孤东油田自1994年开展聚合物工业性试验，1997年投入工业化应用以来，已经取得了显著的技术经济效果。截至到2005年12月底，已投入聚合物驱工业化区块8个，含油面积29.68km2，累积动用地质储量6748×104t，占孤东油田动用储量的27.8%，投入注聚井370口，累计注入聚合物干粉5.02×104t，累积增油234.7×108t，提高采收率4.84%。孤东油田以聚合物驱为主的三次采油技术经过先导试验、扩大试验、工业化推广应用，积累了丰富的矿场经验，形成了具有孤东特点的三次采油技术系列，规模逐渐扩大，年增油量和累计增油量迅速增加，年增油量由1995年的0.5×104t上升到2005年的33.7×104t，取得了显著的降水增油效果。目前日产油水平2200t，占孤东油田的近三分之一，三采区块产量在采油厂原油总产量中“三分天下有其一”，成为孤东老油田稳产的生力军和产量接替的重要阵地。
1 立足自主创新，集成聚合物驱技术
孤东油田以聚合物驱为主的三次采油技术发展的历史就是一部自主创新的历史，也是三次采油理论和实践不断创新的过程。自主创新，已成为不断提高三次采油规模和贡献率，实现三次采油持续发展的“引擎”。
随着聚合物驱矿场试验和工业化推广应用的逐步深入，并经过多年的创新实践，对聚合物驱技术有了更加深刻的认识，产生了新的做法，形成了成熟的配套技术。
1.1 采用高浓度大段塞注入方式
在国内外开展的聚合物驱提高采收率试验中，普遍做法是采用低浓度小段塞的聚合物驱技术，聚合物用量普遍低于200PV·mg/L左右，提高采收率幅度2～5个百分点。经过实践探索和研究，综合认识孤东油田高速高强度开发，面对高含水、高采出程度、高渗透率的矛盾，小段塞、低用量的聚合物驱不能够有效的封堵高渗透区域。在深入研究聚合物驱油藏适应性的基础上，孤东油田采用了高浓度、大段塞聚合物驱的新做法。
油藏数值模拟研究表明，随着聚合物用量的增加，提高采收率的幅度逐步增加，当用量大于400PV·mg/L以后，上升幅度逐步变缓（图1）。
聚合物用量从200PV·mg/L增加到600PV·mg/L时，采收率提高幅度增加6个百分点，进一步增加聚合物用量到720PV·mg/L，聚合物驱最终采收率仍可以再增加1.2个百分点，分析其投入情况，仍经济有效（图2）。
如七区中注聚区聚合物用量由原来设计的525PV·mg/L左右增加到625PV·mg/L，日产油峰值增加了124t。该区块连续17个月日产油保持在1050t以上，含水稳定在86.8%左右，比注聚前日产油527.8t增加了520t以上，累计增油达45×104t。在已完成的注聚区块中，聚合物用量较大的区块采收率提高幅度高于聚合物用量相对较小的区块。
1.2 建立完善的配套技术
聚合物驱技术涉及到注入参数和注入方式的优化、油藏数值模拟、聚合物的配制、注入、生产井方式、采出液的处理以及动态监测等多个环节，仅仅实现单向技术的突破，不形成配套技术就无法实现科研成果向生产力的转化，无法实现工业化的推广应用。为此，我们从地面工艺、油藏工程等各方面协同攻关，形成了具有孤东特点的聚合物配套技术。
1.2.1 优化聚合物配制站、注入站布局
由于三次采油开发方式具有集中配制、分散注入的特点，聚合物配制站必须在空间和时间上对几个区块提供共享服务，以提高综合利用率，由此带来了聚合物配制站、注入站的优化布局问题。从数学规划和系统工程的角度出发，应用网络流规划方法建立了存储模型和选址模型混合的优化布局模型，在给定各个区块生产时间和注聚井分布的条件下，结合现场实际情况，以投资最省为目的，优选出配制站个数、规模和位置，并绘出配制站与注聚站的服务网络图。以孤东六区注聚区为例，由于计划分批投注，原来考虑现在六区东南部先建一个配制母液能力可以满足64口注聚井的大配注站，二期工程投产后可以为另外两个注聚站供应母液，经过与胜利设计院结合，利用数学模型优化聚合物配制站、注入站布局，同时对规划对象进行了数值计算，改为一期工程7#配注站建设配制能力满足自身需要，二期工程建一个配注站和一个注入站，与原来人工规划结果对比表明，该布局模型不但可以避免设备阶段闲置，还可节约投资3%。
