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[摘 要]目前，孤东油田三四区处于二元复合驱转后续水驱开采阶段，加强后续水驱阶段开采特征及剩余油分布规律研究，及时水井调剖、分注；井网完善、转流线等调整挖潜措施，提高油井产液量，减缓含水上升速度，深挖剩余油潜力，确保油田开采末期及后续水驱油田良性开发，最大程度提高采收率。
[关键词]三四区 后续水驱 动态特征 剩余油
中图分类号：TE34 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）44-0028-01
聚合物驱是油藏开发的一个阶段，聚合物后还需要用后续水驱等技术进一步开采。三四区注聚区于2006年10月19日开始实施注聚前降压调整，2006年12月8日正式注聚，2008年8月19转入二元驱，2011年9月开始逐步转后续水驱开发阶段。
一、三四区地质概况特征
三四区位于孤东油田西部，断层切割形成的自然区块。含油面积9.4km2，有效厚度11.5m，地质储量3183×104t，其中二元驱含油面积6.3km2，孔隙体积3345*104m3，地质储量2063×104t，占总储量的65%。埋藏浅，为曲流河沉积，沉积微相以边滩和泛滥平原为主，同时发育天然堤、决口扇和废弃河道等沉积微相。砂层组以简单正韵律和复杂正韵律为特征，颗粒粒径自下至上由粗变细，孔隙度、渗透率由下至上由大变小。
二、三四区转后续水驱后剩余油分布规律研究
通过钻密闭取芯井、T/O比能谱测井、数值模拟及油田动态分析相结合的方法方式，对三四区聚合物驱后剩余油进行了研究。通过研究发现三四区剩余油分布有以下特点：
2.1 平面上剩余油主要分布在断层、相带变化幅度较大、尖灭区附近及单向或两向受效注采不完善的区域，打更新井、T/O比能谱测井等监测资料表明注采不完善井区剩余油饱和度高于注采完善井区。以上资料证明：三四区聚合物驱后剩余油分布与注采完善程度密切相关。
2.2 纵向上剩余油主要分布：（1）纵向上剩余油分布受沉积环境影响，油层发育好、渗透率高的沉积单元剩余油饱和度低，而油层发育差、渗透率低的沉积单元剩余油饱和度相对高。（2）受韵律性影响，正韵律油层上部低渗透、复合韵律渗透性变差部位剩余油饱和度相对较高，这类油层聚合物驱后，由于底部渗透率高，在注入压力和重力作用下，采用原来的聚合物溶液不足以起到调剖作用，而使聚合物溶液不能驱替上部剩余油，从而上部剩余油饱和度高，而下部剩余油饱和度低。
三、三四区转后续水驱后面临生产问题
3.1 吸水剖面改变，注采矛盾突出
转后续水驱后，聚合物的调堵作用弱化，注水井层间吸水状况恶化，层间差异加大，影响水驱效果。如GO3-15-127井注NGS31313253+454层，2010年6月测注聚剖面显示31.1.2层吸水量占43.9%，53+454吸水量占56.1%，层间差异较小。水井转后续水驱后，2011年12月测吸水剖面显示，53+454层吸水量占62%，31.1.2层吸水量占38%层间吸水状况恶化，层间差异加大，导致层间注采矛盾突出，影响聚合物驱和水驱效果。
3.2 地层能量不足，单井液量低
聚合物驱阶段注采比偏低，地层亏空严重，地层压力下降，后续水驱地层压力10.26Mpa，总压降2.7Mpa，油井平均动液面930m，单井液量40t/d，显著低于同类油藏日液水平。同时由于聚合物堵塞机械防砂工具，如绕丝等造成油井防砂难度大，低液生产。
3.3 含水上升速度快，自然递减大
