摘 要：潍北油田水驱断块由于地质构造复杂，断块面积小，纵向含油层系多，油层平面、层内及层间非均质严重，且单向对应比例大，造成井网完善程度低，油层动用程度不均衡、井组见效后含水上升快，严重制约了注水开发效果。而不稳定注水能充分利用储层的非均质性，将其转变为水驱油的优势，驱替水进入低渗层并驱出其中滞留原油，提高储量动用程度，改善开发效果。因此，本文对潍北复杂小断块油田进行了不稳定注水研究，指导矿场实践，提高油田采收率。

关键词：水驱 断块油藏 不稳定注水

1.昌811-斜2块开发概况及矛盾

昌811-斜2断块位于潍北油田中西部，构造上位于瓦城断阶带与灶户断鼻带结合部，为一个四面为断层遮挡的封闭断块。该断块一注四采，目前生产孔一下5、6砂组，动用储量11.47万吨，标定采收率24.5%。由于物性较好，井网较均匀，该块水驱开发效果较好，目前实际采出程度17.7%，但生产井面临水线突破问题，含水快速上升，平面和纵向矛盾都很突出，亟需采取稳油控水措施。

（1）平面矛盾突出

利用示踪剂研究注水井昌811-6的注入水的流向、波及范围以及注水井与生产井之间的连通情况，从而为该区域开发方案的及时调整，穩油控水等措施提供依据。2015年4月10日向昌811-6注入Eu2O3示踪剂，昌811-x5井于7月21日检测到示踪剂，初见浓度为8.62mg/L，其余井监测期间均无示踪剂产出。

通过建立地质模型，并对生产动态资料的拟合分析，结合示踪剂产出资料，利用示踪剂分析软件，计算出昌811-6注水井组主要高渗区域的特征参数。图2是示踪剂分析软件模拟昌811-6注水井组高渗区域层位渗透率的平面分布图。从图中可以看出，昌811-6井组的注入水井主要沿昌811-x5井方向推进，高渗区域等效渗透率为1821毫达西。

（2）纵向矛盾突出

昌811-6井组连通性好但层间矛盾突出，6砂组吸水较多但其内部各小层吸水不均匀，5砂组吸水很少，并且61、62隔层很薄，仅有0.8m。

2.不稳定注水开发机理研究

不稳定注水技术是通过周期性地改变注水方向或注水量，在油层内产生连续不稳定压力分布，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，强化注水波及及低渗透层带并驱出其中滞留油，以提高采收率，改善开发效果。

对于小断块油藏，受构造的影响，注水单向受效较为普遍，水线沿平面高渗透区和油井方向舌进严重，驱油效率低，实施不稳定注水可以通过平面上的压力调整，使剩余油重新分布，改善平面储量动用状况。

在升压半周期，一方面一部分注入水由于压力升高直接进入1号层低渗段和2号层，驱替那些在常规注水时未能被驱走的剩余油，改善了吸水剖面。另一方面由于注水量的增大，1号层一部分在大孔道中流动的水克服毛管力作用沿高、低渗段的交界面进入低渗段，使低渗段的一部分油被驱替，这是在升压半周期储层内流体的变化状况。

在进入降压半周期，1号层由于高、低渗透段压力传导速度不同，高渗透段压力下降快，低渗透段压力下降慢，这样高、低渗段间形成一反向的压力梯度，同时由于毛管力的作用，在两端交界面出现低渗段中的部分水和油沿两端交界面缓慢向高渗透段的大孔道流动，并在生产压差的作用下或随同后来的驱替水流向生产井。

3.不稳定注水开发实施效果

本文主要通过数值模拟来研究了不稳定注水的开发效果。方案设置如下：5砂组常规注水，配水量5方；6砂组采取不稳定注水，配水量55方，注150天停150天。不同开发方式下采出程度与剩余油饱和度分布图如图3和4所示，昌811-x2块单独应用不稳定注水在3年内可增加采出程度0.5%。

现场自2015年实施不稳定注水后，效果明显，自然递减得到有效控制，月递减率降低0.3%，年递减降低3.6%，年增油200吨。

4.结论

昌811-斜2块水驱开发进入中高含水期，平面和纵向矛盾突出，通过不稳定注水可以重新调整平面压力的分布，控制含水上升速度，控制自然递减，实现增油的效果。

参考文献：

[1] 杜建辉.复杂断块油藏剩余油潜力分析研究[D].中国石油大学（华东）硕士论文，2006.

[2] 涂兴万， 陈林媛， 莫文丽，等. 高含水期复杂断块油藏剩余油分布及挖潜[J]. 西南石油学院学报， 2004， 26（1）：39-42.

作者简介：

任伟伟，助理工程师，男，1989年生，2015年毕业于中国石油大学（华东）油藏工程专业，现从事油田开发研究。