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[摘 要]西1-1是西过二类上返的一口采出井，开采层位萨Ⅱ10-葡Ⅰ7，2011年投产，2014年2月注聚，2014年6月见效，2014年7月转注三元，2015年1月达到见效高峰，日增油13t，含水下降17.8%，连续18个月增油量保持在8t以上，目前与注聚前对比，日增油12.1t，含水下降18.3%，累计增油6684吨。
[关键词]见效高峰 效果
中图分类号：P618.13 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）17-0017-01
1.基本概况
西1-1是新中305-4注入站的一口采出井，采用125米小井距、五点法布井，砂岩厚度34.4m，有效厚度16.2m，渗透率0.63um2，连通注水井4口：西1-2、西1-3、西1-4、西1-5，4口水井平均单井射开砂岩厚度27.2m，有效厚度18.3m，日配注265m3，日实注226m3。西1-1目前日产液68.4t，日产油13.6t，井组注采比0.72。
2.西1-1井潜力分析
首先，西1-1井砂体发育为三角洲内前缘相，稳定的席状砂成片分布，萨Ⅱ10、萨Ⅱ15+16、葡Ⅰ6、葡Ⅰ7发育为枝状三角洲砂体，萨Ⅱ11、萨Ⅱ14、葡Ⅰ6、葡Ⅰ7、萨Ⅲ1、萨Ⅲ3、萨Ⅲ4、萨Ⅲ5+6、萨Ⅲ8发育为过渡状三角洲砂体，萨Ⅲ9、萨Ⅲ10发育为坨状三角洲砂体。同时对比井组与全区油层发育状况，井组有效厚度16.2m，全区有效厚度14.3m；井组河道砂有效厚度10.6m，全区河道砂有效厚度10.1m；井组渗透率0.63um2，全区渗透率0.53um2，井组的发育状况均好于全区平均水平，良好的发育状况，为该井取得较好的开发效果奠定了基础。
其次，井组内的一口注水井西1-2在2013年8月补孔转水后，完善了井组的注采关系，使井组的射孔对应率达到88.6%。统计油井1射开的15个小层，与注水井为一类连通的有4个小层，占全井比例的25%，砂岩厚度11.4m，占全井比例的45.4%，有效厚度8.9m，占全井比例的74.3%；与注水井为三类连通的有8个小层，占全井比例的51.7%，砂岩厚度13.7m，占全井比例的54.6%，有效厚度3.1m，占全井比例的25%；与注水井不连通的有3个小层，占全井比例的23.3%。井组内的4口注入井，均能完成配注，而且平均注入压力10.18MPa，较上覆岩压14.26MPa，还有4.08MPa的压力空间，良好的连通关系及注入状况也是西1-1井能取得日增油13t的开发好效果的先决条件。
最后，统计西1-1井27个沉积单元的水淹状况，油层水淹程度差别较大，中、低水淹层均在油层顶部，存在剩余油。低水淹层砂岩厚度占全井的9.6%，有效厚度占全井的9.3%，中水淹层砂岩厚度占全井41%，有效厚度占全井17.2%，中、低水淹层的砂岩厚度占全井50%以上，有效厚度也占全井26.5%，水淹程度的差异，剩余油的存在是该井见效效果好的重要前提。
3.西1-1井开发效果分析
首先，为了保证驱油效率，在聚合物前置段塞阶段，采用高粘低速注入，充分发挥对中、高渗透层的调堵作用，注入粘度达到34mPa·s，注入速度较空白水驱时的0.2PV/a，下调至0.15PV/a，进入三元主段塞阶段，降粘提速注入，粘度下调至25mPa·s，注入速度上调至0.19PV/a，由于前置段塞已经对高渗透层进行调堵，降粘提速后，大大增强了薄差层的驱替能力，井组内的4口注入井共计调整方案27井次，使井组的注入压力由11.16MPa稳步上升至13.85MPa，注入浓度从1825mg/L上升至1966mg/L，日配溶液增加50m3/d，日实注增加44m3/d，对挖潜剩余油，改善井组的开发效果，做好基础铺垫工作。同时加强日常管理，保证井组的注入体系合格率，对井组内注入井酸洗25井次，冲线1井次，空穴射流6井次，校表7井次，使井组的体系合格率达到100%
