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摘要：坨21断块经历40多年开发已进入特高含水后期，油藏标定采收率4.9%，目前采出程度61.4%，综合含水97.4%。受储层非均质性、动态规律等因素的影响，剩余油分布异常零散，各小层大多单向注水或只采不注，通过不稳定注水，近年来剩余油挖潜取得了较好效果。
关键词：高含水;不稳定注水;剩余油;挖潜对策
1、油藏地质概况
坨21断块位于三区的西南部，为一地堑式长条状断块，其北部和东
部分别以5号和9号两条大断层与坨28和坨11断块相接，南部以7号大断层与胜二区相接，西部与边水相连，油藏含油面积自上而下变小。坨21断块1-5单元最大含油面积3.4km2，地质储量735×104t。共5个砂层组23个小层，主力层为11、12、24、34、地质储量443.6×104t，占60.35%，主力层基本上为全区性大面积分布，非主力层以不规则油砂体分布为主。
1.1 构造特征
坨21上油组内部断层多，走向近似于东西向，大致和地层倾向垂直，边界断块密封性较好，而内部小断层密封性较差，但有一定的遮挡作用。总体构造为向东北方向抬起，向西开口的负向簸箕状构造。
1.2 储层特征
坨21断块沙二上为为河流三角洲相沉积，岩性为细砂岩和粉细砂
岩，灰粒状砾岩，油藏埋深1900m-2080m，油层渗透率400—9000×10-3μm2，平均孔隙度为28%。
1.3 流体性质
1.3.1 地面原油性质
坨21断块地面原油粘度50-800mPa.s，平均粘度为668mPa.s，呈顶稀边稠分布，平均密度为0.9318g/cm3。
1.3.2 地層水性质
坨21断块层系地层水分析资料，Cl-含量10118mg/l，总矿化度17020mg/l，水型为CaCl2型。
1.4 地层压力和温度
坨21断块原始地层压力为20.6MPa，油层温度为78℃。油藏属常温、常压系统。
1.5 油水关系及油藏类型
坨21断块西部为边水，水侵系数182m3/季.MPa，油藏类型是一被断层复杂化的正韵律弱亲油，中高渗透，低饱和，中稠油油藏。
1.6 开发简历
坨21断块沙二段油藏于1966年开始开采。至今大体经历了五个开发阶段
（1）、1966年11月全面投入天然能量开发阶段;
（2）、全面投入注水开发低速采油阶段（1968.11-1974.5）;
（3）、细分层系井网，中含水期高速开发阶段（1974.6-1986.3）;（4）、加密完善井网提高水驱储量开采阶段（1986.4-1993.6）;（5）、控水稳油综合治理减缓递减阶段（1993.7-目前）。
目前单元开油井31口，日产液量2026方，日产油54.8吨，综合含水97.4，其中含水高于综合含水97.4%的油井18口。
2、不稳定注水在坨21断块的应用
针对单元高采出程度、高含水、高产液量的特点，从宏观和微观两个角度梳理了剩余油分布特点。宏观剩余油分析主要通过各小层采出程度和剩余储量状况，及分砂体采出程度和可采储量状况来把握剩余挖潜的主要方向。微观剩余油分析主要通过主力层的平面、层间、层内潜力分析和非主力层的注采井网、剩余油分布状况来把握剩余油分布的主要特点。最后根据宏观和微观的剩余油潜力分析定制相应挖潜对策。
2.1 不稳定注水机理
不稳定注水也称周期注水、或间歇注水，即通过周期性地改变注水方向或注水量的一种水驱开采方式，它具有适应性广、投入少、见效快的特点，上世纪五、六十年代广泛应用于前苏联，胜坨油田于八十年代中后期开始逐步应用，并取得很好的增油降水开发效果。
A、对一个稳定的注采井网驱替系统，在正常注水下液流流线分布如图，在注水井与油井连线的主流线上水淹严重，油井之间形成滞油区。当实施不稳定注水，水井1加强注水，水井2停注，则死油区内剩余油将向水井2处移动，待水井2恢复注水时便将部分剩余油驱到油井处采出。
B、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。
2.2 不稳定注水周期计算
不稳定注水的周期与储层的导压系数成反比，与注采井距成正比，其半周期时间的公式：
通过数值模拟技术对周期进行优化。如ST3-9XN148和ST3-10-192井公式法计算周期为30d，应用概念模型，分别以20d、30d、60d和不调整进行模拟，最终得出注水周期在30d时该井含水和累增油为最佳。
ST3-9XN148井周期注水概念模型成果（2年）
3、效益评价
3.1 开发指标评价
通过不稳定注水，单元日增油2.1吨，含水下降1.5%，储量控制程度2006年63.2%上升到目前74.9%。恢复储量控制85.9万吨。
吨油操作成本由813元下降至614元，吨油运行成本由778元下降至587元。
3.2 几点认识及建议：
1、胜坨油田不稳定注水实施单元主要有、坨21沙二1-2为正韵律沉积油藏，在不稳定注水实施过程中取得了较满意的增油降水效果。
