鄂尔多斯盆地低渗透油藏增产改造技术

鄂尔多斯盆地低渗透裂缝油藏增产改造技术第一章鄂尔多斯盆地区域地质概况低渗透油藏在我国占有相当大的比重，主要分布于大庆、长庆、吉林、辽河、大港、新疆、胜利、中原等几大油区，探明低渗透油藏地质储量52.14×108t，占全国探明地质储量26.1%。随着国内对原油需求的不断增加，低渗透油藏的开发也已成为开发的主力油藏。鄂尔多斯盆地地处中国东西两个地址构造单元的中间过渡带，是古生代稳定沉降，中生代坳陷自西向东迁移，新生代周边扭动断陷得多旋回沉积的克拉通盆地。鄂尔多斯盆地形态不对称，东宽西窄，为平缓西倾的大斜坡。包括盆地本部，以及河套、巴音浩特、渭河地堑、六盘山、银川和定西等周边盆地，鄂尔多斯盆地总面积37×104km目前主要有中国石油长庆油田分公司、陕西延长石油集团油田股份有限公司、以及中国石化华北石油局等在该盆地内进行油气勘探开采。从目前油气田分布规律知，油气资源主要分布在盆地西倾斜坡上，其中石油主要分布在盆地中南部，天然气分布在盆地中北部，纵向油气层复合叠加较多，整体形成上油下气、南油北气的分布格局。按照地层层系，将鄂尔多斯盆地油气藏自上而下划分为四套层系的油气藏：（1）中生界侏罗系河流沉积低渗透砂岩油藏侏罗系含油层系为延安组和直罗组，而延安组为侏罗系主要油层组。根据油层组合，延安组自上而下划分成10个层组，延1—延10，其中延8以上油层由于面积较小，做为油田开发阶段的稳产接替层，而延安组油层相对富集于底部油层组即延9、延10，油藏面积较大，油气资源丰富，占整个侏罗系的80%，为该油藏的主力油层。直罗组自上而下可划分为7个层组，直1—直7，其中直2—直5为主要产油层。侏罗系延安组、直罗组储层，岩性以长石质中细粒石英砂岩为主，因沉积结构和成岩作用影响，不同区域和不同油层的物性较低且变化较大，非均质性强，中、北区平均孔隙度18%—20%，平均渗透率50mD，南区油层致密，平均孔隙度10%左右，渗透率小于5mD，因此该油藏为低渗透油藏。（2）三叠系三角洲沉积特低渗透砂岩油气藏三叠系主要储油层为延长组，在沉积时期形成大型生油气凹陷，由两个主要碎屑岩沉积体系和多个良好的盖层形成自生自储的含油层系，该油层黑色泥页岩发育，是中生界油藏的主力油层。根据延长组地层沉积旋回和岩性特征，将延长组自下而上划分为五个段、自上而下划分为10个层组长1—长10，分段分层如下：第一段：T3y1，该段包括长10；第二段：T3y2，该段包括长7—长9；第三段：T3y3，该段包括长4+5、长6（长61、长62、长63）；第四段：T3y4，该段包括长2（长21、长22、长23）、长3；第五段：T3y5，该段仅有长1。延长组10个油层组，整体上看都属于“三低”储层（低孔、低渗、低含油饱和度），因沉积条件和成岩作用的不同，砂岩类型以及分区不同，最终各小层在不同地区不同层组，其油层物性和含油性也不同。三叠系延长组主要储层为长6，其次为长2层。长6孔隙度11%—13%，渗透率（1.0—3.0）mD，属于特低渗透油气藏。（3）上古生界石炭—二叠系低渗透砂岩气藏该地层以碎屑岩沉积为主，在盆地周边由于构造运动活跃，并且砂岩体储层发育，因此形成了以构造圈闭为主的气藏；在盆地内部，构造较为稳定，中部平缓的西倾斜坡上形成了大型岩性圈闭气藏，最终形成复合连片的大气藏。由于其砂岩储层经过长期的压实、充填、交代和重结晶等作用，使得储层原生空隙遭到破坏，孔隙度低，渗透率低，为低渗透气藏。根据地层学，该低渗透砂岩气藏自下而上可分为石炭本溪组、下二叠太原组、下二叠山西组、中二叠石盒子组、上二叠石千峰组。其中山西组山2、石盒子组盒8为该气藏的主要产层。该气藏非均质性强，据统计平均孔隙度范围0.64%—18.4%，渗透率范围0.1—2mD，属于低孔低渗透致密气藏。