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摘要：以孤东油田三四区注聚区为例，对窜聚井的形成原因和下步治理措施进行了研究和探讨，通过提控结合油水联动治理窜聚井，现场应用效果良好，改善了聚驱开发效果，对其它同类油田的聚驱开发具有借鉴意义。
关键词：窜聚 调控结合 聚驱效果
聚合物驱是指向油藏中注入高相对分子质量的水溶性聚合物溶液的驱油方法。同水驱开发油田不同，聚合物驱通常是在水驱开发的基础上进行的，由于流度比的下降大大提高了驱替相波及的区域，降低了含油饱和度，从而提高原油采收率。影响聚合物驱效果的因素很多，包括储层特征、井网、地层温度、地下原油粘度、聚合物粘度、注入速度等。二类油藏总体上呈现砂体发育规模小、小层数多、单层厚度薄、平面及纵向非均质严重的特点【1】，在聚驱开发过程中局部井区因三大矛盾的突出，易造成见效时间早，含水回返快，局部井区窜聚的现象，严重影响聚合物驱油效果。本文以孤东油田三四区注聚区为例，针对现在开发中出现的含水回返井进行研究和探讨，总结出造成含水回返的原因和影响因素，并通过动态调整减缓含水回返速度，进一步扩大注聚见效效果。
1 基本情况
孤东油田三四区位于孤东油田西部，是由断层切割形成的自然区块，含油面积9.4Km2，有效厚度11.5米，孔隙体积3361*104m3，注聚地质储量2063×104吨，平均注采井距150米。设计总用量630PV.mg/L；注入方式：0.15PV?2200mg/L+0. 6PV?1800mg/L + 0.05PV*1500mg/L；注入速度：0.08～0.11PV/a（8050-9930m3/d）；溶液配制：清水配制母液，污水稀释注入。预测0.13-0.15PV时见效（540天左右），预测提高采收率6.1%，累计增产原油126×104吨。
2006年10月19日开始实施降水降压，2006年12月7日开始注聚，目前管辖区域内有油井总井67口，开井58口，日液3192吨，日油320吨，平均单井日液55.0吨，单井日油5.5吨，综合含水90.0%，动液面905米；水井总井33口，开井30口，油压12.6MPa，日注2990立方米，目前注采比0.94，平均见聚浓度463mg/L。截至到2011年10月底，已累计注入0.47PV。
2 注聚区含水回返井特征分类
截止到2011年10月底，注聚区内正见效井20口，见效高峰期21口，初见效井5口，含水回返井17口，未见效井4口，见效率达94.0%，日油比注聚前增加182.4吨，含水下降了6.8个百分点，平均单井累增油4682吨。
含水回返井共17口，占总井数的25.4%，目前日液977.6吨，日油47.8吨，综合含水95.1%，平均见聚浓度846mg/L，与注聚高峰期相比，日减油80.5吨，含水上升9.1%，见聚浓度上升了540mg/L，部分井区单井产量已恢复到注聚前水平，失去了注聚增油能力。分析这部分单井存在以下几个特点：
2.1 单向对应井区含水回返比例大
统计17口含水回返井中，属于单向对应水井的6口，两向对应注入不均衡5口，两项合计占回返总井的64.7%，分析这部分井主要是单向对应导致控制储量较小，单一方向注聚受效，动态调配手段单一，容易造成平面突破，窜聚严重。
2.2 小井距开发导致段塞推进速度快
统计17口油井中，小井距造成含水回返的油井11口，占回返总井的64.7%，比例较大。分析这部分井注聚见效特点为：见效时间早，见效周期短，回返速度快，治理难度大。主要受注采井距小，注聚后很快见到注聚效果，增油幅度大，但很快段塞就推到油井井底，造成含水快速上升的现象，后期治理难度很大。
2.3 单井采出程度偏低
统计17口油井中，单井采出程度小于40%的11口，平均单井采出程度仅为34.59%，与注聚效果预测相差甚远，分析造成这种现象的主要原因为层内、层间矛盾严重，存在高渗透条带造成聚合物快速推进，油井表现高见聚高含水的生产形势，影响了聚合物驱油的效果。
3 含水回返井治理方法研究
通过以上对含水回返井原因和特点的分析，我们已经明确了造成含水回返的主要原因，针对以上情况，主要采取油井改层、完善，水井调剖堵水，水井调配提浓度油井提液挖潜剩余油等方式治理窜聚井。
针对井组内一口水井对应多口油井，水井与其中一口油井窜聚严重，其余油井均未见效的井组，主要采取窜聚油井限液关井，水井提水扩大波及体积的措施促进整个井组注聚见效。
典型井例：GO4-10-2021窜聚井提控结合治理
