不稳定注水开发

1、1 不稳定注水开发不稳定注水开发 2要点：1 不稳定注水开发简介不稳定注水开发简介2 不稳定注水机理不稳定注水机理3 储层性质和不稳定注水开发效果的关系储层性质和不稳定注水开发效果的关系4 不稳定注水参数的确定不稳定注水参数的确定5 改变液流方向改变液流方向6 不稳定注水时机不稳定注水时机7 不稳定注水开发生产特征不稳定注水开发生产特征8 裂缝性储层的不稳定注水开发裂缝性储层的不稳定注水开发9 不稳定注水开发效果评价参数不稳定注水开发效果评价参数3（一）不稳定注水开发（一）不稳定注水开发 简介简介41.1 不稳定注水适用对象n孔隙性非均质油藏。孔隙性非均质油藏。n裂缝性油藏。裂缝性油藏。n对原

2、油粘度适应性较强，凡可实施注水开发对原油粘度适应性较强，凡可实施注水开发的油田均可采用。的油田均可采用。n低渗透油田通常非均质性严重，并存在裂缝低渗透油田通常非均质性严重，并存在裂缝系统，适宜于不稳定注水开发。系统，适宜于不稳定注水开发。n低渗透储层须在能注进水的情况下，才能实低渗透储层须在能注进水的情况下，才能实施不稳定注水开发。施不稳定注水开发。51.2 不稳定注水开发效果n提高采收率。提高采收率。n减缓产油量递减速度。减缓产油量递减速度。n减缓含水率上升速度，降低耗水量。减缓含水率上升速度，降低耗水量。n投资成本低。投资成本低。6（二）不稳定注水机理（二）不稳定注水机理7 2.1 非均质

3、性储层在常规注水的 油水运动特征n低渗层和岩石基质吸水性差，或者不吸水。高渗层低渗层和岩石基质吸水性差，或者不吸水。高渗层和裂缝系统吸水性强。和裂缝系统吸水性强。n注入水容易沿高渗层和裂缝系统向前突进，而不易注入水容易沿高渗层和裂缝系统向前突进，而不易波及到低渗层和岩石基质。波及到低渗层和岩石基质。 n油井见水快，含水率上升快，出现层状水淹，或者油井见水快，含水率上升快，出现层状水淹，或者造成油井暴性水淹。造成油井暴性水淹。n低渗层和岩石基质还保持较高的含油饱和度，形成低渗层和岩石基质还保持较高的含油饱和度，形成剩余油或最终形成残余油。剩余油或最终形成残余油。n注入水的波及系数小，采收率低。注

4、入水的波及系数小，采收率低。 8 2.2 不稳定注水情况下的 油水交渗流动2.2.1 压力传导速度的不同压力传导速度的不同v非均质储层中，渗透率不同，压力传导能力也不同。非均质储层中，渗透率不同，压力传导能力也不同。高渗透层压力传导快，低渗透层则压力传导慢。高渗透层压力传导快，低渗透层则压力传导慢。v当周期性地改变注水压力（或注水量）时，高渗层当周期性地改变注水压力（或注水量）时，高渗层反应较快，低渗层反应较慢，这样就在高、低渗层反应较快，低渗层反应较慢，这样就在高、低渗层之间产生一个压力差。之间产生一个压力差。v 在此压差的作用下，产生层间的流体流动在此压差的作用下，产生层间的流体流动。92

5、.2 不稳定注水情况下的 油水交渗流动 低渗层 水 油水 高渗层 升压时，水进入低渗层 降压时油水进入高渗层 油水交渗流动示意图 102.2 不稳定注水情况下的 油水交渗流动2.2.2 升压半周期流体流动方向升压半周期流体流动方向 当提高注水压力时，高渗层的压力迅速提高，当提高注水压力时，高渗层的压力迅速提高，而低渗层压力提高的慢，这时高渗层的压力高于而低渗层压力提高的慢，这时高渗层的压力高于低渗层的压力。低渗层的压力。 在此压差的作用下，含水饱和度较高的高渗在此压差的作用下，含水饱和度较高的高渗层中的一部分水进入低渗层，使低渗层的压力逐层中的一部分水进入低渗层，使低渗层的压力逐渐升高，引起其

