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[摘 要]针对孤岛油田油藏构造复杂、非均质性强、油稠的特点，运用精细构造解释和储层测井约束反演技术，对油藏进行精细地质研究，在此基础上完善注聚井网，加大低液井治理力度，强化提液引效，抓住注聚前期、初期、中期、后期及后续水期管理工作，从注聚区的地质特征入手，跟踪分析，把握聚合物注入动态及驱油规律，根据各个时期油藏变化特点，及时调整，控制聚合物推进方向和推进速度，充分发挥聚合物驱增油作用。并逐步形成了注聚综合注采调整技术。
[关键词]孤岛油田；注聚综合调整；分期管理；应用效果
中图分类号：TE34.1 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）14-0020-01
孤岛油田经过多年高速开发，已经进入特高含水阶段。储层具有连通性复杂，非均质性强，油稠等特点。随着聚合物驱工业化推广应用，三采技术逐渐成为孤岛油田注水开发后期的主要稳产接替技术，成为采油厂增储上产的重中之重，逐步探索形成根据油藏特点和注聚不同阶段动态变化特点的综合调整和挖潜技术，取得明显效果。
1 油藏地质特点
（1）断层发育，构造复杂。以孤岛油田南区为例，共发育有10多条断层，走向为北东东向、北东向、北西向三组，均为正断层。其中1号、3号及5号断层为主断层，断层落差较大。受断层的影响，储层在平面上连通差，纵横向变化大。（2）储层为河流相正韵律沉积，非均质性强。注聚区Ng3-4为曲流河，Ng5-6为辫状河沉积。平面上储层渗透率变化大，纵向上不同层位渗透率存在较大差异，断层附近的非均质性比远离断层的区域严重。（3）原油粘度高变化大。南区地下原油粘度45～115mPa.s。纵向上从上到下逐渐变稠。平面上原油粘度受构造影响，表现为顶部稀、边部稠。
2 注聚综合调整挖潜技术
2.1 地层精细对比，应用构造-测井非线性反演技术，对储层进行预测
应用层序地层学原理，采取测井资料与高精度地震资料结合，以Ng1+2底部高感泥岩与Ng下段大套砂岩顶部的泥岩为对比标志层，应用等高程、下切、叠置、相变对比模式，采取闭合对比方法，对储层进行了精细对比，重新建立等时地层格架；应用构造-测井非线性反演技术，以测井资料作为约束条件，对地震资料进行了非线性反演，对储层进行井间追踪预测，提高了储层展布的描述精度，对井间连通关系进行了重新认识。
2.2 应用低序级断层解释技术，精细描述构造特征
应用全三维精细解释技术、相干体技术重新落实南区的主断裂系统，利用三维地震小波多尺度边缘检测技术，对研究区的低序级断层和断层的平面组合开展细致的研究，重新落实构造体系。研究发现，该区总体上是一个南北高，中间向东西两个方向均变低的“马鞍形”披覆背斜复杂构造，区内孤岛断层和其他一系列近东西向、北东向断层将工区划成五大块。东部发育近东西向断层，断层规模大，是本区的主断裂。
2.3 应用层系井网调整技术，完善注采对应关系
Ng3-6单元合注合采，层间差异大，干扰严重；Ng3-4与Ng5-6砂层组两套层系间隔层分布广，厚度大。Ng3-4砂层组平均效厚11.1m；Ng5-6砂层组平均效厚12.2m，都具备一套层系开发的物质基础。通过更新、侧钻、大修、油井转注、油水井改层归位、扶停产停注井等工作，将Ng3-6砂层组细分为Ng3-4和Ng5-6两套层系开采。调整后注采对应率由93.5%提高到97.3%，提高3.8%，其中三向注采对应率由27.6%提高到55.2%，提高了27.6%。
2.4 综合治理低液井和放大压差生产促进见效
