距、井区地层压力及采用的间注方式等。
根据见到较好调整效果的目标井含水及主要影响水井的间注周期，绘制出含水与间注周期散点图，可以看出，随着含水增加间注周期应不断延长，在60-150天之间。
4.2.1 零散间注时水井主要对高含水井影响较大，间注时间可以根据油井的含水变化随时调整，不会对井组内的其他油井造成太大的影响。
4.2.2井间轮换间注时要综合考虑累注量、砂体发育情况、渗透率及对油井含水的作用大少等确定间注周期。
累注量高、水淹半径大、井距小、或是油层渗透率较高的水井停注时间要长，在4-5个月，而累注量低、砂体发育及渗透性差的水井对油井含水影响相对要小，停注时间可以缩短，在2-3个月。
4.2.3 整体间注时间不宜太长，否则易造成井区压力下降太大，原油脱气，产液量下降。
朝5-朝5北区块钻关4个月后地层压力由7.64下降到6.79，下降了0.85MPa ，利用公式计算出一类区块在停注3个月时地层压力下降0.5MPa ，超过3个月压力下降幅度更大，实际中一般控制在3个月左右。
4.3重复间注效果变差井区要及时调整周期注水参数及方式一是延长停注时间，一类区块间注周期已由最初的平均57天延长到目前的103天；二是改变间注方式，由零散间注方式向井间轮换间注、排间轮换间注及整体间注方式转变，井间和排间轮换间注方式可以交替使用。
2008-2009年朝阳沟油田一类区块多轮次周期注水井共有62口井继续实施周期注水。
以井间轮换和排间轮换间注为主，增加了整体间注，单井累积间注次数3-7次，平均单井间注次数达到4.8次。
根据各种砂体类型周期注水模型研究结果，平均停注周期105天，间注后综合含水下降了1.6个百分点，日产油增加12.1t ，累积增油2437t 。
含水与周期关系散点图03060901201501800102030405060708090100含水天数4.4 间注时年注水量的确定周期注水期间的总水量必须保证整个区块的注采平衡，保证地下有充足的供液能力，由于周期注水提高了注入水的利用率，所以周期注水期间注水量应低于连续注水时的水量。
根据国内外油田的周期注水实际资料，间注后年总水量应为原来的70%-90%，过高、过低效果都不好，5 取得的效果自2000年以来，一类区块共实施周期注水568井次，调整后产量月递减幅度由1.03%下降到0.57%，含水上升值由0.71%下降到0.22%，累积增油1.28×104t，累积降水2.76×104m3。
2008年多轮次间注井调整周期注水方式及参数以后，间注效果得到改善。
如朝45区块，2000年以来累计进行周期注水184井次，周期注水方式由单井零散间注发展到排间及整体间注，间注周期由62天延长到137天，区块综合含水由2000年的40.9%到目前的49.2%，自然递减率由20.8%下降到4.2%。
6、结论6.1 数值模拟结果表明，朝阳沟油田一、二类区块较适合进行周期注水，越早实施效果越好。
在应用相同的周期注水方式下间注3个月以后效果明显变好，停注4个月效果最好。
整体间注效果明显最好，单井零散间注效果最差，但均能提高采收率。
裂缝越发育、非均质程度越高，周期注水效果越好。
6.2 现场应用效果表明，朝阳沟油田合理停注周期在60-150天，根据井区具体情况选择合适的间注方式，但较多应用轮换间注，停注时间在2-5个月，整体间注时间不宜超过3个月，间注井年注水量保持在常规注水年注水量的60%-90%之间。
6.3经过多轮次周期注水后效果变差井区要适时改变周期注水方式及周期，由零散间注、井间轮换间注向排间轮换间注及整体轮换间注方式转换，可以有效地减缓产量递减及含水上升速度，取得较好的调整效果。
