計秉玉，王友啟，聶　俊，張　莉，于洪敏，何應(yīng)付

(中國石化 石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083)

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中國石化提高采收率技術(shù)研究進展與應(yīng)用

計秉玉，王友啟，聶俊，張莉，于洪敏，何應(yīng)付

(中國石化 石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083)

從化學(xué)驅(qū)油技術(shù)、稠油熱采技術(shù)、注氣驅(qū)油技術(shù)和微生物驅(qū)油技術(shù)4個方面，對中國石化提高采收率技術(shù)的研究進展及應(yīng)用進行了概述，歸納了各項技術(shù)的適用條件、應(yīng)用結(jié)果及存在問題，并討論了中國石化提高采收率技術(shù)規(guī)?；瘧?yīng)用的方向。研究結(jié)果指出：化學(xué)驅(qū)油技術(shù)已成為中國石化提高采收率技術(shù)的主體，其中的聚合物驅(qū)和二元復(fù)合驅(qū)已成熟配套，并實現(xiàn)規(guī)模化應(yīng)用。非均相復(fù)合驅(qū)技術(shù)在孤島中一區(qū)聚合物驅(qū)后油藏試驗成功，預(yù)計可提高采收率7.3%。在稠油熱采技術(shù)中，熱化學(xué)吞吐、井網(wǎng)加密和普通稠油水驅(qū)轉(zhuǎn)熱采技術(shù)已推廣應(yīng)用，蒸汽驅(qū)和熱化學(xué)蒸汽驅(qū)技術(shù)仍處于工業(yè)化試驗階段。注氣驅(qū)油技術(shù)和微生物采油技術(shù)處于現(xiàn)場試驗階段，且均已取得較好的增產(chǎn)效果。中國石化提高采收率技術(shù)工業(yè)化應(yīng)用的方向是繼續(xù)研究適應(yīng)復(fù)雜油藏條件的驅(qū)油劑、驅(qū)油體系和流度控制技術(shù)，并對成熟技術(shù)進行組合應(yīng)用。

化學(xué)驅(qū)；稠油熱采；氣驅(qū)；微生物驅(qū)；提高采收率；中國石化

提高采收率技術(shù)(EOR)主要分氣驅(qū)、化學(xué)驅(qū)、稠油熱采、微生物采油和物理法采油5種類型，其中稠油熱采、氣驅(qū)和化學(xué)驅(qū)技術(shù)已進入礦場工業(yè)化應(yīng)用，2014年世界EOR產(chǎn)量約為46.1×104m3/d,約占世界產(chǎn)油量的3.3%[1]。EOR技術(shù)主要應(yīng)用于美國、中國、加拿大、委內(nèi)瑞拉和俄羅斯等國，中國已成為世界EOR應(yīng)用大國，EOR產(chǎn)量約占世界EOR產(chǎn)量的25.0%。中國石化所屬210個油田，主要分布在中國東部和西部2個油區(qū)。東部油區(qū)以陸相沉積砂巖油藏為主，油田斷裂系統(tǒng)復(fù)雜，儲層非均質(zhì)性較強，原油以中-高粘稠油為主，經(jīng)過50多年的開發(fā)，已進入特高含水開發(fā)階段[2]。西部油區(qū)以塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏為主，縫洞內(nèi)部結(jié)構(gòu)和油水關(guān)系復(fù)雜，原油性質(zhì)差異大，開發(fā)難度大[3]。由于油田地質(zhì)條件、儲層和流體性質(zhì)的復(fù)雜性，導(dǎo)致整體采收率較低，具有大幅度提高采收率的潛力。為解決復(fù)雜油藏的高效動用和老油田提高采收率的瓶頸[4-6]，大幅度提高采收率成為中國石化發(fā)展戰(zhàn)略之一，近年來探索了化學(xué)驅(qū)[7-11]、稠油熱采[12-13]、注氣[14]和微生物[15]等多種提高采收率技術(shù)，化學(xué)驅(qū)和稠油熱采技術(shù)已逐步成熟并實現(xiàn)規(guī)?；瘧?yīng)用，注氣和微生物提高采收率技術(shù)仍處于試驗研究階段。