目前共有7个气田，包括苏里格、神木、乌审旗、榆林、靖边、米脂、胜利井七大气田。（4）下古生界奥陶系碳酸盐岩气藏下古生界奥陶系碳酸盐岩气藏位于中部西倾大斜坡构造带上，储层为马家沟组海相碳酸盐岩，层段后且分布广泛。根据沉积层序和岩性特征，将马家沟组地层分为六个岩性段：马一、马二、马三、马四、马五、马六段，马一、马三、马五皆以白云岩为主，其他三段以石灰岩为主。马五段位于盆地中东部奥陶系顶部，是下古生界天然气勘探开发的主要目的层，因此根据沉积旋回和岩性特征可将马五段再细分为10个层组，自上而下依次为马五1—马五1010个亚段。奥陶系低渗透气层可分为上部气层、中部气层和下部气层，其中上部气层组为马五1，中部气层组为马五2、马五31，下部七层组为马五4段。该段地层经长期成岩作用，主要储集空隙类型分为五种：溶洞—溶孔型、溶孔—晶间孔型、裂缝—孔洞型、晶间孔型、微孔—裂缝型，盆地中部马五段平均孔隙度4.98%，岩心分析结果显示平均渗透率5.178mD，测井综合解释所得平均渗透率0.386mD，因此该气藏属于低渗—特低渗透气藏[1]。低渗透裂缝油藏注水开发技术鄂尔多斯浅层低渗透裂缝油田开发中，初期利用天然能量开发，出现采收率低、含水率上升快、产量迅速递减、地层能量也迅速下降等诸多问题。同时对于低渗透裂缝油藏开发中，由于边界层的存在等因素的影响，使得地层流体渗透过程中存在启动压力梯度，必须克服这一压力梯度才能有效的生产。因此为了保持该类油藏能够保持稳产，取得更高的经济效益，注水开发显得尤为重要。注水开发可以保持地层能量，建立有效的生产压差，驱替地层原油向生产井中流动；当地层压力恢复至80%以上时，再适当提高油井产液量，一方面可控制含水率上升；另一方面增加了产油量。由于该盆地内地层纵向、横向非均质性不同，储层结构，地层能量都存在差异，因此需要根据各区块的具体情况选择合适的注水技术，包括水质，注入方式，注水时机等的选择。按照注水时机的不同，将鄂尔多斯盆地注水开发分为三种：（1）超前注水开发；（2）同步注水开发；（3）晚期注水开发。由于鄂尔多斯盆地构造的特殊性，因此盆地内地层普遍存在天然裂缝，裂缝的存在对开发有双重的作用：一方面，由于裂缝的存在，提高了低渗透油藏的地层导流能力，有利于原油流向生产井；另一方面，由于裂缝的存在，使得在注水开发过程中，裂缝方向的生产井极易发生水窜、水淹现象，有的甚至出现暴性水淹，整体上生产井含水上升，产油量降低。另外，地层非均质性、布井方式等也对低渗透油田注水开发有着重要的影响。对于低渗透油田开发中，当打开生产井生产的同时或者生产一段时间后产量出现降低的时候开始采取注水的方式，由于低渗透油藏压力传导慢，使得这两种注水开发都只是起到用注入水驱动原油流向生产井的作用，并没有利用低渗透油藏中毛管压力在渗吸过程中有助于驱替的作用。单独的对水驱动研究对于低渗透油藏增产改造没有多大意义，因此不再论述。鉴于此，通常在同步注水或者晚期注水的过程中优化注入方式，采取周期注水的方式，以下也将重点介绍周期注水对于低渗透油藏增产的作用。因此，以下将从三个方面介绍有利于低渗透油藏增产的注水技术研究。2.1超前注水开发技术由于低渗透裂缝油藏，由于储层压力敏感效应强即流固耦合效应，为了降低开发过程中由于地层压力下降造成的渗透率和产能损失，采取超前注水保持地层压力开采。低渗透油田开发中采取超前注水，不仅有效的控制了低渗裂缝储层中裂缝系统和基质系统压力敏感效应对开发带来的不利影响，而且通过初期注水使得地层压力保持较高水平，建立较高的压力梯度，克服启动压力梯度，这样就为后续开发建立了有效的压力驱替系统，有利于低渗透裂缝油藏的开发。