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摘 要：喇8-PS1801井是北北块一区的一口采油井，该井组注入井于2007年10月开始注聚，在2008年5月开始见效，见效后产液量大幅度下降，到2010年2月产油下降，含水开始回升，采出液浓度逐渐上升。通过对该井各沉积单元发育状况、动用状况及注采关系的分析，找出产液量下降，含水回升，采出液浓度上升的原因，并采取相应措施，提高其见效程度。
主题词：聚合物驱 含水回升
中图分类号：TL75+2.2
1、基本情况
喇8-PS1801井是北北块一区的采油井，于2006年10月24日投产，该井组注入井于2007年10月开始注聚，采用150m五点法面积井网，开采层位为萨Ⅲ4-10油层，射开砂岩厚度11.4m，有效厚度8.0m。有效渗透率为0.552μm2 ，地层系数为4.4160μm2·m。注聚前含油饱和度为51.5%，采出程度为33.3%，含油饱和度较高，采出程度低。投产方式为常规射孔，原始地层压力10.69MPa。投产初期日产液115 t，日产油1t.含水99%。2008年5月开始见效，见效时日产液99t，日产油11t，含水89.0%；目前，日产液104t，日产油14t，含水86.1%，流压3.36MPa，采出液浓度749mg/L。
2、问题的提出
喇8-PS1801井于2008年6月开始见效，2009年6月含水达到最低点（67.2%），与见效前相比，日产液下降74t，日增油7t，含水下降25.5个百分点。到2010年02月日产液41t，日产油8t，含水80.3%，与见效期相比，日产液基本保持不变，日产油下降3t，含水上升9.1个百分点。日产油量开始下降，含水开始回升。并且本井从见效开始，产液量大幅度下降，采出液浓度一直上升。针对该井产液量大幅度下降，含水回升，采出液浓度上升的问题，需要进行综合分析，实施措施治理。
3、原因分析
3.1产液量大幅度下降原因分析
从喇8-PS1801井沉积环境看，非均质严重，层间渗透率差异明显。该井萨III4+5沉积单元与萨III6+7沉积单元渗透率级差为3.1倍。萨III6+7沉积单元有效厚度占全井的40%，其中本单元有效厚度68.9%为中高水淹。因此，萨III6+7沉积单元高渗透层严重影响其他渗透层的驱油效果，使得产液量大幅度下降。该井组注入井于2007年10月开始注聚，2008年5月开始见效。注聚后流体的渗流阻力增大，使得产液量下降。另一方面，该区块的注入井在2008年6月改注高浓度聚合物，由于高浓度聚合物体系本身特性，其相对分子质量大，粘度高，使得推进速度缓慢，从而使得产液量大幅度下降。
3.2含水回升和采出液浓度上升原因分析
从砂体发育与连通上看，对于萨III4-7沉积单元，该井与周围其中3口注入井油层发育均以河流相为主，是主要产液层。并且喇8-PS1801井与周围注入井以一类连通为主。因此，对于萨II4-7沉积单元，本井的发育状况、与周围注入井的连通状况很好，确保了周围注入井对本井的有效注入。
从注入井吸水状况上看，发现在萨Ⅲ4-7底部，周围4口注入井的吸水量有很大变化。在萨III4-7底部，4口注入井均有突进现象，其中喇7-PS1812和喇8-PS1734有明显的突进现象。注入水沿着油层底部大孔道或高渗透层突进是导致采出井喇8-PS1801含水上升及采出液浓度上升的主要原因。
4、潜力分析
4.1各个沉积单元潜力分析
喇8-PS1801井共发育了萨Ⅲ4+5、萨Ⅲ6+7、萨Ⅲ8、萨Ⅲ9+10四个沉积单元，通过对各沉积单元的发育状况、与周围注入井的连通状况以及注入井的注入狀况研究，对潜力层进行了分析：
⑴萨Ⅲ4+5沉积单元
