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摘要：借鉴B面积成功开发经验，充分应用聚合物驱配套调整技术，细划分析单元，加深对储层的认识，确保聚驱开发取得显著效果。
关键词：聚合物驱A行列中部开发效果
中图分类号：TQ172.75 文献标识码：A
1 区块概况及发育基本特征
A行列中部聚驱与B面积聚驱南、北块相比，油藏总的发育特征相似，主力油层自下而上随沉积环境的变迁，由三角洲水上分流平原到内前缘相水下分流平原，砂体发育规模逐渐减小。同时中部行列聚驱区块具有自己的油层发育特征：一是主力油层平均有效厚度相对较大；二是与面积聚驱相比，油层纵向上的渗透率差异更大，特别是A1、A2单元发育较差，非均质性更为严重；三是投产初期主力油层各沉积单元水淹程度与面积聚驱相比相对较低，未水淹比例高，剩余油相对富集。四是由行列中部聚驱剩余油分布比例可见，该区剩余油主要为断层遮挡、注采不完善及原井网控制不住型。
2 细划分析单元，加深储层认识，掌控开发主动权
依据全区各单井油层发育状况、所处地理位置以及生产能力等的差异，共划分三大区块，七类分析单元。见表1.
表1细划分析单元生产数据对比表
我们分析的目的是找到影响聚驱开发效果的主要因素，所以我们以单井有效厚度为横坐标，以单位有效厚度累计产油量为纵坐标，绘制散点图。从图中可以看出，对于聚驱油田开发，油层厚度与累计产油量并不是简单的线性关系，受多种因素影响，需要我们进行认真和细致的分析。
2.1 受断层遮挡影响注采不完善井区
全区分布有四条较大断层，均是西北至东南走向，受断层遮挡影响，油井注采极不完善。但通过对断层边部处在不同盘的油井进行对比分析，发现其有着不同的开发特点。我认为这主要与地下油气运移规律和剩余油分布特点有关。断层遮挡型剩余油主要存在于断层下盘油层内。
2.1.1 处在断层上盘油井治理措施
（1）有两个井组可以通过做工作完善注采系统。即C、D井组。这两个井组均处在四区三排两侧，由于在四区三排未布同层系注入井，油井受效方向单一，建议补射水井或用四区三排水井代用注聚，从而达到提高聚驱控制程度、完善注采系统的目的。
（2） 对E井组尽早对应改造，充分发挥油层潜力。注采不完善井区内的E井组，由于受断层遮挡，只与一口注入井F井相连通，且对应连通层发育较差。建议对这个井组的注入、采出井进行对应改造措施，从而保证井组良好的开发形势。
（3）其它注入井均采取了分层或调剖工艺，最大程度上提高来水方向上的油层动用程度，保证断层边部上盘油井良好的聚驱开发效果。
2.1.2 处在断层下盘油井治理措施
由于受断层影响，布井不完善，采出井受效方向单一，这是该块开发的不利因素。但同时，由于注采不完善，水驱时油层没有受到强烈水洗，因此剩余油较多，投产初期就表现出较高的生产能力。虽然该块目前产能较高，但由于受效方向单一，将会制约该类井的最终开发效果。因此，对该区块我们应把握有利时机及时抢拿产量。同样，注入井也采取了分层或调剖工艺，最大程度上提高来水方向上的油层动用程度，保证断层边部油井最好的聚驱开发效果。
2.2 受面积注聚影响注采不完善井区
（1）受面积注聚井影响成为中心井，并促使其早见效。从井位图看，该井本属于A行列区块的边井，但与B面积北块G1井相临，而成为四注一采中心井，形成完善的注采系统。G1井于2002年1月30日便开始注聚，注聚浓度1200mg/L，到2004年6月17日发现套变关井待作业，已累计注入聚合物溶液10.4965×104m3，占该井组注聚总量度36.1%。受这口面积注聚井影响，我队G井投产一年，水井注聚半年后，于2004年12月份便开始出现受效趋势。某队靠近面积区块的采出井共有6口，我们将这6口井的日产油和含水进行同期对比，G井是其中效果最好的。
（2） 油层发育好，剩余油较多，是该井组取得好效果的客观优势。从沉积相带图上看，油井共发育四个沉积单元，每个沉积单元受效方向较多，并以主河道沉积为主，各单元大面积平稳分布。从井位上看，G井处在老注水井G2和老采油井G3井之间的主流线上，但G21998年因为套变就关井停止注水了，目前仍未开井，造成了G井组水驱动用程度较低。从2002年12月25日测井水淹解释成果看，投产前该油井中、低水淹比例达到全井47.1%，平均含水只有47.5%；高水淹比例为52.9%，平均含水也只有60.0%，剩余油相对较多，这些均是该井今后取得好效果的有力物质保障。