超前注水是在采油井投产前经过一定时间的注水，使地层压力上升至高于原始地层压力，并建立起有效驱替系统，油层内驱替压力梯度大于启动压力梯度后，油井投产并保持这种状态下开采的一种注水技术。研究表明低渗透油藏中，由于启动压力的存在，油藏流体的渗流不符合达西渗流规律，只有当压力梯度克服启动压力梯度后，油藏流体才开始流动，低渗透油藏中的这一渗流特征为非达西渗流[2]。2.1.1超前注水增产机理超前注水开采机理包括以下几方面[2,3,4]：建立有效的驱替压力系统在油井投产向储层内注水，在开井生产前只注不采，提高地层压力。当油井投产时可建立较高的压力梯度，当注水一定时间后，压力达到某一数值，此时油层中得任何一点压力梯度都高于启动压力梯度，由此即建立了有效的压力驱替系统。低渗透油田开发中，建立有效的驱替压力系统可提高生产井产能。（2）增大波及体积，提高最终采收率室内研究表明，提高水驱油的排驱压力会提高驱油效率，因为压力的提高可以使更细小孔道的油被驱出。当低渗透油藏采用滞后注水开发时，高渗层原油被首先采出，压力降较大，而低渗层由于渗流阻力大、供液能力差，能量消耗快很少被动用。当后续注水开发后，注入水沿渗流阻力小的高渗层突进，加上高渗层压力降较大，这就加剧了注入水沿高渗层突进，大大降低了波及体积。当采用超前注水时，由于地层压力的均衡作用，注入水首先沿高渗层突进，压力升高后，再向低渗透层流动，这样使得整个地层压力均衡。在该条件下，注入水能够较均匀的在地层中推进，从而提高了水驱波及体积。（3）避免因压力下降造成储层物性变差由于低渗透油藏开发中具有天然能量小、地层压力传导能力差，短时间内难以补充能量，常规的注水技术如同步注水不能有效的保持地层压力，由前可知低渗透油藏压力敏感效应强，储层物性会发生变化，室内实验表明，在围压不变的条件下，随孔隙压力减小，岩心驱替实验中出口端流量减小，再注水提高孔隙压力仅能恢复至初始值的56.8%—72.5%，可见压力的降低及恢复并不是可逆的，实验结果表明随压力的降低岩心孔隙结构发生变化，渗透率也不可逆降低，因此压力的降低不利于低渗透油藏的开发。而采用超前注水，并且生产过程中保持注采平衡，这样可以保持地层压力在较高值，减弱储层因压力下降引起孔隙结构发生变化，渗透率降低，保持渗流通道畅通。（4）避免因压力下降造成原油性质变差当采用常规的开发方式，即初期利用天然能量开发开采，后利用溶解气驱开采，待产量有所降低，含水率上升后，注水开发提高地层能量，从而保持产液量，降低含水率的方法，这时由于在弹性驱和溶解气驱阶段，原油多次脱气，使得原油粘度增加，流动性变差，再加上低渗透油藏渗流通道小，从而严重影响了油井产能。采用超前注水，可有效的使地层压力保持较高水平，极大减弱原油脱气，使得原油粘度保持在原来水平附近，有利于开采。（5）降低油井初期含水，降低产量递减率在低渗透条件下，渗流的过程存在启动压力梯度，地层的渗流特征为非达西渗流。影响含水率的因素较多，除油水粘度比外，渗透率和原油极限剪切应力的影响就不可忽视。在其他条件相同的情况下，启动压力梯度越大，含水率越小；原油极限剪切应力越小，含水率越小；渗透率越低，含水率越高；而超前注水提高了地层压力，减小了地层压力下降对地层孔隙度、渗透率的伤害，因此降低了含水。石油大学（北京）闫健等人给出了不同地层单井产量理论模型公式，并推导了递减率的计算式，最后得出实施超前注水，可提高边界压力，在相同时间内，累积产油量增加，从而导致递减率减少，从而降低了油田产量的递减速度。总之，相比于常规注水开发而言，超前注水可有效的保护储层结构、原油物性等，延长低渗透油藏稳产时间，提高最终采收率。