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附件三： 周期注水技术在水驱开发中应用的深入研究 [1、2] 摘 要: 目前，常规周期注水技术日益成熟 ，本文通过常规周期注水技术在杏北油田6-7 区东部主力油层的应 用，深入分析、评价了周期注水对开发效果的影响，并在常规技术的基础上，结合动态变化，利用地下压力场的改变， 配套进行了系列调整工作，深化了周期注水技术，实现了周期注水技术对提高采收率的再认识。 杏北地区水驱开发已进入特高含水期，“控水挖潜”已成为水驱开发的首要任务。油田进入高含水期开 采后，在稳定注水条件下，注入水很难扩大波及体积，注入水的利用率越来越低，而且伴随油田采出水量逐 渐增加，措施效果逐年变差，开发工作量逐渐加大。因此，要控制油田含水上升速度首先减缓老井递减尤为 重要。2002 年下半年,围绕“控水挖潜”为中心，在杏北油田6-7 区东部基础井网大面积开展了主力油层不稳 定注水调整工作，努力控制、减少无效、低效注水，挖掘剩余油潜力，减缓含水上升速度，显著改善了油田 开发效果。 1 开采简况 1.1 地质概况 该区位于杏北油田东南部，涉及较为完善的杏四—六行列、杏六—七面积区两个开发区块，主力油层为 1 2 三角洲分流平原沉积产物，共发育8 个小层，平均钻遇砂岩厚度14.67m，有效厚度6.62m。葡Ⅰ1 、葡Ⅰ1 、 葡Ⅰ211单元处于三角洲内前缘相水下分流平原，河型以顺直型分流河道为主，河道砂钻遇率 28.5～39.8%； 葡Ⅰ2 2 、葡Ⅰ2 、葡Ⅰ3 、葡Ⅰ3 1、葡Ⅰ3 2属于三角洲分流平原相河流砂岩沉积，由于水动力条件增强，河 1 2 2 3 3 道砂钻遇率上升到46.0～77.3% （表1）。 表 1 主力油层各类砂体钻遇情况表 河道砂 废弃河道砂 分流间薄层砂 表外储层钻遇 沉积 沉积单元 砂岩 砂岩 砂岩 率 钻遇率（% ） 钻遇率（% ） 钻遇率（% ） 环境 （m ） （m ） （m ） (%) 葡Ⅰ11 2.22 29.8 / / 0.99 31.0 2.5 2 三角洲内 葡Ⅰ1 2.92 39.8 2.23 1.00 1.02 34.8 9.8