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摘 要：孤东油田七区西54-61单元中北部二元驱于2011年6月13日正式注聚，以提高采收率为目的，本文主要从三个方面阐述了注聚过程中各种动态调整技术方法的实施运用，改善了聚驱开发效果。
关键词：二元驱 采收率 聚驱效果
一、基本情况
七区西Ng54～61单元为孤东七区西五套开发层系之一，是孤东披覆构造下被南、北、西三条密封大斷层切割而形成的一个构造简单、地层平缓、形态完整、具有统一的原始油水界面、属河流相沉积、具有“亲水、中高渗透、非均质、高饱和、稠油、疏松砂岩”特点的层状油藏。其中，中北部含油面积7.6km2，储量1315×104t。
七区西54-61中北部二元驱于2011年6月13日正式注聚，设计注入总用量1055PV*ppm ；注入方式0.1PV*2200mg/L+0.4 PV*1900mg/L+0.05 PV*1500mg/L共三个阶段来完成，其中第二阶段转为二元，设计石油磺酸盐24084t，复配活性剂11596t；溶液配制：清水配制母液，污水稀释注入。
二、七区西54-61中北部二元驱提高采收率主要做法及效果
1.完善注采井网，提高两向及以上注采对应率和聚驱控制程度
自投注聚以来，共投转注聚井14口，提高两向及以上注采对应率5.6%，新增（恢复）控制储量88.2万吨。对应油井日增油16吨，取得了明显的降水增油效果。
通过更新、完善新油井和老井补孔、改层、扶停等措施增加采油井点，恢复、扩大聚驱控制储量，提高二元驱开发效果。
七区西54-61中北部二元驱自投注聚以来已投产油井6口，累增油1201.6吨。
七区西54-61中北部二元驱自投注聚以来，通过完善砂体内部注采井网和完善断层边部注采井网的方式，共实施油井措施20井次，增加日液能力438.9吨，日油能力22.5吨。
2.加强不正常注入治理，确保注入质量
在注聚过程中加强注聚井的注入压力跟踪分析，对不正常注入井分类分析治理，保证注入压力合理上升，确保注入质量。同时根据动态变化进行注采调配，保证平面均衡注入。
2.1针对高压井
首先对因地层出砂导致的高压井实施洗井、防砂换管柱等措施；其次对因地层堵塞导致的高压井实施防砂、酸化等措施；最后对因储层发育差、注采对应差导致的高压井，实施增压泵、复扩射、替代等措施。
2.2针对低压井
首先对因存在大孔道导致的低压井，通过窜聚井限液，对顶方向油井提液，并结合水井调剖，防止单向突进，尽可能形成高质量的聚合物段塞；其次对因井况（套漏、卡封失效等）等导致的低压井，实施换管柱或老井更新侧钻；再次对因井组注采比低导致的低压井，通过提注、降液相结合控制合理的注采比；最后对因投注时间短导致的低压井，若压力上升缓慢则提配注补充地层能量。
七区西54-61中北部二元驱自投注聚以来共实施高压井治理13井次，平均油压下降0.5MPa，低压井治理13井次，平均油压上升0.9MPa。
3.引效促效，提高二元驱见效程度和幅度
主要是通过对油井进行提液，来引效促效，提高了油井见效率和见效幅度。对能量充足井区实施大泵、调参等提液措施，引效促效；对因对应差、地层堵塞导致的低液井实施复扩射、防砂解堵等提液措施；对因地层出砂导致的低液井实施防砂等提液措施；对因杆管泵问题导致的低效躺井及时实施检泵，恢复正常液量。
三、目前存在问题及下步工作方向
1.目前存在问题
1.1部分井区注采井网不完善
目前待转注井3口（正干2口），待补孔、扩射油井3口，待投新油井1口。
1.2局部存在不正常注入井，影响注入质量
1.3单元注采强度高
为引效促效及保持单元产量稳定，目前单元日液水平10633吨，采液速度29.5%。日注水平9786方，折算年注入速度0.16PV，比方案设计高0.04PV。地层压力由注聚前12.9MPa降至面12.4MPa。
2.下步工作方向
要进一步提高二元驱采收率，可从以下方向着手部署：
首先要进一步完善注采井网，引效促效；其次要加强不正常注入井治理，尤其是对存在大孔道井要及时实施调剖，确保注入质量；最后还要加强动态监测，分别进行注聚水井的剖面监测和油井的剩余油饱和度监测，从而详细掌握油藏动态变化。
四、结论
1.完善注采井网是提高二元驱开发效果的前提；
2.保证注入质量是提高二元驱开发效果的关键；
3.动态分析调整是提高二元驱开发效果的基础；
4.提液引效是加快二元驱见效步伐的有效方法。
参考文献
[1]康万利，董喜贵.三次采油化学原理.北京：化学工业出版社.
