发展概况

间歇注水也称作不稳定注水、周期注水、脉冲注水等, 是20 世纪50 年代末和60 年代初开始在前苏联和美国实施的一种注水方法, 在前苏联应用比较广泛。170~80 年代,前苏联已把这种注水方式作为一些注水油田改善开发效果的主要方法, 实施规模相当大,主要在西西伯利亚、古比雪夫和鞑靼油区共22 个油田约80 个层系中应用, 三个油区实施间歇注水10 年内, 共增产原油2200×104 t。我国20 世纪80 年代开始在扶余、葡萄花、克拉玛依等油田开展了间歇注水的矿场试验, 并取得了一定成效。2

驱油机理

间歇注水作为一种提高原油采收率的注水方法, 其作用机理与普通的水驱不完全一样, 它主要是利用压力波在不同渗滤特性介质中的传递速度不同, 通过周期性的提高和降低注水量的办法使得油层内部产生不稳定的压力场和在不同渗透率小层之间产生相应的液体不稳定交渗流动。

在升压半周期, 注水压力加大, 一方面部分注入水由于压力升高直接进入低渗层和高渗层内低渗段, 驱替那些在常规注水时未能被驱走的剩余油, 改善了吸水剖面; 另一方面由于注入量的增大, 部分在大孔道中流动的水克服毛细管力的作用沿高低渗段的交界面进入低渗段, 使低渗段的部分油被驱替; 再者, 注水压力的加大使低渗层段获得更多的弹性能, 因此, 水量越大, 升压半周期储层内流体的各项活动越强烈。

当进入降压半周期, 由于高、低渗段压力传导速度不同, 高渗段压力下降快, 低渗段压力下降慢, 这样高、低渗段间形成一反向的压力梯度, 同时由于毛细管力和弹性力的作用, 在两段交界面出现低渗段中的部分水和油缓慢向高渗段的大孔道流动, 并在生产压差的作用下随同后来的驱替水流向生产井, 因此, 水量越小, 高渗层段能量下降越快, 越有利于低渗层段较早地发挥其储备能, 而高渗层段内低渗段流体在弹性能和毛细管力的作用下沿高、低渗段的交界面进入高渗段的时机也越早, 流体也越多。2

影响开发效果的油藏条件

1 . 油层非均质性的影响

液体是有选择性的沿渗透性好的小层渗流, 渗透率非均质性的增加降低了常规注水波及油层的效率。在稳定注水时, 各小层的渗透率级差越大, 驱替前缘就越不均衡, 水驱油的效果就越差。间歇注水主要是采用周期性的增加或降低注水量的办法, 使得油层的高低渗透层之间产生交替的压力波动和相应的液体交渗流动, 使通常的稳定注水未波及到的低渗透区投入了开发, 创造了一个相对均衡的推进前缘, 提高了水驱油的波及效率, 改善了开发效果。

地层渗透率的非均质性, 特别是纵向非均质性, 有利于间歇注水压力重新分布时的层间液体交换, 有利于提高周期效应的效果。油层非均质性越严重, 特别是纵向非均质性越强, 间歇注水与连续注水相比改善的效果越显著。我国间歇注水效果较好的油田大都是非均质性比较强的油田, 如克拉玛依油田二东区克下组, 渗透率严重非均质, 同一岩性段内渗透率级差可达几十倍, 如果采用连续注水, 效果将会是很差的。葡萄花油田、太南油田、扶余油田都是这种情况, 特别是扶余油田, 属于砂岩裂缝油田, 严重非均质。

2 . 垂直渗透率的大小对间歇注水的效果也有影响

随着垂直渗透率( Kv ) / 水平渗透率( Kh ) 比值的增加, 常规注水与间歇注水采收率都增加, 同一Kv/ Kh 下, 间歇注水效果好于常规注水, Kv/ Kh = 1/ 2 时, 间歇注水改善常规连续注水效果最明显, Kv/ Kh 过大和过小, 改善的效果都会减弱。

