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【摘要】针对A区西部部分井点聚驱开发效果差的实际问题，从单井入手，对开采效果差井归类统计分析，找到制约区块开发效果的主要因素，为今后制定综合治理措施，改善区块聚驱开发效果提供依据。
【关键词】聚合物驱；开发效果；分析
一、前言
A区西部聚驱开发面积8.1km2，葡I1-4油层地质储量1023.53×104t，平均有效厚度9.5m。油层孔隙体积2154.6×104m3。共有154口井，其中注入井66口（分层井14口），采出井88口，采用220m井距五点法面积井网开采。2004年1月15日投入聚驱开发，截止到2006年9月30日，区块累积注入聚合物溶液815.2554×104m3，注入地下孔隙体积0.378PV。累积产油125.6470×104t，采出程度50.92%，聚驱阶段累积增油60.5731×104t，提高采收率5.99%。
A区西部注入0.067PV时开始见效，比B区、C区晚2～3个月。注入0.157PV时含水降至最低值80.77%，含水下降值比数模预测低5.74个百分点，低含水稳定时间仅5个月，比B区、C区短3-4个月。目前区块注入0.378PV，处于含水回升期，综合含水88.08%，比数模预测高1.61个百分点，采出程度50.92%，比数模预测高1.25个百分点。
A区西部开采效果差井有53口，占总井数60.2%。其中未见效井有12口，见效差井有18口，含水回升快井有23口。因此，有必要对开采效果差的井进行归类统计分析，找到制约区块聚驱开发效果的主要因素。
二、聚驱开发效果差的原因分析
开采效果差井是指聚驱见效差或者一直未见效，稳产期短或者含水回升快的井。将A区西部开采效果差的原因进行归类分析，主要有以下几方面：
（1）高低渗透层差异大，低渗透层动用状况差
统计4口含水回升快井，高低渗透层差异较大，层间矛盾突出，渗透率极差在5.76-12.36。以N井为例，在注聚初期为改善层间差异对该井组实施复合离子调剖。分析认为对层间差异大的井应及时对连通注入井采取分层措施，控制高渗透层注入强度，提高中低渗透层渗流能力，减缓层间矛盾。
（2）注采不完善，受效方向单一，采出井见效差
A区西53口开采效果差井中有30口位于注采不完善地区，其中10口井有1个连通方向，17口井有2个连通方向，3口井有3个连通方向。30口井中有24口位于区块西部，导致区块西部聚驱开发效果差。
受断块遮挡影响，区块西部有9口井表现出“三低”。平均单井日产液25t，日产油7.8t，综合含水68.8%，沉没度109.59m，采聚浓度226.46mg/L。
区块西部共发育9条正断层，将该地区分割成8个小断块，导致注入压力上升快，注入状况差井比例高。注入0.1PV后，注入压力上升4.88MPa，超过区块平均水平0.50MPa。目前断块区注入压力距允许压力小于0.5MPa井数有21口，比例达到91.3%，明显高于B区、C区。为提高断块注入能力，从注聚起已实施解堵23井次，压裂26井次，措施率213%，但受油层连通状况影响，措施有效期较短。
为改善断块区聚驱开发效果，自2006年6月起，对断块区实施注采系统调整，共利用注入井14口，其中3口为聚驱采出井通过井别转换得到利用；有20口井通过补射葡Ⅰ1-4层利用为聚驱采出井。调整后聚驱控制程度由36.3%提高到44.9%。
（3）采出井由于水淹程度高，开采效果差
A区西靠近注水井排地区的采出井比例高达44.8%，与B区、C区相比，高11.8个百分点。区块有9口井因靠近注水井排、油水过渡带和点状注水井而见效差，平均含水饱和度为52.8%，比全区高3.17个百分点。目前9口采出井日产液695t，日产油28.9t，综合含水95.84%。
区块有8口井因靠近注水井排和点状注水井，含水回升速度快，目前日产液865t，日产油79.5t，综合含水90.81%，与受效高峰期相比，日降液158t，日降油279.5t，含水上升25.9个百分点。产液量下降的主要原因是周围注入采取分层措施。
分析认为，采出井由于受注水井冲刷，聚合物段塞容易被稀释，降低注入液浓度，影响聚驱效果，使采出井见效增油幅度低、含水下降幅度小稳产期短。
