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摘要
胜一区注聚扩大区自注聚开发以来，因聚合物、地层出砂等因素造成油层污染，渗透率下降，严重影响了单元开发效果。本文通过研究高压形成的静态因素、动态因素，通过治理措施改善注入井的注聚质量，充分发挥和利用地下聚合物段塞的驱油作用，提高了阶段采油速度。
关键词注聚区；高压井；调剖 ；因素 ；认识
中图分类号：C35文献标识码： A
一、胜一区注聚扩大区单元和开发概况
胜一区沙二1-3注聚扩大试验区位于1-3单元西部，北部以7号断层为界与T15断块相连，东面与先导区相邻，南部和西部与边水相连，是一套河流相沉积的偏亲油，正韵律，中稠油，中高渗透为主、北高南低的穹隆背斜构造油藏。含油面积：6.78 km2，地质储量：1746×104t，渗透率：0.19-13.6 μm2。
受平面渗透率变异系数大，层间渗透率级差大等因素的影响，在注聚前、注聚过程中，以及转后续水驱阶段，均出现了窜聚、水窜现象，利用PI决策技术优选水井进行调剖，配套优化堵剂配方和施工参数，充分发挥和利用地下聚合物段塞的驱油作用，提高了阶段采油速度。
二、胜一注聚扩大区高压井分布
随着注入体积的增加，注聚扩大区的平均注入压力由初期的9.8MPa上升到后期的11.8Mpa，每米吸水指数也由注聚初期的6.35m3/MPa.m下降到5.7m3/MPa.m。注聚后注入压力普遍上升、吸水指数下降，尤其是由于个别井压力上升幅度较大，造成水井不能正常吸聚。从注聚井压力分类表中可以看出压力>12MPa的井已经达到11口，不吸聚井2口，共13口高压注入井。对应37口油井的生产形势非常严峻，综合含水由年初89%，上升至91.8%。影响产量38t/d。
三、胜一区注聚井高压影响因素分析
影响注聚井高压的因素较多，归纳起来主要有两个方面：一是静态因素，主要包括储层物性、沉积特征，以及射孔完善程度等；二是动态因素，包括地层压力、启动压力、聚合物溶液浓度、各种因素造成的地层堵塞等。按照高压形成的时间又可划分为注聚初期高压和注聚过程中压力逐渐升高两大类。
1、 静态因素的影响
静态影响因素分析包括储层物性、沉积特征，以及射孔完善程度两方面：
一是储层物性、沉积特征的影响：沙二1－3单元注聚扩大区为中高渗透油藏，共分三个砂层组。二、三砂层组为河流相沉积，中心相带的渗透率可达12980-21165×10-3μm2，侧缘相带渗透率159-655.8×10-3μm2，平均渗透率6630-10519×10-3μm2。
统计侧缘相带的8口井，平均渗透率542×10-3μm2，平均有效厚度8.1米，远低于全区的平均水平。因而油层厚度小，渗透率相对较差是造成注入困难的主要原因。同时，注入初期没有深入分析单井地层状况，采取笼统定浓度和配注的方法也是造成目前注入困难的一个影响因素。
二是射孔完善程度的影响：统计19口注聚高压井的有效厚度及射开厚度，平均有效厚度13.2米，射开厚度12.6米，射孔完善程度较高，不是注聚井高压的主要影响因素。
2、动态因素的影响
造成注聚井高压的动态因素主要有启动压力高、地层堵塞，注聚井井况差等。
启动压力高的影响。西部井区累注量大，该区累计注水量为657×104m3，累计注采比高达2.16，造成地层压力高 从注聚前到目前一直是单元启动压力最高的区域。水驱阶段启动压力10.7MPa，注聚启动压力12.3 MPa。 西部井区油井平均动液面300米，远高于单元平均动液面700米。目前该井区高压注聚井133、1333。
地层堵塞的影响。造成沙二1－3单元注聚扩大区地层堵塞的因素包括注聚前期调剖及高浓度聚合物溶液污染及地层出砂三个方面。主要是注聚前期调剖、高浓度聚合物溶液污染、注入井出砂造成高压。
高浓度聚合物溶液污染。聚合物溶液在地层渗流过程中，分子链相互缠绕，包容粘土颗粒运移，使渗流孔道变窄，甚至堵塞孔道，降低地层的有效渗透率，这种状况在高浓度注入状况下更为明显。因此高浓度注入造成聚合物在近井地带的滞留，造成出胶回吐等情况，压力急剧上升。
三、调剖技术对策及实施效果
1、 注聚前调剖，封堵高渗层
胜一区前期调剖能够有效封堵高渗水窜层、调整注水剖面、防止窜聚。但是在调剖剂量、调剖剂类型选择不合理的情况下，也容易造成地层堵塞或调剖无效的情况。通过PI决策技术、堵剂优选可最大程度发挥前期调剖作用。注聚扩大区前期调剖井15口，造成后期注入困难井4口，占总调剖井数的26.7%。按照调剖剂量划分为大剂量、小剂量两大类，按照堵剂类型可分为有机类和无机类两种。