（3）注聚前分层，有效缓解层间矛盾，提高油层动用程度。从连通图上看，油层对应性完好，连通性好，与之连通的四口注入井中，有两口井在注聚前就下入了分层管柱。其中，G6井为环形降压分注工艺，细分三个层；G4井为油套分层工艺，分两个层。通过认真调试，分层注水合格率达到100%。通过注聚前分注，大大缓解了层间矛盾，有效的提高了油层动用程度，是该油井在水驱阶段就保持较低含水的主要原因。
（4）注聚前调剖，有效改善注入剖面，进一步提高油层动用程度。为了有效改善G4井注入剖面，于2004年6月25日至12月5日对该井进行注聚前调剖，采用的是预胶连体膨颗粒深度调剖技术，从调剖前后的剖面资料看，效果明显。
（5）提液及时，改造有力，有效补充地下能量。通过细致跟踪，我们发现该井在2005年4月份沉没度下降趋势明显。为了保持该井措施有效期，我们及时与有关部门结合，有针对性的制定了G4、G5井的提注方案，在4月份执行，共提高日注入量60m3，并对注入压力较高的G6井在7月份及时进行压裂措施改造，取得了很好的效果。通过以上分析不难看不，该油井受面积注聚井影响见聚时间早。但后期，对行列区块注入井注聚前分层、注聚前调剖、结合生产能力及时上提注入速度，以及适时实施油层改造措施等多种聚合物配套调整技术的应用，是确保G井在同类油井中取得明显效果的主要原因，也是值得我们在今后的开发工作中汲取经验的地方！
2.3 受水驱注水影响注采不完善井区
建议对这部分井及时放大生产参数，加快油井受效步伐。同时，对外围注水井及时封堵或关停，从而保证两区块间的压力均衡。
2.4 注采完善中心井区
由于注采系统完善，注入井措施工作量比较集中，预计该区块将会表现较好的聚驱开发形势，目前单井日产油为7.6t。统计表明，除了剩余油较多的断层下盘井区外，注采完善的中心井区明显好于边角井，是继续受效的潜力区，也是今后挖潜的主要方向。
2.5 水、聚交汇试验井区
（1） 一是铬离子试验区开发效果较差，建议尽快注聚。投产之初，在A行列聚驱南部设计一个4注9采铬离子试验区，目前该试验区块一直处在水驱阶段，并且只注入某层，平均单井日注水40m3，截止到2005年6月累计注入污水8.7017×104m3。从该区块开发曲线上看，注入压力不升，产油量不断下降，综合含水也攀升到94.7%，沉没度只有303m，建议对该块尽快注聚。
（2）某区试验区后续水驱严重影响行列地区注入体系质量，建议停注。在A行列南部H试验区，已结束聚合物先导试验，目前有12口注入井仍在注水，日注入量为542m3。矿所在行列区块周围注入井共13口，日注个清水812m3，日注母液265m3，平均日注入浓度1170mg/L，注入粘度达到36.8mPa.s，如果加上H每天注入的542m3水，该区块平均注入浓度将降到800mg/L，地下粘度将损失50%左右，势必会给行列聚驱井造成地下注入体系紊乱的后果，影响聚驱开发效果，建议尽快停注H注水井。
（3）及时补射主力层，提高油层动用程度。投产初期，对布在H试验区内的注入、采出井，考虑到PI32、33层动用程度较高，有三口井未射孔。目前全区已注聚一年多，应补射开未射孔层，充分提高这部分层的动用程度。
3应用效果
采取有效调整手段，该区注聚后呈现较好的受效态势，与数值模拟吻合较好，综合含水由注聚后最高值92.2%下降到88.1%，比模拟值低1.84个百分点。全区日产油水平已达到* t。已有27口井见效，占采出井总数的36.5%，见效前后对比，日产液由2442t到2448t，日产油由197t上升到462t，含水由91.9%下降到81.1%。见行列中部与数值模拟对比曲线。
4 结论
（1）针对聚驱各阶段开发特点，抓住调整重点，及时采取相应措施，对提高聚驱开发效果有重要意义。
（2）对注入剖面不均衡井实施注聚前分注和调剖技术，可以有效改善各层吸水状况。
（3）在含水下降、逐步受效阶段对采出井压裂，同样适合A行列中部聚驱区块，会取得较好的效果。
參考文献：
[1] 刘春发.砂岩油田开发成功实践[M].石油工业出版社1996.
