辽河油区三次采油技术应用研究

1油田概况

1.1油藏地质特征

辽河油区涵盖辽宁省及内蒙古自治区哲里木盟、赤峰市部分地区，域内发育35个大小不等的中、新生代盆地，盆地面积9.572×104 km2。其中辽河盆地是辽河油区勘探程度最高、获得油气储量与产量所占比例最大的盆地，其探明石油地质储量占全油区的96.6%，2001年产量占全油区的97.1%。

自新生代以来，辽河盆地沉积了一套巨厚的沙河街组、东营组碎屑沉积，成为辽河盆地的主力含油气层位，该套储层具有沉积速度快、旋回韵律多、岩性及厚度变化大的特点。根据新生代构造的基底性质，将辽河断陷盆地划分为七个一级构造单元，即西部凹陷、东部凹陷、大民屯凹陷、沈北凹陷、西部凸起、东部凸起和中央凸起（图1.1）。

辽河断陷盆地是以断块油田为主要特征的复式油气区，具有多断层、多种圈闭类型、多套含油层系、多种油品性质、多种储集类型的特点。

⑴断层发育、构造破碎

辽河断陷的断裂活动十分剧烈，断层多、规模大，以张性正断层为主，多期多组，平面上纵横交错，纵向上相互切割，断裂活动控制着构造的基本格局。根据断层的大小，分为四级，其中三级断层控制了二级构造带内断块区的形成，四级断层使三级断块区内油气水分布进一步复杂化，故四级断块是油田开发的基本单元。

如主力区块兴隆台、曙光、欢喜岭、牛居和青龙台油田共发育大小断层192条，形成大小不等、形态各异的168个含油断块。这五个油田构造形态可分为两种类型。一是兴隆台、牛居和青龙台油田属于被断层复杂化的背斜断块油田，二是曙光、欢喜岭属于在斜坡背景上形成由若干断鼻构造组成的断块油田。

1

⑵受沉积环境影响储集层类型差异较大

由于构造活动剧烈，沉降速度与沉积速度较快，其沉积特征主要是多条水流出山入湖，河流短促，砂体发育，纵向与平面岩性变化大，从而储层物性及孔隙结构特征均存在明显差异。

①深水浊积砂体（大凌河油层）：主要分布在欢喜岭油田，油层主要发育在中扇相，岩性为砾岩、砾状砂岩、含砾砂岩和砂岩，平均孔隙度23%，空气渗透率979×10-3μm2，多为泥质胶结，胶结类型以孔隙式为主，粘土矿物主要为高岭石，相对含量64.6%，其次为蒙脱石，相对含量为9.6%。油层润湿性为亲水性，砂体厚度平面虽然变化大，但分布范围较稳定。层内非均质明显，呈多个韵律迭加。孔隙结构具有细喉道，分选好，配位数低和高孔喉比的特点，平均孔隙半径5.17μm，主要流动孔喉半径平均为10.9μm，均质系数0.36，配位数2.36，孔喉比10.5。

②扇三角洲沉积砂体（杜家台油层、青龙台沙三油层、兴隆台油层和于楼油层）：主要分布在曙光油田、青龙台油田、兴隆台油田和欢喜岭油田，油层主要分布在分支河道、砂坝及分流间薄层砂中。储层主要为砂砾岩、砂岩和粉砂岩，孔隙度为16%～27%，空气渗透率为236～5726×10-3μm2，胶结类型以孔隙式为主，粘土矿物以高岭石为主，相对含量占35%～78%，油层润湿性为亲水性。不同砂体平面展布特征不同，但在250～350m井距情况下，连通系数一般在80%左右，层内由多个次一级的韵律段组成，层内非均质严重。孔隙类型各油层不同，曙光油田杜家台油层以高-中渗、大-中孔、细喉为主；欢喜岭油田兴隆台油层以高渗大孔中-粗喉为主；青龙台油田沙三油层以高渗大孔细喉为主。

③洪积平原相沉积砂体——马圈子油层：主要分布在牛居油田，主要为分流河道砂体。储层平均孔隙度23%，空气渗透率547×10-3μm2，岩石成分主要为石英、长石和火成岩。胶结类型以接触式为主。粘土矿物以高岭石为主，相对含量占84%。孔隙结构属中渗、大孔、细喉、不均匀型，具有高配

2

位数、高孔喉比的特点，平均孔隙半径117μm，平均喉道半径3.2μm，配位数3.4。储层非均质严重，平面上砂体呈条带状，宽不过百米，纵向上单砂层由多个韵律段组成，渗透率高低相差几十乃至上百倍。

⑶油藏类型多种多样

由于断层、构造和岩性的影响，形成复杂的油水分布状况，油气藏类型复杂多样。通常按油、气、水空间分布关系将辽河油气藏划分为三大类九种类型：

气藏类：包括透镜状气藏、边水层状气藏、底水块状气藏和边水（小油环）3种类型；

油藏类：包括纯油藏、边水层状油藏、底水块状油藏3种类型； 气顶油藏类：包括气顶油藏、层状边水气顶油藏和块状底水气顶油藏3种类型。

另外，按储集空间类型划分，辽河油区具有孔隙型、裂缝型和混合型三类，以孔隙型为主。

⑷原油性质存在明显差异

兴隆台、曙二区和牛居油田地面原油密度小，一般为0.84～0.9048g/cm3，500C时原油粘度为52～179.1mPa.s，并且地层原油粘度低，小于6mPa.s。曙三、四区、欢喜岭锦16块兴隆台油层、欢17块原油粘度大。由南向北密度增大，原油粘度增高。 1.2稀油、高凝油开发现状

辽河油区是一个以稀油、稠油、高凝油为主要开发对象的复式油气区。截止2001年底，辽河油区共探明35个油气田，累积探明含油面积1 017km2，探明石油地质储量21.381×108t。按区域划分：辽河盆地陆上共探明26个油气田，含油面积907.6 km2，石油地质储量为19.4607×108t；滩海共探明4个油田，含油面积62.4 km2，石油地质储量1.2679×108t；外围盆地共探明

3

5个油田，含油面积47.4 km2，石油地质储量6524×104t。

截止2001年底，稀油累计探明含油面积760.9km2，石油地质储量9.3539×108t，占全油田的43.7%，动用储量7.5626×108t，标定采收率26.1%，可采储量为1.9962×108t；高凝油累计探明含油面积164.4km2，石油地质储量1.8962×108t，占全油田的8.9%，动用1.5648×108t，标定采收率25.3%，可采储量0.3958×108t。稀油、高凝油合计探明石油地质储量11.3501×108t，动用储量9.4588×108t，可采储量2.392×108t。

目前辽河油区稀油、高凝油投产总井数6 906口，开井4 062口，日产油水平1.701×104t /d，年产油510×104t，平均单井日产油4.2t/d，采油速度0.54 %，综合含水78.6 %，累积产油1.6528×108t，采出程度18.28%，采出可采储量的68.82%，剩余可采储量采油速度5.79%，综合递减8.36%，自然递减19.92%。注水开发油田投注水井1161口，开井551口，日注水平43883m3，月注采比0.88，累积注水4.8437×108m3，累积注采比0.84。 1.3开发形势分析

1.3.1可供开发的优质后备储量不足，资源接替紧张

随着勘探程度的加深，勘探目标日趋复杂、品位变差，以“低、深、难、稠、小”为主，后备优质储量不足，储量动用率目前仅为40%，产能建设工作逐渐萎缩，产能建设无法弥补产量的递减（图1.2）。

储采平衡系数和剩余储采比总体上呈下降的趋势。“九五”期间储采平衡系数下降为0.85，2001年底已下降储采平衡系数到0.79，低于股份公司平均水平。剩余储采比进入“八五”以来，平均储采比已小于10，2001年下滑到8.37，油田处于稳产的临界限，再没有优质储量的有效接替，稳产形式十分严峻。

1.3.2总体上进入开发中后期，进一步调整余地小，效果变差

“九五”期间，由于新区没有实现勘探目标，而且探明储量品位越来越

4

差，从而使可动用储量资源逐渐减少。为保证规划指标的完成，强化老区开发力度，使老区负担进一步加大。

稀油主力区块多已经历3～4次细分层系和井网加密调整，平均井距只有100～200m，水驱控制程度高达85～95%，已进入“双高”开发期，剩余油分布零散，现开采方式下调整的余地越来越小，效果逐渐变差。“七五”到“九五”期间，每口调整井增加可采储量从1.8～2.0×104t下降到0.9×104t左右，单井初期日产油由13t/d降到7～8t/d，新井当年累产油从2100t下降到1472t（图1.3）。

1.3.3受井况恶化、措施工作量减少等因素影响，导致稀油老区产量整体下降

油藏开发进入“双高”期，挖潜难度进一步加大，造成措施工作量锐减，效果逐年变差，老区措施挖潜平均单井年增油从“七五”的769t降到“九五”的435t，2001年各类措施井仅有110井次，年增油4.7×104t，单井年增油仅为428t。

其次由于注水井井况恶化，水质、分注工艺不过关，使得油田注水效果变差，递减趋势加大。如锦16块，由于储层胶结疏松，长期强注强采，93口注水井中管外窜槽40口，加上部分井套管变形，导致注水效果逐年变差，2001年年产油37.5×104t，较2000年下降8×104t吨，综合递减15.2 %，自然递减20.1%。

1.3.4进一步发展仍有一定潜力

一是资源潜力，经过二次资源评价，按最终探明程度65～70%计算，辽河盆地陆上待探明储量尚有2.64～4.34×108t，“十五”期间预计探明储量2.45×108t（包括海上及外围），增加可采储量4900×104t。截止到2001年底，辽河油区稀油、高凝油已探明未动用储量有2.1227×108t，经过反复筛选评价，从中优选出5427×104t的储量在“十五”后四年动用，预计增加可采储量976.8×104t，其中2002年在建产能的储量有9个区块23×104t ，其余

5

16个块、3127×104t的储量安排在今后3年动用。

二是老区加密调整潜力，虽然稀油区整体调整的难度越来越大，但是经过全面综合分析研究，预计“十五”后三年还可在锦16、欢26等21个有潜力区块上可加密155口，增加可采储量122.7×104t，提高采收率0.18%。

