胜利油区不稳定注水技术的研究及应用

针对胜利油区储层类型和油藏:河流相正韵律沉积、三角洲沉积及复杂断块油藏,开展了不稳定注水机理研究及现场先导试验并推广应用。实践证明不稳定注水能够提高注水波及系数,提高油藏最终采收率。该技术具有投资少、见效快、增油显著的特点,是一种深化二次采油、改善水驱油藏开发效果的有效技术手段。     

碳酸盐岩油藏改善注水开发效果试验研究

双重孔隙介质的碳酸盐岩油藏在稳定注水采油后岩块系统还存在大量剩余油，而不稳定注水方法可在一定程度上提高水驱油效率。室内物理模型实验、数值模拟计算及现场试验结果一致表明：在碳酸盐岩油藏注水开发后期采用衰竭式降压开采，周期注水等不稳定注水方式，能够提高水驱油效率，改善油藏开发效果，获得良好的经济效益。     

卫22块不稳定注水适应性分析

不稳定注水是针对非均质油藏提出的一种改善注水效果的方式，采取不稳定注水，可以扩大注水波及体积，达到提高采收率的目的。从卫22块目前的生产情况看，在强注强采方面基本已无潜力，其它措施效果也不明显，不稳定注水由于实施容易，投资比较少，而越来越受到重视，通过对卫22块油藏特性进行系统的分析，认为卫22块适合采取不稳定注水的方法来扩大波及体积。提高最终采收率。     

陆相吸水下移油藏综合治理技术

从区域沉积背景入手,分析研究区域注水井吸水下移的问题,主要受控于沉积韵律、储层微裂缝、注水压差及重力分异作用影响,通过研究剖面吸水下移对油井生产的影响,提出分层注水,调剖,不稳定周期注水等技术政策能有效缓解油井液量下降、含水上升问题,降低油藏递减,确保研究区油藏稳定高效开发.     

砂岩油藏不稳定注水技术及应用效果监测方法

胜利油区砂岩油藏的储层非均质性影响了水驱开发效果,特别是油田进入高含水期后,油藏层间、层内及平面矛盾突出,储量动用不均衡.20世纪80年代末至今,胜利油区逐渐加大了不稳定注水技术的研究和应用力度.结合实验、油藏数值模拟研究及矿场应用效果,阐述了不稳定注水技术提高采收率的机理及应用条件,提出了配套的评价应用效果的监测方法.不稳定注水技术可以改善油藏水驱效果,提高油藏采收率;利用开发测井、生产测井、试井分析、检查井取心资料分析等方法,可以半定量、定量描述油藏水驱动用状况及剩余油分布的阶段动态变化,为不稳定注水工程参数的进一步优化提供依据.     

不稳定注水适应性分析

不稳定注水是提高水驱开发效果的一种有效手段，原有成果主要从油藏特性、注水制度等方面研究。随着水驱程度日益深入、地下注采状况更为复杂，有必要全面研究不稳定注水增效机理。根据现场实践，结合水驱后期剩余油分布特征，提出了主要从井网、注采关联出发的不稳定注水适应性分析。研究认为，应优先选择注采关联相对独立的井组、选择位于油层边部及井网相对不完善区井组、选择层间差异较大的井组实施不稳定注水。实践证明，考虑井网后的不稳定注水，现场实施效果更好。     

不稳定注水技术研究及应用

为了提高剩余油采收率,首先对用玻璃微珠填充的油藏物理模型进行了不稳定注水模拟,然后选择了一块面积为1km^2的油藏,采用VIP模拟器进行数值模拟,在模拟的基础上从理和实践2方面进行了综合分析,阐明了周期注水（包括改向注水）提高非均质油藏采收率的机理和不稳定注水工程参数的优化等问题,并在胜利油区辛109沙一段和胜索油田坨沙二段1－2砂组做了不稳定注水油矿试验,实施制定的不稳定注水方案后,取得了较好的控水稳油效果。     

梁家楼浊积岩油藏不稳定注水试验

阐述了梁家楼浊积岩油藏实施不稳定注水的可行性；介绍了不同构造和井网特点的4个区块分别实施周期脉冲注水、对角井交替注水、两排井交替注水、隔井分组交替注水的试验情况；讨论了按注采井距和地层导压系数确定注水周期和选择注水量的方法；并通过梁家楼浊积岩油藏不稳定注水的试验结果和取得的经济效益，得出几点认识。     

