多措并举助推孤东油田四区注聚驱高效开发
孤东油田二区注聚区见效情况分析
水射流分散装置在注聚工程中的改进黄春顾永强王亮张伟林中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司孤东采油厂，山东东营，257237）【摘要】水射流分散装置在注聚工程中，是利用射流清水与聚合物干粉进行混合配置成母液的关键设备。
本文介绍了水射流分散装置的性能特点、工艺原理以及使用中的缺点，并针对水射流分散装置（简称分散装置）的缺点阐述了装置改进后的效果。
改造后解决了接料斗处经常返水的难题，同时大大减少了分散装置的耗电量，比改造前日节电260kWh。
【主题词】聚合物水射流分散溶解装置改进0 引言注聚合物过程中，水射流分散溶解装置具有计量下料准确，供水精度误差小，配液浓度稳定，而且不产生鱼眼等特点。
而目前所使用前的水射流聚合物分散溶解装置，与老式的水幔是分散装置相比较，具有结构简单、流程紧凑、价格适宜、安装方便、自动化程度高等优点。
随着聚合物驱油技术的不断深入，进一步降低地面建设投资与运行成本已经成为一项重要课题。
聚合物分散装置是聚合物配制过程的主要设备，它的作用是使聚合物干粉和水按照一定配比均匀混合，是保证配制聚合物溶液质量的关键环节，直接关系到聚合物驱油效果。
多年来，聚合物分散装置一直采用传统的风力分散流程，结构和控制逻辑复杂，造价和运行能耗较大。
为了进一步降低生产成本，改善配制质量，对聚合物水力直接射流分散工艺进行了大量的研究和试验，形成了直接射流型分散装置，大大简化了聚合物分散工艺。
1 水射流分散装置性能特点聚合物分散溶解装置是注聚装置中的主要设备，其主要功能是完成聚合物粉剂的上料、储料、计量下料、混合、输出等一系列工艺过程。
1、电接点压力表2、止回阀3、提升系统 4、接料斗总成 5、料仓 6、振动器 7、上下物位开关 8、提升机总成 9、料斗总成 10、底座 11、喷射器总成 12、漩流器总成 13、电磁流量计 14、排气总成 15、电动球阀16、篮式过滤器图1水射流聚合物分散装置系统的结构图水射流聚合物分散溶解系统由主要由投料部分、提升部分、储料部分、射流分散部分、下料及计量部分、自控部分等六大部分构成。
浅谈孤东二区注聚区聚驱影响因素与对策
３ 聚驱 影响因素
（ ） １ 注入 量。注入量 大的井组见效好 于注入量小 的井组 ，统计 资料表明 ，聚合物用量越大 ，含水下降幅度也就越大 ，平均单井增油 量越多。同一注采井组 ，由于层问差异 ，渗透率高的大厚层吸水指数
高 ，对应油井见效明显 。 （ ） ２ 注入速 度。注入速度越快 ，聚合物驱 见效越早 ，经 济效益 越好 ，但 对最终提 高 采收率影 响不大 。矿场实践 表明 ，注入速 度过
不均 。
孤东油 田二 区位于孤东披覆构造西 翼北端 。边 界有 两条断层 ，构 造形态为靠近分界断层部位 高、边 部低 ，油藏埋 深ｌ‘ 。辫 状河 沉 ４眯 ｘ 积模式 ，孔隙度３． ３ ％，空气渗透率 １６ ×１ 毫帕秒 ，属于高孔 ，高 ５ ．８ ５ 渗 油藏 。整 体上Ｎ ６ Ｎ ５ ｇ 、 ｇ 的储层 发育好 － ｇ ．主力 层之间 的发育 ￣Ｎ ４ 状况 存在差异 。二区馆 上含油面 积８ 平方千米 ．质储 量２６ 万吨 ， ． ６ ８８ 可 采储 量６ ５ 吨 。 地 下 原 油粘 度 ８ ＭＰ ．，地 面 原 油 粘 度 １０ ６万 Ｉ ａ １ ｓ ００
