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[摘 要]通过对南一区东块地区在整个开发过程中，由于存在着油层发育状况及储层物性差、井网不完善、控制程度低等不利于聚驱开发效果的矛盾，及时调整开发思路，采取相应的对策，以提高区块的经济效益；同时，根据后续水驱阶段存在含水上升速度快、注入不连续等问题，采取分层注水、酸化等措施，挖掘聚驱后剩余油，延长后续水驱经济有效期，达到“五控”，即控液，控水，控制含水上升速度，控制产量递减，控制成本增加，减少无效循环，进一步提高聚驱采收率。即我矿南一区东块全面停聚后，在注采压力调控的同时，加大注入井的分层措施力度，以控制含水回升速度。但在作业过程中，需要投入水嘴释放封隔器，为提高工作效率，减少工作量，在实际应用中投入的是可溶性水嘴，结果发现后续水驱井不适合于这种类型的水嘴，及时调整为投捞可调水嘴或是死嘴后，取得了较好的措施及注水效果。
[关键词]后续水驱 存在问题 对策
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）46-0128-01
一、基本概况
采油四矿南一区东块共有注入站两座，油水井71口（油井38口，水井33口），开采层位葡I1-4油层，采用注采井距为250m的五点法面积井网开采，平均单井射开砂岩厚度12.7m，有效厚度9.2m，渗透率0.569μm2，含油面积5.11km2，有效孔隙体积1086.8870×104m3，地质储量619.9440×104t。该区块于2002年10月投入空白水驱，2005年4月27日注聚，同年9月开始见效，2012年4月1日全面停聚转入后续水驱生产，截至目前累计注入地下孔隙体积0.68PV。累计增油41.5040×104t，阶段提高采收率6.32%。
二、开采简史
南一区东块的主力油层葡I21、葡I22两个单元层在靠近过渡带地区和纯油区沉积特征存在显著差异：纯油区河道砂集中分布，呈大面积成片发育，井网控制程度高，平均单井射开砂岩厚度13.3m，有效厚度9.7m，渗透率0.727um2。而靠近过渡带一侧河道砂发育差，并且河间砂体中大量发育有河间淤泥，稳定性及连通性不好，平均单井射开砂岩厚度11.7m，有效厚度7.2m，渗透率0.573um2，这样的地区不利于聚驱效果的充分发挥。由于四矿处于南一区东块的上部，靠近过渡带地区油井达到25口（其中过渡带井12口），占总采出井数的65.79%，因此，极大地影响采油四矿南一区东块的开发效果。因此，在注聚过程中，不断优化方案。
1、针对过渡带与纯油区油层沉积特征存在差异，即过渡带比纯油区油层发育差，在注聚过程中采取分质注聚方式，尽可能保证受效均衡，改善过渡带地区开发效果。
纯油区采取的注入速度0.15PV/a，注1900万以上的超高分子聚合物段塞，配比为1：3为主；过渡带采取注入速度0.11PV/a，注1200-1600万的中分子，配比为1：5。南一区东2#站注0.2PV2500万前置段塞+中分1000mg/L0.12PV/a，缩小了井间压力差异，注入井基本保证连续注入
2、利用水驱低效井缩小注采井距，提高差油层控制程度
针对油层发育差、井距大的现状，均依据以下补孔原则：1、与注聚井井距在125～200m左右；2、水驱采出井为低效井；3、补射目的层与注入井为一类连通；4、水驱采出井位于注采分流线上。南一区东补孔12口，截至目前累计增油5.3×104t，聚驱阶段提高采收率多增加0.7%；提高井网控制程度，完善注采关系。
3、过渡带井先停聚
在遵循停聚原则的基础上，区块内注入压力高的过渡带井先停，2010年12月过渡带井先停聚，两站之间井再停，最后是纯油区井停聚，实现控制高含水井区成片，平衡停聚与注聚井区间的压力，控制注聚井含水上升速度。
三、停聚后存在的问题
南一区东块进入后续水驱后，含水上升速度快
南一区东块于1#注入站2012年3月1日开始陆续停聚生产，于4月1日实现全面停聚， 停聚后含水上升速度较快，月含水上升速度为0.26%。
四、加大分层注水力度
南一区东块为控制含水上升速度，加大了分层注水力度，对有压力空间的井，实施试配、更换管柱措施。停聚后共实施6口井，其中试配5口井，管柱调整（聚驱分层管柱调整为水驱分层管柱）1口井。但在试注过程中出现水嘴不溶现象：
