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摘要：针对锦16块二元试验区注入过程中出现的各种问题，根据化学驱时效强的特点，密切跟踪分析动态变化，及时进行精细动态调整，解决了局部注采关系不对应和井网不完善的问题。逐步形成了现场动态调控的新方式方法，促进了复合驱效果的不断提高和较长时间的高产稳产，对同类型油藏的化学驱可以提供一些有益的借鉴。
关键词：精细调控；动態调整；注入剖面
前 言
试验区在双特高期转入聚表复合驱开发过程中，出现了注采参数与地层不匹配、注采井网不完善、部分油井产聚浓度高等各种问题。根据化学驱时效性强的特点，按照试验-认识-再试验-再认识的原则，及时开展了精细动态调整，确定了单井最佳注入浓度及动态调整原则、解决了局部注采关系不对应和井网不完善的问题，同时采取多种手段不断调整注入剖面，试验区吸液状况明显改善，并逐步形成了现场动态调整的新方式方法，取得了明显的效果，平均单井日产油由转驱前的2.0t/d上升至最高的6.3t/d，最大含水降幅达到了14%，已提高采收率幅度14.5% [1]。
1 实施单井注入浓度的调整，为初期试验效果的改善奠定基础
转入主段塞阶段，试验区出现了明显动态异常，主要体现在注入压力下降幅度大，吸聚剖面变差，含水下降趋势停滞。这些负异常是在注入浓度变化而其它注入参数不变的情况下发生的，说明主段塞设计注入浓度与试验区地层物性不匹配。通过统计选取注入压力下降幅度大且吸聚剖面明显变差的8口井开展增浓度试验，以400mg/L为一个梯度增加注入浓度，跟踪观察注入浓度和注入压力关系来确定具体增浓幅度[2]。通过8井组三个月的增浓试验观察与分析，取得了产量上升，含水下降的预期效果。证明了判断的正确性和实施增浓的可行性。在此基础上将试验区分单井分梯度增加注入浓度推广至整个试验区。实施后取得明显效果，注入压力上升了0.6MPa，吸液状况改善，单井吸聚厚度增加了12.8%，呈现产油量上升的趋势。
2 精细地质研究，以不见效井为突破口，及时实施调整措施，改善开发效果
与水驱相比，聚/表驱目的层厚度小，要求层位对应程度高，构造精度大，而试验区储层厚度变化明显，导致部分井组注采关系局部不对应。针对试验区长期不见效井，以小层精细对比为基础，利用邻井单采试验，以采聚浓度为示踪剂，验证注采对应关系，取得明显效果。以此为突破口，在全区开展了地层对比、VSP及三维地震解释技术，重建了微构造模型，并落实各小层的砂体发育范围及连通关系。共调整分层21井次，新增小断层5条，延长小断层1条，修改小断层1条。利用新落实的构造，及时开展了综合措施调整。一是在中部断层南移后的空白井区增加一个注入井组，增加控制储量10万吨。二是引入6口合适位置的油井补开目的层实施分井分采完善井网。另外对11口井实施调层试采措施，提高了注采对应率。
3 不断实施注入剖面调整，有效改善地层吸聚状况
随着驱替时间的延长，油层中聚合物浓度逐渐增加，流体粘度增大，出现了“注不进，采不出”现象影响开发效果。另一方面，由于非均质性，地层出现了单层突进或集中吸液层段。为此，积极开展了针对性的措施治理。对于注入压力高或者后期局部井段不吸液的注入井，考虑为高浓聚合物近井地带堵塞，采取酸化解堵疏通地层，提高吸液能力[3]。对于注入压力低、油层发育好、层内差异大造成单层突进的采取调驱措施[4]，后续辅以高浓聚合物注入。对层间差异大的注入井采取分层措施，限制强吸液层，强化低吸液层段注入，提高油层动用厚度。而对于层间矛盾突出但隔层不发育的注入井实施投球选择性封堵。
几年来，共实施上述措施26井次，通过持续不断的措施治理，试验区注入状况明显改善，取得了明显的效果，注入压力稳定在7.8MPa左右，单井吸液厚度比例上升至81.1%，平均单井最大相对吸液量降低至29.7m3/d。试验区总体采聚浓度得到有效控制，稳定在436mg/L 左右。
4 结论
（1）试验区具有很强的时效性，对于未见效井应及时开展原因分析并实施措施调整，提高油井生产效果。
（2）确定单井最佳注入浓度是保证试验前期效果的前提和基础。
（3）对于注入剖面的调整，初期应采取调驱和高浓度注入相结合的方式提高波及体积，中期则应采取分注、分层酸化和投球调剖措施改善地层吸液状况。
（4）对于高孔高渗且非均质性严重的油藏，应结合现场实际生产动态，在试验中、前期采取适合的聚合物浓度注入，确保试验区开发效果。
参考文献
[1] 李晓庆，耿鲁营等.提高聚合物溶液注入粘度的试验研究[J].江汉石油学院学报，2003，5（S2）：12-15.
[2] 胡博仲等.聚合物驱采油工程.北京：石油工业 出版社，1997.
[3]姜汉桥，陈月明.区块整体调剖堵水方案最优化设计及应用.石油学报.1998，19（2）：62～66.