6、中流体的压缩和孔隙体积的增大渐升高，引起其中流体的压缩和孔隙体积的增大。 112.2 不稳定注水情况下的 油水交渗流动2.2.3 降压半周期流体流动方向降压半周期流体流动方向v 当降低注水压力（或停注）时，高渗层的压力很快降低，而当降低注水压力（或停注）时，高渗层的压力很快降低，而低渗层的压力降低较慢。这时，低渗层的压力高于高渗层的低渗层的压力降低较慢。这时，低渗层的压力高于高渗层的压力。压力。v在此压力差的作用下，低渗层中流体和岩石的弹性能释放，在此压力差的作用下，低渗层中流体和岩石的弹性能释放，使低渗层中的流体流向高渗层。使低渗层中的流体流向高渗层。v在流向高渗层的流体中，有一部分是从高渗

7、层进入低渗层的在流向高渗层的流体中，有一部分是从高渗层进入低渗层的水，这时返回到高渗层。另一部分水则被滞留在低渗层。水，这时返回到高渗层。另一部分水则被滞留在低渗层。v与此同时，低渗层中的一部分油进入高渗层与此同时，低渗层中的一部分油进入高渗层 ，从而提高高渗，从而提高高渗层的含油饱和度。层的含油饱和度。122.2 不稳定注水情况下的 油水交渗流动2.2.4 低渗层含油饱和度变化低渗层含油饱和度变化 当再次提高注水压力时，这部分进入高渗层的当再次提高注水压力时，这部分进入高渗层的油被驱向生产井而采出。同时，又有一部分水从油被驱向生产井而采出。同时，又有一部分水从高渗层进入低渗层。高渗层进入低渗

8、层。 如此反复周期性地提高、降低注水压力，可使如此反复周期性地提高、降低注水压力，可使较多的水进入低渗层，较多的油进入高渗层被采较多的水进入低渗层，较多的油进入高渗层被采出，从而降低了低渗层的含油饱和度，达到提高出，从而降低了低渗层的含油饱和度，达到提高采收率的目的。采收率的目的。132.2 不稳定注水情况下的 油水交渗流动 2.2.5 不稳定注水的定义不稳定注水的定义n不稳定注水的实质在于：当周期性地改变注水压力不稳定注水的实质在于：当周期性地改变注水压力（或注水量）时，由于非均质地层中不同渗流特性（或注水量）时，由于非均质地层中不同渗流特性介质的压力传导速度不同，在储层中高渗层带和低介质的

9、压力传导速度不同，在储层中高渗层带和低渗层带之间产生不稳定的压力梯度场。渗层带之间产生不稳定的压力梯度场。n在此压力梯度场的作用下，高低渗层之间产生油水在此压力梯度场的作用下，高低渗层之间产生油水交渗流动。高渗层中的一部分水进入低渗层，低渗交渗流动。高渗层中的一部分水进入低渗层，低渗层中的一部分油进入高渗层，流向油井被采出。层中的一部分油进入高渗层，流向油井被采出。n所以，不稳定注水是人为在高、低渗透层之间造成所以，不稳定注水是人为在高、低渗透层之间造成一个不稳定的压力场，提高注入水的波及效率，达一个不稳定的压力场，提高注入水的波及效率，达到提高采收率的目的。到提高采收率的目的。142.3 不

10、稳定注水微观机理2.3.1 毛管力作用毛管力作用v 在多孔介质中，若存在饱在多孔介质中，若存在饱和度差则存在毛管渗吸现和度差则存在毛管渗吸现象。象。 在亲水地层，含水饱和在亲水地层，含水饱和度高的高渗层中的水，在度高的高渗层中的水，在毛管力的作用下会自行沿毛管力的作用下会自行沿细小孔道向含水饱和度低细小孔道向含水饱和度低的低渗层运移，当细小孔的低渗层运移，当细小孔道中毛管力和上升水柱重道中毛管力和上升水柱重力相等时，则油水界面的力相等时，则油水界面的移动停止，这就是毛管渗移动停止，这就是毛管渗吸的平衡高度吸的平衡高度PK 。 152.3 不稳定注水微观机理n在实际储层中这种自行毛管渗吸的平衡高

