中国石化提高采收率技术研究进展与应用

计秉玉，王友启，聂　俊，张　莉，于洪敏，何应付

(中国石化 石油勘探开发研究院,北京 100083)



中国石化提高采收率技术研究进展与应用

计秉玉，王友启，聂俊，张莉，于洪敏，何应付

(中国石化 石油勘探开发研究院,北京 100083)

从化学驱油技术、稠油热采技术、注气驱油技术和微生物驱油技术4个方面，对中国石化提高采收率技术的研究进展及应用进行了概述，归纳了各项技术的适用条件、应用结果及存在问题，并讨论了中国石化提高采收率技术规模化应用的方向。研究结果指出：化学驱油技术已成为中国石化提高采收率技术的主体，其中的聚合物驱和二元复合驱已成熟配套，并实现规模化应用。非均相复合驱技术在孤岛中一区聚合物驱后油藏试验成功，预计可提高采收率7.3%。在稠油热采技术中，热化学吞吐、井网加密和普通稠油水驱转热采技术已推广应用，蒸汽驱和热化学蒸汽驱技术仍处于工业化试验阶段。注气驱油技术和微生物采油技术处于现场试验阶段，且均已取得较好的增产效果。中国石化提高采收率技术工业化应用的方向是继续研究适应复杂油藏条件的驱油剂、驱油体系和流度控制技术，并对成熟技术进行组合应用。

化学驱；稠油热采；气驱；微生物驱；提高采收率；中国石化

提高采收率技术(EOR)主要分气驱、化学驱、稠油热采、微生物采油和物理法采油5种类型，其中稠油热采、气驱和化学驱技术已进入矿场工业化应用，2014年世界EOR产量约为46.1×104m3/d,约占世界产油量的3.3%[1]。EOR技术主要应用于美国、中国、加拿大、委内瑞拉和俄罗斯等国，中国已成为世界EOR应用大国，EOR产量约占世界EOR产量的25.0%。中国石化所属210个油田，主要分布在中国东部和西部2个油区。东部油区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，已进入特高含水开发阶段[2]。西部油区以塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏为主，缝洞内部结构和油水关系复杂，原油性质差异大，开发难度大[3]。由于油田地质条件、储层和流体性质的复杂性，导致整体采收率较低，具有大幅度提高采收率的潜力。为解决复杂油藏的高效动用和老油田提高采收率的瓶颈[4-6]，大幅度提高采收率成为中国石化发展战略之一，近年来探索了化学驱[7-11]、稠油热采[12-13]、注气[14]和微生物[15]等多种提高采收率技术，化学驱和稠油热采技术已逐步成熟并实现规模化应用，注气和微生物提高采收率技术仍处于试验研究阶段。

1　化学驱油技术

中国石化化学驱技术概括为聚合物驱[7]、化学复合驱[8]和聚合物驱后非均相复合驱[9]3个方面，主要在胜利油田和河南油田应用。

1.1聚合物驱油技术

中国石化适合聚合物驱的油藏普遍具有油藏温度高(65～120 ℃)、地层水矿化度高(5 000～100 000 mg/L)和原油粘度高(50～130 mPa·s)。以室内研究为指导,按照油层温度、地层水矿化度由低到高分步开展矿场试验，目前已形成适合3类油藏的聚合物驱技术(表1)。

1992年在孤岛中一区开展了Ⅰ类油藏聚合物驱先导试验，试验区有注入井40口，生产井78口，地层温度70 ℃，地层水矿化度5 293 mg/L，试验利用原有水驱开发井网，采用分子量大于1 500×104的聚丙烯酰胺，设计聚合物用量300 PV·mg/L，采用清水配制母液，产出污水稀释注入。先导试验已结束，试验区提高采收率11.0%。1998年在Ⅱ类油藏开展了聚合物驱先导试验，针对地层温度80℃和地层水矿化度21 000 mg/L的胜坨油田一区，采用分子量大于2 200万的聚丙烯酰胺和梳型高分子聚合物，已提高采收率

表1　聚合物驱油藏类型及使用的聚合物Table 1　Reservoir types of polymer flooding and the polymers used

6.7%。2013年在Ⅲ类油藏开展聚合物驱先导试验，针对地层温度85 ℃和地层水矿化度30 500 mg/L的胜坨油田二区，采用含耐温抗盐基团的聚合物，目前注入井压力上升，生产井开发态势稳定，效果有待观察。针对一次聚驱多向受效率低、流度比高、采出程度低等问题，2005年在下二门油田开展了二次聚合物驱试验，采用高浓度大段塞(0.91 PV×2 000 mg/L)和单泵对单井注聚工艺，试验区已提高采收率9.5%，预计提高采收率12.0%。目前中国石化共实施聚合物驱项目56个，提高采收率6%～12%。

