摘要：针对聚合物驱阶段单井动态变化特点，提出了这一阶段的调整措施，确保其阶段的增油效果。研究表明，在油井含水低值期时抢上压裂，可以有效增油;开展分层注水方式可以有效控制含水上升速度;根据单井的动态变化特点，不失时机的调整注入井，可以有效延长降水增油效果;以A面积北块的单井为例，介绍聚驱改善开发效果的成功措施，把握每口单井注聚过程中的每个阶段，合理的进行注采调整，探索提高采收率的新方法，为聚合物驱的管理提供借鉴。
关键词：聚合物,开发效果,调整
聚合物驱油是油田上提高原油采收率的主要方法之一，在A面积聚合物驱工业化推广后取得了良好的增油效果。大量的增产原油都是在受效期这一阶段被采出的，每口单井同时也表现出不同的动态变化特征，怎样在有效的时间内，延长油井的受效时间，抢拿这部分产量，显得尤为重要。因此，探索改善聚合物驱单井开采效果的方法具有重要意义。
1概况
A井组注采系统比较完善。该井是A油田A面积聚驱北部1口抽油机井。该井于2001年9月6日投产，投产之日即见水。该井原始地层压力为10.89MPa，饱和压力为7.5MPa，地层系数4.906μm2m，射开砂岩厚度17.4m，有效厚度11.1m，投产初期，日产液99t，日产油4t，含水96.0%，沉没度661m。该井组采用200米井距，连通水井A1、A2、A3和A4井。该井2001年12月注聚，2002年12月见到聚合物，2003年6月该井含水达到最低值52% ，该井是A北部的一口受注聚效果最明显，含水低值期较长的一口井，截止2007年8月底，该井日产油量仍然保持在19t左右，该井已累计产油36493t。高于该区块的平均水平18971t。
2取得较好开发效果的优势
2.1 井位优势
首先该井位于非主流线上，周围有3口老井，其中2口注入井，一口抽油机井，老井B井1998年关井待作业，B1井1998年6月关井，2001年报废，油井B2井1988年5月封堵主力层，该井处于比较有利的开采位置，我们认为该井剩余油比较富集;
2.2 油层优势
通过该井的测井水淹成果我们可以看出，中低水淹占全井比例的44%，该井的平均含油饱和度为49.9%，比杏四-六面积的平均含油饱和度44.0%高出5.9个百分点。所以我们认为该井油层发育好，剩余油较多。见表1。
表1 A井测井水淹成果表
2.3发育优势
通过精细地质研究表明，聚驱开发的主要目的层为AI1-3，各个单元以水下分流河道砂沉积为主，河道砂大面积分布，连成片状，局部发育薄层砂;
井组主河道沉积，各单元大面积平稳分布。沉积发育好是该井取得较好开发效果的物质保证。
2.4 连通优势
A井组，油层连通性好，对应性好注采系统比较完善。该井正是由于自身沉积、发育、连通较好，使得该井在油田开发过程中始终保持较高的日产油水平，使得该井成为A北块的一口高产井。
3聚合物开发过程中的做法
3.1 见效时期压裂，是提高聚驱效果的有效时机
在含水下降期和含水稳定期，依据聚驱井的动态、静态资料、选择沉积厚度大、油层发育好、注采完善聚驱见效明显的采出井进行压裂。2003年5月A井正是出于受效阶段，此时平均日产液43t，日产油19t，含水55.8%，2003年6月，优选压裂层段，进行了多裂缝压裂，压裂后平均日产液66t，日产油27t，含水59.1%。在受效阶段压裂增油8t。通过试井资料我们也可以看到水驱阶段紊流段和续流段呈均质无限大，探测不到供给边缘;注聚初期导数上翘，此时产液下降，含水上升;见效初期导数回到0.5线，初步见到聚合物显示，含水大幅度下降，图形恢复到均质无限大;全面见效阶段也就是大面积见聚阶段，此时也正是该井出于含水低值阶段，压裂后测得的续流段加长，该井仍处在受效阶段。在不同的聚驱阶段对采出井进行压裂都能有效地提高聚驱效果，但不同见效阶段采取压裂的效果又较大的差异—在含水下降期和稳定期选井压裂效果最佳，而在未见效期和含水回升期压裂效果差。见图1。
