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2020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］。

2020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］。

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个，隔层发育稳定，采用两套层系开发，综合含水98.1 %，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，2020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122 t上升到155 t，综合含水由98.1 %下降到97.1 %。

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2～4 MPa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6 MPa以上。

渤南油田义7-2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 × 10-3 μm2，井距为230～300 m，压驱注入前井组亏空6.4 × 104 m3。2020年矿场实施压驱注水后，从注不进到日注入量达1 400 m3，两轮累计注水5.1 × 104 m3；地层破裂压力为63.3 MPa，折算井底注入压力为66.6 MPa；到2020年底，两口油井初步见效，其中一口井日产液量由3.5 t上升到9.3 t，日产油量由1.7 t上升到8.4 t。

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层，最大井斜62.3°，最高温度128 ℃，最长有效期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50 MPa，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，2020年单元日产油增加18.5 t，综合含水下降0.9 %。

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。

针对中国石化陆相沉积油藏高温（65～120 ℃）、高盐（3 000～100 000 mg/L）、高钙镁（100～2 000 mg/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［9-11］。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。

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150 mPa·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150～1 000 mPa·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。

2003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10.7 t上升到127 t，中心井区提高采收率18.0 %。先导试验成功后，2007年进行工业化推广应用，二元复合驱平均提高采收率9.3 %。

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。

2010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4.5 t最高上升到84.7 t，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 %。2016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2020年底，已提高采收率2.8 %。

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 ℃高温下老化180 d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91.89 mN/m，弹性模量为90.76 mN/m。2014年在双河油田Ⅶ油组上层系开展先导试验，到2020年底，日产油量由注入前的22.7 t上升到59.2 t，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。2018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2020年底，井口注入压力上升了5.0 MPa，2口油井初步见效，单井日产油增加2.0 t，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50 000 mg/L、钙镁离子浓度2 000 mg/L条件下，仍然具有较好的增粘性。2019年在江汉油田面一区开展单井试验，到2020年底，井口注入压力上升了2.4 MPa，两口生产井含水下降超过1 %，预计可提高采收率9.2 %。

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30 000～100 000 mg/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 × 10-3 μm2，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。

中国石化稠油油藏具有“深、稠、薄”的特点，到2020年底，整体处于吞吐轮次高（平均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。

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1+1>2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 × 10-3 μm2，地层脱气原油粘度为1 050 mPa·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。2019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2020年底，日产油量由7.6 t最高上升到23.7 t，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 %。

特超稠油原油粘度超过100 000 mPa·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200 t，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 × 104 mPa·s，应用HDCS技术，到2020年底，单井周期产油量由127 t提高到1 812 t，提高13.3倍，油汽比0.82。

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601块采用HDNS技术，2020年底单井日产液为24 t，单井日产油为8.7 t，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。

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（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。

孤岛油田中二北2010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2020年底，试验区日产油量由54.6 t最高上升到201 t，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 %。

针对埋藏更深（>2 000 m）、储层更薄（<2 m）、粘度更高（>500 000 mPa·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；在热力采油过程中添加催化剂和供氢剂，使稠油在地下发生催化裂解，改善稠油品质，提高产能和采收率。

针对中国陆相沉积油藏原油含蜡量高、混相能力差、非均质性强、气窜严重等特点，开展CO2驱室内实验、数值模拟、油藏工程、防窜封窜及注采工艺研究，形成了陆相油藏CO2驱油与埋存配套技术［16-21］。先后在江苏、华东、中原、胜利、东北等油田开展矿场试验，CO2驱已提高采收率1.2 %，预计最终提高采收率9.6 %。

以“角状、孤岛状、簇状”等剩余油类型为对象，研究了高含水对CO2产生的“屏蔽效应”。研究表明，高含水延缓了CO2与油相接触的时间，但是CO2仍然可以透过水膜与原油接触，油相溶解CO2后逐步膨胀，进而排驱水膜，导致水膜被突破。基于CO2“透水替油”机理认识，提出了“长效焖井+大段塞注入”的开发模式。