三是三次采油潜力。在评价的5.2122×108 t地质储量中，共有3.7605×108 t地质储量适合进行三次采油，占72.1%。其中1.7396×108 t地质储量适合化学驱，比水驱采收率提高6.9%，增加可采储量1 206.1×104 t ；2.0209×108 t地质储量适合CO2混相驱，比水驱采收率提高14.5%，增加可采储量为2929.6×104 t。

2三次采油驱油机理及国内三次采油发展现状

对于稀油油藏，所说的三次采油方法为化学驱、CO2混相驱。化学驱包括聚合物驱、表面活性剂驱、碱驱以及它们任意复配的复合驱。目前又兴起了一些新的三次采油技术，如，分子膜驱等等。 2.1 化学驱 2.1.1 聚合物驱

聚合物驱是一种把水溶性聚合物加入到注入水中以增加注入水的粘度、改善流度比，扩大注入波及体积进而提高最终采收率的方法。 2.1.2 表面活性剂驱

表面活性剂驱可分为活性水驱、乳化液驱、泡沫驱、胶束驱和低界面张力驱。其中胶束/聚合物驱应用最广泛。它可分为两种，一种是表面活性剂浓度较低（<2%）、注入段塞大（15%～60%孔隙体积）的稀体系法，它是通过降低油水界面张力到超低程度（小于10-2 mN/m）使残余油流动；另一种是表面活性剂浓度较高（5%～8%）、注入段塞较小（3%～20%孔隙体积）的浓体系法，它是通过混溶、增溶油和水形成中相微乳液，它与油、水都形成超低张力，

6

而使残余油流动。 2.1.3 碱水驱

对于原油中含有较多有机酸的油层可以注入浓度为0.05%～4%的NaOH、Na2CO3或Na4SiO4等碱性水溶液，在油层内和这些有机酸生成表面活性剂的方法称为碱水驱。单纯碱水驱的采油是靠降低油水界面张力，产生润湿性翻转、乳化捕集、乳化夹带、自发乳化和聚并以及硬膜溶解等机理采出残余油。 2.1.4 复合驱

2.1.4.1碱／聚合物二元复合驱

碱／聚合物二元复合驱就是在碱水溶液中加入高分子聚合物，提高碱水溶液的粘度，改善不利的流度比，使碱液与原油有更多的接触机会，在提高扫及效率的同时提高驱油效率。

2.1.4.2碱／表面活性剂／聚合物三元复合驱

对于酸值较低的原油，比如小于0.1 mgKOH/g油可以采用碱／表面活性剂／聚合物三元复合驱。加入少量表面活性剂的目的是可以把产生低界面张力的碱浓度大幅度展宽，以抵消碱耗使碱浓度难于控制的缺点，同时天然表面活性剂与外加表面活性剂之间也可以产生协同效应，因而可使所要求的酸值范围降低。碱的加入可以明显减少活性剂在岩石表面上的吸附。 2.2 混相驱

所谓混相就是指两种流体可以完全相互溶解，因此，两种流体之间的界面张力等于零，不存在明显的界面，即不存在毛管压力。当注入气体与原油混相时可达到最佳驱油效果。 2.3 分子膜驱

分子膜驱是以水溶液为传递介质，分子膜驱剂分子依靠静电相互作用成为膜动力，膜驱剂有效分子沉积在呈负电性的岩石表面，形成纳米级分子超

7

薄膜，改变了储层表面的性质和与原油的相互作用状态，使得注入流体在冲刷孔隙过程中，原油易于剥落和流动而被驱替液驱替出来，达到提高采收率的目的。

各种方法适用标准见表2.1。

表2.1 化学驱及CO2混相驱适用标准（1984年NPC标准）

化学驱 参数 原油密度 地下原油粘度 深度 油层厚度 油层温度 孔隙度 平均渗透率 传导系数 油层压力 地层水矿化度 岩石类型 2-3单位 聚合物 g/cm mpa·s m m ℃ 10μm μm·m/ mpa·s Mpa mg/L 23CO2混相驱 表面活性剂 — <40 — — <93 — >40 — — <100000 砂岩 碱 >0.8762 <90 — — <93 — >20 — — <100000 砂岩 <0.9042 — — — — — — — ≥最低混相压力 — 砂岩和碳酸盐岩 — 5~100 — — <93 — >20 — — <100000 砂岩和碳酸盐岩 注：“—”为不受限制。

2.4国内三次采油发展现状

2.4.1大庆油田 2.4.1.1整体概况

大庆油田早在1970年就开始了聚合物驱油的室内和现场试验，已经积累了关于聚合物驱油机理、油藏条件筛选、油藏数值模拟、聚合物驱油方案编制、动态监测等十分丰富的经验。

自1996年聚合物驱技术在油田推广以来，工业化区块以达到了14个，

8

动用面积为143.44km2，地质储量为2.569×108t，总井数为2368口，其中注入井1094口，生产井1274口。建立聚合物配注站8座，配注聚合物干粉能力达到9.5×104t；建立聚合物注入站67座，注入聚合物干粉能力达到6×104t以上。

从年度开发效果看，从1996年至1998年，聚合物驱的年产量每年增加近300×104t，到2000年，年产油量达到了900×104t，占油田总产油量的六分之一。

从油田总的聚合物驱开发效果看，截止到2000年底，聚合物驱工业化区块累积注聚合物干粉21.26×104t，累积生产原油3107.3×104t，加上三次采油试验，累积注聚合物干粉23.23×104t，累积生产原油3431.8×104t。因此，聚合物驱已成为大庆油田减缓油田产量递减不可缺少的重要支柱技术。 2.4.1.2首次聚合物驱油工业矿场试验所取得的成果及其经验

大庆油田在 “八五”期间开展了北一区断西聚合物驱油工业性试验，该试验是继中西区部小面积（每个试验井组面积小于0.1km2）、单井组（一口中心井）、小井距（井距106m）先导试验之后，开辟的较大面积（面积3.13km2）、多井组（共有16口中心井）和较大井距（油水井井距250m）的第一个工业性生产试验，其规模当时不但在中国是最大的，而且在世界上也是屈指可数的。试验从1990年开始准备，至1998年结束，历时9年。目前对聚合物驱油技术，从地质方案设计、聚合物原料筛选、室内数学和物理模型、合理注入段塞及速度研究、注入工艺流程设计和聚合物驱全过程的动态反映规律研究、采油工艺措施等全方位地进行了系统攻关，使聚合物驱油技术日趋完善，为大庆油田“九五”及以后的聚合物驱油总体规划，提供了重要的科学依据。

试验区选择在北一区断西葡Ⅱ-4层，它属于喇嘛甸——萨西河流系统的多段多韵律油层，是“八五”期间聚合物驱油规划地区（北一断西、北二西、北三西、喇南块）具有代表性的油层，在适合聚合物驱的正韵律、多段多韵律、复合韵律三类油层中，多段多韵律油层在北一区以北地区的储量占70%

9

以上，聚合物驱效果居中，目前这类油层含水已达90%，产量递减比较严重，如这类油层采用聚合物驱油能够取得较好效果，那么，油田北区推广聚合物驱油后，对今后弥补油田产量递减将会起到重要作用。

同时，葡Ⅱ-4层聚合物驱油结束后，可上返至上部萨尔图油层开展聚合物驱油。这样一来，可将加密井单井增加可采储量的幅度提高一倍左右。而且实施方便，同时也可提高聚合物注入设备的利用率。

北一区断西葡Ⅱ-4层，为大面积分布的多段多韵律油层，面积为15km2，有效厚度12.1m。葡Ⅱ-4层上部的萨尔图油层，有两套油层的面积大于9km2以上，有效厚度大于10米，因此萨尔图油层再组合一套10m以上聚合物驱油层系是完全可能的。

在该区选择大约1/4的面积进行聚合物驱工业性矿场试验，面积3.13km2，地质储量632×104t，孔隙体积1086×104m3。地层水矿化度2000～4000mg/L、油层温度45℃左右、原油粘度8～10mpa.s，为低矿化度、低地温、低粘度长期注水开发的非均质砂岩油田。

试验前，该块水驱开发27年，综合含水87.5%，采出程度29.5%，已采出水驱可采储量的58.3%。

试验采用250米井距正方形井网五点法进行注采部署，试验控制含油面积3.1km2，地质储量500×104t，共有油水井61口，其中生产井36口，注入井25口。预测该块通过聚合物驱油试验可提高采收率10%，每吨聚合物可增油150t。

试验于1993年1月正式注入，到1997年4月完成全部设计注入量。1997年4月后开始转入后续水驱，到1998年10月整个试验结束，试验历时5年8个月。共注聚合物溶液812.3×104m3，占地下孔隙体积的74.8%，有效聚合物6424.56t，平均注入浓度791mg/L。

注聚合物6个月后，试验区油井陆续见效。效果最佳时全区日产油量由水驱时的651t上升到1357t，含水由90.7%下降到73.9%，日增油706t/d ,

10

平均单井日增油18.6t/d，含水下降了16.8%。中心井日产油量由290t/d上升到676t/d，含水由90.6%下降到70.6%，日增油386t/d，平均单井日增油23t/d，含水下降了20%。北一断西聚合物驱油最终吨聚合物增油123t，提高采收率12.89%。 2.4.2胜利油田

胜利油田自70年代初开始三次采油室内试验研究工作，积累了丰富的室内试验研究经验，类似大庆油田形成了集油藏工程、数值模拟、驱油体系筛选、现场实施与监测等于一体的专业化队伍——采收率所。

1992年，孤岛油田中一区Ng3的聚合物驱矿场先导试验，取得了显著的降水增油效果，揭开了胜利油田三次采油的新纪元。

1994、1995年开展了孤岛、孤东两个聚合物扩大试验区。之后，聚合物驱规模迅速扩大。1997年在孤岛中一区Ng4、孤岛西区、孤东八区相继投产。1998年又先后投产孤岛中2南、中2中、孤东七区、胜坨油田一区和孤东二区等单元。经过短短的几年，胜利油区聚合物驱动用储量迅速增加。截止1999年，已累积动用地质储量1.0883×108t，各单元均已见到降水增油效果。

