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摘要 针对二类油层发育差，单层有效厚度小，渗透率低，平面及层间矛盾严重的状况，通过对注聚过程中动态参数变化进行分析，精细措施调整，采油井见到较好的聚驱效果，对指导今后二类油层聚驱开发具有重要意义。
关键词 措施优化 效果分析
中图分类号：TE357.46
一、 区块基本情况
该二类油层区块于2008年10月投产，聚驱目的层为萨Ⅱ10+11～萨Ⅲ10共18个沉积单元，含油面积4.32km2，地质储量549×104t，孔隙体积1045×104m3，采用五点法面积井网，注采井距125m，共有注采井273口，其中注入井135口，采出井138口，平均射开砂岩厚度14.6m，有效厚度10.3m，有效渗透率402×10-3μm2，原始地层压力10.89MPa，饱和压力10.52MPa。2009年9月注聚，2010年4月区块开始见效，目前处于含水回升初期，综合含水88.1%，较注聚前下降了5.2个百分点，聚驱阶段采出程度11.39%，提高采收率7.38%，取得了较好的聚驱效果。
二、区块开发面临的主要问题
2.1 注入压力稳定上升，但注入能力低
注聚初期注入压力上升较快，注聚后三个月压力上升1.7MPa，平均月上升0.6MPa，较其他二类油层多上升0.1和0.2MPa ，目前用量522PV·mg/L，注入压力12.3MPa，相同用量下注入压力较其他二类油层高0.9和1.0MPa，目前注入速度0.15PV/a，注入速度偏低。
2.2 油层吸水动用差异大
从注聚吸入剖面按沉积单元统计结果看，有效厚度较大、渗透率高的萨Ⅱ10+11、萨Ⅱ12、萨Ⅱ13+14、萨III8 四个沉积单元相对吸入量较大，分别为13.1%、20.9%、17.8%、11.0%，合计为全井相对吸入量的62.8%，其他沉积单元相对吸入量介于1.1%～9.7%之间，吸入状况差异较大。
2.3 区块见效差异大
区域间见效差异较大。14-9#站井区41口井，见效最好，见效井数比例87.8%，平均单井增油3.9t，含水下降了9.9%；14-5#站52口井，见效井数比例84.6%，平均单井增油2.6t，含水下降了8.7%；14-10#站45口井，见效最差，见效井数比例66.7%，平均单井增油1.5t，含水下降了4.9%。
三、综合治理方案设计及调整
根据区块见效特征及剩余油分布规律，通过优化措施增注方式，及时个性化参数调整，加大分层、调剖力度，优化提液方式，有力地保证了区块良好注采状况。
一是针对区块注入速度偏低的状况，优化措施增注方式，改善注入状况。根据注入井的发育差异优化措施方式，共实施注入井增注措施22口。其中对于连通好、厚度薄、渗透性差的间注井采取压裂措施增注33口，措施后注入压力下降了2.4MPa，平均单井日增注15m3。对于厚度大、渗透性好、压力突升的注入井，实施表活剂解堵6口，措施后注入压力下降了1.5MPa，平均单井日增注10m3。
二是针对区块吸入状况不均的状况，及时个性化调整，提高注聚质量。
及时跟踪调整，促进井组均衡受效。根据区块动态变化特征及时进行方案调整153井次。其中针对发育好、见效较差、高水淹井区，上提注入浓度，共调整82井次，调整后注入浓度由1227mg/L上升到1392mg/L，粘度由49mPa·s上升到58mPa·s；针对注入压力低，水淹程度低井区，上提注入强度，共调整25井次，调整后注入强度由3.1m3/d·m上升到3.8m3/d·m；针对注入压力高的井区，适当降低注入浓度和强度，共调整方案28井次，配注强度由3.5m3/d·m调到3.1m3/d·m，浓度由1449mg/L下调到1327mg/L，调整后注入压力下降0.5MPa。周围116口采油井日产油增加125t，综合含水下降1.4个百分点。
实施分层注聚，提高注聚效率。注聚过程中对注入压力上升幅度小，渗透率级差大的53口井实施分注，平均分注2.5个层段，渗透率级差从10.9下降到6.4，注入压力上升了0.6MPa，周围采油井含水下降了0.5个百分点。
实施深度调剖，协调层内注采关系。注聚过程中对注入压力上升幅度小，渗透率高，层内矛盾突出的12口井实施了深度调剖，调剖后注入压力上升了1.7MPa，视吸入指数由3.8m3/d·MPa下降到3.2m3/d·MPa，注入剖面得到有效改善，渗透率小于300×10-3μm2的油层吸入厚度比例增加5.4%，相对吸入量增加6.9%，渗透率大于800×10-3μm2的油层相对吸水量减少8.5%，调剖井周围39口采油井，日产油增加23t，综合含水下降2.1个百分点，较非调剖井多下降0.6个百分点。