喇8-PS1801井萨Ⅲ4+5沉积单元以河道沉积为主。射开砂岩厚度3.4m ，有效厚度为3.1m，有效渗透率为0.07～0.58μm2，原始含油饱和度为77.24%，目前含油饱和度为55.02%，。因此萨Ⅲ4+5沉积单元渗透率较低，含油饱和度高。从原井网注采关系上看，喇8-PS1801井在原注采井喇8-173和喇8-18的主流线上附近，靠近采出井喇8-18，动用程度主要受采出井喇8-18影响。但喇8-18和喇8-173的萨Ⅲ4+5沉积单元没有发育物性夹层，受重力影响导致萨Ⅲ4+5动用程度差。
⑵萨Ⅲ6+7沉积单元
萨Ⅲ6+7单元是喇8-PS1801井的主要产液层，主要以河道沉积为主，射开砂岩厚度为3.7m，有效厚度为3.2m，有效渗透率为0.540～1.320μm2。原始含油饱和度为80.68%，目前含油饱和度为48.79%，。因此萨Ⅲ6+7沉积单元属于动用程度较好的高渗透层。从原井网注采关系上看，注入井喇8-173井与采出井喇8-18井在萨Ⅲ6+7层位发育都比较好，吸水量大，剩余油动用程度较好。但喇8-18和喇8-183的萨Ⅲ6+7沉积单元没有发育物性夹层，受重力影响导致萨Ⅲ6+7下部动用程度好。
⑶萨Ⅲ8、9+10沉积单元
喇8-PS1801井萨Ⅲ8沉积单元发育为非主体席状砂，属于薄差层，在这里不做研究。与周围注入井均不连通。萨Ⅲ9+10沉积单元射开砂岩厚度为2.4m，有效厚度为1.7m，有效渗透率为0.070～0.300μm2。从原井网注采关系上看，注入井喇8-173井与采出井喇8-18井在萨Ⅲ9+10沉积单元不连通，萨Ⅲ9+10沉积单元剩余油未得到动用。
综上分析，喇8-PS1801井萨Ⅲ4+5、萨Ⅲ6+7沉积单元上部和萨Ⅲ9+10沉积单元含油饱和度较高，动用程度相对低，是压裂的主要目的层。
5.方案编制及效果分析
5.1方案编制
为了改善油层的渗流能力，提高中低渗透层的油层动用状况，提高单井产液量，我们对采出井喇8-PS1801井采取了压裂改造措施。 从萨Ⅲ4-7油层水淹解释成果来看，低、中、高水淹交错分布，动用不均匀，为此采取选择性压裂，保障压裂低水淹层位，避免压开中高含水层；萨Ⅲ4-7油层厚6.3m，高中水淹所占比例为60%，中高水淹厚度为4m，投4m蜡球封堵；由于萨Ⅲ4-7油层厚度较大（6.3m）为保障压裂后液量充足，采用多裂缝压裂技术。萨Ⅲ8-9+103油层厚1.7m，均为中低水淹，选用多裂缝压裂技術。
5.2效果分析
喇8-PS1801井于2010年8月20日实施压裂。压裂前日产液41t，日产油6t，含水85.4%，采出液浓度644mg/L。压裂初期增液57t，日增油7t，含水下降4.8个百分点，采出液浓度下降85mg/L。从生产曲线上看出，压裂初期产液量上升，产油上升，采出液浓度下降，表明已经压开了中低渗透层。随后，采出液浓度逐渐上升，说明形成了有效驱动。
6、措施后跟踪调整
为了保证措施效果应考虑与周围注入井的配套调整。建议周围注入井的相应层段进行如下调整：
⑴对于萨Ⅲ4+5沉积单元和萨Ⅲ6+7沉积单元，油层发育好，底部水淹解释为中高水淹，建议对周围注入井喇8-PS1812的该层进行测调，增加萨Ⅲ4+5层段的注入量，控制萨Ⅲ6+7层段的注入量。从而防止在高渗层形成突破，影响中低渗透层的驱油效果。编制方案萨Ⅲ4+5沉积单元配注增加10 m3，萨Ⅲ6+7沉积单元配注减少10 m3。
⑵对于萨Ⅲ9+10沉积单元，喇7-PS1812井不发育，喇8-PS1801缺少了这个注入方向，这是该层段剩余油动用差的一个原因。为了弥补这一点，根据注入井的注入压力和吸水状况建议将加大喇8-PS1734和喇8-PS1802的萨Ⅲ9+10沉积单元的配注量，均由原来配注15m3增加为25m3。
7、几点认识
⑴结合油水注采关系，利用水淹层解释成果及动态监测资料可较为准确分析油层动用状况[1]。
⑵注聚后沉积单元上部低渗透层仍然存在剩余油，是挖潜调整的主要对象。
⑶注聚见效后及时对中低渗透层采取压裂改造措施，可以提高单井产能。
参考文献：
[1] 黄伏生，胡广斌，刘连福等.喇嘛甸油田聚合物驱油研究与时间.上海辞书出版社，2006，（5）：28～29.
