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摘 要：本文结合孤东油田二区注聚区地质特征、注聚项目方案，对矿场实际注采情况和见效特点进行动态分析，系统分析总结二区注聚区单元见效规律和单井见效规律，在对见效井组和不见效井组进行原因分析的基础上，提出见效井组和不见效井组对应优化和治理建议性措施，并给出相应分析。
关键词：孤东油田；二区注聚区；见效情况；分析
1 二区基本概况
1.1地质特征
孤东二区位于孤东披覆构造西翼北端，以孤东13断层与以东的六区及以南的三区为界。在地层对比的基础上，把孤东二区馆上段划分为五个砂层组(1+2、3、4、5、6)，其中42、45、53、54、55、61、62等7个小层为主力小层。孤东二区注聚区面积4.2km2，入选储量1039x104t，孔隙体积1710x104m3。设计注聚井51口，受益生产井91口。
1.2构造特征
孤东油田二区位于孤东披覆构造西翼北端。边界有两条断层，孤东13断层是二区与六区及三区的分界断层，落差9-78m，北西倾；GD69-GD70断层是二区与一区的分界断层，落差12-37m，东倾。构造形态为靠近分界断层部位高、边部低，南部高北部低，东部高西部低。
1.3沉积特征
孤东油田二区馆上段储层有两种沉积相模式，Ng上541以下和Ng上6砂组为辨状河沉积，Ng上11+2-Ng上532砂组的上部为曲流河沉积。
1.4储层特征
取心井岩样分析表明，孤东油田馆二区上段油层主要为细砂岩、粉细砂岩，其次为中细砂岩和粉砂岩。总的来说，孤东油田二区馆上段岩石结构成熟度和成分成熟度较低。二区油层为河流相沉积，垂向上以正韵律为主，孔隙度大、渗透率高、胶结疏松，非均质严重，渗透率变异系数0.6 0.85。
2 注聚效果评价
2.1注入特征分析
2.1.1压力变化符合聚驱规律并趋于平稳
注入聚合物溶液后，由于增加了注入液的粘度及聚合物在油层孔隙中的吸附、捕集，使流体在地层中的渗流阻力增加；由于聚合物注入初期，注入井周围油层的渗透率下降较快，导致初期注入压力上升快，当近井地带油层的吸附捕集达到平衡时，渗流阻力趋于稳定，注入压力亦趋稳定或缓慢上升。注聚初期压力上升速度较快，形成稳定段塞，为全面见效奠定了坚实的基础；第一段塞注入0.08PV后压力趋于稳定，注入第二段塞初期随着注入浓度的降低压力略有下降，后期通过一系列的调整压力稳步上升。后期压力趋于稳定，符合聚驱规律，目前注入压力仍保持11.9MPa，段塞保持较好的稳定性。
2.1.2霍尔曲线斜率变大，增强了渗流阻力
通过二区注聚区阻力系数变化曲线(图1)看出：高峰期二区的阻力系数2.151，同孤东其他三采单元相比较高，同时也反映出二区主力段塞的形成好于其他单元，聚合物的驱替作用得以充分的发挥，扩大波及体积。目前二区的阻力系数1.9，与高峰期对比略有下降，但仍保持较高水平。
图1 二区注聚区阻力系数变化曲线
2.1.3注入较均衡，局部存在高压井区及个别低压井
二区注聚油压分级表表明:，单元注入较均衡，平均注入压力12.5MPa。小于10MPa低压井2口：GO2-16-60累积注入低；GO2-19N65大孔道影响，实施换管柱调剖。大于14MPa高压井12口，其中欠注井6口(表1)，主要是由于地层堵塞，及局部地层压力高影响。
表1 孤东二区注聚区油压分级表(2010.09)
2.1.4初期注入剖面得到改善，后期层间矛盾突出
二区注聚前层间吸水强度明显不均衡，层间矛盾突出；注聚后，注聚剖面有所改善，有效提高了层间动用状况。聚合物驱后期馆5主力层吸聚能力明显增加，馆4吸聚减少，层间差异变大。
2.2采出特征分析
2.2.1见效情况
目前注聚见效井81口，从油井单井见效早晚和见效程度分析差别较大。按注聚见效含水下降所处的阶段及其特征，将注聚见效分为见效、回返、失效和未见效四种类型。二区注聚区见效井30口，回返井24口，失效井27口，未见效井7口，见效率92.0%；处于含水回返期，其中回返井和失效井比例为58.0%（图2）。
二区注聚区日液、日油、综合含水平面分布呈现以下特点：
断层附近：注聚过程中见效良好，多处于高产低含水阶段；