GO4-10-2021井组内共有油井4口（GO4-10-2021、GO4-9N18、GO4-10-219、GO4-11-18），水井两口（GO4-9N19、GO4-11N19），井组日产液量362吨，日产油量29.8吨，综合含水91.7%，水井日注255立方米，平均注入压力11.9MPa。其中GO4-10-2021井与两口水井窜聚，日液113.2吨，日油2.2吨，含水98.0%，见聚浓度887mg/L，已失去注聚增油能力，是一口典型的窜聚井，导致井组内其他油井受效减弱，未达到注聚最佳效果。
3.1 措施制定思路
针对目前该井组存在的问题，采取对油井GO4-10-2021限液，同时水井GO4-9N19、GO4-11N19提水的措施，主要思路是控制窜聚油井GO4-10-2021日产液量，减少水井对该方向的注入，迫使水井改变注入方向，同时水井大幅度提水，扩大波及体积，进一步增强注聚效果。
3.2 现场实施情况
第一阶段，2010年4月4日，对GO4-10-2021实施限液，液量由115吨下降至68吨，临井10-219液量上升11吨，油量上升1.5吨，含水下降了1.2%；说明对应水井加强了10-219方向的注入，动用了之间的剩余油，但含水下降幅度不大，说明10-2021仍为注入井主要注入方向。
第二阶段，2010年6月26日，对10-2021作业改层，补孔53层采油，55层该区域无其他井控制，同时2010年5月26日水井9N19调配提水60到120立方米，GO4-11N19于2010年6月24日调配140到160立方米补充能量，措施实施后临井10-219液量上升32吨，油量上升7.4吨，含水下降了5.4%，峰值产量日油20.4吨，阶段累增油786吨，起到了很好注聚效果。
3.3 实施效果评价
第一阶段对窜聚油井虽降参限液，但仍未改变水井的注入方向，该井仍为主力注聚方向，说明油水井之间形成大孔道的窜聚油井，采取小幅度限液试图改变注入井的来水方向效果甚微；第二阶段对油井实施改层生产后，完全停止该方向的采出，才能迫使注入井向其他方向注入，同时水井提配注增注，起到了扩大波及体积的作用，促使其他方向油井见效，效果明显，整个井组日增油能力10.5吨，阶段累增油2548吨，起到了很好的治理窜聚井效果。
4 结论
4.1对于聚合物驱油藏的开采，应明确聚驱的驱油机理和驱油特征，为问题的分析和解决打好基础。
4.2油藏开采过程中，要时刻关注油水井的生产状况，及时录取资料，以便出现含水回返和窜聚等现象时积极采取相应措施。
4.3聚驱开发过程中，针对窜聚油井应采用提液限液相结合，调剖调配做辅助，不断扩大波及体积，提高驱油效率。
参考文献
[1]赵翰卿.对储层流动单元研究的认识与建议.大庆石油地质与开发，2001，20（3）：8-10.
关键词：窜聚 调控结合 聚驱效果
聚合物驱是指向油藏中注入高相对分子质量的水溶性聚合物溶液的驱油方法。同水驱开发油田不同，聚合物驱通常是在水驱开发的基础上进行的，由于流度比的下降大大提高了驱替相波及的区域，降低了含油饱和度，从而提高原油采收率。影响聚合物驱效果的因素很多，包括储层特征、井网、地层温度、地下原油粘度、聚合物粘度、注入速度等。二类油藏总体上呈现砂体发育规模小、小层数多、单层厚度薄、平面及纵向非均质严重的特点【1】，在聚驱开发过程中局部井区因三大矛盾的突出，易造成见效时间早，含水回返快，局部井区窜聚的现象，严重影响聚合物驱油效果。本文以孤东油田三四区注聚区为例，针对现在开发中出现的含水回返井进行研究和探讨，总结出造成含水回返的原因和影响因素，并通过动态调整减缓含水回返速度，进一步扩大注聚见效效果。
1 基本情况
孤东油田三四区位于孤东油田西部，是由断层切割形成的自然区块，含油面积9.4Km2，有效厚度11.5米，孔隙体积3361*104m3，注聚地质储量2063×104吨，平均注采井距150米。设计总用量630PV.mg/L；注入方式：0.15PV?2200mg/L+0. 6PV?1800mg/L + 0.05PV*1500mg/L；注入速度：0.08～0.11PV/a（8050-9930m3/d）；溶液配制：清水配制母液，污水稀释注入。预测0.13-0.15PV时见效（540天左右），预测提高采收率6.1%，累计增产原油126×104吨。
2006年10月19日开始实施降水降压，2006年12月7日开始注聚，目前管辖区域内有油井总井67口，开井58口，日液3192吨，日油320吨，平均单井日液55.0吨，单井日油5.5吨，综合含水90.0%，动液面905米；水井总井33口，开井30口，油压12.6MPa，日注2990立方米，目前注采比0.94，平均见聚浓度463mg/L。截至到2011年10月底，已累计注入0.47PV。
2 注聚区含水回返井特征分类
截止到2011年10月底，注聚区内正见效井20口，见效高峰期21口，初见效井5口，含水回返井17口，未见效井4口，见效率达94.0%，日油比注聚前增加182.4吨，含水下降了6.8个百分点，平均单井累增油4682吨。