ＭＰ ．，地面原 油密度【 ６ ／ 下原油密度０ ９ ／ ａ ｓ １ ｇ ｍ ，地 ． ｃ ９ ． ｃ ，注采井网 ８ｇｍ 属行 列 式结 合点 状注 水 。孤 东 二 区注聚 区面 积 ４ ｋ ． ｍ ，有 效厚 度 ２ １． ２ ｍ，入选储量 １３ ．×ｌ ‘ 孔 隙体积 １ １． ×１ 一 。设计注聚井 ４ １ ９１ Ｏ ， ｝ ｔ ７ｏ ｏ ０ ｍ‘ ５ 口，受益生产 井９ 口。 １ １
２ 注聚开发现状
４ 治理对 策
一
针对影响注 聚区油 井的不同因素 ，保证 注聚 区管理 的 “ 两个强化 平衡” ，即强化注入质量 ，强化 采出系统 的动 态跟踪及管理 ，保持
勘探开发工程一体化提高油田开发“两率”
勘探开发工程一体化提高油田开发“两率”宋鸿斌【摘要】孤东采油厂所辖主力油田—孤东油田于1986年按照“储量一次动用、密井网、细分层系、高速开发”的原则投入开发,随着开发的不断深入,开发调整潜力愈来愈小,储采矛盾日益突出,产量形势日趋严峻.特别是“十一五”以来,勘探上面对探区面积小、探明程度高、勘探对象日趋隐蔽和复杂的地表条件对勘探的制约,难度和风险不断加大.开发上面对整体进入特高含水期、高采出程度阶段,自然保护区对开发生产影响比较大；资源有效接替矛盾突出,产量接替难度大；老区调整挖潜难度增大,开发矛盾比较突出；化学驱单元接替阵地不足等诸多不利因素影响.通过勘探开发工程一体化,提高储量动用率和油田采收率,改善油田开发效果,实现了油田的持续发展.【期刊名称】《内江科技》【年(卷),期】2013(034)001【总页数】2页(P144,149)【关键词】勘探;开发;工程;水驱;化学驱;稠油【作者】宋鸿斌【作者单位】中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司孤东采油厂 257237山东东营【正文语种】中文“十一五”以来，油田开发进入深度挖潜阶段，面临着资源接替阵地不足、老区调整难度加大、稳产任务艰巨等诸多困难。
在深入分析论证的基础上，勘探上勘探区域由老区向滩海和海上转移，勘探层系由中深层向深、浅层转移，勘探手段由单纯的构造解释向人机全三维转移，从而实现由寻找构造油藏向寻找构造－岩性油藏及隐蔽油藏的突破。
开发上通过切实加强精细油藏描述搞清剩余油分布，水驱油藏以主力单元整体细分加密调整为主向稳液控水及非主力单元分砂体调整治理转移，化学驱由以聚合物驱为主向二元复合驱转移，稠油开发由以吞吐开采和直井加密调整为主向以蒸汽驱开采和薄层水平井挖潜及单层水平井开发为主转移，实施开发调整和先导试验，全面夯实了采油厂可持续发展的基础。
1 勘探上的主要做法勘探上精查细找，深化认识，实现勘探区域、勘探层系、勘探手段三个方面的转移，隐蔽油藏勘探成效显著。
孤东油田提高聚合物注入过程中黏度保留率的研究
精细石油化工进展第14卷第3期A D V A N C ES I N FI N E P E TR O C H E M I C A L S孤东油田提高聚合物注入过程中黏度保留率的研究李青华(中国石化胜利油田分公司地质科学研究院，山东东营257000)【摘要]针对聚合物注入过程中黏度保留率较低，考察了配制条件、注入泵剪切作用、管线长度、注入速度、污水中还原性物质、固体悬浮物、原油对H PA M溶液黏度损失的影响。
结果表明，配制条件对H PA M溶液的黏度损失率为5．80％；注入泵剪切作用对H PA M溶液的黏度损失率为5．45％；管线长度和注入速度对H P A M黏度影响较小；污水对聚合物溶液黏度的影响最大，存放30d，处理污水配制的聚合物溶液黏度保留率最高，黏度为16．7m Pa．s’未经处理污水配制的H P A M溶液黏度最低，为9．4m P a s。