复合驱于1992年在孤东小井距进行先导试验；1997年在孤岛西区进行了扩大试验，并已见到明显的降水增油的效果。

石油磺酸盐驱正在进行之中，准备在孤岛、孤东、胜坨油田进行试验。 目前，胜利油田通过三次采油年增油达120×104t。 2.4.3辽河油田

“八五”以来，辽河油田三次采油从室内实验研究阶段步入了现场实施阶段，先后开展了聚合物驱、碱／聚合物二元复合驱先导试验、弱凝胶深部调驱试验以及分子膜驱试验，目前已形成了包括室内实验、方案设计及试验实施与跟踪评价等完善配套的三次采油技术，培养出一批可以独立承担并完成三次采油研究的专业技术队伍。先导试验比水驱提高采收率9.0%～13.3%，证明了三次采油可以作为辽河油区提高采收率的有效手段。由于受成本制约，

11

“九五”期间没能如期开展聚合物驱及二元驱工业化推广试验，目前从规模上无法与大庆及胜利油田相比。

3辽河油田三次采油技术应用现状及其取得的成果 3.1先导试验与工业化应用情况及经验教训 3.1.1锦16块东部聚合物驱先导试验 3.1.1.1试验区简况

锦16块位于辽河断陷盆地西部斜坡欢喜岭油田的中部。锦16块东部聚合物驱先导试验区含油面积0.9 km2，地质储量442×104 t。开发层位为兴隆台油层的Ⅱ1-4层。油藏类型为厚层复合型边(底)水油藏，油水界面在-1 460 m，地层温度为56℃，地层压力13.0 MPa。

储层为河口坝亚相沉积。油层平均渗透率为908×10-3 μm2，孔隙度为28.5%，原始含油饱和度为0.77。原油粘度高，地层油粘度为17.4 mPa·s。地层水粘度0.56 mPa·s，油水粘度比31.07。地层水矿化度2425.4mg/l，水型NaHCO3。

注聚合物前（1992年9月），有采油井10口，日产油149 t/d，日产水1 006m3/d，综合含水87.1%，采出程度30.1%；注水井10口，日注水1 477 m3/d，累积注采比1.6。预测水驱采收率39%。 3.1.1.2试验方案设计

试验方案设计共有3口注聚井，采油井10口，注水井7口，井距200～400 m，平均260 m（图3.1）。聚合物驱试验控制含油面积0.37km2，控制原油地质储量208.4×104 t。聚合物驱配方为500～1250ppm US3530三级段塞注入，段塞尺寸为0.233Pv，其中前缘段塞占20%（浓度为1250 ppm），主段塞占50%（浓度为1000 ppm），后续段塞占30%（浓度为500ppm），注入聚合物干粉776.7吨。方案预测该块通过聚合物驱提高采收率8.6%。 3.1.1.3试验实施情况

12

试验从1993年3月开始，采取三级段塞注入，到1997年7月结束。注入时间1 591天，三口注剂井累注聚合物干粉879.06 t，累注溶液87.276 l×104 m3，段塞体积0.233 9 Pv（表3.1）。

表3.1 锦16块聚合物驱先导试验实际注入情况表

段塞 项目 Ⅰ 93.3.1～93.11.5 157.3 10.6794 1473 0.0286 Ⅱ 93.11.6～95.11.6 356.61 33.0725 1078 0.0886 Ⅲ 95.11.7～97.7.8 365.15 43.5242 839 0.1167 合计 93.3.1～97.7.8 879.06 87.2761 1007 0.2339 注入起止时间(年月) 干粉量（吨） 溶液量（×10m） 平均浓度（ppm） 段塞体积（PV） 433.1.1.4试验效果分析

锦16块东部聚合物驱见到了明显的试验效果，主要表现在以下几个方面： ①形成了原油富集带

试验中对部分采油井进行了不同时期的碳氧比测试，从测试结果中反映出，随着注入段塞的增大，部分油层的含水饱和度降低，即说明了原油饱和度增加，原油富集带形成（表3.2）。

②中心井产量上升，含水下降，试验效果显著

处于三口注聚井中心位置的欢23－04井，日产油由试验前的2～3 t/d最高上升到45 t/d以上，含水由97%下降到83%（图3.2）。

③从1993年3月开始注入到1997年7月结束，试验共历时4年又4个月。试验阶段累计增产原油6.89万吨，试验阶段提高阶段采出程度3.31％,预测到含水98%时，该块通过聚合物驱油试验，提高采收率7.9%（图3.3）。

13

表3.2 丙1－115井碳氧比测试解释含水饱和度表

油层组 水饱和度%) 层号 92年11月 93年12月 95年3月 Ⅱ1 29 30 31 32 33 34 35 36 37 81.73 97.43 82.68 94.48 69.35 95.61 98.04 90.76 81.97 98.42 100.00 85.20 94.73 100.00 100.00 91.56 97.30 100.00 95.55 80.82 66.22 84.37 94.70 94.14 100.00 87.18 93.96 Ⅱ2 Ⅱ3 Ⅱ4 Ⅱ5 3.1.1.5经济评价

经核实，锦16块聚合物驱先导试验投资3830.5万元。1991-2001年操作成本及原油价格见表3.3。当时聚合物价格20000元/吨。

表3.3 基础参数表（实际）

年份 油价（元/吨） 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 201 201 201 684 684 755 875 773 945 1418 1293 操作成本（元/吨） 114.3 114.3 152.7 174.6 235.7 167.3 174.1 183.9 200.5 229.0 184.0 采用增量法对锦16块聚合物驱试验进行经济评价。评价结果为：增量内部收益率12.6%、增量财务净现值56.2万元（表3.4）。因三次采油投资为专项投资（资金来源由科技处专项拨款），投资从管理费中进财务损益，故在此没有计算投资回收期。

为今后辽河油田三次采油试验决策提供依据，本次根据锦16块聚合物驱实际发生的投资和取得的开发效果，应用目前操作成本和注入剂价格，在现行油价下对该块聚合物驱试验进行了经济评价。投资仍为实际投资，为3830.5万元，操作成本、油价、聚合物价格按目前现有价格，分别为220元/吨、 1142元/吨、 13000元/吨，评价结果为：增量内部收益率16.88%、增量财务净现值492.7万元（表3.5）。

14

表3.4 锦16块三次采油增量现金流量表（实际） 序号 1 2 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 3 项 目 增量现金流入 增量销售收入 回收余值及流资 增量现金流出 固定资产投资 增量流动资金 增量经营成本 增量销售费用 增量管理费用 增量税金 增量净现金流量 建设期及生产期 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 合计 -132 253 1829 2620 2580 1366 1982 3342 1830 15669 -132 253 1829 2620 2580 1366 1982 3342 1616 15456 28 -1 9 13 13 7 10 17 214 8 214 214 77 4568 811 705 2037 2044 1855 886 1235 1928 963 13197 44 132 1 9 114 291 820 854 702 278 359 461 197 4076 697 754 881 192 163 98 116 131 69 -28 -385 195 976 977 503 749 1319 688 4995 -943 -452 -208 576 724 480 748 1414 866 2472 -671 -287 -118 292 328 194 270 455 249 56 56 4 增量累计净现金流量 5 增量折现净现金流量 6 增量累折净现金流量 -1676 -2128 -2336 -1760 -1036 -556 192 1606 2472 2472 -1326 -1613 -1731 -1439 -1112 -918 -648 -193 56 表3.5 锦16块三次采油增量现金流量表（预测） 序号 1 2 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 3 项 目 增量现金流入 增量销售收入 回收余值及流资 增量现金流出 固定资产投资 增量流动资金 增量经营成本 增量销售费用 增量管理费用 增量税金 建设期及生产期 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 合计 -749 422 3054 3962 3366 2018 2395 2691 1668 18828 -749 422 3054 3962 3366 2018 2395 2691 1427 18587 12 -4 17 10 12 13 241 7 69 241 0 241 4220 93 4733 6094 3447 243 1038 2755 2791 2285 1229 1454 1626 921 15381 56 118 54 2 15 20 519 519 50 274 746 963 782 332 394 443 235 730 787 914 192 163 98 116 131 766 766 -247 -247 -545 -80 961 1562 1322 789 931 1038 609 增量净现金流量 -519 -519 -992 -616 299 1171 1082 788 942 1066 747 4 增量累计净现金流量 -519 -1038 -2030 -2646 -2348 -1177 -95 693 1635 2700 3447 3447 5 增量折现净现金流量 -464 -414 -706 -392 170 593 489 318 340 343 215 493 6 增量累折净现金流量 -464 -878 -1583 -1975 -1805 -1212 -723 -405 -65 278 493 493 对比锦16块聚合物驱先导试验方案、实际实施情况、根据实际实施情况按目前操作成本和油价下的经济评价三个方案对比，结果表明，由于方案预测的开发指标较高，在化学剂成本较高的情况下，还获得较高的经济效益；

15

而实际实施时，由于聚合物溶液粘度损失在70％以上，实际开发效果没有达到方案设计指标，在当时化学剂成本高、油价较低的情况下，经济效益较差；随着化学剂成本的降低、油价的上升，聚合物驱获得了较高的效益。详见表3.6。

表3.6 锦16块聚合物驱经济评价结果对比表 方案预测 实际情况 投资 操作成本聚合物价格油价 提高采收率 （万元） （元／吨） （元／吨） （元／吨） （％） 2160 3830.5 175.5 220 25000 20000 13000 519 730 1142 8.62 7.9 7.9 内部收益率（％） 12.6 16.9 增加财务净现值（万元） 3405 56.2 492.7 实际情况预测 3830.5 3.1.2兴28块碱／聚合物二元复合驱先导试验 3.1.2.1试验区简况

兴28块位于辽宁省盘锦市兴隆台区南1.5 km2，构造上位于辽河断陷盆地西部东斜坡带的中部兴隆台油田兴1断块区。兴28块二元复合驱试验目的层为于楼油层Ⅳ号层。含油面积为2.05 km2，原油地质储量为96×104 t。油藏类型为气顶边水油藏，埋藏深度-1 650～-1 730 m。地层温度为56.6℃。

