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摘要：锦16块三层系二元驱位于16块中部分采区，试验区内采出程度较高，局部井点平面动用差异程度大，注采井间“大孔道”普遍发育，注入水无效循环严重，通过先期调驱，改善一定注入效果，中期适时调整产液量，保证注采平衡，取得较好效果，值得推广和借鉴。
关键词：剩余油;化学驱;注采平衡;
一、油藏基本情况
锦16块地处大凌河河套内。构造位置位于辽河盆地西部凹陷西斜坡欢喜岭油田中部。开采层位为兴隆台油层，含油面积6.0平方公里，石油地质储量3985万吨（锦采：3.92km2，地质储量2523×104t，水驱标定可采储量1336×104t）。锦16块三层系二元驱位于16块中部分采区，构造形态为两条近东西向正断层夹持的南倾的鼻状构造。试验区目的层为兴Ⅲ6-8，含油面积0.24km2，有效厚度18.1m，孔隙度24.1%，平均有效渗透率750×10-3μm2，地质储量63.1×104t，孔隙体积146×104m3。
2017年11月开始，三层系进入主段塞阶段，试验区阶段核实产油1.38万吨，阶段采出程度2.19%，总采出程度53.89%，目前采油速度仅0.11%，需加快层位整体调整，尽快改善区块的驱替效果。
二、调驱必要性分析
1、采出程度高。
试验区内有22口老井零星挖潜过目的层，累计产油32.6×104t，累产水63.4×104m3，采出程度51.7%，已高出区块水驱标定采收率51.1%。
2、局部井点采出较高，平面动用程度差异大。
如锦2-6-6井于1979年9月投产1281.0-1447.0m，77.2m/12层，兴Ⅰ+Ⅱ6-Ⅲ8，其中三层系化学驱目的层段为1412.0-1438.0m，23.4m/2层。初期日产油101.5t/d，不含水，至1990年5月堵水后不再生产兴Ⅲ6-8，期间累产油44.1349×104t，累产水26.2071×104m3，辟分产量后目的层累产为13.3777×104t，累产水7.9436×104m3，占总产出的31%。
3、累积注采比较低。
到2014年12月底，试验区内共有4口井注入过目的层，分别是锦2-丙6-135、锦2-丙5-235、锦2-6-05、锦2-丙6-225，累计注水105.39×104m3，累积注采比为0.78。
4、注水压力低。
注入井注水启动压力低，有3口井注入压力为0，最高注入压力也只有4.7MPa，平均注入压力为1.4MPa，说明注采井间“大孔道”普遍发育，注入水无效循环严重。
三、实施先期调驱，改善注入效果
1、对比二层系整体调驱用量的同时，考虑到三层系目的层砂体厚度更大、水淹程度更高、强吸液层更加集中的特点，适当增加了调驱厚度，扩大了调驱用量。
2、试验区主要采取的是井场撬装调驱方式，共计实施4口。另外为了解决工业化推广后集中调驱的需要，开展了一口井（丙5-A3405）的在线调驱试验，在地面工程设计中，利用表活剂掺入工艺实现调驱用交联剂的投加。
调剖体系：4口撬装调驱井采取酚醛树脂配方，而在线调驱井，依据地面注入工艺特点，采取交联效率高的液体铬体系交联剂和水质调节剂。
对5口注入井进行调驱，调驱前后注入井平均注入压力从5.0MPa上升到7.1MPa，目前注入压力7.2MPa。调驱前后，视吸液指数由25.7m3/d.MPa下降至14.0m3/d.MPa，吸液厚度比例由51.8%上升至80.0%。
3、适时调整产液量，保持注采平衡。空白水驱初期，试验区地层压力仅为11.6MPa（二层系12.5MPa），动液面330m左右（二层系150m左右），累计注采比仅为0.78，地层亏空比较严重。通过适当的控制产液量，使地层压力得以明显恢复，到2016年6月动液面稳定在了220m左右。7月份及时开展了提液措施，适当的调整了产液量，确保了注采平衡。
四、结论
1、针对三层系目的层厚度较大的实际情况，适当增加调驱厚度，扩大调驱用量，对注入井的吸水能力得到较大改善。
2、适时调整产业量，使地层压力得到恢复，在确保注采平衡的前提下，取得较好效果。
参考文献：
[1]李勇明;李新勇;郭建春;赵金洲;唐林;;低渗透油藏注水开发采收率的正交试验分析研究[J];油气地质与采收率;2005年06期
[2]梅海燕，张茂林，李闽，孙良田，吕晓梅;组成变化对原油体系相态的影响[J];石油与天然气化工;2003年03期
[3]曹学良;郭平;杨学峰;李士伦;;低渗透油藏注气提高采收率前景分析[J];天然气工业;2006年03期
[4]郭平，莫正科，王茹芳，杜玉洪，李士伦;采用脉冲注烃方式提高低渗透裂缝性灰岩油藏采收率实验研究[J];油气地质与采收率;2004年01期
[5]張旭，刘建仪，孙良田，刘卫华;克拉玛依油田五2西克下组T2K1块注气提高采收率实验研究[J];特种油气藏;2004年06期
