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中国石化东部老油田提高采收率技术进展及攻关方向
中国石化东部老油田以陆相沉积砂岩油藏为主，油田断裂系统复杂，储层非均质性较强，原油以中- - 高粘稠油为主。经过 50 多年的开发，到 2022 年底，总体处于高含水（90.5%）、高可采储量采出程度（86.6%）、高剩余可采储量采油速度（13.4%）阶段。针对不同类型油藏的特点和主要开发矛盾，探索了水驱精细调整、化学驱、稠油热采、CO2 驱等多种提高采收率技术，形成了不同类型油藏提高采收率技术系列［1-3］。
1 水驱提高采收率技术 2 2022 年底，中国石化 70% 左右的储量和产量贡献来自于水驱开发油田，注水开发油藏综合含水 93.1% ，采出程度 22.2% ，剩余可采储量采油速度 11.8% 。通过精细描述、精细调整和精细注采，系统开展分类治理，水驱开发效果持续改善，自然递减率降至 10%左右［4-8］。
1.1 精细油藏描述，局部注-采关系完善 针对不同类型油藏的主要开发矛盾，油藏精细描述的重点由单元整体系统描述转向重点方向及潜力描述，矿场调整重心由 整体调整向局部注- - 采关系完善转移。针对整装油田，描述重点是储层内部结构表征、高耗水层带识别、韵律层细分，剩余油潜力类型主要为薄差砂体、非主流线、非主力层、韵
律层和薄层，重点推广流场调整、井网调整+化学驱“2+3”组合调整及薄层、韵律层水平井调整技术；针对断块油田，描述重点是断棱及断面精细刻画、低序级断层描述及组合，剩余油潜力类型主要为低序级断层无井控制区、断棱控制构造高部位，重点推广极复杂断块多靶点井立体组合、复杂断块分区调控井网完善、窄屋脊断块人工边水驱等技术；针对低渗油田，描述重点是地应力与裂缝表征、微观孔隙结构，剩余油潜力类型主要为弱波及区，推广工艺适配井网（径向水射流）调整技术等。
孤岛油田西区北纵向上含油小层 9 9 个，隔层发育稳定，采用水 两套层系开发，综合含水 98.1%度 ，采出程度 52.3% 。针对井网形式长期不变、流线固定、上下层系井网交错、层系动用状况差异较大等问题，2022 年调整为上、下层系井网互换，充分利用老井，流线整体改变 40°，互换后位于原层系老水井附近的油井侧钻避开极端耗水带，通过大修下小套、侧钻等方式扶停套损、套坏井，完善注采井网。调整后降水增油效果明显，日产油量由 122t 上升到 155t，综合含水由 98.1%下降到 97.1%。
1.2 压驱注水 压驱注水技术突破了注水不能超过破裂压力的传统认识，通过超破裂压力2 2 ～ 4MPa 快速注入，形成裂缝，注入强度越大，地层改造程度越高。室内实验表明，压驱快速升压，增加了
新的渗流通道，促使注入水驱替更小的含油孔隙，从而提高波及系数及驱油效率，最终采收率可提高 5%～8%。特低渗油藏开发实践表明，地层压力系数 1.5 左右生产效果最好、压驱使油藏长期保持较高压力水平，生产压差可以提高 6MPa以上。
渤南油田义 7 7- -2 2 井组开展压驱注水试验，取得初步成果。该块平均渗透率为 2.16×10-3μm2，井距为 230～300m，压驱注入前井组亏空 6.4×104m3。2022 年矿场实施压驱注水后，从注不进到日注入量达 1400m3，两轮累计注水 5.1×104m3；地层破裂压力为 63.3MPa，折算井底注入压力为 66.6MPa；到 2022 年底，两口油井初步见效，其中一口井日产液量由3.5t 上升到 9.3t，日产油量由 1.7t 上升到 8.4t。