西部砂体边部：后期扩边注聚注入倍数小，油井多处于正见效或见效高峰期；
砂体中部：绝大部分油井多已进入低产(＜4吨)含水回返阶段，局部存在高产井点。
图3 图2 二区注聚区日液、日油、含水等值图
注聚见效阶段（2005.08-2007.10）:通过第二阶段均衡注入，单元见到明显注聚效果，但是随着聚合物的注入，出现了两极分化现象。一是注入井两极分化，部分注入井由于油水井之间存在高渗透带注入压力下降，而另外一部分井注入压力上升造成欠注，影响了注聚质量；二是采出井低液井较多，未见到注聚效果，见聚浓度也低于20mg/L。通过治理不正常注入井及不见效井，注聚区见效情况明显转好。
阶段开发形势：表现为“二升二降二平稳”，具体为日注水平由5369m3/d至5533m3/d上升164m3/d，日油水平由240t至343t上升103t，日液水平由4717t至4496t下降221t，综合含水由94.9%至92.3%下降2.0%，动液面和油压保持平稳。
注聚见效高峰阶段（2007.10-2010.08）：二区注聚区高峰持续时间约为3年，持续时间长，主要得力于中后期及时调整注聚方案延长注聚、扩边注聚等，又花了注聚效果。
阶段开发形势：表现为“二升三降”，具体为日油水平由343t至481t上升138t，油压由11.8MPa至12.3MPa上升0.5MP，日液水平由4496t至4320t下降176t,综合含水由92.3%至88.9%下降3.4%，日注由5533m3/d至4724m3/d下降809m3/d。 含水回返期(-至今)：按照项目实施进度二区注聚区于2011年进入后续水驱阶段，巩固二区注聚区高峰增油效果，控制后续水驱阶段含水回返速度，减缓产量递减，参考油层发育状况、注入剖面变化、平面层间油井见效情况等因素，二区注聚区实施分批分区停注聚转水驱，对局部潜力区实施优化延长。目前单元折算年递减率只有-2.83%，远远低于同类油藏转后续水驱第一年27%的递减率；有效的控制了含水上升，2011年以来含水保持稳定。
阶段开发形势：表现为“一升四降”，具体为综合含水由88.9%至90.3%上升1.4%，日油水平由481t至399t上升138t，油压由11.8MPa至12.3MPa上升0.5MP，日液水平由4496t至4320t下降176t, 日注由5533m3/d至4724m3/d下降809m3/d。
2.2.2 油井见聚情况
二区注聚区见聚浓度分级表(表7)表明，单元整体见聚浓度不高，平均见聚浓度238mg/L,聚驱均衡，段塞稳定。9口高见聚井，除23N63井未见效先见聚外，均处于正常回返阶段，平均单井增油9672吨（表2）。
2.2.3整体效果评价
孤东二区实施注聚以来，取得了明显的增油降水效果。单元2005年8月初步见效，2007年10月进入高峰期，高峰与注聚前对比，综合含水下降10.4%，油量上升300吨，无因次日油达到注聚前的2.3倍，高于同类型聚驱单元八区、七区中(图4)。从高峰谷底持续时间来看，二区达到37个月，比七区中(18个月)、八区(12月)分别高出17个月、25个月，从对比曲线可以看出二区高峰期持续时间长主要是延长注入结果，八区0.36PV转入后续水驱、七区中0.44PV转入后续水驱段塞小，转入后续水驱含水回返快速递减大。2010年11月后含水回返主要是因为二区局部转后续水驱影响，但同期对比目前二区无因次油量依然高达1.9，明显高于同类型聚驱单元八区(0.8)、七区中(0.96)的无因次油量。目前含水90.3%(图5)，比方案设计含水90.8%低0.5%，整体开发形势较好。
表2 孤东二区注聚区见聚浓度分级表(2011.03)
3 结论及认识
3.1 在注聚初期，完善的注采井网是影响注聚见效的主要因素。
3.2在注聚中后期适时提液，对主流线井限液、次流线井提液，改变液流方向，可扩大见效规模。
3.3调整层间矛盾，加大同心双管分层注聚工艺的实施应用，以缓解笼统注聚层间差异大的问题，扩大波及体积。
3.4 注聚后期采取分批停住、部分井区延长注入，比同类型注聚区增油效果好。
参考文献
[1] 高维衣.七区中注聚特征及见效特征分析.江汉石油学院学报，2003，第25卷增刊（下）.
