什么是三次采油技术

目前,世界上已形成三次采油的四大技术系列,即化学驱、气驱、热力驱和微生物驱.其中化学驱包括聚合物驱、表面活性剂驱、碱驱及其复配的二元、三元复合驱、泡沫驱等气驱包括CO2混相/非混相驱、氮气驱、烃类气驱和烟道气驱等热力驱包括蒸汽吞吐、热水驱、蒸汽驱和火烧油层等微生物驱包括微生物调剖或微生物驱油等.四大三次采油技术中,有的已形成工业化应用,有的正在开展先导性矿场试验,还有的还处于理论研究之中.1)化学驱 自20世纪80年代美国化学驱达到高峰以后的近20多年内,化学驱在美国运用越来越少,但在中国却得到了成功应用.中国化学驱技术已代表世界先进水平,其中,聚合物驱技术于1996年形成工业化应用“十五”期间大庆油田形成了以烷基苯磺酸盐为主剂的“碱+聚合物+表面活性剂”二元复合驱技术,胜利油田形成“聚合物+表面活性剂”的无碱二元复合驱技术目前,已开展“碱+聚合物+表面活性剂+天然气”泡沫复合驱室内研究和矿场试验.2)热力驱 最早于20世纪50年代运用于委内瑞拉稠油开采的热力驱技术为蒸汽吞吐,因蒸汽吞吐技术伴随着吞吐效果逐渐降低的实际情况,蒸汽驱和火烧油层成为主要接替方法.目前蒸汽驱技术已成为世界上大规模工业化应用的热采技术.为了提高热效应,国外近年来开发的稠油开采先进技术有水平井蒸汽辅助重力泄油技术(SAGD)和电磁波热采技术.SAGD已成为国际开发超稠油的一项成熟技术,而电磁波热采技术被认为是未进行蒸汽驱油区的最好替代方法,但在巴西试验效果不如注蒸汽.3)注气驱 20世纪70年代,注烃类气驱主要在加拿大获成功应用,到80年代,CO2混相驱成为美国最重要的三次采油方法.氮气或烟道气技术应用较少.4)微生物驱 微生物驱基本处于室内研究和先导试验阶段.

三次采油，一种用来提高油田原油采收率的技术，通过气体注入、化学注入、超声波刺激、微生物注入或热回收等方法来实现。通常把利用油层能量开采石油称为一次采油；向油层注入水、气，给油层补充能量开采石油称为二次采油；而用化学的物质来改善油、气、水及岩石相互之间的性能，开采出更多的石油，称为三次采油。又称提高采收率(EOR)方法。

第三次开采合法。

石油，作为不可再生资源，一直是牵动国家能源发展的关键所在。目前，中国各主力油田均已进入开发后期，自上世纪90年代以来，产量递减，产水量上升，注水效率降低，采油成本上升，而新增储量又满足不了经济发展的需要，急需三次采油新技术接替。　

据统计，我国陆上稠油储量1200万吨以上，但面临开采方式单一、能耗与成本高、经济效益差、大量超稠油亟待动用等重大技术难题。目前低压低渗田占国内可开采油田60%以上，因此对于国内较多的低压低渗油田及稠油油田，表面活性剂驱的使用和推广就显得尤为重要。

目前，国内各大主力油田普遍开展了三次采油的矿场试验及工业化应用试验，以提高原油采收率，开发油田的综合调整和改善二次采油为手段，积极探索和采用三次采油技术，增加经济可采储量，提高难采储量的动用力度，延长油田稳产期。

我国多数油田处于注水采油的晚期，采出液体含水量高达95%，注水采收率不到40%，有一半以上的石油仍然留在地下无法采出。为减缓这些油田的衰老速度，维持我国原油稳产，减少对国外原油的依赖程度，进一步提高油藏采收率，必须进行三次采油。三次采油也称“强化采油”，是通过向油层注入化学物质、蒸汽、混相气，或对油层采用生物技术、物理技术来改变油层性质或油层中的原油性质，提高油层压力和石油采收率的方法。

我国克拉玛依油田早在1958年就开展三次采油研究工作，并进行了火烧油层采油。20世纪60年代初，大庆油田一投入开发，就开始了三次采油研究工作，先后研究过CO2水驱、聚合物溶液驱、CO2混相驱、注胶束溶液驱和微生物驱。70年代后期，我国对三次采油的研究逐渐重视起来，玉门油田开展了活性水驱油和泡沫驱油。80年代，大港油田开展了碱水驱油研究工作。90年代，大庆、胜利、大港等油田对聚合物驱油都开展了研究，相继提出了三元复合驱及泡沫复合驱等提高石油采收率新技术。其中聚合物驱油技术已工业化推广，三元复合驱油技术也在扩大化工业试验阶段。这些新技术的研究和应用，极大地提高了我国油田的原油采收率。

本节主要介绍化学驱油技术、气体混相驱油技术、热力采油技术、微生物采油技术、物理采油技术等提高油气采收率技术。

一、化学驱油技术

化学驱油技术又叫“改良水驱”，是指在注入水中加入一种或多种化学药剂，改变注入水的性质，提高波及系数和洗油效率，提高采收率的技术。根据所加入的化学药剂的不同，化学驱油技术可分为以下几种方法。

（一）聚合物驱油

聚合物是高分子化合物，它由成千上万个叫作单体的重复单元所组成，其相对分子质量可达200万及以上。聚合物具有增大水的黏度的性能。

聚合物驱油是把聚合物添加到注入水中，提高注入水的黏度，降低驱替介质流度，降低水油流度比，提高水驱油波及系数的一种改善水驱方法。该技术已成为保持油田持续高产及高含水后期提高油田开发水平的重要技术手段。如大庆油田主力油层水驱采收率在40%左右，采用聚合物驱油技术可比水驱提高采收率10%以上。

驱油用聚合物主要有两种：一种是人工合成的聚合物，主要是由丙烯酰胺单体聚合而成的聚丙烯酰胺（PAM），所以聚合物驱有时也简写成PAM驱；另一种是天然聚合物，使用最多的是黄原胶，也称聚糖或生物黄原胶。国内外矿场试验绝大多数用的是部分水解聚丙烯酰胺，它的水溶性、热稳定性和化学稳定性都比较好。

聚合物驱油机理是：聚合物溶解在水中，增加了水的黏度；在井底附近的地层中，水流速度高，聚合物分子呈线形流动；在远离井底的地层中流速慢，聚合物分子卷曲呈线团状或球状而滞留在油层孔隙喉道中，降低了水相渗透率，从而降低了油水流度比，提高了波及效率；聚合物分子的官能团（如酰胺基）可部分吸附在岩石孔隙表面，使聚合物分子部分伸展在水中，阻滞了水的流动（见图6-14）。因此，聚合物的加入，降低了水油流度比，不仅提高了平面波及效率，克服了注入水的“指进”（驱替前缘成指状穿入被驱替相的现象），而且也提高了垂向波及效率，增加了吸水厚度。

