周期注水是优化注水方式提高水驱效率的有效途径之一，具有投资少、见效快、简单易行的优点，可以一定程度缓解含水上升，提高水驱采收率^[1]。

近些年国内对周期注水进行了理论、室内实验、数学模型等相关研究^[2]。对周期注水提高水驱开发效果机理主要从地质油藏方向研究、周期注水渗流机理研究、注水制度等方面，全面分析了毛管力、弹性力在周期注水过程中改善非均质砂岩油藏开发效果的宏观作用机理和微观作用机理^[3−6]。但对于海上油田特点，目前还没有周期注水技术相关的研究及应用，为验证周期注水方法在海上油田的可行性，本次研究主要采用物理模拟方法进行周期注水评价实验，为油田开发技术决策、目标采收率研究等提供实验依据。

1 周期注水机理及影响因素分析

周期注水就是油水井通过周期性的提高和降低注水量，利用压力波在不同渗透率介质中的传递速度不同，在油层内部产生波动的压力场。波动压力迫使地层中流体不断地重新分布，由于油水物理性质差异，在压力差的作用下发生层间渗流，促进毛管力和弹性力的吸渗作用，增大注入水波及体积及洗油效率，从而提高原油的采收率^[7−9]。

1.1 周期注水过程中弹性力作用

在注水升压阶段，其主要作用力为地层弹性力，由地层导压系数公式

$ \alpha {\rm{ = }}\frac{K}{{\mu \phi {C_t}}} \times {10^{ - 3}} $

式中：α为地层导压系数；K为渗透率，μm²；μ为流体黏度，mPa·s；ϕ为孔隙度；C_t为油水岩石的压缩系数，MPa⁻¹。

一般情况下，高低渗透层导压能力是不同的，高渗层的导压能力大于低渗层的导压能力（α_高>α_低）。周期注水过程中，油藏进行注水时，高渗层被注入的水体量大，压力传导系数高，能在短时间内形成高压区，在高低渗透层之间形成附加的正向压差，流体从高渗透层在压差作用下流向低渗透层。由于高渗层含水饱和度高，进入低渗透层的水较多而油较少，当停注时，由于导压系数的存在，高低渗透带中压力传导速度不同，高渗透带压力下降较快，低渗透带压力下降相对较慢，这样在高低渗透带之间形成一定反向压差，油水由低渗透带流向高渗透带，进入高渗透带的水较少而油较多，这样在附加压差的作用下，一部分水滞留在低渗层，而另一部分则又回流到了高渗层，同时从低渗层带出的一部分油进入高渗层通过后续注水时被采出。

弹性力作用效果主要受高、低渗透层间的附加压力差和作用时间影响，压力差越大，持续时间越长，弹性力的作用越强，反之越弱。

1.2 周期注水过程中毛细管力作用

注水阶段时，黏滞力处于主导地位，重力和毛管力处于次要地位，并且注入压力越大，重力和毛管力表现的越弱。停注阶段初期弹性力会产生附加压差，引起油水在高低渗透层间窜流。如图1所示。

随着时间增加，弹性能逐渐释放减弱，毛管力作用开始显现，毛管力使高低渗层油水逆向渗流。这主要是由于高低渗透层间含水饱和度和渗透率差异，会产生毛管力压力梯度，从而导致自渗吸现象。水从高含水饱和度区渗吸到低含水饱和度区，同时油从低含水饱和度区渗吸到高含水饱和度区，最后高低渗层饱和度趋于一致，再次注水阶段，渗吸到高渗透层的油会被采出。

1.3 周期注水影响因素

周期注水的影响因素很多，既有油层本身的原因，又有开发上的因素，主要包括油层的非均质性、岩石的润湿性、毛管力、原油物性、开发井网、注水工艺参数等。这些参数优化以油藏特性及油井生产情况确定，并结合油田开发指标加以校正，使之切合实际，获得较高的经济效益^[10]。本文针对影响周期注水的因素，结合油田油藏情况及室内实验条件，开展周期注水物理模拟实验研究，为油田水驱开发效果提供基础数据。