1　化學(xué)驅(qū)油技術(shù)

中國石化化學(xué)驅(qū)技術(shù)概括為聚合物驅(qū)[7]、化學(xué)復(fù)合驅(qū)[8]和聚合物驅(qū)后非均相復(fù)合驅(qū)[9]3個方面，主要在勝利油田和河南油田應(yīng)用。

1.1聚合物驅(qū)油技術(shù)

中國石化適合聚合物驅(qū)的油藏普遍具有油藏溫度高(65～120 ℃)、地層水礦化度高(5 000～100 000 mg/L)和原油粘度高(50～130 mPa·s)。以室內(nèi)研究為指導(dǎo),按照油層溫度、地層水礦化度由低到高分步開展礦場試驗，目前已形成適合3類油藏的聚合物驅(qū)技術(shù)(表1)。

1992年在孤島中一區(qū)開展了Ⅰ類油藏聚合物驅(qū)先導(dǎo)試驗，試驗區(qū)有注入井40口，生產(chǎn)井78口，地層溫度70 ℃，地層水礦化度5 293 mg/L，試驗利用原有水驅(qū)開發(fā)井網(wǎng)，采用分子量大于1 500×104的聚丙烯酰胺，設(shè)計聚合物用量300 PV·mg/L，采用清水配制母液，產(chǎn)出污水稀釋注入。先導(dǎo)試驗已結(jié)束，試驗區(qū)提高采收率11.0%。1998年在Ⅱ類油藏開展了聚合物驅(qū)先導(dǎo)試驗，針對地層溫度80℃和地層水礦化度21 000 mg/L的勝坨油田一區(qū)，采用分子量大于2 200萬的聚丙烯酰胺和梳型高分子聚合物，已提高采收率

表1　聚合物驅(qū)油藏類型及使用的聚合物Table 1　Reservoir types of polymer flooding and the polymers used

6.7%。2013年在Ⅲ類油藏開展聚合物驅(qū)先導(dǎo)試驗，針對地層溫度85 ℃和地層水礦化度30 500 mg/L的勝坨油田二區(qū)，采用含耐溫抗鹽基團的聚合物，目前注入井壓力上升，生產(chǎn)井開發(fā)態(tài)勢穩(wěn)定，效果有待觀察。針對一次聚驅(qū)多向受效率低、流度比高、采出程度低等問題，2005年在下二門油田開展了二次聚合物驅(qū)試驗，采用高濃度大段塞(0.91 PV×2 000 mg/L)和單泵對單井注聚工藝，試驗區(qū)已提高采收率9.5%，預(yù)計提高采收率12.0%。目前中國石化共實施聚合物驅(qū)項目56個，提高采收率6%～12%。

1.2復(fù)合驅(qū)油技術(shù)

基于高酸值原油(KOH含量0.9～3.0 mg/g)，1992年在孤東油田小井距試驗區(qū)開展了ASP三元復(fù)合驅(qū)先導(dǎo)試驗，在水驅(qū)采出程度達到54.4%，綜合含水99.3%的情況下，實施聚合物、堿和表活劑的三元復(fù)合驅(qū)，試驗取得成功，中心井區(qū)提高采收率16.8%(OOIP)，但試驗過程中存在結(jié)垢、乳化等問題，影響了三元復(fù)合驅(qū)技術(shù)的推廣。為了解決由堿引起的結(jié)垢、乳化等問題，2003年在孤東油田七區(qū)西開展了無堿二元復(fù)合驅(qū)先導(dǎo)試驗，試驗區(qū)有注入井10口，生產(chǎn)井16口，油層溫度68 ℃，地層水礦化度8 207 mg/L，地層原油粘度45 mPa·s。通過分子模擬，設(shè)計疏水鏈結(jié)構(gòu)與原油相似的磺酸鹽，達到更高的界面效率，采用陰、非表面活性劑復(fù)配實現(xiàn)超低界面張力(10-3mN/m)，試驗區(qū)已提高采收率14.8%。二元復(fù)合驅(qū)技術(shù)已于2008年進入工業(yè)化應(yīng)用，目前實施19個項目，提高采收率8%～15%。

