低渗透油田不稳定注水技术课件

低渗透油田不稳定注水技术低渗透油田不稳定注水技术低渗透储层渗透率和地层压力的关系注水压力和注水量与地层压力的关系油井产能和地层压力的关系原始地层压力与注水时机目录低渗透储层渗透率和地层压力的关系目录2（一）低渗透储层渗透率和

地层压力的关系压力敏感性伤害： 随着地层压力的降低，储层渗透率降低。 压力敏感性伤害对低渗透储层影响特别严重。（一）低渗透储层渗透率和

地层压力3（一）低渗透储层渗透率和

地层压力的关系例：胜利油田史深100断块岩心 在地层压力降低均为14.8MPa的情况下原始渗透率原始渗透率在2.8226×103μm2~131.6978×10-3μm2的岩心 伤害程度在10.546％～25.2533％渗透率在0.4648×10-3μm2~4.3415×10-3μm2的岩心伤害程度在49.894％～62.646％（一）低渗透储层渗透率和

地层压力4（二）注水压力和注水量与

地层压力的关系

地层压力的大幅度降低，引起压力敏感性伤害，使渗透率降低。储层渗透率的降低，使注水压力升高，注水量减小。如果注水跟不上，则地层压力继续降低，储层压力敏感性伤害愈加严重，注水也愈加困难，形成恶性循环。（二）注水压力和注水量与

地层压力5（二）注水压力和注水量与

地层压力的关系例：文东油田文203块，原始地层压力的56－69Mpa饱和压力35－40Mpa注水初期地层压力42.95－49.64Mpa，有半数以上的射开层段能够吸水。当地层压力更降至18.023－46.4877Mpa，许多小层的地层压力已降至饱和压力以下，此时吸水剖面降至不足1/3。与此同时，注水压力不断升高，达到40MPa以上，形成高压注水的态势。随着注水压力的升高，注水量不但不增加，反而不断减少，甚至有的注水井变得完全注不进水。（二）注水压力和注水量与

地层压力6

（三）油井产能和地层压力

的关系地层压力降低，造成压力敏感性伤害，使储层渗透率降低，渗流阻力增大。地层压力降低，生产压差降低。油井产能降低。

（三）油井产能和地层压力

的关系地层压力降低，造成7

（四）原始地层压力与

注水时机为尽量减小地层压力降低造成的不利影响，低渗透油田原则上应该实施早期注水，及时补充地层能量，保持地层压力开采。对于不同类型的低渗透油田，尤其是原始地层压力的大小不同，注水时机有所不同。

（四）原始地层压力与

注水时机为尽量减小地8（四）原始地层压力与

注水时机压力系数小于1的欠压低渗透油田油田，先打注水井，先注后采，实施超前注水。常压低渗透油田，可以同步投注投产。异常高压油田，通常采用先排液，当地层压力降到饱和压力，或者是降到静水柱压力时投注。低渗透油藏的注采比可以适当高一些，但注水压力不要超过地层破裂压力，对裂缝性低渗透油藏更要严格控制。

（四）原始地层压力与

注水时机压力系数小于1的9不稳定注水开发

不稳定注水开发10（一）不稳定注水开发

简介（一）不稳定注水开发

简介1120世纪50年代在原苏联苹果谷油田2油层暂时封闭停产，之后开井继续生产；卡林诺夫油田斯切藩诺夫开发区主力油层由于技术问题和天气原因停产，之后继续生产。都发现停注一段时间后，再继续生产时，原油产量都有所提高。M.L苏尔古切夫分析了这种现象和结果，于50年代末，首次提出周期注水是油田有效开发的看法。20世纪50年代在原苏联苹果谷油田2油层暂时封闭停产，之后121970年～1980年，在西西伯利亚、鞑靼、古比雪夫和前高加索地区地26个油田33个试验区进行了大规模的不稳定注水现场试验。大部分都获得了增产效果，可提高采收率3～10%。目前采油量在最大效果阶段最多可增产15%～20%。同时，也分析了部分效果较差的原因。1970年～1980年，在西西伯利亚、鞑靼、古比雪夫和前高131.2不稳定注水适用对象