关键词：聚合物驱A行列中部开发效果
中图分类号：TQ172.75 文献标识码：A
1 区块概况及发育基本特征
A行列中部聚驱与B面积聚驱南、北块相比，油藏总的发育特征相似，主力油层自下而上随沉积环境的变迁，由三角洲水上分流平原到内前缘相水下分流平原，砂体发育规模逐渐减小。同时中部行列聚驱区块具有自己的油层发育特征：一是主力油层平均有效厚度相对较大；二是与面积聚驱相比，油层纵向上的渗透率差异更大，特别是A1、A2单元发育较差，非均质性更为严重；三是投产初期主力油层各沉积单元水淹程度与面积聚驱相比相对较低，未水淹比例高，剩余油相对富集。四是由行列中部聚驱剩余油分布比例可见，该区剩余油主要为断层遮挡、注采不完善及原井网控制不住型。
2 细划分析单元，加深储层认识，掌控开发主动权
依据全区各单井油层发育状况、所处地理位置以及生产能力等的差异，共划分三大区块，七类分析单元。见表1.
表1细划分析单元生产数据对比表
我们分析的目的是找到影响聚驱开发效果的主要因素，所以我们以单井有效厚度为横坐标，以单位有效厚度累计产油量为纵坐标，绘制散点图。从图中可以看出，对于聚驱油田开发，油层厚度与累计产油量并不是简单的线性关系，受多种因素影响，需要我们进行认真和细致的分析。
2.1 受断层遮挡影响注采不完善井区
全区分布有四条较大断层，均是西北至东南走向，受断层遮挡影响，油井注采极不完善。但通过对断层边部处在不同盘的油井进行对比分析，发现其有着不同的开发特点。我认为这主要与地下油气运移规律和剩余油分布特点有关。断层遮挡型剩余油主要存在于断层下盘油层内。
2.1.1 处在断层上盘油井治理措施
（1）有两个井组可以通过做工作完善注采系统。即C、D井组。这两个井组均处在四区三排两侧，由于在四区三排未布同层系注入井，油井受效方向单一，建议补射水井或用四区三排水井代用注聚，从而达到提高聚驱控制程度、完善注采系统的目的。
（2） 对E井组尽早对应改造，充分发挥油层潜力。注采不完善井区内的E井组，由于受断层遮挡，只与一口注入井F井相连通，且对应连通层发育较差。建议对这个井组的注入、采出井进行对应改造措施，从而保证井组良好的开发形势。
（3）其它注入井均采取了分层或调剖工艺，最大程度上提高来水方向上的油层动用程度，保证断层边部上盘油井良好的聚驱开发效果。
2.1.2 处在断层下盘油井治理措施
由于受断层影响，布井不完善，采出井受效方向单一，这是该块开发的不利因素。但同时，由于注采不完善，水驱时油层没有受到强烈水洗，因此剩余油较多，投产初期就表现出较高的生产能力。虽然该块目前产能较高，但由于受效方向单一，将会制约该类井的最终开发效果。因此，对该区块我们应把握有利时机及时抢拿产量。同样，注入井也采取了分层或调剖工艺，最大程度上提高来水方向上的油层动用程度，保证断层边部油井最好的聚驱开发效果。
2.2 受面积注聚影响注采不完善井区
（1）受面积注聚井影响成为中心井，并促使其早见效。从井位图看，该井本属于A行列区块的边井，但与B面积北块G1井相临，而成为四注一采中心井，形成完善的注采系统。G1井于2002年1月30日便开始注聚，注聚浓度1200mg/L，到2004年6月17日发现套变关井待作业，已累计注入聚合物溶液10.4965×104m3，占该井组注聚总量度36.1%。受这口面积注聚井影响，我队G井投产一年，水井注聚半年后，于2004年12月份便开始出现受效趋势。某队靠近面积区块的采出井共有6口，我们将这6口井的日产油和含水进行同期对比，G井是其中效果最好的。
（2） 油层发育好，剩余油较多，是该井组取得好效果的客观优势。从沉积相带图上看，油井共发育四个沉积单元，每个沉积单元受效方向较多，并以主河道沉积为主，各单元大面积平稳分布。从井位上看，G井处在老注水井G2和老采油井G3井之间的主流线上，但G21998年因为套变就关井停止注水了，目前仍未开井，造成了G井组水驱动用程度较低。从2002年12月25日测井水淹解释成果看，投产前该油井中、低水淹比例达到全井47.1%，平均含水只有47.5%；高水淹比例为52.9%，平均含水也只有60.0%，剩余油相对较多，这些均是该井今后取得好效果的有力物质保障。