三是针对区块见效不均，优化提液方式，提高聚驱效果。对于流压高、含水低的采油井，上调参9口，日增液37.0t，日增油4.0t，流压由4.97MPa下降到4.21MPa。对于产液下降幅度大、油层发育差、处于含水低值期的潜力井层，实施采油井压裂10口，平均单井日增液33.6t，日增油5.7t。
四、综合治理效果分析
通过上述调整，区块注入状况稳定，油层吸入状况明显改善，区块见效趋于均衡。
一是注入状况稳定。目前区块注入压力12.3MPa，视吸入指数2.8m3/d·MPa，与注聚前相比注入压力上升4.2MPa，视吸入指数下降了2.6m3/d·MPa。注入压力系统均衡，注入压力低于11MPa的低压井仅12口，占全区总井数的8.9%，11-13MPa的井101口，占全区总井数的74.8%，平均压力12.4MPa，注入压力高于13MPa的高压井有22口，占全区总井数的16.3%。
二是油层吸入结构得到进一步改善。从连续剖面统计结果看，目前吸入厚度比例达到了67.1%，与注聚前相比，吸入厚度比例增加了12.3%，其中渗透率小于300×10-3μm2的油层吸入厚度比例增加了19.7%，相对吸水量增加了10.5%，渗透率在300-500×10-3μm2之间的油层吸入厚度比例增加了8.9%，相对吸入量增加了7.5%，渗透率在500-800×10-3μm2之间的油层吸入厚度比例增加了6.4%，相对吸入量下降了5.3%，渗透率大于800×10-3μm2的油层吸入厚度比例增加了9.7%，相对吸入量下降了12.7%。
三是区块整体运行形势良好。目前区块聚驱阶段采出程度11.39%，提高采收率7.38%，较数模预计高1.26个百分点，吨聚增油61t。见效井数达到125口，占区块总采出井数的90.6%，与其他二类油层见效比例相当，并且分站间见效比例趋于均衡，见效形势好于预期。
五.几点认识
1、二类油层条件差，注入状况不稳定，通过优化增注措施可以有效改善吸入状况，提高聚驱动用程度。
2 针对二类油层发育差，单层有效厚度小，渗透率低，平面及层间矛盾严重，通过个性化的措施调整是有效缓解油层矛盾提高聚驱质量的有效途径。
3、通过优化提液方式，及时提液放产改善油层动用状况是提高聚驱效率的有力手段。
参考文献
[1] 張厚福等 . 石油地质学 . 石油工业出版社，2000
[2] 孙建英，方艳君.聚驱后剩余油分布及挖潜技术研究，2005
[3] 肖伟.聚合物驱采油工程，石油工业出版社， 2004
关键词 措施优化 效果分析
中图分类号：TE357.46
一、 区块基本情况
该二类油层区块于2008年10月投产，聚驱目的层为萨Ⅱ10+11～萨Ⅲ10共18个沉积单元，含油面积4.32km2，地质储量549×104t，孔隙体积1045×104m3，采用五点法面积井网，注采井距125m，共有注采井273口，其中注入井135口，采出井138口，平均射开砂岩厚度14.6m，有效厚度10.3m，有效渗透率402×10-3μm2，原始地层压力10.89MPa，饱和压力10.52MPa。2009年9月注聚，2010年4月区块开始见效，目前处于含水回升初期，综合含水88.1%，较注聚前下降了5.2个百分点，聚驱阶段采出程度11.39%，提高采收率7.38%，取得了较好的聚驱效果。
二、区块开发面临的主要问题
2.1 注入压力稳定上升，但注入能力低
注聚初期注入压力上升较快，注聚后三个月压力上升1.7MPa，平均月上升0.6MPa，较其他二类油层多上升0.1和0.2MPa ，目前用量522PV·mg/L，注入压力12.3MPa，相同用量下注入压力较其他二类油层高0.9和1.0MPa，目前注入速度0.15PV/a，注入速度偏低。
2.2 油层吸水动用差异大
从注聚吸入剖面按沉积单元统计结果看，有效厚度较大、渗透率高的萨Ⅱ10+11、萨Ⅱ12、萨Ⅱ13+14、萨III8 四个沉积单元相对吸入量较大，分别为13.1%、20.9%、17.8%、11.0%，合计为全井相对吸入量的62.8%，其他沉积单元相对吸入量介于1.1%～9.7%之间，吸入状况差异较大。
2.3 区块见效差异大
区域间见效差异较大。14-9#站井区41口井，见效最好，见效井数比例87.8%，平均单井增油3.9t，含水下降了9.9%；14-5#站52口井，见效井数比例84.6%，平均单井增油2.6t，含水下降了8.7%；14-10#站45口井，见效最差，见效井数比例66.7%，平均单井增油1.5t，含水下降了4.9%。
三、综合治理方案设计及调整
根据区块见效特征及剩余油分布规律，通过优化措施增注方式，及时个性化参数调整，加大分层、调剖力度，优化提液方式，有力地保证了区块良好注采状况。
