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随着老油田进入特高含水开发阶段，进一步提高采收率难度持续加大，中高渗透水驱油藏特高含水期高耗水层带发育，水窜、无效循环严重，油藏层间及平面动用不均衡，剩余油分布零散[1]，经济高效开发难度加大。稠油油藏开发进入高轮次吞吐阶段后，开发效果普遍变差。对于埋藏大于 900 m、有效厚度小于 6 m、黏度大于 50 Pa·s 的稠油油藏，现有成熟技术不适用，国内外尚无有效开发成功先例。化学驱领域从全球来看，产油量约占世界提高采收率（EOR）总产量的 15%。国内化学驱项目数量和产量占全球的 60%和 80% [4]，技术处于国际领先地位，但是化学驱技术推广面临着油藏条件更加苛刻等挑战。此外，特高含水期老油田还面临着套损井多、出砂加剧、精细分层注采要求高等工程难题。近年来，针对整装油藏特高含水后期高耗水层带发育、低效水循环严重、效益开发难度大等问题，不同类型断块油藏剩余油分布差异大、有效动用难度大的开发特点，深层、薄层超稠油注汽难、热损失大、无法有效采出等挑战，有碱复合驱油体系在高温高盐油藏结垢无法工业化应用的难题，以及特高含水后期对采油工艺提出的更高要求，胜利油区依托三期国家油气科技重大专项攻关，针对中高渗透整装、断块油藏，深化地质及剩余油分布特征认识，通过纵向层系井网重组、平面井网形式转换、井型立体组合等方式; 针对稠油油藏，通过揭示多元热复合提高采收率机制的方法，围绕整装油藏经济有效开发、断块油藏高效均衡开发、稠油油藏转方式开发、高温高盐油藏化学驱开发开展了技术攻关，形成了整装油藏精细流场调控技术[5]、复杂断块油藏立体开发技术[6]、稠油油藏热复合驱提高采收率技术[7]、高温高盐油藏化学驱技术[8]、特高含水期主导采油工程技术等特高含水油田提高采收率技术系列。新技术成果在胜利油区应用，增储稳产效果显著，“十三五”期间阶段产油 1.18 亿 t，多产油 1200 万 t，少产水 1.77 亿 m 3，为保障国家能源安全、促进石油工业持续健康发展做出了积极贡献。
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1 特高含水油田开发特征
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截至 2021 年 12 月底，胜利油区投入开发油田 75 个，动用石油地质储量 50.56×10 8 t，累积产油 12.7× 10 8 t，占全国同期陆上累积原油产量的 20%，年产油 2 340.3×10 4 t，其中老油田产量占 80%以上。整体采收率为 28.36%，综合含水率为 92.4%，地质储量采出程度为 25.1%，可采储量采出程度为 88.5%，剩余可采储量采油速度为 12.5%。油田整体处于“三高”开发阶段，即特高含水、高采出程度、高剩余可采储量采油速度，持续稳定发展面临巨大挑战。
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1.1 特高含水水驱油藏开发特征
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中高渗透水驱油藏是中国东部老油田开发的主体。胜利油区中高渗透水驱油藏累积动用地质储量 26.5 亿 t，2021 年产油量 1 072 万 t。经过长期注水开发，已整体进入特高含水后期开发阶段。截至 2021 年底，胜利油区中高渗透水驱油藏综合含水率平均为 94.6%，采出程度为 34.2%，特高含水后期水油比急剧上升，油田成本大幅度增加。现有开发技术条件下，标定采收率只有 34.9%，与国内外同类油藏相比，采收率相对较低，油藏仍具有较大提高采收率潜力。该类油藏层多、单层厚度小、非均质性严重，长期注水开发老井井况恶化、层系适应性变差、动态非均质性增强，是造成采收率偏低的主要原因。当前阶段整装油藏高耗水制约了油藏效益开发[9]，断块油藏储量动用不均衡制约了油藏高效开发[10]，不同类型断块油藏开发阶段、采出程度差异较大，如何实现均衡效益动用面临挑战[11-12]。
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1.2 特高含水稠油热采油藏开发特征
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胜利油区东部深层稠油动用储量 5.75 亿 t，其中弱边水油藏占比 1 / 3; 该类油藏开发方式单一，以蒸汽吞吐为主。经过 40 多年的开发，目前已进入高轮次吞吐阶段，平均吞吐 7.5 个周期。蒸汽吞吐仅动用井底周围油层，动用半径有限，且随着吞吐轮次增加，动用半径增加减缓，注入蒸汽重复加热井底周围油层，开发效果、效益不断变差[13]。周期产油量降幅 52.7%; 油汽比不断降低，由初期 1.5 下降到 0.4; 周期含水率不断升高，由第一周期约 50%逐周期升高到 92.2%; 地层亏空逐渐增大，地层压力下降到原始地层压力的一半以下，周期产液量不断降低，采收率仅为 20.6% [14]。
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1.3 特高含水化学驱油藏开发特征
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1992 年胜利油区在整装油田的代表单元孤岛中一区 Ng3 开展了聚合物驱先导试验，注入聚合物溶液 0.3VP（ VP 为孔隙体积），取得了提高采收率 12. 0%的显著增油效果，自此开启了胜利油区化学驱技术发展的新篇章[15]。截至 2021 年底，胜利油区共实施化学驱项目 82 个，覆盖地质储量 5.8 亿 t，累积产油 7 226 万 t，其油藏类型主要以高温高盐且处于特高含水阶段的整装油藏为主，分布在孤岛、孤东、胜坨等油田，由于长期注水开发造成的流线固定，该类区块含水率逐年上升，层间非均质性不断增大，加上部分油井由于开发时间过长井况出现问题，导致经济效益逐年变差，采收率不足 30%。孤岛油田是受构造控制的层状油气藏，具有开发小层多、原油黏度（50~150 mPa·s）高、储层非均质严重等特点，为多层砂岩普通稠油油藏[16]; 孤东油田是一个大型整装披覆背斜构造油田，是国内第一个围海建造开发的滩海油田，按照高速开发的原则层系井网一步到位，但后期产量递减较大[17]; 胜坨油田是典型的大型整装油田，具有油层埋藏深，地层温度（大于 80℃）高，地层水矿化度（大于 10 g / L）高的“高温高盐”特点，开展化学驱属于世界级难题[18]。
