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摘要：通过分析锦16块二元驱注、采井现场生产动态的变化，归纳总结了制约试验区开发效果的主要因素，并采取有针对性措施。通过调控技术对策，有效缓解了开发矛盾，使二元驱工业化试验取得了初步的成功。
关键词：非均质性；完善井网；调控技术
前言
锦16块二元驱试验区经过30多年的注水开发，优势渗流通道已经形成，导致注水压力偏低，吸液剖面严重不均。本文首先根据油藏实际特点，及时开展整体调驱和注入配方体系优化，降低了优势通道和非均质性对二元驱开发效果的影响，随后通过分析现场油水井生产动态，深化微构造及小层级储层研究，利用堵水改层、增加采油井点等手段提高井网完善程度。通过以上一系列调控技术，有效缓解了开发矛盾，提高了二元驱开发效果。
1 开展整体调驱，减小优势渗流通道影响
1.1 试验区优势通道影响明显
空白水驱初期，注入井的注入压力一直处于较低水平，初期平均注水压力仅1.2MPa，且上升缓慢，说明在长期注水开发情况下，注采井间已经普遍发育大孔道，从而导致注入压力低且上升缓慢。
1.2 调驱方式的确定及调驱井的选择
针对该块地质特点和开发存在问题，开展了整体调驱研究。其中转注以来注入压力一直处于较低水平，吸水厚度比例小这类井采用体膨颗粒调驱；具有较高的注入压力、但有较突出的相对吸水量且层间渗透性差异较大，这类井采用强凝胶调驱；对于层间吸水差异较小，无明显强吸水层，这类井开展弱凝胶调驱。按照上述标准，全试验区共实施调驱15口井，其中实施强凝胶调驱3口，体膨颗粒调驱5口，实施弱凝胶调驱7口。
2 结合油藏实际特点，优化注入配方体系
室内研究表明，对于非均质性严重（变异系数在0.65-0.85）的油藏，二元复合驱中聚合物驱的对采收率增幅的贡献占2/3，这主要是由于聚合物溶液增加了驱替液的粘度，降低了水相渗透率，改善了驱替液的流度，提高了平面波及效率，克服了注水指进，又提高了垂向波及效率，增加了吸水厚度。
2.1 现场动态反应，波及体积需进一步扩大
通过原前置段塞尺寸（0.04PV）高浓度聚合物的注入，试验区平均单井注入压力有了明显提升，但部分井提升幅度小，且仍有提升趋势，而井间注入压差较大，最大压差为3. 5MPa。另外，统计试验区前置段塞15口注入井吸液状况，发现平均单井吸液厚度比例仅58.0%，有8口井吸液状况较差，比例占53.3%。
2.2 前置段塞尺寸及聚合物浓度对二元体系驱油效果的影响
通过建立物理模型，研究前置段塞尺寸、主段塞聚合物浓度等参数对采收率的影响。研究表明，在保持前置段塞浓度及主段塞配方不变时，增加前置段塞尺寸至0.1PV時驱油效果明显增大。同时，在主段塞阶段，将聚合物浓度提高至2000-2400mg/L时，可大幅度提高驱油效率。这主要是由于增加前置段塞的尺寸和提高主段塞的聚合物浓度，驱油体系的粘弹性增加，对非均质油藏的调剖能力增强，扩大了波及体积，同时使得孔喉中的残余油两端均被高粘弹性驱油剂不同程度地“拽”出，降低孔隙中残余油饱和度，提高了驱油效率。
3 细化未见效井类别，实施针对性措施治理
根据数模研究表明，试验区在注到0.20PV时，试验区油井应大规模见效，但在实际开发过程中，累注到0.25PV时，试验区仍有近2/3油井未见到明显二元驱效果，因此，开展未效井原因分析，找出制约油井见效的主要因素，实施有针对性的措施治理，见到了明显增油效果。
3.1 精细地质研究，完善注采对应关系
由于试验区为扇三角洲沉积，砂岩组级别的大套储层对比关系明确，但受沉积微相影响，局部小层级别的储层厚度变化较大，容易造成注采对应关系差。通过开展应用地层对比、VSP及三维地震解释技术重建构造特征，结合岩性、电性和沉积旋回，指导地层精细劈分对比，然后将传统的油层对比与VSP测井技术相结合指导断块构造研究，最后应用地震资料进行砂体追踪，落实试验区的各小层的砂体发育范围及连通关系。通过地质再认识，发现试验区构造有了新变化，为此开展了老井侧钻、增加采油井、老井补层分采、补层合采等措施11井次，有效完善了新落实构造中的注采井网。
