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中二北Ng3-4单元位于孤岛油田披覆背斜构造北翼，为一人为划分的开发单元，是胜利油田第一个实施注聚开发的稠油油藏，属于二类较差注聚区。
中二北Ng3-4实施注聚的有四方面不利条件，一是开发Ng3、Ng4两套层系9个小层，多层合采，层间差异大，非均质性更强。二是面积井网，采注井数比高，设计注入井55口，受效油井126口，馆3采用反七点法、馆4采用五点法面积井网注入。三是以曲流河的河道充填亚相和点砂坝沉积微相最为发育，平面、纵向渗透率变化大，Ng3、Ng4主力层渗透率变异系数分别高达0.85、1.2，突进系数在1.55以上，渗透率级差大于20，说明地层非均质性严重，高渗条带比较发育。四是原油物性具有“三高一低”的特征，即高密度、高粘度、高饱和压力、低凝固点，地面原油密度0.969～0.9923 g/cm3，地下原油粘度72-115mpa.s，地面原油粘度2500-5500mpa.s。
针对中二北Ng3-4非均质性、原油粘度、开发井网、发育高渗条带等特点，注聚初期预计累增油66.6万吨，提高采收率4.19%。后期通过不断的深化油藏地质特征、精细油藏描述、总结开发中的主要矛盾和动态变化规律，掌握聚合物驱的动态变化特征，采取有效解决方法与针对性措施，提高注聚开发效果，自2005年12月投入注聚以来，经历多次大型调整优化，注聚段塞由最初设计的585PV*mg/l延长到1900PV*mg/l，提高采收率增加到10.2%，提高了6.01%，处于高段塞注聚阶段，含水一直在谷底运行，仍然处于见效期，持续高效开发。
1延长段塞优化技术
1.1完善了延长段塞调整的“五个不停、五不停”原则。“五个不停”原则，即指注入段塞尺寸PV少、见聚浓度低的主流向不停；储层好、剩余饱和度高的主流向不停；处于见效初期、高峰期的主流向不停；注采对应好有见效希望的主流向不停；多层有层间接替的主流向不停。“五个停”原则，就是储层差、饱和度低的非主流向停；注入段塞尺寸PV大、见聚浓度高的主流向停；处于回返期、失效期措施效果差的井区停；注采对应差现工艺技术无法治理的非主流向停；单层无潜力的井区停。
1.2创新了效益优先原则。开展多项技术政策界限研究，按照不同驱油剂价格下延长段塞技术政策界限，制定经济界限图版，选择评价油价下井组吨聚增油经济界限值，制定延長界限，对吨聚增油低于界限值的低效井组，实施转后续水驱；吨聚增油接近于界限值的低效井组，通过降低注采强度、优化注入等治理，改善效果；局部见聚浓度较高的生产井，通过关井、控液、转流场改善开发效果；筛选出的转水驱及保留注聚井组尽量成片，以不干扰正常注聚开发为准。
数次调整以来，多以整体优化延长为主，其中选井组转后续水驱实施了两批，第一批优化了15口井，相隔五年之后，第二批继续实施8口井，保留延长注聚32口井，同时对效益边缘的7个井组，实施降配、降浓度，年节约干粉724吨，提高了注入质量，明显提高了吨聚增油，与不延长相比，延长注聚一年方案聚合物用量增加干粉3202吨，增加增油量4.9万吨，提高采收率到9.91%，内部收益率36.8%，基准平衡油价$36.6/bbl，评价效益好。
2流场识别及调整技术
2.1聚驱地下“流向”识别。为确保中二北化学驱项目见效效果，增加见效井和见效幅度，分析研究聚驱地下“流向”，实施优化流场重置，均衡注采，挖掘驱油“盲区”和非主流向的剩余油潜力，实现高段塞长效开发。
依据渗透率、孔隙度、采液强度、储层吸水状况、注采对应状况等流向成因，结合油水井开发动态变化特点，精细完善划分依据，建立了分井组注入产出计算模型，进行地下流向的分类，划分了聚驱异常主流向、聚驱正常主流向和聚驱非主流向，绘制出了聚驱各小层聚合物地下流向图。