储层为河流入湖时形成的三角洲前缘和前三角洲沉积。储集层物性较好，为高孔隙、高渗透。孔隙度平均为26％，渗透率平均为2 063×10-3 μm2。地层油粘度为6.3mPa·s，地层水矿化度3112mg/l，水型NaHCO3。

兴28块二元复合驱试验前共有8口井，开井4口，日产油水平10.1 t/d，综合含水96.1%，累计产油44.71×104 t，采出程度46.58%。预测水驱采收率为50%。

3.1.2.2试验方案设计

兴28块二元复合驱试验共部署注剂井3口，中心观察井1口（兴1―7井），外围观察井4口以及外围注水井3口（图3.4）。二元驱试验控制含油面积0.185km2，控制原油地质储量19.4×104 t。碱／聚合物驱配方体系采用1 000 ppm英联胶1175A+2.0%Na2CO3，段塞尺寸为0.35Pv，注入方式为碱与

16

聚合物混配溶液连续注入。设计注入时间378天，注入碱干粉1 625.4t，注入聚合物干粉81.4 t。方案预测该块通过碱/聚合物二元驱提高采收率7.13%。 3.1.2.3试验实施情况

兴28块二元复合驱试验1994年8月开始空白试验，1995年1月开始注碱／聚合物进行二元复合驱油，1997年2月10日注完方案设计的碱／聚合物注入量，转入正常水驱。三口注剂井累计注碱干粉1 673.39 t；累计注聚合物干粉106.34 t。 3.1.2.4试验效果分析

兴28块经过2年又2个月碱／聚合物二元驱现场试验，取得了一定的成效，主要表现在以下几个方面：

① 注剂井吸水剖面明显改善，相对吸水量趋于平衡（表3.7）

表3.7 注剂井吸水剖面测试结果

Ⅳ2 井号 测试日期 94.11.3 95.3.6 95.6.1 94.11.2 95.3.15 96.5.3 96.9.9 94.11.2 95.3.15 95.6.6 96.5.3 96.9.9 厚度(m) 5.8 相对吸水量(%) 67.06 7.27 30.13 100 85.99 68.37 72.28 39.12 19.33 Ⅵ3 厚度(m) 2.0 相对吸水量(%) 32.94 92.73 69.65 14.01 31.63 27.72 60.88 80.67 100.00 100.00 100.00 备注 96.8调剖后 96.8调剖后 兴1－6 兴检1－06 4.2 5.8 兴更1－2 3.6 4.4 ② 注剂井注入压力和试验区地层压力普遍上升（表3.8） ③单井日产油上升，含水下降

中心观察井兴1－7井日产油由试验前的1.6 t/d增至最高14.5 t/d，含水由试验前的98.1%最低下降到85.6%（图3.5），外围观察井兴191井日产油由试验前的3.3 t/d增至最高14.7 t/d，含水由试验前的93%最低下降到

17

72.9%（图3.6）。

表3.8 注入压力和注入量变化情况

复合驱前 井号 泵压 兴1-6 兴1-06 兴更1-2 8.7 8.7 8.7 油压 7.1 0 7.0 套压 1.2 0 6.7 注入量 泵压 69.0 115.0 68.0 11.0 11.0 11.0 油压 套压 9.0 9.0 9.3 7.5 7.5 7.5 注入量 44.8 81.4 46.8 复合驱后 ④试验阶段累计增产原油15 517 t，提高阶段采出程度8.0%。预测到含水98%时，该块通过二元驱试验，提高采收率13.5%，超过了方案设计指标（图3.7）。

3.1.2.5经济评价

经核实，兴28块碱／聚合物二元复合驱先导试验投资100万元。1991-2001年操作成本及原油价格见表3.9。当时聚合物价格20000元/吨，碱的价格1500元/吨。

表3.9 基础参数表

年份 油价（元/吨） 操作成本（元/吨） 1994 684 174.56 1995 684 233.64 1996 755 232.79 1997 875 292 1998 1999 773 945 2000 1418 312.6 292.75 291 采用增量法对兴28块碱／聚合物二元复合驱先导试验进行经济评价。评价结果为：增量内部收益率-0.66%、增量财务净现值-57.7万元（表3.10）。因三次采油投资为专项投资（资金来源由科技处专项拨款），投资从管理费中进财务损益，故在此没有计算投资回收期。

为今后辽河油田三次采油试验决策提供依据，本次根据兴28块碱／聚合物二元驱实际发生的投资和取得的开发效果，应用目前操作成本和注入剂价格，在现行油价下对该块碱／聚合物二元复合驱试验进行了经济评价。投资仍为实际投资，为100万元，操作成本、油价、聚合物价格、碱价格按目前

18

现有价格，分别为320元/吨、 1142元/吨、 13000元/吨、1200元/吨，评价结果为：增量内部收益率13.88%、增量财务净现值10.1万元（表3.11）

表3.10 兴28块三次采油增量现金流量表（实际） 建设期及生产期 项 目 1994 1995 1996 1997 1998 1999 增量现金流入 -104 214 324 376 200 174 增量现金流出 -50 338 336 365 128 100 固定资产投资 增量流动资金 0 54 6 5 增量经营成本 -26 217 240 262 65 41 增量销售费用 -1 1 2 2 1 1 增量管理费用 -3 29 32 32 27 29 增量税金 -18 37 56 64 35 29 增量净现金流量 -54 -125 -11 10 73 74 增量累计净现金流量 -54 -179 -190 -180 -107 -33 增量折现净现金流量 -48 -99 -8 7 41 38 增量累折净现金流量 -48 -148 -156 -149 -108 -71 表3.11 兴28块三次采油增量现金流量表（预测） 2 357 441 62 247 2 66 65 -85 -189 -68 -161 建设期及生产期 3 4 5 490 490 296 448 474 184 8 0 0 279 279 71 2 2 1 76 76 62 83 116 50 42 17 112 -147 -130 -18 30 11 64 -130 -120 -56 6 186 131 0 45 1 54 31 56 38 28 -28 序号 1 2 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 3 4 5 6 合计 2000 44 1228 15 1233 65 7 804 0 6 1 147 7 211 28 -5 -5 -5 13 -58 -58 -58 合计 1715 1593 70 879 8 320 316 122 122 10 10 序号 项 目 1 1 增量现金流入 -203 2 增量现金流出 -99 2.1 固定资产投资 2.2 增量流动资金 0 2.3 增量经营成本 -49 2.4 增量销售费用 -1 2.5 增量管理费用 -15 2.6 增量税金 -34 3 增量净现金流量 -104 4 增量累计净现金流量 -104 5 增量折现净现金流量 -93 6 增量累折净现金流量 -93 7 98 14 0 7 0 2 5 84 122 38 10 兴28块碱／聚合物驱先导试验方案预测在当时计划内油价684元／吨时，累计贴现现金流基本是负值，在计划外油价1310元／吨时，二元驱增加净现值12.52万元。实际实施情况表明，虽然实施后超过了预期设计的开发指标，但由于投资超过了预测值，并且当时油价较低，所以二元驱与水驱的效益相当，但预测在实际开发效果和投资不变的情况下，在化学剂成本下降、油价上升的情况下，二元驱获得了较高的效益。详见表3.12。

19

表3.12 兴28块碱／聚合物二元复合驱经济评价结果对比表 方案预测 实际情况 投资 操作成本 聚合物价格碱价格 油价 提高采收万元 元／吨 元／吨 元／吨 元／吨 率％ 77 100 261 320 25000 20000 13000 1500 1500 1200 1310 876 1142 7.13 13.5 13.5 内部收益率％ -0.66 13.88 增加财务净现值万元 12.52 -57.7 10.1 实际情况预测 100 3.1.3沈阳油田弱凝胶深部调驱技术的应用

从1998年至2001年，先后在沈阳油田的静北、沈84-安12块、沈67块、沈24块共27井次进行了弱凝胶深部调驱试验，累计注入各类调驱剂39852m3，平均单井用量1476 m3，累计增油35080吨，平均单井累计增油1299吨。

沈阳油田27口井弱凝胶深部调驱累计投入各项资金727万元，累计增油35080吨，按原油价格950元/吨计算，可获经济效益2605.6万元，投入产出比1：4.58。

对比沈阳油田普通调剖效果，以沈84-安12块为例，普通调剖15井次，投入各项资金240万元，累计增油7147吨，投入产出比为1：2.83；深度调剖17井次，投入各项资金539万元，累计增油16704吨，投入产出比为1：2.94。因此，深度调剖比普通调剖效果好。 3.1.4兴隆台油田分子膜驱油技术的应用

1998年在兴42块兴53井组实施注剂井1口，注入膜驱剂40吨，到2000年底，增产原油7092吨，投入产出比达1∶7.18。1999年在兴212块实施注剂井5口，注入膜驱剂72吨，到2000年底，增产原油3235.6吨、天然气32.5万方。

3.1.5完成两个三次采油工业化推广试验方案设计及配套地面工艺施工，达到了投产要求

鉴于“八五”先导试验的成功，“九五”期间，分别在曙22块和锦16块开展了碱/聚合物二元复合驱工业化推广试验和聚合物驱工业化推广试验研究。目前已完成了试验方案设计及配套地面工艺施工，均已达到了投产的要

20

求。但由于“九五”期间油价曾一度下跌，而在当时油价下，开展两个工业化矿场试验在经济上不可行，因此，两个试验没能如期开展。 3.1.6经验与教训

3.1.6.1锦16块东部聚合物驱先导试验主要出现的问题及处理

出现的主要问题有： ⑴粘度降解损失严重

试验过程中，从泵站出口、井口、井底(-1 300 m)整个流程进行粘度监测，粘度损失在80％以上，井下1 300 m井筒内粘度只有2～8 mPa·s。影响粘度降解主要有二个方面因素：一方面是注入管线没防腐，铁离子含量高达3～7PPm，大大高于方案设计中的0.15 mg/L的要求。另一个方面是聚合物干粉本身的性能稳定性较差(分子量低——小于1 400万)。

⑵溶液粘度低，主体段塞小，层间矛盾仍然存在

由于注入地层中的聚合物溶液粘度低，注入40天后，试验区10口油井产出液中全部见到聚合物。其次，进入Ⅱ段塞末期，先后有4口采油井(23-04、2-306、23-5、1-306)采出液中聚合物浓度达到800 ppm以上。说明了低粘度注入下形成的段塞偏小，段塞形成不稳定，突破已形成。导致聚合物驱注入井吸水状况改善不大，层间矛盾仍然存在。

