例析葡萄花油田渗流周期注水应用方法
古137区块注水调整效果分析
古137区块注水调整效果分析摘要：137井区是杜蒙分公司的主力生产区块，由于该区块地层复杂，属油水同层油藏，发育同层多，含水波动大，升降没有规律，且砂体规模小、分布零散，为了改善注水开发效果，提出了一套开发调整措施，在实践应用中收到较好的成效，改善了窄小砂体薄差层油田开发效果。
关键词：油水同层油藏注水调整一、油田地质开发概况葡西油田位于黑龙江省肇源县和杜尔伯特蒙古族自治县境内，区内地面条件复杂，大部分地区为洼地，地面海拔132.0～151.0m，构造位置处于松辽盆地中央坳陷区齐家—古龙凹陷南部葡西鼻状构造。
古137区块位于该鼻状构造西北翼，为一靠近生油凹陷的局部单斜构造，埋藏较深，葡萄花油层顶面构造海拔在-1780～-1900m之间。
小断层比较少，三条规模较大的断层将布井区切割成东西两个完整的断块，平面上，西块呈“Y”字形断块，东块为南北向展布的地堑断块。
古137区块葡萄花油层属下白垩统姚家组一段地层，受北部和西北部物源控制，地层厚度60m左右，岩性主要为长石岩屑粉砂岩或细粉砂岩。
储层物性较差，平均空气渗透率为5.3×10-3μm2，平均孔隙度为15.4%。
该区葡萄花油层主要为受北部沉积体系控制的三角洲前缘亚相沉积，平面上大体有西支、中支、东支三支水系伸入本区。
根据砂体不同的沉积特征，遵循其旋回性垂向上分成上、中、下三套砂岩组（PI1-3、PI4-6、PI7-11）11个小层。
二、油田开发存在的主要矛盾古137区块2004年11月份投产，采取300m×300m反九点法井网同步注水方式开发。
目前共有油水井138口，油井106口，日产油23t，采油速度0.58%，综合含水48.5%；注水井28口，注水压力17.4MPa，平均日注水104m3，年注采比1.83，累积注采比2.57，地层压力11.37MPa。
在油田开发中，存在以下矛盾：一、储层物性差，压投井比例高。
葡萄花油层平均孔隙度为15.4%，平均空气渗透率仅有5.3×10-3μm2，为提高单井产能，采取油井压裂投产方式，压投比例为74.4%。
周期注水改善高含水期油藏开发效果
周期注水改善高含水期油藏开发效果汪益宁;孟浩;赖枫鹏;滕蔓【摘要】周期注水驱油主要优点是能充分利用现有井网,通过压力场的调整,使常规水驱时滞留的原油得到动用,扩大注入水的波及体积,提高注入水利用率,从而提高水驱的采收率.国内某油田X6-7区块实施周期注水后,主力油层吸水层数、吸水砂岩厚度、吸水有效厚度分别提高了12.5、6.8、5.2个百分点;与周期注水前同期对比,基础井网自然递减率下降了4.38个百分点;一个半周期累计少注水22.64×10<'4>m<'3>,累计多产油1.02×10<'4>t,少产水13.34×10<'4>m<'3>.【期刊名称】《油气田地面工程》【年(卷),期】2011(030)004【总页数】4页(P41-44)【关键词】砂岩油藏;高含水;周期注水;压差;剩余油;经济效益【作者】汪益宁;孟浩;赖枫鹏;滕蔓【作者单位】北京华油地智能源工程技术中心;中国石化胜利油田分公司清河采油厂;中国地质大学(北京)能源学院;中海油田服务股份有限公司油田生产事业部【正文语种】中文周期注水驱油就是在一定的注采井网上，对注采井采取开注、停注、转注、增注等措施，在油层中形成变化的压力（势），不断改变注采井网中压力分布的强度，使注入水在层间压差作用下发生渗流，增大毛管渗吸作用；同时能够改变流体在油层中的流向，促进地层流体重新分布，扩大注入水波及系数，提高原油采收率。
