化学驱开发过程中由于受储层非均质及井网等影响，造成出现水井高、低压注入，油井高、低液生产等极端井现象，同时油井见效后产液能力下降大，层间矛盾突出，严重影响了化学驱降水增油效果。本文以孤东油田六区3-5注聚区为例，就如何提高改善化学驱开发效果进行了研究和探讨，总结出了四项综合调整技术。

不同的替代物在肉制品中可以替代硝盐部分作用，但是可能因其各自的来源和提取方式的不同而各有所异，有的又因没有经过毒理学实验证明其安全性或稳定性，尤其是添加替代物后的产品的市场推广现阶段较为滞后。未来的研究可能继续于绿色天然替代物的寻找，以及其安全性(如毒理性)、性质稳定性和交互效果的验证等，并从降低硝盐使用量的产品开发开始，探寻使用替代物完全替代硝盐的可能。

1 基本情况

六区3-5注聚区含油面积5.5 km3，地质储量979×104 t，设计注聚井76口，受效生产井99口。单元属于三类储层，砂体展布以土豆状和条带状为主，砂体小且分布零散，层薄，单砂体平均效厚仅为2.8 m，砂体连续性比较差，大多砂体在横向上很快尖灭，具有较强的非均质性。单元于2010年3月投注聚以来取得了一定的增油降水效果，但由于储层发育差，同时受层间、层内和平面矛盾的影响，见效率和见效幅度偏低。

2 改善化学驱开发效果综合调整技术

针对储层非均质严重、低液井比例大等因素的影响导致注聚效果较差的问题，我们以六区3-5注聚区为例进行了研究，总结出了以下四项改善注聚效果的综合调整技术，并付诸实践，取得了较好效果。

（1）调整井网转变流向，保障油井多向受效。化学驱开发过程中，单元内各井组见效存在差异性，要不断调整井网转变流向，提高化学驱储量控制程度，实现均衡受效。一是要及时打新油水井来大角度改变井网，促使未动用方向受效；二是要通过转注及外层系井归位等措施来增加注采井点，确保均衡见效；三是针对化学驱驱替不到的剩余油富集区，通过补卡改层等措施进行挖潜，扩大化学驱见效规模。注聚以来，共实施调整井网工作量18井次，对应油井36口受效，油量增加39.6 t，含水下降1.6%。

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（4）调节层间注采能力，挖掘动用程度差油层剩余油。层间矛盾突出的注聚井区聚合物波及体积有限，化学驱效果较差，为挖掘层间潜力，通过应用分层注聚工艺和老井简化层系技术，加强动用程度差油层的注入量，提高对应油井产液量，提高聚合物有效利用率和扩大波及体积，扩大化学驱降水增油效果。注聚以来，共实施治理措施15口，同时配套油水联动，有14口油井开始见效，日增油能力36 t，有效地保障了化学驱开发效果。

（3）加强提液机理和时机研究，及时引效促效。化学驱开发过程中，受效油井产出液性质发生了改变，流体流动状态呈现出非牛顿特性，这与水驱有着本质的区别。化学驱过程中随着含水不断降低，采液指数有所下降，化学驱产液能力与注水期相比一般下降15%～30%，严重影响了化学驱开发效果[2]。我们从影响液量因素、合理液量、提液时机、提液幅度、配套工艺方法多方面对六区3-5注聚区进行了深入研究，通过优化防砂方式和防砂工艺，解除近井堵塞，恢复供液能力，增加化学驱增油量，共实施提液45井次进行引效，新增见效井25口，日增液862.4 t，日增油能力64.5 t。

3 实施效果

（2）强化极端井成因和治理方法研究，保障注入质量。

4 认识

（3）加强提液机理和时机研究，及时引效促效。

通过改善化学驱开发效果综合调整技术的实施，实现了六区3-5单元初见效时间提前5个月，油井见效率相比2010年年底提高41.2%，在相同注入倍数下相比其他化学驱单元高出25%，增油幅度相比其他化学驱单元高出20%，化学驱累增油超方案设计6.3万t。

（2）强化极端井成因和治理方法研究，保障注入质量。储层主河道河道窄，经过长期强注强采，易形成大孔道，同时沿河道横向渗透性迅速变差，且砂层粉细砂比重大，易出砂，造成注入井堵塞高压[1]。受上述因素的影响，六区3-5注聚区存在高低压井并存的现象，严重影响了化学驱效果。针对层内存在高渗条带的低压注聚井，在精细地质认识的基础上实现了由经验决策→单因素的PI决策→多因素的RE决策，提高了决策水平。建立健全堵剂质量评价标准，运用正交法确定现场堵剂的匹配。针对出砂堵塞的高压井及时采取合理防砂方法进行处理，保障正常注入，从而保障聚合物段塞的稳定推进，为提高油井见效率奠定基础。注聚年以来，共治理极端井40井次，有效地保障了聚驱效果。

（1）调整井网转变流向，保障油井多向受效。

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（4）调节层间注采能力，挖掘动用程度差油层剩余油。

【参考文献】

[1]杨普华.等译.增效碱驱(复合驱)提高石油采收率译文集[M].北京:石油工业出版社,1993

[2]顾永强,沈华.二元复合驱阶段见效特征.新疆石油天然气,2006(2)