2.1.2超前注水地质条件超前注水适用的地质条件有：（1）适用于含有裂缝系统和基质孔隙吼道，并且具有极强的压力敏感效应的低压低渗油藏；（2）油层连片性好，主应力或裂缝方向清禁，一次井网具有较好的适应性；（3）储层基质物性差、具有启动压力梯度；（4）外界水源充足，能够满足超前注水最大注水量的需要[3]。2.1.3超前注水时机选择对于注水开发低渗透油藏，注水时机的选择十分关键，直接影响着油田的采油速度和采出程度，选择合适的注入时机，可使得注水开发经济效益最大化。通过室内模拟同步注水、超前注水1—6个月，结果如下：注水时机油井投产时累积注水量m3单井产量增幅，t/d平均地层压力，MPa地层压力保持水平，%同步注水0012.00100超前1个月0.18Vmax0.4812.56104.7超前2个月0.33Vmax0.8613.36111.4超前3个月0.48Vmax1.0714.23118.6超前4个月0.62Vmax0.9915.03125.3超前5个月0.76Vmax0.9315.80131.7超前6个月0.88Vmax0.9016.51137.6由上表可看出随着超前注水时间的延长，累积注入量的增加，单井产量增幅并非一直上升，当地层压力保持水平达到一定水平时，单井产量增幅最大，即在超前3个月注水，注入量0.48Vmax，地层压力保持水平达到118.6时，单井产量增幅达到最高值1.07t/d。这一结果是在室内对同一类岩心进行驱替，不考虑经济效益的情况下，优化出该类岩心的超前注水时机[5]。而对不同物性的地层，由于储层结构存在差异，注水时机也存在差异，现场实践中应针对研究区块重新优化。上述对注入时机的优化是在未考虑经济效益的情况下进行的，唐建东等人在研究了低渗透油田弹塑性特征以及产能的变化，给出了弹塑性特征和产能的数学表达式，利用油藏工程的方法计算了超前注水阶段压力变化，含水率变化，剩余油饱和度变化后，给出了低渗透油田超前注水开发指标的概算，在此基础上研究超前注水的合理注入时机。方法如下：（1）根据低渗透储层参数，由合理井网密度方法试算出井网密度，得到油水井的数目和；（2）确定超前注水时间，将油田开发分为2个过程，第一个过程超前注水，第二个过程人工水驱开发，分别分多阶段完成低渗透油藏不同时期的注水量、采油量概算；（3）参考现场提供的技术经济参数，从超前注水开始,计算油田开发的净现值。基于该原理和方法，对不同渗透率低渗透油藏的超前注水规律进行了计算对比。图2-1超前注水时间与净现值关系图2-1他们研究的某低渗透区块不同超前注水时机与净现值的关系.随着超前注水时间的增加，净现值先增加，后减少，存在一个最大净现值，对应的超前注水时间即为低渗透油藏超前注水的合理时机。图2-2超前注水时间与渗透率的关系图2-2为超前注水合理时机与渗透率关系，从图中可看出随着渗透率的增大，低渗透油藏最佳超前注水时间缩短[6]大量研究表明超前注水时机在3—6个月，单井产量增幅较高，可取的较好的经济效益。2.1.4超前注水应尽可能的采取最大注水压力进行注水，但若压力过大，超过一定水平，这时低渗透油藏中得天然微裂缝或者闭合裂缝会逐渐开启，将对后期注水开发产生不利，使得注入水沿裂缝突进，生产井过早见水；当压力超过地层破裂压力后，地层会被压裂，又会形成新的裂缝。因此超前注水过程中应控制注水压力保持在适当的范围。王瑞飞，宋子齐等人[5]在对靖安油田的研究基础上，总结了前人计算最大注水压力的数学式。对于压裂形成垂直缝的情况，地层破裂压力Pf可用下式计算：(2-1)式中油层破裂压力，MPa；泊松比；岩石抗张应力，MPa；、岩石破裂压力，MPa；H地层深度，m。要使得得注水压力小于地层破裂压力，他们认为注水井的最大注水压力可表示为下式：（2-2）式中注水井最高注水压力，MPa；为防止超过破裂压力而设定的保险压差，MPa；油管摩擦压力损失，MPa；水嘴压力损失，MPa；静水柱压力，MPa。