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[摘 要]北三西西块二类油层是萨北开发区投产的第二个二类油层区块，通过借鉴主力油层及北二西西块二类油层注聚的成功经验，在优化井网部署、层系组合、提高聚驱控制程度的基础上，采取多种手段实现了个性化调整，目前区块注入状况稳定，注聚前缘均匀推进，采油井持续受效。本文通过对注聚过程中动态参数变化进行分析，总结其见效特征，初步提出治理对策，对指导今后二类油层聚驱开发具有重要意义。
[关键词]二类油层 见效特征
中图分类号：P223 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）13-0266-01
1.区块基本概况
北三西西块二类油层于2007年6月投产，区块含油面积9.04km2，地质储量1314×104t，孔隙体积2344×104m3，原始地层压力10.7MPa，破裂压力13.4MPa。平均单井射开砂岩厚度17.8m，有效厚度12.8m，有效渗透率451×10-3μm2，采用五點法面积井网，注采井距125m， 共有注采井543口，其中注入井259口，采出井284口，注采井数比为1：1.09。于2008年11月注聚，目前聚合物用量为137PV·mg/L，处于注聚见效期。
2.储层发育特征
北三西西块二类油层聚驱目的层为萨Ⅱ10+11～萨Ⅲ10等18个沉积单元，是以低弯曲分流平原相砂体为主的三角洲沉积，河道砂体规模较窄，主要有4种沉积类型（表1）。与北二西西块二类油层相比主要表现出以下特征：
2.1 河道砂规模小、钻遇率低
从沉积类型看，区块有5个沉积单元属于低弯曲分流平原相沉积，占沉积单元总数的27.8%，较北二西西块二类油层低5.5个百分点。河道砂钻遇率为22.59%，较北二西西块二类油层低8.1个百分点；表外及尖灭钻遇率分别为20.58%、29.33%，较北二西西块二类油层分别高2.58%、8.33%。
2.2 开发层数多、油层厚度薄
北三西西块二类油层聚驱目的层比北二西西块二类油层多3个，但区块钻遇有效厚度仅14.3m，较北二西西块二类油层低1.1m，其中有效厚度≥2m油层有效厚度为8.8m，较北二西西块二类油层低1.2m，有效厚度1-2m的油层有效厚度为3.8m，较北二西西块二类油层低0.1m。
2.3 水淹程度高、油层非均质性严重
不同厚度油层水淹差异较大，水淹程度高于相邻的北二西西块二类油层。层内高、中、低未水淹厚度比例（表2）分别为50%、33.82%、16.18%，其中高水淹厚度比例较北二西西块二类油层高17.6个百分点，有效厚度≥2m的油层层内高中水淹比例59.2%，较北二西西块二类油层高23.9个百分点；有效厚度1-2m的油层层内高水淹比例44.0%，较北二西西块二类油层高13.1个百分点。
3.区块聚驱注采参数优化
3.1 完善注采关系，提高区块聚驱控制程度
优化开发方案，将注采井距缩小到125m，由于多条断层将5队地区分割成多个独立小区域，导致切割区内及周边地区注采关系极不完善，严重影响了聚驱效果，通过利用葡Ⅰ组11口聚驱井封堵、补孔，完善断层区注采关系，使得区块6个沉积单元聚驱控制程度达到70%以上，为保证二类油层的开发效果奠定了基础。
3.2 采取多种手段，缓解二类油层三大矛盾
一是为了减小层系间的干扰，空白水驱阶段对层段多、层间干扰大，注入压力低的86口井实施分注，分注后层间渗透率级差从14.4下降到5.6，下降了61.3%。注聚见效期又优选16口压力升幅缓慢的低压井实施了分注，目前区块分注率达到了39.4%。
二是为了协调厚油层层内注采关系，注聚前对油层发育好、厚度大、层内矛盾突出、平面含水差异大的17口井实施碱性复合离子深度调剖。同时选择5口井实施分步射孔，优先射开厚层顶部低未水淹层，达到控制产液和含水的目的，有效地缓解了层内矛盾。