1、作业后分层试注水过程中可溶性水嘴不溶，影响恢复注水
释放时均投入的为可溶性水嘴，待下入井下24小时后自溶恢复注水，但在实施过程中，针对于刚停聚的后续水驱井，由于井底返吐聚合物溶液，将可溶性水嘴包裹住，使其难以溶化，影响恢复正常注水，只能与作业联系，再进行洗井至有吸水状况出现。
2、采用投捞水嘴方案的实施及效果评价
（1）重下一口恢复注水
中81-P60井试配后下入可溶性水嘴释放封隔器，试洗井洗通后待水溶自溶后注水，50小时后作业队洗井处理后方能注水，但在测试队验封时发现偏II遇阻，经多次洗井处理后无效，重下时发现偏II及配水器内均为聚合物携带的泥砂，使偏II堵塞致测试验仪器无法下入遇阻。
（2）实施作业过程中三步洗井
可溶性水嘴应用在后续水驱注入井时，井底返吐聚合物溶液致使其不易溶化的现象，得到了上级领导的高度重视，首先，进行与部分作业协商，在作业释放后试洗井过程中，要求大排量洗井，至少2罐水或见到清水，并收到了较好的效果，避免出现水嘴不易溶化或是测试遇阻等情况出现。目前，这种做法已得到上级部门的认可，并以文件的形式要求作业队在施工过程中执行“三步”洗井，即砂面超过8m的要冲砂洗井，少于8m的下加深管柱洗井；完井后未坐封前洗井、坐封后洗井，且用水量过28m3。
（3）采用投捞水嘴方式进行释放
通过多个试配井的现场使用可溶性水嘴的不利状况，与矿领导及相关工作人员协商，决定下次作业时下入可调水嘴或是死嘴进行释放，试洗井后及时进行投捞水嘴恢复注水，避免以上情况再次出现，至目前共实施了9口井，均顺利恢复注水生产，收到了较好的效果。
（4）采出井受到了较好的分层注水效果
统计连通采出井19口，与措施前对比含水上升速度减缓，含水表现月含水下降0.21个百分点，日恢复产油52t，措施效果较好。
五、下步潜力
1、针对目前吸水状况差的井采取有效措施
通过分析认为，吸水状况差的井的井一是由油层污染所致，采取酸化措施，如中72-斜P59井、中81-斜P58井；其次是周围连通的油井均是低产能井，液面在井口，长期不检泵，致使井区内地层压力偏高，导致注水井注入困难，如中91-P61、中81-斜P62井；另外一种情况是洗井不通，砂埋所致，需采取重配措施，如71-斜P44井。
2、采取细分1口（中72-P47），提高分层率，进一步控制含水回升速度。
六、结论与认识
1、对于刚转入后续水驱的注入井，开关井时井底易返吐聚合物溶液，在分层作业释放封隔器时如下入可溶性水嘴不易溶化，适合下入投捞水嘴。
2、作业过程中执行的“三步”洗井，有利的提高了作业质及测试的工作效率。
3、工作中的存在的问题一定要到具体落实，找到问题原因，协商解决方案，实现最佳方案效果。
[关键词]后续水驱 存在问题 对策
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）46-0128-01
一、基本概况
采油四矿南一区东块共有注入站两座，油水井71口（油井38口，水井33口），开采层位葡I1-4油层，采用注采井距为250m的五点法面积井网开采，平均单井射开砂岩厚度12.7m，有效厚度9.2m，渗透率0.569μm2，含油面积5.11km2，有效孔隙体积1086.8870×104m3，地质储量619.9440×104t。该区块于2002年10月投入空白水驱，2005年4月27日注聚，同年9月开始见效，2012年4月1日全面停聚转入后续水驱生产，截至目前累计注入地下孔隙体积0.68PV。累计增油41.5040×104t，阶段提高采收率6.32%。
二、开采简史
南一区东块的主力油层葡I21、葡I22两个单元层在靠近过渡带地区和纯油区沉积特征存在显著差异：纯油区河道砂集中分布，呈大面积成片发育，井网控制程度高，平均单井射开砂岩厚度13.3m，有效厚度9.7m，渗透率0.727um2。而靠近过渡带一侧河道砂发育差，并且河间砂体中大量发育有河间淤泥，稳定性及连通性不好，平均单井射开砂岩厚度11.7m，有效厚度7.2m，渗透率0.573um2，这样的地区不利于聚驱效果的充分发挥。由于四矿处于南一区东块的上部，靠近过渡带地区油井达到25口（其中过渡带井12口），占总采出井数的65.79%，因此，极大地影响采油四矿南一区东块的开发效果。因此，在注聚过程中，不断优化方案。