孔隙性非均质油藏。裂缝性油藏。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。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。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。1.2不稳定注水适用对象 141.3不稳定注水开发效果提高采收率。减缓产油量递减速度。减缓含水率上升速度，降低耗水量。投资成本低。1.3不稳定注水开发效果15（二）不稳定注水机理（二）不稳定注水机理16

2.1非均质性储层在常规注水的

油水运动特征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。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。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。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。注入水的波及系数小，采收率低。

2.1非均质性储层在常规注水的

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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。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、低渗层之间产生一个压力差。在此压差的作用下，产生层间的流体流动。

2.2不稳定注水情况下的

182.2不稳定注水情况下的

油水交渗流动2.2不稳定注水情况下的

192.2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 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低渗层的压力。 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，使低渗层的压力逐渐升高，引起其中流体的压缩和孔隙体积的增大。2.2不稳定注水情况下的

202.2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

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压力。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。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。与此同时，低渗层中的一部分油进入高渗层，从而提高高渗层的含油饱和度。2.2不稳定注水情况下的

212.2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 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，又有一部分水从高渗层进入低渗层。 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。2.2不稳定注水情况下的

222.2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介质的压力传导速度不同，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。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，低渗层中的一部分油进入高渗层，流向油井被采出。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，达到提高采收率的目的。2.2不稳定注水情况下的

232.3不稳定注水微观机理2.3.1毛管力作用在多孔介质中，若存在饱和度差则存在毛管渗吸现象。 在亲水地层，含水饱和度高的高渗层中的水，在毛管力的作用下会自行沿细小孔道向含水饱和度低的低渗层运移，当细小孔道中毛管力和上升水柱重力相等时，则油水界面的移动停止，这就是毛管渗吸的平衡高度PK。

2.3不稳定注水微观机理2.3.1毛管力作用242.3不稳定注水微观机理在实际储层中这种自行毛管渗吸的平衡高度约在15～20cm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高低渗层的含水饱和度,使储层高低渗层饱和度趋于平衡。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，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地方，这就是不稳定注水毛管力作用的机理。2.3不稳定注水微观机理在实际储层中这种自行毛管渗吸的平衡252.3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。2.3不稳定注水微观机理2.3.2弹性力作用262.3不稳定注水微观机理当降低注水压力时，高渗层压力迅速降低，这时低渗层压力高于高渗层压力。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。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。2.3不稳定注水微观机理当降低注水压力时，高渗层压力迅速降272.3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。

2.3不稳定注水微观机理28（三）储层性质和不稳定注水 开发效果的关系（三）储层性质和不稳定注水 开发效果的关系29

3.1储层非均质性和不稳定注水

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。

3.1储层非均质性和不稳定注水

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3.1储层非均质性和不稳定注水

开发效果的关系不同渗透率比情况下不稳定注水与常规注水效果对比

3.1储层非均质性和不稳定注水

313.4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。3.4滞留系数323.4滞留系数当=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。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。当然，实际情况是在0—1之间。值越大，不稳定注水效果越好。3.4滞留系数当=0时，表示没有水被滞留在低渗层，也就没33不稳定注水参数的确定不稳定注水参数的确定344.1注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；

β－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。4.1注水量变化幅度幅度因数354.1注水量变化幅度

注水量相对幅度确定的原则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；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；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。

4.1注水量变化幅度注水量相对幅度确定的原则364.2不稳定注水周期

最佳工作频率：或半周期时间：式中：ωp－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。

4.2不稳定注水周期 374.2不稳定注水周期导压系数CP：式中：C－综合弹性系数，1/MPa。4.2不稳定注水周期导压系数CP：384.2不稳定注水周期地层的弹性越差，频率应越大（即周期越短）；

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）。4.2不稳定注水周期地层的弹性越差，频率应越大（即周期越短39（五）不稳定注水方式（五）不稳定注水方式405.1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。5.1面积波及效率415.1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。5.1面积波及效率 当流度比为1时425.2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。5.2不稳定注水改变液流方向43

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

5.2不稳定注水改变液流方向（1）行列注水井网不稳定注445.2不稳定注水改变液流方向（2）五点井网不稳定注水方式 液流方向改变90；

5.2不稳定注水改变液流方向（2）五点井网不稳定注水方式455.2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6005.2不稳定注水改变液流方向（3）七点井网不稳定注水方式465.2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4505.2不稳定注水改变液流方向（4）九点井网不稳定注水方式475.3不稳定注水方式的作用（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。