11、度约在在实际储层中这种自行毛管渗吸的平衡高度约在1520cm左右。依靠这种自行毛管渗吸作用，水左右。依靠这种自行毛管渗吸作用，水不会进入低渗层较深的部位，也不可能较大幅度提不会进入低渗层较深的部位，也不可能较大幅度提高低渗层的含水饱和度高低渗层的含水饱和度,使储层高低渗层饱和度趋于使储层高低渗层饱和度趋于平衡。平衡。n 但是，如果人为地提高高渗层的压力，使高低渗透但是，如果人为地提高高渗层的压力，使高低渗透层之间有一个压力差，在这个附加驱替力的作用下，层之间有一个压力差，在这个附加驱替力的作用下，毛管渗吸高度则可大大的提高，使水能够运移到低毛管渗吸高度则可大大的提高，使水能够运移到低渗层较深的

12、地方，这就是不稳定注水毛管力作用的渗层较深的地方，这就是不稳定注水毛管力作用的机理。机理。 162.3 不稳定注水微观机理2.3.2 弹性力作用在一些亲油非均质油藏，实施不稳定注水也能收到良好的效果。这说明弹性力在不稳定注水中也起重要作用。当提高注水压力时，高渗层压力迅速提高，这时高渗层压力高于低渗层压力。在此压力差的作用下，高渗层中的水进入低渗层，使低渗层的压力逐渐提高。低渗层压力的提高使流体和岩石骨架均受到压缩。在受压缩的情况下，流体（包括油和水）体积缩小，而岩石孔隙孔道体积增大，能够储积更多的流体。 172.3 不稳定注水微观机理n当降低注水压力时，高渗层压力迅速降低，这时低渗层压力高于

13、高渗层压力。n这此压力差的作用下，低渗层的流体向高渗层扩散。由于高渗层压力的降低，使低渗层所储积的弹性能得到释放，使流体（包括油和水）体积膨胀，孔隙体积缩小。这就迫使低渗层中的油和水流向高渗层。在此过程中一部分水被滞留在低渗层中，相应有一部分油流向高渗层。n如此反复提高和降低注水压力，可使更多的水进入低渗层，也会有更多的油进入高渗层，进而流向生产井。 182.3 不稳定注水微观机理非均质油藏在不稳定注水条件下的油水交渗流动，主要是毛管力和弹性力综合作用的结果，重力不起重要作用。19（三）储层性质和不稳定注水（三）储层性质和不稳定注水 开发效果的关系开发效果的关系20 3.1 储层非均质性和不稳

14、定注水 开发效果的关系 根据大量不稳定注水实践得出，对具体油藏，渗透率层状非均质性越严重，即非均质系数值越大，与常规注水相比，不稳定注水效果越好。213.2 储层连通性与不稳定注水 效果的关系3.2.1 不连通系数 通常，储层中具有不渗透夹层。 高、低渗透小层间的水动力不连通程度用不连通系数表示。它是高、低渗透小层间不渗透接触面积与整个油层面积的比值。 223.2储层连通性与不稳定注水 效果的关系n小于30：水动力连通较好的储层；n在3070间：具有部分水动力连通储层；n大于70：水动力不连通储层。233.2 储层连通性与不稳定注水 效果的关系n3.3.2不连通系数 和不稳定注水效果的关系24

15、3.2 储层连通性与不稳定注水 效果的关系n不稳定注水的效果既和储层的非均质性有关，也和储层不连通系数有关； n不连通系数越小，不稳定注水效果越好；n每一种渗透率组合油层，都存在一个的极限值，即高于这个max 值，应用不稳定注水是不适宜的；n=0.6是极限值，当=0.6不稳定注水是无效的（2 =1）。在一般情况下，应用不稳定注水的最大值可认为是=0.4或0.5。即=0.5时 不稳定注水效果不是太低，就是无效。253.3 滞留系数 从高渗层进入低渗层被滞留在低渗层的水量称为水的滞留系数，或者称为水的利用系数，用下式表示： =（v1-v2）/v1 式中： 水的滞留系数，小数； v1在提高注水压力半

