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[摘 要]为提高油田采收率，实现原油可持续发展的战略目标，在北北块“二三结合”现场试验取得较好效果基础上，利用精细地质技术分析确定在北西块一区开展注聚。通过注入井综合调整，努力改善区块的整体开采效果。
[关键词]注入井 注聚 调剖 开采效果
中图分类号：TE323 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）07-0012-01
北西块一区位于油田北块西部，面积7.87Km2，区内萨一组、萨二组油层气顶发育。该区块于2010年11月10日开始投产，2013年12月11日开始注聚，2014年10月份，含水开始进入低含水稳定阶段，目前处于聚驱见效回升阶段。
1.各阶段综合调整方法
1.1 做好空白水驱阶段调整工作，保证区块整体开发效果
2010年11月到2013年12月为该区块空白水驱阶段，主要开发目的是强化水驱挖潜剩余油，综合调整油水井，为注聚做准备。
1.1.1 水井补孔挖潜，提高动用程度
为了完善注采连通关系，针对“二三结合”阶段未射孔的油层，补开对应注入井注入层段，为注聚做好准备，2013年以来补孔206口。补孔后注入压力下降2.2MPa，配注增加270m3/d，实注增加269m3/d；
1.1.2 注入井细分、测调方案调整，提高注入效率
注入井补孔后，低渗透层段得到改造，为注聚后聚合物能够均匀推进，保障注聚效果，对注水层段多，但层段内吸水差异仍然较大的注水井，进行层段优化重组，改善差油层吸水状况，共计层段重组130口，重组后注入压力下降2.6MPa，配注增加90m3/d，实注增加110m3/d；对油层多、油层间隔层小、吸水差异大的注水层段，利用长胶筒封堵技术将与高含水主要吸水层邻近的薄层封堵掉，实现细分注水的目的，共计细分28口，注入压力下降2.4MPa，配注增加115m3/d，实注增加127m3/d；笼统改分层30口，注入压力下降1.1MPa，配注增加100m3/d，实注增加72m3/d；分层改笼统5口，注入压力下降1.1MPa，配注和实注保持稳定；补孔后无其他措施13口，注入压力下降1.3MPa，配注减少35m3/d，实注减少41m3/d。通过调整，注入井吸水剖面更加均匀，层间、层内矛盾得到改善。
1.2 注聚阶段综合调整方法
2013年12月11日开始注聚，设计注入速度0.2PV/a，注入浓度2000mg/L。2014年4月份部分油井开始见效，目前已进入见效回升阶段。
1.2.1 对注入井进行深度调剖，提高聚合物的驱油效果
北西块一区萨Ⅲ1-7油层纵向非均质性严重。层内渗透率级差达到9.4，突进系数为2.1。油层水淹严重，且主要以中高水淹为主。中高水淹厚度比例达到75.7%，水淹严重。其中，有249口井存在有效渗透率大于0.8μm2的层段，平均单井发育有效厚度为3.7m，占总厚度的34.2%。
统计全区198口井吸水剖面资料，有146口井吸水剖面严重不均匀，平均单井高吸水层段厚度为3.4m，厚度占全井的29.5%，但吸水比例却达到了68.4%。高吸水层段主要分布在萨Ⅲ3和萨Ⅲ6+7沉积单元，分别有55口和53口井，分别占吸水不均匀井的37.9%和37.3%。
北西块一区目前注入压力5.5MPa，注入压力小于5.0MPa的井有166口，占注入井总数的54.3%，注入压力较低。
针对上述情况，需对高渗透、高吸水、无稳定隔层的层段实施深度调剖措施，以保证区块聚驱整体开发效果。截止到目前实施调剖89口井，吸水厚度比例增加12.3%，高吸水层吸水比例下降14.9%，同时对122口井注入高浓度前置段塞，吸水厚度比例增加11.1%。
1.2.2 整体调控注采 ，保持合理注采比
北西块一区二次射孔后，产液速度达到0.23PV/a，比方案设计高0.03PV/a，注入速度按方案设计注入，导致区块二次射孔后注采比低，阶段注采比只有0.85，阶段注采不均衡。
通过调整，北西块一区注入速度由0.18PV/a提高到0.21PV/a，产液速度由0.23PV/a下调到0.17PV/a；月度注采比由0.85上升到1.19，累积注采比由0.97上升到1.00。注采状况趋于合理。
1.2.3 为提高原油采收率调整聚合物注入浓度
一是对油层发育好、注聚后注入压力上升缓慢的井，适当上调注入浓度，实施这类浓度调整15口井。
二是對油层发育差、注入压力高或存在欠注情况的井组，适当下调注入浓度，实施这类浓度调整11口井。
三是对有见效趋势油井附近的水井，提高油井开采效果，适当上调注入浓度，实施这类浓度调整25口井。
1.2.4 强化措施增注，提高差油层动用程度