其次，对井组内注入困难井措施改造，改善注入剖面。2014年3月，对西1-3井萨Ⅱ15+16、萨Ⅲ3至萨Ⅲ4-6、葡Ⅰ5至葡Ⅰ7层进行多裂缝压裂，萨Ⅲ9、萨Ⅲ10进行普通压裂，压裂后注入压力下降了3.6MPa，日配注增加20m3/d，日实注增加23m3/d；2014年10月，对西1-4井薩Ⅲ3至萨Ⅲ5+6、萨Ⅲ9至萨Ⅲ10、葡Ⅰ5-6至葡Ⅰ7层进行多裂缝压裂，对萨Ⅱ10-11、萨Ⅱ15+16进行普通压裂，压裂后注入压力下降3.6MPa，日配注增加20m3/d，日实注增加20m3/d；2015年3月，对西1-5井萨Ⅱ10至萨Ⅱ11-12，、萨Ⅱ14至萨Ⅱ15+16、萨Ⅲ3至萨Ⅲ5+6、葡Ⅰ6-7至葡Ⅰ7层进行多裂缝压裂，对萨Ⅲ10进行普通压裂，压裂后注入压力下降6.5MPa，日配注增加30m3/d，日实注增加30m3/d。从吸水剖面看，井组内注入井压裂前后对比，新增吸水小层数10个，吸水砂岩厚度提高了10m，有效厚度提高了7.1m，井组的注采比由0.65提高至1.05。
最后，日常对注入井的检配测试调整工作，有效缓解了高渗透层的单层突进现象，通过对2个突进层投采研空水嘴，新增了2个吸水层，使每口井的小层吸水也更均匀。
注入端大量的措施调整工作，使西1-1井在2014年5月开始见效，2015年1月达到见效高峰期，日产油达到14.6t，含水下降至80.7%，与注聚前对比日增油13t，含水下降17.8%。连续18个月增油量保持在8t以上，目前与注聚前对比，日增油12.1t，含水下降18.3%，截止目前西1-1井已累积增油6684t，阶段采收率达到8.34%，高出全区平均水平2.48%（图1）。
4.存在问题及下步措施
西1-1井目前沉没度仅182.9m，但是采聚浓度已达1020mg/L，连通4口注入井的注入压力也达到13.9MPa，且井组注采比0.72仍然偏低，从连通的2口注入井最近一次吸水剖面看，西1-3井的葡Ⅰ5以下和西1-5井的萨Ⅲ3-4以下仍未得到动用，建议对这两口井进行二次压裂，既可以有效提高油井供液能力，又不会造成采聚突破。
5.几点认识
1、良好的油层物性、完善的注采关系是采出井见效快的先决条件。
2、由于二类油层动用不均衡，加强测试调整，可缓解层间矛盾，改善油层动用状况。
3、加强三元体系质量管理，注入体系合格率是保证三元驱开发效果的前提。
参考文献
[1] 程志杰，吴军政，吴迪.三元复合驱油技术.石油工程出版社，2013：331-344.
[2] 金海英.油气井生产动态分析.石油工业出版社，2010.4：263-265.
[关键词]见效高峰 效果
中图分类号：P618.13 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）17-0017-01
1.基本概况
西1-1是新中305-4注入站的一口采出井，采用125米小井距、五点法布井，砂岩厚度34.4m，有效厚度16.2m，渗透率0.63um2，连通注水井4口：西1-2、西1-3、西1-4、西1-5，4口水井平均单井射开砂岩厚度27.2m，有效厚度18.3m，日配注265m3，日实注226m3。西1-1目前日产液68.4t，日产油13.6t，井组注采比0.72。
2.西1-1井潜力分析
首先，西1-1井砂体发育为三角洲内前缘相，稳定的席状砂成片分布，萨Ⅱ10、萨Ⅱ15+16、葡Ⅰ6、葡Ⅰ7发育为枝状三角洲砂体，萨Ⅱ11、萨Ⅱ14、葡Ⅰ6、葡Ⅰ7、萨Ⅲ1、萨Ⅲ3、萨Ⅲ4、萨Ⅲ5+6、萨Ⅲ8发育为过渡状三角洲砂体，萨Ⅲ9、萨Ⅲ10发育为坨状三角洲砂体。同时对比井组与全区油层发育状况，井组有效厚度16.2m，全区有效厚度14.3m；井组河道砂有效厚度10.6m，全区河道砂有效厚度10.1m；井组渗透率0.63um2，全区渗透率0.53um2，井组的发育状况均好于全区平均水平，良好的发育状况，为该井取得较好的开发效果奠定了基础。
其次，井组内的一口注水井西1-2在2013年8月补孔转水后，完善了井组的注采关系，使井组的射孔对应率达到88.6%。统计油井1射开的15个小层，与注水井为一类连通的有4个小层，占全井比例的25%，砂岩厚度11.4m，占全井比例的45.4%，有效厚度8.9m，占全井比例的74.3%；与注水井为三类连通的有8个小层，占全井比例的51.7%，砂岩厚度13.7m，占全井比例的54.6%，有效厚度3.1m，占全井比例的25%；与注水井不连通的有3个小层，占全井比例的23.3%。井组内的4口注入井，均能完成配注，而且平均注入压力10.18MPa，较上覆岩压14.26MPa，还有4.08MPa的压力空间，良好的连通关系及注入状况也是西1-1井能取得日增油13t的开发好效果的先决条件。