其主要优点是能充分利用现有井网，通过压力场的调整，使常规水驱时滞留的原油得到动用，扩大注入水的波及体积，提高注入水利用率，从而提高水驱的采收率[1-2]。
在向油藏注水时，高渗透层中压力传播较快，地层压力升高快，而在低渗透层中传播较慢，压力相对较低，在高、低渗透层之间存在一定的压差。
如果高、低渗透层之间的隔夹层遮蔽不严，那么在这个压差的作用下，水就有可能从高渗透层压向低渗透层。
周期注水在G271长8油藏的应用
周期注水在G271长8油藏的应用G271长8油藏物性差、微裂缝发育，随着开发时间延长，平面、剖面矛盾加剧，含水上升速度加快，油藏水驱状况日益复杂，有效驱替压力系统等开发矛盾，水驱油效率降低，控水稳油形势日益严峻。
周期注水的优点是利用现有井网，通过压力场的调整，使常规水驱滞留的原油得到动用，提高水驱采收率，操纵简单、经济有效、易于大規模推广。
标签：周期注水;含水上升速度一、油藏开发矛盾1.1 油藏非均质性强平面上：渗透性差异大，整体属于中等非均质性。
渗透率高值区主要沿北西～南东向或南北向呈椭圆状、透镜状分布，平面水驱具有明显的方向性。
纵向上：水下分流河道和河口坝沉积，两种成因砂体在纵向上相互叠置，发育正、反韵律层或高低渗透段交替出现的复合韵律，存在优势通道。
目前G271区均匀吸水井比例仅为37.4%。
1.2剩余油分布复杂平面上，裂缝主向水淹，侧向注水见效困难，局部储量失控;纵向上，各低渗透层无法得到有效动用，剩余油富集，采出难度大。
二、周期注水机理2.1 周期注水原理通过周期性地改变注水量，在油层内部产生连续不稳定的压力分布，使非均质小层或层带间产生附加压差，促进毛细管渗吸作用，强化注入水波及低渗透层带并驱出其中滞留油，提高采收率。
2.2 周期注水的适用条件国内外的理论研究和实践表明，适用于周期注水的油藏，主要应考虑以下5个条件：储层非均质性、岩石表面润湿性、油层连通程度、原油粘度、气油比。
2.2.1 储层非均质性周期注水使高、低渗透层间产生交替压力波动及相应的液体交渗流动，使稳定注水未波及到的低渗透区动用起来，提高可水驱波及面积，改善可开发效果。
2.2.2 油层连通程度油层不是完全连通的，其中还存在一些不渗透性薄层，因此，流体在产生交渗流动时，只能通过各层间的连通带来实现。
油层连通性越好，周期注水效果越好。
2.2.3 原油粘度对于周期注水，在不同μo/ μw情况下，绘制无因次渗吸量与无因次时间关系曲线，可以看出，随着μo/ μw增大，无因次渗吸量逐渐降低，导致驱油效果变差，因此原油粘度越小，驱油效果越好。
普通稠油油藏周期注水的主要做法
云南化工Yunnan Chemical TechnologyMay.2018 Vol.45，No.52018年5月第45卷第5期1 稳定注水开发存在的主要问题及原因分析断块转入稳定注水开发后，表现出以下生产特点：油井见效快，注水开发两个月后，多数油井相继见效，日产油由17t上升到33t，综合含水由71.7%降至61.1%，平均液面由1373m上升到1149m；见效后含水上升快，在注水见效3个月后，综合含水由见效初期的61.1%上升到70.2%，平均月含水上升3个百分点。
分析其含水上升快的主要原因：一是储层非均质性严重。
该块储层为正韵律沉积，储层下部渗透率明显好于上部（下部渗透率为924.1×10-3μm2，上部渗透率为29.5×10-3μm2，渗透率级差达31倍）；二是油水黏度比大。
该块地下原油黏度为417mPa·s，油水黏度比达834。
从示踪剂监测、吸水剖面测试成果及水质化验分析结果看：进一步证明由于储层非均质和油水黏度比大导致油井含水上升快。
2 周期注水的提出目前注水方式一般分为两种：即稳定注水和不稳定注水（周期注水）。