对低渗透层吸水能力低、注入孔隙体积倍数低的层段采取压裂措施，提高差油层动用程度。共实施压裂方案33口。
2.效果评价
2.1 注入压力平稳上升
截止2014年9月份，区块累注孔隙体积0.157PV。目前注入前置段塞，平均注入浓度1699mg/L，注入速度0.21PV/a
2013年3月油水井开始补孔后，注入压力持续下降，截止到注聚前（2013年12月），注入压力由7.3MPa下降至4.9MPa，下降了2.4MPa。注聚后，区块注入压力缓慢上升，目前区块注入压力9.1MPa，与注聚前相比上升3.4Mpa。
从单井注入压力分级看，低于7MPa的井有38口，占全区注入井数的12.4%。注入压力低于7MPa的中有12口为调剖井，有19口井由于周围油井产液强度高、注采比低导致注入压力低，7口为水驱试验井。
2.2 吸水状况得到有效改善
统计70口井的吸水剖面资料，平均单井吸水厚度为8.5m，吸水厚度比例为88.4%，比注聚前提高了7.0个百分点。其中，高吸水层吸水比例由原来的58.5%下降到34.4%，下降了24.1个百分点，低吸水层吸水比例由原来的19.3%上升到41.9%，上升了22.6个百分点。
对比40口调剖井的吸水剖面资料，调剖目的层吸水比例由调剖前的47.55%减少到29.66%，下降17.89个百分点。
2.3 采聚浓度上升较快
区块2013年12月开始注聚，当月平均采聚浓度163mg/L。2014年9月 （注聚9个月）之后采聚浓度达到348mg/L，上升了185mg/L，与其它注聚区块同期相比采聚浓度明显偏高。
从单井采聚浓度看，采聚浓度大于400mg/L的井有108口，占总井数的35.3%。
采聚浓度较高（大于400mg/L）的井主要分为三类：
一是与北东块一区接边，受北东块一区注聚影响采聚浓度较高的井有31口。
二是位于区块边部或断层边部，单方向突进导致采聚浓度上升快的井有12口。
三是位于调剖井周围的油井，由于调剖井实施较晚，注聚后高渗透层推进较快导致采聚浓度上升快的有68口井。
3.几点认识
3.1 对注入井进行深度调剖及注聚，可以有效的改善注入井的吸水剖面。
3.2 针对见效期注采比低、注采不均衡的问题，按照“降参控液、增注提速”的思路进行调整，保持合理注采比。
3.3 注聚后期，加大油井压堵结合与堵水措施力度的综合调整方法，能够有效控制含水回升速度，使区块取得较好的开发效果。
参考文献
[1] 大庆油田有限责任公司第六采油厂.《喇嘛甸油田北北块上返一区萨Ⅲ4-10油层聚合物驱方案》.2007.
[关键词]注入井 注聚 调剖 开采效果
中图分类号：TE323 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）07-0012-01
北西块一区位于油田北块西部，面积7.87Km2，区内萨一组、萨二组油层气顶发育。该区块于2010年11月10日开始投产，2013年12月11日开始注聚，2014年10月份，含水开始进入低含水稳定阶段，目前处于聚驱见效回升阶段。
1.各阶段综合调整方法
1.1 做好空白水驱阶段调整工作，保证区块整体开发效果
2010年11月到2013年12月为该区块空白水驱阶段，主要开发目的是强化水驱挖潜剩余油，综合调整油水井，为注聚做准备。
1.1.1 水井补孔挖潜，提高动用程度
为了完善注采连通关系，针对“二三结合”阶段未射孔的油层，补开对应注入井注入层段，为注聚做好准备，2013年以来补孔206口。补孔后注入压力下降2.2MPa，配注增加270m3/d，实注增加269m3/d；
1.1.2 注入井细分、测调方案调整，提高注入效率
注入井补孔后，低渗透层段得到改造，为注聚后聚合物能够均匀推进，保障注聚效果，对注水层段多，但层段内吸水差异仍然较大的注水井，进行层段优化重组，改善差油层吸水状况，共计层段重组130口，重组后注入压力下降2.6MPa，配注增加90m3/d，实注增加110m3/d；对油层多、油层间隔层小、吸水差异大的注水层段，利用长胶筒封堵技术将与高含水主要吸水层邻近的薄层封堵掉，实现细分注水的目的，共计细分28口，注入压力下降2.4MPa，配注增加115m3/d，实注增加127m3/d；笼统改分层30口，注入压力下降1.1MPa，配注增加100m3/d，实注增加72m3/d；分层改笼统5口，注入压力下降1.1MPa，配注和实注保持稳定；补孔后无其他措施13口，注入压力下降1.3MPa，配注减少35m3/d，实注减少41m3/d。通过调整，注入井吸水剖面更加均匀，层间、层内矛盾得到改善。
1.2 注聚阶段综合调整方法
2013年12月11日开始注聚，设计注入速度0.2PV/a，注入浓度2000mg/L。2014年4月份部分油井开始见效，目前已进入见效回升阶段。