（二）表面活性剂驱油

表面活性剂是指能够在溶液中自发地吸附于两相界面上，少量加入就能显著降低该界面自由表面能（表面张力）的物质，例如烷基苯磺酸钠、烷基硫酸钠等。表面活性剂驱油的主要机理是降低油水界面张力，改变岩石孔隙表面的润湿性，提高洗油效率。

图6-14　聚合物驱油提高采收率示意图

由于地层水含有的盐种类较多，且各油田地层水所含的盐类也各不相同，因此，要选择与地层水相适应的活性剂，否则收不到预期的效果。即使是有效的表面活性剂，在表面活性剂驱油过程中也存在着两个较突出的问题：一是表面活性剂分子会被岩石表面或油膜表面吸附，导致表面活性剂在驱油过程中的沿途损失，经过一段距离后，注入水中的表面活性剂含量将大量减少，作用就非常微弱以致消失；另一个问题是表面活性剂水溶液的流度与水差不多，不能提高波及系数。

表面活性剂驱油，从工艺上讲与注水并没有什么差异，只是把注入水改为表面活性剂体系，即注入一定浓度的表面活性剂溶液，目的是提高洗油效率。目前表面活性剂驱油大体有两种方法：一种是以浓度小于2%的表面活性剂水溶液作为驱动介质的驱油方法，称为表面活性剂稀溶液驱，包括活性水驱、胶束溶液驱；另一种是用表面活性剂浓度大于2%的微乳液进行驱油，称为微乳液驱。

（三）碱水驱油及三元复合体系驱油

碱水驱油是将比较廉价的碱性化合物（如氢氧化钠）掺加到注入水中，使碱与原油的某些成分（如有机酸）发生化学反应，形成表面活性剂，降低水与原油之间的界面张力，使油水乳化，改变岩石的润湿性，并可溶解界面油膜、提高原油采收率的方法。可见，碱水驱油实质上是地下合成表面活性剂驱油。

在碱水驱油中，可以作为碱剂的化学剂主要有氢氧化钠、原硅酸钠（Na4SiO4）、氢氧化铵、氢氧化钾、磷酸三钠、碳酸钠、硅酸钠（Na2SiO3），以及聚乙烯亚胺。在上述化学试剂中，氢氧化钠和原硅酸钠的驱油效果最好，而且经济效果也比较好，此即人们通常所说的“苛性碱水驱”。

碱水驱油机理有以下几个方面：降低界面张力；油层岩石的润湿性发生反转；乳化和捕集携带作用；增溶油水界面处形成的刚性薄膜。

碱水驱油方法的工艺比较简单，不需增加新的注入设备，相对于其他化学驱油来说，成本比较低。对于注水油田，只要根据确定的碱浓度，向注入水中加入一定量的碱，就很容易转变为碱水驱方法采油。但这种方法对于大部分油田效果并不明显，其主要原因是碱虽然可以降低界面张力，但界面张力的降低程度明显受原油性质、地层条件的影响。

三元复合体系驱油是指在注入水中加入低浓度的表面活性剂（S）、碱（A）和聚合物（P）的复合体系驱油的一种提高原油采收率方法。它是20世纪80年代初国外出现的化学采油新工艺，是在二元复合驱（活性剂—聚合物；碱—聚合物）的基础上发展起来的。由于胶束—聚合物驱在表面活性剂扫过的地区几乎100%有效地驱替出来，所以近些年来，该方法无论是在实验室还是矿场实验都受到了普遍重视。但由于表面活性剂和助剂成本太高，该方法一直没有发展成为商业规模。ASP三元复合体系所需要表面活性剂和助剂总量仅为胶束—聚合物驱的三分之一，其化学剂效率（总化学成本／采油量）比胶束—聚合物驱高。大庆油田室内研究及先导性矿场试验表明，三元复合体系驱油可比水驱提高20%以上的原油采收率。

二、气体混相驱油技术

混相，简单的含义是可混合的。而混相性是指两种或两种以上的物质相能够混合而形成一种均质的能力。如果两种流体能够混相，那么将它们掺和而无任何界面，如水和酒精、石油和甲苯相混合均无界面。

混相驱油法就是通过注入一种能与原油呈混相的流体，来排驱残余油的办法。气体混相驱油是以气体为注入剂的混相驱油法。其机理是注入的混相气体在油藏条件下与地层油多次接触，油中的轻组分不断进入到气相中，形成混相，消除界面，使多孔介质中的毛管力降至零，从而降低因毛细管效应而残留在油藏中的石油。从理论上讲，它的微观驱油效率达100%；从矿场应用上讲，它对于低渗透黏土矿物含量高的水敏性油层更适用。

气体混相驱油的方法很多，按照注入的驱替剂的气体类型，可把气体混相驱油分为两大类，即烃类气体混相驱油和非烃类气体混相驱油。

早在20世纪40年代，美国就曾提出向地层注高压气（以注甲烷气为主）的气体混相驱油法。但由于它对原油的组成、油藏条件、地面设备要求较高而未得到推广。鉴于天然气中轻烃组分是原油的良好溶剂，50年代又提出了以液化石油气等其他烃类气体为混相剂的气体混相驱油，并在室内研究的基础上进行了大量的矿场实验。大约到1970年，人们对烃类气体混相驱油的兴趣达到了高潮。但是，随着烃类气体价格的急剧上涨，油藏工程师及研究者们不得不寻求更经济的办法。因此，70年代以后，CO2混相驱迅速发展起来，并成为目前重要的气体混相驱油方法之一。

三、热力采油技术

稠油亦称重质原油，是指在油层条件下原油黏度大于50mPa·s，或者在油层温度条件下脱气原油黏度大于100mPa·s，且在温度为20℃时相对密度大于0.934的原油。根据黏度和相对密度的不同，稠油又可分为普通稠油、特稠油和超稠油。我国稠油划分标准见表6-2。

表6-2　我国稠油的划分标准

①指油层条件下黏度，其余指油层条件下脱气原油黏度。

指标分类第一指标第二指标黏度，mPa·s相对密度（20℃）普通稠油50①（或100）～10000＞0.92特稠油10000～50000＞0.95超稠油＞50000＞0.98

