周期注水作用机理及影响因素分析

油藏自流注水开发机理及影响因素分析
油藏自流注水开发是一种常用的油藏开发方式，其核心机理是通过向油气层中注入压力高于油气层压力的水或其他压裂介质，使油层内部的压力得以提高，从而抵消地层内油气的遗留压力，推动油气向井口移动，实现油藏生产。

注入的水或其他压裂介质将会充填岩石毛细孔隙和裂隙，促进原油向井口流动。

影响自流注水开发效果的因素较多，主要包括：
1.注水压力。

注水压力是影响自流注水开发的重要因素之一，注水压力有一定的上下限，在满足经济效益的条件下，注水压力可以适当提高，以提高采收率。

2.注水量。

注水量也是影响自流注水开发的重要因素之一，过少的注水量无法达到预期的压力累积效果，注水量过大则会浪费大量水资源和注水成本。

3.地质储层特征。

不同地质构造和储层条件的油田对自流注水开发的效果不同。

储层厚度、孔隙度、渗透率、岩性等特征以及含油气性质等都会直接影响自流注水开发的效果。

4.注水方式。

开采方案的不同注水方式对于采油工程的效果影响也较大，而注水方式还受到储层特征、地质地理位置、生产能力等因素的相互作用。

总之，自流注水开发是一种常用的油藏开发方式，通过注入高压水压力在油气层内部提高，促进原油向井口移动，并且同时可以循环利用地层水资源，符合环保的要求。

在实践应用中，需要考虑到注水压力、注水量、地质储层特征、注水方式等多方面因素的影响。

周期注水在G271长8油藏的应用G271长8油藏物性差、微裂缝发育，随着开发时间延长，平面、剖面矛盾加剧，含水上升速度加快，油藏水驱状况日益复杂，有效驱替压力系统等开发矛盾，水驱油效率降低，控水稳油形势日益严峻。

周期注水的优点是利用现有井网，通过压力场的调整，使常规水驱滞留的原油得到动用，提高水驱采收率，操纵简单、经济有效、易于大規模推广。

标签：周期注水;含水上升速度一、油藏开发矛盾1.1 油藏非均质性强平面上：渗透性差异大，整体属于中等非均质性。

渗透率高值区主要沿北西～南东向或南北向呈椭圆状、透镜状分布，平面水驱具有明显的方向性。

纵向上：水下分流河道和河口坝沉积，两种成因砂体在纵向上相互叠置，发育正、反韵律层或高低渗透段交替出现的复合韵律，存在优势通道。

目前G271区均匀吸水井比例仅为37.4%。

1.2剩余油分布复杂平面上，裂缝主向水淹，侧向注水见效困难，局部储量失控;纵向上，各低渗透层无法得到有效动用，剩余油富集，采出难度大。

二、周期注水机理2.1 周期注水原理通过周期性地改变注水量，在油层内部产生连续不稳定的压力分布，使非均质小层或层带间产生附加压差，促进毛细管渗吸作用，强化注入水波及低渗透层带并驱出其中滞留油，提高采收率。

2.2 周期注水的适用条件国内外的理论研究和实践表明，适用于周期注水的油藏，主要应考虑以下5个条件：储层非均质性、岩石表面润湿性、油层连通程度、原油粘度、气油比。

2.2.1 储层非均质性周期注水使高、低渗透层间产生交替压力波动及相应的液体交渗流动，使稳定注水未波及到的低渗透区动用起来，提高可水驱波及面积，改善可开发效果。

2.2.2 油层连通程度油层不是完全连通的，其中还存在一些不渗透性薄层，因此，流体在产生交渗流动时，只能通过各层间的连通带来实现。

油层连通性越好，周期注水效果越好。

2.2.3 原油粘度对于周期注水，在不同μo/ μw情况下，绘制无因次渗吸量与无因次时间关系曲线，可以看出，随着μo/ μw增大，无因次渗吸量逐渐降低，导致驱油效果变差，因此原油粘度越小，驱油效果越好。