针对以上问题主要采取了以下措施： ⑴油套分注，改善纵向波及状况

初期由于注入液粘度损失较大，自身调剖作用就得不到体现，使动态上表现出注入剖面单层突进，产量下降，含水上升。对此，在粘度损失未解决之前，靠油套分注，改善注入井纵向波及状况。该措施实施后，效果显著，日产油上升，含水下降。三口注聚井于1993年7月分注后，吸水剖面有所改善。如锦1－6井，在分注前吸水量以Ⅱ2油层最大，相对吸量75.3％，分注后，该层的相对吸水量降为59.29％，其它层相对吸水量提高。

21

⑵油管内防腐，降低铁离子含量

由于铁离子主要来源于注入流程中的管线，这些管线已使用多年，内壁的氧化腐蚀产生了大量的铁离子，对此应进行防腐，来减弱对聚合物溶液粘度的影响。该项工作只对井下注入管线进行了防腐，地面管线未进行，从防腐后的监测结果反映出，铁离子含量仍在4 mg/L以上，粘度损失仍居高不下。

⑶方案调整

针对试验过程中低粘度的注入状况，以及动态指标与原方案预测指标相差甚大的问题，进行了跟踪数模及方案调整，调整后，注聚量由原方案的510 m3/d，上调为600 m3/d，主要是调整了1－105井组的注聚量，由原方案的150 m3/d，上调为240 m3/d，干粉用量由原方案的580 t增加到660 t。但段塞总体积仍为0.175 Vp。调整后按调整方案运行，动态上产油量、含水均优于调整方案指标。

⑷扩大段塞注入，弥补较小的段塞

由于段塞偏小，突破形成。针对这一问题，为了巩固已取得的驱替效果，进一步扩大了段塞的注入，将注入段塞由0.226Vp提高至0.269Vp。 3.1.6.2兴28块碱／聚合物二元驱先导试验主要出现的问题及处理

兴28块碱／聚合物二元驱试验开始的半年内（95.1～95.6）碱的注入浓度和注入液粘度与设计要求相差较大，多数情况下在2～5 mPa·s，注入井间差异较大。主要原因有以下几个方面：

⑴工艺流程要求两种液体在管线中混合，当两种母液混合时，由于聚合物溶液中凝胶含量较高，两者不能在短距离的管线中充分混合，到达注入泵入口时产出偏流，与水混合达不到注入指标要求。

⑵碱粉提升装置运行不正常，主要原因是提升装置不能正常工作，造成碱粉量时多时少，碱浓度达不到设计要求。

⑶母液与稀释水混合比例不准。高压稀释水是采用流量计计量，高压阀调节控制流量，当注入井口压力发生波动或其中一口井不正常关井，都将引

22

起压力波动从而影响流量，造成流量波动，因而母液与稀释水配比例产生波动。

⑷注入泵前泵后粘度损失很大。其原因一是泵的阀体流道设计不合理，二是聚合物熟化后形成的柔性长链经泵体的剧烈剪切将长链打断，使高压泵后粘度大幅下降，平均粘度损失率高达38.4％。

针对兴28块试验站流程存在的问题，对工艺流程进行了改进。包括： ⑴改变HPAM母液与碱母液混合液混合的流程，采用碱母液先混合，再由稀释的碱液与聚合物混合到注入浓度，聚合物浓度1000 ppm，碱浓度2％，混合后的二元复合液进入储罐充分搅拌混合，达到设计要求指标，再由高压注入泵注入到井下。由于碱母液与水是在低压混合，流量调节较容易，二元复合液混合精度较高，达到设计要求。

⑵考虑碱粉上料难度较大，采用吊车吊装一次性加入碱粉，每次一吨(即每袋一吨)。每次混配l0m3，间歇混配，混配罐中和进料口处采用微负压水帘装置，以除去进料口周围飞溅的碱粉，保护环境，降低工人的劳动强度。

⑶采用三柱塞容积泵，增加泵凡耳流道面积和改变流道结构，降低柱塞往复次数、泵的往复频率。可以达到降低机械剪切的目的。

⑷采用BLH超声波在线粘度计，检测仪表不直接接触液体，在管线外部即可直接检测到管线内部的液体粘度和浓度。消除了检测误差，增加了可靠性和真实性。该仪器的精度是±l％，测量范围是0.1～l0.5 mPa·s 。压力范围不限，温度≤100℃。配上在线浓度计和在线流量计，在任一管径上都可测量其粘度、浓度和流量。 3.1.6.3先导试验主要经验

总结锦16块与兴28块先导试验主要经验，有以下几点认识： ⑴在试验过程中，连续平稳注入是成功的关键。兴28块二元驱方案设计注入方式为连续注入，而在注入初期，因为设备运转不正常，而使试验被迫停注，造成注入不连续，影响了试验效果，也延长了注入时间。兴28块设计

23

注入时间为378天，而实际注完设计量用了两年零30天，比设计时间多用了1倍，这无疑是给试验的管理、评价带来了不利，增加了成本，延长了投资回收期，影响了经济效益。

⑵试验中的各项实施指标严格按方案指标执行，特别是碱、聚合物浓度及粘度。锦16块的聚合物粘度降解70%以上，影响了聚合物驱油效果。

⑶为使驱替液粘度损失尽可能减少，应合理设计工艺流程，使机械剪切降解率达到最小，保证驱替液粘度，达到驱油效果。

⑷试验区各井正常运转是关键。特别是注剂井，井况要好，以保证方案中规定的注入指标得以实现。

⑸注入水质要达到标准，特别是铁离子不应该超标。另外，对储罐、注入管线、注入管柱都要进行防铁防腐处理。

⑹及时跟踪试验进展情况。通过对试验跟踪，了解试验动态，针对问题及时调整，有利于试验效果最大程度的发挥。方案设计毕竟是一个理论上的设计，有时与实际情况有反差，因此，通过实际情况及时调整试验方案，使试验朝成功的方向发展。 3.2三次采油技术取得的成果

通过“七五”以来三次采油技术攻关，目前已基本形成了包括室内试验、方案设计、试验实施及跟踪评价等完善配套的三次采油技术。 3.2.1室内实验研究

目前，辽河油田已拥有一整套供三次采油技术研究的室内实验装置和技术软件，基本掌握了从方法筛选、机理研究到注入体系优化等一整套三次采油室内实验技术。在聚合物驱油技术、复合驱油技术、“2+3”提高采收率技术、弱凝胶调驱技术、分子膜驱油技术等多方面形成了技术优势。

⑴聚合物驱油技术

长期注水开发的油田，由于储层平面或纵向上的非均质性，使得注入水

24

沿高渗透层发生突进或窜流，降低了注水开发效果。聚合物驱能够有效地增加注入液的粘度，降低油水流度比，提高注入水的波及体积，从而增加原油采收率。

目前，辽河油田已经具备了针对聚合物使用性能、增粘性、耐温性、流变性、盐敏性、热稳定性以及筛网系数、水不溶物、静态吸附量、阻力系数、残余阻力系数、驱油效率和物化性能（分子量、水解度、固含量等）进行综合评价的设备和方法，能够为用户提供一种或多种适合于某一区块的聚合物配方。其中聚合物配方应用于“锦16东区聚合物驱先导试验”取得了较好的试验效果。

⑵复合驱油技术

通过许多的EOR观察试验可知，岩心中润湿相和非润湿相残余饱和度与毛管数之间存在着对应关系，并把这种关系称为毛管驱替曲线。毛管数定义为：Nc=μ×υ／σ。岩心中的剩余油饱和度随着毛管数的增加而减少。因此，多数的化学提高采收率技术均是依靠增加毛管数来实现的。复合驱中聚合物的作用是增加溶液粘度，降低油水流度比；表面活性剂和碱的作用是降低体系与原油的界面张力。因此，复合体系的微观作用机理就是增加岩心中的毛管数。

辽河油田通过复合驱微观驱油机理、化学剂在油层中的吸附滞留损失、复合体系注入配方及注入方式、技术经济评价等多方面研究，先后完成了“兴28块碱/聚合物筛选协同效应”、“兴28块碱/聚合物驱油效率研究”、“辽河油田碱/聚合物驱油体系及机理研究”、“碱/聚合物驱油体系对油层伤害及保护措施研究”、“二元复合驱结垢趋势预测与防护技术研究”等多个专项研究。其中碱/聚合物二元复合驱配方应用于“兴28块碱/聚合物二元复合驱先导试验”，取得了较好的试验效果。

⑶弱凝胶调驱技术

单独选用聚丙烯酰胺，在注入过程中，易产生机械、化学、生物等诸多

25

方面的降解，注入到地层中的聚合物粘度已损失70%左右。另外针对油层非均质性问题，常采用调剖和堵水技术，但其作用多限于井筒周围5～10m，不能深入到油层深部，达不到大幅度提高原油采收率的目的。该方法通过在聚合物中加入交联剂，使体系粘度远远大于单纯的聚合物溶液粘度，能够更加有效地封堵高渗透层，提高原油采收率。其特点是用少量的聚合物就能得到较高粘度的凝胶液，且成胶时间可控制，达到深部调驱的目的。

辽河油田开展了大量的弱凝胶调驱室内实验研究，确定了弱凝胶体系评价方法。通过聚合物品种对成胶的影响、单纯聚合物粘度与浓度关系、交联体系等研究获得了两种配方体系，有机交联剂～聚丙烯酰胺配方体系和有机铬～聚丙烯酰胺交联配方体系。有机交联剂～聚丙烯酰胺配方体系适宜于温度在55℃～80℃范围的油藏，聚丙烯酰胺浓度在300～1000mg/l范围，有机交联剂浓度在400～1000mg/l范围，24小时内成胶，其粘度为2000～5000mPa.s以上，该体系抗温，有很好的长期热稳定性，成本低。有机铬～聚丙烯酰胺交联配方体系在地层温度下，其聚合物浓度在400～1000mg/l范围，交联剂浓度在200～600mg/l范围，污水条件下成胶，要求pH值大于6，24小时内成胶，其粘度达几千mPa.s，弱凝胶较稳定，在100天内凝胶基本不变，成本高，有一定的流动性，加入缓凝剂可控制成胶时间。研究表明，弱凝胶调驱可提高采收率5%以上。弱凝胶调驱技术在沈阳油田的27井次得到应用，取得了较好的效果。目前，已完成了锦16块弱凝胶调驱技术实施方案。