分析认为注采对应差、地层出砂、堵塞及管柱问题是造成南区低液井及停产井多的主要原因。针对不同原因采取防砂、复射孔、储层改造等措施进行有效治理。共实施低液井、长停井治理73井次，措施后单井日液能力增加21.7t，单井日油能力增加2.1t，效果明显。对见效迟缓的生产井适时提液，促进降水增油效果，在不引起窜聚的情况下，对这些井适时采取放大生产压差措施，见到了明显的增油效果。
2.5 应用窜聚封堵技术，封堵窜聚通道，减少窜聚
通过测试聚合物注入井PI值，应用PI决策技术筛选窜聚调剖井。根据试验区经验，注入油压≤5MPa，PI值≤3MPa的注入井，存在高渗透带或大孔道，需要调剖处理。应用了组合堵剂、段塞式调剖技术，并在注聚过程中窜添加交联剂，实施51口井，油压平均由4.6MPa上升到7.6MPa，上升了3.0MPa，对应油井66口，累计增油0.8059万吨。
3 强化注聚前中后期管理工作
（1）注聚前期管理。聚合物驱前期主要通过精细油藏描述，优化方案设计，对水井补孔、复射孔增加注入能力，减少剪切应力。对油井进行补孔、卡灰封，提高注采对应率。水井注聚前进行调剖，防止聚合物窜剖。由于注聚前单元长期水洗，使油层纵向和平面非均质性加剧，油水井间大孔道普遍存在，为解决注入井在平面的流速、油井水淹及存在大孔道的问题，辅以水井示踪剂试井，监测水驱渗流方向，进行选井调剖，可有效防止聚合物窜漏，并改善吸水剖面。注聚前期要加强油水井归位管理，完善注采系统。对转注聚过程中出现问题的注聚井，要及时处理，增加注入油压低的井注入浓度，并尽量减少注入过程中对聚合物的剪切，保证聚合物的顺利注入，最低限度降低聚合物溶液粘度损失，扩大聚合物注入目的层区域动用储量，最大程度提高聚合物利用率。（2）注聚初期管理。加强注入质量和油井水淹区产出液的管理。注聚质量是实现注聚增油的根本保证，为此，从加强注聚站、注聚井的管理出发，严格按设计要求，配注量和注入浓度均控制在2%以内，母液浓度控制在允许偏差±5%以内，保证单井注入溶液的粘度，大大提高了注入质量。而控制油井高水淹区产出液，是为了防止聚合物窜，起到稳定压力场的作用。转注聚后，由于聚合物溶液粘度较大，压力传播相对较慢，注采压差变大，导致地层能量迅速下降，采取降低高水淹区产出液措施，可避免聚合物沿大孔道向高水淹区窜流。（3）注聚中期管理。保持比较均衡的注水油压，以防止聚合物突进，减少聚合物损失。在明显见效期，可充分利用聚合物段塞，设计完善井，改变液流方向，進一步扩大波及体积，加速并扩大注聚见效。（4）注聚后期管理。因聚合物见效具有明显的时间性，在聚合物见效期，必须抓住有利时机，深入分析挖潜，进行注采调整或部署加密调整井，充分挖掘剩余油潜力，延长注聚见效期。对见聚浓度高的井区，准确判断来聚方向，控制来聚方向注入水的注入量或实施阳离子堵聚措施，改变液流方向，降低见聚浓度，延长油井见效时间。另外，尽量缩短各注聚站转后续水驱时间差，减少人为边角井，保证注聚效果。
4 效果评价
（1）完善了注采井网，注采对应率明显提高。实施完善新井、转注、补孔、复射、大修等工作，单元的注采对应率明显提高，三向以上厚度对应率由治理前的19.3%上升到治理后的51.8%，确保聚合物驱多向均匀推进。（2）低液井长停井治理取得好效果。应用防砂、解堵新技术，实施低液井、长停井治理，措施后单井日油能力增加2.1t，效果明显。（3）聚合物驱取得明显开发效果。与注聚前对比平均下降7.4%，含水下降9.0%，无因次油量平均上升2倍。见效率81.6%，提高采收率5.4%，吨聚增油67.9t。
参考文献
[1] 吴朝东，刘建民，等.河流沉积单元分析与储层宏观非均质性.地质科学.2003，38（1）.