主题词：聚合物驱 含水回升
中图分类号：TL75+2.2
1、基本情况
喇8-PS1801井是北北块一区的采油井，于2006年10月24日投产，该井组注入井于2007年10月开始注聚，采用150m五点法面积井网，开采层位为萨Ⅲ4-10油层，射开砂岩厚度11.4m，有效厚度8.0m。有效渗透率为0.552μm2 ，地层系数为4.4160μm2·m。注聚前含油饱和度为51.5%，采出程度为33.3%，含油饱和度较高，采出程度低。投产方式为常规射孔，原始地层压力10.69MPa。投产初期日产液115 t，日产油1t.含水99%。2008年5月开始见效，见效时日产液99t，日产油11t，含水89.0%；目前，日产液104t，日产油14t，含水86.1%，流压3.36MPa，采出液浓度749mg/L。
2、问题的提出
喇8-PS1801井于2008年6月开始见效，2009年6月含水达到最低点（67.2%），与见效前相比，日产液下降74t，日增油7t，含水下降25.5个百分点。到2010年02月日产液41t，日产油8t，含水80.3%，与见效期相比，日产液基本保持不变，日产油下降3t，含水上升9.1个百分点。日产油量开始下降，含水开始回升。并且本井从见效开始，产液量大幅度下降，采出液浓度一直上升。针对该井产液量大幅度下降，含水回升，采出液浓度上升的问题，需要进行综合分析，实施措施治理。
3、原因分析
3.1产液量大幅度下降原因分析
从喇8-PS1801井沉积环境看，非均质严重，层间渗透率差异明显。该井萨III4+5沉积单元与萨III6+7沉积单元渗透率级差为3.1倍。萨III6+7沉积单元有效厚度占全井的40%，其中本单元有效厚度68.9%为中高水淹。因此，萨III6+7沉积单元高渗透层严重影响其他渗透层的驱油效果，使得产液量大幅度下降。该井组注入井于2007年10月开始注聚，2008年5月开始见效。注聚后流体的渗流阻力增大，使得产液量下降。另一方面，该区块的注入井在2008年6月改注高浓度聚合物，由于高浓度聚合物体系本身特性，其相对分子质量大，粘度高，使得推进速度缓慢，从而使得产液量大幅度下降。
3.2含水回升和采出液浓度上升原因分析
从砂体发育与连通上看，对于萨III4-7沉积单元，该井与周围其中3口注入井油层发育均以河流相为主，是主要产液层。并且喇8-PS1801井与周围注入井以一类连通为主。因此，对于萨II4-7沉积单元，本井的发育状况、与周围注入井的连通状况很好，确保了周围注入井对本井的有效注入。
从注入井吸水状况上看，发现在萨Ⅲ4-7底部，周围4口注入井的吸水量有很大变化。在萨III4-7底部，4口注入井均有突进现象，其中喇7-PS1812和喇8-PS1734有明显的突进现象。注入水沿着油层底部大孔道或高渗透层突进是导致采出井喇8-PS1801含水上升及采出液浓度上升的主要原因。
4、潜力分析
4.1各个沉积单元潜力分析
喇8-PS1801井共发育了萨Ⅲ4+5、萨Ⅲ6+7、萨Ⅲ8、萨Ⅲ9+10四个沉积单元，通过对各沉积单元的发育状况、与周围注入井的连通状况以及注入井的注入狀况研究，对潜力层进行了分析：
⑴萨Ⅲ4+5沉积单元
喇8-PS1801井萨Ⅲ4+5沉积单元以河道沉积为主。射开砂岩厚度3.4m ，有效厚度为3.1m，有效渗透率为0.07～0.58μm2，原始含油饱和度为77.24%，目前含油饱和度为55.02%，。因此萨Ⅲ4+5沉积单元渗透率较低，含油饱和度高。从原井网注采关系上看，喇8-PS1801井在原注采井喇8-173和喇8-18的主流线上附近，靠近采出井喇8-18，动用程度主要受采出井喇8-18影响。但喇8-18和喇8-173的萨Ⅲ4+5沉积单元没有发育物性夹层，受重力影响导致萨Ⅲ4+5动用程度差。
