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摘要：七区中注聚区后续水驱单元开发现状，研究下部挖潜方向，减缓产量递减。
关键词：七区中注聚区；后续水驱阶段；开发现状；挖潜方向
七区中注聚区自2001年6月投入注聚开发，2002年下半年单元整体见效，含水大幅下降，到2005年5月结束注聚转为水驱开发后含水回返快。在经过快速回返阶段后，通过实施油水井调堵治理大孔道、油井扶长停井、侧钻、水井细分等措施治理，取得了较好的效果，2006年下半年含水回返趋势变缓，单元开发形势有所好转。下步主要的挖潜方向是实现后续水驱单元稳产，减缓产量递减。
1七区中注聚区后续水驱单元开发现状
七区中注聚区自2005年5月转后续水驱开发后，开发形势表现为：液量上升、含水上升、动液面回升、水井单井注入压力下降、油井产出液浓度下降的趋势，反映出了后续水驱的开发特征。
（1）综合含水回返快，产量递减幅度大
2005年5月转后续水驱后，含水回返快，由2005年5月的85.1%上升到2005年12月的91.3%，到2006年6月上升到93.7%，2007年11月综合含水为94.3%。从2006年下半年以来含水回返趋势变缓，通过实施油水井调堵治理大孔道、油井扶长停井、侧钻、水井细分等措施，取得了较好的效果，注聚区产量保持相对稳定，单元开发形势有所好转。
（2）单井注入压力下降，吸水指数增加
注水井单井注入压力由注聚时的12.2 MPa下降到目前11.3MPa，平均日注水量由注聚期的119上升到目前125m3。启动压力由注聚期的8.8下降到目前的7.1MPa，吸水指数由注聚时的23.0上升到目前的36.8m3/（d.MPa）。
（3） 注水井吸水剖面逐渐趋向水驱特征
根据注聚区水井吸水剖面资料统计分析，注聚前吸水量大的均质段注聚后吸水量减少，注聚前吸水量小的均质段注聚后吸水量增加，但转后续水驱后又逐渐向注聚前的特征转变。
注聚前后吸水（聚）剖面变化统计表
层位 注聚前 注聚后 目前
统计井数
（次） 平均每米吸水量
（m3/d/m） 统计井数
（次） 平均每米吸水量
（m3/d/m） 统计井数
（次） 平均每米吸水量
（m3/d/m）
52+3 49 4.63 44 9.06 14 7.88
54 32 5.50 37 7.10 8 6.91
55 16 7.05 14 5.20 8 5.51
从以上三个主力油层的吸水（聚）剖面结果显示， 主力油层52+3、54层的吸水能力下降，而55层的吸水能力增强，可见在主力厚油层内部存在着明显的渗透性差异，转后续水驱以来，这种差异性相对增强。
（4）流体性质发生明显变化
注聚前后流体性质变化统计
项目 注聚以前 注聚期 目前 与注聚时对比
原油密度（g/cm3） 0.9321 0.9708 0.9699 -0.0009
原油粘度（mpa.s） 1056 1326 1211 -115
矿化度（mg/l） 7321 8960 7866 -1094
转水驱以来，由于波及体积的减少，纵向产油部位的变化造成原油性质发生改变，具体表现为原油密度、粘度以及产出水矿化度均呈现下降趋势，这一变化说明，转水驱以来与注聚时相比，层内波及体积明显减少。
2潜力分析
