0 引言
孤岛中二北注聚区自2005年6月20日开始实施注聚前期调整，2005年12月25日正式注聚，先后经历了见效初期阶段和全面见效期，2008年2月开始油藏进入含水回返期。注聚以来，虽然取得了明显的降水增油效果，但整体见效不均衡，各单井间见效特点、见效效果以及见效程度存在较大的差异。造成以上差别的影响因素很多，包括储层发育情况、注入质量、注入量、油藏采出程度和剩余有分布情况等多方面因素。因此，加强对注聚过程中影响因素的认识，从根源出发制定对策，是提高注聚区聚驱效果的关键所在。
2 聚驱影响因素
2.1 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，由于层间差异，渗透率高的大厚层吸水指数高，对应油井见效明显。
2.2 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。但矿场实践表明，注人速度过快，聚合物溶液牯度剪切损失增大，而且容易加剧聚合物溶液在高渗条带的窜流发生，使聚合物驱油效果变差。
2.3 剩余油饱和度
在相同地层条件下，驱油剂用量、浓度及段塞大小相同，油层的剩余油饱和度高，一方面容易形成原油富集带，见效时间早，另一方面在驱替前缘形成的油墙厚度大，由于地层原油的粘度远大于聚合物溶液，因此渗流阻力进一步增大，波及体积得到进一步提高，驱袖效果好【1】。
转注聚时含水低，地层剩余油饱和度相对较高，同时，由于转注聚时含水低，注入水对地层的冲刷较轻，油层均质性相对较好，因此聚合物驱效果要较含水高时注聚好。
2.4 采液强度
采液倍数和注入倍数二者之间具有较好的对应关系。采液强度高，容易形成有效的聚驱流向，与对应注入井之间形成良好的对应关系，从而井组相对的注入倍数也高。河道砂坝高渗透区域水驱时注采强度大，水线速度推进快，形成了快速水流通道。注聚后，聚合物率先进入这些区域，扩大了该区域的波及体积.导致这些区域油井先见效。
2.5 沉积相
孤岛中二北注聚驱属于辫状河沉积模式，横向变化大，河道砂坝、河道充填、河道边缘、河间漫滩、河间洼地各沉积微相交错发育，平面非均质性严重。河道充填相、河道边缘相、河道砂坝相油层发育好，剩余油相对富集，为聚合物驱潜力相带，而漫滩和河间洼地微相泥质含量高，油层发育及连通性较差，聚合物难以波及，因此聚合物驱效果也就较差。孤东油田二区注聚油井见效效果统计看出，聚合物驱有利沉积相带依次为：河道边缘相>河道砂坝>河道充填相>漫滩>河间洼地。
2.6 注采井网
二区注聚注聚井网采油行列式结合点状注聚，从见效程度和增油效果来看，位于正规行列式注采井网上油井增油效果好于点状注聚井组油井的增油效果。主要是由于行列式井网中注采井组的油井多向对应，注采压力整体保持平衡，单向突进的可能性较小；而点状注聚的注采井组内，由于油水井数比高，注聚井负担过重，难以维持整个注采井组的压力平衡，容易产生单向突进，整个井组见效不均。
3 治理对策
针对影响注聚区油井的不同因素，保证注聚区管理的“两个强化一平衡”，即：强化注入质量，强化采出系统的动态跟踪及管理，保持注采的相对平衡。结合注聚区见效规律，进行井间差异对比，从注入系统和采出系统两个方面，同时开展综合治理。
3.1 简化层系与分层注聚新工艺相结合，减缓层间注入矛盾。
简化层系与分层注聚新工艺相结合，保证“注的进，注的好”，有效改善注聚剖面，缓解层间矛盾，为对应油井提液引效提供保障。3.2 防砂配套工艺与解堵相结合，治理注聚区低液油井
聚合物流体粘度大，携砂能力强，由于注聚区油藏漫滩和河间洼地微相发育广泛，泥质含量高，聚合物在向油井推进过程中，其携带的微粒较多，造成油井近井地带和防砂工具的堵塞，油井供液能力变差，液量偏低，影响了开发效果。
低液井治理技术对策：除常规提液引效还采用防砂配套工艺技术及高压脉冲冲砂解堵等综合 治理技术，尝试使用涂防光油管防砂的方式，改变高充防砂向地层填砂传统防砂方法，采用解堵后，涂防排砂的方法疏通地层，有效的提高了低液量井的产量，显著改善了注聚开发效果。
3.3 合理提液提高采液强度，从而形成有效的聚驱方向。
注聚区高液量、高含水的不见效井不见效的主要原因在于，注水开发时周围水井累注高；或者是归位井补孔后累采少，原始地层水尚未排完。这类油井储层发育、注采对应条件良好
4 结论
注聚区单井见效特点、见效效果以及见效程度受到储层发育情况、注入质量、注入量、油藏采出程度和剩余有分布情况等多方面因素。只有从根源入手，制定针对性的对策，实施相应的提液、解堵等改善措施才能够更有效的提高注聚增油效果。
参考文献：