1.2.2 全过程动态分析，保证调整措施到位
聚合物驱阶段性强，具有强化采油的性质，与水驱相比开采时间短，调整余地小，调整难度大。针对聚合物驱特有的动态反映特点，把整个注聚区调整管理分为4个阶段：注聚前调整阶段、注聚前期高浓度段塞注入阶段、注聚中后期低浓度段塞注入阶段、后续注水阶段。
由于聚合物驱油阶段分为水驱空白、含水下降、含水稳定、含水回返四个阶段，聚合物驱与水驱在动态反应特征和开采时间上的明显不同，在聚合物驱油过程中不能利用以往已经形成的水驱开发模式进行管理，而是要围绕如何提高聚合物的利用率、提高聚合物驱油效果、达到最佳的经济效益来开展工作。在深入认识和掌握聚合物驱过程中的动态反映特征的基础上，根据不同阶段不同动态特征采取不同的分析方法，对注入井和油井单井动态分析、井组动态分析、区块动态趋势分析，之后确定出各个阶段存在的主要矛盾，逐一提出解决问题的方法，并落实解决。
1.2.3 提高聚合物溶液配制质量
为了提高聚合物配制的自动化控制程度，2000年对自动化控制系统进行了改造。自控系统各组成部分的功能各自独立，又相互适应联为一体。工业控制机作为中英控制单元通过串行通讯口，实现与溶解单元和熟化单元中的可编程逻辑控制器进行数据交换，实时监控各单元的运行状况。溶解装置、罐群装置由各自的控制器控制，由应答信号实现各装置之间的联系。采用大屏幕显示器作为实时监控界面，实现各控制点的动态显示、数据修改、故障诊断、自动报警，还可以查询历史事件记录、系统各主要部件累计运行时间、装置工艺流程图构成图等。
改进后的自控系统自2001年以来，先后在七区中注聚区、六区注聚区、二区注聚区现场应用，各部件、仪表、执行机构运行正常，再没有发生冒罐等技术事故，大大减少了系统停运时间，为正常注聚提供了技术保证。
1.2.4 简化、优化工艺流程，降低工程投资
孤东油田注聚初期，所有注聚站均按分散—熟化罐—转输泵—储罐—外输泵（喂入泵）—过滤器—注聚泵—静混器—注聚井固定的模式进行设计建设，但通过多年的运行试验，发现部分流程节点作用有限，而且增加了渗漏点，增大了聚合物溶液在输送、注入过程中的粘度损失。从2001年设计建设七区中注聚工程时开始，全部取消了储罐及转输泵，形成了无倒罐流程注聚工艺，同时，将站内单井混配装置由原来卧式安装改为立式安装，减少站房建筑面积。聚合物注入工艺流程的精简优化，大大降低了工程投资，使单井投资由原来的95万元左右减少目前的85万元左右，降低投资10%。同时，降低了管理节点和管理难度，提高了系统运行的稳定性。
1.3 实施分层注聚
孤东油田聚合物驱吸水剖面显示，在笼统注入方式下，高渗透层的相对吸入量远高于中、低渗透层，并且随着层间渗透率级差的增大，低渗透油层所占厚度比例的增加，笼统注聚合物的开采效果变差。聚合物溶液在高渗透层低效注入，低渗透层聚驱动用程度低，严重制约了聚合物驱的整体开发效果。应用分层注入技术，较好地解决了层间吸聚差异较大的问题，提高较差层段的注入强度，控制较好层段的注入量，进一步扩大波及体积，控制注聚后期综合含水的回升速度，改善区块的最终开发效果。在七区中注聚区中南部选取了部分注聚井实施分层注聚试验，共实施分层注聚井3口，措施后注聚正常，对应油井11口，见效9口，见效率81.8%，日增油能力达到9.4t/d，取得了较好的效果。
1.4 探索注聚新方法，形成新思路
1.4.1 探索“一井一制”注入法
针对注聚井的注入能力和地层的不同特点，采取不同的单井注入浓度（包括加交联剂）和段塞注入量（即PV·mg/L），及时进行调整，由于每口井的注入段塞均不相同，故把它称为“一井一制”注入法。“一井一制”注入法不仅解决了部分注聚井注入压力上升迅速指进的矛盾，而且低压井高浓度注入有效的封堵了高渗透带，减少了聚合物窜流，提高了驱替效率。
1.4.2 实施“斜向驱”，提高剩余油动用程度
孤东油田七区西Ng52+3南部和八区注聚区由于大孔道的存在，前期注聚开发虽然取得较好的增油效果，但与设计的增油指标还有较大差距。根据在大孔道验证中取得的启示，对有大孔道的地层进行了实施“斜向驱”的理论和实践的有益探索，通过改变聚合物驱油方向，使聚合物发生绕流提高驱油“盲区”即“死油区”的剩余