16、周期进入低渗层的水量； v2在降低注水压力半周期从低渗层返回到高渗 层的水量。263.3 滞留系数n当=0时，表示没有水被滞留在低渗层，也就没有油进入高渗层，此时，不稳定注水是无效的。n如果=1则表示进入低渗层的水全部被滞留下来，有同样体积的油进入高渗层，是最理想的。n当然，实际情况是在01之间。值越大，不稳定注水效果越好。 273.3 滞留系数滞留系数的影响因素值的大小与诸多因素有关，据M.科德扎也夫和A.A.科切什科夫研究，值取决于以下因素：v储层的渗透率和孔隙度；v表面张力和润湿角；v水和油的粘度；v饱和压力；v孔隙介质的含水饱和度；v周期的长短；v降压阶段的驱替速度，升压阶段水在孔隙介

17、质中的运动距离等。v对于具体油藏，可用实验方法确定滞留系数。283.4 储层对不稳定注水适应性的 初步评价方法3.5.1 层状非均质油层的地质模型 实际储层通常都是由孔隙度、渗透率各不相同的许多小层按一定规律组合而成，如正韵律、反韵律、复合韵律等。为了模拟非均质油层，可以把渗透率不同的多个小层组合的油层，转化为渗透率呈二级分布的二个小层。 这种反映储层非均质性的二层地质模型，是不稳定注水中建立物理模型和数学模型的基础。293.4 储层对不稳定注水适应性的 初步评价方法 储层平均渗透率 根据实际储层渗透率沿厚度的分布，求储层的渗透率平均值。n1iin1iiicphhkk303.4 储层对不稳定注

18、水适应性的 初步评价方法高、低渗层的平均渗透率把所有渗透率大于kcp的小层组合成一个高渗透小层,而把所有渗透率小于和等于kcp的小层组合成一个低渗透率小层。这样组合的小层k1和k2的平均渗透率用下式确定：11n1iini1i1h1hkk2121n1niiin1nii2hhkk313.4 储层对不稳定注水适应性的 初步评价方法n将这些参数转变为无量纲值：cp11kkK cp22kkK2111hhhH2122hhhH323.4 储层对不稳定注水适应性的 初步评价方法非均质系数 相对渗透率非均质系数，在不稳定注水中决定了高、低渗层的含水饱和度，影响其平衡速度，并用于计算油水交渗流量，和评价不稳定注水

19、效果。2111KK333.4 储层对不稳定注水适应性的 初步评价方法3.5.2 储层性质对不稳定注水开发适应性综合图343.4 储层对不稳定注水适应性的 初步评价方法n该图只能根据地质参数来初步评价油藏不稳定注水的可行性； n图中分三个区域，、和；n区域在图的左上角，它表示高渗小层相对厚度H1 极小，不能评价不稳定注水效果；n图中右上角区域，K1/K2比值大于10，不能满足数学模型的假设条件。也不能评价不稳定注水效果；n只有区域可以用来估算不稳定注水效果。在选择不稳定注水油层时，应优先选择符合区域右边部分，采收率增加值较大。35（四）不稳定注水参数的确定（四）不稳定注水参数的确定364.1 注

20、水量变化幅度幅度因数 B=b 式中：B幅度因数，反映交渗流动的强烈程 度和不稳定注水效果； b注水量变化的相对幅度； 水的滞留系数。幅度因数影响交渗流量和地层压力波动幅度。374.1 注水量变化幅度 注水量相对幅度确定的原则w不稳定注水在一个周期内的注水量应该与常规注水在相同时间内的注水量相当；w所选用的最大相对幅度应当满足波动的对称性条件，即升压半周期内注水量的增加量，应等于降压半周期注水量的减少量；w受油田开发的技术条件制约，油田开发的技术条件包括岩石破裂压力、原始油藏压力和饱和压力、现有注水设备、注水系统及区域总装机能力等。 384.2 不稳定注水周期最佳工作频率：或半周期时间：式中：p

21、工作频率，1/天； Cp导压系数，cm2/s； t半周期时间，天； L注水井与驱替前缘距离，m。2/2lCppPClt2/2394.2 不稳定注水周期导压系数CP：CP=k/(C)式中：C综合弹性系数，1/MPa。404.2 不稳定注水周期n地层的弹性越差，频率应越大（即周期越短）； n随着驱替前缘的推进（随着L的增加），频率应减小（即周期延长）。 41（五）改变液流方向（五）改变液流方向425.1 面积波及效率 在常规注水的情况下，对于各种不同注采井网，在平面上由于有固定的液流方向所形成的流线，都具有一定的面积波及效率。都有一部分储层没有被水所波及到，最终会形成死油被留在地下。 435.1