1.3 智能分注分采 有缆式智能分注实现了注水层位及水量的远程实时监测、实时调控，最高分层 6 6 层，最大井斜 62.3° ，最高温度 128℃ ，期 最长有效期 4 24 个月。智能分采形成了两种配套管柱：①一体式配套管柱，优点是改变座封方式，信号传输稳定，缺点是作业维护成本较高；②分体式配套管柱，优点是配产器独立下井，作业维护成本较低，工作压力可达 50MPa，耐温 120℃，最多层数 6 层，缺点是泵上管柱及配产器湿接稳定性待提升。
辛 151 断块地层倾角 10° ，地层能量强，水体倍数 150 以上。区块采出程度 57.8%、综合含水 97.7%，纵向合采连续生产
效益低。依托智能分采技术，油藏上、下层系不动管柱轮采轮休，2022 年单元日产油增加 18.5t，综合含水下降 0.9%。
1.4 水驱下步攻关方向 精细油藏描述方面，重点攻关特高含水油藏剩余油精细描述与定量表征、剩余油微观赋存及动用机制、侧积夹层精细建模和基于大数据的人工智能油藏精细表征技术等。
特高含水油藏进一步提高采收率方面，建立高水油比条件下的水驱开发技术理论，攻关适应不同类型油藏的注采流线优化技术、特高含水油藏深度调驱技术、剩余油二次富集高效开发技术、多介质复合辅助水驱开发技术等。
2 化学驱提高采收率技术 针对中国石化陆相沉积油藏高温（ 65 ～ 120℃ ）、高盐（ 3000 ～100000mg/L ）、高钙镁（ 100 ～ 2000mg/L ）和高度非均质性的特点，以及普遍进入高含水、高采出程度阶段、剩余油高度分散等难点，重点围绕抗温耐盐化学剂、剖面调整及液流转向、超低油水界面张力等问题，研发适合的化学驱油剂和驱油体系［9 9- - 11 ］。突破无碱条件下超低界面张力的难题，形成了二元复合驱配套技术并工业化推广；针对油藏深部堵驱和液流转向的难题，形成了非均相复合驱技术。先后在胜利、河南、江苏等油田开展矿场试验和工业化推广应用，化学驱平均提高采收率 6.3%，为东部老油田增产稳产发挥了重要作用。
2.1 二元复合驱 针对三元复合驱存在的结垢、产出液乳化等问题，胜利油田开展二元复合驱技术攻关。针对粘度小于 150mPa·s 的地层原油，提出“油剂相似富集、阴非加合增效、聚表抑制分离”的驱油剂加合增效理论认识，解决了在无碱条件下体系的界面张力超低问题；针对粘度在 150～1000mPa·s 的地层原油，提出“粘弹增阻扩波及、润湿渗透提效率”的高粘原油化学驱油理论认识，研发了适应高粘油藏的化学驱油体系。
2 2022 年在孤东油田七区西开展二元复合驱先导试验，区块综合含水由 98.2% 最低下降至 60.4% ，日产油水平由 t 10.7t 上到 升到 127t t率 ，中心井区提高采收率 18.0% 。先导试验成功后，2022 年进行工业化推广应用，二元复合驱平均提高采收率9.3%。
2.2 非均相复合驱 聚合物驱后油藏最终采收率一般可达到 40% ～ 50% ，仍有一半左右的剩余油滞留地下，但聚合物驱后油藏非均质性更加突出，剩余油分布更加零散，单一井网调整和现有化学驱方法提高采收率潜力有限。针对聚合物驱后油藏提出了“井网调整+非均相复合驱”提高采收率方法，设计“粘弹性颗粒驱油剂+表面活性剂+聚合物”固液共存的非均相复合驱油体系，利用粘弹性颗粒突出的剖面调整能力，协同二元驱超低界面张力带来的洗油能力和聚合物的加合增效作用，结合井
网调整改变流线，可大幅度提高聚合物驱后油藏原油采收率。
2 2022 年在孤岛油田中一区开展矿场先导试验，试验区日产油量由试验前的 t 4.5t 最高上升到 84.7t ，综合含水由 98.2% 下降到 80.0% ，已提高采收率 4.0% ，方案预测最终采收率达到63.6% 。2022 年在Ⅰ类、Ⅱ类聚合物驱后油藏进行工业化推广应用，方案预测平均提高采收率 7.4%，其中胜一区沙河街组二段 1—3 单元日产油量提高了 3.4 倍，综合含水下降了6.3%，到 2022 年底，已提高采收率 2.8%。