2.2聚驱地下流场治理流程。按照绘制出的中二北注聚驱各小层聚合物地下流向示意图，根据地下流场的分部规律，分析异常的原因，从而制定相应的治理对策。
2.3转流场调整应用技术。中二北Ng3-4单元经历了13年注聚开发，注入管线老化腐蚀、结垢，加大了注入的剪切力，多年的油田产出水循环利用，水质也逐渐变差，从而降低了注入质量，因此，在分析地下流场规律的基础上首先对管线状况改善，同时配伍聚合物抑制降解剂，利用成熟微生物技术，实施增粘保粘配套工艺，水质得到改善，聚合物粘度明显上升，阻力系数得到了提高，从而提高了注入质量。
对注聚异常主流向，通过分析变化原因，对注入井加抑制降解剂提高注入粘度，对于产出井则采取控制采液强度，或补孔改采潜力层。
对注聚正常的主流向，通过分析风险变化的原因，依据地下流向对注入井差异优化聚合物注入浓度。对油压低的异常主流向注聚井，适当提高注入浓度，对油压高的非主流向注聚井适当降低注入浓度，提高段塞质量，调整地下流场。
对于注聚的非主流向，分析能否转流向生产、调整产液结构，促使液流转向。“控高疏低”，对异常主流向油井下调参数控液，对于堵塞、出砂的聚驱非主流向低液井主要采取大剂量地填、下绕丝高充等高强度防砂措施，正常主流向井主要采取维护措施保证正常生产。同时依据在多孔介质条件下，普通稠油与低渗透油藏相似，表现为拟塑性渗流特征，其渗流速度在低温下呈凹型曲线，随温度的升高接近线性的这一特点，对先期非主流向稠油井吞吐引效，扩大流向调整效果。
3实施效果
近两年来共实施流场转置118井次，累积增油2.19万吨。取得了明显增油效果，平均油井见聚浓度下降了300mg/L，目前控制在280mg/L附近，油井的见效率也由82%提高到目前的94.6%。
4认识结论
对方案跟踪调整、调剖、补孔等措施相结合，有利于扩大注聚波及体积，提高油井增油效果，控制区块油井见聚，提高了注聚质量。优化注采结构，及时的流场转置，有利于降本增效，进一步提高单元采收率。
中二北Ng3-4实施注聚的有四方面不利条件，一是开发Ng3、Ng4两套层系9个小层，多层合采，层间差异大，非均质性更强。二是面积井网，采注井数比高，设计注入井55口，受效油井126口，馆3采用反七点法、馆4采用五点法面积井网注入。三是以曲流河的河道充填亚相和点砂坝沉积微相最为发育，平面、纵向渗透率变化大，Ng3、Ng4主力层渗透率变异系数分别高达0.85、1.2，突进系数在1.55以上，渗透率级差大于20，说明地层非均质性严重，高渗条带比较发育。四是原油物性具有“三高一低”的特征，即高密度、高粘度、高饱和压力、低凝固点，地面原油密度0.969～0.9923 g/cm3，地下原油粘度72-115mpa.s，地面原油粘度2500-5500mpa.s。
针对中二北Ng3-4非均质性、原油粘度、开发井网、发育高渗条带等特点，注聚初期预计累增油66.6万吨，提高采收率4.19%。后期通过不断的深化油藏地质特征、精细油藏描述、总结开发中的主要矛盾和动态变化规律，掌握聚合物驱的动态变化特征，采取有效解决方法与针对性措施，提高注聚开发效果，自2005年12月投入注聚以来，经历多次大型调整优化，注聚段塞由最初设计的585PV*mg/l延长到1900PV*mg/l，提高采收率增加到10.2%，提高了6.01%，处于高段塞注聚阶段，含水一直在谷底运行，仍然处于见效期，持续高效开发。
1延长段塞优化技术
1.1完善了延长段塞调整的“五个不停、五不停”原则。“五个不停”原则，即指注入段塞尺寸PV少、见聚浓度低的主流向不停；储层好、剩余饱和度高的主流向不停；处于见效初期、高峰期的主流向不停；注采对应好有见效希望的主流向不停；多层有层间接替的主流向不停。“五个停”原则，就是储层差、饱和度低的非主流向停；注入段塞尺寸PV大、见聚浓度高的主流向停；处于回返期、失效期措施效果差的井区停；注采对应差现工艺技术无法治理的非主流向停；单层无潜力的井区停。