22、面积波及效率当流度比为1时斜四点井网波及系数为0.5；五点井网为0.698；七点井网为0.736；反七点井网为0.737。反九点井网，当角井对边井的产量比为0.5时，波及系数为0.5；当产量比为1时，波及系数为0.54；产量比为5时，波及系数为0.69。445.2 不稳定注水改变液流方向 在不稳定注水的条件下，可以调整注水井的工作制度，使一部分注水井处于升压阶段，而相邻的另一部分注水井处于降压阶段。两部分井交替处于升压和降压阶段。这样就使储层压力交替变化的同时，液流方向也出现周期性的变化。45 5.2 不稳定注水改变液流方向（1）行列注水井网不稳定注水方式 465.2 不稳定注水改变液流方向（

23、2）五点井网不稳定注水方式 液流方向改变90； 475.2 不稳定注水改变液流方向（3）七点井网不稳定注水方式液流方向改变600 485.2 不稳定注水改变液流方向（4）九点井网不稳定注水方式液流方向改变450 495.3 改变液流方向的作用（1）周期性地改变液流方向，可使注入水波及到原来的 死油区和死油带，提高平面波及效率。（2）不稳定注水作用更为强烈。（3）保持油田注水量平衡如果所有注水井都同步升压（增加注水量），会对注水设备提出过高的要求；而在同步降压阶段，注水能力又大量过剩。如果合理组织相邻注水单元处于相反阶段，就可以在整个注水时期保持油田平均注水量不变。50（六）不稳定注水开始时机（

24、六）不稳定注水开始时机516.1 不同开始时机的采收率采收率提高幅度与不稳定注水时机的关系曲线0246810121416020406080100不稳定注水注水时机（含水率）采收率提高幅度（）526.1 不同开始时机的采收率不稳定注水开始时机选择w我国：n含水率从040开始不稳定注水，采收率比常规注水可提高14.44%11.77%；n含水率为6080时，可提高11.58%6.56%；n含水率为9096时，可提高2.42%0.60%。w前苏联：n早期可提高 710；n中期可提高 46；n晚期可提高 13。w不稳定注水开始时机越早，采收率提高幅度越大。尤其是在注入水突破前开始不稳定注水，可以获得较好

25、的效果。536.2 不稳定注水时机与 平均耗水量的关系 不稳定注水时机与耗水量的关系：w与常规注水相比，不稳定注水能提高水的利用系数，降低耗水量。w不稳定注水开始时机越早，平均耗水量越小，能大幅度降低总注入水量。54（七）不稳定注水开发（七）不稳定注水开发 生产特征生产特征557.1 周期内生产特征n各周期内油井产油量和含水率呈周期性变化。n每一周期内，产油量由高逐渐变低。下一周期开始时产油量恢复较高水平。n随着周期数的增多，周期产油量呈下降趋势。n含水率变化与产油量变化相反。每一周期内，含水率由低逐渐升高。下一周期开始含水率又从较低水平逐渐升高。亦呈周期性变化。n随着周期数的增多，周期含水率

26、呈上升趋势。567.2 不稳定注水的产油量0246810120.00.20.40.60.81.01.2 常规注水产能（1/226） 不稳定注水产能产能(%/pv)PV数577.2 不稳定注水的产油量不稳定注水开发初期，油井产油量降低较快，和常规注水产油量变化规律基本相同。注入水突破后，不稳定注水产油量降低速度明显低于常规注水，为不稳定注水主要见效期。开发晚期，不稳定注水产油量逐渐接近常规注水产油量。58 7.3 不稳定注水的采收率597.3 不稳定注水的采收率n不稳定注水开发初期，采出程度上升较快，和常规注水采出程度变化基本相同。n注入水突破后，不稳定注水采出程度逐渐高于常规注水。致使最终采收率明显高于常规注水。60 7.4 不稳定注水的含水率变化617.4 不稳定注水的含水率变化n不稳定注水初期，油井含水率