我国稠油资源丰富，分布很广，目前已在很多大中型油气盆地和地区发现众多的稠油油藏。大部分稠油油藏分布在中—新生代地层中，埋藏深度变化很大，一般在10～2000m之间。新疆克拉玛依油田九区浅层稠油油藏埋藏深度在150～400m之间，红山嘴浅层稠油油藏深度在300～700m之间。在全国范围来看，绝大部分稠油油藏埋藏深度为1000～1500m。稠油油藏具有原油黏度高、密度大、流动性差、在开采过程中流动阻力大的特点，难于用常规方法进行开采，通常采用降低稠油黏度、减小油流阻力的方法进行开采。由于稠油的黏滞性对温度非常敏感，随着温度的升高，稠油黏度显著下降，所以热力采油已成为强化开采稠油的重要手段。我国辽河油田、胜利油田、新疆克拉玛依油田已广泛应用。

热力采油是通过加热油层，使地层原油温度升高、黏度降低，变成易流动的原油，来提高原油采收率。根据热量产生的地点和方式不同，可将热力采油分为两类：一类是把热量从地面通过井筒注入油层，如蒸汽吞吐采油、蒸汽驱采油；另一类是热量在油层内产生，如火烧油层。

（一）蒸汽吞吐采油

蒸汽吞吐采油是指在一定时间内向油层注入一定数量的高温高压湿饱和蒸汽（锅炉出口蒸汽压力在10～20MPa之间，蒸汽温度为250～300℃），关井一段时间使热量传递到储层和原油中去，然后再开井生产。由此可见，蒸汽吞吐采油可分为注汽、焖井及采油三个阶段。从向油层注汽、焖井、开井生产到下一次注汽开始时的一个完整过程叫一个吞吐周期。蒸汽吞吐采油投资较少，工艺技术较简单，增产快，经济效益好。

1．注汽阶段

注蒸汽作业前，要准备好机械采油设备，油井中下入注汽管柱、隔热油管及耐热封隔器，见图6-15。将隔热油管及封隔器下到注汽目的层以上几米处，尽量缩短未隔热井段，通过注汽管柱向油层注汽。此阶段将高温蒸汽快速注入到油层中，注入量一般在千吨当量水以上（每米油层一般注入70～120t蒸汽），注入时间一般几天到十几天。

图6-15　注汽管柱示意图

1—油管阀门；2—套管阀门；3—注汽伸缩管；4—套管；5—隔热油管；6—注汽密封插管；7—耐热封隔器；8—绕丝筛管

2．焖井阶段

焖井是指注汽完成后停注关井，使热蒸汽与地层充分进行热交换的过程。油井注汽后，为了使热蒸汽与地层充分进行热交换，使热量进一步向地层深处扩散，扩大加热区域，同时也使井筒附近地层的温度比注汽时降低一些，必须进行焖井。焖井时间不宜过长或过短，一般2～7天。

3．采油阶段

采油阶段一般又包括自喷和抽油两个阶段。

（二）蒸汽驱采油

蒸汽驱采油是在蒸汽吞吐采油的基础上进行的。由于注入井已经过蒸汽吞吐采油，井底附近油层的含油饱和度很低，当注入蒸汽后很容易在井底附近形成一个蒸汽带（见图6-16）。此带前缘为热水，后部分为蒸汽，温度高，热量多。由于蒸汽密度小于油，流动性大于油，使得蒸汽上浮沿油层顶部窜流，形成蒸汽超覆现象。蒸汽带半径在油藏底部最小，顶部最大。在不断注入蒸汽的高温高压作用下，靠近蒸汽带的原油黏度降低并不断向油井方向运移，在蒸汽带前方形成一个降黏油富集带。此带靠近蒸汽带部分油层温度最高，原油黏度最低，而接近未被加热原油带部分的油层温度最低，原油黏度最高（接近于原油黏度）。随着蒸汽累积注入量的增加，油层能量和热量得到很好的补充，驱替前缘逐渐向油井方向推进，使得蒸汽带和降黏油富集带不断扩大，而未被加热原油带不断缩小，采油井原油产量上升，并逐步进入高产阶段。随着开采时间的延长，油层中的原油逐步被驱替出来，蒸汽和热水在油层中向生产井推进，到一定时间，蒸汽驱前缘突破油井，蒸汽和热水进入油井随同原油一起被采出来。

图6-16　蒸汽驱采油的油气分布剖面示意图

1—蒸汽和热水带；2—降黏油富集带；3—未被加热原油热带；4—驱替前缘（三）火烧油层

火烧油层法是将空气连续注入井底，在井底将油层点燃，以油层本身的原油或部分裂解产物作燃料，不断燃烧生热，依靠热力和其他综合驱动力的作用，提高采收率的一种热力采油方法。火烧油层有三种类型，干式正向燃烧、湿式燃烧和反向燃烧。

1．干式正向燃烧法

所谓“干式燃烧”是指仅仅注入空气燃烧。所谓“正向燃烧”，是指点燃注入井油层，其燃烧前缘由注气井向采油井方向推进，并与空气的运动方向相同。

火烧油层时，装置在注入井井底的点火器点火，加热油层。当井底附近的原油受热后，其中的轻质组分蒸发，形成石油蒸气，先向前运移。较重质的部分在高温下发生裂化反应，部分形成轻质油，也向前运移；余下的重质部分焦化，变成可燃炭，不能向前流动，作为燃料沉积下来，建立起燃烧带。与此同时，油层中的水也因受热成为水蒸气；石油焦燃烧后还产生废气（包括二氧化碳、水蒸气、未燃的空气等），它们也都向前流动。流向前方的石油蒸气、水蒸气、燃烧的废气等与接触到前方的冷油、水和岩石进行热交换，产生凝析作用；另一方面，轻质油与接触到前方的原油相混，稀释原油，降低了原油的黏度。由于靠近燃烧带的部分温度高，远离燃烧带的温度逐渐下降，且由于蒸发、裂化、焦化、凝析等作用和温度的关系，在油层中形成若干个带——已燃带、燃烧带、沉焦带、蒸汽带、热水带、轻质油带、富油带、原始含油带，见图6-17。只要油层有足够的残炭量（燃料），油层的燃烧便可以蔓延下去。

对于火烧油层来说，凡火线波及的地区，由于热力降黏和膨胀作用、轻油稀释作用以及水气的驱替作用，除了部分重烃焦化作为燃料外，洗油效率几乎达100%。但是，由于油层的非均质性和较高的注入气与地层油流度比，气与油的重力分离比较严重，平面上和剖面上的波及系数都比较低。

图6-17　火烧油层（干式正向燃烧法）的机理示意图

1—已燃带（成为疏松的净砂）；2—燃烧带（火线，正在燃烧的狭窄地带）；3—沉焦带（原油焦化、裂化后留下的残炭、燃料）；4—蒸汽带（共存水汽化和燃烧生成的水汽）；5—热水带（蒸汽的凝析物）；6—轻质油带（蒸馏和裂化产生的轻质油凝析物）；7—富油带（被驱集到前缘的油，由于热和轻质油的稀释，黏度降低）；8—原始含油带（热力尚未影响到的地区）