1.3非均相復(fù)合驅(qū)油技術(shù)

由于陸相成因儲層的強非均質(zhì)性和較高的原油粘度，聚合物溶液改善流度比，擴大波及程度的作用有限，使得聚合物驅(qū)后剩余儲量接近原始地質(zhì)儲量的一半，需要探索聚合物驅(qū)后進一步大幅度提高采收率技術(shù)。針對聚合物驅(qū)后油藏非均質(zhì)性更加突出，剩余油更趨分散的特點，研發(fā)了非均相復(fù)合驅(qū)油體系。在二元復(fù)合驅(qū)油體系的基礎(chǔ)上，加入B-PPG粘彈顆粒，形成非均相體系，該體系的連續(xù)相為“聚合物+表面活性劑”溶液，分散相為具有較高粘彈性的B-PPG顆粒，與二元復(fù)合驅(qū)體系相比，能夠增加阻力系數(shù)，強化液流轉(zhuǎn)向，擴大波及體積。

2010年在孤島中一區(qū)聚合物驅(qū)后油藏開展非均相復(fù)合驅(qū)先導(dǎo)試驗，試驗區(qū)有注入井32口，生產(chǎn)井38口，地層溫度70 ℃，地層水礦化度8 120 mg/L，地層原油粘度46.3 mPa·s，試驗前綜合含水98.1%，采出程度52.3%。通過井網(wǎng)整體加密，實現(xiàn)變流線井網(wǎng)調(diào)整，試驗取得顯著效果，日產(chǎn)油由38t/d最高上升到136 t/d，綜合含水由98.1%最低下降到90.2%，已提高采收率2.5%，預(yù)計可提高采收率7.3%。該技術(shù)將在聚合物驅(qū)后油藏推廣應(yīng)用。

2　稠油熱采技術(shù)

中國石化稠油油藏主要分布于勝利油田和河南油田。稠油油藏普遍埋藏較深(900～1 600 m)、儲層厚度小且具有一定敏感性,原油性質(zhì)多樣和具有活躍邊底水。1984年開始蒸汽吞吐開發(fā)，近年來稠油熱采技術(shù)得到發(fā)展和完善[12-13]，逐步形成了5項主導(dǎo)技術(shù)，其中熱化學(xué)吞吐、井網(wǎng)加密和普通稠油水驅(qū)轉(zhuǎn)熱采技術(shù)已推廣應(yīng)用，蒸汽驅(qū)和熱化學(xué)蒸汽驅(qū)技術(shù)還處于試驗階段。

2.1熱化學(xué)輔助蒸汽吞吐技術(shù)

針對特超稠油、薄層稠油動用難和稠油油藏多輪次蒸汽吞吐后存在的汽竄嚴重、地層壓力低、剩余油分散等問題，發(fā)展了化學(xué)輔助蒸汽吞吐技術(shù)。以蒸汽攜帶的熱量為基礎(chǔ)，利用化學(xué)體系高溫高壓條件下表現(xiàn)出的物理化學(xué)特性，改變儲層微觀結(jié)構(gòu)及儲層流體的滲流、分布特征，從而大幅度提高蒸汽吞吐效果，形成了HDCS、HDNS、SGS和氮氣泡沫堵水調(diào)剖等系列技術(shù)，實現(xiàn)了特超稠油、薄層稠油和淺層超稠油的有效動用，大幅度改善了高含水熱采老區(qū)的開發(fā)效果。近幾年，HDCS、SGS、HDNS三項技術(shù)實施1 500井次，累計增產(chǎn)原油81.3×104t；氮氣泡沫調(diào)剖實施402井次，平均單井周期增油548 t，累計增油22.06×104t。