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2 剩余油分布特征
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2.1 水驱油藏剩余油分布特征
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连续水淹剖面监测表明，随着开发不断深入，强水洗发育比例增高，平均剩余油饱和度逐渐降低; 不同开发阶段，剩余油动用不均衡，剩余油饱和度级差增大。
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（1）平面:特高含水期平面动用不均衡，剩余油差异富集，高含水期井网控制了剩余油分布，非主流线、油井排剩余油相对富集（图1）。
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图1 不同流线位置剩余油统计
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Fig.1 Statistics of remaining oil at different streamline positions
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（2）层间:受层间非均质性影响，小层动用程度存在差异，主力层水洗程度高（剩余油饱和度小于 35%），非主力层动用程度低，剩余油饱和度（大于 40%）较高。
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（3）层内:特高含水期正韵律厚层内部动用不均衡，底部发育高耗水层带，顶部剩余油相对富集。
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2.2 稠油油藏剩余油分布特征
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综合运用密闭取芯井资料分析、动态监测、水淹层测井解释、数值模拟等方法[19]，定量研究胜利油区稠油高轮次吞吐后剩余油分布特征。稠油油藏蒸汽吞吐后剩余油整体呈现“整体富集，条带水淹”的分布规律。
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（1）平面上井间剩余油富集。胜利油田东部稠油油藏厚度薄，储量丰度低（115.6×10 4 t / km 2），井距以 141 m× 200 m 为主，1.25 亿 t 储量井距超过 200 m。 2011 年以来稠油油藏密闭取芯井研究分析表明，吞吐中后期剩余油饱和度较高[20]。距吞吐井距离越远，剩余油饱和度越高（表1）。
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（2）层间下部小层剩余油相对富集。受蒸汽超覆作用的影响，纵向上各小层吸汽不均衡，层间动用差异较大，上部小层吸汽强度高，开发效果好，下部小层动用差，剩余油富集，这与水驱开发的剩余油分布特征有本质不同。王庄油田郑 364 单元 Es11 4 层采出程度 31.6%，Es11 5 层采出程度 29.3%。
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（3）层内受韵律性影响。胜利油田东部稠油油藏 85%的储量单层有效厚度小于 6 m，油层厚度薄，层内剩余油主要受储层韵律性影响，郑 364 单元为正韵律储层，测井解释及数值模拟显示，上部剩余油富集。
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2.3 化学驱油藏剩余油分布特征
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应用油藏模拟手段，结合动态分析和取芯井资料，定量表征聚合物驱后油藏剩余油分布规律。
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2.3.1 聚合物驱后油藏宏观剩余油分布
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聚合物驱后油藏特高含水后期密闭取芯显示，剩余可动油仍“普遍分布，局部富集”，含油饱和度高于 40%的比例大于 22%，如图2 所示，其中块数占比是指含油饱和度在某范围的岩心块数占总化验块数的比例，累积百分比是指含油饱和度在某一值以下的岩心块数占化验总块数比例。
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从平面上看，剩余油饱和度差异大（表2），油井排间、非主流线相对较高; 水井排及主流线剩余油饱和度相对较低（图3）。
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图2 聚驱后特高含水后期岩心分析油饱和度频率分布及累积曲线
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Fig.2 Oil saturation frequency distribution and cumulative curve of core analysis at the later stage of ultra-high water cut after polymer flooding
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图3 Ng4 4 层新井饱和度分类统计