[关键词]聚合物驱黏度损失聚丙烯酰胺保留率聚合物驱作为一种主要的提高采收率的化学驱已在国内较大范围推广¨J，该技术主要通过注入聚合物溶液或凝胶体系，改善水驱效果，提高采收率旧镅J。
孤东油田自92年开展国家级重点科研攻关项目“小井距三元复合驱先导试验”以来，聚合物驱得到了大规模的实施，积累了丰富的矿场试验，逐步形成了具有孤东特色的三次采油配套技术。
近年来，随着聚合物驱油技术的研究不断深入和聚合物驱矿场应用规模的不断扩大，现场存在产出水矿化度升高、还原性物质增加等问题，均使聚合物黏度损失归J。
1实验1．1原料与仪器部分水解聚丙烯酰胺H PA M，胜利油田地质院提供，固含量为91．3％。
污水，孤东油田注入水，矿化度为9295m g／L，离子组成为(m g／L)：C a2+240，M92+48，N a+3229，H C03—556，C1—5222。
N a C l，K C I，C a C l2，N a2S04，M gC l2，N a H C03，均为分析纯。
孤东油田三四区二元驱综合调整技术研究
南 红科 技 ２ １年Ｉ ￣ ０２ ｇ ｔ ２
孤东 油 田三 四区二 元驱综 合调 整技 术研 究
杨 美 华
胜 利油 田有限公 司孤东采 油厂 ２ ７ ３ 山 东 东 营 ５ ２７
摘 要 二 元 复 合 驱 技 术 已经 在 孤 东 油 田一 类 油 藏 中取 得 了明 显 的 降 水 增 油 效 果 。本 文针 对 一 类 油藏 化 学驱 接 替 不 足 的 问题 ，在 孤 东三 四 区开展 了二元复 合驱在二 类油藏 的推 广应 用，在精 细油藏描 述的基础 上 ，根据 动态 变化加 强综合调 整 ，分砂体 完善 注采井 网，应 用分层 注聚工 艺缓解层 间矛盾 ，配套高低压 井治理及 油井提液技术 改善二元开发效果 ，扩 大见效规 模 ，二元复合驱技 术在 二类 油 藏 的 推 广 应 用取 得 了 良好 的 矿 场 效 果 。
面上储 层发育 以土豆状 和席状 砂体为 主 ，平均 有效厚 度３ ． ｍ，具有 ５ 较强的非 均质性 ，储 层发育较 差 ，四 区５ ６ ． 平面上 储层发育 一般呈连 片席状 、条 带状分 布 ，以土豆状 和条 带状 砂 体为 主 ，平 均有效 厚度 ５ ｍ。三 四区属 于河 流相沉积 ，孔隙度大 ， ． ４ 渗透 率高 ，胶结疏松 ，非 均质性 严重 ，孔隙度 ３ ．％，空 气渗透 率 １４ ×１ ｎ ，原始 含油 ４ ０ ２５ ０ ｌ 饱 和度 ６ ．％ ，地下 原油粘 度７ ． ａ ，地 层水 以Ｃ Ｃ， 为主 ，产 ６ ７ ３５ ． ｍＰ Ｓ ａ１ 型 出水平均矿化 度为９ ４ ｍ ／ ，钙镁离子含量３ ０ ｇ ，油藏 具有正常 ７０ ｇ Ｌ ５ｍ ／ ． Ｌ 的 压 力及 温 度 系 统 ，原 始 地 层 压 力 为 １ ． ａ 目前 地 层 压 力 为 ３ ＭＰ ， ４ １． ａ ２ ＭＰ ，原始 油藏温度 为６ ℃。孤东三 四区属于 二类油藏 ，储 层发 ８ ５ 育 较差 ，非均质性严重 ，断裂 系统复杂 ，井网完善难度大。 （ ） ２ 方案设计及实施 情况。孤东三四区二元驱 于２ ０ 年１ 月７ ０６ ２ 日 开 始注聚 ，２０ 年８ ｌ 日 入二 元段塞 ，是胜 利油 田第一个二 元复 ０８ 月 ８ 转 合 驱工 业化推 广项 目，含 油面积６ ｋ ． ｍ ，地质 储量２ ６ ×１ ６ ０ ３ ０ ，孔 隙 ｔ 体 积３ ４ ３ ５×１ ，包括 三 区４ ５ ０ｍ — 、四区３ ４ 四 区５ ６ 个二 元驱 单 —和 —三