2．湿式燃烧法

湿式燃烧法是正向燃烧法的改良，是正向燃烧和水驱相结合的方法，可用来弥补干式正向燃烧的缺点，有效利用燃烧前缘后面储存的热能。

正向燃烧法在地下产生的热能量约半数存在于燃烧前缘和注入井之间。为了更有效地利用这部分热量，必须将其移至燃烧带的前方。为此，可采取注水的方法，注入水与燃烧前缘后面的高温岩层接触时蒸发，岩石则冷却；同时燃烧前缘前面的蒸汽便凝结成热水，使得持有一定高温的地带加长，油的黏度下降，从而有利于提高采收率。

3．反向燃烧法

反向燃烧法系指燃烧带从生产井向注入井方向发展的一种对付特稠原油的火烧油层法，即燃烧带与注入的空气逆向而行。它可以弥补干式正向燃烧的缺点，克服黏度高的油藏中的流体阻塞，如图6-18所示。

图6-18　反向燃烧法示意图

四、微生物采油技术

微生物采油技术，全称微生物提高石油采收率（Microbial Enhanced Oil Recovery，MEOR）技术，是21世纪出现的一项高新生物技术。它是指将地面分离培养的微生物菌液和营养液注入油层，或单纯注入营养液剂或油层内微生物，使其在油层内生长繁殖，产生有利于提高采收率的代谢产物，以提高油田采收率的采油方法。

（一）微生物驱油机理

（1）微生物在油藏高渗透区的生长繁殖及产生聚合物，使其能够选择性地堵塞大孔道，提高波及系数，增大扫油效率。

（2）产生气体，如CO2、H2和CH4等，这些气体能够使油层部分增压并降低原油黏度。

（3）产生酸。微生物产生的酸主要是低相对分子质量有机酸，能溶解碳酸盐，提高渗透率。

（4）产生生物表面活性剂。生物表面活性剂能够降低油水界面张力。

（5）产生有机溶剂。微生物产生的有机溶剂能够降低界面张力。

（二）微生物采油特点

（1）微生物以水为生长介质，以质量较次的糖蜜作为营养，实施方便，可从注水管线或油套环形空间将菌液直接注入地层，不需对管线进行改造和添加专用注入设备；（2）微生物在油藏中可随地下流体自主移动，作用范围比聚合物驱大，注入井后不必加压，不损伤油层，无污染，提高采收率显著；（3）以吞吐方式可对单井进行微生物处理，解决边远井、枯竭井的生产问题，提高孤立井产量和边远油田采收率；（4）选用不同的菌种，可解决油井生产中的多种问题，如降黏、防蜡、解堵、调剖；（5）提高采收率的代谢产物在油层内产生，利用率高，且易于生物降解，具有良好的生态特性。

总之，微生物采油具有成本低、工序简单、应用范围广、效果好、无污染的特点，越来越受到重视。

五、物理采油技术

物理采油技术是利用物理场来激励和处理油层或近井地带，解除油层污染，达到增产、增注和提高油气采收率的新技术。目前，声波采油技术、微波采油技术、电磁加热技术的理论研究已达到成熟阶段。

物理采油技术具有以下特点：适应性强、工艺简单、成本低、效果明显；可形成复合技术，对油层无污染；可用于高含水、中后期油田提高采收率；可用于含黏土油藏、低渗透油藏、致密油藏、稠油油藏。

物理采油技术包括人工地震采油技术、水力振荡采油技术、井下超声波采油技术、井下低频电脉冲采油技术、低频电脉冲技术。下面主要介绍人工地震采油技术和水力振荡采油技术。

（一）人工地震采油技术

人工地震采油技术是利用地面人工震源产生强大震场，以很低频率的机械波形式传到油层，对油层进行震动处理，提高水驱的波及系数，扩大扫油面积，增大驱油效率，降低残余油饱和度。

1．采油机理

（1）加快油层中流体的流速；

（2）降低原油黏度，改善流动性能；

（3）改善岩石润湿性；

（4）清除油层堵塞及提高地层渗透率；

（5）降低驱动压力。

2．特点

（1）不影响油井正常生产，不需任何井上或井下作业，避免了因油井作业造成的产量损失；

（2）一点震动就可大面积地处理油层，波及半径达400m，在波及面积上油井有效率达82%；

（3）适应性强，对各种井都有效；

（4）对油层无任何污染，具有振动解堵、疏通孔道的作用；

（5）节省人力物力，投资少，见效快，效益高，简单易行。

（二）水力振荡采油技术

水力振荡采油技术是利用在油管下部连接的井下振荡器产生水力脉冲波，通过脉冲波在油层中的传递，来解除注水井、生产井近井地带的机械杂质、钻井液和沥青质胶质堵塞，破坏盐类沉积，并使地层形成裂缝网，增大注水井吸水能力，改善油流的流动特性。振动波对地层中原油产生影响，降低原油黏度。

聚合物驱油 聚合物驱油属于三次采油技术，它的主要机理是扩大水驱的波及体积，通过注水井注入0.4～0.6倍孔隙体积的聚合物段塞，从而提高了水的黏度，减少水驱油过程水的指进的不利影响，提高驱油效率。大庆油田已经成为我国最大的实施聚合物驱油基地，1996年开始了聚合物驱大面积推广应用，喇嘛甸、萨尔图、杏树岗三个老区地质储量占大庆油田总储量92.7%，年产油量占大庆油田年总产油量88.26%。其产量构成可分为两部分：聚合物驱产油820万吨，占17.05%；水驱采油量3990万吨，占82.95%。根据萨尔图的中区西部注聚合物现场试验，聚合物驱比水驱采收率提高7.5%～12%，平均每吨聚合物增产油209吨。注聚合物初期，注入压力普遍上升比较快，当近井地带油层对聚合物吸附滞留达到平衡后，注入压力趋于稳定，当转入后续注水后，注入压力开始下降，注入压力上升幅度随注采井距和注入强度增大而增加，反映出注聚合物驱应有合理的注采井距和油层要有一定的渗透率。聚合物驱油见效后，含水大幅度下降，产油量上升。在中区西部现场注聚合物前后钻了两口相距30米的密闭取心井，岩心资料表明，萨Ⅱ1-3层水洗厚度增加了50%，葡Ⅰ1-4层水洗厚度增加了48%。目前大庆、大港、胜利等几个注聚合物试验区的筛选条件基本是埋藏深度小于2000米、渗透

聚合物

大庆油田PO5井聚合物驱见效动态率大于50×10-3平方微米的砂岩油藏；原油地下黏度5～60毫帕·秒；地下水矿化度小于10000毫克/升。目前所使用的聚丙烯酰胺聚合物只适用于矿化度低、二价金属离子少的油田，抗高盐、高温的聚合物仍处于实验和攻关的阶段。为克服聚丙烯酰胺的缺点，许多研究学者还研究过如聚乙烯醇、聚乙酸乙烯酯及多糖类黄原胶等多种生物聚合物。