一是针对区块注入速度偏低的状况，优化措施增注方式，改善注入状况。根据注入井的发育差异优化措施方式，共实施注入井增注措施22口。其中对于连通好、厚度薄、渗透性差的间注井采取压裂措施增注33口，措施后注入压力下降了2.4MPa，平均单井日增注15m3。对于厚度大、渗透性好、压力突升的注入井，实施表活剂解堵6口，措施后注入压力下降了1.5MPa，平均单井日增注10m3。
二是针对区块吸入状况不均的状况，及时个性化调整，提高注聚质量。
及时跟踪调整，促进井组均衡受效。根据区块动态变化特征及时进行方案调整153井次。其中针对发育好、见效较差、高水淹井区，上提注入浓度，共调整82井次，调整后注入浓度由1227mg/L上升到1392mg/L，粘度由49mPa·s上升到58mPa·s；针对注入压力低，水淹程度低井区，上提注入强度，共调整25井次，调整后注入强度由3.1m3/d·m上升到3.8m3/d·m；针对注入压力高的井区，适当降低注入浓度和强度，共调整方案28井次，配注强度由3.5m3/d·m调到3.1m3/d·m，浓度由1449mg/L下调到1327mg/L，调整后注入压力下降0.5MPa。周围116口采油井日产油增加125t，综合含水下降1.4个百分点。
实施分层注聚，提高注聚效率。注聚过程中对注入压力上升幅度小，渗透率级差大的53口井实施分注，平均分注2.5个层段，渗透率级差从10.9下降到6.4，注入压力上升了0.6MPa，周围采油井含水下降了0.5个百分点。
实施深度调剖，协调层内注采关系。注聚过程中对注入压力上升幅度小，渗透率高，层内矛盾突出的12口井实施了深度调剖，调剖后注入压力上升了1.7MPa，视吸入指数由3.8m3/d·MPa下降到3.2m3/d·MPa，注入剖面得到有效改善，渗透率小于300×10-3μm2的油层吸入厚度比例增加5.4%，相对吸入量增加6.9%，渗透率大于800×10-3μm2的油层相对吸水量减少8.5%，调剖井周围39口采油井，日产油增加23t，综合含水下降2.1个百分点，较非调剖井多下降0.6个百分点。
三是针对区块见效不均，优化提液方式，提高聚驱效果。对于流压高、含水低的采油井，上调参9口，日增液37.0t，日增油4.0t，流压由4.97MPa下降到4.21MPa。对于产液下降幅度大、油层发育差、处于含水低值期的潜力井层，实施采油井压裂10口，平均单井日增液33.6t，日增油5.7t。
四、综合治理效果分析
通过上述调整，区块注入状况稳定，油层吸入状况明显改善，区块见效趋于均衡。
一是注入状况稳定。目前区块注入压力12.3MPa，视吸入指数2.8m3/d·MPa，与注聚前相比注入压力上升4.2MPa，视吸入指数下降了2.6m3/d·MPa。注入压力系统均衡，注入压力低于11MPa的低压井仅12口，占全区总井数的8.9%，11-13MPa的井101口，占全区总井数的74.8%，平均压力12.4MPa，注入压力高于13MPa的高压井有22口，占全区总井数的16.3%。
二是油层吸入结构得到进一步改善。从连续剖面统计结果看，目前吸入厚度比例达到了67.1%，与注聚前相比，吸入厚度比例增加了12.3%，其中渗透率小于300×10-3μm2的油层吸入厚度比例增加了19.7%，相对吸水量增加了10.5%，渗透率在300-500×10-3μm2之间的油层吸入厚度比例增加了8.9%，相对吸入量增加了7.5%，渗透率在500-800×10-3μm2之间的油层吸入厚度比例增加了6.4%，相对吸入量下降了5.3%，渗透率大于800×10-3μm2的油层吸入厚度比例增加了9.7%，相对吸入量下降了12.7%。
三是区块整体运行形势良好。目前区块聚驱阶段采出程度11.39%，提高采收率7.38%，较数模预计高1.26个百分点，吨聚增油61t。见效井数达到125口，占区块总采出井数的90.6%，与其他二类油层见效比例相当，并且分站间见效比例趋于均衡，见效形势好于预期。
五.几点认识
1、二类油层条件差，注入状况不稳定，通过优化增注措施可以有效改善吸入状况，提高聚驱动用程度。
2 针对二类油层发育差，单层有效厚度小，渗透率低，平面及层间矛盾严重，通过个性化的措施调整是有效缓解油层矛盾提高聚驱质量的有效途径。
3、通过优化提液方式，及时提液放产改善油层动用状况是提高聚驱效率的有力手段。
参考文献
[1] 張厚福等 . 石油地质学 . 石油工业出版社，2000
[2] 孙建英，方艳君.聚驱后剩余油分布及挖潜技术研究，2005
[3] 肖伟.聚合物驱采油工程，石油工业出版社， 2004