[2] 高树棠.聚合物驱提高石油采收率.石油工业出版社，1996，67-79.
[3] 胡博仲.聚合物驱采油工程.石油工业出版社，1997，9-16.
关键词：孤东油田；二区注聚区；见效情况；分析
1 二区基本概况
1.1地质特征
孤东二区位于孤东披覆构造西翼北端，以孤东13断层与以东的六区及以南的三区为界。在地层对比的基础上，把孤东二区馆上段划分为五个砂层组(1+2、3、4、5、6)，其中42、45、53、54、55、61、62等7个小层为主力小层。孤东二区注聚区面积4.2km2，入选储量1039x104t，孔隙体积1710x104m3。设计注聚井51口，受益生产井91口。
1.2构造特征
孤东油田二区位于孤东披覆构造西翼北端。边界有两条断层，孤东13断层是二区与六区及三区的分界断层，落差9-78m，北西倾；GD69-GD70断层是二区与一区的分界断层，落差12-37m，东倾。构造形态为靠近分界断层部位高、边部低，南部高北部低，东部高西部低。
1.3沉积特征
孤东油田二区馆上段储层有两种沉积相模式，Ng上541以下和Ng上6砂组为辨状河沉积，Ng上11+2-Ng上532砂组的上部为曲流河沉积。
1.4储层特征
取心井岩样分析表明，孤东油田馆二区上段油层主要为细砂岩、粉细砂岩，其次为中细砂岩和粉砂岩。总的来说，孤东油田二区馆上段岩石结构成熟度和成分成熟度较低。二区油层为河流相沉积，垂向上以正韵律为主，孔隙度大、渗透率高、胶结疏松，非均质严重，渗透率变异系数0.6 0.85。
2 注聚效果评价
2.1注入特征分析
2.1.1压力变化符合聚驱规律并趋于平稳
注入聚合物溶液后，由于增加了注入液的粘度及聚合物在油层孔隙中的吸附、捕集，使流体在地层中的渗流阻力增加；由于聚合物注入初期，注入井周围油层的渗透率下降较快，导致初期注入压力上升快，当近井地带油层的吸附捕集达到平衡时，渗流阻力趋于稳定，注入压力亦趋稳定或缓慢上升。注聚初期压力上升速度较快，形成稳定段塞，为全面见效奠定了坚实的基础；第一段塞注入0.08PV后压力趋于稳定，注入第二段塞初期随着注入浓度的降低压力略有下降，后期通过一系列的调整压力稳步上升。后期压力趋于稳定，符合聚驱规律，目前注入压力仍保持11.9MPa，段塞保持较好的稳定性。
2.1.2霍尔曲线斜率变大，增强了渗流阻力
通过二区注聚区阻力系数变化曲线(图1)看出：高峰期二区的阻力系数2.151，同孤东其他三采单元相比较高，同时也反映出二区主力段塞的形成好于其他单元，聚合物的驱替作用得以充分的发挥，扩大波及体积。目前二区的阻力系数1.9，与高峰期对比略有下降，但仍保持较高水平。
图1 二区注聚区阻力系数变化曲线
2.1.3注入较均衡，局部存在高压井区及个别低压井
二区注聚油压分级表表明:，单元注入较均衡，平均注入压力12.5MPa。小于10MPa低压井2口：GO2-16-60累积注入低；GO2-19N65大孔道影响，实施换管柱调剖。大于14MPa高压井12口，其中欠注井6口(表1)，主要是由于地层堵塞，及局部地层压力高影响。
表1 孤东二区注聚区油压分级表(2010.09)
2.1.4初期注入剖面得到改善，后期层间矛盾突出
二区注聚前层间吸水强度明显不均衡，层间矛盾突出；注聚后，注聚剖面有所改善，有效提高了层间动用状况。聚合物驱后期馆5主力层吸聚能力明显增加，馆4吸聚减少，层间差异变大。
2.2采出特征分析
2.2.1见效情况
目前注聚见效井81口，从油井单井见效早晚和见效程度分析差别较大。按注聚见效含水下降所处的阶段及其特征，将注聚见效分为见效、回返、失效和未见效四种类型。二区注聚区见效井30口，回返井24口，失效井27口，未见效井7口，见效率92.0%；处于含水回返期，其中回返井和失效井比例为58.0%（图2）。
二区注聚区日液、日油、综合含水平面分布呈现以下特点：
断层附近：注聚过程中见效良好，多处于高产低含水阶段；
西部砂体边部：后期扩边注聚注入倍数小，油井多处于正见效或见效高峰期；
砂体中部：绝大部分油井多已进入低产(＜4吨)含水回返阶段，局部存在高产井点。
图3 图2 二区注聚区日液、日油、含水等值图