1.2复合驱油技术

基于高酸值原油(KOH含量0.9～3.0 mg/g)，1992年在孤东油田小井距试验区开展了ASP三元复合驱先导试验，在水驱采出程度达到54.4%，综合含水99.3%的情况下，实施聚合物、碱和表活剂的三元复合驱，试验取得成功，中心井区提高采收率16.8%(OOIP)，但试验过程中存在结垢、乳化等问题，影响了三元复合驱技术的推广。为了解决由碱引起的结垢、乳化等问题，2003年在孤东油田七区西开展了无碱二元复合驱先导试验，试验区有注入井10口，生产井16口，油层温度68 ℃，地层水矿化度8 207 mg/L，地层原油粘度45 mPa·s。通过分子模拟，设计疏水链结构与原油相似的磺酸盐，达到更高的界面效率，采用阴、非表面活性剂复配实现超低界面张力(10-3mN/m)，试验区已提高采收率14.8%。二元复合驱技术已于2008年进入工业化应用，目前实施19个项目，提高采收率8%～15%。

1.3非均相复合驱油技术

由于陆相成因储层的强非均质性和较高的原油粘度，聚合物溶液改善流度比，扩大波及程度的作用有限，使得聚合物驱后剩余储量接近原始地质储量的一半，需要探索聚合物驱后进一步大幅度提高采收率技术。针对聚合物驱后油藏非均质性更加突出，剩余油更趋分散的特点，研发了非均相复合驱油体系。在二元复合驱油体系的基础上，加入B-PPG粘弹颗粒，形成非均相体系，该体系的连续相为“聚合物+表面活性剂”溶液，分散相为具有较高粘弹性的B-PPG颗粒，与二元复合驱体系相比，能够增加阻力系数，强化液流转向，扩大波及体积。

2010年在孤岛中一区聚合物驱后油藏开展非均相复合驱先导试验，试验区有注入井32口，生产井38口，地层温度70 ℃，地层水矿化度8 120 mg/L，地层原油粘度46.3 mPa·s，试验前综合含水98.1%，采出程度52.3%。通过井网整体加密，实现变流线井网调整，试验取得显著效果，日产油由38t/d最高上升到136 t/d，综合含水由98.1%最低下降到90.2%，已提高采收率2.5%，预计可提高采收率7.3%。该技术将在聚合物驱后油藏推广应用。

2　稠油热采技术

中国石化稠油油藏主要分布于胜利油田和河南油田。稠油油藏普遍埋藏较深(900～1 600 m)、储层厚度小且具有一定敏感性,原油性质多样和具有活跃边底水。1984年开始蒸汽吞吐开发，近年来稠油热采技术得到发展和完善[12-13]，逐步形成了5项主导技术，其中热化学吞吐、井网加密和普通稠油水驱转热采技术已推广应用，蒸汽驱和热化学蒸汽驱技术还处于试验阶段。

2.1热化学辅助蒸汽吞吐技术

针对特超稠油、薄层稠油动用难和稠油油藏多轮次蒸汽吞吐后存在的汽窜严重、地层压力低、剩余油分散等问题，发展了化学辅助蒸汽吞吐技术。以蒸汽携带的热量为基础，利用化学体系高温高压条件下表现出的物理化学特性，改变储层微观结构及储层流体的渗流、分布特征，从而大幅度提高蒸汽吞吐效果，形成了HDCS、HDNS、SGS和氮气泡沫堵水调剖等系列技术，实现了特超稠油、薄层稠油和浅层超稠油的有效动用，大幅度改善了高含水热采老区的开发效果。近几年，HDCS、SGS、HDNS三项技术实施1 500井次，累计增产原油81.3×104t；氮气泡沫调剖实施402井次，平均单井周期增油548 t，累计增油22.06×104t。

2.2稠油热采井网加密技术

理论研究和矿场监测均表明，多轮次蒸汽吞吐后，普通稠油和特稠油油藏的有效动用半径为75～70 m，超稠油油藏的有效加热半径为50 m。对于井距为200～280 m的井网来说，蒸汽吞吐井间存在未加热区。针对蒸汽吞吐加热半径小与常规井距大的矛盾，发展了稠油热采井网加密技术。通过数值模拟优化研究，建立了蒸汽吞吐加密潜力评价标准，确定了不同类型稠油油藏蒸汽吞吐的有效井距为100～141 m(表2 )。2000年在孤岛油田中二北单元实施井网加密先导试验，试验区地层原油粘度为521 mPa·s，油层温度65 ℃，新钻加密井76口，井网由200 m×283 m加密成141 m×200 m，采收率由21%提高到29.1%。

表2　不同类型稠油油藏井网加密界限Table 2　Pattern infilling limit for different types of heavy oil reservoir

