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孤岛油田中二中Ng3-4单元是中二区开发的主体部分，该区与北部的中二北、南部的中二南、东部的东区和西部的中一区呈一个整体，是一个高渗透、高饱和、疏松砂岩油藏。该单元已经进入后续水驱，单元水淹严重，采出程度高，稳产基础薄弱，根据特高含水阶段单元的开发特点，不断统筹优化，精细管理，兼容开发，深入挖潜，夯实老油田稳产基础，改善单元开发效果，对今后同类油藏的开发调整也有一定的借鉴意义。
1 构造特征
中二中Ng3-4开发单元位于孤岛背斜构造高部位东倾翼部，地层倾向北东，南高北低、西高东低，区内未发现断层。油层埋藏浅、原油性质较稠。由于埋藏深度浅，成岩作用较弱，胶结疏松，且胶结物以泥质为主，胶结类型以孔隙-接触式和接触式为主，储层的孔隙度、渗透率均较高，储集物性好。由于属于河流相沉积，储层岩性、物性在纵向上、横向上变化大，储层非均质性严重。
2 存在问题
（1）局部井网完善程度差，井网控制程度低。中二中Ng3-4单元由于停产停注井多，储量控制程度低。目前单元动态注采对应率已经非常高，但在局部区域仍有储量未动用区域，具有进一步调整完善的潜力.
（2）出砂、吐聚现象较多，开发效果差。转后续水驱以来，水井出砂等现象较为严重，统计2010年至2013年油井作业次数，发现出砂井占48.3%，存在严重窜聚、套变、砂卡。
3 稳产措施
在特高含水期，如何控制含水上升，减缓产量递减成为单元开发的首要任务，不断统筹优化，兼容开发，夯实稳产基础，积极探索提高采收率的有效途径，努力实现开发基础稳固、产量有序接替、管理科学精细、效益稳步提高。
3.1 剩余油潜力再认识
平面上，由于储层的非均质性，导致平面上的开采强度、水淹程度及压力分布等都存在一定的差异。砂体发育好，厚度大的主力油层油水井间虽然水淹严重，但剩余储量仍较大，平面上聚合物驱受效剩余油主要分布于注采井之间，呈环状分布，最大受效剩余油分布于中部韵律段，越靠近底部，受效剩余油分布逐渐向注采井主流线的两翼移动。这主要是由于底部主流线部位水驱效果已经很好，聚合物驱增大了水油流度比，波及到了流线边部剩余油，扩大了波及系数，动用了水驱未波及的剩余油。
以往剩余油分析认为剩余油主要分布在注采系统不完善，注采井连通状况差区域、聚驱尚未受效或受效差的低渗透层、厚油层顶部、注入倍数较低分流线上。从分析结果来看主要是分析了目前未见到或难于见到聚驱效果的剩余油。但是由于聚合物溶液的调驱作用，使原来水驱难以波及到区域的剩余油得以有效动用，扩大了波及系数。这正是聚合物驱提高采收率的主要原因。因此分析受到聚驱效果剩余油对提高聚驱采收率关系十分密切。
3.2 水井管理再精细
水驱油藏，水井是根本，是实现良性开发的基础，以水井专项治理为契机，大力开展以提高层段合格率、提高有效注水为目的水井治理活动，先后实施大修、分注、转注、换管柱维护等工作，强化了水驱开发基础，进一步提高了水驱控制程度。实施有效注水，深化注水策略。单元自转后续水驱以来，受水井出砂等因素的影响，单元日注水平下降、动液面下降，导致日液水平下降，因此实施“提注提液”是必然的，有液量才有产量。主要从“水井综合治理、油井提液、精细注采调整”三方面入手。