前期调剖大剂量施工3口，采用无机颗粒类堵剂，均造成了地层堵塞，后续注入困难。分析堵塞的主要原因是剂量大、无机颗粒类堵剂封堵强度大，造成了近井地带污染。小剂量、有机类调剖施工12口，其中采用水膨体堵剂6口，木钙堵剂6口，造成后续聚合物溶液注入困难1口（水膨体堵剂），调剖后吸水剖面、注入压力改善显著8口，效果不明显的3口。
2、 注聚过程中填加交联剂，形成高强度段塞，封堵高渗段
在注聚初期，针对部分井注入压力低的情况，采取了提高浓度并添加交联剂的措施，先后实施21口井，平均浓度与设计浓度相比提高350mg/l，平均注入压力增加1.44Mpa，如11741井浓度由1400提高到2000，并添加交联剂，压力上升4.2Mpa，截至目前该井区平均单井增油12546吨，见到了较好的效果。
3、 后续水驱阶段采取井区整体大剂量弱凝胶调剖，充分发挥聚合物作用
调剖的必要性：胜一区沙二1－3注聚先导试验区自2001年9月转后续水驱以来，注入状况发生明显的变化，启动压力下降，吸水能力提高，层内吸水差异增大，部分渗透性好、采液强度较大的井区发生水窜，导致全区含水上升速度加快。
调剖的可行性：注聚期间油井普遍见聚，平均见聚浓度在120mg/l左右，最高单井见聚浓度为196mg/l，随着含水回弹，见聚浓度呈下降趋势。目前见聚井數56口，平均见聚浓度在85mg/l，最高单井见聚浓度为200mg/l，水串井见聚浓度仅为25mg/l。油井采出液矿化度也逐步升高，注聚期间矿化度由注聚前的11000mg/l降低到5900mg/l，目前已增加到8700mg/l。 经过测算到目前聚合物的采出量仅占注入量的15％，大量聚合物残留在地下，通过调剖或实施二次注聚能够充分发挥残留聚合物的驱油作用，控制注入水沿高渗条带窜流。
调剖井区优选：注聚后续水驱堵水井区选择依据是注采井网完善，油水井对应关系好；主力层11层渗透性好,为主要吸聚层,注聚期间累计吸聚量大；井区剩余储量较丰富；转后续水驱后水井注入压力下降快，目前注入压力较低；转后续水驱后对应油井含水上升快。
胜一区注聚扩大区自注聚开发以来，因聚合物、地层出砂等因素造成油层污染，渗透率下降，严重影响了单元开发效果。本文通过研究高压形成的静态因素、动态因素，通过治理措施改善注入井的注聚质量，充分发挥和利用地下聚合物段塞的驱油作用，提高了阶段采油速度。
关键词注聚区；高压井；调剖 ；因素 ；认识
中图分类号：C35文献标识码： A
一、胜一区注聚扩大区单元和开发概况
胜一区沙二1-3注聚扩大试验区位于1-3单元西部，北部以7号断层为界与T15断块相连，东面与先导区相邻，南部和西部与边水相连，是一套河流相沉积的偏亲油，正韵律，中稠油，中高渗透为主、北高南低的穹隆背斜构造油藏。含油面积：6.78 km2，地质储量：1746×104t，渗透率：0.19-13.6 μm2。
受平面渗透率变异系数大，层间渗透率级差大等因素的影响，在注聚前、注聚过程中，以及转后续水驱阶段，均出现了窜聚、水窜现象，利用PI决策技术优选水井进行调剖，配套优化堵剂配方和施工参数，充分发挥和利用地下聚合物段塞的驱油作用，提高了阶段采油速度。
二、胜一注聚扩大区高压井分布
随着注入体积的增加，注聚扩大区的平均注入压力由初期的9.8MPa上升到后期的11.8Mpa，每米吸水指数也由注聚初期的6.35m3/MPa.m下降到5.7m3/MPa.m。注聚后注入压力普遍上升、吸水指数下降，尤其是由于个别井压力上升幅度较大，造成水井不能正常吸聚。从注聚井压力分类表中可以看出压力>12MPa的井已经达到11口，不吸聚井2口，共13口高压注入井。对应37口油井的生产形势非常严峻，综合含水由年初89%，上升至91.8%。影响产量38t/d。
三、胜一区注聚井高压影响因素分析
影响注聚井高压的因素较多，归纳起来主要有两个方面：一是静态因素，主要包括储层物性、沉积特征，以及射孔完善程度等；二是动态因素，包括地层压力、启动压力、聚合物溶液浓度、各种因素造成的地层堵塞等。按照高压形成的时间又可划分为注聚初期高压和注聚过程中压力逐渐升高两大类。
1、 静态因素的影响
静态影响因素分析包括储层物性、沉积特征，以及射孔完善程度两方面：