孤东油田注聚区堵塞机理分析与配套治理措施
孤东油田注聚区堵塞机理分析与配套治理措施作者：刘娟来源：《中国科技博览》2013年第02期〖摘要〗针对注聚区地层或防砂体系堵塞，造成防砂有效期短，油井提液效果差，水井注入压力高，影响整体注聚效果的提高这一问题，在分析注聚区堵塞的机理、区块的岩性、井温、原油物性的基础上，根据区块防砂历史情况，采取先解堵，探索采用防砂排砂相结合的防砂思路进行注聚区配套防砂措施的实施，并取得了效果，为下步注聚区的防砂措施的改善提供了借鉴。
〖关键词〗注聚区；堵塞；解堵；防排结合；采液强度分类号：TE357.46聚合物驱过程中，面临的一个主要矛盾是防砂与提液如何结合的问题.由于聚驱见效后，波及体积扩大，地层内重质原油得到动用，同时由于聚合物与油水混合液携砂能力增强，导致近井地带堵塞，因此探索适应聚驱提掖防砂技术对改善聚驱效果具有重要意义。
1 注聚区防砂状况孤东油田二、六区注聚区共有油井176口，分别于2004年、2005年转入注聚，平均油层厚度 11.8米，采液强度5.1吨/天.米，地层压降0.23MPa，能量始终保持在较高水平，但目前普遍存在低液井多，动液面深，采液强度小等问题，注聚效果受到影响。
目前注聚区防砂结构发生变化，油井平均单井日产液66.1吨，采液强度5.6吨/天.米，主导防砂方法高充绕丝96口，占注聚区油井的54.5%，平均单井日产液58.5吨，采液强度5.0吨/天.米，动液面639米，与注聚前相比日产液下降10.4吨，动液面下降102米；注聚后平均单井液量下降41.3吨，动液面下降383米。
造成注聚区采液强度低的原因有两方面：（一）注聚造成地层中流体黏度加大，流动阻力增加，流速减缓，影响油井产量；（二）防砂结构的改变影响地层中堵塞物的排出，使得防砂屏障堵塞，地层中流体产不出来.这是目前需要解决的问题。
2 注聚区堵塞机理分析2.1聚合物的捕集吸附聚合物在地层中具有捕集吸附的作用。
但聚合物在近井地带过度捕集吸附则会导致堵塞的弊病。
孤东油田六区注聚区见效特征对比分析研究
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孤 东 油 田六 区注 聚 区见 效 特 征 对 比分 析 研 究
徐红 明
（ 国石 化 胜 利 油 田有 限 公 司 孤 东 采 油 厂 采 油 二 矿 山 东 东 营 ２ ７ ３ 中 ５ ２ ７）
［ 摘 要 ］六区 东南部 与西 北 部注 聚区 同属六 区二 套 ，但 注聚后 见效 特征 各不相 同 ，六区西 北见 效迟 缓 ，见 效效 果差等 特征 ；其原 因主 要是大孔道现 象严重 、注聚 前累注倍 数过高等 原因造成 。而对 比西 北，六区东南 的注聚效果较 好，但却 出现 油井静压偏高 ，而 供液状况较差的 现象 ；主要 原因为防砂不合 理导致 的聚合物堵 塞。针对上述 原因，六区西 北与 东南进行 了一系列的治理 措施，治理效 果较为理想 。 ［ 键 词 ］ 区 注 聚 区 见 效特 征 原 因 分 析 治 理 关 六 中 图 分 类 号 ：Ｔ 文 章 标 识 码 ：Ａ Ｅ 文 章 编 号 ：１ ０ － １ ｘ（ ０ ９ ｇ（ ） ０ １ － １ ０ ９ ９ ４ ２ ０ ） ａ 一 ０ ０ ６ 六区 Ｎ ５ ６单 元含油面积 ５ ７ ｍ ，平均有效 厚度 ｌ ． ｍ，地质 ｇ— ．