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[摘 要]孤东油田七区西54-61中北部二元驱项目于2011年6月投注聚，2014年12月完成方案設计注入总量。参考孤东油田已结束的同类项目，单元面临高峰末期大幅递减的问题，本文对此通过加大单元转流场力度，减缓高峰末期递减，实现提质增效的目的。
[关键词]二元驱；转流场；高峰递减；提质增效
中图分类号：TE357.4 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）14-0339-01
1 基本概况
七区西54-61中北部二元驱含油面积7.6km2，地质储量1315万吨，有效厚度8.3米，平均孔隙度35.0%，平均渗透率1362×10-3μm2，原始含油饱和度68.0%，原始油层压力12.9MPa，渗透率变异系数0.58。方案设计段塞0.55PV，预计提高采收率7.5%，累增原油98.6万吨。
2 单元高峰后期动态特征
七区西54-61中北部二元驱于2011年6月13日注聚，2012年8月7日转二元，截止到2014年12月底，累计注入倍数为0.480PV，完成方案设计的87.3%。单元于2012年1月（0.08PV）初见效，2013年8月（0.3PV）进入高峰。目前单元油井开井131口，日油528吨，含水92.7%，水井开井85口，日注7645方，与注聚前比日油增加381吨，含水下降5.4%，无因次油量为注聚前的3.6倍。
2.1注入状况
单元整体注入状况良好，压力上升平稳，与注聚前相比，油压上升1.9兆帕，霍尔曲线显示阻力系数增大，第一段塞阻力系数1.31，第二段塞阻力系数为1.69。从单元监测吸聚剖面可以看出，注聚剖面得到一定改善；单元压力分布较均衡，局部存在高低压井，6口油压小于9兆帕井中3口需治理，因此有必要对低压井区开展针对性的调整措施，平衡注入压力。
2.2 采出状况
单元已全面见效。目前见效井125口，见效率93.3%。正见效和高峰井103口，占总井数的76.8%，日油500.5吨；回返井14口，占总井数的10.4%，日油28.3吨，从影响因素看，回返井主要受孔道和单向突进影响，但目前调堵和注采调配等治理措施有效期较短，因此有必要对注聚末期含水回返井区和动用较差的剩余油富集区，通过优化注采井网，进一步扩大波及体积，提高化学驱增油效果。
油井呈现高见聚特征。统计单元见聚浓度大于500mg/l井40口，占总井数的54.1%，单井日油仅3.7吨，综合含水93.4%、比单元高0.7%。油井高见聚一方面会使化学剂注入后立即被采出，造成化学剂浪费，另一方面将不利于化学剂向其他方向的推进，导致波及体积和驱油效率降低。因此有必要采取调剖措施封堵优势通道，形成高质量聚合物段塞，达到扩大波及体积、提高驱油效率的目的。
3 加大转流场力度，减缓高峰递减
2015年2月单元编制延长半年方案并通过局审批，但参考孤东油田已结束的同类项目，仍面临高峰末期大幅递减。由于2014年在砂体边角开展的单井组转流场试验效果良好，因此针对单元开发动态特征及处于高峰末期面临快速递减的问题，在延长注聚的有利时期，通过加大单元转流场力度减缓高峰末期递减，实现提质增效的目的。
3.1 优化注采井网，扩大波及体积
受注采井网和储层非均质的影响，注聚末期部分受效油井含水回返导致产油量下降，影响化学驱降水增油效果。因此有必要对注聚末期含水回返井区和动用较差的剩余油富集区，通过优化注采井网，进一步扩大波及体积，提高化学驱增油效果。