4.区块动态反映特征分析
4.1 注入压力稳定上升，但注入能力较低
从霍尔曲线上看出：注聚后视阻力系数达到了1.41，聚合物已起到改善流度比，减弱粘性指进的作用，并且建立了有效的驱动压差，注采大压差由注聚前的13.66MPa上升到目前的16.17MPa。目前区块注入压力为10.67MPa，压力升幅与北二西西块二类油层相当，但注入能力明显低于北二西西块二类油层。
4.2 见聚晚，先见效后见聚井比例最大，效果好
油层见聚较晚，在注聚第7个月聚合物用量93 PV？mg/ L时开始见聚，见聚时间较北二西西块二类油层晚3个月，目前采聚浓度仅为29 mg/L。从见效与见聚的关系上来看，先见效、后见聚的井数达到81口，占全区的29.3%，占见效井数的47.4%。含水下降了13.9%，日增油4.6t，效果最好。
4.3 见效明显好于数模
油层在注入体积达0.081 PV，聚合物用量达到68PV·mg/L时开始见效，见效时聚合物用量比数模预计早27PV·mg/L；综合含水较数模多下降4.46个百分点；每10PV·mg/l用量含水下降0.72%，较数模高0.43%，区块聚驱阶段采出程度3.06%，提高采收率1.92%，比聚驱数模多提高1.65个百分点。
4.4 见效区域性特征明显
从区块的含水下降等值图（图1）上看出：区块见效具有明显的区域性特征，分层井和调剖井周围油井见效良好，此外注水井排和水聚驱接触带的边井见效较差。
5.结论
1、二类油层的聚驱调整必须结合自身发育特征，进行有针对性的个性化方案设计；
2、北三西西块二类油层井距最小，更强调及时、快速的参数调整以适应动态变化需要；
3、应结合动静态资料，对二类油层非均质性及注采对应率验证、再认识，寻求有效的治理方法。
参考文献
[1] 王启民.聚合物驱油技术的实践与认识[J].大庆石油地质与开发，1999.
[2] 胡博仲.聚合物驱采油工程.北京石油工业出版社，1997.
作者简介
孙萌萌（1986.4），女，黑龙江大庆人，大庆油田有限责任公司第三采油厂地质大队，从事油田开发聚驱分析工作，本科学历，油气藏工程方向。
[关键词]二类油层 见效特征
中图分类号：P223 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）13-0266-01
1.区块基本概况
北三西西块二类油层于2007年6月投产，区块含油面积9.04km2，地质储量1314×104t，孔隙体积2344×104m3，原始地层压力10.7MPa，破裂压力13.4MPa。平均单井射开砂岩厚度17.8m，有效厚度12.8m，有效渗透率451×10-3μm2，采用五點法面积井网，注采井距125m， 共有注采井543口，其中注入井259口，采出井284口，注采井数比为1：1.09。于2008年11月注聚，目前聚合物用量为137PV·mg/L，处于注聚见效期。
2.储层发育特征
北三西西块二类油层聚驱目的层为萨Ⅱ10+11～萨Ⅲ10等18个沉积单元，是以低弯曲分流平原相砂体为主的三角洲沉积，河道砂体规模较窄，主要有4种沉积类型（表1）。与北二西西块二类油层相比主要表现出以下特征：
2.1 河道砂规模小、钻遇率低
从沉积类型看，区块有5个沉积单元属于低弯曲分流平原相沉积，占沉积单元总数的27.8%，较北二西西块二类油层低5.5个百分点。河道砂钻遇率为22.59%，较北二西西块二类油层低8.1个百分点；表外及尖灭钻遇率分别为20.58%、29.33%，较北二西西块二类油层分别高2.58%、8.33%。
2.2 开发层数多、油层厚度薄