ｋ １ ３ 储量 ｌ 小层 ，２ ７个 油砂体 ，其 中 ５ 、５ 、６ 主 力 层 ，成 片 分 布 ，地 质 储 量 合 计 为 １ ０ｘ ｌ 为 ２ｌ ０ｔ， 占层 系 地 质 储 量 的 ８５ ６％；其 它 ７个 非 主 力 层 ，局 部 连 片或 呈 土 豆 ． 状 零 散 分 布 ，地 质 储 量 仅 为 ２ ３ × １ ， 占层 系 地 质 储 量 的 １ ． ％ ０ ０ｔ ４４ 。 由于 注 聚前 存 在采 出程 度 高 ， 含水 率 高 ，剩 余 油少 等 不 利 因 素 ， 为规 避 注 聚 风 险 ， 经 研 究 决 定 ， 六 区 注 聚 分 两 步 走 。２ ０ ０ ４年 １ 月 首 先 在 六 区 东 南 部 实 施 聚 合 物 驱 。２ ０ ０ ６年 １月 实 施 了 六 区 西 北 部 聚合 物驱 。 六区东南与西北虽 同属 于六区二套 ，但 六区西北注聚开发效果 明 显差于六区东南。特别 以采油 ２ 队所辖 的六区西北与东南注 聚开发效 Ｏ 果 对 比差 异 明 显 。 １、六 区 东 南与 西 北 见 效 特征 对 比 １．１与六 区东 南相 比，六 区西 北见 效迟缓 ，见效 井数 少 通 过 六 区 东 南 西 北 部注 聚 数 模 曲 线对 比 发 现 六 区 西 北含 水 下 降趋 势 明显要迟 缓与六区东南及其 他注聚开发 单元，且见效井数偏少 ，截 止 到 目前 初 步 见 效 井 仅 ５口， 占总 井 数 的 ４ ． ％ ５ ５ ，其 它 都 为不 见 效 井 ， 平 均 单 井 日增 油 ２ ２ 。而 同 时期 的 六 区 东 南 的 １ ．ｔ ７口井 已有 ｌ ５口井 明 显 见 效 ，平 均 单 井 日增 油 ５ ３ ． ｔ，效 果 名 显 好 于 西 北 部 。 １ ２六 区西 北 见 聚 浓 度 普 遍 偏 高 于 六 区 东 南 ， 窜 聚 现 象 明 显严 重 ． 六 区 西 北注 聚 区 油 井 见 聚 浓 度 相 比 同时 期 的 六 区 东 南 普 遍 偏 高 ， 油井开井数 １ ｔ口，２ ０ ０ ７年 年底见聚浓 度大于 １ ０ ｍ ／ ０ ０ ｇ Ｌ的有 ３口， 占总数的 ２ ． ％ ３ ，见聚浓度 在 ７ ０ ０ ｍ ／ ７ ０ 一ｌ ０ ｇ Ｌ的油井为 ２口，占总 ０ 数 的 １ ． ％，平均见 聚浓度 为 ５ ０ ／ ２ ８ ０ ｍｇ Ｌ，而同时期 的六区东南平均 见 聚 浓 度 仅 为 ｌ ２ｎ ／ ２ ｉ Ｌ。 ｇ １． ３六 区东南油井静 压偏 高 ，而 供液状 况较差 通 过压力 等值 图与液 量等 值 图对 比发现 ，地层 压力 与液 量不 成 正 比。 油 井 多 数 供 液 不 足 ， 而 静 压 确 普 遍 偏 高 ，平 均 为 １ ． ７ Ｐ 。 ４ ２ Ｍ ａ 六 区东南聚合物堵塞地层 现象明显严重于 六区西北 ，大部分油井 出现供液不足 的现象 ，供液不足 的井为 １ ０口，约 占总井数的 ７ ． ％， ６５ 目前六区 东南平均沉 没度仅 为 ７ ｍ，无沉没度严 重供 液不足井 占总井 ５ 数 的 ４ ． ％，沉没度 小于 ｌ ０ １２ ０ ｍ的约 占总数 的 ３ ． ％。 ５３ ２ 六 区东 南 与西 北 见 效 特 征 原 因 分析 ２ １六 区 西 北 早 期 强 注 强 采 形 成 大 孔 道 现 象 严 重 于 六 区 东 南 通过化学驱单元注 入压 力变化 曲线 可 以看 出由注入压力变 化曲线 看 出，水井注 入压力上升 缓慢 ， 致段塞 形成缓慢 。虽然经 过注采矛 盾 治理 ，阻力系数上升 ，一 定程度上改善 了地层驱替状况 ，但未达 到 预 期效 果。