一是储层物性、沉积特征的影响：沙二1－3单元注聚扩大区为中高渗透油藏，共分三个砂层组。二、三砂层组为河流相沉积，中心相带的渗透率可达12980-21165×10-3μm2，侧缘相带渗透率159-655.8×10-3μm2，平均渗透率6630-10519×10-3μm2。
统计侧缘相带的8口井，平均渗透率542×10-3μm2，平均有效厚度8.1米，远低于全区的平均水平。因而油层厚度小，渗透率相对较差是造成注入困难的主要原因。同时，注入初期没有深入分析单井地层状况，采取笼统定浓度和配注的方法也是造成目前注入困难的一个影响因素。
二是射孔完善程度的影响：统计19口注聚高压井的有效厚度及射开厚度，平均有效厚度13.2米，射开厚度12.6米，射孔完善程度较高，不是注聚井高压的主要影响因素。
2、动态因素的影响
造成注聚井高压的动态因素主要有启动压力高、地层堵塞，注聚井井况差等。
启动压力高的影响。西部井区累注量大，该区累计注水量为657×104m3，累计注采比高达2.16，造成地层压力高 从注聚前到目前一直是单元启动压力最高的区域。水驱阶段启动压力10.7MPa，注聚启动压力12.3 MPa。 西部井区油井平均动液面300米，远高于单元平均动液面700米。目前该井区高压注聚井133、1333。
地层堵塞的影响。造成沙二1－3单元注聚扩大区地层堵塞的因素包括注聚前期调剖及高浓度聚合物溶液污染及地层出砂三个方面。主要是注聚前期调剖、高浓度聚合物溶液污染、注入井出砂造成高压。
高浓度聚合物溶液污染。聚合物溶液在地层渗流过程中，分子链相互缠绕，包容粘土颗粒运移，使渗流孔道变窄，甚至堵塞孔道，降低地层的有效渗透率，这种状况在高浓度注入状况下更为明显。因此高浓度注入造成聚合物在近井地带的滞留，造成出胶回吐等情况，压力急剧上升。
三、调剖技术对策及实施效果
1、 注聚前调剖，封堵高渗层
胜一区前期调剖能够有效封堵高渗水窜层、调整注水剖面、防止窜聚。但是在调剖剂量、调剖剂类型选择不合理的情况下，也容易造成地层堵塞或调剖无效的情况。通过PI决策技术、堵剂优选可最大程度发挥前期调剖作用。注聚扩大区前期调剖井15口，造成后期注入困难井4口，占总调剖井数的26.7%。按照调剖剂量划分为大剂量、小剂量两大类，按照堵剂类型可分为有机类和无机类两种。
前期调剖大剂量施工3口，采用无机颗粒类堵剂，均造成了地层堵塞，后续注入困难。分析堵塞的主要原因是剂量大、无机颗粒类堵剂封堵强度大，造成了近井地带污染。小剂量、有机类调剖施工12口，其中采用水膨体堵剂6口，木钙堵剂6口，造成后续聚合物溶液注入困难1口（水膨体堵剂），调剖后吸水剖面、注入压力改善显著8口，效果不明显的3口。
2、 注聚过程中填加交联剂，形成高强度段塞，封堵高渗段
在注聚初期，针对部分井注入压力低的情况，采取了提高浓度并添加交联剂的措施，先后实施21口井，平均浓度与设计浓度相比提高350mg/l，平均注入压力增加1.44Mpa，如11741井浓度由1400提高到2000，并添加交联剂，压力上升4.2Mpa，截至目前该井区平均单井增油12546吨，见到了较好的效果。
3、 后续水驱阶段采取井区整体大剂量弱凝胶调剖，充分发挥聚合物作用
调剖的必要性：胜一区沙二1－3注聚先导试验区自2001年9月转后续水驱以来，注入状况发生明显的变化，启动压力下降，吸水能力提高，层内吸水差异增大，部分渗透性好、采液强度较大的井区发生水窜，导致全区含水上升速度加快。
调剖的可行性：注聚期间油井普遍见聚，平均见聚浓度在120mg/l左右，最高单井见聚浓度为196mg/l，随着含水回弹，见聚浓度呈下降趋势。目前见聚井數56口，平均见聚浓度在85mg/l，最高单井见聚浓度为200mg/l，水串井见聚浓度仅为25mg/l。油井采出液矿化度也逐步升高，注聚期间矿化度由注聚前的11000mg/l降低到5900mg/l，目前已增加到8700mg/l。 经过测算到目前聚合物的采出量仅占注入量的15％，大量聚合物残留在地下，通过调剖或实施二次注聚能够充分发挥残留聚合物的驱油作用，控制注入水沿高渗条带窜流。
调剖井区优选：注聚后续水驱堵水井区选择依据是注采井网完善，油水井对应关系好；主力层11层渗透性好,为主要吸聚层,注聚期间累计吸聚量大；井区剩余储量较丰富；转后续水驱后水井注入压力下降快，目前注入压力较低；转后续水驱后对应油井含水上升快。