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　摘要：萨南油田已进入特高含水期开采阶段，低效或无效循环带逐渐形成，为控制含水上升速度，在2002-2010年先后对基础井、一次加密注水井及高台子井网采用周期注水方法，通过在油层中形成不稳定压力场，在不同的渗透率小层间产生不稳定交渗流动，扩大水驱波及体积，减少注水的低效或无效循环。在不同油层的周期注水方法及工作制度的选择上，结合了各井网的地质特点，充分考虑纵向上平面上的矛盾，结合油层发育状况，层系间的相互影响，优化周期注水方法，并取得较好效果，实现了稳油控水、节能降耗的目的。

　　关键词：周期注水无效循环稳油控水

　　一、油田开发中存在的问题

　　1.井网含水级别较高，结构调整余地小

　　随着开发时间的延长，油田已进入特高含水期开发阶段，水驱综合含水达到93.64%，区块各套井网之间的含水差距逐渐缩小，面积基础井网、一次加密井网和二次加密井网综合含水分别达到93.47%、93.84%和93.41%，高台子老井和一次加密井网综合含水分别达到94.4%和92.56%，各井网含水相差很小，区块结构调整余地小。

　　2.高渗透层无效注水，油层动用状况存在差异

　　各井网的主力油层动用状况较好，但均已形成低效循环，油层水淹厚度和驱油效果不易明显提高，影响薄差油层的动用状况，各小层间吸水厚度比例差异大。面积基础井网主力油层砂岩吸水厚度比例82.45%，有效吸水厚度比例84.63%，比差油层分别高18.67和20.47个百分点。差油层的吸水比例差异较大，高台子油层的吸水层是GⅠ2、3、16+17、18+19、GⅡ5、19小层。

　　3.地层压力水平较高，易发生套损

　　随着各井网加密井区的投入开发，注采结构得到了改善，为满足供液能力，逐年提高注水量，初期地层压力达到10.5Mpa，由于井网密度较大，大部分注水井注水压差较小。有局部高压井点的存在，虽然采取了油井压裂、下调井区注水井日配水量等措施，局部高压有所改善，但压力场分布不均匀，易发生套损。

　　二、周期注水原理

　　周期注水主要是应用水动力学原理，利用注水量的周期性变化，改变同一注水井点的注水量或改变液流方向，使油层压力场发生变化，使平面压力场重新调整。在低注水量时期，在层间压差和毛管压力梯度的作用下，油层发生渗流，促进了毛管吸渗作用使低渗层的油排入高渗层，并被水驱走。在高注水量时期，由于低注水量时期的调整，原吸水能力差或不吸水油层在一定时间内可以提高吸水量或开始吸水，最终使低渗层的油不断进入高渗层并被水驱走。从而达到了提高水驱波及体积，使平面上的动用程度得到提高，提高低渗层的采收率。

　　三、周期注水技术在不同油层中的应用

　　1.面积基础井网的周期注水方法

　　面积基础井网1964年投入开发，采用四点法布井方式，开采萨+葡Ⅱ组油层，纵向上开采油层多，层间差异大，且开采的主力油层萨Ⅱ7-12一直未进行加密调整，层内非均质性严重，水驱控制程度较高，油层动用状况较好，高渗透率的油层下部水洗程度高，注入水沿高渗透段突进，形成无效循环，而厚油层的中、上部水驱油效率相对较低，具有一定的挖潜潜力。

　　面积井网主力油层的最终选定周期注水的目的层为主力油层萨Ⅱ7-9、萨Ⅱ10-12两个砂岩组组合，其他薄差油层注水量保持不变，采取两段交互停、注的周期方式，目的层注水强度为原方案注水强度的1.67倍，3个月为半周期，两个半周期为一个循环，周期注水18个月。这种在主力油层开展的周期注水方式适合于有发育较好的厚油层的基础井网合采井，可以充分发挥周期注水改变液流方向，提高厚油层中上部的水驱效果，提高厚油层的动用程度。统计周期注水前后7口注水井的吸水剖面，主力油层砂岩动用厚度比例增加12.66%，有效动用厚度比例增加11.5%。

　　2.一次加密井网的周期注水方法