1.2创新了效益优先原则。开展多项技术政策界限研究，按照不同驱油剂价格下延长段塞技术政策界限，制定经济界限图版，选择评价油价下井组吨聚增油经济界限值，制定延長界限，对吨聚增油低于界限值的低效井组，实施转后续水驱；吨聚增油接近于界限值的低效井组，通过降低注采强度、优化注入等治理，改善效果；局部见聚浓度较高的生产井，通过关井、控液、转流场改善开发效果；筛选出的转水驱及保留注聚井组尽量成片，以不干扰正常注聚开发为准。
数次调整以来，多以整体优化延长为主，其中选井组转后续水驱实施了两批，第一批优化了15口井，相隔五年之后，第二批继续实施8口井，保留延长注聚32口井，同时对效益边缘的7个井组，实施降配、降浓度，年节约干粉724吨，提高了注入质量，明显提高了吨聚增油，与不延长相比，延长注聚一年方案聚合物用量增加干粉3202吨，增加增油量4.9万吨，提高采收率到9.91%，内部收益率36.8%，基准平衡油价$36.6/bbl，评价效益好。
2流场识别及调整技术
2.1聚驱地下“流向”识别。为确保中二北化学驱项目见效效果，增加见效井和见效幅度，分析研究聚驱地下“流向”，实施优化流场重置，均衡注采，挖掘驱油“盲区”和非主流向的剩余油潜力，实现高段塞长效开发。
依据渗透率、孔隙度、采液强度、储层吸水状况、注采对应状况等流向成因，结合油水井开发动态变化特点，精细完善划分依据，建立了分井组注入产出计算模型，进行地下流向的分类，划分了聚驱异常主流向、聚驱正常主流向和聚驱非主流向，绘制出了聚驱各小层聚合物地下流向图。
2.2聚驱地下流场治理流程。按照绘制出的中二北注聚驱各小层聚合物地下流向示意图，根据地下流场的分部规律，分析异常的原因，从而制定相应的治理对策。
2.3转流场调整应用技术。中二北Ng3-4单元经历了13年注聚开发，注入管线老化腐蚀、结垢，加大了注入的剪切力，多年的油田产出水循环利用，水质也逐渐变差，从而降低了注入质量，因此，在分析地下流场规律的基础上首先对管线状况改善，同时配伍聚合物抑制降解剂，利用成熟微生物技术，实施增粘保粘配套工艺，水质得到改善，聚合物粘度明显上升，阻力系数得到了提高，从而提高了注入质量。
对注聚异常主流向，通过分析变化原因，对注入井加抑制降解剂提高注入粘度，对于产出井则采取控制采液强度，或补孔改采潜力层。
对注聚正常的主流向，通过分析风险变化的原因，依据地下流向对注入井差异优化聚合物注入浓度。对油压低的异常主流向注聚井，适当提高注入浓度，对油压高的非主流向注聚井适当降低注入浓度，提高段塞质量，调整地下流场。
对于注聚的非主流向，分析能否转流向生产、调整产液结构，促使液流转向。“控高疏低”，对异常主流向油井下调参数控液，对于堵塞、出砂的聚驱非主流向低液井主要采取大剂量地填、下绕丝高充等高强度防砂措施，正常主流向井主要采取维护措施保证正常生产。同时依据在多孔介质条件下，普通稠油与低渗透油藏相似，表现为拟塑性渗流特征，其渗流速度在低温下呈凹型曲线，随温度的升高接近线性的这一特点，对先期非主流向稠油井吞吐引效，扩大流向调整效果。
3实施效果
近两年来共实施流场转置118井次，累积增油2.19万吨。取得了明显增油效果，平均油井见聚浓度下降了300mg/L，目前控制在280mg/L附近，油井的见效率也由82%提高到目前的94.6%。
4认识结论
对方案跟踪调整、调剖、补孔等措施相结合，有利于扩大注聚波及体积，提高油井增油效果，控制区块油井见聚，提高了注聚质量。优化注采结构，及时的流场转置，有利于降本增效，进一步提高单元采收率。