2.1.5合理生产流压确定王瑞飞等人[5]提出了从两个方面确定合理的生产流压：（1）根据原油饱和压力确定最低流压低渗透油藏油井采油指数小，需要降低生产流压，加大生产压差，增大产能，但若生产流压低于饱和压力，且相差较大，则原油脱气严重，随流压的进一步降低，油井脱气半径逐渐增大，这样对生产极为不利。因此需要根据原油饱和压力确定合理的生产压差。通过对五里湾一区长6油层的统计分析，他们得出当流压控制在饱和压力的60%—70%时油井的采油指数较高，最低不能低于饱和压力的60%，否则油井产能急剧下降；而流压过高，采油指数反而降低。因此油田实际开发中，尽量保持流压在饱和压力的60%—70%水平，以获得理想的采油指数。根据满足最大生产要求的泵效确定流压在确定了生产中所要求的泵效后，根据下式，可计算出合理的泵入口压力，即可确定生产流压。（2-3）通过以上两种方法都可确定出生产流压，现场根据不同要求可选择适用的方法确定生产流压。2.1.6超前注水布井方式的确定鄂尔多斯低渗透油藏存在天然裂缝，在油田注水开发中，裂缝的存在具有双重作用，既有利于提高注水井吸水和生产井生产能力，同时又容易造成注入水沿裂缝形成水窜，油井过早见水或出现暴性水淹等。因此在注水过程中应采取合理的布井方式，充分利用裂缝的有利作用，减轻和避免裂缝的不利影响。经过物理模拟、数值模拟和现场试验的反复研究分析，国内在裂缝性低渗透油田注采井网部署上的基本原则可概括为：平行裂缝方向布井，采用线状注水方式，充分发挥压裂作用，加大井距，缩小排距[7]。（1）平行裂缝方向布井，采用线状注水方式对于低渗透油藏注水开发，实行平行裂缝方向注水，垂直裂缝方向驱油，可最大限度的减缓注入水向油井窜进和造成油井暴性水淹的现象，提高注入水驱油效率，改善开发效果。而要实行平行裂缝方向注水、垂直裂缝方向驱油，最直接的就是平行裂缝方向布井。因此在搞清楚裂缝方向的前提下，不需要再研究其他方向的注水，可直接平行裂缝方向布井注水开发。又因为低渗透油藏开发中，在垂直裂缝方向上注水驱油阻力大，油井注水见效差，不能实行两排注水井之间布置多排油井，只能采用一排注水井，一排油井间隔的线状注水开发方式。（2）充分发挥压裂作用，加大井距鄂尔多斯裂缝性低渗透油藏大多数为低渗、特低渗油藏，且地层压力较低，一般钻完井，打开油层后油井没有自然产能，都需要采取压裂改造后才能投产，获取工业油流。在低渗透裂缝油藏开发中，应尽可能合理的加大压裂规模，充分发挥压裂作用，提高地层导流能力，从而一方面提高油井产量，另一方面可适当拉大井距，从而减少钻井数量，提高经济效益。由于沿裂缝方向油层渗透率高，地层导流能力强，注入水沿裂缝推进快，容易水窜，因此在该方向上可适当加大井距。（3）缩小排距垂直裂缝方向，即水驱油方向，流体流动阻力大，因此注水开发过程中油井受效时间长，见效差，所以采油井与注水井之间的排距不能太大，因此缩小排距，减少阻力，才能使油井见到比较充分的注水效果，保持压力与产量的相对稳定。各油田排距具体的大小可根据油层基质渗透率的高低和裂缝密度的大小确定。在坚持以上布井方式的原则下，对于鄂尔多斯低渗透裂缝油藏，由于发育天然裂缝，建议采用线状注采井网或反九点注采井网[3]：通过地质研究，对于天然裂缝方向明确的区块，可采用线状注采井网，对于吸水能力与产液能力有明显差异的井排可适当调整注水井或生产井的井距、井数。在大多数情况下，一般采用不规则的线状注采井网，从而适应复杂地质条件下的裂缝性油藏。对于具有天然裂缝，但裂缝不发育的油藏，初期实验区注水后见水方向不明显的区块，宜采用正方形反九点注采井网，正方形对角线方向与最大主应力方向平行，加大了裂缝主方向油井与水井的距离，延长裂缝主方向油井见水时间。