为控制含水上升速度，对连通注入井采取分层措施。目前区块共有15口分层井，但分层效果不理想。以L井为例，2005年9月-10月分别对其周围2口注入井实施分层，但由于井组含水饱和度高为51.97%，剩余油少，分层后含水回升速度没有得到有效控制。目前该井日产液60t，日产油4.1t，综合含水93.2%，年度含水上升速度为1.23%，比全区高0.86个百分点。为控制井组含水上升速度，2006年10月对另外一口注入井Q井实施分质分压注入。
（4）注采完善中心井，受油层发育条件影响聚驱效果较差
A区西部葡Ⅰ1-4油层射开砂岩厚度15.9m，有效厚度9.5m，有效厚度比B区、C区低1.3-2.9m。河道砂钻遇比例只有21.5%，比B区、C区低10.5%-29.3%。部分注采完善采出井由于油层发育条件差聚驱效果较差。如R井，井组平均厚度4.74m，渗透率0.206μm2。其中S井、T井有效厚度分别2.6m、3m，所以投注以来一直注清水。通过分析沉积相带图可知，R井有5个吸液层：葡Ⅰ1b发育最好，有效厚度3.3m，河道砂沉积；其次是葡Ⅰ2c，有效厚度0.9m，主体砂沉积；其它3个吸液层位葡Ⅰ2b、葡Ⅰ3a、葡Ⅰ4为表外发育。分析认为井组主要吸液层位为葡Ⅰ1b，在葡Ⅰ1b上R井与U井为河道砂一类连通，与V井、S井为二类连通，与T井不连通。目前R井日产液118t，日产油3.8t，综合含水96.8%，没有见到聚驱效果。
三、几点认识
（1）层间差异大的油井及时对连通注入井实施分层措施，能有效控制高渗透层注入强度，提高中低渗透层渗流能力，减缓层间矛盾。
（2）对位于注水井排附近注入井实施分层注聚措施，不能很好地缓解井区含水上升过快的问题。
（3）对断块区进行注采系统调整，可以完善小层和单砂体注采关系，提高聚驱控制程度。
（4） 聚驱开发效果与油层发育、水驱阶段含水饱和度、油层连通状况等因素相关。应针对不同影响因素采取合理的对策及治理方法，才能最大限度地提高聚驱开发效果。
（5）油层非均质性较强，连通性较差，对其进行压裂改造能够改善油层连通状况，使连通层及低渗透油层得到动用，同时扩大聚合物波及体积，起到增油降水效果。
（6）油层水驱阶段动用程度较低，剩余油比较富集，在聚驱开发时要具体分析周围基础井网注采井的影响情况，以提高聚驱开发效果。
【关键词】聚合物驱；开发效果；分析
一、前言
A区西部聚驱开发面积8.1km2，葡I1-4油层地质储量1023.53×104t，平均有效厚度9.5m。油层孔隙体积2154.6×104m3。共有154口井，其中注入井66口（分层井14口），采出井88口，采用220m井距五点法面积井网开采。2004年1月15日投入聚驱开发，截止到2006年9月30日，区块累积注入聚合物溶液815.2554×104m3，注入地下孔隙体积0.378PV。累积产油125.6470×104t，采出程度50.92%，聚驱阶段累积增油60.5731×104t，提高采收率5.99%。
A区西部注入0.067PV时开始见效，比B区、C区晚2～3个月。注入0.157PV时含水降至最低值80.77%，含水下降值比数模预测低5.74个百分点，低含水稳定时间仅5个月，比B区、C区短3-4个月。目前区块注入0.378PV，处于含水回升期，综合含水88.08%，比数模预测高1.61个百分点，采出程度50.92%，比数模预测高1.25个百分点。
A区西部开采效果差井有53口，占总井数60.2%。其中未见效井有12口，见效差井有18口，含水回升快井有23口。因此，有必要对开采效果差的井进行归类统计分析，找到制约区块聚驱开发效果的主要因素。
二、聚驱开发效果差的原因分析
开采效果差井是指聚驱见效差或者一直未见效，稳产期短或者含水回升快的井。将A区西部开采效果差的原因进行归类分析，主要有以下几方面：
（1）高低渗透层差异大，低渗透层动用状况差
统计4口含水回升快井，高低渗透层差异较大，层间矛盾突出，渗透率极差在5.76-12.36。以N井为例，在注聚初期为改善层间差异对该井组实施复合离子调剖。分析认为对层间差异大的井应及时对连通注入井采取分层措施，控制高渗透层注入强度，提高中低渗透层渗流能力，减缓层间矛盾。
（2）注采不完善，受效方向单一，采出井见效差