2.3蒸汽驱技术

针对稠油油藏埋藏深、转驱压力高等问题，通过配套稠油热采工艺提高有效热焓和热效率，形成了中深层稠油蒸汽驱技术。配套了超临界蒸汽锅炉、高真空隔热注汽管柱等工艺技术，锅炉出口蒸汽干度达99%，井底蒸汽干度达到60%以上。通过研制水平井自补偿封隔器和配汽器，配套水平井均衡注汽工艺管柱，实现水平段全段均匀注汽，提高油层动用程度40%～80%。通过提高注汽质量，使蒸汽驱技术应用的油藏深度突破到1 600 m，井底压力放宽到7 MPa。1997年在孤东九区西开展了深层蒸汽驱先导试验，试验区油藏埋深1 320～1 400 m，油层厚度11～18 m，原油粘度2 000～5 000 mPa·s，1992年开始蒸汽吞吐，1997年转蒸汽驱，吞吐和蒸汽驱阶段采收率达到36.5%，蒸汽驱提高采收率20.9%。

2.4热化学蒸汽驱技术

为解决非均质油藏蒸汽带窄、波及效率低和驱油效率低的难题，发展了热化学蒸汽驱技术。针对油层压力高导致的蒸汽带窄、热水带宽的问题，通过研发高温驱油剂，提高蒸汽驱油效率。针对储层非均质性引起的蒸汽驱替不均衡，研发高温泡沫，改善蒸汽波及状况。2008年在孤岛中二北开展了热化学蒸汽驱先导试验，试验区油层埋深1 297～1 318 m，有效厚度10.2 m，地面原油粘度9 000 mPa·s，已累计产油25.4×104t，采出程度达到43.0%，预测最终采收率可达53.4%。

2.5普通稠油水驱转热采技术

普通稠油油藏原油粘度高(100～300 mPa·s)、水驱效果普遍较差，平均采收率仅为17.3%。室内实验和数值模拟研究表明，水驱后转热采可降低原油粘度，改变流度比，大幅度提高驱油效率。对地层原油粘度大于80 mPa·s，油层厚度大于8 m，孔隙度大于0.15，含油饱和度高于0.45，综合含水低于90%的水驱油藏可转换开发方式，提高采收率。2011年在孤岛油田中二中单元实施水驱转热采先导试验，试验区油层埋深1 260～1 300 m，有效厚度14 m，地面原油粘度3 000～10 000 mPa·s，综合含水89.3%，水驱采出程度18.8%，转热采后蒸汽吞吐阶段提高采出程度8.9%，目前已转入蒸汽驱，预测热采提高采收率24.0%。

3　注气驱油技术

3.1CO2驱技术

20世纪80年代开始CO2单井吞吐试验，90年代末以来开展CO2驱技术研究。在江苏、华东、中原、胜利和东北等油田共12个区块开展先导试验(表3)，研究对象分为低渗透、特低渗透和水驱废弃油藏3类。

草舍油田泰州组属于低渗透油田，油藏埋深3 020 m，储层渗透率46×10-3μm2，原油粘度12.83 mPa·s，地层温度119 ℃，试验前地层压力32.06 MPa，CO2与原油的最小混相压力为29.34 MPa。2005年开始CO2驱先导试验[14]，试验区有注入井5口，采油井12口，采用连续注气方式，2013年12月结束,共注入CO21.25HCPV，已累计增产原油7.97×104t，提高采收率7.89%。

胜利高89块属于特低渗透油藏，油藏埋深2 900 m，储层渗透率为4.7×10-3μm2，原油粘度1.59 mPa·s，油藏温度126 ℃，试验前油藏压力为23.2 MPa，CO2与原油的最小混相压力为28.9 MPa。2008年开始CO2驱先导试验，采用连续住气方式，以注入CO2气0.33 PV，试验区累计增产原油4.52×104t，预计采收率达到26.1%。

濮城油田沙一下亚段属于水驱废弃油藏，2008年开始实施水气交替试验，试验前综合含水98.0%，水驱采出程度50.89%，注入的CO2来自炼化厂,浓度大于90%，气水比为1.37，已实施10个井组，累计注气10.2×104t，累计增产原油8 000 t。

表3　CO2驱先导试验项目Table 3　Pilot test projects of CO2 flooding

3.2注N2替油技术

针对缝洞型碳酸盐岩油藏衰竭开采、水驱开发采收率低，发展了注N2替油技术，通过重力分异产生的气顶、膨胀降粘和补充地层能量，动用“阁楼油” 取得良好效果。塔河油田属于碳酸盐岩缝洞型油藏，油藏深度5 300～7 000 m，油藏温度120～140 ℃，油藏压力60～70 MPa，原油粘度180×104mPa·s，注水采收率14.8%。2012年开始注N2先导试验，采用撬装、膜制氮气技术，制氮纯度达95%，采用气水混注方式控制注入压力，目前已累计注气281井次，累计产油28.9×104t。