低渗透油藏不稳定注水岩心实验及增油机理

根据长庆油田低渗透油藏典型储集层特征,开展并联岩心和双层岩心实验,模拟非均质低渗透油藏不稳定注水驱油效果。由于岩心实验可视性较差,建立层间非均质和层内非均质数值模拟模型,依据渗流场变化,揭示不稳定注水增油机理。结果表明,对于层间非均质储集层,相较于连续注水,不稳定注水能够促进较低渗透层水驱前缘推进,发挥毛细管力驱油作用,提高较低渗透油层采收率,其中短注长停方式的采收率提高幅度最大;对于层内非均质储集层,不稳定注水能够在储集层中产生压力振荡,使较高渗透层和较低渗透层之间发生流体交渗,增大注入水在较低渗透层中的波及,提高较低渗透层采收率,从而提高油藏总采收率。     

注采优化提高平面非均质低渗油藏井网水驱波及效率

不稳定注水广泛应用于非均质油藏的水驱开发,为进一步改善平面非均质低渗油藏水驱开发效果,采用与目标油藏对应的径向流物理模型,分析了3种注采方式下平面非均质油藏井组生产井生产动态及采收率,明确了3种注采方式改善水驱开发效果的作用机理,并给出3种不同注采方式的适用性。结果表明:不稳定注水方式可形成不稳定压力场,形成油水交渗及弹性力驱油,改善低渗区域的驱油效果;同步平衡产液量注采方式可改善整体水驱波及效率,并利用不稳定注水提高低渗区域原油采收率,整体采收率较高;异步平衡产液量注采方式可在不稳定注水后,调整注采压差,提高低渗区域驱油效率,同时扩大注入水对低渗区域的波及效率,大幅度提高低渗区域的采收率。实验结果可为目标油藏水驱开发注采方式优化提供理论支持。     

不稳定注水在下二门油田泌238断块的应用

泌 2 38断块属于含油面积小、控制井网不完善的低渗透油藏 ,常规注水含水上升快、产量递减大。为解决常规注水效果差的难点问题 ,开展了不稳定注水现场应用 ,结果表明不稳定注水对小目标油藏扩大注水波及体积、改善开发效果方面确实有一定的作用     

梁家楼油田特高含水期提高采收率技术研究与实践

针对梁家楼油田特高含水期产量递减严重、稳产难度大的矛盾，充分运用动、静态资料进行精细油藏地质研究，认识油水运动规律及油藏水淹特征。根据剩余油分布状况，区块整体调整、零星完善、油井堵水、不稳定注水、水平井等一系列技术措施相结合，进行剩余油挖潜，提高油藏采收率，形成了一整套特高含水期挖潜技术系列。     

不稳定注水开始时机对注水效果的影响

不稳定注水是非均质油藏提高采收率的经济有效方法。影响不稳定注水效果的主要因素有储层性质,不稳定注水工艺参数和不稳定注水开始时机等。本文采用人造非均质地层模型进行了不稳定注水实验,研究了不稳定注水开始时机对注水效果的影响。得到了不稳定注水全过程的生产特征和阶段划分,指出了不稳定注水的主要见效期;不稳定注水开始时机越早注水效果越好,尤其是在注入水突破前开始不稳定注水。可大幅度提高采收率和大幅度降低耗水量;注入水突破后开始不稳定注水,随含水率的增高增产效果逐渐变差,但也能在一定程度上提高采收率和降低耗水量。     

油水两相流试井新型解释图版研制及应用

应用注水油藏的多组合模型，从理论上研究了注水油藏的不稳定压力特征，通过合理的参数组合，提出了一种更具实用价值的新型注水油藏压降试井理论图版。利用这一理论图版与实测曲线拟合，可进行地层参数的定量解释，并获得相对渗透率分布曲线。     

盘古梁侏罗系油藏提高水驱采收率技术研究

针对盘古梁侏罗系油藏注水上存在的平面水驱不均和剖面吸水状况变差的问题,分析影响油藏注水水驱采收率的沉积韵律、重力作用、储层非均质性、边底水发育、压裂改造等控制因素,研究出精细注采调整、完善注采井网、"三小一低"措施引效、开展周期注水等均衡平面水驱的技术手段,以及改善剖面水驱的化堵调驱、补孔调剖、暂堵酸化和选择性增注等技术手段,从而提高油藏注水水驱采收率,有效减缓含水上升、降低油田递减,确保盘古梁侏罗系油藏稳定高效开发。     