由于反九点井网较为灵活，随着油藏的不断开发，含水上升，还可通过适当的调整井网，降低含水，改善开发效果。对于不同地址特征的油藏，还可选用其他的注采井网，如正方形和矩形反五点法井网、反四点、反七点、菱形反九点等注采井网。由于该盆地内各区块的油藏非均质性有差异，在选择井网时还应考虑其他方面的因素，综合各方面因素，决定布井方式。2.2周期注水开发技术周期注水也称间歇注水或不稳定注水，是利用周期性提高和降低注水压力的办法增加油层系统的弹性能量，在油层内产生不稳定压降和在不同渗透率小层之间产生相应的液体不稳定交换渗流。周期注水具有以下特点：（1）可减缓因连续注水产生的裂缝水窜和基质水封问题；（2）在压力扰动作用下，裂缝与基质间产生水油交渗现象，从而采油基质中得原油；（3）周期注水可以增强毛管力的渗吸作用，强化了增产效果。总之，周期注水即能降低裂缝水窜，又能有效开采基质中的原油，从而提高采收率，是低渗透裂缝油田开发至高含水期后行之有效的增产措施。2.2.1周期注水增产机理[8]周期注水增产机理主要为流体弹性力和注水过程中毛管力的作用两个方面：（1）周期注水中储层流体弹性力的作用周期注水的微观驱油机理是：在周期注水过程中，由于弹性力引起的压力扰动，可以使一部分油运移到贾敏效应较小的孔隙中而向前流动，同时，当油相处于压力扰动的波峰时，压力梯度相应增大，可以使油相克服较大一些的贾敏效应而流动，这种现象在核磁共振成像实验中已经被观察到。周期注水的宏观驱油机理是：在周期注水过程中，油藏开始注水时，高渗层吸水量大，压力传导系数高，油层压力恢复速度快，压力较高；而低渗层吸水量少，压力传导系数低，压力恢复速度慢，压力较低。在高低渗透层之间形成附加的正向压差，在这个压差的作用下，油水从高渗透层被驱向低渗透层，由于高渗透层含水饱和度高，进入低渗透层的水量较多而油较少。当停注时，由于高渗透层排液量大，压力下降速度快，压力较低，而低渗透层，压力下降速度慢，压力较高，油水由低渗透层向高渗透层窜流。由于低渗透层含水饱和度低，进入高渗透层的水量较少而油量较多，这样在附加压差的作用下，一部分水滞留在低渗透层而另一部分则又回流到高渗透层，同时从低渗透层中带出一部分油进入高渗透层而被采出，这就是周期注水过程中，弹性力改善纵向非均质性油层水驱油效果的机理。弹性力作用效果的大小主要取决于高渗透层和低渗透层之间的压力差和持续时间，压力差越大，持续时间越长，弹性力的作用越强，反之越弱。由于弹性力的作用，增加了高低渗透层流体的交换，提高了注入水纵向波及系数。多次反复的压力脉冲作用，使高低渗透层间不断发生油水交换，低渗透层的含水饱和度增高，动用程度得到改善。殷代印根据物质平衡方程推导油层压力随时间的变化关系式，对其函数对时间t求导后分析压力变化特征，得出当注采比大于1且注采井定压条件下，地层压力逐渐升高，且升高的速度呈指数递减，此时高渗层高压，低渗层低压；相反，当注采比小于1时地层压力逐渐下降，下降速度也越来越慢，此时高渗层低压，低渗层高压。周期注水过程中，开始向油藏注水时，对应于初始注采比大于1，在高低渗透层之间形成附加的正向压差，在这个压差的作用下，油水从高渗透层被驱向低渗透层，由于高渗透层含水饱和度高，进入低渗透层的水量较多而油较少。停注初期，对应于初始注采比小于1，在高低渗透层之间形成附加的反向压差，在这个压差的作用下油水由低渗透层向高渗透层渗流，由于低渗透层含水饱和度低，进入高渗透层的水量较少而油量较多。弹性力作用效果的大小主要取决于高渗透层和低渗透层之间的压力差和持续时间，压力差越大，持续时间越长，弹性力的作用越强，反之越弱，同时随着复注时间的延长，高低渗透层间的压力上升速度越来越慢，附加压差逐渐变小。由于弹性力的作用，增加了高低渗透层流体的交换，提高了注入水纵向波及系数。