4　微生物驱油技术

微生物驱油技术主要分内源微生物驱、外源微生物驱和生物代谢产物驱(生物表面活性剂驱)3种方式。中国石化从1995年开始微生物吞吐试验，1998年开始微生物驱先导试验，先后在7个不同类型的油藏开展了微生物驱油现场试验[15]，均见到不同程度的增产效果，已累计注菌液7 124 t，累计注入激活剂16 257 t，累计增油19.92×104t。微生物采油技术由单井吞吐、外源微生物驱发展到内源微生物驱。

1999年在胜利罗801块开展了外源微生物驱油先导试验，试验区有注入井5口，采油井13口，油藏温度75～80 ℃，储层渗透率217×10-3μm2，原油粘度9.8 mPa·s，地层水矿化度7 279 mg/L。菌种选用外源微生物,采用两个菌种的混合菌液，试验方案设计注入菌液0.25 PV,菌液浓度为106个/mL，采用周期注入方式。目前已注入菌液57轮，累计注入菌液1 033 t,提高采收率6.86%。

为促进内源微生物的繁殖、生长和代谢，通过引入生物竞争理论、拓宽碳氮源筛选范围，优化碳源、氮源和磷源比例，研发了高效生物激活剂，进一步提高激活效率，改善微生物驱油效果。2011年在胜利沾3块开展了内源微生物驱先导试验，试验区有注入井5口，采油井12口，油藏温度63 ℃，储层渗透率682×10-3μm2，原油粘度1 885 mPa·s，地层水矿化度8 425～11 196 mg/L。设计激活剂浓度1.4%，注入量0.3 PV，采用段塞式周期注入，已累计注入微生物激活剂3 915 t，累计增油2.03×104t，预测可提高采收率5.28%。

5　结论与建议

1) 化学驱是中国石化EOR主体技术。聚合物驱和二元复合驱技术已成熟、配套，实现了规模化应用，针对高温高盐高钙镁油藏和稠油油藏需研发新型驱油剂，进一步优化驱油体系，改善驱油效果，降低化学驱成本。

2) 热化学吞吐、蒸汽驱和热化学蒸汽驱技术实现了不同类型稠油油藏的有效开发，还需探索热采与水动力学、化学和注气等方法的组合技术，改善稠油油藏热采开发效果。

3) 以CO2驱为代表的注气技术是中国石化提高采收率发展战略之一。需探索经济有效的CO2流度控制和改善混相能力方法，完善CO2驱油/CCS配套技术，扩大气驱应用规模与领域。

4) 继续发展微生物驱油技术，探索生物工程与EOR融合的新技术。

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(编辑张亚雄)

Research progress and application of EOR techniques in SINOPEC

Ji Bingyu，Wang Youqi，Nie Jun，Zhang Li，Yu Hongmin，He Yingfu

(Exploration&ProductionResearchInstitute,SINOPEC,Beijing100083,China)

This paper introduced the research progress and application of the EOR techniques such as chemical flooding,heavy oil thermal recovery,gas flooding and microbial flooding,summarized the application conditions,application results and existing problems for various techniques,and disscussed the direction of the large-scale application of EOR techniques for SINOPEC.The results show that chemical flooding has become the predominant EOR technology EOR projects of SINOPEC are under.Polymer and SP flooding techniques are mature and complete in supporting technologies,and have been put into industrial application technologies in China,with well developed relating techniques,and in the phase of industrialization.Heterogeneous Post-polymer flooding test of non-homogeneous composite flooding technique has been test successfully carried out in the 1stBlock of central Gudao,Shengli oilfield,and after polymer flooding which can be expected to enhanced oil recovery of 7.3% is expected.Among heavy oil thermal recovery techniques,thermochemical puff & huff,well pattern infilling and thermal recovery of conventional heavy oil techniques are in the process of generalization and application have had large scale field applications,while steam injection and thermochemical steam injection techniques are still under research.SINOPEC is currently carrying out pilots for gas flooding and microbial flooding which can be expected to with the expectation of enhanced oil recovery increase.The focuses of SINOPEC’s industrial application of EOR techniques in the future are displacing agent or displacing system capable of being adapted to harsh reservoir conditions,mobility control technique and combined application of mature technologies.

chemical flooding,thermal recovery of heavy oil,gas flooding,microbial flooding,EOR,SINOPEC

2015-03-16;

2016-06-20。

计秉玉(1963—) ，男，博士、教授级高级工程师，油气田开发工程。E-mail:jby.syky@sinopec.com。

中国石油化工股份有限公司先导项目(P1314)。

0253-9985(2016)04-0572-05

10.11743/ogg20160414

TE357

A