复合物驱油 复合物驱油是设想研究一种能比聚合物驱油更大幅度地提高采收率，又比表面活性剂驱成本低的物质驱油，使它成为具有工业化应用前景的高效驱油技术，它的主要机理是形成超低的油水界面张力，提高洗油能力，另一方面发挥聚合物扩大水驱的波及体积的作用，起到多种化学剂间存在的协同效应。在日常生活中，我们都了解一个很普通的现象，碱是很容易去油污的，如果再加点活性剂，去油污的能力就会更强。复合物驱油的道理与此类似，主要是降低油水界面张力和改变油对岩石表面的亲和能力。对油藏提高采收率而言则有碱水驱现场试验，碱加聚合物或活性剂加聚合物驱称之为二元复合物驱油，碱加活性剂加聚合物驱称之为三元复合物驱油。复合物将与岩石表面作用，使岩石表面润湿性由亲油变为亲水，使油膜变得不稳定，甚至破坏油膜，从而使残余油能流动起来并被聚合物驱赶出去。这方面的研究和试验已经有很大的进展，展示很好的前景。

分散凝胶驱油及体积膨胀颗粒深部调剖技术 降低聚合物驱的成本是提高采收率工业化应用的一个重要方向。近年来研究出低浓度分散可动凝胶是一项重要成果，可动凝胶是聚合物与交联剂形成的非网络结构的多分子聚集体。用原子力显微镜进行微观结构观察，结果表明：可动凝胶以分子内交联为主，尺寸比聚合物大10倍左右，这样，可大大地节省聚合物的用量。可动凝胶还具有良好的流动性，驱油效果模型实验研究表明，水驱主要沿高渗透层指进，聚合物驱可提高中渗透层的波及效率，而可动凝胶驱则可改善低渗透层的采收率。聚合物驱后再用可动凝胶可以进一步提高采收率3.9%。投入产出比1∶3.9。在大庆油田现场试验中，对6口注入井吸水剖面进行不同程度调整，总的变化趋势为油层底部吸水量向上部转移。在河南油田两口井的可动凝胶调驱先导性试验中，聚合物注入浓度600毫克/升，交联剂浓度60毫克/升，注入量25100立方米，日增油4吨。与聚合物驱相比节约化学剂费用13万元。

可动凝胶的原子力显微照片并联模型水测渗透率（10-3平方微米）含油饱和度（%）水驱采收率（%）聚合物驱CDG调驱累积采收率（%）提高采收率（%）累积采收率（%）提高采收率（%）高渗298082.0857.147214.8672.570.57中渗72984.1129.1462.7533.6165.392.64低渗5176.520.924.273.3543.5139.24

可动凝胶在三管并联模型中聚合物驱后的调驱效果近年来还研究出一种体积膨胀颗粒深部调剖技术，这种颗粒调剖剂在地面交联合成，避免了地下不成胶问题。体积膨胀颗粒具有良好的耐温（120℃）抗盐（30万毫克/升）性能，体积膨胀颗粒具有“变形虫”深部调剖的功能，颗粒遇油体积不变，遇水不溶解，体积膨胀变软，在外力作用下可发生变形，而且具有可逆性。体积膨胀颗粒在地层深部的变形运移，可有效改变地层深部长期水驱形成的定势的压力场和流线场，达到实现深部调剖、提高波及体积、改善水驱开发效果的目的。据大庆、大港、中原355个井组现场试验不完全统计，累计增油46.73万吨，增收6.57亿元。

混相驱油 混相驱油机理是希望驱替流体和被驱替流体（油）两者达到完全相互溶解，两相之间的界面张力等于零。这样，采收率肯定最高。如加拿大的帕宾那油田实验区混相驱结束后的采收率达到67.2%～75.7%。各种液态碳氢化合物如煤油、汽油、酒精及液化石油气在与地层原油接触时，都能与原油直接形成混相，但主要问题是成本太高，谁也不会把汽油注入到地层去置换出原油，做这样的大傻事。现在有三种不同烃类混相驱方法，第一个方法称之为混相段塞法，即向油层内注入约5%孔隙体积的液态碳氢化合物，然后再用天然气、干气或水推动混相段塞驱油，第二个方法是富气法，也称为凝析气混相驱法，它是首先向油层内注入一个已富化的天然气（C2—C6）段塞，然后再用天然气、干气或水推动混相段塞驱油，在富气混相驱过程中，C2—C6组分是由段塞转到原油中去。第三个方法是高压干气法，也称为蒸发混相驱法，它是在高压干气驱过程中，引起原油的反蒸发，C2—C6组分由原油转到气相中去，这与第二种方法达到混相的路径是相反的。第三种方法应用的油藏深度一般都比较深，达到混相的压力也比较高，只能应用于压力超过20兆帕，原油比重超过40°API的近挥发性原油，这种方法在新疆葡北油田正开展试验，混相的压力要求达到32兆帕，需要高压压缩机注气。

高温高压油气界面张力变化在西方，混相驱矿场试验比较多，目前多采用第二种富气法，中国混相驱油除了葡北油田正在试验外，基本还是空白。混相驱用于采出多孔介质的剩余油是非常有效的，但用气体或液化石油进行混相驱时，混相段塞容易发生分散以至完全变质，气体容易发生超覆突进，不均匀渗透率分布以及溶剂被一些死孔隙捕获以至失去混相能力，在这种状况下又非常需要注入大量而又昂贵的混相段塞，这些不利的因素还需要不断去改进和克服。

二氧化碳也可以用作混相驱油，但世界上许多油田附近往往缺乏二氧化碳气源，这是影响二氧化碳混相驱油的先决条件。二氧化碳混相驱油有它的特点，在地层压力超过10.2兆帕的油藏中就可以获得混相。二氧化碳溶解于油会使原油膨胀，并能降低原油的粘度，这种油的混相带更容易被以后注入的气体或水驱替向前推进。但也有它的缺点，二氧化碳的临界温度是31℃，超过这个温度，不论压力有多高，二氧化碳都是以气态存在，很容易过早地从生产井中逸出。二氧化碳很容易溶于水形成碳酸，这种酸对设备腐蚀很强，减缓设备腐蚀的费用是该方法总投资的重要组成部分。中国目前还没有进行过二氧化碳驱油的现场试验，在江苏、大港、中原等油田主要是利用二氧化碳进行非混相的注二氧化碳吞吐试验，都收到比较好的增产效果。

