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【摘要】南二东二类油层自2009年5月开始实施注聚，经历了含水下降期、低含水稳定期，现在处于含水回升阶段，针对聚驱井的变化形势，本文重点分析，水驱井网开采萨Ⅱ组二类油层的采出井，即位于水聚同驱区域的采出井的生产形势，希望借此分析得到的经验能够应用于其他区块的开发。
【关键词】二类油层 水聚同驱 最终采收率
1 问题的提出
大庆萨尔图油田南二区东部二类地区萨Ⅱ组二类油层聚合物驱区块，共有采出井171口，注入井165口。该井区块于2009年5月27日开始正式注聚，采出井的聚合物浓度在2010年9月份即注聚16个月后，突破200mg/L，而日产油大幅度增加，含水明显下降发生在2009年9月份，见聚时间比见效时间晚了12个月。
根据南二东二类聚驱开发形势，将射开萨Ⅱ组的水驱井按照封堵和未封堵、主流线和非主流线等分类了解其生产情况、含聚浓度变化情况。
2 南二东二类油层注聚后两驱变化形势对比
2.1 聚驱井的开发效果
2.1.1 注入压力上升，注入量下降
随着注入时间的增加，注入能力下降，允注压差逐步缩小。聚驱注入井目前与注聚前对比油压上升3.54MPa，日注入量下降2527m3。
2.1.2 呈现四降两升的趋势，但是含水要高出预计水平
日产液、含水、注采比、沉没度等四项指标呈现下降趋势，日产油、含聚浓度呈现上升趋势，在特征曲线上表现出，采出程度达到了标定水平，含水值要高于预测值。在经历低含水稳定期后，含水值开始呈现平稳回升趋势，产油量下降。
2.2 水聚同驱区域水驱采出井的开发效果
2.2.1 产量变化的趋势
统计无措施的59口水驱井的生产数据绘制生产曲线得出：水聚驱接触区域日产液量曲线总体呈先上升后下降的趋势，开始时日产油量随注入量的增加呈上升趋势，一段时间后日产油量的值随着注聚强度和注水强度的增加，变化不大基本相同，总体上日产油量变化规律出现上升下降再上升再下降的趋势。
含水规律曲线总体变化趋势是先上升再下降再上升，分析原因是由于水溶液和聚合物溶液流动性强弱不同所造成的，初期注入的聚合物溶液还没有影响到水聚驱接触区域，导致水聚驱接触区域的含水上升，但随着注入孔隙体积倍数的增加聚合物溶液也推进到了水聚驱接触区域，由于聚合物溶液的驱油效率较高，因而又使水聚驱接触区域的含水下降。
2.2.2 平均地层压力
水聚驱接触区域的平均地层压力呈先上升后下降的趋势，开始时平均地层压力随注入孔隙体积倍数的增加逐步上升，且平均地层压力的值随着注聚强度的增加依次增大，一段时间后平均地层压力的值比较稳定，保持在7.0Mpa左右。
2.2.3 含聚浓度上升
统计未封堵58口井的含聚浓度变化，从注聚前连续上升，半年突破100mg/L。到2011年第二季度的平均含聚值为150.6mg/L，增长幅度变得比较平缓。
而聚驱井含聚浓度在2010年2月份突破100mg/L，相比较而言，水聚同驱井的聚合物突破时间比聚驱井要滞后3-6个月。
2.2.4 分层系划分
基础井、一次加密、二次加密各井网的含水明显下降的时间在2009年9月-10月，与聚驱井见到明显效果的时间基本吻合。各种生产数据的变化趋势与聚驱大致相同，但幅度要小很多。
由于各层系射开砂岩和有效厚度不一样，含聚浓度上升速度也不一样，其中，基础井网的含聚浓度上升速度也最快，目前含聚值最高。
2.2.5 注聚强度的影响
距离注聚水井距离越小，聚合物浓度突破100mg/L的比例越大，突破时间越短。
处于主流线的采出井聚合物浓度达到100 mg/L的时间最短，突破比例较高（表1）。
2.2.6 检泵周期缩短
统计自2009年5月注聚后，从2009年7月开始检泵的井共有30口，对比其前后的检泵周期发现明显缩短，目前的检泵周期为496天，缩短了187天。
2.3 水聚同驱区域水驱封堵采出井的开发效果
2.3.1封堵原则