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Fig.3 Classification and statistics of oil saturation of new well in Ng4 4 layer
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从纵向上看，韵律层顶部水淹程度相对较低，剩余油富集，底部高耗水条带发育。
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2.3.2 聚合物驱后油藏微观剩余油分布
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对各类储层聚合物驱后微观剩余油进行定量评价，主要分为连片型剩余油、多孔型剩余油、柱状剩余油、盲端剩余油、膜状剩余油、斑状剩余油等。聚合物驱对连片型、多孔型剩余油动用明显，饱和度分别下降 28%和 3.5%（图4）。
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3 提高采收率新技术
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特高含水后期，由于注采流线长期固定导致高耗水层带发育，油藏纵向、平面吸水能力差异增大，注水有效率低，经济效益变差。需要攻关新技术，调控高耗水层带，改善水驱开发效果。目前在矿场开展了多种流场调整技术模式的探索，取得较好的开发效果。建立精细流场调整关键技术政策界限，形成了经济有效流场调控方法和模式。
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图4 各驱替阶段剩余油在孔隙中残留比例
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Fig.4 Residual ratio of remaining oil in pores at each displacement stage
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3.1 整装油藏精细流场调控开发技术
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针对整装油藏特高含水后期高耗水层带发育、低效水循环严重、效益开发难度大等问题，精细流场调控开发技术以提高油藏采收率和降低耗水率为目标，通过纵向层系井网重组、平面井网形式转换等方式，达到调控高耗水层带的目的，进一步提高采收率，实现整装油藏特高含水后期效益开发。
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3.1.1 精细油藏调整关键技术政策
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液流转向角度、定向侧钻方位、层内避水程度等因素影响流场调整效果。利用典型油藏模型[21] 开展液流转向角度及层内避水程度等对流场调整效果影响研究（图5）。研究结果表明:层系井网综合调整流线转变角度大于 40°、侧钻方位与主流线夹角为 45°~60°、层内避水程度为 1 / 3~1 / 2 能获得较好的变流线调整效果。
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图5 不同流线转变角度与层内避射程度效果对比
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Fig.5 Comparison of effects of different streamline transition angles and degree of in-layer fire avoidance
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3.1.2 建立双场匹配为核心的流场优化方法
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流场调整的核心是解决驱替压力梯度场与剩余油饱和度场不匹配问题，该优化方法以剩余潜力控制最大化及无效耗水降低最大化为双目标，
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式中，qsl 为单根流线流量，m 3 / d; ni，k，j为网格体流线密度，条/ m 2; fwi，j，k 和 f oi，j，k 分别为网格体水相和油相分流率; ET 为油藏剩余潜力控制程度; WT 为油藏耗水指数。
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3.1.3 特高含水后期流场调整模式
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（1）层系互换流场调整模式。针对多层系油藏的上下层系井网形式不同、流线存在差异[22]，通过互换上下层系井网，实现大角度变流线。孤岛油田西区北馆 3-4 单元上层系 Ng3 5 和下层系 Ng4 4 间井网夹角 40°，动用状况差异大，极端耗水和流线方向存在差异，通过上下层系井网互换，流线整体改变 40°。实施后区块吨油耗水率下降 39%，吨油运行成本降低 25%，日产油上升 44%，提高采收率 2.1 个百分点，平衡油价 33.5 美元/ 桶。
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（2）纵向精细分注井网调整流场调整模式。针对多层油藏合采开发矛盾较大，纵向发育高耗水层段，层内夹层发育，通过纵向整体精细分层注水[23]、平面上井网转换变流线及矢量注采优化，进一步强化弱驱，调控流场。胜坨油田坨 11 南沙二 8 单元三角洲沉积反韵律储层，Es28 2 渗透率高，随着注水倍数增加，演变为极端耗水层，结合 Es28 1 和 Es28 3 细分韵律层、渗透率级差、剩余油饱和度级差等特点差异，对产液结构不合理井区开展矢量注采优化，实现了多层油藏纵向和平面的精细注水。调整后区块耗水量降低 25. 0%，含水率下降 0.7%，吨油运行费用比调前减少 125 元/ t，提高采收率 1.9 个百分点。