把握提水降水时机，首先选择注聚区能量高的时候进行周边降水，其次选择聚合物向水驱方向推进缓慢的时候进行周边降水，实施过程中逐渐摸索，采取了由面到点分阶段降水的办法，即首先大面积多井次降水，而后针对个别井区油井见效较慢，对附近水井大幅度降水，分别在2013年3月、7月、10月实施外围水井三次水量调整，分批调整了13井次注水井，分别调整水量207m3、537m3、204m3。“注夠水、注好水“是恢复保持地层能量，降水增油，保持油藏稳定开发的基础。
3.3 局部井网再完善
开展清井网工作。区别与传统的清井网工作，新开展的清井网工作共分三步进行：①停产停注井清理：将所辖单元所有小层的停产停注井清理出；②射开生产过该层的停产停注井清理：将射开生产过该层的停产停注井标明，并将停产前生产情况和关井原因备注；③未射开该层井清理；将未射开生产该层的井标明，为下步废弃井上返做好准备。通过井网的细致分类清理，注采对应关系一目了然，为有针对性的挖潜起到了很大的辅助作用。进一步完善注采井网，提高储量动用程度。①结合部附近井网完善：转注，补孔，扶停产停注井；②砂体边部井网完善：复射，补孔、酸化等。近年实施新井、转注、转抽、补孔、复射等油水井工作量48井次，注采对应率进一步提高，储量动用程度由治理前的91.9%提高到95.8%。
水驱砂岩油藏具有复杂的渗流系统，尽管我们对其注水压力、注水量进行过充分的论证，但在实际工作中，其对地下动态的影响，仍很难准确的把握，因此，在日常工作中，根据动态数据的变化，观察水井周围油井的含水上升情况，发现异常情况，及时分析，调整油水井工作制度，从而使油井生产趋于稳定。
4 结论及认识
随着开发时间的延长，油藏地下油水关系复杂，注采矛盾日益突出，油水并重，从强化水井治理入手，以开发需要为第一原则，做到管理矛盾标本兼治，才可以最大限度的提高单元开发管理水平。通过以上分析，取得了以下三点认识：
1.注有效水、注足水、注好水是后续水驱后期油藏控制自然递减、实现长效稳定开发的最有效的手段。后续水驱阶段开发，采取适当的调整措施，强化单元内剩余油认识，可以取得明显的增油效果。2.抓住注聚时机实施结合部注聚引效，也是稳定单元开发效果的有效手段之一。后续水驱阶段的调整工作应密切跟踪分析，时刻掌握单元的含水动态变化，结合动静态资料，及时调整。3.建议优选部分井区实施剩余油饱和度测井技术，为剩余油挖潜指明方向。
有水才有油，精细注采调整，是水驱油田实现稳产的保障。精细注采调整的宏观调整与微观调整相结合，主动调整和适时调整相结合，产液结构和注水结构相结合，从而合理的利用地层能量和保持良好的油水关系，保证单元稳定高效开发。
1 构造特征
中二中Ng3-4开发单元位于孤岛背斜构造高部位东倾翼部，地层倾向北东，南高北低、西高东低，区内未发现断层。油层埋藏浅、原油性质较稠。由于埋藏深度浅，成岩作用较弱，胶结疏松，且胶结物以泥质为主，胶结类型以孔隙-接触式和接触式为主，储层的孔隙度、渗透率均较高，储集物性好。由于属于河流相沉积，储层岩性、物性在纵向上、横向上变化大，储层非均质性严重。
2 存在问题
（1）局部井网完善程度差，井网控制程度低。中二中Ng3-4单元由于停产停注井多，储量控制程度低。目前单元动态注采对应率已经非常高，但在局部区域仍有储量未动用区域，具有进一步调整完善的潜力.