最后，统计西1-1井27个沉积单元的水淹状况，油层水淹程度差别较大，中、低水淹层均在油层顶部，存在剩余油。低水淹层砂岩厚度占全井的9.6%，有效厚度占全井的9.3%，中水淹层砂岩厚度占全井41%，有效厚度占全井17.2%，中、低水淹层的砂岩厚度占全井50%以上，有效厚度也占全井26.5%，水淹程度的差异，剩余油的存在是该井见效效果好的重要前提。
3.西1-1井开发效果分析
首先，为了保证驱油效率，在聚合物前置段塞阶段，采用高粘低速注入，充分发挥对中、高渗透层的调堵作用，注入粘度达到34mPa·s，注入速度较空白水驱时的0.2PV/a，下调至0.15PV/a，进入三元主段塞阶段，降粘提速注入，粘度下调至25mPa·s，注入速度上调至0.19PV/a，由于前置段塞已经对高渗透层进行调堵，降粘提速后，大大增强了薄差层的驱替能力，井组内的4口注入井共计调整方案27井次，使井组的注入压力由11.16MPa稳步上升至13.85MPa，注入浓度从1825mg/L上升至1966mg/L，日配溶液增加50m3/d，日实注增加44m3/d，对挖潜剩余油，改善井组的开发效果，做好基础铺垫工作。同时加强日常管理，保证井组的注入体系合格率，对井组内注入井酸洗25井次，冲线1井次，空穴射流6井次，校表7井次，使井组的体系合格率达到100%
其次，对井组内注入困难井措施改造，改善注入剖面。2014年3月，对西1-3井萨Ⅱ15+16、萨Ⅲ3至萨Ⅲ4-6、葡Ⅰ5至葡Ⅰ7层进行多裂缝压裂，萨Ⅲ9、萨Ⅲ10进行普通压裂，压裂后注入压力下降了3.6MPa，日配注增加20m3/d，日实注增加23m3/d；2014年10月，对西1-4井薩Ⅲ3至萨Ⅲ5+6、萨Ⅲ9至萨Ⅲ10、葡Ⅰ5-6至葡Ⅰ7层进行多裂缝压裂，对萨Ⅱ10-11、萨Ⅱ15+16进行普通压裂，压裂后注入压力下降3.6MPa，日配注增加20m3/d，日实注增加20m3/d；2015年3月，对西1-5井萨Ⅱ10至萨Ⅱ11-12，、萨Ⅱ14至萨Ⅱ15+16、萨Ⅲ3至萨Ⅲ5+6、葡Ⅰ6-7至葡Ⅰ7层进行多裂缝压裂，对萨Ⅲ10进行普通压裂，压裂后注入压力下降6.5MPa，日配注增加30m3/d，日实注增加30m3/d。从吸水剖面看，井组内注入井压裂前后对比，新增吸水小层数10个，吸水砂岩厚度提高了10m，有效厚度提高了7.1m，井组的注采比由0.65提高至1.05。
最后，日常对注入井的检配测试调整工作，有效缓解了高渗透层的单层突进现象，通过对2个突进层投采研空水嘴，新增了2个吸水层，使每口井的小层吸水也更均匀。
注入端大量的措施调整工作，使西1-1井在2014年5月开始见效，2015年1月达到见效高峰期，日产油达到14.6t，含水下降至80.7%，与注聚前对比日增油13t，含水下降17.8%。连续18个月增油量保持在8t以上，目前与注聚前对比，日增油12.1t，含水下降18.3%，截止目前西1-1井已累积增油6684t，阶段采收率达到8.34%，高出全区平均水平2.48%（图1）。
4.存在问题及下步措施
西1-1井目前沉没度仅182.9m，但是采聚浓度已达1020mg/L，连通4口注入井的注入压力也达到13.9MPa，且井组注采比0.72仍然偏低，从连通的2口注入井最近一次吸水剖面看，西1-3井的葡Ⅰ5以下和西1-5井的萨Ⅲ3-4以下仍未得到动用，建议对这两口井进行二次压裂，既可以有效提高油井供液能力，又不会造成采聚突破。
5.几点认识
1、良好的油层物性、完善的注采关系是采出井见效快的先决条件。
2、由于二类油层动用不均衡，加强测试调整，可缓解层间矛盾，改善油层动用状况。
3、加强三元体系质量管理，注入体系合格率是保证三元驱开发效果的前提。
参考文献
[1] 程志杰，吴军政，吴迪.三元复合驱油技术.石油工程出版社，2013：331-344.
[2] 金海英.油气井生产动态分析.石油工业出版社，2010.4：263-265.