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摘要：在A区西部开展了提高聚驱开发效果方法研究，通过开展聚驱控制程度对改善效果的影响程度研究，完善聚驱注采系统，提高断块区聚驱控制程度，确定分质分压注入井层可行性及技术界限、时机等多项技术。A区西部采收率提高值增加1.64个百分点，开发效果明显改善。
关键词：断块 注采分层注入聚驱开发效果
中图分类号：TP306+.2文献标识码：A文章编号：
Abstract: in A district in the west to improve the development of polymer flooding effect method study, by conducting polymer controlled degree of improvement effect the influence degree of the research, polymer flooding, perfect injection-production system, improve the fault blocks in polymer controlled degree, determine the high quality points into the feasibility and the pressure well layer technology boundaries, such as time many technology. The western area A recovery value increased by 1.64%, the development effect obviously improved.
Keywords: fault block injection-production layered into polymer flooding development effect
為改善某区聚驱开发效果，通过应用提高聚驱开发效果技术，实施注入井分层注入，完善聚驱单砂体注采关系等综合治理措施，改善油层吸水状况，提高储量动用程度，达到改善聚驱开发效果的目的，并指导后续注聚区块的开发实践。提高聚驱开发效果技术，包括完善聚驱单砂体注采关系、注入井分层注入，增产增注技术。
1主要技术及原理
（1）断块区聚驱注采系统调整技术。断块区聚驱注采系统调整技术主要内容包括：①根据断块区特点，结合油层发育状况，逐一断块完善聚驱井单砂体注采关系，提高储量动用程度。②根据聚合物驱阶段性强的特点，充分利用水驱低产低效井，缩小注采井距，增加采出井受效方向。③对于聚驱注采系统相对完善的断块，以增加靠近断层采出井受效方向为目的进行水驱井转注。④对于注采关系不协调、注入困难的断块，利用水驱井缩小注采井距，建立相对完善的聚驱注采系统。⑤利用的水驱低产井，均补射CI1-4油层。
（2）注入井分层注入技术。在笼统注入方式下，不同沉积特征的油层的吸水状况差异较大。聚合物溶液虽然具有一定的调剖作用，但在注聚中后期随着调剖作用的减弱，高渗透层的相对吸水量明显高于中低渗透层。聚合物溶液在高渗透层的低效注入，影响了聚合物驱的整体开发效果。因此，需要应用分层注入技术，较好地解决层间吸水差异大的问题，进一步扩大波及体积，改善开发效果。技术界限：根据油田北部地区与南四区西部分注井的实践经验，初步确定技术界限是：①选择主力油层与薄差油层均相对发育的注入井实施分注，要求薄差油层与采出井连通状况较好；②选择注聚阶段主力油层与薄差油层动用状况差异大的注入井实施分质分注，以提高薄差油层动用状况；③选择具有一定注入压力上升空间的注入井实施分注，注入压力上升空间一般要求大于1MPa；④分注时机一般选择在含水回升阶段。
2措施调整方法
2.1编制原则
（1）对断块剩余油富集区及砂体发育差影响的未布井区域边部的水驱低效井补孔，完善单砂体注采关系，提高储量动用程度，进一步挖掘平面动用差部分的剩余油。
（2）采取调整注入量及注入浓度、分层注入措施，改善受效差及含水回升较快井区开发效果，控制含水回升速度。
