“项目运行18个月以来，累计增油4.75万吨，老井增油倍数达到1.7倍，效果显著。”10月7日的生产晨会上，孤岛厂技术人员对孤岛稠油注聚扩大项目——东区馆5热采稠油转非均相复合驱运行情况进行汇报。该项目已见效油井22口，见效率53.6%，采收率提高1.07%。

　　孤岛东区馆5稠油单元建产于1994年，长期热采降压开采，经多轮次吞吐后水侵加剧，热采效益持续走低，停产、上返井大幅增多，单元开井数由43口下降至11口，面临“低速、低效、低采出程度”的“三低”态势，单元提质增效迫在眉睫。

　　面对日益严峻的生产形势，孤岛厂牢牢把握“引领整装油藏高效开发”的发展定位，坚持用新开发理念指导新开发实践，打破“稠油必须热采”的传统认识，积极在孤岛东区馆3稠油化学驱先导试验取得成功的基础上，探索更高黏度稠油的转型开发。

　　“过去认为只有地下原油黏度低于300毫帕秒的油藏才能转化学驱，而孤岛东区馆5稠油黏度达到了500-1000毫帕秒，边水能量强导致水侵通道发育，这是与常规油藏转化学驱最大的区别。”孤岛采油厂地质研究所开发战略主任师谢向东说：“这在油田化学驱开发历史上几乎没有经验可借鉴。”

　　2019年年初，孤岛厂在东区馆5上层系馆3-4首次开展井组试验，见效后累增油7000吨，突破了化学驱原油黏度新的界限。2022年年初，东区馆5单元整体转化学驱方案编制完成，预计可提高采收率15.6%，设计增油61.8万吨。

　　为保障方案效果，技术人员依据油藏不同部位的水侵程度，采用聚合物+非均相复合驱实施水井整体调剖，确保纵向上层间均衡驱替。平面上，通过内部温和注入和边水结合部提注提浓度的方式，形成阶梯式压力梯度带。经过精细的差异化调整，项目注入井平均油压达10兆帕，比注聚初期上涨3.6兆帕，有效保障了注入质量。

　　与此同时，技术人员结合油藏发育特点和开发历程，实施油井分类管理，建立水侵通道、热连通和未建热连通三类“油井健康档案”，因井施策进行促效引效。在原热连通、水侵通道方向，探索多级控液促段塞形成，东5-506井在液量下降20立方米的情况下，日增油15吨，含水下降50%，见效12个月后仍持续见效。在未建立热连通的低压区，则利用转周、冷采降黏等提液措施引效，孤南4-5井日产油由8吨上涨至20吨，含水下降30%。

　　“孤岛东区馆5稠油单元的成功转型，进一步拓宽了化学驱的应用界限，更加坚定了孤岛稠油开发转型的信心，同时也为强边底水稠油油藏高轮次吞吐后进一步提高采收率提供了新的路径和示范。”孤岛厂副厂长徐磊表示，孤岛厂将不断拓展化学驱应用界限，当好三次采油开发管理示范，在大幅提高采收率上当标杆、作表率。