2.2稠油熱采井網(wǎng)加密技術(shù)

理論研究和礦場監(jiān)測均表明，多輪次蒸汽吞吐后，普通稠油和特稠油油藏的有效動用半徑為75～70 m，超稠油油藏的有效加熱半徑為50 m。對于井距為200～280 m的井網(wǎng)來說，蒸汽吞吐井間存在未加熱區(qū)。針對蒸汽吞吐加熱半徑小與常規(guī)井距大的矛盾，發(fā)展了稠油熱采井網(wǎng)加密技術(shù)。通過數(shù)值模擬優(yōu)化研究，建立了蒸汽吞吐加密潛力評價標準，確定了不同類型稠油油藏蒸汽吞吐的有效井距為100～141 m(表2 )。2000年在孤島油田中二北單元實施井網(wǎng)加密先導(dǎo)試驗，試驗區(qū)地層原油粘度為521 mPa·s，油層溫度65 ℃，新鉆加密井76口，井網(wǎng)由200 m×283 m加密成141 m×200 m，采收率由21%提高到29.1%。

表2　不同類型稠油油藏井網(wǎng)加密界限Table 2　Pattern infilling limit for different types of heavy oil reservoir

2.3蒸汽驅(qū)技術(shù)

針對稠油油藏埋藏深、轉(zhuǎn)驅(qū)壓力高等問題，通過配套稠油熱采工藝提高有效熱焓和熱效率，形成了中深層稠油蒸汽驅(qū)技術(shù)。配套了超臨界蒸汽鍋爐、高真空隔熱注汽管柱等工藝技術(shù)，鍋爐出口蒸汽干度達99%，井底蒸汽干度達到60%以上。通過研制水平井自補償封隔器和配汽器，配套水平井均衡注汽工藝管柱，實現(xiàn)水平段全段均勻注汽，提高油層動用程度40%～80%。通過提高注汽質(zhì)量，使蒸汽驅(qū)技術(shù)應(yīng)用的油藏深度突破到1 600 m，井底壓力放寬到7 MPa。1997年在孤東九區(qū)西開展了深層蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗，試驗區(qū)油藏埋深1 320～1 400 m，油層厚度11～18 m，原油粘度2 000～5 000 mPa·s，1992年開始蒸汽吞吐，1997年轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)，吞吐和蒸汽驅(qū)階段采收率達到36.5%，蒸汽驅(qū)提高采收率20.9%。

2.4熱化學(xué)蒸汽驅(qū)技術(shù)

為解決非均質(zhì)油藏蒸汽帶窄、波及效率低和驅(qū)油效率低的難題，發(fā)展了熱化學(xué)蒸汽驅(qū)技術(shù)。針對油層壓力高導(dǎo)致的蒸汽帶窄、熱水帶寬的問題，通過研發(fā)高溫驅(qū)油劑，提高蒸汽驅(qū)油效率。針對儲層非均質(zhì)性引起的蒸汽驅(qū)替不均衡，研發(fā)高溫泡沫，改善蒸汽波及狀況。2008年在孤島中二北開展了熱化學(xué)蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗，試驗區(qū)油層埋深1 297～1 318 m，有效厚度10.2 m，地面原油粘度9 000 mPa·s，已累計產(chǎn)油25.4×104t，采出程度達到43.0%，預(yù)測最終采收率可達53.4%。

2.5普通稠油水驅(qū)轉(zhuǎn)熱采技術(shù)