（3）选择层间吸水状况差异大，存在主要吸水层的注入井进行分层注入，控制井区含水回升速度。
（4）加大注入状况差井区的措施增注力度及回升阶段的采出井提液工作，改善差油层的动用状况。
2.2编制结果
（1）注入井方案调整结果。根据区块历次注入井吸水剖面资料，结合油层发育状况及隔层条件，在90口笼统注入井中选择25口注入井进行分层注入。其中含水回升速度较快井区调整17口井，含水饱和度较高的见效差井区调整8口井。这25口注入井平均单井射开砂岩厚度16.7m，有效厚度10.3m，2007年12月平均注入压力12.39MPa，允注压差1.03MPa，日注入量2879m3。统计近期吸水剖面资料，主要吸水层吸水有效厚度比例24.6%，吸水比例高达76.5%，层间吸水状况存在较大差异。
（2）利用水驱井补孔完善注采关系，挖掘平面剩余油选井结果。为完善断块区注采关系，提高储量动用程度，改善断块区开发效果，共利用水驱井9口：水驱采油井利用为聚驱采油井8口，水驱注水井转为聚驱采油井1口。通过补孔调整后，将明显提高断块区河道砂体完善程度，完善断块区注采关系，使大部分采出井连通方向数增加，提高受效程度。由于调整后聚驱注采井距缩小，也有利于改善注入井的注入状况。
（3）改善注入状况，做好回升阶段采出井提液工作。为加大注入状况差及变差较明显的注入井措施改造力度，改善注入状况，确定对8口注入井采取压裂，22口采取解堵增注措施。同时，根据精细地质研究成果及区块聚驱后的动态变化，选择平面剩余油相对富集，含水、采聚浓度相对较低的27口采出井进行压裂，其中属于二次压裂井11口。
3.3效果预测
根据数值模拟结果，通过完善单砂体注采关系，提高差油层动用状况等措施，预计区块含水将在措施实施后保持稳定，综合治理措施累积增油5.34×104t，预计提高采收率0.61个百分点。根据相邻聚驱采出井日产水平，结合利用井所在井区的注采平衡状况，预计9口水驱井实施补孔转为聚驱采出井后，初期日产液量将达到500t，日产油水平由7t提高到45t，综合含水91.0%。
3应用效果
3.1分注井区油层吸水状况得到改善，含水上升速度得到控制
分层调整后加强层吸水比例由16.14%提高到36.32%，提高20.18个百分点，吸水强度由5.21m3/d.m增加到12.22m3/d.m，提高7.01m3/d.m。对比10口分层井前后吸水剖面，分注后吸水砂岩厚度比例达到58.97%，吸水有效厚度比例达到67.41%，与分注前对比分别增加25.13%和29%。其中CI2a单元吸水状况得到控制，相对吸水比例由调整前的31.51%下降到19.40%，下降12.11个百分点；CI2单元吸水状况得到加强，相对吸水比例有调整前的12.69%增加到21.81%，增加12.12个百分点；CI3a单元相对吸水比例有调整前的2.19%增加到5.75%，提高3.56个百分点。分注后，井区55口采出井月均含水上升值有0.33%/月减缓到0.03%/月，减缓0.3个百分点。该井区连通22口未措施采出井含水上升速度得到控制，月均含水上升值由0.31%/月减缓到0.04%/月，减缓0.27个百分点,可见分层注入有效地控制了含水上升速度，分注后增产措施的实施能进一步减缓含水的回升。
3.2注采系统调整井区注入状况得到改善，产量递减幅度减缓
根据注采系统调整结果，统计了A区西部断块区调整后砂体连通关系，调整后，河道砂连通厚度比例由63.4%提高到66.3%，提高2.9个百分点，其中多向连通厚度比例提高9.8个百分点。
（1）补孔井区注入状况得到改善。补孔后，井區的4口注入井平均注入压力12.20MPa，日注入量312m3，与补孔前对比，平均注入压力下降0.11MPa，日注入量增加32m3，注入状况明显得到改善。