（1）挖掘措施潜力，改善开发矛盾。在认真分析研究的基础上，将挖潜的目标转移到长期未动用的油层上。在加强对长停井、低产（效）井分析认识的基础上，优化措施结构，挖掘老井措施潜力。由于受杆管偏磨、采出液长期腐蚀以及杆管更换力度不够等因素影响，七区中注聚区自2001年6月开始注聚以来躺井数一直居高不下。自2005年5月转后续水驱开发，躺井形势依然严峻，部分井多伦次作业，严重影响了全队的产量运行。转后续水驱开发后，油井产液量上升，含水上升，动液面回升，油井作业上修时，针对单井生产情况合理优化生产参数，适当上提泵挂，减少因杆管偏磨和负荷重等原因造成的杆断脱、油管漏失等因素造成的躺井，延长油井检泵周期，减少躺井造成的产量损失。
（2）优化产液结构，减缓产量递减。后续水驱阶段，由于注入水突破，流动系数增加，地层供液能力逐渐增强，整体含水回返速度加快，在保证地层能量稳定以及合理的采液强度的基础上，适时提液，放大生产压差，能充分发挥地下残余聚合物段塞的作用，有效控制后续水驱含水上升的速度。其次对管柱漏失、泵失效的油井及时进行检泵、防砂引效，优化产液结构，减缓产量递减。
（3）堵水调剖，提高纵向水驱波及体积的潜力。针对油层存在的非均质性，注入水易沿高渗带水窜，油层纵向水驱控制程度差异大，造成部分井区油井含水上升快，产量递减幅度大。下步根据单井所处的砂体位置，以及层内的韵律沉积和渗透性差异等特点，优选重点井组通过调堵措施挖潜。
（4）精细注采调配，挖掘层间、层内潜力。在分析后续水驱含水回返特征的基础上，针对含水上升区、保钻保作业井区、作业和调参提液井区、油井作业开井后含水未恢复井区、以及低液低能量区水井进行调配挖潜，确保注采平衡，细挖层间、层内潜力。
3下步挖潜方向
（1）实施油水井调堵措施，治理大孔道
七区中注聚区在注聚期间通过堵调取得了较好的增油效果，但在后续水驱阶段堵调力度明显降低。下步重点是优选井区实施整体堵调。堵水井以高含水井、高产井区含水回返快产量递减幅度大的井为主；调剖井选井以低压、高含水井区及大孔道注入井为主。针对含水快速回返、水井油压较低井，在分析主要来水方向和注入剖面状况的前提下，可通过水井调剖，油井堵水，改善开发效果。
（2）完善注采井网，挖掘剩余油潜力
七区中虽然整体上储量控制程度较高，但受井网、渗透性差异及层内夹层影响，目前井网不完善区、厚油层层内顶部剩余油相对富集，为充分挖掘注聚驱后剩余油潜力，减缓产量递减。在深入研究的基础上，实施整体井网调整。
（3）适时提液，放大生产压差，逐步实现开发良性循环
总结前期注聚区油井提液效果，针对开发现状，在保证地层能量稳定的情况下，适时提液，放大生产压差，逐步实现开发良性循环。我队油井防砂方法以绕丝高充为主，很多井防砂时间长，动液面深，油井生产反映出供液不足，今后在作业过程中，要对油井能量状况重点进行解剖，通过拔绕、改变防砂方法等进行解堵，提高油井供液能力，保持合理沉没度。其次对受产出液影响泵、管漏失的油井及时进行防砂、检泵引效，优化产液结构，延长注聚有效期。
（4）高度重视防躺井工作
针对注聚区后续水驱开发特征，加上我队高产井多，在今后的工作中，我们将进一步抓好油井防躺井工作和扶井质量，减少躺井后造成的产量递减，降低产量运行的风险。
狠抓作业质量，重点工序做到严要求、全过程监督，杜绝不合格或低质量的作业工序，减少多伦次作业井，延长油井检泵周期，努力培养长寿井。对因杆、管问题躺井上作业的每一口油井要求全部更换抽油杆或油管，减少因杆、管更换力度不够造成的连续躺井。进一步提高扶井质量，对油井生产不正常井一经发现及时取全取准各项资料，各路技术人员综合分析，制定扶井方案，提高扶井质量，把产量损失降到最低点。
（5）提高注水井管理水平，夯实稳产基础
分析认识水井管理中存在的问题，提高注水井管理水平。从地面、井筒、地下进行分析，掌握单井生产特征，并及时取全取准各项动态资料，及对应油井的生产情况及影响状况进行了分析，改善注入状况，夯实稳产基础。