（2）出砂、吐聚现象较多，开发效果差。转后续水驱以来，水井出砂等现象较为严重，统计2010年至2013年油井作业次数，发现出砂井占48.3%，存在严重窜聚、套变、砂卡。
3 稳产措施
在特高含水期，如何控制含水上升，减缓产量递减成为单元开发的首要任务，不断统筹优化，兼容开发，夯实稳产基础，积极探索提高采收率的有效途径，努力实现开发基础稳固、产量有序接替、管理科学精细、效益稳步提高。
3.1 剩余油潜力再认识
平面上，由于储层的非均质性，导致平面上的开采强度、水淹程度及压力分布等都存在一定的差异。砂体发育好，厚度大的主力油层油水井间虽然水淹严重，但剩余储量仍较大，平面上聚合物驱受效剩余油主要分布于注采井之间，呈环状分布，最大受效剩余油分布于中部韵律段，越靠近底部，受效剩余油分布逐渐向注采井主流线的两翼移动。这主要是由于底部主流线部位水驱效果已经很好，聚合物驱增大了水油流度比，波及到了流线边部剩余油，扩大了波及系数，动用了水驱未波及的剩余油。
以往剩余油分析认为剩余油主要分布在注采系统不完善，注采井连通状况差区域、聚驱尚未受效或受效差的低渗透层、厚油层顶部、注入倍数较低分流线上。从分析结果来看主要是分析了目前未见到或难于见到聚驱效果的剩余油。但是由于聚合物溶液的调驱作用，使原来水驱难以波及到区域的剩余油得以有效动用，扩大了波及系数。这正是聚合物驱提高采收率的主要原因。因此分析受到聚驱效果剩余油对提高聚驱采收率关系十分密切。
3.2 水井管理再精细
水驱油藏，水井是根本，是实现良性开发的基础，以水井专项治理为契机，大力开展以提高层段合格率、提高有效注水为目的水井治理活动，先后实施大修、分注、转注、换管柱维护等工作，强化了水驱开发基础，进一步提高了水驱控制程度。实施有效注水，深化注水策略。单元自转后续水驱以来，受水井出砂等因素的影响，单元日注水平下降、动液面下降，导致日液水平下降，因此实施“提注提液”是必然的，有液量才有产量。主要从“水井综合治理、油井提液、精细注采调整”三方面入手。把握提水降水时机，首先选择注聚区能量高的时候进行周边降水，其次选择聚合物向水驱方向推进缓慢的时候进行周边降水，实施过程中逐渐摸索，采取了由面到点分阶段降水的办法，即首先大面积多井次降水，而后针对个别井区油井见效较慢，对附近水井大幅度降水，分别在2013年3月、7月、10月实施外围水井三次水量调整，分批调整了13井次注水井，分别调整水量207m3、537m3、204m3。“注夠水、注好水“是恢复保持地层能量，降水增油，保持油藏稳定开发的基础。
3.3 局部井网再完善
开展清井网工作。区别与传统的清井网工作，新开展的清井网工作共分三步进行：①停产停注井清理：将所辖单元所有小层的停产停注井清理出；②射开生产过该层的停产停注井清理：将射开生产过该层的停产停注井标明，并将停产前生产情况和关井原因备注；③未射开该层井清理；将未射开生产该层的井标明，为下步废弃井上返做好准备。通过井网的细致分类清理，注采对应关系一目了然，为有针对性的挖潜起到了很大的辅助作用。进一步完善注采井网，提高储量动用程度。①结合部附近井网完善：转注，补孔，扶停产停注井；②砂体边部井网完善：复射，补孔、酸化等。近年实施新井、转注、转抽、补孔、复射等油水井工作量48井次，注采对应率进一步提高，储量动用程度由治理前的91.9%提高到95.8%。
水驱砂岩油藏具有复杂的渗流系统，尽管我们对其注水压力、注水量进行过充分的论证，但在实际工作中，其对地下动态的影响，仍很难准确的把握，因此，在日常工作中，根据动态数据的变化，观察水井周围油井的含水上升情况，发现异常情况，及时分析，调整油水井工作制度，从而使油井生产趋于稳定。
4 结论及认识
随着开发时间的延长，油藏地下油水关系复杂，注采矛盾日益突出，油水并重，从强化水井治理入手，以开发需要为第一原则，做到管理矛盾标本兼治，才可以最大限度的提高单元开发管理水平。通过以上分析，取得了以下三点认识：
1.注有效水、注足水、注好水是后续水驱后期油藏控制自然递减、实现长效稳定开发的最有效的手段。后续水驱阶段开发，采取适当的调整措施，强化单元内剩余油认识，可以取得明显的增油效果。2.抓住注聚时机实施结合部注聚引效，也是稳定单元开发效果的有效手段之一。后续水驱阶段的调整工作应密切跟踪分析，时刻掌握单元的含水动态变化，结合动静态资料，及时调整。3.建议优选部分井区实施剩余油饱和度测井技术，为剩余油挖潜指明方向。
有水才有油，精细注采调整，是水驱油田实现稳产的保障。精细注采调整的宏观调整与微观调整相结合，主动调整和适时调整相结合，产液结构和注水结构相结合，从而合理的利用地层能量和保持良好的油水关系，保证单元稳定高效开发。