濮城油田沙河街组一段下亚段1998年综合含水达到98.4 %，采出程度50.0 %，进入水驱废弃阶段。2008年首先在濮1-1井组开展先导试验，设计2个大注入段塞。矿场注入后生产井普遍见效，平均井组日产油由1.6 t上升到12.6 t，最高达到15.9 t，已提高采收率5.5 %。为进一步提高CO2利用率，注气结束后，适时关井、焖井，3次关井日产油量均有不同程度提高。2010—2015年相继开展扩大试验（4个井组）和整体规模实施（13个井组），到2020年底，CO2阶段换油率0.25 t/t，预计最终提高采收率10 %。

低渗透油藏注气过程中，注采井间压差大，沿程压力分布呈现出混相、近混相、非混相等动态变化特征，这一过程难以用传统的混相驱或非混相驱理论描述。提出了非完全混相驱的理念，即在驱替中某一时刻，储层不同位置同时存在混相、近混相、非混相等多种状态；在整个驱替历史上，储层内某一点可能依次经历混相、近混相、非混相的转变。非完全混相驱的特征是在驱替过程中，动力学过程与热力学过程相互耦合、制约，共同决定了油藏的压力场、饱和度场、组分浓度场，使CO2与原油间的界面张力、混相状态、毛细管力、油气相密度和粘度等具有时变性和空变性。基于上述认识，提出了“高压低速注入”和“异井水-气交替注入”两种开发模式。

台南油田阜宁组三段2013年底实施水-气交替注入，气驱54个月，转注水11个月，到2020年底，日产油量由2.1 t最高上升到17.7 t，综合含水由78.6 %最低下降至37.6 %，CO2阶段换油率0.28 t/t。通过水-气交替，明显减弱了气窜，提高了日产油水平。

致密油藏基质致密，人工裂缝与天然裂缝交织，注入气沿着裂缝窜流，无法有效波及基质中的原油，其开发过程由裂缝与基质间的流体交换机制决定。建立高温高压在线核磁萃取扩散实验系统，研究了CO2驱过程中裂缝-基质间流体交换作用。研究表明，裂缝空间中的CO2通过扩散传质进入致密基质中，基质中原油溶解CO2后发生体积膨胀，排驱部分原油进入裂缝空间。同时，CO2具有萃取基质中原油饱和轻烃的能力，使得部分轻烃反向进入裂缝空间。基于上述认识，提出“异步周期注采”开发模式，充分利用CO2萃取和扩散作用，有效动用基质中原油。2014—2017年在金南油田1号块先后进行不同轮次的CO2吞吐，到2020年底，CO2阶段换油率1.26 t/t，井组已提高采收率3.1 %，预计提高采收率5 %以上。

设计CO2偏心配注工艺管柱、支撑补偿式自平衡分注管柱，实现了CO2分层注气。针对采油井腐蚀严重，气油比上升等问题，研发了插入式采油管柱、多功能采油管柱，采用防腐抽油泵+高效气锚、螺旋导流筛管+防气泵、过桥泵+长尾管等措施，有效提高泵效，延长了油井免修期。

研发了4种不同的采出气回收工艺：CO2产出气回收回注撬装注入技术、适用于中-低CO2含量的蒸馏与低温提馏耦合的回收分离技术、适用于高CO2含量的低温分馏脱碳技术、化学吸收脱碳技术。CO2捕集率大于80 %，纯度大于95 %。

围绕混相能力和波及效率两个核心问题，进一步改善CO2驱油效果，拓宽技术应用经济界限，推进低渗透油藏CO2驱油与埋存规模化应用。

围绕中国碳达峰碳中和目标，开展含油水层和咸水层的识别与描述，攻关主力油层与油-水过渡带同步开发、咸水层协同埋存等技术。

针对致密页岩油藏，开展地质-油藏-工程一体化技术攻关，形成甜点识别+压裂设计+驱吐结合的新型CO2压-注-采一体化技术体系。

1） 水驱重点攻关特高含水油藏剩余油精细描述与定量表征、注采流线优化技术、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） 化学驱探索适应超高温高盐油藏、中-低渗油藏的新型驱油剂和驱油体系。

3） 稠油针对薄层特超稠油研发廉价高效降粘剂，针对多轮次吞吐后油藏研发新型热复合驱油体系，并发展空气辅助热力驱和稠油地下改质技术。

4） CO2驱攻关主力油层与油-水过渡带同步开发、咸水层协同埋存、压裂设计+驱吐结合的新型CO2压-注-采一体化技术。