二类B油层采聚浓度与含水变化特点研究
喇嘛甸油田二类油层聚合物驱指标变化规律
表１ 注 聚 合 物 区 块 基 本 参数
２． １ 注 入 压 力
进 一 步 研 究 注 入 压 力 变 化 规 律 ．发 现 注 入 压 力 与 累计 注 聚孔 隙体积 倍数 之 间呈对数 关 系 ：
ｐ ｉ ｎ － ＡＩ ｎ 只＋ Ｂ （ ３ ）
注入 压力 上升 是 聚合 物驱 过程 中最早 显现 的一个 特 征 。对 所选 ３ 个 区块 注 入 压 力 的 变 化 规 律 进 行 研 究
分 析 ，得 到实 际注 入压 力 与 累计注 聚孔 隙体 积 倍数 之
间的关 系 曲线 （ 见图 １ ） 。
式 中： Ｐ 为注入压力 ， ＭＰ ａ ； 为 累计 注 聚 孔 隙体 积倍
数； Ａ为 曲线斜率 ， 与储 层及 聚合物性 质有关 ； 为常数。
对 简 单 ， 只 能 用 来 计 算 短 期 增 油 量 或 者 预 测 聚 合 物 驱 结 束 后 的 产 量 和 采 收 率 ：归 一 化 法 要 求 给 出 合 理 的 水
替 特征 曲线 来预 测含 水率 。
驱 递减 产量 ． 在 编制 开 发方 案 时应用 较 多 ； 聚合 物驱 流
达 到一 定程 度后 ，累计 产 油量 与累计 产液 量 的对 数之
间 存 在 着 良好 的 线 性 关 系 ， 其 理 论 方 程 可 以 表 示 为 １ ｇ Ｌ 。 （ ｔ ） ＝ ａ ＋ ｂ Ｎ ｐ （ ） （ １ ）
聚合 物 驱油 技术 渐趋 成 熟 ， 但 在 开发 过程 中 ， 二类 油 层 聚合 物 驱开 发指 标 的预测 ， 一 直 困扰 着油 田技 术 人员 ； 因此 ．开展 二类 油层 聚合 物 驱开 发指 标 变化 规律 及 预
预测模 型 ：
高含水后期二类油层剩余油分布特征研究
高含水后期二类油层剩余油分布特征研究【摘要】本文从精细地质研究的角度出发，研究了某区块二类油层的沉积特点和剩余油分布特征，认为二类油层剩余油仍主要分布在河道砂中，其次分布在有效厚度小于1.0m的砂体中，主要分为厚层顶部剩余油、层间干扰型剩余油和注采不完善型剩余油，并提出了不同类型剩余油进行聚合物驱的调整挖潜方法。
【关键字】二类油层；剩余油；聚合物驱随着主力油层注聚潜力的减少，大庆油田某开发区近年来开始进行二类油层聚合物驱。
与主力油层对比，二类油层厚度相对较小，渗透率较低，平面上发育规模变小，非均质性明显增强，投产初期含水就达93%左右。
进一步认识这类油层沉积特点，掌握剩余油分布规律，是提高该区二类油层注聚开发水平的基础。
本文利用密闭取芯井及新钻井测井资料，从精细地质研究的角度出发，详尽研究了该区块二类油层的沉积特点和剩余油分布特征，为该区的二类油层聚合物驱的调整挖潜提供了依据。
一、二类油层地质特征大庆油田某区块二类油层属于三角洲内、外前缘相砂体沉积，细分为3种沉积类型，10个沉积单元。
纵向上内、外前缘相油层交互沉积，单元间油层发育状况差异大；平面上，河道砂、河间砂、表外储层、尖灭区交互分布，油层非均质性严重。
根据砂体发育形态及发育状况分为以下三种沉积类型：其中9号，10号二个单元属于三角洲内前缘相枝—坨过渡状砂体沉积；1号、2号、3号、6号、7号、8号六个沉积单元属于三角洲内前缘相坨状砂体沉积，是该二类油层发育的主要沉积类型；4号、5号二个单元属于三角洲外前缘相砂体沉积。
与主力油层相比，二类油层具有油层层数多、井段长、砂体厚度薄，渗透率低、河道砂宽度相对狭窄、砂体连续性差、非均质性强的地质特点。
（一）纵向及平面非均质性决定二类油层厚度薄，渗透率低。
二类油层平均单井砂岩厚度12.27m，有效厚度7.32m，渗透率432×10-3μm2，纵向上及平面上油层发育状况差异明显，渗透率级差大。