由于六区西北大 孔道现象严重 ，这也是六区西北窜 聚现 象 严 重的原 因之一 ，同时也是造成六 区西北注聚水井低压井偏多 的原因 。 由于 六 区 西 北 大 孔 道 、 高 渗 透 带 现 象 严 重 ，这 也 使 六 区 西 北 聚 合 物 堵 塞 油井近井 地 带机 率大 大 降低 。 ２ ２六区西北累 注水倍 数高于 六区东南是西 北部 注聚效果差的主 ． 要 原 因 之 一 六 区西北 注聚 前各项 参数 相 比六 区东南 都相 差甚远 ，特 别是两 者累注倍数，通过累积 注水倍数等值 图可 以看 出六区西北部注聚前累 注水倍数 明显高于东南部 通过六 区东南 于西 北注 聚前 条件 对 比发现 ，六区 西北 累注倍数 高达 ２ ４ ． ８，基本接 近于六区 东南的两倍 。 六 区 西 北 与 东 南 注 聚 前 条 件 对 比
孤东采油厂推行“零缺陷”管理的做法和成效
”
” 。
根据《 故隐 事
、
解决缺 陷 根 据缺 陷的大小实行分级解决缺 陷
。
一
，
患 分级 分类 整 改 和 责任追 究 制 度 》 对 直 接责 任者
”
，
次巡
查 评 价 解 剖 对存 在 的问题 进 行 跟 踪 检 查 根 据整
、 ， ，
视 查 找 缺 陷 ；组 织 技 术 人 员 每 周
，
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次巡 视 查 找 缺
，
改 的 情 况 进 行 验 收 对 没 有 整 改 的 问题 加 倍 处 罚 努
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陷
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力 消 除 隐患 治理 中的 缝 隙 和 盲 区
“
天 天 做好
．
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、
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， 、
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预 案 对 可 能发 生 的事故进 行应 急 处 理 把 损失 降到
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题 更 重 要 的思 路 在过 去 开 展 全 员设 备 管理 和 传统 的 点 检 巡 检 的 基 础 上 推 行 了 零 缺 陷管 理
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多措并举助推孤东油田四区注聚驱高效开发作者：张龙龙
来源：《中国科技博览》2015年第06期
[摘要]孤东油田四区Ng3-6注聚驱属于二、三类注聚油藏，具有油层厚度大、非均质性强、原油粘度高、井网方式复杂，注采井比例不均衡的不利因素，在注聚开发过程中油井见效不均衡，见效率低、水井高压注不进等现象较为突出。
在精细油藏研究，深化地质认识的基础上，研究聚合物驱开发规律，分析段塞注入阶段存在的矛盾与潜力，强化预警，采用配套措施及时调整，保持了四区Ng3-6注聚驱的持续高效开发，取得了良好的聚驱增油效果。
[关键词]挖潜技术注聚驱孤东油田