〖 参考文献 〗
1、《孤东油田开发研究》 石油工业出版社 窦之林 曾流芳 贾俊山著
关键词：七区中注聚区；后续水驱阶段；开发现状；挖潜方向
七区中注聚区自2001年6月投入注聚开发，2002年下半年单元整体见效，含水大幅下降，到2005年5月结束注聚转为水驱开发后含水回返快。在经过快速回返阶段后，通过实施油水井调堵治理大孔道、油井扶长停井、侧钻、水井细分等措施治理，取得了较好的效果，2006年下半年含水回返趋势变缓，单元开发形势有所好转。下步主要的挖潜方向是实现后续水驱单元稳产，减缓产量递减。
1七区中注聚区后续水驱单元开发现状
七区中注聚区自2005年5月转后续水驱开发后，开发形势表现为：液量上升、含水上升、动液面回升、水井单井注入压力下降、油井产出液浓度下降的趋势，反映出了后续水驱的开发特征。
（1）综合含水回返快，产量递减幅度大
2005年5月转后续水驱后，含水回返快，由2005年5月的85.1%上升到2005年12月的91.3%，到2006年6月上升到93.7%，2007年11月综合含水为94.3%。从2006年下半年以来含水回返趋势变缓，通过实施油水井调堵治理大孔道、油井扶长停井、侧钻、水井细分等措施，取得了较好的效果，注聚区产量保持相对稳定，单元开发形势有所好转。
（2）单井注入压力下降，吸水指数增加
注水井单井注入压力由注聚时的12.2 MPa下降到目前11.3MPa，平均日注水量由注聚期的119上升到目前125m3。启动压力由注聚期的8.8下降到目前的7.1MPa，吸水指数由注聚时的23.0上升到目前的36.8m3/（d.MPa）。
（3） 注水井吸水剖面逐渐趋向水驱特征
根据注聚区水井吸水剖面资料统计分析，注聚前吸水量大的均质段注聚后吸水量减少，注聚前吸水量小的均质段注聚后吸水量增加，但转后续水驱后又逐渐向注聚前的特征转变。
注聚前后吸水（聚）剖面变化统计表
层位 注聚前 注聚后 目前
统计井数
（次） 平均每米吸水量
（m3/d/m） 统计井数
（次） 平均每米吸水量
（m3/d/m） 统计井数
（次） 平均每米吸水量
（m3/d/m）
52+3 49 4.63 44 9.06 14 7.88
54 32 5.50 37 7.10 8 6.91
55 16 7.05 14 5.20 8 5.51
从以上三个主力油层的吸水（聚）剖面结果显示， 主力油层52+3、54层的吸水能力下降，而55层的吸水能力增强，可见在主力厚油层内部存在着明显的渗透性差异，转后续水驱以来，这种差异性相对增强。
（4）流体性质发生明显变化
注聚前后流体性质变化统计
项目 注聚以前 注聚期 目前 与注聚时对比
原油密度（g/cm3） 0.9321 0.9708 0.9699 -0.0009
原油粘度（mpa.s） 1056 1326 1211 -115
矿化度（mg/l） 7321 8960 7866 -1094
转水驱以来，由于波及体积的减少，纵向产油部位的变化造成原油性质发生改变，具体表现为原油密度、粘度以及产出水矿化度均呈现下降趋势，这一变化说明，转水驱以来与注聚时相比，层内波及体积明显减少。
2潜力分析
（1）挖掘措施潜力，改善开发矛盾。在认真分析研究的基础上，将挖潜的目标转移到长期未动用的油层上。在加强对长停井、低产（效）井分析认识的基础上，优化措施结构，挖掘老井措施潜力。由于受杆管偏磨、采出液长期腐蚀以及杆管更换力度不够等因素影响，七区中注聚区自2001年6月开始注聚以来躺井数一直居高不下。自2005年5月转后续水驱开发，躺井形势依然严峻，部分井多伦次作业，严重影响了全队的产量运行。转后续水驱开发后，油井产液量上升，含水上升，动液面回升，油井作业上修时，针对单井生产情况合理优化生产参数，适当上提泵挂，减少因杆管偏磨和负荷重等原因造成的杆断脱、油管漏失等因素造成的躺井，延长油井检泵周期，减少躺井造成的产量损失。
