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[摘 要]随着油田开发时间的延长，油田各层含水上升较快，主力油层大部分高水淹，薄差层的含水与主力油层的含水也逐渐接近，层间矛盾与层内矛盾日益突出，油层的非均质性对油田开发效果影响非常严重，大庆油田各类储层差异很大，因此调整挖潜的余地也很大，通常采用细分、堵水、压裂等措施，但对大厚油层和无法细分的层手段较少，同时目前调剖技术也不完善，对层内及层间矛盾处理不好，通过对近几年钻降井产量变化规律及高含水关井分析，认为周期注水结合高含水井关井间抽是一种挖潜剩余油经济有效的方法。
[关键词]高含水 周期注水 剩余油
中图分类号：G292 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）10-0319-01
1、高含水油田剩余油分布情况
非均质油田水驱开发强淹层内剩余油分布可分为3种类型：一种为正韵律油层，顶部低水淹，中部中水淹，底部高水淹，第二种为反韵律油层，顶部高水淹，中部中水淹，底部低水淹，第三种为复合韵律，顶、底低水淹，中部高水淹。
从目前萨中开发区萨葡油层的动用状况来看，一、二、三类油层均水淹，分别以高、中、低水淹为主，一类油层以高水淹为主，水淹砂岩厚度和有效厚度分别为75.8%和77.0%，二类油层以中水淹为主，水淹砂岩厚度和有效厚度分别为51.9%和76.7%，三类油层以低水淹为主，水淹砂岩厚度和有效厚度分别为46.0%和46.1%。各类油层均为底部高水淹，中部中水淹，顶部低水淹，其中一类油层的动用程度达到90%以上，二类油层的动用程度达到80%以上，三类油层动用程度达到75%以上，可见萨中开发区萨葡油层为正韵律油层，在油层顶部存在大量剩余油。
2、“零流量”挖潜原理
2.1 附加压力差的作用
在正常注水情况下，高低渗透层之间压力相对稳定，而在周期注水停注下，高渗透层压力下降快，低渗透层压力下降慢，从而在高低渗透层之间形成附加压力差，使油水从低渗透层向高渗透层推进，重新注水时，高渗透层压力恢复快，低渗透层压力恢复慢，又形成反向附加压力差，注入水向低渗透层推进，从而起到调整吸水剖面，扩大波及体积效果，层段间或内部渗透率差异和饱和度差异越大，层段间产生的附加压力差将越大，周期注水改善水驱效果越明显。
2.2 毛细管力作用
对于亲水或弱亲水油藏，毛细管力相对于水为渗流阻力，相对于油为渗流动力，当油层内水淹段高速生产时，毛细管力居于次要地位，主要是水压驱动；当水淹层流量接近“零流量”时，相应地毛细管力作用加强，成为促使流体流动的动力，由于强淹层内水淹段的毛管孔隙几乎被水充满，剩余油段内的毛管孔隙主要被油充满，在地层亲水时，毛细管力束缚水而驱动油，使剩余油开始流动。
2.3 重力分异作用
当高流速生产时，重力分异作用居于次要地位，存在于相对低渗段内的剩余油处于相对稳定难动用状态，当流速降低接近“零流量”时，重力分异作用逐渐明显，剩余油相对处于能量较高的不稳定状态，开始渗流达到井底。
3、实例分析
目前萨中开发区已在4个区块实施了周期注水，效果均较好，压力场重新分布，层间、平面压力差异减小，采油井矿化度增加，注入水波及体积扩大，注水井吸水层数和吸水厚度增加，动用程度得到提高，自然递减减缓，含水上升速度得到有效控制。
统计2012年到2014年中区西部、西区、南西过、南一区4个区块的钻降情况，我们对周围连通油井进行跟踪，初期5天量油测试，后期10天一跟踪，通过对连通油井产量变化规律，钻降规律的再认识，了解了周期注水对各层系的一些作用。
3.1 按不同层系来分析钻降
3.1.1 基础井网的钻降规律
基础井网油层发育较好，基础井网钻降井连通正常生产井16口，注水井钻降后，初期日产液稳定，并且有一个上升阶段，产油也略有上升，随着钻降日产液、日产油开始下降，钻降结束后日产液未恢复到钻前水平，反而日产油恢复并超过钻前水平，含水在钻降中期有一个上升阶段随后即下降，钻降恢复注水后含水也没有回升，从而可以看出基础井网适合于长周期注水，对油田控制产液、含水上升作用较大。
3.1.2 调整井网的钻降规律
调整井网钻降井周围连通正常生产井48口，注水井钻降后，初期日产液稳定，随后保持下降趋势，钻降结束后下降了大约160t，日产油一直随着钻降时间的延长而下降，钻降结束后下降了大约20t，综合含水也一直保持下降趋势，钻降结束后，综合含水下降了1.3个百分点左右，从而看出二次调整井网可以通过周期注水减少无效水的循环，降低油田产液增长幅度，从而起到降低油田综合含水作用。
3.2 钻降过程中的主要做法