（3）注聚前分层，有效缓解层间矛盾，提高油层动用程度。从连通图上看，油层对应性完好，连通性好，与之连通的四口注入井中，有两口井在注聚前就下入了分层管柱。其中，G6井为环形降压分注工艺，细分三个层；G4井为油套分层工艺，分两个层。通过认真调试，分层注水合格率达到100%。通过注聚前分注，大大缓解了层间矛盾，有效的提高了油层动用程度，是该油井在水驱阶段就保持较低含水的主要原因。
（4）注聚前调剖，有效改善注入剖面，进一步提高油层动用程度。为了有效改善G4井注入剖面，于2004年6月25日至12月5日对该井进行注聚前调剖，采用的是预胶连体膨颗粒深度调剖技术，从调剖前后的剖面资料看，效果明显。
（5）提液及时，改造有力，有效补充地下能量。通过细致跟踪，我们发现该井在2005年4月份沉没度下降趋势明显。为了保持该井措施有效期，我们及时与有关部门结合，有针对性的制定了G4、G5井的提注方案，在4月份执行，共提高日注入量60m3，并对注入压力较高的G6井在7月份及时进行压裂措施改造，取得了很好的效果。通过以上分析不难看不，该油井受面积注聚井影响见聚时间早。但后期，对行列区块注入井注聚前分层、注聚前调剖、结合生产能力及时上提注入速度，以及适时实施油层改造措施等多种聚合物配套调整技术的应用，是确保G井在同类油井中取得明显效果的主要原因，也是值得我们在今后的开发工作中汲取经验的地方！
2.3 受水驱注水影响注采不完善井区
建议对这部分井及时放大生产参数，加快油井受效步伐。同时，对外围注水井及时封堵或关停，从而保证两区块间的压力均衡。
2.4 注采完善中心井区
由于注采系统完善，注入井措施工作量比较集中，预计该区块将会表现较好的聚驱开发形势，目前单井日产油为7.6t。统计表明，除了剩余油较多的断层下盘井区外，注采完善的中心井区明显好于边角井，是继续受效的潜力区，也是今后挖潜的主要方向。
2.5 水、聚交汇试验井区
（1） 一是铬离子试验区开发效果较差，建议尽快注聚。投产之初，在A行列聚驱南部设计一个4注9采铬离子试验区，目前该试验区块一直处在水驱阶段，并且只注入某层，平均单井日注水40m3，截止到2005年6月累计注入污水8.7017×104m3。从该区块开发曲线上看，注入压力不升，产油量不断下降，综合含水也攀升到94.7%，沉没度只有303m，建议对该块尽快注聚。
（2）某区试验区后续水驱严重影响行列地区注入体系质量，建议停注。在A行列南部H试验区，已结束聚合物先导试验，目前有12口注入井仍在注水，日注入量为542m3。矿所在行列区块周围注入井共13口，日注个清水812m3，日注母液265m3，平均日注入浓度1170mg/L，注入粘度达到36.8mPa.s，如果加上H每天注入的542m3水，该区块平均注入浓度将降到800mg/L，地下粘度将损失50%左右，势必会给行列聚驱井造成地下注入体系紊乱的后果，影响聚驱开发效果，建议尽快停注H注水井。
（3）及时补射主力层，提高油层动用程度。投产初期，对布在H试验区内的注入、采出井，考虑到PI32、33层动用程度较高，有三口井未射孔。目前全区已注聚一年多，应补射开未射孔层，充分提高这部分层的动用程度。
3应用效果
采取有效调整手段，该区注聚后呈现较好的受效态势，与数值模拟吻合较好，综合含水由注聚后最高值92.2%下降到88.1%，比模拟值低1.84个百分点。全区日产油水平已达到* t。已有27口井见效，占采出井总数的36.5%，见效前后对比，日产液由2442t到2448t，日产油由197t上升到462t，含水由91.9%下降到81.1%。见行列中部与数值模拟对比曲线。
4 结论
（1）针对聚驱各阶段开发特点，抓住调整重点，及时采取相应措施，对提高聚驱开发效果有重要意义。
（2）对注入剖面不均衡井实施注聚前分注和调剖技术，可以有效改善各层吸水状况。
（3）在含水下降、逐步受效阶段对采出井压裂，同样适合A行列中部聚驱区块，会取得较好的效果。
參考文献：
[1] 刘春发.砂岩油田开发成功实践[M].石油工业出版社1996.