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【摘要】本文以区块A的聚驱注采井为分析对象，在储层精细描述的基础上，结合动静资料，分析该区存在问题、总结有效治理措施、评价聚驱开发效果，为今后喇嘛甸油田聚合物驱技术的推广应用提供了依据。
【关键词】聚驱 剩余油 压裂 分层
1 某区块A存在问题分析
某区块A剩余油相对富集，见效特征表现为见效时间早、含水下降幅度大，但在采用高浓度聚合物开采的过程中，平面、层间矛盾较为突出，主要存在以下几方面问题：1.1 油层非均质性严重，渗透率级差大
本区块油层平面与纵向非均质性严重，平面上主要以河道砂发育为主，相变复杂，河道砂、心滩、河间席状砂、表外储层及尖灭均有发育；纵向上，河道砂、主体席状砂、表外、尖灭交错分布。
统计该区块注采井渗透率资料，平均渗透率为0.37μm2。各沉积单元间渗透率差异较大，渗透率级差为2.8，存在单层突进问题。
1.2 部分注入井油层发育差，连通差，导致注入困难
通过分析资料得知，本区块有15口注入井，平均日配注24m3，日实注13m3，注入压力14.5MPa，仅比破裂压力低0.38MPa，这15口井平均有效厚度为5.5m，有效渗透率0.4μm2，低于全区37.5个百分点，一类连通厚度2.7m，一类连通率为48.4%，低于全区13.4个百分点。因此，由于油层发育差，连通差，导致注入困难。
1.3 油层发育好、与周围油井连通好，但注入困难
本区块部分注入井油层发育好、与周围油井连通好，但在聚合物注入的过程中，由于过滤系统精度有限，聚合物溶液中未溶解好的鱼眼及杂质会随聚合物溶液一起注入井内，从而造成近井及炮眼周围油层的孔隙堵塞，引起注入困难，注入压力迅速上升。
1.4 注入高浓度聚合物后，产液指数下降幅度大
由于高分子聚合物在油层孔隙介质中的渗流阻力增加，因此，随着注入时间的延长，产液指数逐渐下降。2 治理措施及效果分析
虽然注入高浓度聚合物后，注入井的吸水状况得到一定改善，由于油层层间渗透率级差的存在，导致部分注入井的吸水状况仍然存在较大差异。为改善层间吸水状况，共对8口注入井进行分层注水，分层后吸水剖面提高了注入效率，改善了注入液沿高渗透层部突进现象。
例如：某井B是一口笼统注入井，注聚3个月后，吸水剖面显示，萨III4-71-4层段相对吸水量为93.62%，萨III8～III9+10层段相对吸水量仅为6.38%，存在单层突进现象；从横向图可以看出：该井各层段内各级水淹交错分布，且具有3.0m的稳定隔层。于2009年5月将该井分为萨III4-71-4和萨III8～III9+10两个层段注水。分注后，低渗透层段萨III8～III9+10相对吸水量增加39.75个百分点，高渗透层段萨III4-71-4相对吸水量下降39.75个百分点，有效地控制了注入液沿高渗透层突进现象。
2.2 针对油层发育差、吸水差的注入井，采取压裂措施
由于油层本身发育较差或与周围采油井连通较差，导致部分注入井压力上升速度过快，部分沉积单元吸水差，为改善这部分油层的吸水状况，提高低渗透部分的吸水能力，共对15口注入井采取压裂改造措施，压裂后，平均单井日配注24m3，日实注23m3，注入压力11.43MPa，下降了3.1MPa，吸水剖面得到改善，低渗透部位的相对吸水量提高20.8个百分点，高渗透部位的相对吸水量降低30.1个百分点。
例如：某井C是一口笼统注入井，本井在注入高浓度聚合物4个月后，出现注入困难情况，注入压力升至13.4MPa，比全区平均压力值高4.0MPa，配注25m3/d，实注16m3/ d，出现吸水差完不成配注情况。