（二）二类油层层系组合对象交互分布，河道砂发育规模小。
二类油层注聚见效特征及认识
二类油层注聚见效特征及认识作者：盛淑娟来源：《管理观察》2009年第32期摘要:根据二类油层注聚试验区动态变化情况,结合油层发育状况、沉积特点、注采井连通状况,分析萨南地区二类油层注聚见效特征,并提出了二类油层注聚的初步认识,为二类油层聚驱推广提供借鉴。
结果表明,二类油层注聚各采出井见聚情况及见聚时间存在较大的差异性。
关键词:萨南地区二类油层注聚见效特征一、试验区(1)基本概况。
二类油层注聚试验区位于某区中块,共有油水井19口,其中注入井7口,采出井12口,单采井7口,合采井5口,中心采出井3口,构成平均注采井距175 m的五点法面积井网。
试验目的层为萨Ⅱ7～14层,平均砂岩厚度17.1m,有效厚度9.1m,有效渗透率405×10-3μm2,含水饱和度为44.6%。
试验区控制面积0.4km2,孔隙体积91.77×104m3,地质储量50.3×104t。
中心井区平均砂岩厚度16.7m,有效厚度9.3m,有效渗透率532×10-3μm2,含水饱和度为45.7%。
中心井区控制面积0.15km2,孔隙体积34.76×104m3,地质储量19.37×104t。
(2)动态变化情况。
2005年7月1日开始注聚。
经过10井次注入浓度调整,平均注入浓度由1000 mg/L调整到1329 mg/L;2次注入量调整,全区日配注由350 m3上调到555 m3,注入速度由0.14 PV/a提高到0.22PV/a。
截止到2006年11月10日,累积注入聚合物溶液20.91×104m3,注入油层孔隙体积0.228PV。
①注入动态。
目前,试验区平均注入压力10.64MPa,日注入量549m3,平均聚合物注入浓度1340mg/L,注入粘度80.4mPa·s,注入速度0.218PV/a,油层视吸水指数0.76m3/d.m.MPa。
与注聚前对比,平均注入压力上升4.14MPa,日注入量上升198m3,视吸水指数下降0.04 m3/d.m.MPa。
二类油层含水回升后期调剖效果分析
含水 回升 后期 ， 从 动态 生产资 料上 看 ， 部分 井组 开采 矛盾仍 较突 出 ， 井组 间的
注入状 况 、 油层动用 状 况存在 较大差 异 ， 井组 间 高低采 聚浓度 井数 比例 高 。 针 对 以上 问题 ， 为 了进一 步控制 含水 回升速 度我 们对 注入压 力 较低 的部分 注入
顶替 。 ３ ． １ 深度调 剖有效改 善 了注入状 况 １ ０ １ ２ １ 调剖 井调剖 后注入压 力 由１ ０ ． ５ １ ＭＰ ａ 上 升到调 剖后 １ １ ． １ ３ ＭＰ ａ ， 上 升０ ． ６ ２ Ｍｐ ａ ， 注入 浓度 由１ ８ ９ １ ｍｇ ／ １ 上升 到 ２ ０ ７ ９ ｍｇ ／ １ ， 注 入粘 度 由５ ８ ｍＰ ａ ・ ｓ ａ ｃ 升 到 ７ ０ ｍＰ ａ ・ Ｓ 。 对 比调 剖前 后吸入剖 面表 明 ， 渗透率小 于３ ０ ０ ×１ ０ ＿ ＿ ３ ¨ ｍ２ 的油 层吸 入厚度 比例 增加 ｌ ９ ． ２ 个百分 点 ， 渗透率 ３ ０ ０ －５ ０ ０ ×１ ０ － 啊 ３ ｍ２ 的油层 吸入 厚度 比例增 加 ｌ ４． ９ 个百 分点 ， 渗透 率５ ０ ０ －８ ０ ０ ×１ ０ － ３ ｕ ｍ２ 的 油层吸入 厚度 比例 增
根据上 述选 井原则 ， 在该 区块选 取 １ ０ ２ １ １ 注人 井进行 复合 离子深 度调 剖 。 调 剖 井组 １ ０ １ ￣ １ 注入 井 ， 注 入压 力为 １ Ｏ ． ５ １ ＭＰ ａ， 较 全 区低１ ． ２ ＭＰ ａ， 视 吸
得到 了有 效的控 制。 统计 调剖井 区２ ５ １ Ｕ 油井， 调 剖后含水 呈下降趋势 。 与调 剖前