3.2 细化井组动态分析，增加见效井比例
对于非地质因素影响的未见效井，以井组为单元，从含聚浓度、注采参数变化等动态参数方面入手，开展了多方面的原因分析，最后归纳总结出了制约油井见效的5种原因类型①构造位置低导致边水内侵；②井况影响；③固井质量差导致的管外窜槽；④注采井间压力梯度小；⑤其它层系注水影响。
针对以上原因，及时开展措施治理。利用井位互换缩小井距，加快侧逆向驱替见效速度；实施侧钻，改变断层和边水对油井生产的影响；利用大修挤灰封窜槽；堵水补层，进一步完善局部注采对应关系。共实施各类措施14井次，平均单井日增油3.4t/d。
4 调控后现场实施效果评价
4.1 开发效果显著提升
通过以上一系列动态调控技术，试验区日产油由63吨稳步上升至132吨，含水由96.7%下降至93.1%，31口油井中，有22口井不同程度见效，中心井全部见效，试验区取得了阶段性成功。
4.2 主要评价指标均趋好
储层动用状况得到明显改善，平均单井吸聚厚度由62.2%提升至目前的83.1%。
与空白水驱末期相比，注入压力提升4.1MPa，视阻力系数2.1，与其他同类油田相比较，提升幅度正常。
5 结论
（1）对于非均质性强的油藏，应结合现场实际生产动态，在二元驱中、前期应尽可能通过提高注入液粘度建立较强的残余阻力系数来降低油藏非均质程度，有利于后续表面活性剂发挥洗油功能。
（2）对于高孔高渗油藏，水驱转化学驱阶段，应实施整体调驱，封堵优势通道，使后续驱替液发生液流转向，从而扩大了波及体积。
（3）以低效井为突破口，开展精细地质再认识，及时实施综合措施治理，保障了试验区开发效果。
参考文献
[1]陈铁龙.三次采油概论[M]1.北京：石油工业出版社，2001：24～36.
[2]姜汉桥，陈月明.区块整体调剖堵水方案最优化设计及应用.石油学报.1998，19（2）：62～66.
[3]卢祥国.大庆油田北二区西部注聚井堵塞原因及预防措施.油田化学.2002（3）.
（作者单位：中油辽河油田公司锦州采油厂）
关键词：非均质性；完善井网；调控技术
前言
锦16块二元驱试验区经过30多年的注水开发，优势渗流通道已经形成，导致注水压力偏低，吸液剖面严重不均。本文首先根据油藏实际特点，及时开展整体调驱和注入配方体系优化，降低了优势通道和非均质性对二元驱开发效果的影响，随后通过分析现场油水井生产动态，深化微构造及小层级储层研究，利用堵水改层、增加采油井点等手段提高井网完善程度。通过以上一系列调控技术，有效缓解了开发矛盾，提高了二元驱开发效果。
1 开展整体调驱，减小优势渗流通道影响
1.1 试验区优势通道影响明显
空白水驱初期，注入井的注入压力一直处于较低水平，初期平均注水压力仅1.2MPa，且上升缓慢，说明在长期注水开发情况下，注采井间已经普遍发育大孔道，从而导致注入压力低且上升缓慢。
1.2 调驱方式的确定及调驱井的选择
针对该块地质特点和开发存在问题，开展了整体调驱研究。其中转注以来注入压力一直处于较低水平，吸水厚度比例小这类井采用体膨颗粒调驱；具有较高的注入压力、但有较突出的相对吸水量且层间渗透性差异较大，这类井采用强凝胶调驱；对于层间吸水差异较小，无明显强吸水层，这类井开展弱凝胶调驱。按照上述标准，全试验区共实施调驱15口井，其中实施强凝胶调驱3口，体膨颗粒调驱5口，实施弱凝胶调驱7口。
2 结合油藏实际特点，优化注入配方体系
室内研究表明，对于非均质性严重（变异系数在0.65-0.85）的油藏，二元复合驱中聚合物驱的对采收率增幅的贡献占2/3，这主要是由于聚合物溶液增加了驱替液的粘度，降低了水相渗透率，改善了驱替液的流度，提高了平面波及效率，克服了注水指进，又提高了垂向波及效率，增加了吸水厚度。
2.1 现场动态反应，波及体积需进一步扩大
