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摘 要：聚合物驱油技术是提升油田采收率的一个重要手段，但是随着聚合物在地层的扩散就会影响到周边水驱油井。本文主要是从水驱油井的见剂情况出发，分析其见剂原因，主要包括封堵井失效见剂、水驱采油井窜槽见剂、为封堵基础老井见剂、聚区注入井窜槽见剂以及水驱目的实验井见剂，针对此类问题，对其特征进行分析，制定对应的措施来进行治理，提升油井采收率。
关键词：水驱采油井；聚合物和表活剂；采收率
1、见剂情况及原因分析
本文选取某采油队“X东部Ⅰ块”为研究对象，该区块针对油层的特点，把其分为好、中、差三种类型的油藏，并确定了“一类油藏搞好调整，二类油藏搞好加密的开发战略，针对不同的油层，采取不同的调整治理办法。
先期投入开采的区块，我们称之为“老区”，由于开采时间较长，产量呈递减态势。为了提高注水量，达到注采平衡，该队在2014年初月将13口采油井转为注水井，平均每日注水量達到1000m3，研究表明，这个区块具有一定的加密潜力，并在同年的6月份设计了三次加密井网——“X东部Ⅰ块”，利用反9点法注水开采技术进行开采，共投产油井109口，水井63口作为“X东部Ⅰ块”试验井，加密后注水压力呈明显下降趋势，油层动用状况得到改善，油层水淹程度较低，采油速度上升，采收率增加，大大提高了水驱控制程度和水驱动用储量。与此同时还进行油井堵水、生物酶解堵、油水井压裂、水井酸化等技术系列进行开采，使老油区始终保持较旺盛的生产能力。
该队在投产新注水井63口，采油井109以及13口采油井转为注水井技术后，从2014年至今大大提高了注水量与产液量，随着新井的投产，该区块现每天注水量为3500方，产液量为3300t。采油速度由加密前的0.2%提高到1.6%，随着井距的缩小，预计采收率还可以提高到26%以上。由此可见，该区块加密效果较好。 2016全年该队共产油6.06*104t，注水量124.37*104t，综合含水93.22%。注采比全年平均值为0.51。
“X东部Ⅰ块”从2015年8月落实见剂，目前见剂井数为60口，占总井数的32.7%，相对于2016年见剂井的数量提升了12口。水驱井见剂主要原因可以归纳为以下五类，即封堵井失效见剂、水驱采油井窜槽见剂、为封堵基础老井见剂、聚区注入井窜槽见剂以及水驱目的实验井见剂。
在2015年三元区块注入井投产后，有5口水驱采油井采取了封堵措施，分析当前的生产数据可以判断部分井封堵层出现部分失效或完全失效，其见剂浓度接近且有着更快的含水回升速度，周边油井存在供液严重不足的情况，日产液量和日产油量都下降，综合含水量上升，沉没度低于100m，可判断该封堵井失效。
2、水驱油井聚合物和表活剂受效后特点
首先，对油井产量产生影响，加大了井杆管的载荷，降低了杆管的使用寿命。对10口见剂抽油机井进行统计，在保持生产状况和抽油参数稳定下，同一检泵周期内，悬点交变载荷以及平均交变载荷会随着见聚浓度和表活剂的提升为明显提升。抽油机的载荷会随着见聚浓度和表活剂的提升而提升，更易于导致油井频繁作业。
其次，回油管线内的聚合物会提升管线回压，降低液体流动速度。该区块有15口井的管线回压较高，对于此类井，在发现状况后可先通过高压热洗来对管线进行清洗，要注意回压高导致的倒灌和不能掺水的情况。在J2井内，其日产量为69.5t/d，含水量为93.5%，见聚浓度为188.67 mg/L，此井的回压为1.6MPa，有着很小的掺水量，每月需进行高压热洗2罐，对其原因进行分析，主要是因为远离计量间，回油管线中有着十分严重的结垢，减小了内径，降低了回油流动速度从而提升了井的回压。