加 了１ ３ ． ６ ４ ＂ 百 分点 ， 渗透 率＞８ ０ ０ Ｘ １ ０ — ３ ｍ ２ 的 油层相 对 吸人量 则减 少 了３ ． ８ 个百分 点 ， 全井平 均单井 吸入 厚度 比例 增加 １ ３ ． ４ 百分 点（ 表１ ） 。 注入压 力上升 ， 高渗透 层相 对吸 入量 降低 ， 注入状 况得 到 明显改 善 。
(完整版)B2油藏动态分析毕业论文
毕业设计（论文）B2 油藏动态分析B2 油藏动态分析摘要本设计所研究的B2油藏，油层厚度大，渗透率高，地饱压差大，用容积法计算的地质储量是819万吨。
该油藏1990年上半年投入试采，下半年全面投入开发，通过初期试采证明油藏的边水能量不大。
因此，在1991年底开始注水，初期注采比为0.48。
设计主要对该油藏进行动态分析，其分析内容有：确定该油藏的地质储量和驱动类型，并预测油藏的天然水侵量；对该油藏进行水驱规律分析，落实油藏的可采储量及采收率；预测未来期间该油藏在不同条件下的生产状况和开发效果；对油藏的下一步开发提出可行性建议。
设计通过分析，判断该油藏为未饱和油藏，驱动类型为天然水驱和人工注水的弹性水压驱动。
由此可以建立该油藏的物质平衡方程式，并作出线性关系，预测油藏的原始地质储量及天然水侵情况。
在注水开发油田中，对水驱规律的分析，不但可以预测水驱油田的有关开发指标，而且可以预测当油田开发的含水率或水油比达到经济极限条件时的可采储量和采收率，并能对水驱油田的可动油储量和原始地质储量作出有效的预测和判断。
本设计采用甲型水驱曲线和新型水驱曲线进行对比，结果相差不大，证明新型曲线可以运用到水驱规律分析中。
另外，由预测结果知，该油藏采收率不高，需采取其它增产措施提高采收率。
关键词：物资平衡方程；水侵量；可采储量；采收率目录引言 (i)第一部分油藏概况 (1)一、油藏地质简况 (1)二、油藏开采简况 (1)第二部分物质平衡方程的建立 (3)一、理论基础 (3)二、油藏类型的判断 (3)三、物质平衡方程式的推导 (4)四、物质平衡线性方程 (5)五、线性物质方程的应用 (5)第三部分弹性产率计水侵量的计算 (7)一、弹性产率的计算 (7)二、水侵量的计算 (7)第四部分压降的预测 (9)一、理论公式的推导 (9)二、预测2004年各季度的压降 (10)第五部分水驱特征曲线 (11)一、甲型水驱规律 (11)二、新型水驱曲线 (14)第六部分相关参数及其准确性的论证 (17)一、已知参数的选取及其准确性的论证 (17)二、所求参数的选取及其准确性的论证 (17)第七部分总结及建议 (19)一、成果总结 (19)二、建议 (19)参考文献 (20)附表 (21)附图 (32)引言为了使学生在毕业后能较快、较好地适应现场的需要，学生必须首先能应用所学的知识，去解决一些实际问题。
喇嘛甸油田二类油层聚合物驱指标变化规律
喇嘛甸油田二类油层聚合物驱指标变化规律周志军;张国芳;陈建康;王福平【期刊名称】《断块油气田》【年(卷),期】2015(022)005【摘要】二类油层与一类油层地质特征的差异,决定了它们的聚合物驱动态特征有着很大的不同.为了研究二类油层聚合物驱的动态特征,基于二类油层地质特征和聚合物驱开采的特点,利用油藏工程方法,对大庆喇嘛甸油田3个二类油层注聚合物区块的动态开发指标进行分析研究.结果表明:注入压力与累计注聚孔隙体积倍数呈对数关系;注采压差与注入压力呈线性关系;含水率与累计注聚孔隙体积倍数呈多项式关系;在开采一定时间后,累计产液量的对数与累计产油量呈线性关系.在此基础上建立了二类油层聚合物驱开发指标变化规律的数学模型,经过现场实际数据验证,各数学模型的计算精度能满足生产需要,均可实现对二类油层聚合物驱开发指标的有效预测.