针对含水回返井区，在剩余油潜力和井网适应性分析的基础上，通过对含水回返井实施转注扩大波及体积，挖潜井区剩余油潜力；针对井网不完善的区域，通过部署新井完善局部注采井网扩大波及体积。共实施回返井转注5口、部署新水井4口，对应24口油井日油增加20.2吨，综合含水下降1.0%，累增油1422吨。
3.2 实施分层注聚，缓解层间矛盾
注聚过程中受层间差异性影响，化学剂溶液主要进入高渗透层，导致合注井高渗透层的相对吸入量远高于中低渗透层，主力层动用好于非主力层。因此有必要对层间差异较大的笼统注聚井，通过实施分层注聚控制高渗透层注入，加强中低渗透层注入，缓解层间矛盾，提高中低渗透层动用程度。共实施分层注聚8口，对应23口油井日油增12.5吨，含水下降0.67%，累增油552吨。
3.3 封堵优势通道，提高驱油效率
针对注聚生产过程中，部分水井与油井存在优势通道，形成固定流线，导致化学驱扩大波及体积的效果较差的问题[2]，对固定注采流线通过实施调剖措施，封堵优势通道，改变流线方向，达到扩大波及体积、提高驱油效率的目的。2015年共实施调剖12井次，与调剖前对比油压上升2.0MPa，累增油486吨，改变流线方向效果显著。
3.4 整体调整效果
通过进一步加大转流场力度，2015年9月单元日油525吨，产量基本保持稳定，有效减缓了高峰末期递减。由于单元动态趋势较好，计划在总结前期转流场经验的基础上，编制七区西54-61中北部二元驱转流场方案，为孤东油田以后的化学驱项目在注聚末期减缓递减，改善聚驱开发效果，进一步提高聚驱效益提供借鉴和指导。
4 结论与认识
（1）针对有潜力的含水回返及剩余油富集井区，通过回返井转注和井网不完善区域部署新井，改变流线方向，可以有效扩大波及体积。
（2）针对层间差异大井区，通过分实施层注聚，可以有效减缓层间矛盾，提高中低渗透层动用程度。
（3）针对固定注采流线通过实施调剖等措施，封堵优势通道，改变流线方向，提高驱油效率。
参考文献
[1] 窦之林等，《孤东油田储层研究与开发》，石油工业出版社，1998.
[2] 金毓荪等，采油地质工程（第二版），石油工业出版社，2003.
[关键词]二元驱；转流场；高峰递减；提质增效
中图分类号：TE357.4 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）14-0339-01
1 基本概况
七区西54-61中北部二元驱含油面积7.6km2，地质储量1315万吨，有效厚度8.3米，平均孔隙度35.0%，平均渗透率1362×10-3μm2，原始含油饱和度68.0%，原始油层压力12.9MPa，渗透率变异系数0.58。方案设计段塞0.55PV，预计提高采收率7.5%，累增原油98.6万吨。
2 单元高峰后期动态特征
七区西54-61中北部二元驱于2011年6月13日注聚，2012年8月7日转二元，截止到2014年12月底，累计注入倍数为0.480PV，完成方案设计的87.3%。单元于2012年1月（0.08PV）初见效，2013年8月（0.3PV）进入高峰。目前单元油井开井131口，日油528吨，含水92.7%，水井开井85口，日注7645方，与注聚前比日油增加381吨，含水下降5.4%，无因次油量为注聚前的3.6倍。
2.1注入状况
单元整体注入状况良好，压力上升平稳，与注聚前相比，油压上升1.9兆帕，霍尔曲线显示阻力系数增大，第一段塞阻力系数1.31，第二段塞阻力系数为1.69。从单元监测吸聚剖面可以看出，注聚剖面得到一定改善；单元压力分布较均衡，局部存在高低压井，6口油压小于9兆帕井中3口需治理，因此有必要对低压井区开展针对性的调整措施，平衡注入压力。
2.2 采出状况