多次反复的压力脉冲作用，使高低渗透层间不断发生油水交换，低渗透层的含水饱和度增高，动用程度得到改善。多次反复后，高低渗透层间的含水饱和度差异越来越小，故随着周期注水时间的延长，增产效果会逐渐降低。对于油层平面上的低渗透带，它是油藏中存在的一种普遍现象。与纵向非均质类似，注入水首先沿高渗透带突入油井，油井含水上升快，达到经济极限关井时，低渗透带仍可有较高的剩余油饱和度。对于这种情况，周期注水改善开发效果的作用机理与纵向非均质完全一样，只是高渗透区域和低渗透区域的接触面积要足够大，这样，高低渗透区域间的油水交渗量才能较大，起到改善平面非均质性油层水驱油效果的作用。（2）注水过程中毛管力的作用毛管力作用的微观驱油机理：在周期注水的不同阶段，毛管力的大小和作用是不同的。对于水湿油层，毛管力可能是驱动力也可能是阻力。注水阶段，当水驱速度较小时，小孔道的毛管力大，注入水优先沿着小孔道将油驱替出来，大孔道中形成残余油，对开发效果不利。随着水驱油速度的增加，由于润湿滞后现象，润湿角增大，毛管力变小，当驱替速度增大到一定程度时，油水界面反转，毛管力变成阻力。这时，水优先进入大孔道，小孔道中形成残余油，不利于发挥毛管力的驱油作用，开发效果也不好。因此，水湿油层存在一个合理的驱替速度。实际生产中难以控制驱替速度。在常规注水开发过程中，为了缩短投资回收期，采油速度一般较高，驱动压差居主导地位，毛管力很难发挥作用；而在周期注水开发过程中，停注阶段，油水两相处于自由吸渗状态，毛管力恢复正常值，有利于发挥毛管力的驱油作用，将小孔隙中的原油驱替出来，有利于改善水驱开发效果。对油湿油层，毛管力始终是阻力。注水阶段，随着水驱油速度的增加，同样会产生润湿滞后现象，但润湿角变小，毛管力变大，进入孔道中的水只能沿孔道中心驱油，孔道壁上形成大量残余油；停注阶段，毛管力恢复正常值，但不会像水湿油层毛管力那样将小孔隙中的原油驱替出来。由于鄂尔多斯盆地低渗透裂缝油藏中各小层极大多数为水湿油层，对于水湿油层周期注水，可分为三个阶段研究：注水阶段：对于非均质砂岩油田，油层岩石的微观孔隙可以描述成网状结构，这些网状通道同时连接着部分封闭式的孔隙、微缝和连通不好的孔隙喉道。水湿油层正常注水时，对于封闭式的缝隙，由于毛管力的作用，水沿孔隙喉道边缘夹缝先行并将缝隙中的油从中孔隙喉道中火企图向外排挤，但是由于网状通道中注入水流动压力产生的外压远大于孔隙喉道中毛管产生的向外的排挤力，最终使封闭式的缝隙中的油不能流向网状通道中，而被滞留在其中。这一过程将导致毛管力产生的向外排挤压力与外压的平衡，称之为第一次平衡。对于与粗网通道相通的细网通道，在毛管力的作用下，细网中的原油企图向外挤，但最终受到粗网中外压的抑制而滞留在细网中。因此，在正常注水时，与粗网相互连通的封闭式缝隙或细网通道中的原油是不参与流动的。停住阶段：油层中毛管力增加，恢复到正常值。同时，粗网通道中的流体压力开始下降，当压力下降到打破毛管力与外压形成的第一次平衡后，封闭式缝隙和细网通道中的原油在毛管力的作用下流向粗网通道。在这一过程中，毛管中的水不断发生渗吸，毛管压力越来越小，当粗网通道中的压力与毛管压力相等，缝隙中的原油停止流动，形成毛管力和外压的第二次平衡。复注阶段。在注水驱动压差作用下，注入水进入粗网通道，将原油驱向井底，同时，注入水靠外压的作用强行进入毛管，形成强迫自吸渗，使这些缝隙中的流体停止外流，重新形成第一次压力平衡。毛管力的宏观驱油机理：由于注水阶段，粘滞力居于主导地位，毛管力和重力处十次要地位，驱动压差越大，毛管力和重力的作用越不明显。停注初期，弹性力产生的附加压差引起高低渗层之间的油水同向窜流处于主导地位，随着弹性能量的释放，弹性力的作用很快消失，毛管力作用引起的油水逆向窜流将逐渐居于主导地位。