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孤东三区、四区位于孤东油田的西部，是由断层切割形成的自然区块。构造简单平缓，地层倾角1-2度，总的构造形态为东北角构造高，向南、向西构造变低。含油面积9.4km2，有效厚度11.5m，地质储量3183×104t，其中注聚区含油面积6.3km2，孔隙体积3361×104m3，地质储量2063×104t，占总储量的65%。馆上段地层埋藏浅，为曲流河沉积，沉积微相以边滩和泛滥平原为主，同时发育天然堤、决口扇和废弃河道等沉积微相类型。砂层组以简单正韵律和复杂正韵律为特征，颗粒粒径自下至上由粗变细，孔隙度、渗透率由下至上由大变小。

2 油井见效见聚类型

据统计，到2012年12月，共有112口油井，根据油井见效、见聚与含水变化的关系，可以分为以下6种类型：见效U型、见效见聚型、见效W型、见效V型、见聚不见效型、均未见型。

2.1见效U型

该类井未见到聚合物显示，先见到降水增油的效果，目前含水仍处于“U”型谷底。这类井共有9口，占总井数的8%，目前日液688.3t/d，平均单井日液76.5t/d，日油127.5t/d，平均单井日油14.2t/d，含水81.5%，动液面725m，平均见聚浓度151mg/L。与注聚前相比，日液+84.1t/d，日油+101.4t/d，平均含水下降14.2个百分点，动液面下降344m。

这类井均处于剩余油富集区或井网完善的区域，且层间和平面上，油层发育厚度大，平均砂厚8.9m，较均质，渗透率变异系数小，只有0.52，平均采出程度仅为18.2%，剩余油饱和度高，注采稳定。该类井一般见效较晚。

例如4-15C13井，生产层位44，该井处于条状砂体的最高点，是剩余油易于聚集的地方，单井控制面积大，约12× 104m2，剩余油富集，剩余可采储量6.7865×104t，对应两口水井，井距约300m左右，水井有充足的波及面积，因此该井的含水能够长期保持在U型的谷底。该井目前日液47.6t/d，日油17.8t/d，含水62.6%，套压2.2MPa，动液面603m，见聚浓度21mg/L，与注聚前对比，日液 -33.1t/d，日油 +15.1t/d，含水-34%，动液面下降336m。

2.2见效见聚型

该类井在见到降水增油效果的同时见到聚合物显示。这类井共有28口，占总井数的25%，目前日液1438.6t/d，平均单井日液51.4t/d，日油186.5t/d，平均单井日油6.7t/d，含水87%，动液面734m，平均见聚浓度317mg/L。与注聚前相比，日液-525.9t/d，日油+139.4t/d，平均含水下降10.6个百分点，动液面下降167m。

这类井主要处于井网不够完善的区域，油水井之间以单向对应为主，注聚前采出程度较高，平均23.2%，剩余油饱和度中等，井组注采比1.12。该类井一般见效较早，含水漏斗较浅，油井在见效的同时，伴随着见聚浓度大幅上升。

见聚浓度大幅上升的主要原因：一是井网完善程度的影响，井网完善程度越高，油井受效方向就越多，聚合物推进越均匀，见聚就越慢，但含水下降幅度大，有效期长；反之，油井见聚早，见效早，有效期短。二是受沉积微相的影响，边滩沉积由于渗透率高，油层物性好，聚合物容易向油井推进，而其他沉积相对较差，段塞推进速度慢，油井不易见聚。因此处于边滩沉积的油井优先见到聚合物显示。三是井距的影响，井距越小，“油墙”到达油井，所用的时间越短，因此油井见效早，见聚早；反之，见聚慢。四是油井所处位置的影响，油井处于水井的主流线上，见效见聚就早于非主流线上的井。

例如：4-20-26井，生产层位32层，砂厚4.8m，效厚3.8m，在正西方向有 2 口水井，7-19-251，日注 80m3/d，4-18-225，日注100 m3/d，同一方向属于单向对应，目前该井日液41.9t/d，日油12.1t/d，含水71.1%，套压4.3MPa，动液面1186m，见聚浓度980mg/L，与注聚前相比，日液+1.3t/d，日油+11.6t/d，含水-27.5%，动液面下降486m。该井见聚浓度大幅上升主要是：井网不完善，单向对应，距离水井19-251仅有110m，位于水井的主流线上，油层物性较好，渗透率高，因此见聚浓度上升快。

2.3见效W型

该类井在见效期内，含水上下波动，增油幅度小。这类井共有13口，占总井数的11.6%，目前日液512.8t/d，平均单井日液39.4t/d，日油93.1t/d，平均单井日油7.2t/d，含水81.8%，动液面610m，平均见聚浓度374mg/L。与注聚前相比，日液-169.64t/d，日油+55.2t/d，平均含水下降12.6个百分点，动液面上升22m。