（2）采出井实施补孔后，平面剩余油得到动用。发育差砂体边部的剩余油得到动用。A井位于发育差砂体边部的未布井区域，2008年8月29日实施补孔措施，补孔初期日产液101t，日产油5.1t，含水95.2%，与措施前对比，日增液46t，日增油3.1t，含水下降1.5个百分点。断块区剩余油得到挖潜。断块区4口采出井补孔后，日产液128.1t，日产油27.9t，含水78.22%，补孔初期日增液117t，日增油26.6t，含水下降10.07个百分点。B#断层的未布井区域，CⅠ1-4油层发育砂岩厚度12.5m，有效厚度8.8m，该井补孔后可完善A23井区的注采关系，同时可挖掘断层附近的剩余油。2008年10月11日该井实施补孔后，初期日产液19t，日产油3.2t，含水83.1%，截止目前累积增油505t。
（3）增产增注措施效果较好。为改善注入状况，加大注入状况差及变差较明显的注入井措施改造力度，截止2008年10月底，30口注入井先后采取增注措施，其中化学解堵22口井，压裂8口井，措施后平均注入压力12.4MPa，日注入量2834m3，与措施前对比，注入压力下降0.46MPa，日注入量增加743m3，平均单井日增注25m3，截止10月底累积增加注入量2.45×104m3。在改善注入状况的同时，对回升阶段的27口采出井采取压裂措施，初期日产液3276t，日产油454t，含水86.14%，与措施前对比日增液1602t，日增油221t，含水上升0.06个百分点，平均单井日增油8.2t。
（4）效果评价。应用提高聚驱开发效果技术，区块总体开发效果得到改善：①是见效井数明显增加，由推广前的86%提高到93%，提高7个百分点。②是区块注入速度保持稳定，，折算注入速度0.2309PV/a。③是全区产液量稳中有升，④是产量递减、含水回升速度得到控制。2008年10月份，区块日产液8938t，日产油593t,综合含水93.36%。与开展推广前的6月份对比，日产油量下降39t，综合含水回升0.65个百分点。月含水上升值由推广前的0.42%控制到0.16%，月均产油量下降幅度为10t，比推广前低33t。
4结束语
在某区推广应用提高聚驱开发效果技术后，聚驱开发效果明显改善结果表明该项技术是比较成熟的。由于各个区块的油层发育、水淹状况的差异，此项技术在各个区块说取得的开发效果存在差异，在今后应用过程中需要针对区块的实际情况进行不断的完善和创新。
参考文献：
[1] 陈铁龙.油田稳油控水技术论文集[M].北京：石油工业出版社，2001.
[2] 万仁溥.采油工程手册[M].北京：石油工业出版社，2000.
注：文章内所有公式及图表请用PDF形式查看。
关键词：断块 注采分层注入聚驱开发效果
中图分类号：TP306+.2文献标识码：A文章编号：
Abstract: in A district in the west to improve the development of polymer flooding effect method study, by conducting polymer controlled degree of improvement effect the influence degree of the research, polymer flooding, perfect injection-production system, improve the fault blocks in polymer controlled degree, determine the high quality points into the feasibility and the pressure well layer technology boundaries, such as time many technology. The western area A recovery value increased by 1.64%, the development effect obviously improved.
Keywords: fault block injection-production layered into polymer flooding development effect
為改善某区聚驱开发效果，通过应用提高聚驱开发效果技术，实施注入井分层注入，完善聚驱单砂体注采关系等综合治理措施，改善油层吸水状况，提高储量动用程度，达到改善聚驱开发效果的目的，并指导后续注聚区块的开发实践。提高聚驱开发效果技术，包括完善聚驱单砂体注采关系、注入井分层注入，增产增注技术。