【总页数】5页(P614-618)【作者】周志军;张国芳;陈建康;王福平【作者单位】东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室,黑龙江大庆163318;东北石油大学非常规油气成藏与开发省部共建国家重点实验室培育基地,黑龙江大庆163318;东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室,黑龙江大庆163318;哈尔滨石油学院油气田开发教研室,黑龙江哈尔滨150028;中国石油渤海钻探工程有限公司,天津300457;哈尔滨石油学院油气田开发教研室,黑龙江哈尔滨150028【正文语种】中文【中图分类】TE357.46【相关文献】1.喇嘛甸油田南中东二区二类油层上(下)返层系开发方式 [J], 方艳君;王福林;姜祥成;赵云飞;王天智;赵玉双2.大庆油田一、二类油层聚合物驱注采指标变化规律 [J], 周丛丛3.二类油层聚合物驱开发指标影响因素分析 [J], 陈凯4.喇嘛甸油田二类油层强碱三元复合驱试验效果研究 [J], 姚远5.喇嘛甸油田二类油层高浓度聚合物驱提高采收率实验研究 [J], 高明;宋考平;叶银珠;姚再学;刘连福因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
大庆油田二类油层聚合物驱油井含水率变化特征
第 ６期
油
气
地
质
与
采
收
率
Ｖｏ ． ５．Ｎｏ． １１ ６ ＮＯ Ｖ．２０ ８ ０
２０ ０ ８年 １ 月 １
Ｐｅｒ ｌｕｍ ｏ ｏ ｙ ａ ｄ Ｒｅ ｏ ｅ ｙ Ｅｆｉｉｎｃ ｔｏ ｅ Ｇｅ ｌｇ ｎ ｃ ｖ ｒ ｆｃ ｅ ｙ
大庆 油 田二类油层聚合物驱油 井含水 率变化特征
许的条件下 ， 尽可能减小层系厚度 ， 以求获得较高的
二类 油 层 主要 聚 合物 注入 对 象应 是河 道砂 和有
ｌ ｝ ０ ８—０ ｌ ≈ 鲫２ ０ ５ （ ９一Ｉ ； ｌ ！ ０ ８一１ ｌ 改 ｎ ｔ２ ０ Ｉ Ｊ Ｊ ０—１ ４ 作 介 ： ｝ ， ，９ ０年 牛 、 Ｉ赶庆 石 油 ： 尔 戈尔 ｌ９ ＃院采 油 Ｉ 々 、 ， 事 油 【 开 发 ｌ怍 ： ｌ从 ｌ ， ¨
效厚度大于 １ 渗透率 高于 １０Ｘ ０ ｍ 的非河 ｍ、 ０ ～ １
道砂 。为 完善 注采 关 系 ， 道 砂 内部 和边 部厚 度 虽 河
小于 １ 但有效 渗透率 大于 １０× ０ ｍ 的薄层 ｍ， ０ １～ 也 作 为 聚合 物驱 对 象 Ｊ 把 单 层 有 效 厚 度 下 限定 。
证 层 系 间有 良好 的隔层 ； 以注入 井 为 中心 ， ③ 凡钻 遇 河 道砂 和有效 厚 度大 于 ｌ 的 非河 道 砂 均 可作 为 聚 ｍ
改善聚合物驱效果 ， 弄清 聚合物相对分子质量与油 层 渗透 率 的匹配 关 系 。
１ １ 聚 合物 驱对 象 的确定 ．
合物驱对象 ， 组合到相应的层系中； ④在经济条件允
套层 系 的厚度 越小 越好 ， 是层 系划 分过 细 ， 但 又会 降 低 经 济效 益 ， 因此在 进行 层 系组合 时 ， 了考虑 油层 除 性质 、 渗透 率级 差 和层 系 间隔层外 ， 须确 定一 个较 还 为合 理 的层系 厚度 。 制定 层系 组合 原 则 如 下 Ｊ① 一 套 层 系 内 的聚 ： 合 物 驱单 元 要相 对 集 中 ， 系 内油层 地 质 条件 应 尽 层 量 相 近 ， 目前 分层 工艺 条件 下 ， 间平 均 渗透率 级 在 层
油田采出水特性研究
油田采出水特性研究未了了解胜利油田采出水的特性，中国石油大学（北京）承担了胜利油田设计咨询有限责任公司的课题“油田采出水特性研究”，该课题研究有助于对胜利油田水驱采出水的特性做全面细致的了解。