该井萨4+5（萨III4-71-2）沉积单元主要发育为席状砂和表外，相对吸水量为56.78%，该井与周围井多为二类连通，并且该层段为中水淹。萨III4-8沉积单元主要发育为河道砂体，该沉积单元相对吸水量仅为41.05%，與周围采油井多为二类连通，且该层段低水淹厚度为0.4m，中水淹厚度为2.3m。2009年9月对该井的萨III4+5（4-71-2）和萨III4-8两个沉积单元分别采取普压和多裂缝的压裂方式进行压裂改造。压裂后，日配注25m3，日实注26m3，能够完成配注要求，注入压力下降3.5MPa，吸水剖面相对均匀，低吸水层段相对吸水量增加26.26个百分点，高吸水层段相对吸水量降低29.35个百分点。
2.3 针对油层发育好、连通好的注入井，采取酸化解堵措施
本井区部分注入井油层发育好、与周围油井连通好，但在聚合物注入的过程中，出现近井地带堵塞，引起注入困难，注入压力迅速上升，为改善这部分油层的注入状况，共对12口注入井采取酸化解堵措施，措施后，平均单井日配注38m3/d，日实注39m3/ d，注入压力下降了2.4MPa。
例如：某井D是一口笼统注入井，以河道砂沉积为主，一类连通率为83.2%，高于全区21.4个百分点。注聚6个月后，日配注55m3/d，日实注25m3/d，注入压力迅速上升到13.9MPa，比全区高3.84MPa。为改善油层的注入状况，2010年3月采取酸化，酸化后，日注入量增加了30m3/d，压力下降了2.0MPa。
（4）针对产液指数下降幅度大，选择中低渗透部分压裂
针对该井区产液指下降幅度较大的8口采油井采取压裂措施，改善低渗透部位的渗流条件，加大见效程度，增加有效产液，压裂后初期平均单井日增液26t，日增油5t，含水下降2.7个百分点，液面上升616m。
3 认识与结论
（1）油层发育、剩余油分布、井网控制程度及连通状况是决定见效幅度的重要因素。
（2）对层间差异大且具有稳定隔层的注入井采取分层措施，可提高非均质油层注入效率；
（3）对连通差、发育差、吸水差的沉积单元，实施注入井压裂，可提高低渗透部位的吸水能力；
（4）见效后，针对油井产液指数下降快的实际，适时选择中低渗透部位压裂，可提高油层动用程度。
【关键词】聚驱 剩余油 压裂 分层
1 某区块A存在问题分析
某区块A剩余油相对富集，见效特征表现为见效时间早、含水下降幅度大，但在采用高浓度聚合物开采的过程中，平面、层间矛盾较为突出，主要存在以下几方面问题：1.1 油层非均质性严重，渗透率级差大
本区块油层平面与纵向非均质性严重，平面上主要以河道砂发育为主，相变复杂，河道砂、心滩、河间席状砂、表外储层及尖灭均有发育；纵向上，河道砂、主体席状砂、表外、尖灭交错分布。
统计该区块注采井渗透率资料，平均渗透率为0.37μm2。各沉积单元间渗透率差异较大，渗透率级差为2.8，存在单层突进问题。
1.2 部分注入井油层发育差，连通差，导致注入困难
通过分析资料得知，本区块有15口注入井，平均日配注24m3，日实注13m3，注入压力14.5MPa，仅比破裂压力低0.38MPa，这15口井平均有效厚度为5.5m，有效渗透率0.4μm2，低于全区37.5个百分点，一类连通厚度2.7m，一类连通率为48.4%，低于全区13.4个百分点。因此，由于油层发育差，连通差，导致注入困难。
1.3 油层发育好、与周围油井连通好，但注入困难
本区块部分注入井油层发育好、与周围油井连通好，但在聚合物注入的过程中，由于过滤系统精度有限，聚合物溶液中未溶解好的鱼眼及杂质会随聚合物溶液一起注入井内，从而造成近井及炮眼周围油层的孔隙堵塞，引起注入困难，注入压力迅速上升。
1.4 注入高浓度聚合物后，产液指数下降幅度大
由于高分子聚合物在油层孔隙介质中的渗流阻力增加，因此，随着注入时间的延长，产液指数逐渐下降。2 治理措施及效果分析