断块转注后即采用稳定注水方式，注水见效后含水上升快，在水井无法实施分注（隔层仅1m）的情况下，为控制含水上升速度，曾采取降低注水强度的措施，注水强度由3.8m3/（d·m）降至1.3m3/（d·m）。
实施后初期含水上升得到控制，综合含水由70.2%下降到64.7%，平均动液面由1068m降至1197m；到了后期综合含水由初期的64.7%上升到69.3%，平均动液面下降到1307m，出现了含水上升液面继续下降的现象，说明稳定注水已无法解决开发上出现的矛盾。
3 周期注水的主要做法3.1 周期注水的可行性分析从目前国内外资料来看，实施周期注水的油田最好符合以下5个方面的条件，我们将5个条件与目的区块油藏特点进行了对比分析，认为该块完全适合周期注水。
变强度周期注水方式的应用与效果
云南化工Yunnan Chemical TechnologyApr.2018 Vol.45，No.42018年4月第45卷第4期1 区块概况中原油田采油三厂管理三区位于山东、河南两省三县交界处，管辖着卫城、古云集二个油田，包括15个区块。
区域构造位于东濮凹陷北端，横跨中央隆起带和西部斜坡带两大构造单元，油藏类型多样，地质条件复杂。
目前共有油水井总数393口，油井212口，水井181口，探明石油地质储量2465.25万t，动用储量1289.2万t，探明储量动用程度52.3%，目前油田综合含水90.7%，油藏已进入高含水开发期，油田开发效益逐渐变差，在以效益为最终目标的油田管理中，常规的注水措施手段已无法满足目前的开发需求，措施效果日益变差与成本经营形势的矛盾，严重遏制了油田开发管理水平及效益的提高。
2 变强度周期注水的机理描述变强度周期注水也称间歇注水或不稳定注水，作为一种提高采收率的注水方法，它包括交替注水以提高地层压力和消耗压力采液两个阶段。
它是周期性地改变注水量和注入压力，在油层中形成不稳定的压力状态，引起不同渗透率层间或裂缝与基岩块间液体的相互交换。
同时促进毛管渗吸作用，并增大其渗吸深度。
在周期注水的注水期或加大注水量的半个周期内，高渗层压力传播快而迅速升压，低渗层升压缓慢，产生压力差，从而使流体由高渗层向低渗层流动。
高渗层中流体水多油少，因而流向低渗层的流体也是水多油少。
相反，在周期注水的停注或减少注水量的半个周期内，高渗层压力传播快，压力迅速下降，低渗层的压力下降缓慢，同样也产生压力差，只是这时的压力是低渗层的压力大于高渗层的压力，因而，流体主要是从低渗层向高渗层流动。
3 卫城区块实施变强度周期注水的情况3.1 变强度周期注水方式、强度、周期的选定1）变强度周期注水方式的选择。
根据油水井实际状况，以及注水井注水能力和增注泵实际泵效等影响因素，结合油井产能的需求，注水井变强度周期定为对称式和不对称式两种方式。
葡萄花油田葡萄花油层水淹层测井解释方法研究
葡萄花油田葡萄花油层水淹层测井解释方法研究王滨涛;贾宏芳;韩野【摘要】葡萄花油田经过多年的注水开发，目前已经进入高含水开发阶段。
针对葡萄花油田葡萄花油层的地质特点，结合密闭取心井测井资料及投产井生产数据，分储层类型建立了储层参数计算方法、研究区块的定量解释标准。
该技术应用到葡萄花油田的水淹层解释中，目前综合解释符合率为83.3%，达到了解释精度，形成了有效的水淹层测井评价技术，有效提高了水淹层解释符合率。