其三，对采出井进行取样，该井聚浓度和表活剂分别为188.67mg/L和143.4mg/L，井口盘根在腐蚀性聚合物的作用下会出现较快腐蚀，也会导致光杆易黑出现凹槽。
其四，水驱见剂后加大热洗时间、提升热洗问题、加大热洗难度。在2015年平均热洗周期为50天，在2016年缩短为30天。对于J4井，在见聚浓度为198.9mg/L的情况下，需要1个小时洗井操作后，计量间才会收到温度反馈。对于此类井，要通过固定时间内的高压热洗才能避免堵井。
3、水驱见剂后的治理对策探讨
如果封堵失效井并没有对聚区开发效果产生影响，且有着良好的开发效果的情况下可保持继续生产，但要对其产量变化进行跟踪记录。如果影响到聚区开发效果就需要进行重新封堵。对于封堵失效井有着较好的开发效果但供液能力不足的情况下，可在不影响聚区开发效果下将注入量适当提升，以提升该井作用。
充分了解聚区见效的有利时机，对见剂井区剩余油分布状况进行分析，通过压裂、换泵和调参等增产措施来提升剩余油的开发潜力。缩短水驱见剂油井的热洗周期，其热洗周期的调整要综合分析泵检周期、近期运行情况、沉没度、含水等差别、防蜡措施、功图、产液量以及见剂情况后确定。在见剂油井中，可通过更换光杆来提升其耐腐蚀程度，如防腐蚀光杆等。每天对回压进行监测，防止过高的管线回压对正常生产造成不良影响。
在出现水驱见剂后，油井生产会随之出现不同的问题，但这也是一次机会，采取正确的措施能有效提升油井的采收率，这就需要相我们技术人员，从区块的实际情况出发进行分析，制定对应、合理的管理方法，提升水驱见剂油井的原油采收率，达到既定原油生产目标。
参考文献：
[1]张官亮，张祖波，刘庆杰，罗蔓莉，陈序. 利用CT扫描技术研究层内非均质油层聚合物驱油效果[J]. 油气地质与采收率，2015，22（01）：78-83
[2]杨俊茹，谢晓庆，张健，郑晓宇，未志杰. 交联聚合物微球-聚合物复合调驱注入参数优化设计[J/OL]. 石油勘探与开发，2014，41（06）：727-730.
关键词：水驱采油井；聚合物和表活剂；采收率
1、见剂情况及原因分析
本文选取某采油队“X东部Ⅰ块”为研究对象，该区块针对油层的特点，把其分为好、中、差三种类型的油藏，并确定了“一类油藏搞好调整，二类油藏搞好加密的开发战略，针对不同的油层，采取不同的调整治理办法。
先期投入开采的区块，我们称之为“老区”，由于开采时间较长，产量呈递减态势。为了提高注水量，达到注采平衡，该队在2014年初月将13口采油井转为注水井，平均每日注水量達到1000m3，研究表明，这个区块具有一定的加密潜力，并在同年的6月份设计了三次加密井网——“X东部Ⅰ块”，利用反9点法注水开采技术进行开采，共投产油井109口，水井63口作为“X东部Ⅰ块”试验井，加密后注水压力呈明显下降趋势，油层动用状况得到改善，油层水淹程度较低，采油速度上升，采收率增加，大大提高了水驱控制程度和水驱动用储量。与此同时还进行油井堵水、生物酶解堵、油水井压裂、水井酸化等技术系列进行开采，使老油区始终保持较旺盛的生产能力。
该队在投产新注水井63口，采油井109以及13口采油井转为注水井技术后，从2014年至今大大提高了注水量与产液量，随着新井的投产，该区块现每天注水量为3500方，产液量为3300t。采油速度由加密前的0.2%提高到1.6%，随着井距的缩小，预计采收率还可以提高到26%以上。由此可见，该区块加密效果较好。 2016全年该队共产油6.06*104t，注水量124.37*104t，综合含水93.22%。注采比全年平均值为0.51。