中图分类号：TE3 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）06-0384-01
1 概况
1.1 地质概况
孤东油田是在中生界潜山背景上发育起来的近南北走向的第三系披覆背斜构造。
四区位于孤东油田西南部，为一由断层切割形成的自然区块，东面和南面以2号断层为界与七区、八区、九区相邻，北面以3号断层为界与三区相邻。
孤东油田四区Ng3-6砂层组自开发以来分Ng3-4和Ng5-6两套层系开发。
孤东油田四区Ng3-6砂层组属于高孔、高渗储层。
1.2 开发历程
孤东油田四区Ng3-6砂层组自开发以来分Ng3-4和Ng5-6两套层系开发。
其中四区Ng3-4层系从1984年11月试采到目前大致可分为里有六个开发阶段：产能建设阶段、防砂转注和注水见效阶段、井网调整阶段、综合治理阶段、二元复合驱阶段、后续水驱阶段；四区Ng5-6层系自1985年10月投入开发至今主要经历了试采和产能建设阶段、注水见效，高速稳产阶段、井网大调整，持续高速稳产阶段、综合调整阶段、二元复合驱阶段五个阶段。
2 单元高效开发的配套技术
孤东油田四区Ng3-6注聚驱于2006年12月开始投入注聚，2009年7月进入见效高峰期，持续32个月，目前为注聚第7年，处于含水回返阶段，于2013年1月开始局部转水驱，2013年9月停磺酸盐和表活剂，目前四区3-4已全部转水驱，四区5-6处于见效高峰末期。
随着段塞的注入，低液量、低油压、注不进现象普遍存在，“平面、层间、层内”三大矛盾较为突出，导致油田含水上升，产量下降。
对此我们及时在精细油藏地质描述基础上，根据动态变化加强综合调整，分类治理，实施强化预警，从前期油藏综合研究开始，到注聚前期降水降压技术，同时注聚过程中进行井网优化调整，配套调剖、解堵、提液、分层注聚等工艺技术，加强动态
监测技术以及完善地面注入工艺技术，着眼缓解三大矛盾，坚持控水稳油，不断开展提高采收率的研究与实践，实现四区Ng3-6注聚驱剩余油高效挖潜的效果。
2.1 做好注聚前期注采井网完善工作
2.1.1 深化储层研究，为完善井网奠定基础
在储层研究方面，从原来的针对小层和单砂体的精细油藏描述已经发展了针对储层内部不同成因单元的描述，已经形成了一套流动单元研究和储层不同微相内部成因单元研究以及相应剩余油分布模式的综合配套研究技术，实现了由整体分小层、分砂体精细油藏描述向砂体内部成因单元构型解剖的转变。
孤东油田四区二元驱是一个典型的二、三类单元，注聚前开展了精细储层对比工做，最终5处断层重新组合后发生变化，9口井断点发生变化，94个井层进行了修改，完成四区数据表以及小层平面图编制。
在此基础编制以增加注水井点，完善注采井网，提高聚驱储量为目的的注聚前期井网调整方案，为动态上注采完善提供奠定了坚实的基础。
2.1.2 完善注采井网，提高两向以上注采对应率和储量动用率
孤东油田四区分两个开发单元，其中四区5-6是二类油藏、四区3-4典型的三类油藏。
由于砂体分布零散，储层发育差异大，四区二元前注采井网对储层储量控制程度低，仅为
73.2%，注采对应率及两向以上注采对应率较低，分别为69.3、30.4% ，引入了新理论开展了注采井数比与井网密度研究，在重新进行地层对比弄清储层发育对应情况的基础上，二元前期实施更新、完善、扶井、补孔、归位等油井措施52口井，实施更新、完善、扶井、转注、细分等水井措施26口井来完善注采井网。
四区水驱储量增加62.3万吨，两向以上对应率提高19.8%。
2.2 实施前期降水降压调整工作，为实施二元驱创造有利条件