注聚见效阶段（2005.08-2007.10）:通过第二阶段均衡注入，单元见到明显注聚效果，但是随着聚合物的注入，出现了两极分化现象。一是注入井两极分化，部分注入井由于油水井之间存在高渗透带注入压力下降，而另外一部分井注入压力上升造成欠注，影响了注聚质量；二是采出井低液井较多，未见到注聚效果，见聚浓度也低于20mg/L。通过治理不正常注入井及不见效井，注聚区见效情况明显转好。
阶段开发形势：表现为“二升二降二平稳”，具体为日注水平由5369m3/d至5533m3/d上升164m3/d，日油水平由240t至343t上升103t，日液水平由4717t至4496t下降221t，综合含水由94.9%至92.3%下降2.0%，动液面和油压保持平稳。
注聚见效高峰阶段（2007.10-2010.08）：二区注聚区高峰持续时间约为3年，持续时间长，主要得力于中后期及时调整注聚方案延长注聚、扩边注聚等，又花了注聚效果。
阶段开发形势：表现为“二升三降”，具体为日油水平由343t至481t上升138t，油压由11.8MPa至12.3MPa上升0.5MP，日液水平由4496t至4320t下降176t,综合含水由92.3%至88.9%下降3.4%，日注由5533m3/d至4724m3/d下降809m3/d。 含水回返期(-至今)：按照项目实施进度二区注聚区于2011年进入后续水驱阶段，巩固二区注聚区高峰增油效果，控制后续水驱阶段含水回返速度，减缓产量递减，参考油层发育状况、注入剖面变化、平面层间油井见效情况等因素，二区注聚区实施分批分区停注聚转水驱，对局部潜力区实施优化延长。目前单元折算年递减率只有-2.83%，远远低于同类油藏转后续水驱第一年27%的递减率；有效的控制了含水上升，2011年以来含水保持稳定。
阶段开发形势：表现为“一升四降”，具体为综合含水由88.9%至90.3%上升1.4%，日油水平由481t至399t上升138t，油压由11.8MPa至12.3MPa上升0.5MP，日液水平由4496t至4320t下降176t, 日注由5533m3/d至4724m3/d下降809m3/d。
2.2.2 油井见聚情况
二区注聚区见聚浓度分级表(表7)表明，单元整体见聚浓度不高，平均见聚浓度238mg/L,聚驱均衡，段塞稳定。9口高见聚井，除23N63井未见效先见聚外，均处于正常回返阶段，平均单井增油9672吨（表2）。
2.2.3整体效果评价
孤东二区实施注聚以来，取得了明显的增油降水效果。单元2005年8月初步见效，2007年10月进入高峰期，高峰与注聚前对比，综合含水下降10.4%，油量上升300吨，无因次日油达到注聚前的2.3倍，高于同类型聚驱单元八区、七区中(图4)。从高峰谷底持续时间来看，二区达到37个月，比七区中(18个月)、八区(12月)分别高出17个月、25个月，从对比曲线可以看出二区高峰期持续时间长主要是延长注入结果，八区0.36PV转入后续水驱、七区中0.44PV转入后续水驱段塞小，转入后续水驱含水回返快速递减大。2010年11月后含水回返主要是因为二区局部转后续水驱影响，但同期对比目前二区无因次油量依然高达1.9，明显高于同类型聚驱单元八区(0.8)、七区中(0.96)的无因次油量。目前含水90.3%(图5)，比方案设计含水90.8%低0.5%，整体开发形势较好。
表2 孤东二区注聚区见聚浓度分级表(2011.03)
3 结论及认识
3.1 在注聚初期，完善的注采井网是影响注聚见效的主要因素。
3.2在注聚中后期适时提液，对主流线井限液、次流线井提液，改变液流方向，可扩大见效规模。
3.3调整层间矛盾，加大同心双管分层注聚工艺的实施应用，以缓解笼统注聚层间差异大的问题，扩大波及体积。
3.4 注聚后期采取分批停住、部分井区延长注入，比同类型注聚区增油效果好。
参考文献
[1] 高维衣.七区中注聚特征及见效特征分析.江汉石油学院学报，2003，第25卷增刊（下）.
[2] 高树棠.聚合物驱提高石油采收率.石油工业出版社，1996，67-79.
[3] 胡博仲.聚合物驱采油工程.石油工业出版社，1997，9-16.