今年1月至3月，孤岛东区南化学驱增油2.72万吨，注聚13年累计增油192.2万吨，连续7年自然递减、综合递减持续下降，年增油超17万吨，成为孤岛油田名副其实的“长寿命”效益开发区块。

　　东区南区块位于孤岛油田东翼南部，为典型Ⅱ类油藏，产量占采油管理三区总产量的三分之一。与I类油藏相比，东区南整体原油黏度更高、非均质性更强，调控难度大。历经49年高效开发，随着注聚时间延长，区块产量递减逐渐加大、层间动用不均衡等问题日益突出。

　　面对高质量发展新要求，胜利油田孤岛采油管理三区深度挖掘油藏潜力，针对东区南“原油黏度高、油水流度比大，聚合物驱易突破”的特点，立足化学驱不同阶段剩余油特征，持续优化井网、调整流线、全过程提升注入质量，改善油藏层间、层内、平面差异，实现油藏全面高效均衡动用，让稠油欢快流动起来。

　　针对注聚初期，剩余油连片分布，而注采井网对应差、受效不均衡的状况，技术人员通过完善注采井网，优化聚合物注入浓度及质量，优化注采结构，建立东区南地下流向指向模式，最大限度提高油井见效率。坚持“油水”并重理念，区块实现注入段塞均衡推进，阶段末油井受效率达82.5%，井口日增油320吨，含水下降9.4%。

　　注聚开发进入主体段塞后，由于油藏的非均质性以及化学驱替剂在油层中的不均匀推进，部分区域的原油可能未被有效波及，从而形成剩余油富集区。

　　“在化学驱过程中，注入的化学剂如同扫把一样，逐步清扫油藏中的原油，但总有照顾不到的地方。”采油管理三区技术管理室经理刘晓春形象地说，如何及时调整流线、挖潜增效，是化学驱高效延效的关键。

　　为了让“扫把”将剩余油扫得更彻底，他们探索实施“3+2”井网加密调整思路，明确加密时机、加密井距、加密厚度，确保井网加密调整最优化、油藏挖潜增效最大化。

　　在主力层，他们利用层系优化、补孔改层、侧钻新井等方式加密井网，阶段调整油井14口，峰值日增油140吨；在非主力层，部署矢量井网挖潜，峰值日增油80吨。此外，他们还以“推、压、拉”等12种现场流线调控手段，有效抑制低效水循环，实现最高年产油20万吨以上的持续高效开发。

　　在进入大段塞阶段后，主力层高采出程度区域窜聚加剧，产量递减加速。技术人员以极端耗水理论为基础，通过全过程注入质量提升、多维度注采调控、多专业融合挖潜等思路，努力破解东区南长期效益稳产的难题。

　　以东4侧平510井组为例，2020年11月含水明显上升，技术人员通过分析注采关系，对多年未换管柱井东1-10井实施换管柱作业，提升注入质量。随后，通过示踪剂测试结果，对周围四口注入井实施周期不稳定注入；与监测结合测出砂点，作业精准封堵，实施后该井含水下降26.4%，日增油12.3吨，开井123天累增油1060吨。

　　实践证明，解放思想、挑战极限、真抓实干，是孤岛东区南化学驱的成功“秘籍”，也是老油田高效长效开发的“良方”。在他们手中，采出程度高达56.6%的东区南不断拓展化学驱开发界限，含水谷底期长达119个月，自然递减、综合递减分别较去年同期下降0.22%、5.78%，成为中石化提高采收率最高的化学驱区块，打造了孤岛化学驱高质量管理标杆。

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