热力采油技术 热力采油主要是针对稠油油藏提高采收率的开采技术，它包括注热水驱、蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油藏等技术。这些技术在中国稠油油藏开发中都进行了大量研究，通过实践的检验，取得了很好的效果。稠油的粘度高，采收率低，对于特稠油通常的注水方法也难以开采。但稠油对温度却极为敏感，每加热增温10℃，黏度即下降一半。一般的普通稠油油藏，注热水驱就会较大地提高采收率，不能开采的特稠油油藏通过蒸汽吞吐或蒸汽驱、火烧油藏可以进行开采。蒸汽吞吐是周期性对油井注入蒸汽，在实际应用中周期注蒸汽量一般几百吨至几千吨水当量蒸汽，注蒸汽强度一般在50～150吨/米，注蒸汽的干度对其效果影响很大，井底干度越高就可以保证注入的热量越多，吞吐的效果就越好。注蒸汽后关井数天（一般一周左右），俗称为焖井，使蒸汽的热量得以扩散，然后开井生产。由于近井地带的重油提高了温度，显著地提高了重油的流度，流体热膨胀、溶解气体压缩、减少近井地带的残余油饱和度、井筒清洗效应，使重油的产量得到了提高。这个方法世界上都在普遍应用。中国这方面技术发展很快，辽河油田突破了1600米深井蒸汽吞吐开采技术难关，1995年热采油量就达到674万吨，占全国热采油量的61.5%。蒸汽吞吐经过几个周期吞吐之后，增产量都是一次比一次少，吞吐采收率一般仅为15%～20%，最有效的方法就是转为蒸汽驱。但蒸汽驱有两个限制条件，一是深度不宜大于1500米，二是油层厚度应大于9米以上。深度限制是由于蒸汽的临界压力（21.7兆帕）造成的，油层厚度限制是由于盖层和底层的热损失速度决定的。国外几个大油田如美国的Kern river油田和San Ardo Aurignac层原油重度为11.5～13°API，蒸汽驱最终采收率可达到62%～65%。蒸汽驱阶段的采收率一般认为可达20%～30%。蒸汽驱热力采油技术近10年内发展很快，为了提高热力效应，有效地开发超稠油，提出了水平井蒸汽辅助重力泄油技术（SAGD）。它的基本原理是以蒸汽作为加热介质，在流体热对流传导作用下加热油层，依靠重力开采稠油。加拿大亚萨巴斯卡（Athabasca）油藏应用SAGD技术非常成功，该油藏平均井深150米，油层厚度20米，孔隙度35%，渗透率5～12平方微米，在油层温度7℃条件下，沥青重度8°API，黏度500万毫帕·秒，属于超稠油油藏。这种难以动用的油藏，依靠SAGD技术搞活了，热效应采油响应很快，平均日产油量超过30立方米。

蒸汽辅助重力泄油（SAGD）方法微生物采油技术 微生物采油最早在1926年由美国学者Bachioan提出将细菌注入地层来提高原油采收率。20世纪40年代Zobell报道了加拿大艾伯塔省的阿萨巴斯卡焦油砂中用细菌释放出油，此后引起人们很大的兴趣。经过70多年研究，许多国家研究微生物采油已经从实验室走向现场试验。它的基本原理是：

PBS、PBST、PBSR菌色谱图微生物能有效降解原油中的蜡、胶质、沥青质等重质组分，产生大量有利于驱油的代谢产物，从图明显看到PBST菌种效果特别明显，低碳数正构烷烃含量增加（向左偏移），高碳数正构烷烃含量降低；能大幅度降低原油粘度，产生一定量的生物表面活性物质和有机溶剂，降低界面张力，有利于提高原油的采收率；将原油乳化成水包油或油包水乳状液，对原油产生良好的乳化分散能力，改善了油对水的流动度；微生物在油藏中繁衍生殖，由于发酵作用会产生许多如CO2、CH4、H2等有利气体，可以使原油膨胀、恢复油层压力，油层中的碳酸盐胶结物被CO2溶解有利于提高储层的孔隙度和渗透率。

微生物周期驱结果分析中国许多油田如吉林、大庆、中原、华北、青海和辽河等都进行过微生物采油现场试验，目前还主要是限于一些单井吞吐试验，但都得到明显的效果。大庆油田试验的几个菌株的降黏率都达到28%～34%，室内实验采收率可以达8%～11.57%。辽河油田在齐108断块的中质稠油油藏中分离出的多种微生物进行驯化培养和生理活性研究，筛选出适合齐108块稠油油藏的菌种，对8口井进行了2～3轮次吞吐试验，效果良好，投入产出比大于1∶3。微生物采油当前主要的问题还是要进一步加强基础研究，筛选出适合于不同油藏的菌种；掌握注入油藏中菌种的生存能力；菌种和其代谢物对油的作用；掌握微生物的分布、迁移和控制。高度重视环境保护和安全，需要油藏工程师、微生物学家、遗传学家、化学工程师、环境工程师、经济工程师多方合作，对微生物采油提高采收率做出定量和经济最优化的设计。

郭兰磊　张以根　宋新旺　姜颜波

摘要　描述了胜利油区三次采油的发展历程；综合运用室内实验、数值模拟和油藏工程等多种研究手段，深入研究了三次采油期间以及后续水驱过程中相关的技术政策界限，以最大限度的减少三次采油的风险，最大幅度地提高油田的最终采收率；还提出了三次采油攻关的方向和目标，以保障胜利油区三次采油的可持续发展。

关键词　胜利油区　三次采油　聚合物驱　技术政策

一、引言

胜利油区经过30多年的勘探开发，勘探新增储量的难度越来越大，成本越来越高。已开发油田目前大都处于高含水或特高含水期，水驱稳产难度越来越大。为了在老油田的增产挖潜方面走出一条新路，保持油田开发持续稳定发展，在二次采油的基础上出现了三次采油。

胜利油区自20世纪60年代就开始了三次采油室内实验研究工作，积累了丰富的研究经验，为现场实施奠定了基础。1992年，在孤岛油田中一区Ng3开展聚合物驱矿场先导试验，在孤东油田开展了三元复合驱油先导试验，开始了胜利油区三次采油新纪元，为胜利油区的增产挖潜注入了新的活力，并取得了显著的降水增油效果。在此基础上，从适宜三次采油资源的一类单元开始，于1994～1995年开展了孤岛、孤东两个聚合物驱扩大试验，取得了明显的效果。之后，三次采油规模迅速扩大，从1997年开始进入工业化推广应用阶段。为了最大限度地降低三次采油的风险性，通过大量的室内实验、数值模拟和矿场资料统计，深入研究了胜利油区三次采油的技术政策界限。针对胜利油区的油藏特点，提出了三次采油的发展方向。