在钻降过程中，我们为降低钻降影响因素，充分利用周期注水原理，在钻降过程加密量油和监测动液面变化，如发现沉没度下降超过50m时，就对该井间抽或调小参数，防止地层压力变化太快，在钻降开井时采取调剖和停注高渗透层方法，共对2口井调剖，对8口井的高渗透层段先下死嘴停注，停注1月后再恢复注水。
通过这几种做法，钻降区地层压力变化不大，2013年与2012年相比地层压力下降0.21MPa。钻降影响自然递减为1.12个百分点，与计划相比减少0.88个百分点。钻降后，油层吸水剖面的到了改善，统计了6口钻关井的吸水剖面，钻关恢复注水后，吸水层数由42个增加到55个，增加13个，吸水砂岩厚度由66.5m增加到76.8m，增加了10.3m，水驱动用程度得到了提高。
总体来看在钻降过程中充分利用周期注水原理，可以减小钻降影响，并且可以调整吸水剖面，提高油层动用程度。
4、周期注聚的效果分析
另外目前在西區聚驱进行了周期注聚试验，同样也表现出水驱周期注水的一些特点，日产液下降幅度增大，日产油下降幅度减缓，含水上升速度得到了控制，油井矿化度增加，注入水波及体积扩大。可见即使在聚驱情况下，仍有波及不到的剩余油分布，因此合理的改变原有的平衡状态，激活滞油区，可以扩大波及体积，改善开发效果。
5、高含水关井情况分析
统计高含水或报废关井12口，周围42口井产量变化情况，初期周围油井日产液保持稳定，日产油上升，含水下降，3个月后，这些井产液大幅度上升，而产油却有下降，随后上升，可见当油井关井后，周围井产油初期上升，含水下降，产液稳定，逐渐注水受效后，日产液上升，日产油下降，接着产液量大幅度上升而产油随之上升，但含水也大幅度上升，导致油田含水级别上升，高含水关井初期，注水方向发生改变，使原来未受效层见效，油田含水下降，当注水突破后，产液、含水上升，重新达到平衡，我们如果抓住含水下降期，适当调整关井周期或注水周期，扩大波及体积，最大限度延长低含水期，则可以较好地提高油田开发效果。
因此，在现有条件下，通过合理调整注水井及采油井的开关时机，充分激活剩余油，可以经济有效地开发油田。
5、几点认识：
1、注水井及采油井的频繁开关容易引起地层压力升降太快而造成套损，日常生产中，按时开关，平稳操作，随时关注地层压力变化，及时调整开关时机。
2、高含水关井后，注入水沿高渗透层突进，引起周围连通好的其它井沉没度上升，含水上升，因此需要适当开井来控制沉没度级别。
3、实施周期注水时必须保证油层压力高于饱和压力，如停注阶段地层压力过低将会形成溶解气驱，原油性质遭到破坏，周期注水效果大幅度变差。
4、实施周期注水时如果结合调剖技术，可以使吸水剖面调整效果更好，持续效果更长。
[关键词]高含水 周期注水 剩余油
中图分类号：G292 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）10-0319-01
1、高含水油田剩余油分布情况
非均质油田水驱开发强淹层内剩余油分布可分为3种类型：一种为正韵律油层，顶部低水淹，中部中水淹，底部高水淹，第二种为反韵律油层，顶部高水淹，中部中水淹，底部低水淹，第三种为复合韵律，顶、底低水淹，中部高水淹。
从目前萨中开发区萨葡油层的动用状况来看，一、二、三类油层均水淹，分别以高、中、低水淹为主，一类油层以高水淹为主，水淹砂岩厚度和有效厚度分别为75.8%和77.0%，二类油层以中水淹为主，水淹砂岩厚度和有效厚度分别为51.9%和76.7%，三类油层以低水淹为主，水淹砂岩厚度和有效厚度分别为46.0%和46.1%。各类油层均为底部高水淹，中部中水淹，顶部低水淹，其中一类油层的动用程度达到90%以上，二类油层的动用程度达到80%以上，三类油层动用程度达到75%以上，可见萨中开发区萨葡油层为正韵律油层，在油层顶部存在大量剩余油。
2、“零流量”挖潜原理
2.1 附加压力差的作用
在正常注水情况下，高低渗透层之间压力相对稳定，而在周期注水停注下，高渗透层压力下降快，低渗透层压力下降慢，从而在高低渗透层之间形成附加压力差，使油水从低渗透层向高渗透层推进，重新注水时，高渗透层压力恢复快，低渗透层压力恢复慢，又形成反向附加压力差，注入水向低渗透层推进，从而起到调整吸水剖面，扩大波及体积效果，层段间或内部渗透率差异和饱和度差异越大，层段间产生的附加压力差将越大，周期注水改善水驱效果越明显。
2.2 毛细管力作用
对于亲水或弱亲水油藏，毛细管力相对于水为渗流阻力，相对于油为渗流动力，当油层内水淹段高速生产时，毛细管力居于次要地位，主要是水压驱动；当水淹层流量接近“零流量”时，相应地毛细管力作用加强，成为促使流体流动的动力，由于强淹层内水淹段的毛管孔隙几乎被水充满，剩余油段内的毛管孔隙主要被油充满，在地层亲水时，毛细管力束缚水而驱动油，使剩余油开始流动。