5.3不稳定注水方式的作用（1）周期性地改变液流方向，可使48（六）不稳定注水开始时机（六）不稳定注水开始时机496.1不同开始时机的采收率

6.1不同开始时机的采收率506.1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

6.1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516.1不同开始时机的采收率不稳定注水开始时机选择我国：含水率从0％－40％开始不稳定注水，采收率比常规注水可提高14.44%－11.77%；含水率为60％－80％时，可提高11.58%－6.56%；含水率为90％－96％时，可提高2.42%－0.60%。前苏联：早期可提高7％－10％；中期可提高4％－6％；晚期可提高1％－3％。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，可以获得较好的效果。6.1不同开始时机的采收率不稳定注水开始时机选择52

6.2不稳定注水时机与

平均耗水量的关系不稳定注水耗水量数据表注水方式单位采收率的耗水量（PV1%)单位采收率节水量(△PV1%)总节省水量（PV）常规注水0.05523不稳定注水时机0％0.046270.008960.710840％0.047040.008190.627860％0.048790.006440.492180％0.051570.003520.251590％0.053720.001510.101696％0.055150.000080.0052

6.2不稳定注水时机与

平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：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。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。6.2不稳定注水时机与

平均耗54（七）裂缝性储层的

不稳定注水（七）裂缝性储层的

不稳定注水55

7.1裂缝性储层不稳定注水生产特征采出程度变化特征

7.1裂缝性储层不稳定注水生产特征采出程度变化特征567.1裂缝性储层不稳定注水生产特征裂缝性储层，在常规注水的情况下，初期采出程度上升较快，但油井见水后很快水淹，采出程度不高。在不稳定注水情况下，初期采出程度上升较快，和常规注水相同。油井见水后，采出程度继续增长，采收率明显高于常规注水。7.1裂缝性储层不稳定注水生产特征裂缝性储层，在常规注水的情577.2裂缝性储层不稳定注水效果和

基质渗透率的关系实验数据表7.2裂缝性储层不稳定注水效果和

基587.2裂缝性储层不稳定注水效果和

基质渗透率的关系裂缝性储层不稳定注水效果比常规注水好；基质渗透率越低，常规注水和不稳定注水的采收率也都越低；基质渗透率越低，不稳定注水采收率比常规注水采收率提高幅度越大。7.2裂缝性储层不稳定注水效果和

基597.3裂缝密度和不稳定注水效果的关系实验数据表7.3裂缝密度和不稳定注水效果的关系实验数据表607.3裂缝密度和不稳定注水效果的关系不管是常规注水还是不稳定注水，储层裂缝密度大，采收率较高；裂缝密度大，不稳定注水效果好。7.3裂缝密度和不稳定注水效果的关系不管是常规注水还是不稳定61小结：（1）不稳定注水，适宜于非均质性油藏和裂缝性油藏。（2）不稳定注水的机理，在于低渗层和高渗层之间，基质和裂缝之间的交渗流动，提高注水波及效率。（3）不稳定注水方式，改变液流方向，可以提高平面波及效率。（4）不稳定注水，与常规注水相比，可以减缓油井产能降低速度，减缓含水率上升速度，从而提高采收率，降低耗水量。（5）不稳定注水开发，基建投资少。（6）不稳定注水效果与储层非均质性、裂缝发育程度、平均渗透率等因素有关。（7）不稳定注水，要有合理的注水参数，较早的注水时机，和合理的注水方式。（8）大多数低渗透储层，具有非均质性严重和具有裂缝系统的地质特征，适宜于不稳定注水开发方式。小结：（1）不稳定注水，适宜于非均质性油藏和裂缝性油藏。62低渗透油田不稳定注水技术低渗透油田不稳定注水技术低渗透储层渗透率和地层压力的关系注水压力和注水量与地层压力的关系油井产能和地层压力的关系原始地层压力与注水时机目录低渗透储层渗透率和地层压力的关系目录64（一）低渗透储层渗透率和