[关键词]孤岛油田；注聚综合调整；分期管理；应用效果
中图分类号：TE34.1 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）14-0020-01
孤岛油田经过多年高速开发，已经进入特高含水阶段。储层具有连通性复杂，非均质性强，油稠等特点。随着聚合物驱工业化推广应用，三采技术逐渐成为孤岛油田注水开发后期的主要稳产接替技术，成为采油厂增储上产的重中之重，逐步探索形成根据油藏特点和注聚不同阶段动态变化特点的综合调整和挖潜技术，取得明显效果。
1 油藏地质特点
（1）断层发育，构造复杂。以孤岛油田南区为例，共发育有10多条断层，走向为北东东向、北东向、北西向三组，均为正断层。其中1号、3号及5号断层为主断层，断层落差较大。受断层的影响，储层在平面上连通差，纵横向变化大。（2）储层为河流相正韵律沉积，非均质性强。注聚区Ng3-4为曲流河，Ng5-6为辫状河沉积。平面上储层渗透率变化大，纵向上不同层位渗透率存在较大差异，断层附近的非均质性比远离断层的区域严重。（3）原油粘度高变化大。南区地下原油粘度45～115mPa.s。纵向上从上到下逐渐变稠。平面上原油粘度受构造影响，表现为顶部稀、边部稠。
2 注聚综合调整挖潜技术
2.1 地层精细对比，应用构造-测井非线性反演技术，对储层进行预测
应用层序地层学原理，采取测井资料与高精度地震资料结合，以Ng1+2底部高感泥岩与Ng下段大套砂岩顶部的泥岩为对比标志层，应用等高程、下切、叠置、相变对比模式，采取闭合对比方法，对储层进行了精细对比，重新建立等时地层格架；应用构造-测井非线性反演技术，以测井资料作为约束条件，对地震资料进行了非线性反演，对储层进行井间追踪预测，提高了储层展布的描述精度，对井间连通关系进行了重新认识。
2.2 应用低序级断层解释技术，精细描述构造特征
应用全三维精细解释技术、相干体技术重新落实南区的主断裂系统，利用三维地震小波多尺度边缘检测技术，对研究区的低序级断层和断层的平面组合开展细致的研究，重新落实构造体系。研究发现，该区总体上是一个南北高，中间向东西两个方向均变低的“马鞍形”披覆背斜复杂构造，区内孤岛断层和其他一系列近东西向、北东向断层将工区划成五大块。东部发育近东西向断层，断层规模大，是本区的主断裂。
2.3 应用层系井网调整技术，完善注采对应关系
Ng3-6单元合注合采，层间差异大，干扰严重；Ng3-4与Ng5-6砂层组两套层系间隔层分布广，厚度大。Ng3-4砂层组平均效厚11.1m；Ng5-6砂层组平均效厚12.2m，都具备一套层系开发的物质基础。通过更新、侧钻、大修、油井转注、油水井改层归位、扶停产停注井等工作，将Ng3-6砂层组细分为Ng3-4和Ng5-6两套层系开采。调整后注采对应率由93.5%提高到97.3%，提高3.8%，其中三向注采对应率由27.6%提高到55.2%，提高了27.6%。
2.4 综合治理低液井和放大压差生产促进见效
分析认为注采对应差、地层出砂、堵塞及管柱问题是造成南区低液井及停产井多的主要原因。针对不同原因采取防砂、复射孔、储层改造等措施进行有效治理。共实施低液井、长停井治理73井次，措施后单井日液能力增加21.7t，单井日油能力增加2.1t，效果明显。对见效迟缓的生产井适时提液，促进降水增油效果，在不引起窜聚的情况下，对这些井适时采取放大生产压差措施，见到了明显的增油效果。