二、三次采油驱油剂产品质量的技术政策界限

性能优越的化学驱油剂是三次采油取得明显效果的基本前提。目前，三次采油化学驱油剂产品种类繁多。为了有效控制驱油剂产品的质量，针对胜利油区的油藏特点，经过“八五”、“九五”的攻关和大量的室内实验研究，建立了适合胜利油田的三次采油单元油藏特点聚合物和表面活性剂的产品质量指标。

1.聚合物产品质量指标

制定的聚合物产品技术质量指标见表1。以此指标对每批聚合物产品进行固含量、分子量、水解度和滤过比等基本物化性质进行测定和增粘性、筛网系数、抗剪切能力、热稳定性及吸附与滞留等基本应用性能进行评价。该标准得到国内外大公司认可，在聚合物干粉订货中，严格执行该技术质量指标，确保聚合物干粉的质量，保护了油区的经济利益。

表1　聚合物产品质量指标表

2.表面活性剂产品质量指标

在大量界面张力、驱油、抗[Ca2+]/[Mg2+]能力等试验的基础上，提出了适合胜利油区油藏特点和复合配方体系的表面活性剂质量指标，即pH＞7；固含量≥40%；与碱的复配体系界面张力≤3×10-3mN/m。

三、油藏条件技术政策界限

胜利油区油藏条件极其复杂，本文主要对驱油效果影响较大的油藏非均质性、油层韵律、沉积相、油层温度、水矿化度、原油粘度、剩余油饱和度、注入时机、单层及多层等油藏条件进行了研究。

1.油藏非均质性

油藏非均质性是影响聚合物驱的一个重要因素，又分静态非均质和动态非均质两个方面。

（1）静态非均质

静态非均质性用油层渗透率变异系数（VK）来表征，随VK增大，水驱和聚合物驱的采收率均下降，但幅度不同。初期随 VK增大，由于聚合物具有一定的增粘作用，可以一定程度地调整油藏纵向和平面非均质，所以采收率下降幅度较水驱下降缓，聚合物驱提高采收率幅度（ER）逐渐增大；但聚合物的增粘和改善油藏非均质性具有一定的限度，如果VK过大，其“指进”或“舌进”现象将加剧，因而△ER将下降。研究结果认为VK为0.7左右最佳，适合于三次采油区间的VK为0.5～0.8。

（2）动态非均质

动态非均质是指在长期注水过程中由于水的冲刷作用而使原来渗透率很高的油层渗透率变得越来越高，形成“大孔道”，又称贼层，贼层的存在对开发效果有显著影响。数模研究结果表明，当含水大于90%，油田经强烈的注水冲洗，使油层渗透率增大，三采效果明显变差。矿场统计结果表明，大孔道井区见效比例与其他井区相近，但平均单井增油和每米增油幅度明显较低。因此，进行三次采油的区块动态非均质应不严重。

2.油层韵律

数值模拟结果表明，对于不同韵律的地层，水驱采收率依次为反韵律＞复合韵律＞正韵律。在反韵律地层中，由于高渗透层位于地层的上面，而低渗透层位于地层的下面。在重力作用下，上面高渗透层的水会向下部的低渗透层窜流，从而改善了中低渗透层的驱动效果。因此，反韵律油层的采收率高于正韵律油层的采收率，而复合韵律层的采收率介于反韵律和正韵律地层之间。

实施聚合物驱后，三种韵律的地层采收率都有不同程度的提高。其提高采收率幅度依次为：正韵律＞复合韵律＞反韵律（表2）。可见，聚合物的注入减弱了重力的影响，减小了垂向上水的窜流。

表2　地层的韵律性对提高采收率的影响表

3.沉积相

从矿场统计结果平均单井增油幅度来看：心滩相（A1)＞河道充填相（A2)＞河道边缘相（B)＞泛滥平原相（C）。而每米增油幅度依次为：河道边缘相（B)＞河道充填相（A2)＞心滩相（A1)＞泛滥平原相（C），但A1、A2、B相间相差不大，C相明显较差。说明与C相比A1、A2和B对三次采油更有利。

4.油层温度

油层温度影响聚合物溶液地层粘度，而地层粘度是决定聚合物驱效果的主要因素之一。用黄河水配制5000mg/L的聚合物溶液，用回注污水稀释成1500mg/L浓度，测定不同温度下的粘度。实验结果可知：随温度的上升，聚合物溶液粘度呈下降趋势，粘度保留率减小，70℃时，其粘度为26mPa.s，仅为30℃时（39.8mPa·s）的65.3%。表明聚合物溶液具有较强温敏性，目前条件下实施三次采油单元油藏温度应小于80℃。

5.水矿化度

水矿化度是通过影响聚合物溶液地层粘度而影响聚合物驱效果的。以不同比例的回注污水与黄河水混合，配制成不同矿化度的聚合物溶液，并测定溶液粘度随矿化度的变化曲线。随配制水矿化度的不断增加，溶液中的聚合物分子由伸展构象逐渐趋于卷曲构象，分子的有效体积缩小，溶液粘度减小。如质量浓度为1000mg/L的聚合物溶液完全污水配制时，其粘度为8.5mPa.s，仅为完全清水配制时（15.4mPa.s）的55.2%。聚合物溶液浓度越高，粘度保留率越低；地层水矿化度越高，聚合物溶液注入地层后，其前缘粘度下降愈大，会降低聚合物溶液的驱油效果。

6.原油粘度

三次采油单元的地层原油粘度也很重要。原油粘度低，水驱采收率高，三次采油提高采收率潜力小；原油粘度太高，也不利于驱油剂作用的发挥。数值模拟表明，胜利油区馆陶组油藏聚合物驱的原油粘度有利范围在40～70mPa·s之间，60mPa.s为最佳。

7.剩余油饱和度

剩余油是聚合物驱的物质基础。剩余油饱和度是保证三次采油驱油效果的主要因素之一，也是影响见效时间的关键因素之一。在相同地层条件下，驱油剂用量、浓度及段塞大小相同，油层的剩余油饱和度高，容易形成原油富集带，见效时间早，驱油效果好。

孤东油田八区Ng3～6和孤岛油田中一区Ng4地质条件相似、储集层物性相近、流体性质相差不大。矿场实施聚合物驱后，孤东油田八区注入0.06PV聚合物溶液即开始见到增油效果，而孤岛油田中一区Ng4注入量达到0.19PV时才开始见到明显效果（PV为孔隙体积）。其原因之一就是由于孤岛油田中一区Ng4注聚前采出程度较高（38.33%），剩余油饱和度较低，而孤东八区注聚前采出程度较低（18.9%），剩余油饱和度高。