普通稠油油藏原油粘度高(100～300 mPa·s)、水驅(qū)效果普遍較差，平均采收率僅為17.3%。室內(nèi)實驗和數(shù)值模擬研究表明，水驅(qū)后轉(zhuǎn)熱采可降低原油粘度，改變流度比，大幅度提高驅(qū)油效率。對地層原油粘度大于80 mPa·s，油層厚度大于8 m，孔隙度大于0.15，含油飽和度高于0.45，綜合含水低于90%的水驅(qū)油藏可轉(zhuǎn)換開發(fā)方式，提高采收率。2011年在孤島油田中二中單元實施水驅(qū)轉(zhuǎn)熱采先導(dǎo)試驗，試驗區(qū)油層埋深1 260～1 300 m，有效厚度14 m，地面原油粘度3 000～10 000 mPa·s，綜合含水89.3%，水驅(qū)采出程度18.8%，轉(zhuǎn)熱采后蒸汽吞吐階段提高采出程度8.9%，目前已轉(zhuǎn)入蒸汽驅(qū)，預(yù)測熱采提高采收率24.0%。

3　注氣驅(qū)油技術(shù)

3.1CO2驅(qū)技術(shù)

20世紀80年代開始CO2單井吞吐試驗，90年代末以來開展CO2驅(qū)技術(shù)研究。在江蘇、華東、中原、勝利和東北等油田共12個區(qū)塊開展先導(dǎo)試驗(表3)，研究對象分為低滲透、特低滲透和水驅(qū)廢棄油藏3類。

草舍油田泰州組屬于低滲透油田，油藏埋深3 020 m，儲層滲透率46×10-3μm2，原油粘度12.83 mPa·s，地層溫度119 ℃，試驗前地層壓力32.06 MPa，CO2與原油的最小混相壓力為29.34 MPa。2005年開始CO2驅(qū)先導(dǎo)試驗[14]，試驗區(qū)有注入井5口，采油井12口，采用連續(xù)注氣方式，2013年12月結(jié)束,共注入CO21.25HCPV，已累計增產(chǎn)原油7.97×104t，提高采收率7.89%。

勝利高89塊屬于特低滲透油藏，油藏埋深2 900 m，儲層滲透率為4.7×10-3μm2，原油粘度1.59 mPa·s，油藏溫度126 ℃，試驗前油藏壓力為23.2 MPa，CO2與原油的最小混相壓力為28.9 MPa。2008年開始CO2驅(qū)先導(dǎo)試驗，采用連續(xù)住氣方式，以注入CO2氣0.33 PV，試驗區(qū)累計增產(chǎn)原油4.52×104t，預(yù)計采收率達到26.1%。

濮城油田沙一下亞段屬于水驅(qū)廢棄油藏，2008年開始實施水氣交替試驗，試驗前綜合含水98.0%，水驅(qū)采出程度50.89%，注入的CO2來自煉化廠,濃度大于90%，氣水比為1.37，已實施10個井組，累計注氣10.2×104t，累計增產(chǎn)原油8 000 t。

表3　CO2驅(qū)先導(dǎo)試驗項目Table 3　Pilot test projects of CO2 flooding

3.2注N2替油技術(shù)

針對縫洞型碳酸鹽巖油藏衰竭開采、水驅(qū)開發(fā)采收率低，發(fā)展了注N2替油技術(shù)，通過重力分異產(chǎn)生的氣頂、膨脹降粘和補充地層能量，動用“閣樓油” 取得良好效果。塔河油田屬于碳酸鹽巖縫洞型油藏，油藏深度5 300～7 000 m，油藏溫度120～140 ℃，油藏壓力60～70 MPa，原油粘度180×104mPa·s，注水采收率14.8%。2012年開始注N2先導(dǎo)試驗，采用撬裝、膜制氮氣技術(shù)，制氮純度達95%，采用氣水混注方式控制注入壓力，目前已累計注氣281井次，累計產(chǎn)油28.9×104t。