2.3 耐温耐盐抗钙镁体系 针对高温油藏（ 95℃ ）条件，在聚合物分子链上引入非离子基团、磺酸基团、羧酸基团、疏水基团等各种官能团，设计耐高温聚合物分子结构， 95℃化 高温下老化 d 180d 后，聚合物的粘度和模量基本不变，粘度保留率 93% 以上，粘弹模量为91.89mN/m为 ，弹性模量为 90.76mN/m 。2022 年在双河油田Ⅶ油组上层系开展先导试验，到 2022 年底，日产油量由注入前的 22.7t 上升到 59.2t，产油倍数 2.6，综合含水由注入前的 97.9%下降到 94.4%，预计提高采收率 9.3%。
在常规聚合物的基础上，引入耐温 抗盐单体 AMPS ，采用模板聚合法与丙烯酰胺和丙烯酸钠多元嵌段共聚，研发了耐温抗。
盐超高分多元共聚物。2022 年在东辛油田营 8 区块开展先导试验，矿场采用全密闭撬装注入设备，产出水配置母液、产出水稀释注入。到 2022 年底，井口注入压力上升了 5.0MPa，
2 口油井初步见效，单井日产油增加 2.0t，预计可提高采收率 6.8%。
改变高钙镁油藏必须加大聚合物浓度和分子量的思路，利用钙镁离子，一是使部分钙镁离子形成微晶，悬浮在驱油体系中，降低钙镁离子对聚合物溶液粘度的不利影响；二是利用钙镁离子将添加剂接枝到聚合物分子链上， 扩大聚合物分子水动力学半径。形成的悬浮微晶聚合物体系，在总矿化度50000mg/L、钙镁离子浓度 2000mg/L 条件下，仍然具有较好的增粘性。2022 年在江汉油田面一区开展单井试验，到 2022年底，井口注入压力上升了 2.4MPa，两口生产井含水下降超过 1%，预计可提高采收率 9.2%。
2.4 化学驱下步攻关方向 目前，中国石化 Ⅰ 类、 Ⅱ 类油藏聚合物驱及二元复合驱技术已经配套成熟，并大规模工业化应用，聚合物驱后非均相复合驱技术也已基本成熟。化学驱研究领域向更高温高盐、更稠、更低渗透、复杂小断块发展。
针对低渗透油 藏特点，探索油- - 水混溶驱油技术。混溶剂是既能溶于水相又能溶于油相的微极性化学剂，与烃类能达到一次接触混溶，并且在油相中的溶解度更高，这种独特特征使其适合增强注水提高低渗透油藏采收率。
针对超高温、高盐油藏（油藏温度 95 ～ 120℃ ，地层水矿化度 度 30000 ～ 100000mg/L ），探索温敏、盐敏型聚合物驱技术。
利用温敏、盐敏型聚合物溶液粘度随温度、矿化度升高而增加的特性，探索超高温、高盐油藏大幅度提高采收率技术。
针对特高温、中- - 低渗油藏，探索新型驱油剂和驱油体系。特高温、中-低渗油藏温度大于 95℃，空气渗透率小于100×10-3μm2，要求驱油剂和驱油体系同时具有良好的耐温性能和注入性能。
3 稠油热采提高采收率技术 中国石化稠油油藏具有 “ 深、稠、薄 ”到 的特点，到 2 2022 年底，整体处于吞吐轮次高（平均 5 6.5 轮次）、含水高（ 88% ）、采收率低（ 19.7% ）的阶段，单一热力采油面临蒸汽腔小、热损失大等技术难题［ 12- - 15 ］。在充分利用热能的基础上，提出复合应用降粘剂、驱油剂、泡沫剂、CO2、N2 等热化学技术思路。
3.1 低效稠油降粘复合驱 低效稠油降粘复合驱提高采收率的机理为：原位乳化降粘提高原油渗流能力，驱替相乳液增 粘扩大波及系数，复合协同调驱实现 2 1+12 。