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。

186周期注水是指通过注水或灌注压力等方式，在油田内部形成高低压力差，使得油田油量从高压向低压运动，完成油量的最大集中，从而实现油田开发的目的。

相对于连续注水方式，周期注水既可以提高注水的利用率，又可以控制油井含水的上升速度，提高油田采收率。

1　韵律性对周期注水的影响从正韵律、反韵律和复合韵律三种韵律性，对连续注水和周期注水方式的情况进行模拟计算，并比较连续注水和周期注水的油田采油率，结果如表1。

由表1可知，正韵律、反韵律和复合韵律条件下，周期注水在改善油田开发效果方面均优于连续注水。

2　层间渗透率差异对周期注水的影响选取K1/K2＝42.5/275和K1/K2＝42.5/850两种情况，进行连续注水与周期注水的模拟计算，以分析层间渗透率差异对周期注水的影响，具体结果如表2。

由表2可知，层间渗透率差异的增加，而连续注水的效果变差，其原因为水容易沿着高渗小层向生产井突破，使得波及系数降低。

3　原油粘度对周期注水的影响选择低粘度、中粘度和高粘度三种原油，对连续注水和周期注水的采收率进行模拟计算和比较，其结果如表3。

由表3可知，在低粘度、中粘度和高粘度的条件下，周期注水改善油田开发效果优于连续注水；随着原油粘度的增加，连续注水和周期注水的效果军变差，其原因为油水粘度的增加，注水更容易形成指进现象，使得油井见水周期注水改善油田注水开发效果刘辉1　杨筱珊21.西安石油大学　陕西　西安　7100652.长庆油田分公司第十采油厂　甘肃　庆阳　745100摘要：本文从韵律性、层间渗透率差异和原油粘度等方面，分析了影响周期注水的因素，并对连续注水和周期注水的开发效果进行了比较，证明了连续注水在改善油田注水开发方面优于连续注水。

关键词：周期注水　连续注水　油田开发Cyclic water injection in improving oilfield developmentLiu Hui 1，Yang Xiaoshan 21. Xi ’an Shiyou University ，Xi ’an 710065，ChinaAbstract：This article investigates the factors that impact the cyclic water injection with respect to rhythmicity，permeability differences between layers and crude viscosity. The developing performance of continuous and cyclic water injection are compared as well，which proves that the former is better than the latter in improving oilfield development.Key words：cyclic water injection；continuous water injection；oilfield development 表1 韵律性对连续注水和周期注水采收率影响的比较结果韵律性 连续注水周期注水最终采收率增加值/％无水采油期/d 无水采收率/％最终采收率/％无水采油期/d 无水采收率/％最终采收率/％正韵律 2.84 0.21 28.24 24.94 1.92 38.02 9.78反韵律 21.43 1.62 30.71 38.62 2.97 39.78 9.07复合韵律37.491.9136.8448.372.4642.455.61表2 层间渗透差异对连续注水和周期注水采收率影响的比较结果层间渗透率差异连续注水周期注水无水采油期/d 无水采收率/％最终采收率/％无水采油期/d 无水采收率/％最终采收率/％K1/K2＝42.5/275 2.84 0.21 34.37 19.79 1.52 35.16K1/K2＝42.5/85010.0728.0924.981.9237.94表3 原油粘度对连续注水和周期注水采收率影响的比较结果粘度连续注水周期注水最终采收率增加值无水采收率/％最终采收率/％无水采收率/％最终采收率/％ 低粘度 8.27 32.81 8.49 51.94 19.13 中粘度 1.01 19.65 1.07 25.71 6.06 高粘度0.167.660.468.260.60（下转第191页）191二是部分发育好油层动用差，压裂改造后能够提高储层的动用程度；三是部分砂体发育差、但靠近河道边部，存在剩余油、压裂改造能够起到挖潜剩余油的作用；四是近井地带污染严重，可以通过压裂产生人工裂缝突破污染带。

镇北长 8油藏周期注水效果浅析摘要:镇北油田长8油藏储层微裂缝发育，主向井含水易上升，储层非均质性强，隔夹层发育导致剖面水驱不均，水驱动用情况差异较大，为改善剖面矛盾，延缓主向井含水上升速度，2016年开始，我从试验到推广周期注水政策，有效延缓含水上升速度，提升水驱波及体积，提升油藏最终采收率，改善开发效果。