8.注入时机

聚合物注入时机对增加采收率的幅度有明显的影响。室内物理模拟表明，注聚时间越早提高采收率效果越好，还可节省大量的注水及水处理费用。

9.单层和多层

数值模拟结果表明，多层注聚能充分发挥聚合物溶液的调剖作用，改善层间动用状况，效果好于单层注聚。在特高含水期，多层注聚优越性更明显。

四、注入参数技术政策界限

选择合适的注入参数能充分发挥驱油剂的驱油效果，相反，如果注入参数选择不当，则会不同程度的影响到三次采油的效果，甚至见不到驱油效果，造成巨大的经济损失。本文重点对驱油效果影响较大的井网、井距、用量、注采方向、受效方向数、注采比、注入速度等进行了研究。

1.井网

一般说来，三次采油都是在注水开发中后期进行的，因此需对注水开发的井网进行优化，优选出适合于三次采油的最佳井网。共计算了五点法、七点法和反九点法四种不同井网下的开发效果，注采井距取250m，数模结果表明，对于水驱，驱油效果由好到差的顺序为五点法井网、四点法井网、七点法井网、反九点法井网。对于聚合物驱，驱油效果由好到差的顺序为五点法井网、七点法井网、四点法井网、反九点法井网。而聚合物驱的增采幅度则以七点法为最高，反九点法为最低。因此，七点法、五点法和四点法井网为聚合物驱采油的理想井网。

2.井距

以五点法井网为例，研究了200m、250m、300m三种不同的井距对聚合物驱开发效果的影响。与水驱相比，提高采收率幅度分别为11.95%、11.94%和11.86%。可以看出，井距对聚合物驱的开发效果影响不大，相对来说，小井距的井网聚合物开发效果相对较好一些，但由于胜利油区油藏的非均质性较强，井距太小，易造成聚合物溶液的窜流，因此，井距为250～300m之间较为合适。

3.用量

数值模拟结果表明，聚合物用量越大，进行聚合物驱含水下降漏斗的深度和宽度也越大，提高采收率幅度也越大，但当用量过大时提高采收率上升的幅度明显变缓。矿场实际统计表明，聚合物用量越大，单井增油幅度及每米增油幅度也越大。因此，从技术角度上讲，三次采油在矿场实施过程中，用量越大效果越好。另一方面，随着聚合物用量的增大，其提高采收率幅度变缓，说明其经济效益变差。优化结果表明，胜利油区三次采油聚合物用量在450～550PV.mg/L时，财务净现值较大。因此，从经济角度上讲，聚合物最佳用量为450～550PV·mg/L。

4.注采方向

根据矿场实际统计结果，三次采油注水井的注入方向由高渗透区往低渗透区注，其驱油效果单井增油和每米增油均高于由低渗透区往高渗透区注入的方向。

5.受效方向数

三次采油中心井的见效比例、单井增油和每米增油均远远高于边角井的效果。实施三次采油油井的受效方向数越多，其增油效果越好。因此，在三次采油投产或转后续水驱时，一定要考虑同时投产或同时结束注聚，避免人为地造成大量的边角井，影响驱油效果。

6.注采比

数值模拟结果表明，实施三次采油其注采比为1.0～1.1时含水下降最大，提高采收率幅度最高，驱油效果好。因此，三次采油矿场应保证均衡注采，以达到最佳的三采效果。

7.注入速度

注入速度对最终采收率影响不大，但速度越快见效越早，投资回收快，经济效益好。而注入速度越大，剪切速率越大，聚合物溶液粘度损失越大，且易引起窜流或注入压力过高。从目前胜利油区实施单元的注入速度来看，注入速度在0.08～0.12PV/a时较合适。

五、后续水驱技术政策界限

从孤岛、孤东三个已转后续水驱的聚合物驱试验单元看，目前后续水驱阶段实际增油已占总增油量的50%左右，预测后续水驱阶段最终增油量约占总增油量60%，即三次采油的大部分油量要在后续水驱阶段采出。因此，后续水驱阶段是三采增油的一个重要阶段，必须加大对这一阶段的技术政策界限研究，以确保达到最大的增油效果。

1.压力保持水平

地层压力水平高，高渗条带压差加大，导致注入水突破聚合物段塞和已形成的“油墙”，形成新的水流通道，影响聚合物驱效果。数值模拟结果表明，在后续水驱阶段，压力保持在饱和压力附近时的开发效果要好于压力较高的开发效果。

2.后续水驱注采比

为了探讨在后续水驱阶段最佳的注采强度，对后续水驱阶段的注采比进行了数值模拟研究。结果表明，后续水驱阶段的最佳注采比为0.8～1.0，在这一范围内提高采收率幅度最大。

六、发展方向

1.高温高盐驱油体系研究及矿场实施

资源评价结果表明，胜利油区适合三次采油的地质储量为10.7649×108t，其中一类单元地质储量为2.723×108t，二类单元地质储量为2.6772×108t，三类单元地质储量为4.5707×108t，四类单元地质储量为0.794×108t。目前，矿场已动用的三采资源基本为一类单元，并且一类优质资源所剩余无几，而油层温度较高和矿化度较高的二、三类资源动用较少或未动用。因此，今后需在耐温耐盐驱油体系研究方面进行攻关，以便动用丰富的二、三类地质资源。

2.聚合物驱后进一步提高采收率研究

‘八五”、“九五”期间，胜利油区实施聚合物驱单元12个，动用地质储量超过1×108t。聚合物驱试验结果表明，聚合物驱实施完以后，仍有50%～70%的原油存留在地层中，地层中的剩余油储量仍十分丰富。目前，已开展的聚合物驱单元已进入或即将进入后续水驱，首要面临的问题是聚合物驱以后如何提高采收率。因此，急需开展聚合物驱以后的新技术、新方法攻关研究，以充分开采剩余在地下的石油资源。当务之急是在弱交联和石油磺酸盐驱方面进行攻关，以取得突破性进展。

3.复合驱将成为聚合物驱接替技术

如何更有效地利用石油资源和进一步提高采收率是21世纪更为关注的问题，而解决这一问题更为合理的手段是充分利用不同采油方法之间的优势，采用复合方式进行采油。随着合成化学剂复合驱（如三元复合驱、二元复合驱等）、合成化学剂－气复合驱（如泡沫驱）、不同气复合驱（如CO2＋富气等）、合成化学剂热力复合驱、合成化学剂水平井注入复合驱等复合驱油技术的发展，以及结垢和注剂效果（如粘度、活性等）的改善，复合驱油方法将成为21世纪最重要的聚合物驱接替技术。

七、结论

通过制定三次采油驱油剂的质量标准，使驱油剂的质量得到了保证；通过制定三采注入过程和后续水驱阶段的技术政策界限，明确了适合三次采油的油藏条件范围和合理的工作制度。以上研究从不同的方面保证了胜利油区三次采油向好的方向发展。

另外，高温高盐驱油体系研究及矿场实施、聚合物驱后进一步提高采收率和各种复合驱技术研究将是今后三次采油研究的重点和方向。