孤东油田二元驱前一般存在问题：一是地层压力水平高，地下压力场分布不均衡；二是注入压力高，局部井点注入能力差；三是局部井区存在油层大孔道水窜；所以化学驱前必须实施降水降压调剖封堵大孔道等前期调整措施，提高注采对应率和段塞利用率，增加注入能力，实现了强注强采向二元复合驱的顺利过渡。
降水降压做到三个结合：降水降压与井网调整相结合；降水降压与整体堵调相结合；降水降压与液量调整相结合。
四区Ng3-6单元注入前实施油水井调整工作量38口，监测工作量40口，实施后地层压力达到0.9MPa以下，注入压力在8.9MPa，确保了水驱向二元驱的顺利过渡。
2.3 做好注聚期间调整技术，保证二元驱高效开发效果
2.3.1 实施段塞优化技术
为了提高干粉利用率，达到最佳的注聚增油效果，在考虑分区域分井组注入孔隙体积和见效差异，按照“五停、五不停”的原则，实施优化注入，分批停注。
2013年1月对窜聚较严重、
含水回返较快的井组实施停注，转后续水驱，截止目前，四区3-4已全部转水驱，四区5-6停注14个井组，保留33个井组继续注入。
对于延长的注聚井组，依据多段塞注入的技术原理，根据油压、阻力系数、原油粘度等参数的不同对注入井差异化浓度调整，优化单井注入浓度。
对井组中油压上升缓慢、阻力系数低的区域，适当提高注入浓度；对油压高、阻力系数高的区域，适当降低浓度，保障井组均衡注入。
2014年以来，四区Ng3-6注聚驱共实施调整浓度40井次，通过优化注入浓度，使干粉利用率得到了较大的提高。
2.3.2 实施剖面调整技术
由于长期强注强采，注水井与油井之间存在大孔道，油井高产出化学剂一方面会使化学剂注入后立即被采出，造成化学剂浪费；另一方面将不利于化学剂向其他方向的推进，导致波及体积和驱油效率降低，整体增油效果差。
因此，必须加大调剖力度治理低压井，控制化学剂产出量，改变液流方向，扩大其他方向的波及体积和驱油效率，提高化学驱效果。
同时由于聚合物在地层、井筒附近堆积堵塞，造成注聚井注不进，油井采不出，影响了二元增油效果，根据注聚区油水井的特点，加强了油水井各项资料的分析，一方面进一步加强注聚区注入压力、油井含水和见聚浓度动态跟踪，及时对注聚区注入井、油井进行措施调整；另一方面加强动静态资料分析，强化注聚效果分析和问题查找，搞清油水井对应关系，优选控制能力较强的井组或井区，保证调剖工作的有效。
2.3.3 实施低液井分类治理技术
四区3-6注聚以来实施了大量的提液引效、增效措施，提高了见效率，扩大了见效规模。
提液引效增效措施主要包括防砂解堵、大泵低效、螺杆泵等措施，取得了明显的增油效果。
以油井提液、水井调配为主的油水井联动，2014年以来共实施防砂、复射、解堵、群扶调参等措施30井次进行提液引效，其中10口井见效，合计日增液238.4吨，日增油18.3吨。
3 结论
针对孤东油田四区Ng3-6注聚驱注入过程中存在的问题，在精细油藏地质描述、开发效果评价、见效影响因素分析、剩余油分布研究基础上，根据动态变化加强综合调整，做好注聚前期井网调整工作及注聚前期降压降水工作。
注聚过程中做好跟踪调整工作，实施分砂体完善注采井网，应用分层注聚工艺缓解层间矛盾，配套高低压井治理及油井提液技术，同时实施优化段塞注入技术，促进均衡见效，挖掘剩余油潜力，孤东油田四区Ng3-6取得了明显的降水增油效果，使二元驱技术在疏松砂岩油藏的应用获得了成功，有效高效地挖潜剩余油。
参考文献
[1] 卢祥国.聚合物驱之后剩余油分布规律研究[J].石油学报，1996.
[2] 赵永胜.聚合物驱能否提高驱油效率的几点认识[J].石油学报，2001.。