图1A井试井曲线
3.2 及时放大生产压差，发挥油井潜力
对具有生产潜能的井，要及时挖掘油层潜力，放大生产压差，才会取得更好的开发效果。A井压裂后，始终保持着较好的生产态势，压裂后一年内，该井的沉没度始终保持在968m左右，2004年5月，及时对该井调大参数，将冲次由4次调整到6次，调大参后日产油略有增加，但沉没度仍保持在997m;2004年11月，将该井φ70mm的泵换成了φ83mm的泵生产，换泵后该井日产液150t，日产油40t，含水73.3%，对比日增油23t。经过两次及时的措施调整，该井的产能被及时地挖掘出来。
3.3 注聚末期，在注入井上挖潜，保证油井开发效果
3.3.1 方案调整注入井，保证供液
在注聚末期，注入井的注入压力上升，注入能力下降，通过试井资料我们可以了解到，A井的流动系数在逐年降低，可见流动阻力在逐渐增大，有效的改善注入井的注入状况，及时地进行方案调整，必将会对油井产生良好的驱油效果。见表2。
表2 A井流动系数变化情况表
2006年上半年，A井连通的注入井均不同程度的出现了注入问题。A1井，顶压控制注入配150m3，实际注入130m3;A2井，该井顶压注入困难，配100m3，实际注入50m3;A3井，该井所属注入站4月换大泵，导致该井泵排量不够完不成方案配注;A4井，该井泵排量不够完不成配注。此阶段日欠注178 m3。注入井供液出现问题，油井在这一阶段沉没度下降了178m。及时对顶压的注入井A1井进行了洗井，从洗井效果上看，该井洗井效果较好，证明注聚井洗井可迅速降低近井地带油层污染，并将污染物一同迅速洗至地面，打通后续聚合物溶液进入油层的通道，是短期内提高聚合物注入量的有效手段。洗井后对该井进行了方案提注，同时对A2井进行了降浓提注。一个月后油井沉没度上升了30m，日产油上升了5t。
3.3.2 注入井抢上压裂措施，保证供液
事物的发生和发展总是在不断变化的。动态变化的注入井在2006年6月顶压，截止到8月累计欠注3663m3。该井的试井资料显示：A4井表皮系数S=3.56，说明井下近井地带存在污染现象，降低了井口周围的导液能力，增加了渗流阻力。鉴于该井组油层发育较好，油层连通较好， 8月对两口注入井同时压裂，优选了压裂层段，AI32-332 和AI211，压后平均单井注入压力10.8MPa，日注入量234m3，压裂前后对比，压后平均单井注入压力下降2.3MPa，日增注90m3。这表明压裂改善了注采井间的连通状况，提高了油层的渗流能力，相应地缓解了注入井注入困难这一矛盾。通过分层井测试资料可以看到，压裂有效的提高了注入井的注入能力。压裂打开聚合物流入井筒的通道，油井的产能得到提高。油井收到了效果，沉没度上升了30m、日产油上升了5t。
3.3.3 注入井抢上解堵措施，保证供液
在2006年7月，A2井和A1井注入状况变差，平均日欠注60m3。AI22和AI332剖面发生改变，A2井的AI22的相对吸水量达到92.95%，A1井AI332的相对吸水量达到69.6%。9月对两口注入井进行解堵后，剖面得到了有效的改善，增加了吸水层段，有效的挖掘了油层潜力。一个月后，油井的沉没度上升了176m，增油2t。
4几点认识
(1)每口聚驱井受效好坏都有他自身的特点，我们必须充分利用精细地质研究成果，细致研究动、静态资料，深入分析每个沉积单元，才能真正搞清地下真实生产情况，为我们制定各项方案和措施提供可靠依据。
(2)在注聚后期阶段，对于生产能力较高的井，我们要对油井进行细致缜密的观察，连通的注入井及时抢上各种措施，保证油井充足的供液。
(3)在分析聚驱不同阶段动态反映特点的基础上，采取相应的措施，最大限度地提高聚驱开发效果。
参考文献：
[1] 罗英俊，万仁溥.采油技术手册[M].北京：石油工业出版社，2005.