1.2.1 对注入井进行深度调剖，提高聚合物的驱油效果
北西块一区萨Ⅲ1-7油层纵向非均质性严重。层内渗透率级差达到9.4，突进系数为2.1。油层水淹严重，且主要以中高水淹为主。中高水淹厚度比例达到75.7%，水淹严重。其中，有249口井存在有效渗透率大于0.8μm2的层段，平均单井发育有效厚度为3.7m，占总厚度的34.2%。
统计全区198口井吸水剖面资料，有146口井吸水剖面严重不均匀，平均单井高吸水层段厚度为3.4m，厚度占全井的29.5%，但吸水比例却达到了68.4%。高吸水层段主要分布在萨Ⅲ3和萨Ⅲ6+7沉积单元，分别有55口和53口井，分别占吸水不均匀井的37.9%和37.3%。
北西块一区目前注入压力5.5MPa，注入压力小于5.0MPa的井有166口，占注入井总数的54.3%，注入压力较低。
针对上述情况，需对高渗透、高吸水、无稳定隔层的层段实施深度调剖措施，以保证区块聚驱整体开发效果。截止到目前实施调剖89口井，吸水厚度比例增加12.3%，高吸水层吸水比例下降14.9%，同时对122口井注入高浓度前置段塞，吸水厚度比例增加11.1%。
1.2.2 整体调控注采 ，保持合理注采比
北西块一区二次射孔后，产液速度达到0.23PV/a，比方案设计高0.03PV/a，注入速度按方案设计注入，导致区块二次射孔后注采比低，阶段注采比只有0.85，阶段注采不均衡。
通过调整，北西块一区注入速度由0.18PV/a提高到0.21PV/a，产液速度由0.23PV/a下调到0.17PV/a；月度注采比由0.85上升到1.19，累积注采比由0.97上升到1.00。注采状况趋于合理。
1.2.3 为提高原油采收率调整聚合物注入浓度
一是对油层发育好、注聚后注入压力上升缓慢的井，适当上调注入浓度，实施这类浓度调整15口井。
二是對油层发育差、注入压力高或存在欠注情况的井组，适当下调注入浓度，实施这类浓度调整11口井。
三是对有见效趋势油井附近的水井，提高油井开采效果，适当上调注入浓度，实施这类浓度调整25口井。
1.2.4 强化措施增注，提高差油层动用程度
对低渗透层吸水能力低、注入孔隙体积倍数低的层段采取压裂措施，提高差油层动用程度。共实施压裂方案33口。
2.效果评价
2.1 注入压力平稳上升
截止2014年9月份，区块累注孔隙体积0.157PV。目前注入前置段塞，平均注入浓度1699mg/L，注入速度0.21PV/a
2013年3月油水井开始补孔后，注入压力持续下降，截止到注聚前（2013年12月），注入压力由7.3MPa下降至4.9MPa，下降了2.4MPa。注聚后，区块注入压力缓慢上升，目前区块注入压力9.1MPa，与注聚前相比上升3.4Mpa。
从单井注入压力分级看，低于7MPa的井有38口，占全区注入井数的12.4%。注入压力低于7MPa的中有12口为调剖井，有19口井由于周围油井产液强度高、注采比低导致注入压力低，7口为水驱试验井。
2.2 吸水状况得到有效改善
统计70口井的吸水剖面资料，平均单井吸水厚度为8.5m，吸水厚度比例为88.4%，比注聚前提高了7.0个百分点。其中，高吸水层吸水比例由原来的58.5%下降到34.4%，下降了24.1个百分点，低吸水层吸水比例由原来的19.3%上升到41.9%，上升了22.6个百分点。
对比40口调剖井的吸水剖面资料，调剖目的层吸水比例由调剖前的47.55%减少到29.66%，下降17.89个百分点。
2.3 采聚浓度上升较快
区块2013年12月开始注聚，当月平均采聚浓度163mg/L。2014年9月 （注聚9个月）之后采聚浓度达到348mg/L，上升了185mg/L，与其它注聚区块同期相比采聚浓度明显偏高。
从单井采聚浓度看，采聚浓度大于400mg/L的井有108口，占总井数的35.3%。
采聚浓度较高（大于400mg/L）的井主要分为三类：
一是与北东块一区接边，受北东块一区注聚影响采聚浓度较高的井有31口。
二是位于区块边部或断层边部，单方向突进导致采聚浓度上升快的井有12口。
三是位于调剖井周围的油井，由于调剖井实施较晚，注聚后高渗透层推进较快导致采聚浓度上升快的有68口井。
3.几点认识
3.1 对注入井进行深度调剖及注聚，可以有效的改善注入井的吸水剖面。
3.2 针对见效期注采比低、注采不均衡的问题，按照“降参控液、增注提速”的思路进行调整，保持合理注采比。
3.3 注聚后期，加大油井压堵结合与堵水措施力度的综合调整方法，能够有效控制含水回升速度，使区块取得较好的开发效果。
参考文献
[1] 大庆油田有限责任公司第六采油厂.《喇嘛甸油田北北块上返一区萨Ⅲ4-10油层聚合物驱方案》.2007.