由于高低渗透层间的含水饱和度差、渗透率差和润湿性引起的表面张力差必然会引起自吸渗现象，油从低含水饱和度区流向高含水饱和度区，而水则从高含水饱和度区流向低含水饱和度区。2.2.2周期注水合理注水时机的确定在采用连续注水开发中，随着开发的进行，含水上升，开发中的注水量和产液量不断上升，而采油速度却逐渐下降，开发成本增大。在进入高含水期后，可转为周期注水，提高低渗透层或低渗透区的动用程度，提高采油速度、水驱采收率，达到增产的目的。由连续注水开发转为周期注水开发存在一个合理时机的问题。优化合理的周期注水时机，可使得周期注水增产效果达到最佳。研究表明，随着周期注水开始时间的推迟，周期注水的波动次数减少，采收率提高值和开发年限都在下降，在含水50%—80%范围内，采收率提高值下降幅度不大，开发年限也变化较小。当含水超过80%，即推迟周期注水时间后，开发年限和采收率提高值下降幅度增大。由于周期注水在高低渗透层间含水饱和度差异最大时开始最好，这就是在超过一定的含水后，从长远来看，即使转为周期注水，对油田增产也没有多大的效果。由计算可知，连续注水时，当含水达到60—70%时，高低渗透层间含水饱和度差异最大，层间窜流量最大，此时，转为周期注水，可以充分发挥周期注水的作用，采出低渗透层或低渗透区的原油。因此，当含水60—70%就是转为周期注水的合理时机[8]。当经过若干周期后，由于高低渗透层之间的含水饱和度差异越来越小，层间窜流量越来越小，从而周期注水效果越来越差。2.2.3周期注水从周期注水的基本原理出发，可以看出影响周期注水的因素较多，其中主要包括以下几个方面[8,9,10]：（1）油层非均质性随着实际地层非均质性的增加，常规注水和周期注水下的采收率都会降低，但是由于周期注水而增加的采收率却随之增加。主要因为地层越不均质，常规水驱过后剩余在低渗透层或低渗透区的剩余油越多，为周期注水提高采收率提供了条件。同时，由于地层纵向非均质的增加，周期注水效果变好，因为渗透率差异越大，造成的层间周期压差越大，从而高低渗层之间的交渗流量越高。油层的纵向非均质程度直接影响层间含水饱和度和渗透率差异，进而影响高低渗透层间的毛管力梯度和层间窜流量；垂向渗透率关系到层间窜流阻力的大小，直接影响层间窜流量。（2）岩石润湿性不管岩石是油湿还是水湿，周期注水均能起到增产的效果，但是水湿油藏的增产效果高于油湿油藏。因为在亲水油层中存在自渗吸，且毛管力是驱油的动力，有利于水驱原油；而对于亲油油层中即不存在自渗吸，而且毛管力还是驱油的阻力。相比于水湿油藏，周期注水对于油湿油藏的增产效果较差。（3）岩石渗透率由上可知，地层非均质性越严重，周期注水的增产效果越好，但周期注水对渗透率太低的油层并不适合，因为渗透率太低，分子力形成的附加阻力太大，严重影响交渗流作用的发生。总之，在非均质油层中，周期注水效果主要是通过层间流体交换来实现的，因此层间的垂向渗透率能力将直接影响到周期注水的效果。随着油层纵向非均质性的增强，周期注水比连续注水提高采收率幅度增大，周期注水效果变好；随着油层垂向渗透率的降低，周期注水效果逐渐变差。西风油田主力层三叠系长8油层的周期周期注水开发也证实了这一结论。（4）毛管力与弹性力随着毛管力的增加，不论何种注水方式，采出效果都增加，这说明水湿油藏毛管力是驱油动力；考虑毛管力的增产效果远好于不考虑毛管力的增产效果。毛管力对周期注水影响很大。但增产效果不与毛管力大小成线性关系，而是当毛管力超过一定值后，周期注水增产效果开始下降。改变原油的弹性压缩系数，原油的实际压缩系数变化范围很小，分别进行连续注水和周期注水计算，得到随着原油弹性压缩系数的增加，采收率提高值增加，但增幅不大。