关键词：长8油藏裂缝水驱周期注水引言镇北油田属陕北斜坡西南段，局部构造位于庆阳鼻褶带，构造形态为一个西倾单斜。

长8层构造对油气没有明显的控制作用，为典型的岩性油藏，构造坡度平缓，地层倾角约0.5°-0.7°，局部有微弱鼻状构造，属于三角洲前缘亚相沉积环境，主要有3种微相类型，即水下分流河道、河口坝、分流间湾。

该区长8期正处于湖盆扩张的早期阶段，物源供给比较稳定，长8油层组沉积时期，镇北地区主要发育受西南物源控制，镇北地区长8油层组属于典型的浅水三角洲其沉积相可划分为浅水三角洲平原、浅水三角洲前缘和前浅水三角洲3个亚相，进一步细分为分流河道、分流间洼地、沿岸砂坝、水下分流河道、分流间湾等微相类型。

一、油藏地质特征镇北油田研究区西部主要为沿岸砂坝沉积，河口处水动力减弱，发育交错层理、波纹层理等，主要发育镇252和镇287等油藏，；东部为水下分流河道沉积，具有水下沉积特征，以块状层理、平行层理为主，主要发育镇53等油藏。

镇北地区长8储层以岩屑长石砂岩为主。

填隙物以水云母、绿泥石、铁方解石为主。

总体表现为自东向西、从北到南填隙物含量增高，绿泥石含量降低，水云母含量增高，方解石含量以镇6-镇8含量最高。

西部大面积厚层砂体分布区缘绿泥石十分发育，其含量一般大于4%，最高达13.2%，平均为6.5%；而东部砂体相对较薄区域，铁方解石是最主要的胶结物，其次是伊利石和绿泥石。

镇北地区长8孔隙类型以粒间孔为主，长石溶孔次之。

面孔率自西向东呈下降趋势平均面孔率4.4%。

镇北油田长8储层平均排驱压力0.69MPa，最大连通喉道半径为1.07μm；平均中值压力6.74MPa，中值半径0.11μm；主要以微细喉为主，喉道分选系数2.56，变异系数0.24，分选较差；最大进汞量81.58%；退汞效率平均为29.43%；平均孔径22.26μm，属中孔微细喉型。

利用周期注水提高长8油藏水驱开发效果的可行性分析摘要：周期注水技术是改善非均质油藏水驱开发效果的一种水动力学技术。

本文阐述了周期注水的采油机理，结合合水油田长8油藏超前注水开发见注入水快，同一井组采油见效时间、采油强度差别大等问题，周期注水对提高水驱开发效果，提高非均质油藏采收率的一种可行性分析。

关键字：周期注水体积波及系数提高采收率开发效果前言周期注水亦称间歇注水、脉冲注水等，是通过改变油水井工作制度，在地层中引起压力波动，从而达到降低含水率和提高油藏采收率的目的。

它是高含水期改善油田开发效果的有效手段之一，具有投资小、见效快、简单易行的优点。

一、原理简述1.驱油机理周期注水的机理主要是压力扰动弹性效应，即通过注水量和采液量的改变造成地层压力的重新分配和注水波及区内油水在地层中的重新分布。

在此过程中，利用油层弹性力排油作用和毛细管力滞水排油作用，达到增加产量和改善开发效果的目的。

完整的周期注水过程包括注水恢复地层压力（或注水升压）和消耗地层压力采油（或采油降压）两个阶段。

2. 主要影响因素影响周期注水效果的主要因素包括两个方面，①油藏原始属性参数，包括储层非均质性、各层之间的水动力连通程度以及地层岩石表面性质和流体性质等；②注水方式，包括周期注水前开采时间、注水量变化幅度和周期更换频率等指标。

2.1储层结构及非均质性储层结构及非均质性对周期注水效果有重要的影响，储层结构越复杂及非均质性越强，层间渗透率差别越大。

在周期注水过程中，压力场变化对流体层间交换的相对作用越强，周期注水效果越好2.2岩石表面润湿性岩石表面润湿性对低渗透基质岩块中的毛细管力滞留作用有较大的影响。

2.3地层流体的弹性作用地层原油的气油比率越高，地层流体的弹性系数也越大，周期注水时的弹性排油作用也越明显。

2.4地层原油粘度粘度越大，周期注水的效果越好。

2.5周期注水的有利时机。

实施周期注水前常规注水开采时间越短，综合含水率越低，周期注水实施效果越显著。

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。