砾岩油藏沉积韵律特征研究及对开发的影响--以百口泉油田百21井区百口泉组油藏为例

百口泉油田百21井区百口泉组砾岩油藏具有明显的沉积旋回和韵律性，加剧了注水开发中的层间、层内矛盾，使注入水单层突进严重，含水率上升快，开发效果不佳。根据砾岩储层沉积韵律特征，结合测井和生产动态资料，研究总结出砾岩油藏的基本沉积韵律类型和特征，建立了3类不同韵律模式的典型水驱曲线，对比分析不同沉积韵律类型砾岩层的注水开发效果，结果表明正韵律层的底部、反韵律层的顶部以及复合韵律层的中部油层动用程度好、采出程度高；复合韵律层段的注水开发效果明显优干正韵律和反韵律层段。     

盘古梁侏罗系油藏提高水驱采收率技术研究

针对盘古梁侏罗系油藏注水上存在的平面水驱不均和剖面吸水状况变差的问题,分析影响油藏注水水驱采收率的沉积韵律、重力作用、储层非均质性、边底水发育、压裂改造等控制因素,研究出精细注采调整、完善注采井网、"三小一低"措施引效、开展周期注水等均衡平面水驱的技术手段,以及改善剖面水驱的化堵调驱、补孔调剖、暂堵酸化和选择性增注等技术手段,从而提高油藏注水水驱采收率,有效减缓含水上升、降低油田递减,确保盘古梁侏罗系油藏稳定高效开发。     

梁家楼浊积油藏剩余油研究模式及开发实践

对梁家楼远岸浊积油藏沉积特征进行了综合研究,并对其沉积模型进行了重建。在此基础上,结合渗流理论,建立了该浊积油藏的渗流模型,由此总结出了该油藏剩余油的分布形式及特征。结果表明,该油藏特高含水期同样蕴藏着可观的可动剩余油潜力,其剩余油控制因素为静态遮挡与动态水势,富集区主要分布于正韵律油层的顶部、正向微构造区、物性相变带及井间势平衡滞流区等;据剩余油分布形式、富集程度及现实开发技术等,以水平井、不稳定注水、化堵调剖等为技术手段而形成的富有特色的提高高含水油藏采收率的系列技术,取得了显著的增油降水效果,提高了油田的采收率与可采储量。对梁家楼油田浊积油藏开发后期剩余油的研究拓展了特高含水期油田的挖潜方向,并对进一步改善同类油藏的开发效果、提高采收率及经济效益具有参考价值     

五里湾X1油藏如何提高采收率

靖安油田五里湾油藏以开发三叠系X1油藏为主,储层为湖成三角洲沉积,属于低渗透油藏,油藏平面、剖面非均质性较强。开发以注水为主,X1油藏目前综合含水率72.5%、采出程度25.4%,处于双高开发阶段,随着注入、采出程度的增大,油藏的平面单向突进、剖面上层内、层间矛盾日益突出,水驱油效率逐渐下降,从而影响着油田的稳产和开发效果,如何提高最终采收率是油藏开发永恒的主体。本文重点总结了X1油藏实施空泡驱、微球驱、注采井网调整、不稳定注水、精准堵水等措施后提高最终采收率,为后期整个X1油藏提高采收率提供方向。     

孤东油田疏松砂岩油藏不稳定注水矿场实践

孤东油田1996年开展了单井单层单向、单井多层单向、多井多层单向三类井组不稳定注水试验,初步见效。1999年应用物理模型、数值模拟、渗流力学和油藏工程方法,对油层非均质性、毛管力、原油物性、开发井网、不稳定注水时机、压力保持状况、注水强度和注水周期等因素开展了不稳定注水机理研究,研究表明孤东油田适合不稳定注水。在试验初见成效和不稳定注水理论的支持下,2001年又在孤东七区西6~(3+4)等5个区块进行了整体不稳定注水,其应用效果表明,不稳定注水投资少、见效快、增油明显.对油藏条件要求宽,能够有效地减少无功注水、无功采液和挖掘剩余油潜力,是一种深化二次采油、改善水驱油藏开发效果的有效技术方法。