作者简介
刘鹤（1986-），女，工程师，2011年毕业于中国石油大学（华东）石油工程专业，现在中油辽河油田公司锦州采油厂地质研究所从事开发地质工作。
关键词：剩余油;化学驱;注采平衡;
一、油藏基本情况
锦16块地处大凌河河套内。构造位置位于辽河盆地西部凹陷西斜坡欢喜岭油田中部。开采层位为兴隆台油层，含油面积6.0平方公里，石油地质储量3985万吨（锦采：3.92km2，地质储量2523×104t，水驱标定可采储量1336×104t）。锦16块三层系二元驱位于16块中部分采区，构造形态为两条近东西向正断层夹持的南倾的鼻状构造。试验区目的层为兴Ⅲ6-8，含油面积0.24km2，有效厚度18.1m，孔隙度24.1%，平均有效渗透率750×10-3μm2，地质储量63.1×104t，孔隙体积146×104m3。
2017年11月开始，三层系进入主段塞阶段，试验区阶段核实产油1.38万吨，阶段采出程度2.19%，总采出程度53.89%，目前采油速度仅0.11%，需加快层位整体调整，尽快改善区块的驱替效果。
二、调驱必要性分析
1、采出程度高。
试验区内有22口老井零星挖潜过目的层，累计产油32.6×104t，累产水63.4×104m3，采出程度51.7%，已高出区块水驱标定采收率51.1%。
2、局部井点采出较高，平面动用程度差异大。
如锦2-6-6井于1979年9月投产1281.0-1447.0m，77.2m/12层，兴Ⅰ+Ⅱ6-Ⅲ8，其中三层系化学驱目的层段为1412.0-1438.0m，23.4m/2层。初期日产油101.5t/d，不含水，至1990年5月堵水后不再生产兴Ⅲ6-8，期间累产油44.1349×104t，累产水26.2071×104m3，辟分产量后目的层累产为13.3777×104t，累产水7.9436×104m3，占总产出的31%。
3、累积注采比较低。
到2014年12月底，试验区内共有4口井注入过目的层，分别是锦2-丙6-135、锦2-丙5-235、锦2-6-05、锦2-丙6-225，累计注水105.39×104m3，累积注采比为0.78。
4、注水压力低。
注入井注水启动压力低，有3口井注入压力为0，最高注入压力也只有4.7MPa，平均注入压力为1.4MPa，说明注采井间“大孔道”普遍发育，注入水无效循环严重。
三、实施先期调驱，改善注入效果
1、对比二层系整体调驱用量的同时，考虑到三层系目的层砂体厚度更大、水淹程度更高、强吸液层更加集中的特点，适当增加了调驱厚度，扩大了调驱用量。
2、试验区主要采取的是井场撬装调驱方式，共计实施4口。另外为了解决工业化推广后集中调驱的需要，开展了一口井（丙5-A3405）的在线调驱试验，在地面工程设计中，利用表活剂掺入工艺实现调驱用交联剂的投加。
调剖体系：4口撬装调驱井采取酚醛树脂配方，而在线调驱井，依据地面注入工艺特点，采取交联效率高的液体铬体系交联剂和水质调节剂。
对5口注入井进行调驱，调驱前后注入井平均注入压力从5.0MPa上升到7.1MPa，目前注入压力7.2MPa。调驱前后，视吸液指数由25.7m3/d.MPa下降至14.0m3/d.MPa，吸液厚度比例由51.8%上升至80.0%。
3、适时调整产液量，保持注采平衡。空白水驱初期，试验区地层压力仅为11.6MPa（二层系12.5MPa），动液面330m左右（二层系150m左右），累计注采比仅为0.78，地层亏空比较严重。通过适当的控制产液量，使地层压力得以明显恢复，到2016年6月动液面稳定在了220m左右。7月份及时开展了提液措施，适当的调整了产液量，确保了注采平衡。
四、结论
1、针对三层系目的层厚度较大的实际情况，适当增加调驱厚度，扩大调驱用量，对注入井的吸水能力得到较大改善。
2、适时调整产业量，使地层压力得到恢复，在确保注采平衡的前提下，取得较好效果。
参考文献：
[1]李勇明;李新勇;郭建春;赵金洲;唐林;;低渗透油藏注水开发采收率的正交试验分析研究[J];油气地质与采收率;2005年06期
[2]梅海燕，张茂林，李闽，孙良田，吕晓梅;组成变化对原油体系相态的影响[J];石油与天然气化工;2003年03期
[3]曹学良;郭平;杨学峰;李士伦;;低渗透油藏注气提高采收率前景分析[J];天然气工业;2006年03期
[4]郭平，莫正科，王茹芳，杜玉洪，李士伦;采用脉冲注烃方式提高低渗透裂缝性灰岩油藏采收率实验研究[J];油气地质与采收率;2004年01期
[5]張旭，刘建仪，孙良田，刘卫华;克拉玛依油田五2西克下组T2K1块注气提高采收率实验研究[J];特种油气藏;2004年06期
作者简介
刘鹤（1986-），女，工程师，2011年毕业于中国石油大学（华东）石油工程专业，现在中油辽河油田公司锦州采油厂地质研究所从事开发地质工作。