北三西西块二类油层聚驱目的层比北二西西块二类油层多3个，但区块钻遇有效厚度仅14.3m，较北二西西块二类油层低1.1m，其中有效厚度≥2m油层有效厚度为8.8m，较北二西西块二类油层低1.2m，有效厚度1-2m的油层有效厚度为3.8m，较北二西西块二类油层低0.1m。
2.3 水淹程度高、油层非均质性严重
不同厚度油层水淹差异较大，水淹程度高于相邻的北二西西块二类油层。层内高、中、低未水淹厚度比例（表2）分别为50%、33.82%、16.18%，其中高水淹厚度比例较北二西西块二类油层高17.6个百分点，有效厚度≥2m的油层层内高中水淹比例59.2%，较北二西西块二类油层高23.9个百分点；有效厚度1-2m的油层层内高水淹比例44.0%，较北二西西块二类油层高13.1个百分点。
3.区块聚驱注采参数优化
3.1 完善注采关系，提高区块聚驱控制程度
优化开发方案，将注采井距缩小到125m，由于多条断层将5队地区分割成多个独立小区域，导致切割区内及周边地区注采关系极不完善，严重影响了聚驱效果，通过利用葡Ⅰ组11口聚驱井封堵、补孔，完善断层区注采关系，使得区块6个沉积单元聚驱控制程度达到70%以上，为保证二类油层的开发效果奠定了基础。
3.2 采取多种手段，缓解二类油层三大矛盾
一是为了减小层系间的干扰，空白水驱阶段对层段多、层间干扰大，注入压力低的86口井实施分注，分注后层间渗透率级差从14.4下降到5.6，下降了61.3%。注聚见效期又优选16口压力升幅缓慢的低压井实施了分注，目前区块分注率达到了39.4%。
二是为了协调厚油层层内注采关系，注聚前对油层发育好、厚度大、层内矛盾突出、平面含水差异大的17口井实施碱性复合离子深度调剖。同时选择5口井实施分步射孔，优先射开厚层顶部低未水淹层，达到控制产液和含水的目的，有效地缓解了层内矛盾。
4.区块动态反映特征分析
4.1 注入压力稳定上升，但注入能力较低
从霍尔曲线上看出：注聚后视阻力系数达到了1.41，聚合物已起到改善流度比，减弱粘性指进的作用，并且建立了有效的驱动压差，注采大压差由注聚前的13.66MPa上升到目前的16.17MPa。目前区块注入压力为10.67MPa，压力升幅与北二西西块二类油层相当，但注入能力明显低于北二西西块二类油层。
4.2 见聚晚，先见效后见聚井比例最大，效果好
油层见聚较晚，在注聚第7个月聚合物用量93 PV？mg/ L时开始见聚，见聚时间较北二西西块二类油层晚3个月，目前采聚浓度仅为29 mg/L。从见效与见聚的关系上来看，先见效、后见聚的井数达到81口，占全区的29.3%，占见效井数的47.4%。含水下降了13.9%，日增油4.6t，效果最好。
4.3 见效明显好于数模
油层在注入体积达0.081 PV，聚合物用量达到68PV·mg/L时开始见效，见效时聚合物用量比数模预计早27PV·mg/L；综合含水较数模多下降4.46个百分点；每10PV·mg/l用量含水下降0.72%，较数模高0.43%，区块聚驱阶段采出程度3.06%，提高采收率1.92%，比聚驱数模多提高1.65个百分点。
4.4 见效区域性特征明显
从区块的含水下降等值图（图1）上看出：区块见效具有明显的区域性特征，分层井和调剖井周围油井见效良好，此外注水井排和水聚驱接触带的边井见效较差。
5.结论
1、二类油层的聚驱调整必须结合自身发育特征，进行有针对性的个性化方案设计；
2、北三西西块二类油层井距最小，更强调及时、快速的参数调整以适应动态变化需要；
3、应结合动静态资料，对二类油层非均质性及注采对应率验证、再认识，寻求有效的治理方法。
参考文献
[1] 王启民.聚合物驱油技术的实践与认识[J].大庆石油地质与开发，1999.
[2] 胡博仲.聚合物驱采油工程.北京石油工业出版社，1997.
作者简介
孙萌萌（1986.4），女，黑龙江大庆人，大庆油田有限责任公司第三采油厂地质大队，从事油田开发聚驱分析工作，本科学历，油气藏工程方向。