的效果。金家油田金 8 块为强水敏稠油油藏，平均渗透率为 960×10-3μm2，地层脱气原油粘度为1050mPa·s，平均粘土矿物含量为 16.8%，天然能量、水驱、注蒸汽效果均较差。2022 年实施降粘复合驱，采用地层水配制降粘剂溶液，避免水敏。到 2022 年底，日产油量由 7.6t最高上升到 23.7t，日产油峰值增加到原来的 3.1 倍，综合
含水最低下降了 10 个百分点，预计提高采收率 6.1%。
3.2 深层特超稠油 HDCS 特超稠油原油粘度超过 100000mPa·s ，由于油稠、渗流 能力低，常规蒸汽吞吐注采困难，热波及范围小，周期产量小于200t ，周期油汽比小于 0.1 。利用 H（水平井）+D（降粘剂）+C（CO2）+S（蒸汽）协同增效：水平井扩大接触面积，提高注汽质量；降粘剂降低原油粘度，降低注汽压力；二氧化碳具有萃取、降粘、增能、隔热功能；蒸汽加热降粘，提高驱油效率。王庄油田郑411区块原油粘度达30×104mPa·s，应用 HDCS 技术，到 2022 年底，单井周期产油量由 127t 提高到 1812t，提高 13.3 倍，油汽比 0.82。
3.3 浅层超稠油 HDNS 浅薄层超稠油油藏热损失大，原油流 动性差，常规热采方式无经济效益。发挥 N2 的增能助排、保温隔热作用，形成了 H（水平井）+D（降粘剂）+N（N2）+S（蒸汽）复合开发技术。水平井为降低注汽压力、提高注汽质量和回采能力奠定基础，可以大幅度提高蒸汽的波及体积和泄油面积；蒸汽加热降粘，降低原油在储层中的流动阻力，改善渗流能力；油溶性复合降粘剂既具有油溶性降粘剂的特点，又具有乳化降粘的能力；氮气隔热降低井筒热损失，在油层顶部形成低热传导层，提高油层温度和热利用率，同时可有效提高油井排液能力。
春风油田排 1 601 块采用 S HDNS 技术，2 2022 年底单井日产液 为
24t为 ，单井日产油为 8.7t为 ，综合含水为 63.6% ，采油速度为4.5% ，油汽比为 0.57 。与直井蒸汽吞吐相比，周期平均单井日产油增加到原来的 4 倍，平均单井周期累积产油增加到原来的 10.2 倍，油汽比提高 0.2。
3.4 深层稠油化学蒸汽驱 针对深层稠油油藏蒸汽驱压力高、汽腔扩展困难、非均质性强、波及系数小的难题，提出了 S S （驱油剂）
+F （泡沫）
+N（ N2 ）
+S （高干度蒸汽）的化学蒸汽驱方法，揭示了 “ 蒸汽驱为基、泡沫剂辅调、驱油剂助驱、热剂协同增效 ” 的驱油机理。
北 孤岛油田中二北 2 2022 年底实施化学蒸汽驱，采用高干 度注汽技术，高干度注汽锅炉出口蒸汽干度达到 99% ，高效井筒隔热工艺确保井底蒸汽干度 ≥50% 。到 2022 年底，试验区日产油量由 54.6t 最高上升到 201t，综合含水由 92.4%最低下降到 82.9%，采出程度为 56.9%，相对蒸汽吞吐提高采收率21.6%。
3.5 稠油提高采收率技术攻关方向 针对埋藏更深（ 2000m ）、储层更薄（ 2m ）、粘度更高（ 500000mPa·s ）、渗透率更低的未动用稠油资源，探索有效开发技术。
针对单井产量低、油汽比低（ 0.22 ）、采收率低（ 20% ）、成本高的已动用稠油资源，探索大幅度提高采收率和高效开发
技术。对于薄层特超稠油，研发廉价高效的降粘剂，提高热能综合利用率，采用新能源制汽等，进一步降低开发成本；对于稠油多轮次吞吐后转蒸汽驱难的问题，研发新型热复合驱油体系，提高驱油效率。
发展空气辅助热力驱和稠油地下改质技术，通过蒸汽与空气及驱油剂的复合，生热增能，提高驱油效率；在热力采油过...
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