[4]卢祥国.大庆油田北二区西部注聚井堵塞原因及预防措施.油田化学.2002（3）.
（作者单位：中油辽河油田公司锦州采油厂）
关键词：精细调控；动態调整；注入剖面
前 言
试验区在双特高期转入聚表复合驱开发过程中，出现了注采参数与地层不匹配、注采井网不完善、部分油井产聚浓度高等各种问题。根据化学驱时效性强的特点，按照试验-认识-再试验-再认识的原则，及时开展了精细动态调整，确定了单井最佳注入浓度及动态调整原则、解决了局部注采关系不对应和井网不完善的问题，同时采取多种手段不断调整注入剖面，试验区吸液状况明显改善，并逐步形成了现场动态调整的新方式方法，取得了明显的效果，平均单井日产油由转驱前的2.0t/d上升至最高的6.3t/d，最大含水降幅达到了14%，已提高采收率幅度14.5% [1]。
1 实施单井注入浓度的调整，为初期试验效果的改善奠定基础
转入主段塞阶段，试验区出现了明显动态异常，主要体现在注入压力下降幅度大，吸聚剖面变差，含水下降趋势停滞。这些负异常是在注入浓度变化而其它注入参数不变的情况下发生的，说明主段塞设计注入浓度与试验区地层物性不匹配。通过统计选取注入压力下降幅度大且吸聚剖面明显变差的8口井开展增浓度试验，以400mg/L为一个梯度增加注入浓度，跟踪观察注入浓度和注入压力关系来确定具体增浓幅度[2]。通过8井组三个月的增浓试验观察与分析，取得了产量上升，含水下降的预期效果。证明了判断的正确性和实施增浓的可行性。在此基础上将试验区分单井分梯度增加注入浓度推广至整个试验区。实施后取得明显效果，注入压力上升了0.6MPa，吸液状况改善，单井吸聚厚度增加了12.8%，呈现产油量上升的趋势。
2 精细地质研究，以不见效井为突破口，及时实施调整措施，改善开发效果
与水驱相比，聚/表驱目的层厚度小，要求层位对应程度高，构造精度大，而试验区储层厚度变化明显，导致部分井组注采关系局部不对应。针对试验区长期不见效井，以小层精细对比为基础，利用邻井单采试验，以采聚浓度为示踪剂，验证注采对应关系，取得明显效果。以此为突破口，在全区开展了地层对比、VSP及三维地震解释技术，重建了微构造模型，并落实各小层的砂体发育范围及连通关系。共调整分层21井次，新增小断层5条，延长小断层1条，修改小断层1条。利用新落实的构造，及时开展了综合措施调整。一是在中部断层南移后的空白井区增加一个注入井组，增加控制储量10万吨。二是引入6口合适位置的油井补开目的层实施分井分采完善井网。另外对11口井实施调层试采措施，提高了注采对应率。
3 不断实施注入剖面调整，有效改善地层吸聚状况
随着驱替时间的延长，油层中聚合物浓度逐渐增加，流体粘度增大，出现了“注不进，采不出”现象影响开发效果。另一方面，由于非均质性，地层出现了单层突进或集中吸液层段。为此，积极开展了针对性的措施治理。对于注入压力高或者后期局部井段不吸液的注入井，考虑为高浓聚合物近井地带堵塞，采取酸化解堵疏通地层，提高吸液能力[3]。对于注入压力低、油层发育好、层内差异大造成单层突进的采取调驱措施[4]，后续辅以高浓聚合物注入。对层间差异大的注入井采取分层措施，限制强吸液层，强化低吸液层段注入，提高油层动用厚度。而对于层间矛盾突出但隔层不发育的注入井实施投球选择性封堵。
几年来，共实施上述措施26井次，通过持续不断的措施治理，试验区注入状况明显改善，取得了明显的效果，注入压力稳定在7.8MPa左右，单井吸液厚度比例上升至81.1%，平均单井最大相对吸液量降低至29.7m3/d。试验区总体采聚浓度得到有效控制，稳定在436mg/L 左右。
4 结论
（1）试验区具有很强的时效性，对于未见效井应及时开展原因分析并实施措施调整，提高油井生产效果。
（2）确定单井最佳注入浓度是保证试验前期效果的前提和基础。
（3）对于注入剖面的调整，初期应采取调驱和高浓度注入相结合的方式提高波及体积，中期则应采取分注、分层酸化和投球调剖措施改善地层吸液状况。
（4）对于高孔高渗且非均质性严重的油藏，应结合现场实际生产动态，在试验中、前期采取适合的聚合物浓度注入，确保试验区开发效果。
参考文献
[1] 李晓庆，耿鲁营等.提高聚合物溶液注入粘度的试验研究[J].江汉石油学院学报，2003，5（S2）：12-15.
[2] 胡博仲等.聚合物驱采油工程.北京：石油工业 出版社，1997.
[3]姜汉桥，陈月明.区块整体调剖堵水方案最优化设计及应用.石油学报.1998，19（2）：62～66.
[4]卢祥国.大庆油田北二区西部注聚井堵塞原因及预防措施.油田化学.2002（3）.
（作者单位：中油辽河油田公司锦州采油厂）