二类油层注聚前，水驱二类油层射孔层段要求封堵，采取以下方式：注水井该层段停注，距聚驱注入井80m以内的水驱射孔采油井和射开有效厚度≥0.5m油层的采油井机堵。
2.3.2 堵水井效果对比
在封堵初期，日产液和日产油均明显减少，而含水并未立即下降，在近一年的生产过程中，日产液保持相对稳定，日产油在减少，平均含水在2010年12月份达到最低92.92%，随后开始回升，目前为94.49%，甚至超过堵水前的水平。
2.3.3 堵水的时机选择性
一部分井在2009年5月注聚前实施注聚层位堵水，还有部分井是在注聚一段时间后进行封堵，对比不同封堵时机的水驱采出井的生产曲线发现，日产液的下降趋势相同，注聚前封堵井的下降幅度更大一些。从含水变化趋势来看，注聚前封堵的井的含水值由94.83%下降到93.09%，下降1.74个百分点；注聚后封堵的井的含水值由93.45%下降到最低值92.6%，含水下降0.85个百分点。注聚前封堵的井的含水下降幅度明显大于注聚后封堵井的含水下降幅度。随后含水回升，注聚前封堵的井的含水目前为94.51%，略低于注聚前的含水水平，而注聚后封堵的井的含水已经高于封堵前的水平。
由此可以看出，选择封堵最好还是在注聚前。
3 水聚两驱合采工作的探讨结论
目前射开聚驱目的层位的水驱采出井处于水聚同驱开采的阶段，对于这部分井，通过以上的分析，得到以下几个结论：
（1）二类油层聚驱开发过程中，处于水聚同驱区域的水驱井的生产趋势与聚驱井开发形势相同，只是幅度变化较小。
（2）水聚同驱区域的水驱井聚合物浓度突破的时间与开发层系、射开砂岩厚度、有效厚度、是否在主流线、与聚驱注入井井距等具有一定的联系。
（3）注聚后，水聚同驱区域的水驱井的检泵周期比单是水驱时缩短。同时结合二类油层注聚含水下降、回升速度较快，且含水低值期短的特点，在注水井方案调整时，及时跟踪效果，并对水驱连通注水井进行合适的方案调整。
（4）封堵井和未封堵井在管理方面存在一定差异，未封堵井的资料录取可参照聚驱井的管理办法，量油取样周期应由水驱井的每10天缩短为5天一个周期。采出液聚合物浓度每月化验1次。热洗周期的制定，故障率、检泵周期等指標也可参照聚驱井的管理办法。
【关键词】二类油层 水聚同驱 最终采收率
1 问题的提出
大庆萨尔图油田南二区东部二类地区萨Ⅱ组二类油层聚合物驱区块，共有采出井171口，注入井165口。该井区块于2009年5月27日开始正式注聚，采出井的聚合物浓度在2010年9月份即注聚16个月后，突破200mg/L，而日产油大幅度增加，含水明显下降发生在2009年9月份，见聚时间比见效时间晚了12个月。
根据南二东二类聚驱开发形势，将射开萨Ⅱ组的水驱井按照封堵和未封堵、主流线和非主流线等分类了解其生产情况、含聚浓度变化情况。
2 南二东二类油层注聚后两驱变化形势对比
2.1 聚驱井的开发效果
2.1.1 注入压力上升，注入量下降
随着注入时间的增加，注入能力下降，允注压差逐步缩小。聚驱注入井目前与注聚前对比油压上升3.54MPa，日注入量下降2527m3。
2.1.2 呈现四降两升的趋势，但是含水要高出预计水平
日产液、含水、注采比、沉没度等四项指标呈现下降趋势，日产油、含聚浓度呈现上升趋势，在特征曲线上表现出，采出程度达到了标定水平，含水值要高于预测值。在经历低含水稳定期后，含水值开始呈现平稳回升趋势，产油量下降。
2.2 水聚同驱区域水驱采出井的开发效果
2.2.1 产量变化的趋势
统计无措施的59口水驱井的生产数据绘制生产曲线得出：水聚驱接触区域日产液量曲线总体呈先上升后下降的趋势，开始时日产油量随注入量的增加呈上升趋势，一段时间后日产油量的值随着注聚强度和注水强度的增加，变化不大基本相同，总体上日产油量变化规律出现上升下降再上升再下降的趋势。