【期刊名称】《长江大学学报（自科版）农学卷》【年(卷),期】2014(000)009【总页数】3页(P87-89)【关键词】葡萄花油田;水淹层;定量识别;三水模型;特高淹标准【作者】王滨涛;贾宏芳;韩野【作者单位】中石油大庆油田有限责任公司大庆钻探工程公司测井公司，黑龙江大庆 163412;中石油大庆油田有限责任公司大庆钻探工程公司测井公司，黑龙江大庆 163412;中石油大庆油田有限责任公司大庆钻探工程公司测井公司，黑龙江大庆 163412【正文语种】中文【中图分类】TE321葡萄花油田目前已进入高含水期,产量递减快,综合含水率已经在70%以上,但平均单井日产油仍保持在1t以上,油田具有一定的加密调整潜力。
同时油田进入开发中后期,长期的注水开发导致地层的岩性、物性、含油性变化更为复杂,解释难度增大。
笔者针对葡萄花油田窄薄砂体为主、薄层多、物性差的地质特点,建立葡萄花油田水淹层定量评价方法,为高含水油田进一步开展剩余油挖潜措施以及射孔方案编制等提供解释依据。
葡萄花油田位于松辽盆地中央坳陷大庆长垣二级构造带南部的三级葡萄花构造上,构造总体是一个近南北向的被多条北西向断层所分割的背斜构造。
葡萄花油层为三角洲内前缘相、三角洲外前缘相和三角洲内外前缘过渡相3种砂体组合。
储层岩性是一套细砂岩与灰绿色粉砂质泥岩组合,夹杂少量的钙质砂岩和粉砂岩,油层岩石颗粒表面溶蚀孔发育,储层颗粒间胶结物以泥质为主,平均泥质含量11.3% ～13.4%,有效孔隙度范围22.5%～31%,空气渗透率1～1000m D,原始含油饱和度66%,地层水矿化度分布在8490～9789mg/L。
油田注水工艺技术(精心整理版)
油田注水工艺技术注水是提高油田开发水平，保持油藏能量的主要手段，是保持油田稳产的主要措施。
本部分收集汇编了注水名词、分层配注、分层测试、注水水质、注水井洗井、水质化验、计量仪表及注水井管理等七方面内容。
通过本部分的学习，可使采油工了解注水的目的及作用，掌握注水的全过程，懂得注水工艺和有关注水设备的性能，学会日常生产操作以及常见事故的预防、判断和处理，并能充分利用注采关系，进行油水井动态分析，提高幽静挖潜措施。
一、注水井名词1 什么是注水井？答：用来向油层内注水的井叫注水井。
2 什么是水源？答：在注水过程中，要用大量的水。
因此，常用河水、湖水、海水、地下水及含油污水作为注入水的来源，简称水源。
3 什么是水的净化？答：将地面水或地层水在注入油层以前，必须进行处理，使其符合注入水标准，这种处理水的措施叫水的净化。
4 什么是注水站？答：为了将水源的水或经过水质处理后的水加压外输，以满足注水的压力要求，必须有一套设备，安装这些设备的地方叫注水站。
5 什么是配水间？答：控制和调节各注水井注水量的操作间叫配水间。
配水间分为多井配水间和单井配水间。
多井配水间可控制和调节两口井以上的注水量；单井配水间只控制和调节一口井的注水量。
6 配水间的设备主要有哪些？答：分水器、流量计及辅助设备。
7 分水器有哪几部分组成？答：由总闸门、汇集管、孔板法兰、上流阀门、下流阀门和泵压表组成。
8 有一cyb-150型注水井口，150表示什么？答：表示井口的工作压力是15个兆帕。
Cyb-150井口的实验压力为工作压力的2倍即为30兆帕。
9 什么是试注？答：新井投注或油井转注的实验与工程叫试注。
10什么是转注？答:注水井通过排液和洗井达到井筒清洁并水质合格时，开始转入注水叫转注。
11什么是正注？答:从油管往井内注水叫正注。
12什么叫反注？答:从套管往井内注水叫反注。
13什么叫合注？答:从油管和套管同时往井内注水叫合注。
14什么叫笼统注水？答：在注水井上不分层段，在相同的压力下的注水方式叫笼统注水。
对葡萄花油田中高含水期重复压裂选井选层方法的初步认识
对葡萄花油田中高含水期重复压裂选井选层方法的初步认识油井压裂是改善油层渗流条件，增加油井产量的主要措施，是油田进行产液结构调整，挖掘油层潜力，保持油田持续稳产的重要手段。