1主要技术及原理
（1）断块区聚驱注采系统调整技术。断块区聚驱注采系统调整技术主要内容包括：①根据断块区特点，结合油层发育状况，逐一断块完善聚驱井单砂体注采关系，提高储量动用程度。②根据聚合物驱阶段性强的特点，充分利用水驱低产低效井，缩小注采井距，增加采出井受效方向。③对于聚驱注采系统相对完善的断块，以增加靠近断层采出井受效方向为目的进行水驱井转注。④对于注采关系不协调、注入困难的断块，利用水驱井缩小注采井距，建立相对完善的聚驱注采系统。⑤利用的水驱低产井，均补射CI1-4油层。
（2）注入井分层注入技术。在笼统注入方式下，不同沉积特征的油层的吸水状况差异较大。聚合物溶液虽然具有一定的调剖作用，但在注聚中后期随着调剖作用的减弱，高渗透层的相对吸水量明显高于中低渗透层。聚合物溶液在高渗透层的低效注入，影响了聚合物驱的整体开发效果。因此，需要应用分层注入技术，较好地解决层间吸水差异大的问题，进一步扩大波及体积，改善开发效果。技术界限：根据油田北部地区与南四区西部分注井的实践经验，初步确定技术界限是：①选择主力油层与薄差油层均相对发育的注入井实施分注，要求薄差油层与采出井连通状况较好；②选择注聚阶段主力油层与薄差油层动用状况差异大的注入井实施分质分注，以提高薄差油层动用状况；③选择具有一定注入压力上升空间的注入井实施分注，注入压力上升空间一般要求大于1MPa；④分注时机一般选择在含水回升阶段。
2措施调整方法
2.1编制原则
（1）对断块剩余油富集区及砂体发育差影响的未布井区域边部的水驱低效井补孔，完善单砂体注采关系，提高储量动用程度，进一步挖掘平面动用差部分的剩余油。
（2）采取调整注入量及注入浓度、分层注入措施，改善受效差及含水回升较快井区开发效果，控制含水回升速度。
（3）选择层间吸水状况差异大，存在主要吸水层的注入井进行分层注入，控制井区含水回升速度。
（4）加大注入状况差井区的措施增注力度及回升阶段的采出井提液工作，改善差油层的动用状况。
2.2编制结果
（1）注入井方案调整结果。根据区块历次注入井吸水剖面资料，结合油层发育状况及隔层条件，在90口笼统注入井中选择25口注入井进行分层注入。其中含水回升速度较快井区调整17口井，含水饱和度较高的见效差井区调整8口井。这25口注入井平均单井射开砂岩厚度16.7m，有效厚度10.3m，2007年12月平均注入压力12.39MPa，允注压差1.03MPa，日注入量2879m3。统计近期吸水剖面资料，主要吸水层吸水有效厚度比例24.6%，吸水比例高达76.5%，层间吸水状况存在较大差异。
（2）利用水驱井补孔完善注采关系，挖掘平面剩余油选井结果。为完善断块区注采关系，提高储量动用程度，改善断块区开发效果，共利用水驱井9口：水驱采油井利用为聚驱采油井8口，水驱注水井转为聚驱采油井1口。通过补孔调整后，将明显提高断块区河道砂体完善程度，完善断块区注采关系，使大部分采出井连通方向数增加，提高受效程度。由于调整后聚驱注采井距缩小，也有利于改善注入井的注入状况。
（3）改善注入状况，做好回升阶段采出井提液工作。为加大注入状况差及变差较明显的注入井措施改造力度，改善注入状况，确定对8口注入井采取压裂，22口采取解堵增注措施。同时，根据精细地质研究成果及区块聚驱后的动态变化，选择平面剩余油相对富集，含水、采聚浓度相对较低的27口采出井进行压裂，其中属于二次压裂井11口。
3.3效果预测
根据数值模拟结果，通过完善单砂体注采关系，提高差油层动用状况等措施，预计区块含水将在措施实施后保持稳定，综合治理措施累积增油5.34×104t，预计提高采收率0.61个百分点。根据相邻聚驱采出井日产水平，结合利用井所在井区的注采平衡状况，预计9口水驱井实施补孔转为聚驱采出井后，初期日产液量将达到500t，日产油水平由7t提高到45t，综合含水91.0%。
3应用效果
3.1分注井区油层吸水状况得到改善，含水上升速度得到控制