[2]管守锐，刘仁君等.孤东油田馆上段沉积微相研究.东营；石油大学出版社.
关键词：二元驱 采收率 聚驱效果
一、基本情况
七区西Ng54～61单元为孤东七区西五套开发层系之一，是孤东披覆构造下被南、北、西三条密封大斷层切割而形成的一个构造简单、地层平缓、形态完整、具有统一的原始油水界面、属河流相沉积、具有“亲水、中高渗透、非均质、高饱和、稠油、疏松砂岩”特点的层状油藏。其中，中北部含油面积7.6km2，储量1315×104t。
七区西54-61中北部二元驱于2011年6月13日正式注聚，设计注入总用量1055PV*ppm ；注入方式0.1PV*2200mg/L+0.4 PV*1900mg/L+0.05 PV*1500mg/L共三个阶段来完成，其中第二阶段转为二元，设计石油磺酸盐24084t，复配活性剂11596t；溶液配制：清水配制母液，污水稀释注入。
二、七区西54-61中北部二元驱提高采收率主要做法及效果
1.完善注采井网，提高两向及以上注采对应率和聚驱控制程度
自投注聚以来，共投转注聚井14口，提高两向及以上注采对应率5.6%，新增（恢复）控制储量88.2万吨。对应油井日增油16吨，取得了明显的降水增油效果。
通过更新、完善新油井和老井补孔、改层、扶停等措施增加采油井点，恢复、扩大聚驱控制储量，提高二元驱开发效果。
七区西54-61中北部二元驱自投注聚以来已投产油井6口，累增油1201.6吨。
七区西54-61中北部二元驱自投注聚以来，通过完善砂体内部注采井网和完善断层边部注采井网的方式，共实施油井措施20井次，增加日液能力438.9吨，日油能力22.5吨。
2.加强不正常注入治理，确保注入质量
在注聚过程中加强注聚井的注入压力跟踪分析，对不正常注入井分类分析治理，保证注入压力合理上升，确保注入质量。同时根据动态变化进行注采调配，保证平面均衡注入。
2.1针对高压井
首先对因地层出砂导致的高压井实施洗井、防砂换管柱等措施；其次对因地层堵塞导致的高压井实施防砂、酸化等措施；最后对因储层发育差、注采对应差导致的高压井，实施增压泵、复扩射、替代等措施。
2.2针对低压井
首先对因存在大孔道导致的低压井，通过窜聚井限液，对顶方向油井提液，并结合水井调剖，防止单向突进，尽可能形成高质量的聚合物段塞；其次对因井况（套漏、卡封失效等）等导致的低压井，实施换管柱或老井更新侧钻；再次对因井组注采比低导致的低压井，通过提注、降液相结合控制合理的注采比；最后对因投注时间短导致的低压井，若压力上升缓慢则提配注补充地层能量。
七区西54-61中北部二元驱自投注聚以来共实施高压井治理13井次，平均油压下降0.5MPa，低压井治理13井次，平均油压上升0.9MPa。
3.引效促效，提高二元驱见效程度和幅度
主要是通过对油井进行提液，来引效促效，提高了油井见效率和见效幅度。对能量充足井区实施大泵、调参等提液措施，引效促效；对因对应差、地层堵塞导致的低液井实施复扩射、防砂解堵等提液措施；对因地层出砂导致的低液井实施防砂等提液措施；对因杆管泵问题导致的低效躺井及时实施检泵，恢复正常液量。
三、目前存在问题及下步工作方向
1.目前存在问题
1.1部分井区注采井网不完善
目前待转注井3口（正干2口），待补孔、扩射油井3口，待投新油井1口。
1.2局部存在不正常注入井，影响注入质量
1.3单元注采强度高
为引效促效及保持单元产量稳定，目前单元日液水平10633吨，采液速度29.5%。日注水平9786方，折算年注入速度0.16PV，比方案设计高0.04PV。地层压力由注聚前12.9MPa降至面12.4MPa。
2.下步工作方向
要进一步提高二元驱采收率，可从以下方向着手部署：
首先要进一步完善注采井网，引效促效；其次要加强不正常注入井治理，尤其是对存在大孔道井要及时实施调剖，确保注入质量；最后还要加强动态监测，分别进行注聚水井的剖面监测和油井的剩余油饱和度监测，从而详细掌握油藏动态变化。
四、结论
1.完善注采井网是提高二元驱开发效果的前提；
2.保证注入质量是提高二元驱开发效果的关键；
3.动态分析调整是提高二元驱开发效果的基础；
4.提液引效是加快二元驱见效步伐的有效方法。
参考文献
[1]康万利，董喜贵.三次采油化学原理.北京：化学工业出版社.
[2]管守锐，刘仁君等.孤东油田馆上段沉积微相研究.东营；石油大学出版社.