该课题就采出水水质及采出水中固体颗粒组成、悬浮液形态及润湿性、悬浮液稳定性及水处理剂对悬浮液稳定性的影响进行了系统深入的研究。
结果表明，采出水和原油中的固体颗粒的主要成分为：石英、钾长石、斜长石、方解石以及粘土矿物，各成分含量差别较大，说明固体颗粒组成对O/W和W/O乳状液稳定性的影响各异。
采出水中粒度分布范围较宽（0.211～590 µm），其中4.472~27.904 µm占75.1％。
采出水中主要含有Mg2+、Ca2+、Na+、K+、Cl-、HCO3-离子，矿化度为16860 mgL-1。
水对固体颗粒的润湿性好于原油模拟油对固体颗粒的润湿性。
固体颗粒的表面能=40.47 mN m-1 ，极性力=22.04 mN m-1，非极性力=18.43 mN m-1，说明固体颗粒的极性稍强于非极性。
油－水－固体颗粒体系中存在多种形态：固体颗粒粘附在油珠表面、油滴附着在固体颗粒表面、固体颗粒的聚集体以及单独的油珠，且原油中含有微生物。
固体颗粒浓度增加，体系的固含量增加，油含量降低；体系的油水界面张力、界面剪切黏度增加；当固体颗粒粒径<300μm时，水相中的固含量随颗粒粒度的减小而增加。
剪切时间、剪切速率增加，悬浮液的固含量和油含量增大，悬浮体的Zeta电位绝对值增加，稳定性增强。
矿化度在0～16000 mg L-1之间，矿化度升高，悬浮液的固含量及Zeta电位绝对值增大，悬浮液稳定性增强；但油含量及油水界面张力随矿化度升高而降低。
在强酸性、中性和强碱性条件下，中性条件时水中的油含量和固含量较大，表明强酸性或强碱性条件不利于原油O/W型悬浮液的稳定。
采出水中加入固体颗粒和原油后，体系的Zeta电位的绝对值由小到大的顺序为：Zeta（采出水）< Zeta （采出水+颗粒）< Zeta （采出水+原油）< Zeta （采出水+颗粒+原油）。
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二类B油层采聚浓度与含水变化特点研
究
摘要二类B油层投入聚驱开发以来，采聚浓度升幅一直处于较低水平，
同时从井组上来看，井组采聚浓度变化存在较大的差异。
为此，亟需明确二类B
油层采聚浓度与含水变化特点。
本文结合井组动静态资料，逐井组解剖分析，搞
清不同类型井组采聚浓度变化的特点。
采聚浓度上升幅度受油层性质、动用程度、吸水状况等因素影响，油层发育及连通好、推进速度快的井组，采出端反映为采
聚浓度上升快，含水下降幅度较大，推进速度慢、见效差的井组采聚浓度升幅小。
主题词二类B油层聚驱采聚浓度含水
根据二类A油层聚驱见效规律，含水下降期先见效再见聚，含水下降一定幅度后，聚合
物段塞形成油墙大规模推进到采出端，采聚浓度快速上升，区块含水大幅度下降并进入到低
含水稳定期。
但二类B油层投入聚驱开发以来，采聚浓度升幅一直处于较低水平，同时从井
组上来看，井组采聚浓度变化存在较大的差异。
为此，本文综合分析井组动静态资料，逐井
组解剖对比，搞清不同类型井组采聚浓度变化差异的原因，明确二类B油层采聚浓度变化的
特点，为开发调整提供一定的参考。
1不同类型井组采聚浓度变化特点及原因分析
选取开采不同层系的两个二类B区块进行数据分析。
从井组上来看，采聚浓度变化存在较大的差异。
根据采聚浓度上升幅度（采聚浓度上升
值＞250mg/L，150～250mg/L，＜150mg/L），将井组分为高升幅、中升幅、低升幅三类。
通过数据对比，开采不同层系的二类B油层采聚浓度升幅与含水降幅关系具有相同的特点。
以其中一个区块为例，分析采聚浓度上升幅度差异的原因。
统计分析静态资料，结果表明采聚浓度上升幅度与油层发育及连通、吸水厚度比例等具
有较为明显的相关性。
其中，高升幅井组油层发育及连通状况最好，注采能力强，吸水厚度