4　微生物驅(qū)油技術(shù)

微生物驅(qū)油技術(shù)主要分內(nèi)源微生物驅(qū)、外源微生物驅(qū)和生物代謝產(chǎn)物驅(qū)(生物表面活性劑驅(qū))3種方式。中國石化從1995年開始微生物吞吐試驗，1998年開始微生物驅(qū)先導(dǎo)試驗，先后在7個不同類型的油藏開展了微生物驅(qū)油現(xiàn)場試驗[15]，均見到不同程度的增產(chǎn)效果，已累計注菌液7 124 t，累計注入激活劑16 257 t，累計增油19.92×104t。微生物采油技術(shù)由單井吞吐、外源微生物驅(qū)發(fā)展到內(nèi)源微生物驅(qū)。

1999年在勝利羅801塊開展了外源微生物驅(qū)油先導(dǎo)試驗，試驗區(qū)有注入井5口，采油井13口，油藏溫度75～80 ℃，儲層滲透率217×10-3μm2，原油粘度9.8 mPa·s，地層水礦化度7 279 mg/L。菌種選用外源微生物,采用兩個菌種的混合菌液，試驗方案設(shè)計注入菌液0.25 PV,菌液濃度為106個/mL，采用周期注入方式。目前已注入菌液57輪，累計注入菌液1 033 t,提高采收率6.86%。

為促進內(nèi)源微生物的繁殖、生長和代謝，通過引入生物競爭理論、拓寬碳氮源篩選范圍，優(yōu)化碳源、氮源和磷源比例，研發(fā)了高效生物激活劑，進一步提高激活效率，改善微生物驅(qū)油效果。2011年在勝利沾3塊開展了內(nèi)源微生物驅(qū)先導(dǎo)試驗，試驗區(qū)有注入井5口，采油井12口，油藏溫度63 ℃，儲層滲透率682×10-3μm2，原油粘度1 885 mPa·s，地層水礦化度8 425～11 196 mg/L。設(shè)計激活劑濃度1.4%，注入量0.3 PV，采用段塞式周期注入，已累計注入微生物激活劑3 915 t，累計增油2.03×104t，預(yù)測可提高采收率5.28%。

5　結(jié)論與建議

1) 化學(xué)驅(qū)是中國石化EOR主體技術(shù)。聚合物驅(qū)和二元復(fù)合驅(qū)技術(shù)已成熟、配套，實現(xiàn)了規(guī)?；瘧?yīng)用，針對高溫高鹽高鈣鎂油藏和稠油油藏需研發(fā)新型驅(qū)油劑，進一步優(yōu)化驅(qū)油體系，改善驅(qū)油效果，降低化學(xué)驅(qū)成本。

2) 熱化學(xué)吞吐、蒸汽驅(qū)和熱化學(xué)蒸汽驅(qū)技術(shù)實現(xiàn)了不同類型稠油油藏的有效開發(fā)，還需探索熱采與水動力學(xué)、化學(xué)和注氣等方法的組合技術(shù)，改善稠油油藏熱采開發(fā)效果。

3) 以CO2驅(qū)為代表的注氣技術(shù)是中國石化提高采收率發(fā)展戰(zhàn)略之一。需探索經(jīng)濟有效的CO2流度控制和改善混相能力方法，完善CO2驅(qū)油/CCS配套技術(shù)，擴大氣驅(qū)應(yīng)用規(guī)模與領(lǐng)域。

4) 繼續(xù)發(fā)展微生物驅(qū)油技術(shù)，探索生物工程與EOR融合的新技術(shù)。

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(編輯張亞雄)

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。

計秉玉(1963—) ，男，博士、教授級高級工程師，油氣田開發(fā)工程。E-mail:jby.syky@sinopec.com。

中國石油化工股份有限公司先導(dǎo)項目(P1314)。

0253-9985(2016)04-0572-05

10.11743/ogg20160414

TE357

A