2 周期注水实验 2.1 实验设备

实验用一维物理模拟驱替系统，具有自动化程度高、操作简单的特点，其设备如图2所示。

2.2 实验材料

1）实验用油：旅大4−2油田模拟原油（3.5 mPa·s/70 ℃）；

2）实验用水：按地层水分析资料配置模拟地层水；

3）实验模型：采用环氧树脂胶结岩心模型，尺寸为45 mm×45 mm×300 mm；上半部分渗透率为1 000 mD，下半部分为300 mD，厚度比例为1∶1。

2.3 实验方案 2.3.1 气测渗透率

岩心连接气测渗透率流程，测量岩心渗透率。岩样气测渗透率采用N₂，按照《SY/T 5336—2006岩心分析方法》方法进行测量^[11−13]。

2.3.2 饱和水、测量孔隙体积

1）称量饱和水之前水容器质量；

2）将烘干后的岩心抽真空，真空度达到133.3 Pa后，再连续抽空2~5 h，饱和模拟地层水；

3）称量饱和水之后水容器质量。

2.3.3 饱和油

1）开启恒温箱，将岩心加热到实验温度，当恒温箱温度到达实验温度后，恒温4 h。

2）将实验用油以恒定的速度（1 mL/min）注入岩心进行油驱水建立束缚水，驱替至岩心出口不出水为止。提高速度至实验设定驱替速度，待压差稳定后，记录此时的压差及从岩心中驱替出的累积水量，关闭模型两端阀门，恒温放置。

3）在实验温度下老化，时间不少于24 h。

2.3.4 周期注水驱油实验

实验过程中设计的水驱注入速度为1.5 mL/min，周期注水注入速度为3 mL/min，注入速度的确定依据是岩心中流体的渗流速度与油层中部流体的渗流速度近似相等^[14−15]。根据设计要求，开展基础水驱和周期注水对比实验，研究周期注水的提高采收率值。具体实验参数如表1所示。

1）基础水驱实验

注水速度选择为1.5 mL/min，水驱至99.5%，压力平稳后，停止实验，记录实验过程数据。

2）周期注水实验

方案1^#岩心，先进行水驱实验，注入速度为1.5 mL/min；含水达到80%转为周期注水；周期注水阶段，注入速度3 mL/min，注水时间3 min，停注3 min，进行5个轮次的周期注水后恢复正常注水，注入速度为1.5 mL/min，驱替至含水99.5%以上且压力稳定，计算最终采收率。

方案2^#岩心，先开展水驱实验，注入速度为1.5 mL/min；含水达到90%转为周期注水；周期注水阶段，注入速度3 mL/min，注水时间10 min，停注10 min，进行4个轮次的周期注水后恢复正常注水，注入速度为1.5 mL/min，驱替至含水99.5%以上且压力稳定，计算最终采收率。实验全程记录驱替过程中的时间、产油量、产液量、压差等参数。

3 实验结果分析

从图4、5中可以看出，2组方案在实验过程中都呈现注水压力的波动随着周期数的增大逐渐递减的趋势。

分析原因为：低渗透部位通过周期注水采出的油进入高渗透部位，降低了高渗透部位的含水饱和度，并通过注水阶段将高渗层部分油采出。而随着注水周期次数的增加，高低渗层间的饱和度差逐渐变小，油水窜流量降低，采出油量逐渐下降。

将方案1^#和2^#岩心实验结果数据进行对比，方案1^#岩心提高采收率值较基础水驱提高3.67%，方案2^#岩心提高采收率值较基础水驱提高2.94%。具体实验数据如表2、3所示。

通过两者方案数据分析发现，方案1^#岩心在实验过程中含水80%进行5轮次周期注水的最终采收率，高于方案2^#岩心在实验过程中含水90%进行4轮次周期注水的最终采收率0.72%。通过实验看出80%含水进行周期注水的效果要好于90%含水注水的效果，这主要是因为岩心中剩余油饱和度由于周期注水压力波动而被更多地开采出来；同时注入轮次的多少，也会影响周期注水效果。

将2组方案不同时期的驱油效率进行划分与相应时期基础水驱数据进行对比，如图6、7所示。

根据图6、7可以看出，周期注水前期及周期注水过程中，提高采收率幅度与水驱差别较小，提高采收率主要区域是在周期注水后期；方案2周期注水期间的驱油效率高于方案1周期注水期间的驱油效率，这主要是方案2的半周期长度较长，驱替的孔隙体积（pore volume，PV）数也相应高一些，适当地提高半周期长度，也会提高周期注水驱油效率。

4 结论

1）通过周期注水机理研究，综合考虑海上油田特点及目前存在的问题，建立并设计出周期注水实验方法，并通过物理模拟实验验证海上油田周期注水的可行性。

2）周期注水一定程度上能够提高采收率，但随着周期数的增加效果逐渐变差，通过室内实验数据分析，方案1^#岩心提高采收率值较基础水驱提高3.67%，方案2^#岩心提高采收率值较基础水驱提高2.94%。

3）通过室内实验2种周期注水实验方案对比，方案1^#岩心的提高采收率比方案2^#岩心的提高采收率提高0.72%，周期注水的周期数越多，相应半周期长度，越早进行周期注水，水驱的提高采收率值越高。