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[摘 要]七区西54-61中北部二元驱2011年6月投注聚，目前已进入注聚末期。为适应持续低油价的严峻形势，坚持“区块有效益不等于每口井有效益，区块没效益不等于每口井都没效益”的理念，将注入尺寸、累采累注、吨聚增油、见聚浓度、含水等各项开发指标均细化到每个井组，由整体延长向井组差异优化注入转移，精细个性调整。实现由规模增油向效益增油的转变，由追求采收率最大化向采收率最优、效益最大转变。
[关键词]注聚末期 ;低油价 ;个性调整 ;效益 ;采收率
中图分类号：F406.7;F426.22 文献标识码：B 文章编号：1009-914X（2016）27-0335-01
1 基本概况
孤东油田七区西位于孤东构造的东翼，其北、西、南分别被断层所切割，向东与七区中自然相连。七区西54-61单元为孤东七区西五套开发层系之一，是孤东披覆构造下被南、北、西三条密封大断层切割而形成的一个构造简单、地层平缓、形态完整、具有统一的原始油水界面、属河流相沉积、具有“亲水、中高渗透、非均质、高饱和、稠油、疏松砂岩”特点的层状油藏。
七区西54-61中北部二元驱含油面积7.6km2，地质储量1315万吨，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 单元注聚末期动态特征
2.1 注入状况良好，压力上升平稳
七区西54-61中北部二元驱整体注入状况良好，压力上升平稳，与注聚前相比，油压上升1.9MPa。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。单元投注聚以来累计监测吸聚剖面84井次（39口），其中可对比井8口，注聚剖面得到一定改善。
存在主要问题：平面压力分布较均衡，局部存在高低压井。
2.2 生产态势平稳，受效油井见效率高
目前单元见效井124口，见效率95.4%，累计增油49.6094万吨。6口未见效井位于边部对应差。从见效井分布情况来看，构造高部位及断层边部油井增油效果较好，心滩油层厚度较大区域累增油多。
存在问题1：单元存在部分回返井。回返井29口，占总井数的22.3%，日油42.9吨，仅占总产量的8.1%。
存在问题2：单元平均见聚偏高，呈现油井高见效高见聚。单元进入高峰期以来，一直呈现高见效高见聚特征，单元见聚井见聚浓度基本保持在470mg/l左右。目前单元见聚井110口，见聚率84.6%，见聚井见聚浓度475mg/l。
3 个性调整降本增效的主要做法
为适应持续低油价的严峻形势，单元不断拓展和深化个性调整，实现由规模增油向效益增油的转变，由追求采收率最大化向采收率最优、效益最大转变。
3.1 深入潜力分析，优化延长注入
在持续低油价的严峻形势下，坚持“区块有效益不等于每口井有效益，区块没效益不等于每口井都没效益”的理念，将注入尺寸、累采累注、吨聚增油、见聚浓度、含水等各项开发指标均细化到每个井组，由整体延长向井组差异优化注入转移。
开展不同化学驱方法、不同药剂价格、不用成本条件下的技术政策研究。如原油价格30美元/桶，聚合物价格1.1万元/吨条件下，井组当量吨聚增油经济界限为18.0吨/吨。实现对单井（单元）效益评价结果的科学划分。
井组效益测算。根据单井生产动态判断目前见效类型，利用各类型油井增油及递减预测模型预测增量干粉累增油。以水井为中心测算，即水井对应油井延长后劈产累增油量，除以水井延长年注入干粉用量。
个性化井组延长原则。①采取效益优先的原则，增加用量吨聚增油高于18.4吨/吨的井组保留注聚，低于18.4吨/吨的井组转水驱;②保留注聚井组要成片分布，零散有效井组原则上也要转水驱，避免转水驱后对边界井影响;③延长注聚井组平均单井见聚浓度要小于500mg/L，井组内个别大于500mg/L的单井采取限液或计关，提高聚合物利用率;④延长注聚井区要集中在注入PV少且见聚浓度低的井区，见效态势上处于见效初期及高峰期的井区，而注入PV大、见聚浓度高且含水回返的井组转水驱。依据井组筛选标准，项目整体转水驱，27个局部高效井组延长注入。提高了聚合物利用率，节约了干粉用量，实现降本增效。
3.2 强化动态监测，指导矿场增油
针对单元存在的问题，加大吸聚剖面、压力和饱和度等资料录取力度，结合生产动态，制定针对性调整对策。
利用吸剖资料指导剖面调整。利用吸剖资料，了解层间吸水状况，对层间差异大井实施细分注水4口。同时针对高见聚无层间潜力及单采井实施调剖11井次，有效提高了聚合物在地层利用率。
利用测压资料指导油井提液。2016年以来共实施油水井测压33井次（油井20井次，水井井13次）。以孤东7-22-386井为例，地层静压13.01MPa（油层中深1309.6米）。分析地层堵塞导致该井低液，措施后日液增加23吨，日油增加4吨。
利用饱和度资料指导措施挖潜。从近三年新井资料看，单元平均剩余油饱和度39.0%。油井间So 41.8% > 排间So 38.0% > 水井间So 36.1%;层间剩余油饱和度55层最高（40.5%）;单元新井测井和老井饱和度监测均显示层内剩余油在顶部富集。共实施油井补孔、卡改等措施挖潜5井次。
3.3 优化注采结构调整，延长单元注聚效果
根据油水井注采强度、见聚、注入PV和地层能量等情况，油水井联动分析，持续优化井组、井区、单元注采结构，通过“提”“限”“调” 相结合，实现井组、井区、单元的注采结构均衡，提高见效率和见效幅度。共实施优化调整15个井组。
4 结论与认识