但随着油田开发时间的延长，可供压裂井选井选层的油层条件逐年变差，重复压裂井逐年增多，选层潜力越来越小，压裂效果逐年变差。
文章通过对葡萄花油田近年来油井重复压裂效果分析，初步总结出油井选井选层的基本原则，为老油井重复压裂提供了宝贵的经验。
标签：重复压裂；影响因素；选井选层方法前言对于注水开发的油田，随着开发时间的延长，油田进入中高含水期后，产量递减速度也在加快。
而油井压裂作为改善油层渗流条件、提高油井产量，保证油田稳产的主要措施，在油田开发上起着重要的作用。
但从1995年到2002年间，全厂重复压裂油井井数不断增加，每年重复压裂井数由少时的21口上升到最高时的68口，重复压裂井数最高时，占全厂压裂总井数的40%以上，早投产的地区重复压裂的井数比晚投产地区重复压裂井井数明显增多，而且压裂效果也不是很理想。
统计近年来油井重复压裂效果，2002年以前重复压裂油井平均单井日增油3.0t左右，目前重复压裂油井平均单井日增油1.0t左右，日增油明显减少。
并且，近年来，在重复压裂井的选井选层上，难度也越来越大。
如何利用好现有的资料，达到好的压裂效果，是技术人员要探讨的问题，总结出重复压裂好的经验，也能为今后的油田开发提供宝贵的经验。
1 影响油井重复压裂效果的因素根据现场重复压裂油井的生产动态分析，我们知道影响油井重复压裂效果的因素很多，主要有地质因素、工艺条件以及压裂井的管理等，其中地质因素是压裂井的物质基础，主要有如下三个方面。
1.1 油层条件对重复压裂井的影响压裂作为油井的增产措施，可以提高井筒附近油层的渗透率。
作为增产的油层条件包括：与产量提高幅度密切相关的剩余油或剩余可采储量及影响压裂有效期长短的油层能量是否充足。
葡萄花油层进入中高含水期开采，大部分油井的部分层进入中高含水期，选择低含水厚油层的压裂井减少，而能够压裂的井层主要是中高含水井点的低含水薄油层。
提高F油田葡萄花油层渗透率模型精度方法研究
422018 年 10 月
·基础科学·
国外测井技术 WORLD WELL LOGGING TECHNOLOGY
Vol.39 No.5 Oct. 2018
提高 F 油田葡萄花油层渗透率模型精度方法研究
李金奉
（大庆油田勘探开发研究院）
摘 要：为了提高低孔低渗储层渗透率解释精度，在取心井中将评价储层品质的孔隙度和渗透率两 个参数进行组合，形成评价储层孔隙结构的地层流动带指数 FZI，应用 FZI 建立储层分类标准；对于 未取心的开发井、加密井或者其他井的未取心层段，优选能够反映储层不同孔隙结构的测井参数， 应用“岩心刻度测井”技术建立储层分类标准。在储层分类基础上分别建立 A、B、C 三类储层渗透 率解释模型，解释精度得到了很大的提高。 关键词：渗透率；孔隙度；储层分类
作用，是多种地质作用的综合反映。研究岩石物理 相，是储集层表征及深化认识其非均质性的必然结 果和要求。
岩石物理相的研究必须建立在沉积岩石相和成 岩作用分析的基础上，并借助于综合化的定量指标 来表征。采用以下参数研究储层岩石物理相：孔隙 度 、渗透率 K，反映储层的物性特征；FZI 值则反映 储层的微观孔隙结构特征。FZI 的确定方法为：
根据 Kozeny－Carman 方程，有： （1）
式中，K 为空气渗透率，μm2； 为孔隙度，小 数；Fs为形状因子；t 为弯曲度；Sgv 为单位颗粒的比 表面。
（2） 为表征孔隙结构的参数。将（2）式代入（1）式， 得：