地层压力的关系压力敏感性伤害： 随着地层压力的降低，储层渗透率降低。 压力敏感性伤害对低渗透储层影响特别严重。（一）低渗透储层渗透率和

地层压力65（一）低渗透储层渗透率和

地层压力的关系例：胜利油田史深100断块岩心 在地层压力降低均为14.8MPa的情况下原始渗透率原始渗透率在2.8226×103μm2~131.6978×10-3μm2的岩心 伤害程度在10.546％～25.2533％渗透率在0.4648×10-3μm2~4.3415×10-3μm2的岩心伤害程度在49.894％～62.646％（一）低渗透储层渗透率和

地层压力66（二）注水压力和注水量与

地层压力的关系

地层压力的大幅度降低，引起压力敏感性伤害，使渗透率降低。储层渗透率的降低，使注水压力升高，注水量减小。如果注水跟不上，则地层压力继续降低，储层压力敏感性伤害愈加严重，注水也愈加困难，形成恶性循环。（二）注水压力和注水量与

地层压力67（二）注水压力和注水量与

地层压力的关系例：文东油田文203块，原始地层压力的56－69Mpa饱和压力35－40Mpa注水初期地层压力42.95－49.64Mpa，有半数以上的射开层段能够吸水。当地层压力更降至18.023－46.4877Mpa，许多小层的地层压力已降至饱和压力以下，此时吸水剖面降至不足1/3。与此同时，注水压力不断升高，达到40MPa以上，形成高压注水的态势。随着注水压力的升高，注水量不但不增加，反而不断减少，甚至有的注水井变得完全注不进水。（二）注水压力和注水量与

地层压力68

（三）油井产能和地层压力

的关系地层压力降低，造成压力敏感性伤害，使储层渗透率降低，渗流阻力增大。地层压力降低，生产压差降低。油井产能降低。

（三）油井产能和地层压力

的关系地层压力降低，造成69

（四）原始地层压力与

注水时机为尽量减小地层压力降低造成的不利影响，低渗透油田原则上应该实施早期注水，及时补充地层能量，保持地层压力开采。对于不同类型的低渗透油田，尤其是原始地层压力的大小不同，注水时机有所不同。

（四）原始地层压力与

注水时机为尽量减小地70（四）原始地层压力与

注水时机压力系数小于1的欠压低渗透油田油田，先打注水井，先注后采，实施超前注水。常压低渗透油田，可以同步投注投产。异常高压油田，通常采用先排液，当地层压力降到饱和压力，或者是降到静水柱压力时投注。低渗透油藏的注采比可以适当高一些，但注水压力不要超过地层破裂压力，对裂缝性低渗透油藏更要严格控制。

（四）原始地层压力与

注水时机压力系数小于1的71不稳定注水开发

不稳定注水开发72（一）不稳定注水开发

简介（一）不稳定注水开发

简介7320世纪50年代在原苏联苹果谷油田2油层暂时封闭停产，之后开井继续生产；卡林诺夫油田斯切藩诺夫开发区主力油层由于技术问题和天气原因停产，之后继续生产。都发现停注一段时间后，再继续生产时，原油产量都有所提高。M.L苏尔古切夫分析了这种现象和结果，于50年代末，首次提出周期注水是油田有效开发的看法。20世纪50年代在原苏联苹果谷油田2油层暂时封闭停产，之后741970年～1980年，在西西伯利亚、鞑靼、古比雪夫和前高加索地区地26个油田33个试验区进行了大规模的不稳定注水现场试验。大部分都获得了增产效果，可提高采收率3～10%。目前采油量在最大效果阶段最多可增产15%～20%。同时，也分析了部分效果较差的原因。1970年～1980年，在西西伯利亚、鞑靼、古比雪夫和前高751.2不稳定注水适用对象

孔隙性非均质油藏。裂缝性油藏。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。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。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。1.2不稳定注水适用对象 761.3不稳定注水开发效果提高采收率。减缓产油量递减速度。减缓含水率上升速度，降低耗水量。投资成本低。1.3不稳定注水开发效果77（二）不稳定注水机理（二）不稳定注水机理78

2.1非均质性储层在常规注水的

油水运动特征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。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。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。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。注入水的波及系数小，采收率低。