通过原前置段塞尺寸（0.04PV）高浓度聚合物的注入，试验区平均单井注入压力有了明显提升，但部分井提升幅度小，且仍有提升趋势，而井间注入压差较大，最大压差为3. 5MPa。另外，统计试验区前置段塞15口注入井吸液状况，发现平均单井吸液厚度比例仅58.0%，有8口井吸液状况较差，比例占53.3%。
2.2 前置段塞尺寸及聚合物浓度对二元体系驱油效果的影响
通过建立物理模型，研究前置段塞尺寸、主段塞聚合物浓度等参数对采收率的影响。研究表明，在保持前置段塞浓度及主段塞配方不变时，增加前置段塞尺寸至0.1PV時驱油效果明显增大。同时，在主段塞阶段，将聚合物浓度提高至2000-2400mg/L时，可大幅度提高驱油效率。这主要是由于增加前置段塞的尺寸和提高主段塞的聚合物浓度，驱油体系的粘弹性增加，对非均质油藏的调剖能力增强，扩大了波及体积，同时使得孔喉中的残余油两端均被高粘弹性驱油剂不同程度地“拽”出，降低孔隙中残余油饱和度，提高了驱油效率。
3 细化未见效井类别，实施针对性措施治理
根据数模研究表明，试验区在注到0.20PV时，试验区油井应大规模见效，但在实际开发过程中，累注到0.25PV时，试验区仍有近2/3油井未见到明显二元驱效果，因此，开展未效井原因分析，找出制约油井见效的主要因素，实施有针对性的措施治理，见到了明显增油效果。
3.1 精细地质研究，完善注采对应关系
由于试验区为扇三角洲沉积，砂岩组级别的大套储层对比关系明确，但受沉积微相影响，局部小层级别的储层厚度变化较大，容易造成注采对应关系差。通过开展应用地层对比、VSP及三维地震解释技术重建构造特征，结合岩性、电性和沉积旋回，指导地层精细劈分对比，然后将传统的油层对比与VSP测井技术相结合指导断块构造研究，最后应用地震资料进行砂体追踪，落实试验区的各小层的砂体发育范围及连通关系。通过地质再认识，发现试验区构造有了新变化，为此开展了老井侧钻、增加采油井、老井补层分采、补层合采等措施11井次，有效完善了新落实构造中的注采井网。
3.2 细化井组动态分析，增加见效井比例
对于非地质因素影响的未见效井，以井组为单元，从含聚浓度、注采参数变化等动态参数方面入手，开展了多方面的原因分析，最后归纳总结出了制约油井见效的5种原因类型①构造位置低导致边水内侵；②井况影响；③固井质量差导致的管外窜槽；④注采井间压力梯度小；⑤其它层系注水影响。
针对以上原因，及时开展措施治理。利用井位互换缩小井距，加快侧逆向驱替见效速度；实施侧钻，改变断层和边水对油井生产的影响；利用大修挤灰封窜槽；堵水补层，进一步完善局部注采对应关系。共实施各类措施14井次，平均单井日增油3.4t/d。
4 调控后现场实施效果评价
4.1 开发效果显著提升
通过以上一系列动态调控技术，试验区日产油由63吨稳步上升至132吨，含水由96.7%下降至93.1%，31口油井中，有22口井不同程度见效，中心井全部见效，试验区取得了阶段性成功。
4.2 主要评价指标均趋好
储层动用状况得到明显改善，平均单井吸聚厚度由62.2%提升至目前的83.1%。
与空白水驱末期相比，注入压力提升4.1MPa，视阻力系数2.1，与其他同类油田相比较，提升幅度正常。
5 结论
（1）对于非均质性强的油藏，应结合现场实际生产动态，在二元驱中、前期应尽可能通过提高注入液粘度建立较强的残余阻力系数来降低油藏非均质程度，有利于后续表面活性剂发挥洗油功能。
（2）对于高孔高渗油藏，水驱转化学驱阶段，应实施整体调驱，封堵优势通道，使后续驱替液发生液流转向，从而扩大了波及体积。
（3）以低效井为突破口，开展精细地质再认识，及时实施综合措施治理，保障了试验区开发效果。
参考文献
[1]陈铁龙.三次采油概论[M]1.北京：石油工业出版社，2001：24～36.
[2]姜汉桥，陈月明.区块整体调剖堵水方案最优化设计及应用.石油学报.1998，19（2）：62～66.
[3]卢祥国.大庆油田北二区西部注聚井堵塞原因及预防措施.油田化学.2002（3）.
（作者单位：中油辽河油田公司锦州采油厂）