平面和纵向注采矛盾加剧，以及聚合物驱替粘度见效，后续水驱含水上升快，含水上升率2.36%，自然递减率18.22%。转后续水驱后，油井含水上升速度加快，注入水突破聚合物段塞，部分油井含水已回返至注聚前水平，失去注聚增油效果，二元复合驱开发效果逐渐变差。
四、提高采收率措施及措施效果分析
4.1 探索合理注采比，延长注聚后段塞有效时间
三四区注聚后由于聚合物粘度增加，造成水井注入阻力增大，增加了聚合物波及体积，扩大了驱油面积，随着聚合物注入阻力的增加先后对水井采取提高注入量、增压泵增注等措施，确保了聚合物驱阶段注采比合理。在注聚末期及后续水驱，注入水粘度小，为了减缓注入水层中指进和单层突进，需要降低水井注入量，保持合理注采比。通过反复实践验证，将注采比设定在1.0左右，可以避免注入水稀释地层中聚合物段塞，使段塞不至于短时间内遭到破坏，充分发挥聚合物驱后段塞作用，减缓油井含水上升速度，延长后续水驱注聚段塞有效时间。
4.2 完善注采井网，提高井网控油能力
三四区注采对应关系错综复杂，断层、次序断层分布复杂，平面矛盾差异大，平面矛盾突出。经过仔细对比、查找，通过打新井、油转水、补孔改层等措施完善注采井网，措施提高注采对应率，提高储量控制程度。针对局部注采不完善的问题，先后打更新井、油转水、补孔改层等今年以来先后实施油转水4口，增加日注水量600余立方米，对应油井11口，增加水驱控制储量68*104吨。由于驱替方式的不同，在水驱与二元复合驱的边角部位，尤其是砂体边部经常会形成剩余油富集区，是剩余油挖潜的主阵地，通过打更新油水井等措施深挖油藏潜力，提高开发效果。
4.3 实施转流线工程，改变水驱油和老流线方向
孤东油田三四自投产注水开发以来，井网较完善，流线固定一成不变，造成主流线水驱效果较好，水洗程度较高，主流线上剩余油饱和度较低。注聚后聚合物对部分主流线的大孔道进行了调堵，一定程度上解决了平面和纵向矛盾，扩大的水驱波及体积，提高了开发效果。转后续水驱后，注入水将沿原来已形成的大孔道突进，造成油井含水上升。为了增加注聚后注入水波及体积，扩大波及面积，可以采取油转水、水转油等措施改变原有流线，挖掘剩余油，提高最终采收率。四区5-6单元处于高峰末期，含水回返，老流线驱油效果变差，需通过转流线改善开发效果，在2个井组进行实施，取得了初步效果，日油上升3.8吨，综合含水下降2.3%，液面回升327米。
4.4 实施细分注水，不断提高水井“三率”
三四区油井多为多层合采，水井多层笼统注水，造成井间干扰大，层间矛盾突出。通过分析储层发育差及主力油层内部存在较大挖掘潜力，需要通过水井细分注水，油井单层采油等措施改变吸水剖面和注入剖面、以及产液剖面，聪哥解决层间矛盾，提高开发效果。2014年以来先后实施水井细分等工作量的实施7口，对应油井15口，日增加油量186吨。同时针对测试遇阻、底球漏、封隔器失效等导致的分层测试不合格井，及时实施作业冲砂换管柱，提高分层测试合格率，确保水井“注足水、注好水、注有效水”，不断提高水井注采对应率、层段合格率、分注率等“三率”。
4.5 实施油水井调堵，调整注采剖面
受层内隔层及渗透性不均衡的影响，随着时间的推移，注采强度的加大，层内非均质性不断加强，造成层内大孔道突出，注入水主要沿大孔道低效采出，油井对剩余油控制程度变差，转后续水驱后变现的更为明显。由于各小层之间厚度及渗透性的差异，造成层间矛盾突出，个别层驱油效率低，如井区内GO4-18-26、GO4-9N19两口井所测吸水剖面显示，吸水较好的层主要集中在厚度大、渗透率高的层，而厚度小渗透率低的层吸水较差。根据井区生产现状，制定了以注水井调剖，对应高含水油井堵水的措施，改善注入产出剖面，确保整体堵调效果，以此挖掘层间及层内的潜力。