2.1非均质性储层在常规注水的

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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。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、低渗层之间产生一个压力差。在此压差的作用下，产生层间的流体流动。

2.2不稳定注水情况下的

802.2不稳定注水情况下的

油水交渗流动2.2不稳定注水情况下的

812.2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 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低渗层的压力。 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，使低渗层的压力逐渐升高，引起其中流体的压缩和孔隙体积的增大。2.2不稳定注水情况下的

822.2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

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压力。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。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。与此同时，低渗层中的一部分油进入高渗层，从而提高高渗层的含油饱和度。2.2不稳定注水情况下的

832.2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 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，又有一部分水从高渗层进入低渗层。 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。2.2不稳定注水情况下的

842.2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介质的压力传导速度不同，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。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，低渗层中的一部分油进入高渗层，流向油井被采出。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，达到提高采收率的目的。2.2不稳定注水情况下的

852.3不稳定注水微观机理2.3.1毛管力作用在多孔介质中，若存在饱和度差则存在毛管渗吸现象。 在亲水地层，含水饱和度高的高渗层中的水，在毛管力的作用下会自行沿细小孔道向含水饱和度低的低渗层运移，当细小孔道中毛管力和上升水柱重力相等时，则油水界面的移动停止，这就是毛管渗吸的平衡高度PK。

2.3不稳定注水微观机理2.3.1毛管力作用862.3不稳定注水微观机理在实际储层中这种自行毛管渗吸的平衡高度约在15～20cm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高低渗层的含水饱和度,使储层高低渗层饱和度趋于平衡。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，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地方，这就是不稳定注水毛管力作用的机理。2.3不稳定注水微观机理在实际储层中这种自行毛管渗吸的平衡872.3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。2.3不稳定注水微观机理2.3.2弹性力作用882.3不稳定注水微观机理当降低注水压力时，高渗层压力迅速降低，这时低渗层压力高于高渗层压力。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。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。2.3不稳定注水微观机理当降低注水压力时，高渗层压力迅速降892.3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。

2.3不稳定注水微观机理90（三）储层性质和不稳定注水 开发效果的关系（三）储层性质和不稳定注水 开发效果的关系91

3.1储层非均质性和不稳定注水

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。

3.1储层非均质性和不稳定注水

92

3.1储层非均质性和不稳定注水

开发效果的关系不同渗透率比情况下不稳定注水与常规注水效果对比

3.1储层非均质性和不稳定注水

933.4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。3.4滞留系数943.4滞留系数当=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。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。当然，实际情况是在0—1之间。值越大，不稳定注水效果越好。3.4滞留系数当=0时，表示没有水被滞留在低渗层，也就没95不稳定注水参数的确定不稳定注水参数的确定964.1注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；

β－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。4.1注水量变化幅度幅度因数974.1注水量变化幅度

注水量相对幅度确定的原则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；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；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。

4.1注水量变化幅度注水量相对幅度确定的原则984.2不稳定注水周期

最佳工作频率：或半周期时间：式中：ωp－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。

4.2不稳定注水周期 994.2不稳定注水周期导压系数CP：式中：C－综合弹性系数，1/MPa。4.2不稳定注水周期导压系数CP：1004.2不稳定注水周期地层的弹性越差，频率应越大（即周期越短）；

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）。4.2不稳定注水周期地层的弹性越差，频率应越大（即周期越短101（五）不稳定注水方式（五）不稳定注水方式1025.1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。5.1面积波及效率1035.1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。5.1面积波及效率 当流度比为1时1045.2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。5.2不稳定注水改变液流方向105

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

5.2不稳定注水改变液流方向（1）行列注水井网不稳定注1065.2不稳定注水改变液流方向（2）五点井网不稳定注水方式 液流方向改变90；

5.2不稳定注水改变液流方向（2）五点井网不稳定注水方式1075.2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6005.2不稳定注水改变液流方向（3）七点井网不稳定注水方式1085.2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4505.2不稳定注水改变液流方向（4）九点井网不稳定注水方式1095.3不稳定注水方式的作用（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。

5.3不稳定注水方式的作用（1）周期性地改变液流方向，可使110（六）不稳定注水开始时机（六）不稳定注水开始时机1116.1不同开始时机的采收率

6.1不同开始时机的采收率1126.1不