分层调整后加强层吸水比例由16.14%提高到36.32%，提高20.18个百分点，吸水强度由5.21m3/d.m增加到12.22m3/d.m，提高7.01m3/d.m。对比10口分层井前后吸水剖面，分注后吸水砂岩厚度比例达到58.97%，吸水有效厚度比例达到67.41%，与分注前对比分别增加25.13%和29%。其中CI2a单元吸水状况得到控制，相对吸水比例由调整前的31.51%下降到19.40%，下降12.11个百分点；CI2单元吸水状况得到加强，相对吸水比例有调整前的12.69%增加到21.81%，增加12.12个百分点；CI3a单元相对吸水比例有调整前的2.19%增加到5.75%，提高3.56个百分点。分注后，井区55口采出井月均含水上升值有0.33%/月减缓到0.03%/月，减缓0.3个百分点。该井区连通22口未措施采出井含水上升速度得到控制，月均含水上升值由0.31%/月减缓到0.04%/月，减缓0.27个百分点,可见分层注入有效地控制了含水上升速度，分注后增产措施的实施能进一步减缓含水的回升。
3.2注采系统调整井区注入状况得到改善，产量递减幅度减缓
根据注采系统调整结果，统计了A区西部断块区调整后砂体连通关系，调整后，河道砂连通厚度比例由63.4%提高到66.3%，提高2.9个百分点，其中多向连通厚度比例提高9.8个百分点。
（1）补孔井区注入状况得到改善。补孔后，井區的4口注入井平均注入压力12.20MPa，日注入量312m3，与补孔前对比，平均注入压力下降0.11MPa，日注入量增加32m3，注入状况明显得到改善。
（2）采出井实施补孔后，平面剩余油得到动用。发育差砂体边部的剩余油得到动用。A井位于发育差砂体边部的未布井区域，2008年8月29日实施补孔措施，补孔初期日产液101t，日产油5.1t，含水95.2%，与措施前对比，日增液46t，日增油3.1t，含水下降1.5个百分点。断块区剩余油得到挖潜。断块区4口采出井补孔后，日产液128.1t，日产油27.9t，含水78.22%，补孔初期日增液117t，日增油26.6t，含水下降10.07个百分点。B#断层的未布井区域，CⅠ1-4油层发育砂岩厚度12.5m，有效厚度8.8m，该井补孔后可完善A23井区的注采关系，同时可挖掘断层附近的剩余油。2008年10月11日该井实施补孔后，初期日产液19t，日产油3.2t，含水83.1%，截止目前累积增油505t。
（3）增产增注措施效果较好。为改善注入状况，加大注入状况差及变差较明显的注入井措施改造力度，截止2008年10月底，30口注入井先后采取增注措施，其中化学解堵22口井，压裂8口井，措施后平均注入压力12.4MPa，日注入量2834m3，与措施前对比，注入压力下降0.46MPa，日注入量增加743m3，平均单井日增注25m3，截止10月底累积增加注入量2.45×104m3。在改善注入状况的同时，对回升阶段的27口采出井采取压裂措施，初期日产液3276t，日产油454t，含水86.14%，与措施前对比日增液1602t，日增油221t，含水上升0.06个百分点，平均单井日增油8.2t。
（4）效果评价。应用提高聚驱开发效果技术，区块总体开发效果得到改善：①是见效井数明显增加，由推广前的86%提高到93%，提高7个百分点。②是区块注入速度保持稳定，，折算注入速度0.2309PV/a。③是全区产液量稳中有升，④是产量递减、含水回升速度得到控制。2008年10月份，区块日产液8938t，日产油593t,综合含水93.36%。与开展推广前的6月份对比，日产油量下降39t，综合含水回升0.65个百分点。月含水上升值由推广前的0.42%控制到0.16%，月均产油量下降幅度为10t，比推广前低33t。
4结束语
在某区推广应用提高聚驱开发效果技术后，聚驱开发效果明显改善结果表明该项技术是比较成熟的。由于各个区块的油层发育、水淹状况的差异，此项技术在各个区块说取得的开发效果存在差异，在今后应用过程中需要针对区块的实际情况进行不断的完善和创新。
参考文献：
[1] 陈铁龙.油田稳油控水技术论文集[M].北京：石油工业出版社，2001.
[2] 万仁溥.采油工程手册[M].北京：石油工业出版社，2000.
注：文章内所有公式及图表请用PDF形式查看。