比例最高，聚合物推进速度快，含水下降幅度最大。
低升幅井组油层发育及连通、吸水状况、注采能力最差，含水下降幅度最小。
1.1高升幅井组
高升幅井组有33个，采聚浓度上升幅度大，含水下降明显，分析对比之后，主要分为
以下三种类型。
见效效果好的井组有17个，主要位于基础井网油井排，剩余油富集，注采能力强。
油层动用变差，导致含水回升的井组有9个，油层发育及连通较好。
注聚初期见效效果
较好，采聚浓度上升较快，由于吸水变差，厚层底部出现突进，吸水厚度比例仅为72.3%，
导致含水回升。
薄注薄采，席状砂发育为主的井组有7个，发育薄差层，连通较好，聚合物推进速度快，主要位于老井排或注采主流线上，含水下降幅度小。
这类井油层发育席状砂为主，层薄但一
类连通率较高，剩余油相对较少，聚合物推进速度快，采聚浓度易突破。
1.2中升幅井组
中升幅井组有49个，油层发育及连通状况、吸水厚度比例、井组注入参数、含油饱和
度等主要数据均低于高升幅井组，但仍高于全区平均水平。
通过逐井组解剖分析，主要有以
下两种类型。
位于基础井网水井排或主流线上，水驱动用程度高的井组有28个，剩余油较少，含水
下降幅度很小，未见到聚驱效果。
见效效果相对较好，含水有进一步下降趋势的井组有21个，位于基础井网油井排或分
流线上，剩余油相对富集，采聚浓度有进一步上升的趋势，聚合物推进速度相对较快。
1.3低升幅井组
低升幅井组有47个，三类井组中低升幅井组采聚浓度上升幅度最小，含水下降幅度最小。
通过分析对比，低升幅井组主要有以下三种类型。
连通差，注采能力低的井组有28个。
油层发育及连通差，含油饱和度相对较高，井组
无法得到有效驱替，未见到明显聚驱效果。
注采关系完善，注入参数偏低的井组有11个，以厚注采发育为主，位于河道中部位置，聚驱效果差。
连通方向少，位于断层边部的井组8个井组，油井主要位于注水井北部，根据地质特征认识及示踪剂结果，北向运移速度最慢，采聚浓度上升缓慢。
2不同类型井组调整做法建议
2.1高升幅井组
见效效果好的井组这种类型井组采聚浓度水平较高，根据二类A油层采聚浓度和含水变化规律，目前已处于低含水稳定期，下步存在含水回升的可能性比较大，应紧盯该井组动态变化，尤其是吸水变化情况，及时调整，最大限度延长低含水期。
油层动用变差，导致含水回升的井组，这类井应及时加强吸水剖面调整，提高薄差油层动用程度。
2.2中升幅井组
位于基础井网水井排或主流线上，水驱动用程度高的这类井水驱采出程度高，应适当提高注聚浓度，提高驱油效率，促进含水下降。
见效效果相对较好，含水有进一步下降趋势的井组，这类含水下降井，紧盯含水及产液变化，及时压裂引效，进一步提高见效程度。
2.3低升幅井组
连通差，注采能力低的井组，这类井应采取油水井对应压裂，着重改造渗流能力，匹配合理注聚参数，提高注采能力。
注采关系完善，注入参数偏低的井组，这类井应在注入压力有余地的前提下，上调注聚参数，发挥聚合物调驱作用，促进油井见效。
连通方向少，位于断层边部的井组，这类井应提高有效连通层段注入量，提高累注孔隙体积，促进含水进一步下降，具有较大的开发调整潜力。
3结论
3.1两套层系采聚浓度与含水变化关系具有相同的规律，采聚浓度升幅大的井组，含水降幅最大。
3.2二类B油层不同类型井组采聚浓度上升幅度存在较大差异，受油层性质、动用程度、吸水状况、平面分布方位等因素影响。
3.3油层发育及连通好、推进速度快的井组，采出端反映为采聚浓度上升快，含水下降
幅度较大；推进速度慢、见效差的井组采聚浓度升幅小。
参考文献
[1] 王启民、冀宝发、隋军等.大庆油田三次采油的实践与认识[J]. 大庆
石油地质与开发, 2001,20(2),1-6.
[2]于明等.2017. 喇嘛甸油田北北块一区葡Ⅱ7～高Ⅰ4+5油层聚合物驱油方案.。