该类井含水波动主要是由于在平面和层间受注水井干扰强烈，平面及层间各方向见效快慢不同，“油墙”推进速度不同，造成油井含水上下波动。

例如4-14C225，生产层位5562+3，砂厚10.8m，效厚8m，对应水井4-14-224，注水层位5561.2层，日注80 m3/d；二线井 4-16-225，层位 5561+26264+5，日注 120 m3/d；4-15-222，层位5561+2，日注100 m3/d。目前日液50.7t/d，日油20.6t/d，含水59.4%，套压2.98MPa，动液面713m，见聚浓度317mg/L。

该井的含水由注聚前的93.1%下降到64.3%后又回升至82.6%，又下降至51.7%，目前含水略有上升59.4%。主要原因是：对应水井4-14-224，正常注聚时，55层不吸聚，61层吸52%，62层吸48%，2008年1月12日调剖后，顶替不彻底，砂埋61、62层，单注55层，虽然能够完成160 m3/d的配注水量，但是由于油泵压平衡，母液泵注不进，单注污水，造成油井4-14C225的55层出水，含水大幅上升，从64.3%上升至82.6%，上升了18.3个百分点，油量下降了3.3t/d。

2.4见效V型

该类井在略微见到注聚效果后，含水迅速回升，见聚浓度上升，含水漏斗的底部没有宽度，含水变化呈浅浅的“V”型。这类井有 23 口，占见效井数的 20.5%，目前日液952.6t/d，平均单井日液41.4t/d，日油63.3t/d，平均单井日油2.8t/d，含水93.4%，动液面661m，平均见聚浓度708mg/L。与注聚前相比，日液-986.7t/d，日油+6.3t/d，平均含水下降3.7个百分点，动液面下降96m。

该类井增油幅度小，有效期短，含水回返快，主要原因：一是油层非均质性强，受水驱影响大，段塞易突进，含水回返迅速，二是平面上水淹较为严重，层内水洗厚度大，剩余油饱和度低引起的。

例如，4-16-2023，生产层位61+2，砂厚15.3m，效厚13.3m，该井从2007年10月开始见效，日油由2.5t/d↑8t/d，含水由96.5%↓86.7%，从2008年1月含水开始回返，从86.7%↑95.5%，日油由 8t/d↓2.5t/d，见聚浓度上升至186mg/L，有效期仅83d，累计增油857t。含水变化呈浅“V”字型，主要原因：一是该井处于河道充填微相，油层非均质性强，受水驱影响大。二是砂体控制面积小，注聚前井组采取程度已高达28.9%，剩余油饱和度低。三是砂体上油水井布井密集，平均井距110m，平面上水淹严重，层内水洗厚度大，注聚前井组的平均含水已高达98.1%。

2.5见聚不见效型

该类井只见到聚合物显示，未见到含水明显下降。这类井有5口，占见效井数的4.5%，目前日液198.1t/d，平均单井日液39.6t/d，日油11.6t/d，平均单井日油2.3t/d，含水94.2%，动液面879m，平均见聚浓度420mg/L。与注聚前相比，日液-149t/d，日油-7.4t/d，平均含水下降0.4个百分点，动液面下降228m。

造成见聚不见效的原因是油层非均质严重，其对应水井注聚初期没有大剂量调剖，注聚后聚合物溶液沿油层高渗带窜流，短期内在油井中突破，没有形成有效的“油墙”，聚合物在油层中窜流，没有起到扩大波及体积的作用，因此含水不会下降，油井也见不到注聚效果。

例如，4-8-20 井，生产层位 535561，砂厚 11.8m，效厚8.6m，其中55层砂厚7.5m，效厚5.8m，在1402.5-1404.5存在高渗透条带，渗透率级差23，层内非均质性较严重。日液48.6t/d，日油 0.9t/d，含水 98.1%，动液面 659m，见聚浓度664mg/L。

2.6均未不见型由于注入速度慢，或与水井连通不好，还未受到注聚效果，也没有见到聚合物显示的有34口，占总井数的30.4%，目前日液1320.4t/d，平均单井日液38.8t/d，日油60.8t/d，平均单井日油1.9t/d，综合含水95.4%，套压1.6MPa，动液面828m，平均见聚浓度55mg/L。

3 结论

研究和实践表明，聚合物驱能够取得明显的降水增油效果，在油田提高采收率方面效果显著。但由于井网完善程度、注采比、井距、剩余油饱和度、沉积微相以及储层物性等多方面因素影响，注聚区内油井见效、见聚程度差别较大，见效规律各异。通过研究孤东油田三四区油井的见效见聚特征以及含水的变化规律，并对其进行合理的分类，可为其它注聚区块的开发管理提供借鉴。

参考文献

[1]曹正权等，孤岛油田聚合物驱见聚特征及影响因素，石油天然气学报，2005年2月