单元已全面见效。目前见效井125口，见效率93.3%。正见效和高峰井103口，占总井数的76.8%，日油500.5吨；回返井14口，占总井数的10.4%，日油28.3吨，从影响因素看，回返井主要受孔道和单向突进影响，但目前调堵和注采调配等治理措施有效期较短，因此有必要对注聚末期含水回返井区和动用较差的剩余油富集区，通过优化注采井网，进一步扩大波及体积，提高化学驱增油效果。
油井呈现高见聚特征。统计单元见聚浓度大于500mg/l井40口，占总井数的54.1%，单井日油仅3.7吨，综合含水93.4%、比单元高0.7%。油井高见聚一方面会使化学剂注入后立即被采出，造成化学剂浪费，另一方面将不利于化学剂向其他方向的推进，导致波及体积和驱油效率降低。因此有必要采取调剖措施封堵优势通道，形成高质量聚合物段塞，达到扩大波及体积、提高驱油效率的目的。
3 加大转流场力度，减缓高峰递减
2015年2月单元编制延长半年方案并通过局审批，但参考孤东油田已结束的同类项目，仍面临高峰末期大幅递减。由于2014年在砂体边角开展的单井组转流场试验效果良好，因此针对单元开发动态特征及处于高峰末期面临快速递减的问题，在延长注聚的有利时期，通过加大单元转流场力度减缓高峰末期递减，实现提质增效的目的。
3.1 优化注采井网，扩大波及体积
受注采井网和储层非均质的影响，注聚末期部分受效油井含水回返导致产油量下降，影响化学驱降水增油效果。因此有必要对注聚末期含水回返井区和动用较差的剩余油富集区，通过优化注采井网，进一步扩大波及体积，提高化学驱增油效果。
针对含水回返井区，在剩余油潜力和井网适应性分析的基础上，通过对含水回返井实施转注扩大波及体积，挖潜井区剩余油潜力；针对井网不完善的区域，通过部署新井完善局部注采井网扩大波及体积。共实施回返井转注5口、部署新水井4口，对应24口油井日油增加20.2吨，综合含水下降1.0%，累增油1422吨。
3.2 实施分层注聚，缓解层间矛盾
注聚过程中受层间差异性影响，化学剂溶液主要进入高渗透层，导致合注井高渗透层的相对吸入量远高于中低渗透层，主力层动用好于非主力层。因此有必要对层间差异较大的笼统注聚井，通过实施分层注聚控制高渗透层注入，加强中低渗透层注入，缓解层间矛盾，提高中低渗透层动用程度。共实施分层注聚8口，对应23口油井日油增12.5吨，含水下降0.67%，累增油552吨。
3.3 封堵优势通道，提高驱油效率
针对注聚生产过程中，部分水井与油井存在优势通道，形成固定流线，导致化学驱扩大波及体积的效果较差的问题[2]，对固定注采流线通过实施调剖措施，封堵优势通道，改变流线方向，达到扩大波及体积、提高驱油效率的目的。2015年共实施调剖12井次，与调剖前对比油压上升2.0MPa，累增油486吨，改变流线方向效果显著。
3.4 整体调整效果
通过进一步加大转流场力度，2015年9月单元日油525吨，产量基本保持稳定，有效减缓了高峰末期递减。由于单元动态趋势较好，计划在总结前期转流场经验的基础上，编制七区西54-61中北部二元驱转流场方案，为孤东油田以后的化学驱项目在注聚末期减缓递减，改善聚驱开发效果，进一步提高聚驱效益提供借鉴和指导。
4 结论与认识
（1）针对有潜力的含水回返及剩余油富集井区，通过回返井转注和井网不完善区域部署新井，改变流线方向，可以有效扩大波及体积。
（2）针对层间差异大井区，通过分实施层注聚，可以有效减缓层间矛盾，提高中低渗透层动用程度。
（3）针对固定注采流线通过实施调剖等措施，封堵优势通道，改变流线方向，提高驱油效率。
参考文献
[1] 窦之林等，《孤东油田储层研究与开发》，石油工业出版社，1998.
[2] 金毓荪等，采油地质工程（第二版），石油工业出版社，2003.