⑷“2+3”提高原油采收率技术

“2+3”技术是指在充分二次采油的基础上进行有限度的三次采油的技术。它是二次采油向三次采油的过渡技术，是既有提高波及系数，也有提高洗油效率的一种新的提高原油采收率技术。该项技术的核心，是在对地层充分调剖，将地层的大孔道一定性堵塞的基础上，注入少量的高效驱油剂，将高含油饱和度的中、低渗透层的油驱出，形成油墙，再通过油墙与前面分散

26

的油聚并，形成更大的油墙，最后从油井采出，这样可以减少驱油剂的用量和充分发挥驱油剂的作用，提高原油采收率。

近年来，辽河油田在如何提高稠油油藏洗油效率研究上作了大量普查和针对性的研究工作，取得了系列的研究成果，筛选出适合油藏特点的高效廉价的洗油剂。室内试验结果表明实施小段塞可提高驱油效率20%左右，有的高达30%以上。显示出良好的应用前景。这些技术与区块整体调剖技术的有机结合，必将成为稠油转换开发方式的一项可行技术。针对锦90块油藏特点，目前已完成了该块“2+3”提高采收率技术方案编制工作。

⑸分子膜驱油技术

分子膜驱油技术是一种新型的提高原油采收率技术。它的驱油机理不同于常规的化学驱。它以水溶液为传递介质，膜剂分子依靠静电作用沉积在呈负电性的岩石表面，形成纳米级的超薄膜，从而改善储层表面性质和与原油相互作用状态，使得原油易于剥落和流动，达到提高采收率的目的。

辽河油田通过开展分子膜剂在岩石表面的吸附与解吸特征、分子膜剂的扩散作用、原油与分子膜剂体系界面性质的研究，基本弄清了分子膜驱驱油机理。室内实验结果表明，连续驱替可提高驱油效率7%～12%。1998、1999年分别在兴隆台油田的兴53井组和兴212块开展了膜驱矿场试验，取得了较好的效果。

3.2.2三次采油矿场试验方案设计

目前，辽河油田成功地将聚合物驱、碱/聚合物驱、分子膜驱试验方案应用于现场实施，取得了明显的试验效果。在三次采油方案设计方面，已形成了以下几大技术：

⑴应用油藏精细描述技术建立了可靠的三维地质模型。

⑵通过油藏工程研究，对所选试验区块水驱开发历史进行全面深入研究，在此基础上对三次采油试验进行部署，并对开发指标及经济指标进行预测，为试验决策提供科学依据。

27

⑶应用三次采油数值模拟技术优选适合油藏地质条件的注入配方体系，并预测试验开发指标，为试验决策提供依据。

目前辽河油田已拥有了一套三次采油数值模拟软件——FACS及FAPS软件。并应用该软件完成了“九五”国家重点科技攻关项目“曙22块碱/聚合物二元复合驱工业性矿场试验研究”中的三次采油数值模拟工作及“三次采油潜力再评价”中数值模拟工作。

⑷应用三次采油经济评价技术预测实施方案的抗风险能力，为决策三次采油试验提供了科学依据。

3.2.3三次采油现场实施及跟踪评价技术

⑴注采工艺研究

辽河油田通过“八五”及“九五”化学驱油技术研究攻关，目前已实现了自行研制的注剂井口、井下封隔器、取样器、防腐油管、防砂技术、调剖技术、示踪剂技术等矿场试验的应用，基本能满足化学驱注采工艺的要求。

⑵地面注入系统研究

根据化学驱特殊的地面注入系统，设计了混配注入站注入工艺流程，并自行研制了化学驱配套设备，建成了具有一定混配能力和注入能力的混配注入站。实践表明，化学驱地面注入系统运转较正常，基本保证了矿场试验的实施。

⑶矿场试验跟踪评价技术

跟踪评价包括：配方体系对油藏适应性评价、方案设计指标评价、注采工艺及监测技术评价、注入系统评价等。在先导试验过程中，根据试验跟踪评价结果，及时调整实施方案，改进工艺流程，确保试验顺利开展。 4辽河油区三次采油潜力分析

“七五”期间，辽河油区曾进行过三次采油潜力评价。到“九五”，一次评价已有十年历史，油藏经过十年开发，地下流场及性质已发生了显著变化，

28

一次评价已不能满足开发生产的需要。因此，“九五”期间，原中国石油天然气集团总公司对陆上油田进行了三次采油潜力再评价及规划研究工作。根据总公司的统一部署，辽河油田对辽河油区已投入开发的稀油、高凝油、稠油三种类型的油藏进行了三次采油潜力再评价和规划研究。其中所评价的稀油、高凝油油藏地质储量为52 122×104 t，共120个开发单元。三次采油潜力分为技术潜力和经济潜力。在目前形势下，认为技术潜力及经济潜力均占优势的三次采油方法的潜力较大。

技术潜力标准：通过三次采油试验，比水驱提高采收率3%以上，认为具有技术潜力。

经济潜力标准：经济评价参数按有关行业规定及1996年度各评价区块实际发生的财务费用来确定（表4.1）。当评价期内税后内部收益率大于12%时，认为该三次采油方法具有经济潜力。

表4.1 三次采油二次评价主要经济参数表

项目 参数值 油价 (元/t) 1085 油商品率 % 93 聚合物费用 (元/t) 20000 碱费用 (元/t) 2200 活性剂费用 (元/t) 20000 CO2单耗量 3 (m/t油) 400 4.1 化学驱潜力

在化学驱评价中，共评价了28个代表块。其中聚合物驱评价了9个块，二元驱评价了10个块，三元驱评价了9个块。对于重复评价的区块，根据技术潜力及经济潜力评价结果，优选最可行的方法，因此，去掉重复评价的部分，化学驱实际只评价了14个代表块。在聚合物驱评价中，有两个块（包1、齐2-14-11块）不具备技术潜力，因此，适合化学驱的代表区块共有12个。 4.1.1聚合物驱

有5个代表块具备聚合物驱技术潜力，均为I类块，分布在欢喜岭、曙光、兴隆台和静安堡油田。静安堡油田的沈84块为高凝油油藏，其余4个块为稀油油藏。聚合物驱技术潜力覆盖储量为12 453×104 t，技术潜力为651.4

29

×104 t。除锦2-6-9块不具备经济潜力外，有4个块具有经济潜力，覆盖储量为12 281×104 t，经济潜力为632×104 t（表4.2）。

表4.2 辽河油区聚合物驱潜力分类表

代表块 代表块 欢17 锦2-6-9 杜18 兴212 沈84 小计 提高采收率/% 10.1 11.3 10.1 5.5 3.5 6.0 储量/10t 743 172 627 325 2564 4431 4覆盖区块 4潜力分类 4潜力/10t 75 19.4 63.3 17.9 89.7 265.3 储量/10t 743 172 1991 1089 8458 12453 4潜力/10t 75.0 19.4 201.1 59.9 296 651.4 技术 Ⅰ Ⅰ Ⅰ Ⅰ Ⅰ 经济 Ⅱ 不具备 Ⅰ Ⅱ Ⅱ 4.1.2二元复合驱

有5个代表块具有二元复合驱技术潜力，其中I类块有3个，Ⅱ类块有2个。马19块虽然采收率的增值较高，因其井况较差，多数井不能正常开井生产，因此划分为Ⅱ类块。这5个代表块分布在曙光、兴隆台、青龙台、大洼油田。预测平均提高采收率为12.4%。技术潜力覆盖储量3 847×l04 t，潜力为452.9×l04 t。有3个代表块具备经济潜力，覆盖储量2288×l04 t，潜力为273.4×l04 t（表4.3）。

表4.3 辽河油区二元复合驱潜力分类表

代表块 曙22 清5 龙11 小计 兴58 马19 小计 合计 提高采收率 /% 10.6 16.6 12.3 12.3 9.9 13.2 12.6 12.4 代表块 储量/10t 473 170 1078 1721 158 763 921 2642 4覆盖区块 4潜力分类 4潜力/10t 50.1 28.2 132.6 210.9 15.6 100.7 116.3 327.2 储量/10t 902 170 1216 2288 796 763 1559 3847 4潜力/10t 95.6 28.2 149.6 273.4 78.8 100.7 179.5 452.9 技术 Ⅰ Ⅰ Ⅰ Ⅰ Ⅱ Ⅱ Ⅱ 经济 Ⅱ Ⅱ Ⅰ 不具备 不具备 4.1.3三元复合驱

适应三元复合驱的技术潜力有2个代表块，分布在曙光油田和荣兴屯油

30

田。预测平均提高采收率为12.1%，代表块的储量为840×l04 t，增加可采储量的潜力为102×l04 t，技术潜力覆盖储量1 096×l04 t，潜力为137.6×l04 t。两个块均不具备经济潜力（表4.4）。

表4.4 辽河油田三元复合驱潜力分类表

代表块 曙4-7-14 荣24 合计 提高采收率 /% 13.9 10.0 12.1 代表块 储量/10t 462 378 840 4覆盖区块 4潜力分类 4潜力/10t 64.2 37.8 102 储量/10t 718 378 1096 4潜力/10t 99.8 37.8 137.6 技术 Ⅰ Ⅱ 经济 不具备 不具备 4.1.4化学驱潜力

由以上可知，辽河油区化学驱技术潜力覆盖储量为17396×l04 t ，潜力为1241.9×l04 t（表4.5）。经济潜力覆盖储量为14569×l04 t，潜力为 905.4×l04 t（表4.6）。