（2）优化产液结构，减缓产量递减。后续水驱阶段，由于注入水突破，流动系数增加，地层供液能力逐渐增强，整体含水回返速度加快，在保证地层能量稳定以及合理的采液强度的基础上，适时提液，放大生产压差，能充分发挥地下残余聚合物段塞的作用，有效控制后续水驱含水上升的速度。其次对管柱漏失、泵失效的油井及时进行检泵、防砂引效，优化产液结构，减缓产量递减。
（3）堵水调剖，提高纵向水驱波及体积的潜力。针对油层存在的非均质性，注入水易沿高渗带水窜，油层纵向水驱控制程度差异大，造成部分井区油井含水上升快，产量递减幅度大。下步根据单井所处的砂体位置，以及层内的韵律沉积和渗透性差异等特点，优选重点井组通过调堵措施挖潜。
（4）精细注采调配，挖掘层间、层内潜力。在分析后续水驱含水回返特征的基础上，针对含水上升区、保钻保作业井区、作业和调参提液井区、油井作业开井后含水未恢复井区、以及低液低能量区水井进行调配挖潜，确保注采平衡，细挖层间、层内潜力。
3下步挖潜方向
（1）实施油水井调堵措施，治理大孔道
七区中注聚区在注聚期间通过堵调取得了较好的增油效果，但在后续水驱阶段堵调力度明显降低。下步重点是优选井区实施整体堵调。堵水井以高含水井、高产井区含水回返快产量递减幅度大的井为主；调剖井选井以低压、高含水井区及大孔道注入井为主。针对含水快速回返、水井油压较低井，在分析主要来水方向和注入剖面状况的前提下，可通过水井调剖，油井堵水，改善开发效果。
（2）完善注采井网，挖掘剩余油潜力
七区中虽然整体上储量控制程度较高，但受井网、渗透性差异及层内夹层影响，目前井网不完善区、厚油层层内顶部剩余油相对富集，为充分挖掘注聚驱后剩余油潜力，减缓产量递减。在深入研究的基础上，实施整体井网调整。
（3）适时提液，放大生产压差，逐步实现开发良性循环
总结前期注聚区油井提液效果，针对开发现状，在保证地层能量稳定的情况下，适时提液，放大生产压差，逐步实现开发良性循环。我队油井防砂方法以绕丝高充为主，很多井防砂时间长，动液面深，油井生产反映出供液不足，今后在作业过程中，要对油井能量状况重点进行解剖，通过拔绕、改变防砂方法等进行解堵，提高油井供液能力，保持合理沉没度。其次对受产出液影响泵、管漏失的油井及时进行防砂、检泵引效，优化产液结构，延长注聚有效期。
（4）高度重视防躺井工作
针对注聚区后续水驱开发特征，加上我队高产井多，在今后的工作中，我们将进一步抓好油井防躺井工作和扶井质量，减少躺井后造成的产量递减，降低产量运行的风险。
狠抓作业质量，重点工序做到严要求、全过程监督，杜绝不合格或低质量的作业工序，减少多伦次作业井，延长油井检泵周期，努力培养长寿井。对因杆、管问题躺井上作业的每一口油井要求全部更换抽油杆或油管，减少因杆、管更换力度不够造成的连续躺井。进一步提高扶井质量，对油井生产不正常井一经发现及时取全取准各项资料，各路技术人员综合分析，制定扶井方案，提高扶井质量，把产量损失降到最低点。
（5）提高注水井管理水平，夯实稳产基础
分析认识水井管理中存在的问题，提高注水井管理水平。从地面、井筒、地下进行分析，掌握单井生产特征，并及时取全取准各项动态资料，及对应油井的生产情况及影响状况进行了分析，改善注入状况，夯实稳产基础。
〖 参考文献 〗
1、《孤东油田开发研究》 石油工业出版社 窦之林 曾流芳 贾俊山著