2、坨21沙二8为反韵律油藏，不稳定注水矿场实施效果不够理想。在措施挖潜的方向上，要规避高风险措施，在没有充分依据论证的条件下，要坚决不干。
关键词：高含水;不稳定注水;剩余油;挖潜对策
1、油藏地质概况
坨21断块位于三区的西南部，为一地堑式长条状断块，其北部和东
部分别以5号和9号两条大断层与坨28和坨11断块相接，南部以7号大断层与胜二区相接，西部与边水相连，油藏含油面积自上而下变小。坨21断块1-5单元最大含油面积3.4km2，地质储量735×104t。共5个砂层组23个小层，主力层为11、12、24、34、地质储量443.6×104t，占60.35%，主力层基本上为全区性大面积分布，非主力层以不规则油砂体分布为主。
1.1 构造特征
坨21上油组内部断层多，走向近似于东西向，大致和地层倾向垂直，边界断块密封性较好，而内部小断层密封性较差，但有一定的遮挡作用。总体构造为向东北方向抬起，向西开口的负向簸箕状构造。
1.2 储层特征
坨21断块沙二上为为河流三角洲相沉积，岩性为细砂岩和粉细砂
岩，灰粒状砾岩，油藏埋深1900m-2080m，油层渗透率400—9000×10-3μm2，平均孔隙度为28%。
1.3 流体性质
1.3.1 地面原油性质
坨21断块地面原油粘度50-800mPa.s，平均粘度为668mPa.s，呈顶稀边稠分布，平均密度为0.9318g/cm3。
1.3.2 地層水性质
坨21断块层系地层水分析资料，Cl-含量10118mg/l，总矿化度17020mg/l，水型为CaCl2型。
1.4 地层压力和温度
坨21断块原始地层压力为20.6MPa，油层温度为78℃。油藏属常温、常压系统。
1.5 油水关系及油藏类型
坨21断块西部为边水，水侵系数182m3/季.MPa，油藏类型是一被断层复杂化的正韵律弱亲油，中高渗透，低饱和，中稠油油藏。
1.6 开发简历
坨21断块沙二段油藏于1966年开始开采。至今大体经历了五个开发阶段
（1）、1966年11月全面投入天然能量开发阶段;
（2）、全面投入注水开发低速采油阶段（1968.11-1974.5）;
（3）、细分层系井网，中含水期高速开发阶段（1974.6-1986.3）;（4）、加密完善井网提高水驱储量开采阶段（1986.4-1993.6）;（5）、控水稳油综合治理减缓递减阶段（1993.7-目前）。
目前单元开油井31口，日产液量2026方，日产油54.8吨，综合含水97.4，其中含水高于综合含水97.4%的油井18口。
2、不稳定注水在坨21断块的应用
针对单元高采出程度、高含水、高产液量的特点，从宏观和微观两个角度梳理了剩余油分布特点。宏观剩余油分析主要通过各小层采出程度和剩余储量状况，及分砂体采出程度和可采储量状况来把握剩余挖潜的主要方向。微观剩余油分析主要通过主力层的平面、层间、层内潜力分析和非主力层的注采井网、剩余油分布状况来把握剩余油分布的主要特点。最后根据宏观和微观的剩余油潜力分析定制相应挖潜对策。
2.1 不稳定注水机理
不稳定注水也称周期注水、或间歇注水，即通过周期性地改变注水方向或注水量的一种水驱开采方式，它具有适应性广、投入少、见效快的特点，上世纪五、六十年代广泛应用于前苏联，胜坨油田于八十年代中后期开始逐步应用，并取得很好的增油降水开发效果。
A、对一个稳定的注采井网驱替系统，在正常注水下液流流线分布如图，在注水井与油井连线的主流线上水淹严重，油井之间形成滞油区。当实施不稳定注水，水井1加强注水，水井2停注，则死油区内剩余油将向水井2处移动，待水井2恢复注水时便将部分剩余油驱到油井处采出。
B、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。
2.2 不稳定注水周期计算
不稳定注水的周期与储层的导压系数成反比，与注采井距成正比，其半周期时间的公式：
通过数值模拟技术对周期进行优化。如ST3-9XN148和ST3-10-192井公式法计算周期为30d，应用概念模型，分别以20d、30d、60d和不调整进行模拟，最终得出注水周期在30d时该井含水和累增油为最佳。
ST3-9XN148井周期注水概念模型成果（2年）
3、效益评价
3.1 开发指标评价
通过不稳定注水，单元日增油2.1吨，含水下降1.5%，储量控制程度2006年63.2%上升到目前74.9%。恢复储量控制85.9万吨。
吨油操作成本由813元下降至614元，吨油运行成本由778元下降至587元。
3.2 几点认识及建议：
1、胜坨油田不稳定注水实施单元主要有、坨21沙二1-2为正韵律沉积油藏，在不稳定注水实施过程中取得了较满意的增油降水效果。
2、坨21沙二8为反韵律油藏，不稳定注水矿场实施效果不够理想。在措施挖潜的方向上，要规避高风险措施，在没有充分依据论证的条件下，要坚决不干。