表4.5 辽河油区化学驱技术潜力汇总

分类 方 法 聚合物 Ⅰ类 复合驱 二元 三元 二元 三元 提高采收率 % 6.0 12.3 13.9 8.2 12.6 10.0 11.9 8.8 代表块 储量/10t 潜力/10t 4431 1721 462 6614 921 378 1299 7913 265.3 210.9 64.2 540.4 116.3 37.8 154.1 694.5 44覆盖区块 储量/10t 12453 2288 718 15459 1559 378 1937 17396 4潜力/10t 651.4 273.4 99.8 1024.6 179.5 37.8 217.3 1241.9 4小计 Ⅱ类 复合驱 小计 合计 4.2 CO2混相驱

适应CO2混相驱的技术潜力有12个代表块，I类块有5个，Ⅱ类块有7个。主要分布在欢喜岭、曙光、兴隆台、大民屯、法哈牛等油田。I类块提高采收率预测为13.5%～18.8%，Ⅱ类块预测为6.1%～17.9%。I类和Ⅱ类平均为14.9%。代表块的储量为9 793×l04 t，潜力为1 456×l04 t。技术潜力覆盖储量为20 209×l04 t，潜力为2 929.6×l04 t。4个代表块具备经济

31

潜力，覆盖储量为7522×l04 t ，潜力为1323.4×l04 t（表4.7）。

表4.6 辽河油区化学驱经济潜力汇总

分类 代表块 聚合物 Ⅰ类 复合驱 小计 聚合物 Ⅱ类 复合驱 小计 合计

二元 三元 二元 三元 提高采收率 % 10.1 12.3 11.5 5.0 12.2 6.1 7.6 代表块 储量/10t 627 1078 1705 3632 643 4275 5980 4覆盖区块 4潜力/10t 63.3 132.6 195.9 182.6 78.3 260.9 456.8 储量/10t 1991 1216 3207 10290 1072 11362 14569 4潜力/10t 201.1 149.6 350.7 430.9 123.8 554.7 905.4 4表4.7 辽河油田CO2驱潜力分类

代表块 欢26 曙2-6-6 兴42 马20 小计 欢2-14-16 杜4 茨41 法哈牛 于50 热5 沈67 牛12 小计 合计 提高采收率 % 20 13.5 14.3 18.8 17.4 7.9 11.4 6.4 9.7 6.1 17.9 17.5 9 12.2 14.9 代表块 储量/10t 2048 788 798 1153 4787 336 627 381 1266 215 173 1636 372 5006 9793 444覆盖区块 4潜力分类 技术 Ⅰ Ⅰ Ⅰ Ⅰ Ⅱ Ⅱ Ⅱ Ⅱ Ⅱ Ⅱ Ⅱ Ⅱ 经济 Ⅰ Ⅰ Ⅱ Ⅰ 不具备 不具备 不具备 不具备 不具备 不具备 不具备 不具备 潜力/10t 储量/10t 潜力/10t 409.6 106.4 114.1 216.8 846.9 26.5 71.5 24.4 122.8 13.1 31.0 286.3 33.5 609.1 1456 2234 1384 983 2921 7522 891 3234 755 1266 414 331 4587 1209 12687 20209 446.8 186.8 140.6 549.2 1323.4 70.4 368.7 48.3 122.8 25.3 59.2 802.7 108.8 1606.2 2929.6 综上所述，在评价的52 122×104 t地质储量中，共有37 605×104 t地质储量适合进行三次采油，占72.1%。其中17 396×104 t地质储量适合化学驱，20 209×104 t地质储量适合CO2混相驱，因此，辽河油田CO2混相驱的技术潜力比较大，为2929.6×104 t。但由于辽河油区CO2资源不足，并且混

32

相压力较高，因此，化学驱作为辽河油区三次采油主要技术。在化学驱中，适合聚合物驱的潜力较大，为651.4×l04 t；其次为二元驱，潜力为452.7×l04 t；三元驱潜力较小，潜力为102×104 t。详见图4.1、图4.2。

三次采油经济潜力占技术潜力的53.4%（图4.3）。其中，聚合物驱经济潜力占技术潜力的比例较大，为97%，即，在评价中的经济条件下，聚合物驱经济可行性较大，抗风险能力较强，二元驱和CO2混相驱的抗风险能力一般，分别有60.4%和45.2%的试验具有经济可行性，而三元驱不具备经济可行性。 5下步工作设想

目前大庆油田已实现了聚合物驱工业化生产，辽河油田及其他兄弟油田聚合物驱先导试验也取得了成功，表明聚合物驱油技术业已成熟，易于推广，是油田今后实现稳定发展的有效手段。另外，聚合物价格的下降，为降低三次采油开采成本、实现工业化开采创造了有利条件。因此，聚合物驱油可以作为水驱开发的接替技术。 5.1指导思想

⑴以经济效益为中心，少投入、多产出。

⑵把化学驱作为稀油提高采收率的重点，继续开展聚合物驱扩大试验以及二元复合驱工业性矿场试验。

⑶加大2+3技术、弱凝胶深部调剖、分子膜驱油技术的研究，在相应区块开展先导试验。

⑷开展低成本三次采油化学剂制备及现场应用试验，如廉价表面活性剂合成、注稠油段塞提高采收率方法研究等。 5.2前期研究和技术准备情况

通过“七五”以来三次采油技术攻关，辽河油田目前已基本形成了包括室内试验、方案设计、试验实施以及及跟踪评价等完善配套的三次采油技术。

33

在2003年～2006年科技攻关安排及规划中，已完成了以下前期研究和技术准备工作：

5.2.1“九五”期间三次采油两个区块目前开发情况

“九五”期间，辽河油田部署在锦16块东部开展聚合物驱扩大试验，在曙22块开展碱/聚合物二元驱工业化推广试验。由于受当时国际油价低靡影响，尽管已完成了方案设计及试验工艺流程的设计与建设，也没有及时投入矿场试验。距今已有6年之久，锦16块东部由于目前高含水而错过注聚合物最佳时期、曙22块目前由于出砂井况差等原因，而使两项试验目前不具备再投入实施的可能。

5.2.1.1锦16块东部聚合物驱扩大试验区目前开发状况

锦16块东部聚合物驱先导试验自1997年结束后，继续进行水驱开发。“九五”期间部署在整个16块东部兴隆台油层进行聚合物驱扩大试验。该块地质储量1001×104t。目前共有油井54口，开47口，注水井36口，开31口。断块日产油量178t/d，日注水5189m3/d，综合含水95%。目前采油速度0.4%，采出程度44.9%，已采出水驱可采储量的90%以上。由此可见，目前锦16块含水高，地下剩余油少，而对于聚合物驱来说，它的驱油机理是通过提高波及体积进而提高采收率，而不提高驱油效率，因此，没有一定的水驱剩余油，聚合物驱的效果不会太好。另外，统计该块油水井井况，32口油井中有4口井套管变形，17口注水井，3口套变，8口窜槽。因此，锦16块目前的井况不能保证试验顺利实施。详见表5.1。

5.2.1.2曙22块碱/聚合物二元复合驱工业性矿场试验区目前开发状况

“九五”期间部署在曙22块杜家台油层进行二元驱工业性矿场试验。该块含油面积5.4km2，地质储量483×104t。目前共有油井24口，开20口，注水井13口，开4口。断块日产油量62t/d，日注水707m3/d，综合含水74.4%。目前采油速度0.48%，采出程度21.2%，已采出水驱可采储量的70%。由此可

34

见，目前曙22块注水井利用率仅为30.77%，影响利用率的原因主要是出砂比较严重，而对于一个油藏来说，无论以何种开发方式进行开发，好的开发效果需要好的油水井井况来支持。因此，从目前曙22块井况上看，若保证具有较好的技术指标和经济指标，必须治理井况，以满足试验的需要。详见表5.1。

表5.1“九五”三次采油试验区块目前开发现状表（截止2002年8月） 油井（口） 地质含油所选储量面积区块 利用104t Km2 总 开 率％ 锦16 1001 54 47 87 83 注水井（口） 目前日产量 含日注水水 m3/d % 95 74.4 5189 707 采出采油程速度 度 % % 44.9 0.4 关井原因 油井 注水井 利用日产油总 开 率％ t/d 36 31 13 4 86 31 178 62 井况：4口套井况：5口套变，2变，19口窜槽 口落物，20口窜槽 曙22 483 5.4 24 20 3口套管坏，1口无2口套管坏，其效注水，1口注不进，21.23 0.48 它低产 其他地质停 5.2.2目前已完成三次采油二次潜力再评价工作

“九五”期间开展了三次采油二次潜力评价工作，评价结果表明，有17 396×104 t地质储量适合化学驱，20 209×104 t地质储量适合CO2混相驱。由于二次潜力评价距今已有6年之久，地下流场已发生了显著变化，二次潜力评价具有三次采油技术潜力和经济潜力的注水区块正逐步进入特高含水期、水驱剩余可采储量极少，已错过了三次采油最佳时期。因此，二次潜力评价结果对目前三次采油规划指导意义不是很大。比如，欢17块大凌河油层，其油藏条件及储量规模（储量743万吨）均非常适合聚合物驱，二次潜力评价具有Ⅰ类技术指标和Ⅱ类经济指标。可时过6年以后，目前该套油层因高含水而上返采其它层系开采。

因此，应开展三次采油三次潜力评价，为避免重复性工作，应在潜力评价结果基础上尽早开展聚合物驱工业化推广试验。 5.3 工作设想

尽管锦16块和曙22块目前井况差，但由于目前已完成试验站的建设并达到了投产的要求，因此，应立足于治理井况力争使试验开展起来。另外，

35

从目前辽河油田各个断块开发状况出发，优选适合聚合物驱油藏条件，开辟新的试验区块，力争使聚合物驱步入工业化生产阶段。 5.3.1继续开展化学驱工业性矿场试验 5.3.1.1锦16块聚合物驱扩大试验

锦16块聚合物驱扩大试验区含油面积0.98 km2，地质储量1001×104 t。聚合物驱扩大试验分上下两套层系开发，方案设计上层系有注聚井9口，采油井22口，下层系有注聚井6口，采油井20口。聚合物驱控制的总孔隙体积为1291.7万方，控制原油地质储量928.6万吨。设计总注入量为0.23倍的孔隙体积，聚合物干粉总量3079.41吨。

注入方式仍采取三级段塞注入：前置段塞注入0.046Pv，注入浓度为1400PPm，主要起调剖作用；主段塞注入0.134Pv，注入浓度为1000PPm，后续段塞注入0.05Pv，注入浓度为800PPm。