2.3 重力分异作用
当高流速生产时，重力分异作用居于次要地位，存在于相对低渗段内的剩余油处于相对稳定难动用状态，当流速降低接近“零流量”时，重力分异作用逐渐明显，剩余油相对处于能量较高的不稳定状态，开始渗流达到井底。
3、实例分析
目前萨中开发区已在4个区块实施了周期注水，效果均较好，压力场重新分布，层间、平面压力差异减小，采油井矿化度增加，注入水波及体积扩大，注水井吸水层数和吸水厚度增加，动用程度得到提高，自然递减减缓，含水上升速度得到有效控制。
统计2012年到2014年中区西部、西区、南西过、南一区4个区块的钻降情况，我们对周围连通油井进行跟踪，初期5天量油测试，后期10天一跟踪，通过对连通油井产量变化规律，钻降规律的再认识，了解了周期注水对各层系的一些作用。
3.1 按不同层系来分析钻降
3.1.1 基础井网的钻降规律
基础井网油层发育较好，基础井网钻降井连通正常生产井16口，注水井钻降后，初期日产液稳定，并且有一个上升阶段，产油也略有上升，随着钻降日产液、日产油开始下降，钻降结束后日产液未恢复到钻前水平，反而日产油恢复并超过钻前水平，含水在钻降中期有一个上升阶段随后即下降，钻降恢复注水后含水也没有回升，从而可以看出基础井网适合于长周期注水，对油田控制产液、含水上升作用较大。
3.1.2 调整井网的钻降规律
调整井网钻降井周围连通正常生产井48口，注水井钻降后，初期日产液稳定，随后保持下降趋势，钻降结束后下降了大约160t，日产油一直随着钻降时间的延长而下降，钻降结束后下降了大约20t，综合含水也一直保持下降趋势，钻降结束后，综合含水下降了1.3个百分点左右，从而看出二次调整井网可以通过周期注水减少无效水的循环，降低油田产液增长幅度，从而起到降低油田综合含水作用。
3.2 钻降过程中的主要做法
在钻降过程中，我们为降低钻降影响因素，充分利用周期注水原理，在钻降过程加密量油和监测动液面变化，如发现沉没度下降超过50m时，就对该井间抽或调小参数，防止地层压力变化太快，在钻降开井时采取调剖和停注高渗透层方法，共对2口井调剖，对8口井的高渗透层段先下死嘴停注，停注1月后再恢复注水。
通过这几种做法，钻降区地层压力变化不大，2013年与2012年相比地层压力下降0.21MPa。钻降影响自然递减为1.12个百分点，与计划相比减少0.88个百分点。钻降后，油层吸水剖面的到了改善，统计了6口钻关井的吸水剖面，钻关恢复注水后，吸水层数由42个增加到55个，增加13个，吸水砂岩厚度由66.5m增加到76.8m，增加了10.3m，水驱动用程度得到了提高。
总体来看在钻降过程中充分利用周期注水原理，可以减小钻降影响，并且可以调整吸水剖面，提高油层动用程度。
4、周期注聚的效果分析
另外目前在西區聚驱进行了周期注聚试验，同样也表现出水驱周期注水的一些特点，日产液下降幅度增大，日产油下降幅度减缓，含水上升速度得到了控制，油井矿化度增加，注入水波及体积扩大。可见即使在聚驱情况下，仍有波及不到的剩余油分布，因此合理的改变原有的平衡状态，激活滞油区，可以扩大波及体积，改善开发效果。
5、高含水关井情况分析
统计高含水或报废关井12口，周围42口井产量变化情况，初期周围油井日产液保持稳定，日产油上升，含水下降，3个月后，这些井产液大幅度上升，而产油却有下降，随后上升，可见当油井关井后，周围井产油初期上升，含水下降，产液稳定，逐渐注水受效后，日产液上升，日产油下降，接着产液量大幅度上升而产油随之上升，但含水也大幅度上升，导致油田含水级别上升，高含水关井初期，注水方向发生改变，使原来未受效层见效，油田含水下降，当注水突破后，产液、含水上升，重新达到平衡，我们如果抓住含水下降期，适当调整关井周期或注水周期，扩大波及体积，最大限度延长低含水期，则可以较好地提高油田开发效果。
因此，在现有条件下，通过合理调整注水井及采油井的开关时机，充分激活剩余油，可以经济有效地开发油田。
5、几点认识：
1、注水井及采油井的频繁开关容易引起地层压力升降太快而造成套损，日常生产中，按时开关，平稳操作，随时关注地层压力变化，及时调整开关时机。
2、高含水关井后，注入水沿高渗透层突进，引起周围连通好的其它井沉没度上升，含水上升，因此需要适当开井来控制沉没度级别。
3、实施周期注水时必须保证油层压力高于饱和压力，如停注阶段地层压力过低将会形成溶解气驱，原油性质遭到破坏，周期注水效果大幅度变差。
4、实施周期注水时如果结合调剖技术，可以使吸水剖面调整效果更好，持续效果更长。