3 . 间歇注水对砂岩和碳酸盐岩均有效

但效果最好的是高渗透砂岩和低渗透碳酸盐岩储集。

4 . 小层平面间的水动力不连通程度参数(ψ) 的影响

实际上, 油层通常都是由中间夹有泥岩、粉砂岩和致密石灰岩等不渗透性薄层的不同渗透率小层组成的储油层, 在油层中建立不稳定的压力场时, 水动力交渗流动只能通过各小层的水动力连通地带实现。引进水动力不连通程度参数(ψ) 来表示这一因素对间歇注水的影响, 它表示各小层不渗透接触面积与油层整个面积的比例关系。不连通程度(ψ) 值越大, 其间歇注水效果越差。对于非均质性不同的油层和渗透率组合来说, 都存在一个极限值, 高于这个值后, 一般认为进行间歇注水是不合理的。一般情况下可认为ψ= 0 . 5 为极限值。

5 . 间歇注水的油藏最好是封闭的

这样才能在短期内将地层压力恢复到预定的较高压力水平上。

6 . 间歇注水对亲水和亲油的储层都适用

毛细管压力越大即岩石亲水性越强, 常规注水及间歇注水的效果均越好。间歇注水比常规注水改善开发指标的程度则为毛细管压力适中时最高, 毛细管压力为零或过大, 开发指标提高幅度反而下降。这一点在我国油田实际中也有反映, 如间歇注水取得效果较好的葡萄花油田、太南油田、扶余油田的岩石润湿性都是偏亲水的。

7 . 间歇注水时油藏必须具有高于某一临界值的剩余油饱和度

某些试验认为, 该临界值随油藏而异, 一般应高于水驱后孔隙内的残余油饱和度。

8 . 水滞留(利用) 系数β的影响

水的滞留系数β, 或者水的利用系数, 是指由水淹高渗透小层进入低渗透小层而被滞留下来的那部分水量。其大小取决于岩石及其所含流体的物理、化学性质, 其值由实验室确定, 建议取值0 . 5~0 . 7。

在间歇注水的升压半周期, 注入水在高低渗透层之间的压差作用下, 沿着高低渗透层之间的交渗面进入低渗透层; 在降压半周期, 高渗层的压力迅速下降, 低渗层弹性能释放, 孔隙内流体反向流入高渗层, 同时部分渗入水滞留在低渗透层孔隙中, 被滞留的水取代的原油进入高渗层被采出。通过数值模拟计算表明, 水的滞留系数越大, 由低渗层进入高渗层的油就越多, 间歇注水的效果越好。

9 . 油水粘度比的影响

间歇注水适用于任何粘度的原油, 但原油粘度不同, 增产效果不同。随着油水粘度比的增加, 无论是常规注水, 还是间歇注水, 其效果都变差。这是因为油水粘度比越大, 油水流度就越大, 注入水更容易形成粘性指进现象, 油井见水加快, 降低了波及系数, 这正是高粘油藏注水开发的最不利因素。在其他条件相同的情况下, 在高粘油藏中进行间歇注水, 其效果明显比在低粘油藏中好。可见在常规水驱效果较差的情况下进行间歇注水可获得更好的增油效果。

此外, 正韵律储层应用间歇注水采收率提高幅度大于反韵律油层, 间歇注水可以用于不同形式的采油井网和不同的注水井位置。2

工作方式

按照间歇注水不同的频率, 可以分为对称型和不对称型两大类。所谓对称型就是指间歇注水的注水时间和停注时间相等, 不对称型是指注水时间和停注时间不相等, 不对称型又可分为短注长停型和短停长注型。

北京勘探开发研究院通过数值模拟研究了不同工作制度对间歇注水效果的影响。在对称型中, 研究了一组共三个工作制度, 即在采油井连续采油的情况下, 注水井采用对称的三个工作制度。在不对称型工作制度中, 研究了三组不同的类型: 第一组, 在采油井连续采油的情况下, 注水时间小于停注时间; 第二组, 在采油井连续采油的情况下, 注水时间大于停注时间; 第三组, 注水井与采油井都不连续工作,注水井注水时, 采油井停采; 采油井采油时, 注水井停注。

在我国进行间歇注水的实践中, 根据各油田、各区块的具体地质条件和气候等状况的不同, 已出现了很多不同的做法, 包括:

①整个区块内的全部注水井全部停注及开注;

②各注水井排或将注水井分为若干个组, 按井排或井组交替停、开注;

③ 在注水井排( 或组) 内各注水井周期的交替停、开注;

④在注水井内划分几个层段, 周期的交替停、开注;