（3） （4） 由式（1）、（2）和（4），得： （5） FZI 是把结构和矿物地质特征结合起来判定不 同岩石物理相的参数。FZI 增大，则一般储层物性 变好。应用 F 油田 72 口井 336 层岩心分析有效孔隙
低渗断块油藏周期性注水设计原则
第２期
张勇等． 低渗断块油藏周期性注水设计原则
· ３１ ·
１０４ｍ３， 产 油 １．０８ ×１０４ｔ， 产 水 ０．５４ ×１０４ｔ， 与 设 计 较 为 吻合。在矿场试验过程中根据生产动态， 增添了二 次小规模的脉冲注水， 延长了油井见效期。周期注 水可细分为 ６ 个阶段：
③ 第一次脉冲注水阶段， 历时 １ 个月， 阶段注 水 ０．０７×１０４ｍ３， 有 效 地 保 持 了 地 层 能 量 ， 降 低 了 油 井泵效下降的势头。
④ 第二次停注阶段， 共历时 ６ 个月， 阶段产油 ０．１９×１０４ｔ， 阶 段 产 水 ０．１×１０４ｔ， 综 合 含 水 由 ４０％下 降 至 ３２％。
６
６
注水井数／口
采油井数／口
４
４
注水井数
２
采油井数
２
动 液 面／ｍ
０ １５００ １７００ １９００
动液面
０ １５００
泵 深 １７００ １９００
泵 深／ｍ
２１００ ３
２
视注采比
２１００
视注采比
１
泵效， ％ 含水率， ％
０
１００
１００
８０ 泵效
含水率
８０
６０
６０
４０
４０
２０
２０
０
０
３２
５５
２７
日产液
４４
油 期 注 水 时 又 增 加 了 弹 性 力 的 作 用 。目 前 对 周 期 注 水 的 机 理 解 释 一 般 认 为 是 强 化 了两种力的作用， 即毛管力和弹性力， 它们表现为 毛管渗吸作用和在弹性方式下压力周期涨落时的 窜 流 作 用［３］。
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例析葡萄花油田渗流周期注水应用方法
葡萄花油田是以水下窄小砂体沉积为主的油田，目前已经进入高含水期开发，虽然继续加强了注采系统调整、细分调整和老井措施上产力度，但随着油田储采失衡矛盾的加剧，井网间调整余地越来越小，产量递减速度进一步加快，因此，急需开展应用水动力学方法改善开发效果研究，挖掘高含水期剩余油，从而实现油田的持续有效发展。
其中，周期注水改善开发效果是毛管力和弹性力作用引起的高低渗透层间的油水窜流，它是高含水期改善油田开发效果的有效手段之一[1-2]。
1、不同渗透带的渗流机理研究
1.1垂向非均质砂岩油藏周期注水机理
垂向非均质砂岩油藏周期注水机理主要表现在两个方面，一是层间渗透率差异增大，注入水更容易沿高渗小层突破至生产井，使波及系数大大降低，水驱开发效果往往变差；二是不同渗流特性介质的压力传递速度不同，高、低渗透层之间差异越大，注水或停注期间的压差就越大，液体交换就越充分。
1.2平面非均质性油藏周期注水机理
在常规水驱过程中，平面上形成剩余油的类型主要有两种：一是注采井网系统造成的死油区，二是低渗透带造成的剩余油富集区。
油层平面上的低渗透带的存在，是油藏中的普遍现象。
与纵向非均质性类似，注入水沿高渗透带突入油井，导致油井含水上升加快，并在达到经济极限后关井，而低渗带中仍存在大量的剩余油。
在这种情况下，周期注水改善驱油效果的机理和纵向非均质一样，只要高渗透带和低渗透带的接触面积足够大，就能起到改善平面水驱油效果的作用。
1.3周期注水毛管力的作用
为了进一步阐明层内非均质油藏不同渗透带窜流机理，首先从水驱油过程中的吸渗现象入手，根据渗流力学中的有关知识进行理论推导，从而研究了纵向上不同渗透带的窜流机理。
考虑一长度为L，截面积为A的均匀圆柱形岩样，它的一端及侧面均为不渗透边界，初始时刻湿相流体的饱和度为Swi=Swc。
将湿相流体和岩样不封闭的一