含水规律曲线总体变化趋势是先上升再下降再上升，分析原因是由于水溶液和聚合物溶液流动性强弱不同所造成的，初期注入的聚合物溶液还没有影响到水聚驱接触区域，导致水聚驱接触区域的含水上升，但随着注入孔隙体积倍数的增加聚合物溶液也推进到了水聚驱接触区域，由于聚合物溶液的驱油效率较高，因而又使水聚驱接触区域的含水下降。
2.2.2 平均地层压力
水聚驱接触区域的平均地层压力呈先上升后下降的趋势，开始时平均地层压力随注入孔隙体积倍数的增加逐步上升，且平均地层压力的值随着注聚强度的增加依次增大，一段时间后平均地层压力的值比较稳定，保持在7.0Mpa左右。
2.2.3 含聚浓度上升
统计未封堵58口井的含聚浓度变化，从注聚前连续上升，半年突破100mg/L。到2011年第二季度的平均含聚值为150.6mg/L，增长幅度变得比较平缓。
而聚驱井含聚浓度在2010年2月份突破100mg/L，相比较而言，水聚同驱井的聚合物突破时间比聚驱井要滞后3-6个月。
2.2.4 分层系划分
基础井、一次加密、二次加密各井网的含水明显下降的时间在2009年9月-10月，与聚驱井见到明显效果的时间基本吻合。各种生产数据的变化趋势与聚驱大致相同，但幅度要小很多。
由于各层系射开砂岩和有效厚度不一样，含聚浓度上升速度也不一样，其中，基础井网的含聚浓度上升速度也最快，目前含聚值最高。
2.2.5 注聚强度的影响
距离注聚水井距离越小，聚合物浓度突破100mg/L的比例越大，突破时间越短。
处于主流线的采出井聚合物浓度达到100 mg/L的时间最短，突破比例较高（表1）。
2.2.6 检泵周期缩短
统计自2009年5月注聚后，从2009年7月开始检泵的井共有30口，对比其前后的检泵周期发现明显缩短，目前的检泵周期为496天，缩短了187天。
2.3 水聚同驱区域水驱封堵采出井的开发效果
2.3.1封堵原则
二类油层注聚前，水驱二类油层射孔层段要求封堵，采取以下方式：注水井该层段停注，距聚驱注入井80m以内的水驱射孔采油井和射开有效厚度≥0.5m油层的采油井机堵。
2.3.2 堵水井效果对比
在封堵初期，日产液和日产油均明显减少，而含水并未立即下降，在近一年的生产过程中，日产液保持相对稳定，日产油在减少，平均含水在2010年12月份达到最低92.92%，随后开始回升，目前为94.49%，甚至超过堵水前的水平。
2.3.3 堵水的时机选择性
一部分井在2009年5月注聚前实施注聚层位堵水，还有部分井是在注聚一段时间后进行封堵，对比不同封堵时机的水驱采出井的生产曲线发现，日产液的下降趋势相同，注聚前封堵井的下降幅度更大一些。从含水变化趋势来看，注聚前封堵的井的含水值由94.83%下降到93.09%，下降1.74个百分点；注聚后封堵的井的含水值由93.45%下降到最低值92.6%，含水下降0.85个百分点。注聚前封堵的井的含水下降幅度明显大于注聚后封堵井的含水下降幅度。随后含水回升，注聚前封堵的井的含水目前为94.51%，略低于注聚前的含水水平，而注聚后封堵的井的含水已经高于封堵前的水平。
由此可以看出，选择封堵最好还是在注聚前。
3 水聚两驱合采工作的探讨结论
目前射开聚驱目的层位的水驱采出井处于水聚同驱开采的阶段，对于这部分井，通过以上的分析，得到以下几个结论：
（1）二类油层聚驱开发过程中，处于水聚同驱区域的水驱井的生产趋势与聚驱井开发形势相同，只是幅度变化较小。
（2）水聚同驱区域的水驱井聚合物浓度突破的时间与开发层系、射开砂岩厚度、有效厚度、是否在主流线、与聚驱注入井井距等具有一定的联系。
（3）注聚后，水聚同驱区域的水驱井的检泵周期比单是水驱时缩短。同时结合二类油层注聚含水下降、回升速度较快，且含水低值期短的特点，在注水井方案调整时，及时跟踪效果，并对水驱连通注水井进行合适的方案调整。
（4）封堵井和未封堵井在管理方面存在一定差异，未封堵井的资料录取可参照聚驱井的管理办法，量油取样周期应由水驱井的每10天缩短为5天一个周期。采出液聚合物浓度每月化验1次。热洗周期的制定，故障率、检泵周期等指標也可参照聚驱井的管理办法。