⑤在注水井内某一层段周期的交替停、开注, 其他层段仍连续注水;

⑥ 注水井注水时, 油井停止采油, 注水井停注时, 油井才开井生产, 既一般所谓的脉冲注水;

⑦注采井别互换, 即部分注水井改采油井, 部分采油井转注;

⑧单井注水吞吐, 即在一口井上周期的交替进行注水和采油;

⑨ 注采井同时停注、停采, 过一段时间后再开井进行采油和注水。

间歇注水工作制度很多, 但对某一油田来讲, 并不是任何方式都是适用的。例如: 对于单井吞吐或注水井改为生产井, 只有在亲水、最好是强亲水的条件下才可能取得好的效果, 而对于亲油的储层, 很可能是得不偿失。因此, 对于某一个具体的油藏来说, 在实施中要根据油藏的具体地质条件, 运用数值模拟方法或矿场实际试验情况来优选间歇注水方式。有时候各种自然地质条件也促使人们使用某一种间歇注水方式。例如: 大庆的太南开发区地处高寒地区, 由于注水井的配注量低, 冬天易于冻结, 促使人们干脆采取冬天全部注水井停注的办法来实行间歇注水。

虽然在不对称注水井短注长停型工作制度中, 注水井、采油井交替注采能够获得最高的采收率, 但这种工作制度在现场可能较难实施, 因为它能够影响到产量, 油井停止生产造成的产量损失需要较长的开发时间才能得到补偿。在间歇注水过程中, 应尽可能选择不对称短注长停型工作制度, 也就是在注水半周期内应尽可能用最高的注水速度将水注入, 将地层压力恢复到预定的水平上; 在停注半周期, 在地层压力允许范围内尽可能延长生产时间, 这样将获得较好的开发效果。2

连续注水转间歇注水的最佳时机

目前油田开发一般都采用连续注水方式, 在连续注水一段时间后往往为了改善开发效果而转入间歇注水, 因此就存在一个转入间歇注水的最佳时机问题。所谓最佳时机就是在这个时间转为间歇注水后, 增产油量最多, 开发效果最好。

在这个问题上目前还没有找到一个明确的界限。从北京勘探开发研究院计算结果以及有关文献来看, 在任何阶段由连续注水转为间歇注水都能够改善开发效果, 越早转入间歇注水, 效果越好。因为实施间歇注水时间越长, 则高、低渗透层之间的压差越大, 层间液体交渗越充分。

间歇注水也可用于严重出水的油藏, 甚至在连续注水条件下油井已达到经济极限之后也可应用。在实践中, 我国胜利、扶余、新疆以及喇萨杏油田杏六区的间歇注水都是在含水率80%~90%甚至更高的情况下开始的, 也都取得了比较好的效果。2

合理周期确定

注水周期的长短决定交渗流量大小和油层压力变化幅度沿油层长度分布的强烈程度,即注入水波及油层范围的大小。根据理论分析, 理论注水半周期按下式计算:

式中:

L———注水井排与生产井排之间的距离, cm;

ω———未注水时地层平均地压系数, cm2/ s;

T———注水半周期, s。

上式说明地层的弹性越差, 周期越短; 油层渗透率越高, 周期也越短。合理的注水周期是实施间歇注水的重要参数。停注时间过短, 油水来不及充分置换;但如果过长, 地层压力下降太多, 产液量也随之大幅度下降; 并且, 当含水率的下降不能补偿产液量下降所造成的产量损失时, 油井产量将会下降。油井井底压力也不宜过多的降至饱和压力以下, 以免井底严重脱气, 造成产液、产油指数下降, 并降低泵效。注水压力的升高也有一定的限度, 地层压力一般不宜超过原始地层压力, 注水井井底压力也不宜超过岩石破裂压力。

因此注水周期的长短应根据油藏的含水和压力的高低等因素通过数值模拟和现场实际经验来确定。无论在多油层油藏还是在裂缝性油藏进行间歇注水, 使用变化的周期是合理的。用最大和最小周期交替造成压力波动, 可使注入水波及范围增大, 从而驱出更多的原油。随着间歇注水轮次的增加, 其效果一般将越来越差, 甚至完全失效。在这种情况下可以适当延长注水周期的时间, 甚至改用另一种更为强化的间歇注水方式。2