阮明龙 罗登宇 熊芸羚 袁玉凤 尹高平

(1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 610500;2.西南石油大学化学化工学院，成都 610500;3.中国石化河南油田第一采油厂地质研究所，河南 桐柏 474780)

双河油田437块Ⅱ1－2层系含油面积1.33 km2，原油地质储量304.5×104t，油藏平均孔隙度20.9%，平均渗透率682×10－3μm2。1977年投入开发，截至2012年8月，该油田采出程度达48.98%，综合含水达96.82%，开发矛盾越来越突出，稳产难度大，“控水挖潜”成为该油田的首要任务。

1 研究模型的建立

根据437块Ⅱ1－2层系地质研究成果和地质建模数据，结合该油藏的相渗数据、小层数据、井位资料、井斜资料、射孔资料、生产动态资料等进行437块Ⅱ1－2层系生产历史拟合为后期研究提供可靠地质模型，建立的地质模型如图1所示。

图1 双河油田437块Ⅱ1－2层系地质模型

2 特高含水期不稳定注水机理研究

油田在常规注水条件下，特高含水期的注采井网驱替系统会在采油井与注水井的连线上形成滞留区，也就是压力平衡区，导致该区域水淹严重，原油驱替不出。实施不稳定注水技术［1］，由于毛管力和弹性力的作用，会产生毛管渗吸现象和压力扰动现象，使注入水波及到常规注水未能波及到的区域，提高特高含水期油藏的采收率［2］。

2.1 毛管渗吸作用

一个完整的不稳定注水周期分为注水阶段、停注阶段和复注阶段。特高含水期油田，注水阶段(见图2)主孔道中大部分原油已经被驱替采出，这时由于粗孔道中的注水外压远远大于细孔道和裂缝中产生的毛管压力，细孔道和裂缝中的剩余油将不能采出，这时形成毛管力与注水压力的第一次压力平衡。……