A区西53口开采效果差井中有30口位于注采不完善地区，其中10口井有1个连通方向，17口井有2个连通方向，3口井有3个连通方向。30口井中有24口位于区块西部，导致区块西部聚驱开发效果差。
受断块遮挡影响，区块西部有9口井表现出“三低”。平均单井日产液25t，日产油7.8t，综合含水68.8%，沉没度109.59m，采聚浓度226.46mg/L。
区块西部共发育9条正断层，将该地区分割成8个小断块，导致注入压力上升快，注入状况差井比例高。注入0.1PV后，注入压力上升4.88MPa，超过区块平均水平0.50MPa。目前断块区注入压力距允许压力小于0.5MPa井数有21口，比例达到91.3%，明显高于B区、C区。为提高断块注入能力，从注聚起已实施解堵23井次，压裂26井次，措施率213%，但受油层连通状况影响，措施有效期较短。
为改善断块区聚驱开发效果，自2006年6月起，对断块区实施注采系统调整，共利用注入井14口，其中3口为聚驱采出井通过井别转换得到利用；有20口井通过补射葡Ⅰ1-4层利用为聚驱采出井。调整后聚驱控制程度由36.3%提高到44.9%。
（3）采出井由于水淹程度高，开采效果差
A区西靠近注水井排地区的采出井比例高达44.8%，与B区、C区相比，高11.8个百分点。区块有9口井因靠近注水井排、油水过渡带和点状注水井而见效差，平均含水饱和度为52.8%，比全区高3.17个百分点。目前9口采出井日产液695t，日产油28.9t，综合含水95.84%。
区块有8口井因靠近注水井排和点状注水井，含水回升速度快，目前日产液865t，日产油79.5t，综合含水90.81%，与受效高峰期相比，日降液158t，日降油279.5t，含水上升25.9个百分点。产液量下降的主要原因是周围注入采取分层措施。
分析认为，采出井由于受注水井冲刷，聚合物段塞容易被稀释，降低注入液浓度，影响聚驱效果，使采出井见效增油幅度低、含水下降幅度小稳产期短。
为控制含水上升速度，对连通注入井采取分层措施。目前区块共有15口分层井，但分层效果不理想。以L井为例，2005年9月-10月分别对其周围2口注入井实施分层，但由于井组含水饱和度高为51.97%，剩余油少，分层后含水回升速度没有得到有效控制。目前该井日产液60t，日产油4.1t，综合含水93.2%，年度含水上升速度为1.23%，比全区高0.86个百分点。为控制井组含水上升速度，2006年10月对另外一口注入井Q井实施分质分压注入。
（4）注采完善中心井，受油层发育条件影响聚驱效果较差
A区西部葡Ⅰ1-4油层射开砂岩厚度15.9m，有效厚度9.5m，有效厚度比B区、C区低1.3-2.9m。河道砂钻遇比例只有21.5%，比B区、C区低10.5%-29.3%。部分注采完善采出井由于油层发育条件差聚驱效果较差。如R井，井组平均厚度4.74m，渗透率0.206μm2。其中S井、T井有效厚度分别2.6m、3m，所以投注以来一直注清水。通过分析沉积相带图可知，R井有5个吸液层：葡Ⅰ1b发育最好，有效厚度3.3m，河道砂沉积；其次是葡Ⅰ2c，有效厚度0.9m，主体砂沉积；其它3个吸液层位葡Ⅰ2b、葡Ⅰ3a、葡Ⅰ4为表外发育。分析认为井组主要吸液层位为葡Ⅰ1b，在葡Ⅰ1b上R井与U井为河道砂一类连通，与V井、S井为二类连通，与T井不连通。目前R井日产液118t，日产油3.8t，综合含水96.8%，没有见到聚驱效果。
三、几点认识
（1）层间差异大的油井及时对连通注入井实施分层措施，能有效控制高渗透层注入强度，提高中低渗透层渗流能力，减缓层间矛盾。
（2）对位于注水井排附近注入井实施分层注聚措施，不能很好地缓解井区含水上升过快的问题。
（3）对断块区进行注采系统调整，可以完善小层和单砂体注采关系，提高聚驱控制程度。
（4） 聚驱开发效果与油层发育、水驱阶段含水饱和度、油层连通状况等因素相关。应针对不同影响因素采取合理的对策及治理方法，才能最大限度地提高聚驱开发效果。
（5）油层非均质性较强，连通性较差，对其进行压裂改造能够改善油层连通状况，使连通层及低渗透油层得到动用，同时扩大聚合物波及体积，起到增油降水效果。
（6）油层水驱阶段动用程度较低，剩余油比较富集，在聚驱开发时要具体分析周围基础井网注采井的影响情况，以提高聚驱开发效果。