[关键词]三四区 后续水驱 动态特征 剩余油
中图分类号：TE34 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）44-0028-01
聚合物驱是油藏开发的一个阶段，聚合物后还需要用后续水驱等技术进一步开采。三四区注聚区于2006年10月19日开始实施注聚前降压调整，2006年12月8日正式注聚，2008年8月19转入二元驱，2011年9月开始逐步转后续水驱开发阶段。
一、三四区地质概况特征
三四区位于孤东油田西部，断层切割形成的自然区块。含油面积9.4km2，有效厚度11.5m，地质储量3183×104t，其中二元驱含油面积6.3km2，孔隙体积3345*104m3，地质储量2063×104t，占总储量的65%。埋藏浅，为曲流河沉积，沉积微相以边滩和泛滥平原为主，同时发育天然堤、决口扇和废弃河道等沉积微相。砂层组以简单正韵律和复杂正韵律为特征，颗粒粒径自下至上由粗变细，孔隙度、渗透率由下至上由大变小。
二、三四区转后续水驱后剩余油分布规律研究
通过钻密闭取芯井、T/O比能谱测井、数值模拟及油田动态分析相结合的方法方式，对三四区聚合物驱后剩余油进行了研究。通过研究发现三四区剩余油分布有以下特点：
2.1 平面上剩余油主要分布在断层、相带变化幅度较大、尖灭区附近及单向或两向受效注采不完善的区域，打更新井、T/O比能谱测井等监测资料表明注采不完善井区剩余油饱和度高于注采完善井区。以上资料证明：三四区聚合物驱后剩余油分布与注采完善程度密切相关。
2.2 纵向上剩余油主要分布：（1）纵向上剩余油分布受沉积环境影响，油层发育好、渗透率高的沉积单元剩余油饱和度低，而油层发育差、渗透率低的沉积单元剩余油饱和度相对高。（2）受韵律性影响，正韵律油层上部低渗透、复合韵律渗透性变差部位剩余油饱和度相对较高，这类油层聚合物驱后，由于底部渗透率高，在注入压力和重力作用下，采用原来的聚合物溶液不足以起到调剖作用，而使聚合物溶液不能驱替上部剩余油，从而上部剩余油饱和度高，而下部剩余油饱和度低。
三、三四区转后续水驱后面临生产问题
3.1 吸水剖面改变，注采矛盾突出
转后续水驱后，聚合物的调堵作用弱化，注水井层间吸水状况恶化，层间差异加大，影响水驱效果。如GO3-15-127井注NGS31313253+454层，2010年6月测注聚剖面显示31.1.2层吸水量占43.9%，53+454吸水量占56.1%，层间差异较小。水井转后续水驱后，2011年12月测吸水剖面显示，53+454层吸水量占62%，31.1.2层吸水量占38%层间吸水状况恶化，层间差异加大，导致层间注采矛盾突出，影响聚合物驱和水驱效果。
3.2 地层能量不足，单井液量低
聚合物驱阶段注采比偏低，地层亏空严重，地层压力下降，后续水驱地层压力10.26Mpa，总压降2.7Mpa，油井平均动液面930m，单井液量40t/d，显著低于同类油藏日液水平。同时由于聚合物堵塞机械防砂工具，如绕丝等造成油井防砂难度大，低液生产。
3.3 含水上升速度快，自然递减大
平面和纵向注采矛盾加剧，以及聚合物驱替粘度见效，后续水驱含水上升快，含水上升率2.36%，自然递减率18.22%。转后续水驱后，油井含水上升速度加快，注入水突破聚合物段塞，部分油井含水已回返至注聚前水平，失去注聚增油效果，二元复合驱开发效果逐渐变差。