端接触，由于毛管力的作用，湿相流体自发地吸入多孔介质，同时引起非湿相流体逆向流动，z的正方向指向吸渗界面内。
根据达西定律以及毛管力的定义，得出经验公式：
（1）
根据微分方程及初始条件和边界条件，可以确定湿相饱和度在任意时刻随空间位置x的变化规律，可用于均质岩样由于饱和度分布差异引起的吸渗现象。
（2）
从上式看出，毛管力因素引起的水相垂向窜流速度包括三部分：1）含水饱和度差引起的水相窜流速度Vcw1；2）渗透率变化引起的水相窜流速度Vcw2；3）润湿性变化引起的水相窜流速度Vcw3。
2、实际应用
2.1周期注水时机的选择
所谓合理时机应该是在这个时间转为周期注水后，开发效果最好，采收率最高，并且对开发年限的影响最小。
通过建立四点井网模型，假设周期注水的半周期设计为3个月，含水率fw分别为60%、70%、80%和90%时，采收率以及开发年限的变化情况。
以葡萄花油田南部某断块试验为例，采用矩形、均匀正交网格进行剖分，网格步长为21m，总长210m，纵向划分为三个模拟层。
从计算结果可以看出，周期注水开始初期，高低渗透层间含水饱和度差异较大，层间油水窜流量大，周期注水效果明显；经过几次反复之后，高低渗透层间含水饱和度差异减小，窜流量逐渐降低，周期注水效果变差，越来越不明显。
综合考虑周期注水开始时间对采收率和采油速度的影响，其合理的开始时间为：含水率70%-80%。
2.2合理间注周期的确定
从管理角度讲，周期长度适当放长更为有利，但其长度是有限度的，如果在停注半周期内地层压力波动幅度过大，油层压力低于饱和压力，将导致油层中脱气严重，无疑会影响开发效果，因此，周期长度存在一个界限值。
应用注采平衡原理，在停止注水过程中，以饱和压力为最低界限，恢复注水过程中，以地层压力恢复到停注前水平为界，停注周期长度界限值应为：
式中：T为周期长度；QL为停注期间日产液量，m3/d；VфCt为孔隙体积，m3；PR，Pb为地层压力和饱和压力。
可以看出：（1）油层空隙体积越大，周期界限值越长；（2）综合压缩系数越大，周期界限值越长；（3）油层地饱压差越高，周期界限值越大；（4）周期注水方式也是影响周期界限值的关键因素。
由于油层吸水产液能力的差异，停注半周期与复注半周期一般不等。
通过周期注水实验结果表明，不稳定周期注水方式对非均质油藏高含水期降低含水，提高采收率具有积极作用；在相同的注水周期条件下，短注长停的注水方式开采效果好，葡萄花南部某断块的周期注水半周期可选为3～4月，其中注4个月停4个月的效果最好。
3、周期注水效果
3.1注水状况得到改善
一是吸水剖面得到改善。
根据相同井同位素吸水资料显示，薄差层及表外层的吸水层数、砂岩厚度、有效厚度分别增加了2.2%、0.6%、1.2%。
二是注水井压力下降。
周期注水前后对比压力下降了0.33MPa，缓解了部分井注入困难的问题。
3.2压力未出现明显下降
录取压力资料显示，由于确定了合理的半周期，周期注水井区地层压力未出现大幅度变化。
统计10口井测压资料，周期注水井区目前地层压力10.89MPa，与周期注水前相比压力下降0.12MPa。
4、结论
（1）周期注水改善非均质油藏开发效果的机理是高低渗透率条带之间的压差引起的窜流作用和毛管力引起的窜流作用，使得不稳定周期注水效果变好。
（2）建立了分析不稳定周期注水影响因素的数学模型，考虑了饱和度、渗透率、润湿性变化对窜流的影响。
参考文献
[1]赵春森等.大庆油田葡北二断块南部周期注水应用方法研究[J].油气地质与采收率，2008.15
[2]计秉玉等.垂向非均质油层周期注水的效果[J].大庆石油学院学报，1993.2。