1、针对过渡带与纯油区油层沉积特征存在差异，即过渡带比纯油区油层发育差，在注聚过程中采取分质注聚方式，尽可能保证受效均衡，改善过渡带地区开发效果。
纯油区采取的注入速度0.15PV/a，注1900万以上的超高分子聚合物段塞，配比为1：3为主；过渡带采取注入速度0.11PV/a，注1200-1600万的中分子，配比为1：5。南一区东2#站注0.2PV2500万前置段塞+中分1000mg/L0.12PV/a，缩小了井间压力差异，注入井基本保证连续注入
2、利用水驱低效井缩小注采井距，提高差油层控制程度
针对油层发育差、井距大的现状，均依据以下补孔原则：1、与注聚井井距在125～200m左右；2、水驱采出井为低效井；3、补射目的层与注入井为一类连通；4、水驱采出井位于注采分流线上。南一区东补孔12口，截至目前累计增油5.3×104t，聚驱阶段提高采收率多增加0.7%；提高井网控制程度，完善注采关系。
3、过渡带井先停聚
在遵循停聚原则的基础上，区块内注入压力高的过渡带井先停，2010年12月过渡带井先停聚，两站之间井再停，最后是纯油区井停聚，实现控制高含水井区成片，平衡停聚与注聚井区间的压力，控制注聚井含水上升速度。
三、停聚后存在的问题
南一区东块进入后续水驱后，含水上升速度快
南一区东块于1#注入站2012年3月1日开始陆续停聚生产，于4月1日实现全面停聚， 停聚后含水上升速度较快，月含水上升速度为0.26%。
四、加大分层注水力度
南一区东块为控制含水上升速度，加大了分层注水力度，对有压力空间的井，实施试配、更换管柱措施。停聚后共实施6口井，其中试配5口井，管柱调整（聚驱分层管柱调整为水驱分层管柱）1口井。但在试注过程中出现水嘴不溶现象：
1、作业后分层试注水过程中可溶性水嘴不溶，影响恢复注水
释放时均投入的为可溶性水嘴，待下入井下24小时后自溶恢复注水，但在实施过程中，针对于刚停聚的后续水驱井，由于井底返吐聚合物溶液，将可溶性水嘴包裹住，使其难以溶化，影响恢复正常注水，只能与作业联系，再进行洗井至有吸水状况出现。
2、采用投捞水嘴方案的实施及效果评价
（1）重下一口恢复注水
中81-P60井试配后下入可溶性水嘴释放封隔器，试洗井洗通后待水溶自溶后注水，50小时后作业队洗井处理后方能注水，但在测试队验封时发现偏II遇阻，经多次洗井处理后无效，重下时发现偏II及配水器内均为聚合物携带的泥砂，使偏II堵塞致测试验仪器无法下入遇阻。
（2）实施作业过程中三步洗井
可溶性水嘴应用在后续水驱注入井时，井底返吐聚合物溶液致使其不易溶化的现象，得到了上级领导的高度重视，首先，进行与部分作业协商，在作业释放后试洗井过程中，要求大排量洗井，至少2罐水或见到清水，并收到了较好的效果，避免出现水嘴不易溶化或是测试遇阻等情况出现。目前，这种做法已得到上级部门的认可，并以文件的形式要求作业队在施工过程中执行“三步”洗井，即砂面超过8m的要冲砂洗井，少于8m的下加深管柱洗井；完井后未坐封前洗井、坐封后洗井，且用水量过28m3。
（3）采用投捞水嘴方式进行释放
通过多个试配井的现场使用可溶性水嘴的不利状况，与矿领导及相关工作人员协商，决定下次作业时下入可调水嘴或是死嘴进行释放，试洗井后及时进行投捞水嘴恢复注水，避免以上情况再次出现，至目前共实施了9口井，均顺利恢复注水生产，收到了较好的效果。
（4）采出井受到了较好的分层注水效果
统计连通采出井19口，与措施前对比含水上升速度减缓，含水表现月含水下降0.21个百分点，日恢复产油52t，措施效果较好。
五、下步潜力
1、针对目前吸水状况差的井采取有效措施
通过分析认为，吸水状况差的井的井一是由油层污染所致，采取酸化措施，如中72-斜P59井、中81-斜P58井；其次是周围连通的油井均是低产能井，液面在井口，长期不检泵，致使井区内地层压力偏高，导致注水井注入困难，如中91-P61、中81-斜P62井；另外一种情况是洗井不通，砂埋所致，需采取重配措施，如71-斜P44井。
2、采取细分1口（中72-P47），提高分层率，进一步控制含水回升速度。
六、结论与认识
1、对于刚转入后续水驱的注入井，开关井时井底易返吐聚合物溶液，在分层作业释放封隔器时如下入可溶性水嘴不易溶化，适合下入投捞水嘴。
2、作业过程中执行的“三步”洗井，有利的提高了作业质及测试的工作效率。
3、工作中的存在的问题一定要到具体落实，找到问题原因，协商解决方案，实现最佳方案效果。