2.5 应用窜聚封堵技术，封堵窜聚通道，减少窜聚
通过测试聚合物注入井PI值，应用PI决策技术筛选窜聚调剖井。根据试验区经验，注入油压≤5MPa，PI值≤3MPa的注入井，存在高渗透带或大孔道，需要调剖处理。应用了组合堵剂、段塞式调剖技术，并在注聚过程中窜添加交联剂，实施51口井，油压平均由4.6MPa上升到7.6MPa，上升了3.0MPa，对应油井66口，累计增油0.8059万吨。
3 强化注聚前中后期管理工作
（1）注聚前期管理。聚合物驱前期主要通过精细油藏描述，优化方案设计，对水井补孔、复射孔增加注入能力，减少剪切应力。对油井进行补孔、卡灰封，提高注采对应率。水井注聚前进行调剖，防止聚合物窜剖。由于注聚前单元长期水洗，使油层纵向和平面非均质性加剧，油水井间大孔道普遍存在，为解决注入井在平面的流速、油井水淹及存在大孔道的问题，辅以水井示踪剂试井，监测水驱渗流方向，进行选井调剖，可有效防止聚合物窜漏，并改善吸水剖面。注聚前期要加强油水井归位管理，完善注采系统。对转注聚过程中出现问题的注聚井，要及时处理，增加注入油压低的井注入浓度，并尽量减少注入过程中对聚合物的剪切，保证聚合物的顺利注入，最低限度降低聚合物溶液粘度损失，扩大聚合物注入目的层区域动用储量，最大程度提高聚合物利用率。（2）注聚初期管理。加强注入质量和油井水淹区产出液的管理。注聚质量是实现注聚增油的根本保证，为此，从加强注聚站、注聚井的管理出发，严格按设计要求，配注量和注入浓度均控制在2%以内，母液浓度控制在允许偏差±5%以内，保证单井注入溶液的粘度，大大提高了注入质量。而控制油井高水淹区产出液，是为了防止聚合物窜，起到稳定压力场的作用。转注聚后，由于聚合物溶液粘度较大，压力传播相对较慢，注采压差变大，导致地层能量迅速下降，采取降低高水淹区产出液措施，可避免聚合物沿大孔道向高水淹区窜流。（3）注聚中期管理。保持比较均衡的注水油压，以防止聚合物突进，减少聚合物损失。在明显见效期，可充分利用聚合物段塞，设计完善井，改变液流方向，進一步扩大波及体积，加速并扩大注聚见效。（4）注聚后期管理。因聚合物见效具有明显的时间性，在聚合物见效期，必须抓住有利时机，深入分析挖潜，进行注采调整或部署加密调整井，充分挖掘剩余油潜力，延长注聚见效期。对见聚浓度高的井区，准确判断来聚方向，控制来聚方向注入水的注入量或实施阳离子堵聚措施，改变液流方向，降低见聚浓度，延长油井见效时间。另外，尽量缩短各注聚站转后续水驱时间差，减少人为边角井，保证注聚效果。
4 效果评价
（1）完善了注采井网，注采对应率明显提高。实施完善新井、转注、补孔、复射、大修等工作，单元的注采对应率明显提高，三向以上厚度对应率由治理前的19.3%上升到治理后的51.8%，确保聚合物驱多向均匀推进。（2）低液井长停井治理取得好效果。应用防砂、解堵新技术，实施低液井、长停井治理，措施后单井日油能力增加2.1t，效果明显。（3）聚合物驱取得明显开发效果。与注聚前对比平均下降7.4%，含水下降9.0%，无因次油量平均上升2倍。见效率81.6%，提高采收率5.4%，吨聚增油67.9t。
参考文献
[1] 吴朝东，刘建民，等.河流沉积单元分析与储层宏观非均质性.地质科学.2003，38（1）.