四、提高采收率措施及措施效果分析
4.1 探索合理注采比，延长注聚后段塞有效时间
三四区注聚后由于聚合物粘度增加，造成水井注入阻力增大，增加了聚合物波及体积，扩大了驱油面积，随着聚合物注入阻力的增加先后对水井采取提高注入量、增压泵增注等措施，确保了聚合物驱阶段注采比合理。在注聚末期及后续水驱，注入水粘度小，为了减缓注入水层中指进和单层突进，需要降低水井注入量，保持合理注采比。通过反复实践验证，将注采比设定在1.0左右，可以避免注入水稀释地层中聚合物段塞，使段塞不至于短时间内遭到破坏，充分发挥聚合物驱后段塞作用，减缓油井含水上升速度，延长后续水驱注聚段塞有效时间。
4.2 完善注采井网，提高井网控油能力
三四区注采对应关系错综复杂，断层、次序断层分布复杂，平面矛盾差异大，平面矛盾突出。经过仔细对比、查找，通过打新井、油转水、补孔改层等措施完善注采井网，措施提高注采对应率，提高储量控制程度。针对局部注采不完善的问题，先后打更新井、油转水、补孔改层等今年以来先后实施油转水4口，增加日注水量600余立方米，对应油井11口，增加水驱控制储量68*104吨。由于驱替方式的不同，在水驱与二元复合驱的边角部位，尤其是砂体边部经常会形成剩余油富集区，是剩余油挖潜的主阵地，通过打更新油水井等措施深挖油藏潜力，提高开发效果。
4.3 实施转流线工程，改变水驱油和老流线方向
孤东油田三四自投产注水开发以来，井网较完善，流线固定一成不变，造成主流线水驱效果较好，水洗程度较高，主流线上剩余油饱和度较低。注聚后聚合物对部分主流线的大孔道进行了调堵，一定程度上解决了平面和纵向矛盾，扩大的水驱波及体积，提高了开发效果。转后续水驱后，注入水将沿原来已形成的大孔道突进，造成油井含水上升。为了增加注聚后注入水波及体积，扩大波及面积，可以采取油转水、水转油等措施改变原有流线，挖掘剩余油，提高最终采收率。四区5-6单元处于高峰末期，含水回返，老流线驱油效果变差，需通过转流线改善开发效果，在2个井组进行实施，取得了初步效果，日油上升3.8吨，综合含水下降2.3%，液面回升327米。
4.4 实施细分注水，不断提高水井“三率”
三四区油井多为多层合采，水井多层笼统注水，造成井间干扰大，层间矛盾突出。通过分析储层发育差及主力油层内部存在较大挖掘潜力，需要通过水井细分注水，油井单层采油等措施改变吸水剖面和注入剖面、以及产液剖面，聪哥解决层间矛盾，提高开发效果。2014年以来先后实施水井细分等工作量的实施7口，对应油井15口，日增加油量186吨。同时针对测试遇阻、底球漏、封隔器失效等导致的分层测试不合格井，及时实施作业冲砂换管柱，提高分层测试合格率，确保水井“注足水、注好水、注有效水”，不断提高水井注采对应率、层段合格率、分注率等“三率”。
4.5 实施油水井调堵，调整注采剖面
受层内隔层及渗透性不均衡的影响，随着时间的推移，注采强度的加大，层内非均质性不断加强，造成层内大孔道突出，注入水主要沿大孔道低效采出，油井对剩余油控制程度变差，转后续水驱后变现的更为明显。由于各小层之间厚度及渗透性的差异，造成层间矛盾突出，个别层驱油效率低，如井区内GO4-18-26、GO4-9N19两口井所测吸水剖面显示，吸水较好的层主要集中在厚度大、渗透率高的层，而厚度小渗透率低的层吸水较差。根据井区生产现状，制定了以注水井调剖，对应高含水油井堵水的措施，改善注入产出剖面，确保整体堵调效果，以此挖掘层间及层内的潜力。