水率最高的单元，水淹相当严重。通过对聚驱单元见效时间及见效率统计，注聚单元一般注人0．04PV
时开始陆续见效，见效率一般在85％ 以上，而双河油田Eh 2(5】聚驱后二元复合驱注入0．08PV 时，
第1口油井见效，在第2口油井注聚见效时已经注入0．15PV，截至2013年5月见效率才6O 9，6。所以
双河油田Eh 聚驱后二元复合驱与其他聚驱和复合驱相比，见效滞后、见效率低。
2．2．2 含水率降幅小
双河油田Eh 2(5)进行二元复合驱时，综合含水率已经达到98．6 ，采出程度高，是所有聚驱和复
合驱中基数(基数是指相比其他同类单元进行聚驱和复合驱时综合含水高、采出程度高，而剩余可采储
量低)最低的。截至2012年8月综合含水率97．6 ，通过对其他聚驱和复合驱单元含水率降幅统计对
比来看，该复合驱含水率降幅小，当注入约0．4PV时含水率降幅大一些，但含水率降幅最大也不超过
2个百分点。
2．2．3 增油倍数与增油量
通过对双河油田聚驱和复合驱单元的增油倍数进行统计，由于部分单元在进行三次采油之前，进行
了井网调整，液流发生改变，增油效果较好；没有经过井网调整的单元，增油效果相对较差，而双河油
田E 二元复合驱先导试验区，是在原聚驱井网不变的情况下，在采出程度高、含水率高的基础上，
增油倍数处于中等，说明双河油田E 聚驱后二元复合驱效果较好。
双河油田Eh；(5)聚驱后二元复合驱日产油由12．4t上升到最高值22．5t，产液量由1060．8t下降到
834．6t，动液面由793m下降到1187m。截止到2013年11月，采油井开井1O口， 日产油18．3t，综合
含水率97．9 ，阶段累计增油1．04×10 t。
2．2．4 中心井效果评价
双河油田Eh 聚驱后二元复合驱有2口中心井，控制地质储量50．1×10 t， 占总试验区的
54．9 。见效前中心井日产油2．2t，综合含水率99．2 ，2012年8月日产油4．9t，综合含水率
97．3 ， 日产油增加了2．7t，含水率下降了1．9个百分点， 中心井动液面由井口下降到950m，建立了
较好的流动阻力，中心井见效趋势好。截至2012年8月累计增油2390t，提高采收率0．48个百分点，
综合含水率最大降幅2．16个百分点，最大增油倍数2．18，最大产油倍数3．18，峰值产油倍数达3．3。
3 影响聚驱后复合驱效果的因素
3．1 试验区开采程度高，物质基础薄弱
双河油田Eh 从1977年投入开发已有30多年历史，平面上已大面积水淹。统计2008年12月
39口油井的动态数据，含水率基本在9O 以上，含水率在95 ～98 之间的生产井有15口，平均含
水率97．0 ；含水率高于98 的井有13口，油层平面已大面积水淹。1998年1月Eh 2 开始聚驱。聚
驱见到了明显的增油降水效果，主力层系开发程度高，截至2008年12月，Eh； ’的1小层采出程度达
到55．55 ，Eh 的3小层采出程度达到54．68 ，Eh 平均采出程度达到45 。从试验区单井采出
状况来看，截至2008年12月，试验区油井单井累计产油在2．5447×10 ～32．1383×10 t之间。
从剩余油饱和度分布可以看出，Eh；(5)剩余油饱和度比原始含油饱和度有了大幅度下降，试验

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