“X东部Ⅰ块”从2015年8月落实见剂，目前见剂井数为60口，占总井数的32.7%，相对于2016年见剂井的数量提升了12口。水驱井见剂主要原因可以归纳为以下五类，即封堵井失效见剂、水驱采油井窜槽见剂、为封堵基础老井见剂、聚区注入井窜槽见剂以及水驱目的实验井见剂。
在2015年三元区块注入井投产后，有5口水驱采油井采取了封堵措施，分析当前的生产数据可以判断部分井封堵层出现部分失效或完全失效，其见剂浓度接近且有着更快的含水回升速度，周边油井存在供液严重不足的情况，日产液量和日产油量都下降，综合含水量上升，沉没度低于100m，可判断该封堵井失效。
2、水驱油井聚合物和表活剂受效后特点
首先，对油井产量产生影响，加大了井杆管的载荷，降低了杆管的使用寿命。对10口见剂抽油机井进行统计，在保持生产状况和抽油参数稳定下，同一检泵周期内，悬点交变载荷以及平均交变载荷会随着见聚浓度和表活剂的提升为明显提升。抽油机的载荷会随着见聚浓度和表活剂的提升而提升，更易于导致油井频繁作业。
其次，回油管线内的聚合物会提升管线回压，降低液体流动速度。该区块有15口井的管线回压较高，对于此类井，在发现状况后可先通过高压热洗来对管线进行清洗，要注意回压高导致的倒灌和不能掺水的情况。在J2井内，其日产量为69.5t/d，含水量为93.5%，见聚浓度为188.67 mg/L，此井的回压为1.6MPa，有着很小的掺水量，每月需进行高压热洗2罐，对其原因进行分析，主要是因为远离计量间，回油管线中有着十分严重的结垢，减小了内径，降低了回油流动速度从而提升了井的回压。
其三，对采出井进行取样，该井聚浓度和表活剂分别为188.67mg/L和143.4mg/L，井口盘根在腐蚀性聚合物的作用下会出现较快腐蚀，也会导致光杆易黑出现凹槽。
其四，水驱见剂后加大热洗时间、提升热洗问题、加大热洗难度。在2015年平均热洗周期为50天，在2016年缩短为30天。对于J4井，在见聚浓度为198.9mg/L的情况下，需要1个小时洗井操作后，计量间才会收到温度反馈。对于此类井，要通过固定时间内的高压热洗才能避免堵井。
3、水驱见剂后的治理对策探讨
如果封堵失效井并没有对聚区开发效果产生影响，且有着良好的开发效果的情况下可保持继续生产，但要对其产量变化进行跟踪记录。如果影响到聚区开发效果就需要进行重新封堵。对于封堵失效井有着较好的开发效果但供液能力不足的情况下，可在不影响聚区开发效果下将注入量适当提升，以提升该井作用。
充分了解聚区见效的有利时机，对见剂井区剩余油分布状况进行分析，通过压裂、换泵和调参等增产措施来提升剩余油的开发潜力。缩短水驱见剂油井的热洗周期，其热洗周期的调整要综合分析泵检周期、近期运行情况、沉没度、含水等差别、防蜡措施、功图、产液量以及见剂情况后确定。在见剂油井中，可通过更换光杆来提升其耐腐蚀程度，如防腐蚀光杆等。每天对回压进行监测，防止过高的管线回压对正常生产造成不良影响。
在出现水驱见剂后，油井生产会随之出现不同的问题，但这也是一次机会，采取正确的措施能有效提升油井的采收率，这就需要相我们技术人员，从区块的实际情况出发进行分析，制定对应、合理的管理方法，提升水驱见剂油井的原油采收率，达到既定原油生产目标。
参考文献：
[1]张官亮，张祖波，刘庆杰，罗蔓莉，陈序. 利用CT扫描技术研究层内非均质油层聚合物驱油效果[J]. 油气地质与采收率，2015，22（01）：78-83
[2]杨俊茹，谢晓庆，张健，郑晓宇，未志杰. 交联聚合物微球-聚合物复合调驱注入参数优化设计[J/OL]. 石油勘探与开发，2014，41（06）：727-730.