大庆油田有限责任公司第一采油厂 黑龙江 大庆 163000
摘要：分析了C油田A二类油层聚驱注聚后期含水回升期存在的主要问题，即聚合物突破后，层间矛盾加剧，薄差层动用程度差，加之聚合物的清污混注，使区块含水上升过快，目前综合含水达到94.8%，并制订实施综合调整措施，含水回升速度得到控制，区块开发效果明显改善。
关键词：二类油层；注聚后期；含水上升
该二类油层区块于2012年5月投产，开采层位为BⅡ10～BⅢ10，采用125m五点法面积井网，共有注采井265口，其中注入井133口，采出井132口，平均射开砂岩厚度18m，有效厚度10.3m，有效渗透率0.540μm2。油层属分流平原相和三角洲内前缘相沉积，划分4种沉积亚相，20个沉积单元，各单元河道砂、表内储层、表外储层交错分布，平面、层间非均质性强，层间、井间渗透率差异较大。A区块于2013年10月注聚，2010年4月区块开始见效，2015年7月进入含水回升期，聚驱阶段采出程度15.96%，提高采收率11.47%。
一、含水回升期存在的主要问题
（1）各类油层动用差异大，薄差层启动困难。含水回升期与注聚前吸水剖面统计结果看，砂岩厚度小于1m的层段动用程度逐渐降低，吸水层数比例由46%下降到29%，吸水砂岩比例由50.3%下降到30.6%,相对吸水量由16.3%下降到8.2%。见表1。
表1 油层动用状况统计表
图1 注采比曲线图1注采比曲线
（2）区块流压水平偏低。含水回升期区块累计注采比为0.95；全区流压仅为2.7MPa，而流压低于2MPa的采出井占全区的55%。见图1。
（3）清污混注注入质量难以保证。自注聚以来，全区共经历3次稀释母液水质变化。在清改污配制期间，注入粘度下降33mPa.s，平均含水月上升值高达0.3%（清配清稀期间平均含水月上升0.15%），严重影响驱油效果。见清污混注生产情况变化曲线和开发调整思路图。
二、综合治理措施及效果
2.1综合治理措施
根据聚驱“一推、两优、一控”总体调整思路，在保证注入质量、降低粘损影响前提下，采取综合调整措施，缓解层间矛盾、控制低效无效循环
（1）针对层间差异大井注采两端措施调整，缓解缩小层间矛盾，控制含水回升速度注入端：一是分层注聚。进入含水回升期后，层间矛盾突出，如果不及时治理，易造成聚合物快速突破。区块通过分层注聚降低高渗层强度，提高差层动用程度。先后对23口井实施分层，措施后注入压力上升0.7MPa，连通采油井含水下降了0.2个百分点。以Z252-E92井为例，16年1月检配时发现高渗层偏Ⅲ为突进层，小层吸水量占全井水量的75%，对此层段下环形降压槽加以控制。周围四口采出井测试前后对比看，日产油上升2.6吨，含水下降0.6%。二是对注入压力高、注入困难的经措施增注，提高注入能力。共压裂、解堵19井次，措施后压力下降1.7MPa，日实注上升448m3。采出端：一是压裂薄差层，促进油井见效，提高产液能力。某井位于河道边部剩余油富集区域，连通注入井注入状况较好。2017年4月对部分层段压裂，压裂后为保护措施效果，连通注入井分注、上提水量，油井上调参，日增液72t，日增油15t，含水下降2.1%，有效期长达13个月。此类井共计实施25井次，平均单井日增油4.5 t。二是压堵结合，提高措施综合效果。某井与连通4口注入井的对应射孔率均在83%以上，连通状况好。于2017年6月压堵。采用复合方式分四段进行压裂，压开砂岩厚度10.6m，有效厚度4.9m；封堵砂岩厚度1.3m。压堵后调参，取得了日增油4t的措施效果。
（2）针对流压水平偏低井，构建合理压力系统，提高参数匹配程度。依据“高含水高流压、低含水低流压”的调整原则，采出井调参、换泵77井次，改变聚合物流向，减少低效无效循环，促进受效。同时优化注入参数，实施跟踪调整65井次，体改油层匹配性。
（3）针对混注期间粘度下降情况，保证清水连续注入，混注期间提速提浓。2017年8月分注入体现再次改变，全区立即上提聚合物分子量、来液浓度，注入井分层、提浓提速59井次，日实注增加150m3,注入浓度上升546mg/L，减少粘度损失，控制含水上升速度（清配污稀期间的月含水上升由0.34%下降到0.17%）。
2.2治理效果
通过综合治理，注入井粘损由17.9%下降到16.9%；流压水平逐渐提高，由见效高峰期时的2.36MPa提高到2.85MPa，对标接近A类。
三、结论及认识
（1）注聚后期含水回升阶段，对于层间矛盾突出的井组采取限制突进层与压、堵结合方式，改善薄差层动用状况，有效减缓含水回升速度。
（2）聚合物污水配置时，应采取提高分子量或提速提浓方式降低粘度损失，保证聚驱开发效果。对于含水较高井组，适时停聚，减少低效无效循环，提高经济效益。
论文作者:国藤月
论文发表刊物:《防护工程》2018年第17期
论文发表时间:2018/11/9
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