虽然注入高浓度聚合物后，注入井的吸水状况得到一定改善，由于油层层间渗透率级差的存在，导致部分注入井的吸水状况仍然存在较大差异。为改善层间吸水状况，共对8口注入井进行分层注水，分层后吸水剖面提高了注入效率，改善了注入液沿高渗透层部突进现象。
例如：某井B是一口笼统注入井，注聚3个月后，吸水剖面显示，萨III4-71-4层段相对吸水量为93.62%，萨III8～III9+10层段相对吸水量仅为6.38%，存在单层突进现象；从横向图可以看出：该井各层段内各级水淹交错分布，且具有3.0m的稳定隔层。于2009年5月将该井分为萨III4-71-4和萨III8～III9+10两个层段注水。分注后，低渗透层段萨III8～III9+10相对吸水量增加39.75个百分点，高渗透层段萨III4-71-4相对吸水量下降39.75个百分点，有效地控制了注入液沿高渗透层突进现象。
2.2 针对油层发育差、吸水差的注入井，采取压裂措施
由于油层本身发育较差或与周围采油井连通较差，导致部分注入井压力上升速度过快，部分沉积单元吸水差，为改善这部分油层的吸水状况，提高低渗透部分的吸水能力，共对15口注入井采取压裂改造措施，压裂后，平均单井日配注24m3，日实注23m3，注入压力11.43MPa，下降了3.1MPa，吸水剖面得到改善，低渗透部位的相对吸水量提高20.8个百分点，高渗透部位的相对吸水量降低30.1个百分点。
例如：某井C是一口笼统注入井，本井在注入高浓度聚合物4个月后，出现注入困难情况，注入压力升至13.4MPa，比全区平均压力值高4.0MPa，配注25m3/d，实注16m3/ d，出现吸水差完不成配注情况。
该井萨4+5（萨III4-71-2）沉积单元主要发育为席状砂和表外，相对吸水量为56.78%，该井与周围井多为二类连通，并且该层段为中水淹。萨III4-8沉积单元主要发育为河道砂体，该沉积单元相对吸水量仅为41.05%，與周围采油井多为二类连通，且该层段低水淹厚度为0.4m，中水淹厚度为2.3m。2009年9月对该井的萨III4+5（4-71-2）和萨III4-8两个沉积单元分别采取普压和多裂缝的压裂方式进行压裂改造。压裂后，日配注25m3，日实注26m3，能够完成配注要求，注入压力下降3.5MPa，吸水剖面相对均匀，低吸水层段相对吸水量增加26.26个百分点，高吸水层段相对吸水量降低29.35个百分点。
2.3 针对油层发育好、连通好的注入井，采取酸化解堵措施
本井区部分注入井油层发育好、与周围油井连通好，但在聚合物注入的过程中，出现近井地带堵塞，引起注入困难，注入压力迅速上升，为改善这部分油层的注入状况，共对12口注入井采取酸化解堵措施，措施后，平均单井日配注38m3/d，日实注39m3/ d，注入压力下降了2.4MPa。
例如：某井D是一口笼统注入井，以河道砂沉积为主，一类连通率为83.2%，高于全区21.4个百分点。注聚6个月后，日配注55m3/d，日实注25m3/d，注入压力迅速上升到13.9MPa，比全区高3.84MPa。为改善油层的注入状况，2010年3月采取酸化，酸化后，日注入量增加了30m3/d，压力下降了2.0MPa。
（4）针对产液指数下降幅度大，选择中低渗透部分压裂
针对该井区产液指下降幅度较大的8口采油井采取压裂措施，改善低渗透部位的渗流条件，加大见效程度，增加有效产液，压裂后初期平均单井日增液26t，日增油5t，含水下降2.7个百分点，液面上升616m。
3 认识与结论
（1）油层发育、剩余油分布、井网控制程度及连通状况是决定见效幅度的重要因素。
（2）对层间差异大且具有稳定隔层的注入井采取分层措施，可提高非均质油层注入效率；
（3）对连通差、发育差、吸水差的沉积单元，实施注入井压裂，可提高低渗透部位的吸水能力；
（4）见效后，针对油井产液指数下降快的实际，适时选择中低渗透部位压裂，可提高油层动用程度。