单元2016年整体转水驱，保留局部井组，通过实施个性调整取得了较好的效果。单元保持高效益运行。目前单元吨油完全成本1198元/吨，与调整前比下降275元/吨，在40美元/桶时，处于盈利高效区。
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]注聚末期 ;低油价 ;个性调整 ;效益 ;采收率
中图分类号：F406.7;F426.22 文献标识码：B 文章编号：1009-914X（2016）27-0335-01
1 基本概况
孤东油田七区西位于孤东构造的东翼，其北、西、南分别被断层所切割，向东与七区中自然相连。七区西54-61单元为孤东七区西五套开发层系之一，是孤东披覆构造下被南、北、西三条密封大断层切割而形成的一个构造简单、地层平缓、形态完整、具有统一的原始油水界面、属河流相沉积、具有“亲水、中高渗透、非均质、高饱和、稠油、疏松砂岩”特点的层状油藏。
七区西54-61中北部二元驱含油面积7.6km2，地质储量1315万吨，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 单元注聚末期动态特征
2.1 注入状况良好，压力上升平稳
七区西54-61中北部二元驱整体注入状况良好，压力上升平稳，与注聚前相比，油压上升1.9MPa。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。单元投注聚以来累计监测吸聚剖面84井次（39口），其中可对比井8口，注聚剖面得到一定改善。
存在主要问题：平面压力分布较均衡，局部存在高低压井。
2.2 生产态势平稳，受效油井见效率高
目前单元见效井124口，见效率95.4%，累计增油49.6094万吨。6口未见效井位于边部对应差。从见效井分布情况来看，构造高部位及断层边部油井增油效果较好，心滩油层厚度较大区域累增油多。
存在问题1：单元存在部分回返井。回返井29口，占总井数的22.3%，日油42.9吨，仅占总产量的8.1%。
存在问题2：单元平均见聚偏高，呈现油井高见效高见聚。单元进入高峰期以来，一直呈现高见效高见聚特征，单元见聚井见聚浓度基本保持在470mg/l左右。目前单元见聚井110口，见聚率84.6%，见聚井见聚浓度475mg/l。
3 个性调整降本增效的主要做法
为适应持续低油价的严峻形势，单元不断拓展和深化个性调整，实现由规模增油向效益增油的转变，由追求采收率最大化向采收率最优、效益最大转变。
3.1 深入潜力分析，优化延长注入
在持续低油价的严峻形势下，坚持“区块有效益不等于每口井有效益，区块没效益不等于每口井都没效益”的理念，将注入尺寸、累采累注、吨聚增油、见聚浓度、含水等各项开发指标均细化到每个井组，由整体延长向井组差异优化注入转移。
开展不同化学驱方法、不同药剂价格、不用成本条件下的技术政策研究。如原油价格30美元/桶，聚合物价格1.1万元/吨条件下，井组当量吨聚增油经济界限为18.0吨/吨。实现对单井（单元）效益评价结果的科学划分。
井组效益测算。根据单井生产动态判断目前见效类型，利用各类型油井增油及递减预测模型预测增量干粉累增油。以水井为中心测算，即水井对应油井延长后劈产累增油量，除以水井延长年注入干粉用量。
个性化井组延长原则。①采取效益优先的原则，增加用量吨聚增油高于18.4吨/吨的井组保留注聚，低于18.4吨/吨的井组转水驱;②保留注聚井组要成片分布，零散有效井组原则上也要转水驱，避免转水驱后对边界井影响;③延长注聚井组平均单井见聚浓度要小于500mg/L，井组内个别大于500mg/L的单井采取限液或计关，提高聚合物利用率;④延长注聚井区要集中在注入PV少且见聚浓度低的井区，见效态势上处于见效初期及高峰期的井区，而注入PV大、见聚浓度高且含水回返的井组转水驱。依据井组筛选标准，项目整体转水驱，27个局部高效井组延长注入。提高了聚合物利用率，节约了干粉用量，实现降本增效。
3.2 强化动态监测，指导矿场增油
针对单元存在的问题，加大吸聚剖面、压力和饱和度等资料录取力度，结合生产动态，制定针对性调整对策。
利用吸剖资料指导剖面调整。利用吸剖资料，了解层间吸水状况，对层间差异大井实施细分注水4口。同时针对高见聚无层间潜力及单采井实施调剖11井次，有效提高了聚合物在地层利用率。
利用测压资料指导油井提液。2016年以来共实施油水井测压33井次（油井20井次，水井井13次）。以孤东7-22-386井为例，地层静压13.01MPa（油层中深1309.6米）。分析地层堵塞导致该井低液，措施后日液增加23吨，日油增加4吨。
利用饱和度资料指导措施挖潜。从近三年新井资料看，单元平均剩余油饱和度39.0%。油井间So 41.8% > 排间So 38.0% > 水井间So 36.1%;层间剩余油饱和度55层最高（40.5%）;单元新井测井和老井饱和度监测均显示层内剩余油在顶部富集。共实施油井补孔、卡改等措施挖潜5井次。
3.3 优化注采结构调整，延长单元注聚效果
根据油水井注采强度、见聚、注入PV和地层能量等情况，油水井联动分析，持续优化井组、井区、单元注采结构，通过“提”“限”“调” 相结合，实现井组、井区、单元的注采结构均衡，提高见效率和见效幅度。共实施优化调整15个井组。
4 结论与认识
单元2016年整体转水驱，保留局部井组，通过实施个性调整取得了较好的效果。单元保持高效益运行。目前单元吨油完全成本1198元/吨，与调整前比下降275元/吨，在40美元/桶时，处于盈利高效区。
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.