含水回返井共17口，占总井数的25.4%，目前日液977.6吨，日油47.8吨，综合含水95.1%，平均见聚浓度846mg/L，与注聚高峰期相比，日减油80.5吨，含水上升9.1%，见聚浓度上升了540mg/L，部分井区单井产量已恢复到注聚前水平，失去了注聚增油能力。分析这部分单井存在以下几个特点：
2.1 单向对应井区含水回返比例大
统计17口含水回返井中，属于单向对应水井的6口，两向对应注入不均衡5口，两项合计占回返总井的64.7%，分析这部分井主要是单向对应导致控制储量较小，单一方向注聚受效，动态调配手段单一，容易造成平面突破，窜聚严重。
2.2 小井距开发导致段塞推进速度快
统计17口油井中，小井距造成含水回返的油井11口，占回返总井的64.7%，比例较大。分析这部分井注聚见效特点为：见效时间早，见效周期短，回返速度快，治理难度大。主要受注采井距小，注聚后很快见到注聚效果，增油幅度大，但很快段塞就推到油井井底，造成含水快速上升的现象，后期治理难度很大。
2.3 单井采出程度偏低
统计17口油井中，单井采出程度小于40%的11口，平均单井采出程度仅为34.59%，与注聚效果预测相差甚远，分析造成这种现象的主要原因为层内、层间矛盾严重，存在高渗透条带造成聚合物快速推进，油井表现高见聚高含水的生产形势，影响了聚合物驱油的效果。
3 含水回返井治理方法研究
通过以上对含水回返井原因和特点的分析，我们已经明确了造成含水回返的主要原因，针对以上情况，主要采取油井改层、完善，水井调剖堵水，水井调配提浓度油井提液挖潜剩余油等方式治理窜聚井。
针对井组内一口水井对应多口油井，水井与其中一口油井窜聚严重，其余油井均未见效的井组，主要采取窜聚油井限液关井，水井提水扩大波及体积的措施促进整个井组注聚见效。
典型井例：GO4-10-2021窜聚井提控结合治理
GO4-10-2021井组内共有油井4口（GO4-10-2021、GO4-9N18、GO4-10-219、GO4-11-18），水井两口（GO4-9N19、GO4-11N19），井组日产液量362吨，日产油量29.8吨，综合含水91.7%，水井日注255立方米，平均注入压力11.9MPa。其中GO4-10-2021井与两口水井窜聚，日液113.2吨，日油2.2吨，含水98.0%，见聚浓度887mg/L，已失去注聚增油能力，是一口典型的窜聚井，导致井组内其他油井受效减弱，未达到注聚最佳效果。
3.1 措施制定思路
针对目前该井组存在的问题，采取对油井GO4-10-2021限液，同时水井GO4-9N19、GO4-11N19提水的措施，主要思路是控制窜聚油井GO4-10-2021日产液量，减少水井对该方向的注入，迫使水井改变注入方向，同时水井大幅度提水，扩大波及体积，进一步增强注聚效果。
3.2 现场实施情况
第一阶段，2010年4月4日，对GO4-10-2021实施限液，液量由115吨下降至68吨，临井10-219液量上升11吨，油量上升1.5吨，含水下降了1.2%；说明对应水井加强了10-219方向的注入，动用了之间的剩余油，但含水下降幅度不大，说明10-2021仍为注入井主要注入方向。
第二阶段，2010年6月26日，对10-2021作业改层，补孔53层采油，55层该区域无其他井控制，同时2010年5月26日水井9N19调配提水60到120立方米，GO4-11N19于2010年6月24日调配140到160立方米补充能量，措施实施后临井10-219液量上升32吨，油量上升7.4吨，含水下降了5.4%，峰值产量日油20.4吨，阶段累增油786吨，起到了很好注聚效果。
3.3 实施效果评价
第一阶段对窜聚油井虽降参限液，但仍未改变水井的注入方向，该井仍为主力注聚方向，说明油水井之间形成大孔道的窜聚油井，采取小幅度限液试图改变注入井的来水方向效果甚微；第二阶段对油井实施改层生产后，完全停止该方向的采出，才能迫使注入井向其他方向注入，同时水井提配注增注，起到了扩大波及体积的作用，促使其他方向油井见效，效果明显，整个井组日增油能力10.5吨，阶段累增油2548吨，起到了很好的治理窜聚井效果。
4 结论
4.1对于聚合物驱油藏的开采，应明确聚驱的驱油机理和驱油特征，为问题的分析和解决打好基础。
4.2油藏开采过程中，要时刻关注油水井的生产状况，及时录取资料，以便出现含水回返和窜聚等现象时积极采取相应措施。
4.3聚驱开发过程中，针对窜聚油井应采用提液限液相结合，调剖调配做辅助，不断扩大波及体积，提高驱油效率。
参考文献
[1]赵翰卿.对储层流动单元研究的认识与建议.大庆石油地质与开发，2001，20（3）：8-10.