预测锦16块聚合物驱扩大试验比水驱提高采收率7.43%，增加可采储量69万吨。比水驱增加经济效益6892.6万元。详见表5.2。

表5.2锦16块聚合物驱扩大试验方案设计基本情况表 控制总孔层注聚井 采油井 控制储量隙体积 4系 口 口 10t 万方 上 9 22 1291.7 注入配方 提高采增加可增加经段塞注入聚合收采储量 济效益 尺寸 物干粉 率 Pv t 万吨 万元 % 下 6 20 前缘段塞0.046Pv（浓度为1400ppm） 主段塞0.134Pv（浓928.6 0.23 3079.41 7.43 度为1000 ppm） 后续段塞0.05Pv（浓度为800ppm） 69 6892.6 5.3.1.2曙22块碱/聚合物二元复合驱工业性矿场试验

曙22块碱/聚合物二元复合驱工业性矿场试验区含油面积5.4 km2，地质储量483×104 t。方案设计东部试验区有注剂井6口，中心井5口，外围生产井14口，控制总孔隙体积为321.05万方，控制原油地质储量251万吨。设计总注入量为0.15倍的孔隙体积，聚合物干粉总量721.92吨，碱干粉总量9390.08吨。

注入配方体系为2％Na2CO3+1 000 PPm聚合物，注入方式为碱与聚合物混

36

配溶液连续注入。

预测曙22块碱/聚合物二元复合驱工业性矿场试验比水驱提高采收率10.57%，增加可采储量26.53万吨。比水驱增加经济效益1558.193万元。详见表5.3。

表5.3曙22块东部二元驱工业性矿场试验方案设计基本情况表 控制总孔控制注聚井 采油井 隙体积 储量 口 口 4万方 10t 6 19 321.05 251 注入配方 提高采增加可采段塞注入聚合注入碱收增加经济效益

储量 尺寸 物干粉 干粉 率 万元 Pv t t 万吨 % 26.53 1558.2 1000 ppm英联胶0.15 721.92 9390.1 10.57 1175A+2.0%Na2CO3 5.3.2新的试验区块的筛选 5.3.2.1筛选原则

基于以上两个区块目前现状，辽河油田今后开展三次采油需要开辟新的试验区块。由于目前聚合物驱油技术已成熟，所以立足于聚合物驱。聚合物驱试验区块选择原则主要有：

⑴符合NPC聚合物驱筛选标准的油藏； ⑵储量大于500万吨以上的整装区块； ⑶油水井井况要好； ⑷注采系统较为完善；

⑸经历过较规律的注水开发，目前综合含水在70～85%之间，具有一定物质基础的油藏。 5.3.2.2筛选结果

⑴二次潜力评价结果表明，杜18块和欢17块大凌河油层具有较好聚合物驱技术指标和经济指标，而时隔5年以后，从目前开发状况上看，只有杜18块符合要求，而欢17块大凌河油层目前已转至兴隆台油层开发，目前只有5口井，已不再具备聚合物驱条件。因此，推荐杜18块为目前首选聚合物驱试验区块。

37

杜18块含油面积3.9km2，油层厚度6.5m，原油地质储量627×104t。生产层位为杜家台油层，油层埋深-1 300 m。储层孔隙度为17%，渗透率为708×10-3μm2，渗透率变异系数为0.83。油层温度48℃。原油密度0.902 g/cm3，地层原油粘度18.8 mPa.s，地层水矿化度为4 873 mg/L，Ca2+和Mg2+离子含量为30 mg/L 。

1975年12月投产。到2002年8月，共有油水井总数110口，其中油井74口，开66口，注水井36口，开25口。断块日产油量178t/d，日注水609m3/d，综合含水79.9%。目前累积产油373.8×104t，采油速度1.03%，采出程度25.4%，已采出水驱可采储量的71%。统计该块油井关井原因，有2口因低压低产、1口因高含水、2口因砂堵、3口因井下事故而关井；注水井有4口因注不进、1口因砂堵、1口因井下事故、1口因地面原因和其他4口因地质停注而关井。因此，从杜18块目前开发现状及油藏条件和其规模上看，杜18块非常适合聚合物驱（表5.4）。

表5.4 杜18块目前开发现状表（截止2002年8月）

油井（口） 注水井（口） 目前日产量 采出采油累计地质含油程速利用利用含 储量面积日产油日注水产油度 度 4 水 3104t Km2 总 开 率 总 开 率 （m/d 10t % t/d) % % % % 627 3.9 74 66 89.2 36 25 69.4 关井原因 油井 注水井 2口低压低产，4口注不进，1口1口高含水，2砂堵，1口井下事178 79.9 609 373.8 25.38 1.03 口砂堵，3口井故，1口地面原因，下事故 其他4口 二次潜力评价结果表明，杜18块所选聚合物分子量为1 000万，注入液浓度为1 000 ppm，粘度为12.29 mPa.s，注入倍数为0.4Pv，聚合物用量为2 337.0 t。聚合物驱采收率为46.8％，比水驱提高10.1％，增加可采储量63.3×104 t。聚合物利用率为272 t/t。累积少产水301×104 m3（表5.5）。

表5.5 杜18块聚合物驱工业化生产方案设计基本情况表 提高采段塞注入聚合注入碱干增加可采注聚井 采油井 控制储量收注入配方 尺寸 物干粉 粉 储量 4口 口 10t 率 Pv t t 万吨 % 聚合物分子量为1 000万 39 68 627 0.4 2337 9390.08 10.1 63.3 注入液浓度为1 000 ppm

38

⑵二次潜力评价没有评价常规稠油注水开发的油田。如果按聚合物驱油的评价标准，一些常规注水开发的开发油藏也符合聚合物驱油。比如，常规稠油注水开发区块海26块和海1块，就其油藏条件及储量规模来说，比较适合聚合物驱。但由于两个块的原油粘度偏高（平均45.7mpa.s）需要高浓度的聚合物以及地层温度高（平均69.2℃）而需要体系严格除氧。河南油田在“八五”期间曾开展过厚油层高温聚合物驱技术研究并开展了先导试验，为解决高温条件下聚合物老化问题，采取了在聚合物中添加有效的热稳定剂，使聚合物在高温下提高了热氧稳定性。但由于稳定剂的加入，使聚合物成本增加了0.1～4.6%，使试验在经济上抗风险能力减弱。从海1、海26块具体油藏条件及开发指标（表5.6）上看，海1块更适合聚合物驱。因此，新开辟的聚合物驱工业化推广区块首选为海1块，其次为海26块。

表5.6 聚合物驱后备块油藏基本情况表 所选地下原油粘度mpa.s 区块 海26 72.99，43.21 油层温度℃ 66 平均渗透率地层水矿化度mg/L 10-3μm2 780 633 ＞20 2921.05 3206.73 <100000 深度 原油密度 油层厚度孔隙3m g/cm m 度 % 1600～2400 0.9306 1600～1900 0.9614 <3000 — — 29.11 29.1 海1 82.3，16.5，13.5 70，71.5 标准 5~100 ＜93 海1块含油面积5.9km2，原油地质储量1227×104t。生产层位为东营组油层，油层埋深1600～1900 m。储层孔隙度为29.1%，渗透率为633×10-3μm2。油层温度70℃左右。原油密度0.9614 g/cm3，地层原油粘度13.5～82.3 mPa.s，地层水矿化度为3 206.73 mg/L。

该块1989年投产。到2002年8月，共有油水井总数145口，其中油井107口，开102口，注水井38口，开37口。断块日产油量547t/d，日注水1658m3/d，综合含水81.9%。目前累积产油321.45×104t，采油速度1.72%，采出程度26.2%，已采出水驱可采储量的84.5%。统计该块油井关井原因，有1口因高含水关井，其它原因关井3口，计划关井2口；注水井有1口因地质停注（表5.7）。因此，从海1块目前开发现状及储量规模上看，比较适合

39

聚合物驱。但海1块油水井大部分为大位移定向斜井及油层温度过高，会增加聚合物驱成本，降低经济效益。

表5.7 聚合物驱后备块目前开发现状表（截止2002年8月）

油井（口） 注水井（口） 目前日产量 目前累产量 采出采油地质含油所选程速含储量面积区块 4利用利用日产度 度 日注水累计产累计注10t Km2 总 开 总 开 水 3443m/d 油10t 水10m % % 率% 率% 油t/d ％ 海26 1967 5.4 248 194 78 海1 1227 5.9 107 102 95 关井原因 油井 注水井 高含水5口，砂堵1口，计划关井2口，堵1口，其他31口，45 41 91.1 529 79.4 1735 288.63 363.06 14.2 1 蜡其他2口 计划关井16口。 高含水1口，其他3口，其他停注 38 37 97.4 547 81.9 1658 321.45 628.69 26.2 1.72 计划关井1口。 5.3.3三次采油新技术研究与应用 5.3.3.1弱凝胶深度调驱技术研究

继续开展弱凝胶深度调驱室内实验研究，搞清成胶机理，深入研究原油、油砂对配方体系的影响，研制出适合辽河油田地质条件的弱凝胶调驱配方，达到控水稳油、提高采收率的目的。主要研究内容有：

⑴进一步研究弱凝胶调驱机理及影响弱凝胶形成的主要因素，研究污水配制体系在地层条件下由于地层水稀释作用，体系是否成胶。

⑵研究原油、油砂配方体系的影响及交联剂、聚丙烯酰胺在地层条件下的吸附及滞留。

⑶研究聚合物类型对成胶影响，尤其是分子量、水解度对配方体系的影响。

⑷研究凝胶在室内成胶与地层条件下成胶的关系。

⑸研究配方体系注入地层后成胶时间对高渗层的封堵效果影响及提高采收率影响。

5.3.2.2“2+3”提高采收率技术

针对稀油及高凝油油藏，通过区块筛选，按照区块整体观念实施调剖堵水的决策技术，对区块实施充分调剖，提高波及系数，然后注入少量的经过筛选的合适驱油剂，以提高洗油效率。结合注流度控制段塞技术，使驱油剂能平稳地通过地层，达到提高采收率的目的。

40

本文来源：https://www.bwwdw.com/article/ls37.html