⑵萨Ⅲ6+7沉积单元
萨Ⅲ6+7单元是喇8-PS1801井的主要产液层，主要以河道沉积为主，射开砂岩厚度为3.7m，有效厚度为3.2m，有效渗透率为0.540～1.320μm2。原始含油饱和度为80.68%，目前含油饱和度为48.79%，。因此萨Ⅲ6+7沉积单元属于动用程度较好的高渗透层。从原井网注采关系上看，注入井喇8-173井与采出井喇8-18井在萨Ⅲ6+7层位发育都比较好，吸水量大，剩余油动用程度较好。但喇8-18和喇8-183的萨Ⅲ6+7沉积单元没有发育物性夹层，受重力影响导致萨Ⅲ6+7下部动用程度好。
⑶萨Ⅲ8、9+10沉积单元
喇8-PS1801井萨Ⅲ8沉积单元发育为非主体席状砂，属于薄差层，在这里不做研究。与周围注入井均不连通。萨Ⅲ9+10沉积单元射开砂岩厚度为2.4m，有效厚度为1.7m，有效渗透率为0.070～0.300μm2。从原井网注采关系上看，注入井喇8-173井与采出井喇8-18井在萨Ⅲ9+10沉积单元不连通，萨Ⅲ9+10沉积单元剩余油未得到动用。
综上分析，喇8-PS1801井萨Ⅲ4+5、萨Ⅲ6+7沉积单元上部和萨Ⅲ9+10沉积单元含油饱和度较高，动用程度相对低，是压裂的主要目的层。
5.方案编制及效果分析
5.1方案编制
为了改善油层的渗流能力，提高中低渗透层的油层动用状况，提高单井产液量，我们对采出井喇8-PS1801井采取了压裂改造措施。 从萨Ⅲ4-7油层水淹解释成果来看，低、中、高水淹交错分布，动用不均匀，为此采取选择性压裂，保障压裂低水淹层位，避免压开中高含水层；萨Ⅲ4-7油层厚6.3m，高中水淹所占比例为60%，中高水淹厚度为4m，投4m蜡球封堵；由于萨Ⅲ4-7油层厚度较大（6.3m）为保障压裂后液量充足，采用多裂缝压裂技术。萨Ⅲ8-9+103油层厚1.7m，均为中低水淹，选用多裂缝压裂技術。
5.2效果分析
喇8-PS1801井于2010年8月20日实施压裂。压裂前日产液41t，日产油6t，含水85.4%，采出液浓度644mg/L。压裂初期增液57t，日增油7t，含水下降4.8个百分点，采出液浓度下降85mg/L。从生产曲线上看出，压裂初期产液量上升，产油上升，采出液浓度下降，表明已经压开了中低渗透层。随后，采出液浓度逐渐上升，说明形成了有效驱动。
6、措施后跟踪调整
为了保证措施效果应考虑与周围注入井的配套调整。建议周围注入井的相应层段进行如下调整：
⑴对于萨Ⅲ4+5沉积单元和萨Ⅲ6+7沉积单元，油层发育好，底部水淹解释为中高水淹，建议对周围注入井喇8-PS1812的该层进行测调，增加萨Ⅲ4+5层段的注入量，控制萨Ⅲ6+7层段的注入量。从而防止在高渗层形成突破，影响中低渗透层的驱油效果。编制方案萨Ⅲ4+5沉积单元配注增加10 m3，萨Ⅲ6+7沉积单元配注减少10 m3。
⑵对于萨Ⅲ9+10沉积单元，喇7-PS1812井不发育，喇8-PS1801缺少了这个注入方向，这是该层段剩余油动用差的一个原因。为了弥补这一点，根据注入井的注入压力和吸水状况建议将加大喇8-PS1734和喇8-PS1802的萨Ⅲ9+10沉积单元的配注量，均由原来配注15m3增加为25m3。
7、几点认识
⑴结合油水注采关系，利用水淹层解释成果及动态监测资料可较为准确分析油层动用状况[1]。
⑵注聚后沉积单元上部低渗透层仍然存在剩余油，是挖潜调整的主要对象。
⑶注聚见效后及时对中低渗透层采取压裂改造措施，可以提高单井产能。
参考文献：
[1] 黄伏生，胡广斌，刘连福等.喇嘛甸油田聚合物驱油研究与时间.上海辞书出版社，2006，（5）：28～29.