二元复合驱后续水驱注采技术调整探究摘&#8195；要孤东油田七区西54-61二元复合先导驱于2003年9月开始正式注聚，2010年1月全部停注聚，转入后续水驱，目前已进入后续水驱开发阶段。转后续水驱后含水回返快，平面、层间矛盾进一步加剧，产量递减速度快，稳产难度大。因此加大二元复合驱后续水驱注采技术调整研究，努力控制后续水驱含水上升速度，取得了一定的效果，促进了单元稳产改善了单元开发效果。关键词后续水驱；注采技术调整中图分类号TE983文献标识码A文章编号1673-9671-(2012)041-0101-011地质概况孤东油田七区西Ng54-61开发单元于1986年5月作为一套独立的开发层系依靠天然能量投入开发，1987年4月全面注水，进入人工补充能量开发阶段。开发20多年来，先后通过井网调整、强注强采以及近年来局部开展的化学驱等措施，实现了油藏在较高采油速度条件下的高效注水开发。整个开发过程可划分为三个开发阶段。二元复合驱先导试验区位于孤东油田七区西Ng54-61单元南部，含油面积0.94平方公里，地质储量277.5万吨，方案设计注入井10口，对应油井16口，观察井3口。试验区油藏构造简单平缓，由西南向东北倾覆，倾角1°-2°,构造高差32米，具有统一的油水界面，油层埋深1&#8198；261-1&#8198；294米。2后续水驱开发中存在的主要问题2.1含水回返快，开发效果变差转后续水驱后，先导区含水回返井17口，主要是先导区的32排中心井排含水回返快，这些井见效时间早，累计增油已达11.1万吨，提高采收率16.3%,扩大区含水回返井4口，转后续水驱后含水上升加快。部分油井含水已回返至注聚前水平，失去注聚增油效果，二元复合先导驱开发效果逐渐变差。2.2水井井况变差，注采矛盾突出转后续水驱后，注水井层间吸水状况恶化，层间差异加大如7-30-175井注5455+61层，2008年6月测注聚剖面显示54层吸水量占43.9%,55+61吸水量占56.1%,层间差异较小。30-175井转后续水驱后，2010年5月测吸水剖面显示，54层吸水量占38%,55+61层吸水量占62%层间吸水状况恶化，层间差异加大，导致层间注采矛盾突出。3后续水驱注采调整对策3.1分区设定注采比，延长见效期第一批转入后续水驱井，属注入好、见效较好的先导区,注采比设定在1.0,充分发挥聚合物段塞作用。第二批转入后续水驱，包括先导区36排及扩大区，目前有一些井处于正见效阶段，注采比设定为0.9,使注聚向注水缓慢过渡。通过设定合理的注采比，精细注采调配，控制了单井含水回返速度。3.2完善注采井网，挖潜剩余油潜力由于驱替方式的不同，在水驱与二元复合驱的边角部位，尤其是砂体边部经常会形成剩余油富集区，是剩余油挖潜的主阵地。如7-27-174井位于先导区的边部，靠近断层高部位，该井54层砂厚9.9米，效厚8.2米，渗透率800*10-3um2,结合测井图分析该井54层发育好，具有剩余油挖潜潜力。7-27-174井于2010年7月实施检拔绕补孔下割缝管措施开，开井初期日液33.2吨，日油6.5吨，含水80.9%,目前日液250.5吨，日油6.2吨，含水97.5%,累增油2&#8198；250吨。3.3实施细分注水，减缓层间矛盾先导区转后续水驱后，多层注入井共实施细分注水5口，以改善注入剖面，提高水驱效率，减缓层间矛盾。同时针对测试遇阻、底球漏、封隔器失效等导致的分层测试不合格井,及时实施换管柱作业，提高分层测试合格率，确保'‘注足水、注有效水”。3.4综合水井治理，提高注水效率转后续水驱后，加强对水井的治理力度，坚持从地面、井筒、地下三位一体进行治理，确保“精细注水、有效注水”。强化地面管理，提高注水系统效率。受注水水质、地面管线老化等因素影响，地面管线、注水支干线腐蚀严重导致泵压低，地面管线穿孔频繁，导致水井注水不稳、地层出砂欠注，严重制约了上产工作，因此在注水井的治理过程中，首先加强地面管线的治理力度，降低管损，提高注水时率。强化井筒管理确保注水井工况良好。针对驻水井存在的井筒结垢、地层出砂、测试遇阻等问题，根据井组动态变化，分别采取换管柱、洗井、通井洗井等措施，改善井筒状况，提高注水效率。强化地下治理，改善油层状况。加大对出砂井的防砂治理，避免因停井导致地层出砂造成的吸水变差、躺井等问题，延长水井免修期。3.5实施油水井...