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（3）韵律层细分侧钻变流线流场调整模式。针对正韵律厚层油藏动用不均衡矛盾，充分利用老井，通过纵向上侧钻水平井挖潜韵律层中上部及夹层附近等富集剩余油，平面上侧钻直井挖潜井网驱替程度较低的剩余油，高效变流线调流场，实现降本增效。孤东油田七区西 Ng5 2+3 单元充分利用老井侧钻成本低的优势，向韵律层上部、油井排等剩余油富集区侧钻，整体直平侧钻转变流线 75°，避开注采主流线极端耗水层带，构建新流线，形成新井网。实施后平均单井日产油由 0.6 t 上升至 1.8 t，综合含水率由 99.5%下降至 97.8%，吨油完全成本由 102 美元/ 桶降至 57 美元/ 桶，提高采收率 1.5 个百分点。新井平均单井日产油 4.3 t，是井区老井 7.2 倍，新井平均含水率为 88.1%，比井区老井低 11.4%，新井完全成本仅 34 美元/ 桶。
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流场调整技术在孤岛、孤东、胜坨等整装油田开展了工业化应用，“十三五”期间推广应用覆盖储量 2. 0 亿 t，增加可采储量 328 万 t，提高采收率 1.6 个百分点，为老油田持续稳定发展夯实了基础。
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3.2 复杂断块油藏立体开发技术
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复杂断块油藏高含水期不同油藏类型开发状况、剩余油分布规律差异大，厚层断块油藏处于高含水、高采出程度、近废弃状态; 多薄层断块油藏层间平面干扰严重，剩余油动用不均衡; 复杂断块油藏含水率低、采出程度低，部分小碎块无井控制。针对不同类型断块油藏剩余油分布差异大、有效动用难度大的开发特点，依托地质、油藏、钻采一体化协同研究，通过层系、井网、井型立体组合适配剩余油富集区的空间分布，实现最大程度提高储量控制和水驱动用程度，建立不同的立体组合开发模式。
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3.2.1 厚层断块单层开发模式
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针对厚层断块油藏厚度大、储量丰度高的特点，研究形成了近断层水平井+人工边水驱单层开发模式（图6），通过直井井斜预判模式实现井斜校正，基于井震交融的层面、断棱精细刻画，为近断层水平井设计奠定基础; 基于动态水锥描述技术，明确了厚层断块油藏剩余油分布特征，解决近断层水平井物质认识问题; 创新人工边水驱技术方法，形成了人工边水驱技术政策界限，优化注水能量补充方式，实现剩余油高效动用。通过驱替方式构建与动用方式组合模式，实现近废弃厚层断块油藏新化开发。
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图6 厚层断块近断层开发模式
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Fig.6 Near fault development mode of thick fault block
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3.2.2 多油层断块三级细分开发模式
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针对多油层断块油藏纵向小层多、平面层间非均质性强、动用不均衡的特点，研究形成三级细分开发模式。其中一级细分通过层系重组减缓层间干扰，形成层系重组方法、考虑断块油藏特色参数的层系重组政策界限; 二级细分通过分采分注进一步减缓井点处的层间干扰，形成断块油藏细分注水政策界限; 三级细分通过变密度射孔减缓新井的层间干扰问题，形成变密度射孔优化方法。通过层系、井点、局部新井三个维度细分优化，解决多油层断块油藏层间动用不均衡问题。
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3.2.3 复杂断块立体组合开发模式
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针对复杂断块油藏断块破碎、剩余油富集规模小的特点，建立立体组合开发模式（图7），研究形成低序级断层描述组合技术。通过构造应力场分析、建立沉积模式及小断层识别标志、规范复杂断裂系统空间组合方法实现低序级断层精确描述组合; 通过“多点优选、窄靶优先、三维优化” 的多靶点设计方法，建立不同类型复杂结构井轨道设计界限，形成复杂结构井优化设计技术; 依托靶前标志预判、模型控制优化、过程实时调整的 3 节点轨迹跟踪控制法，形成复杂结构井轨迹跟踪控制技术; 复杂结构井钻完井配套技术包括以地层可钻性级值为基础的水平段钻井钻具组合优选技术、跨断层水平井井眼轨迹精确控制技术、塑性微膨胀水泥浆体系应用技术、二界面整体固化胶结技术。通过立体组合开发模式应用，实现复杂断块小规模剩余油立体组合效益开发。
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图7 复杂断块立体组合开发模式
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Fig.7 Development model of complex fault block stereo combination
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立体开发技术在永 3-1 复杂断块区开展先导应用，取得显著应用效果。方案针对厚层断块、多油层断块、复杂断块共设计部署近断层水平井、绕锥水平井、跨断块水平井、多靶点定向井各 1 口，油水井措施 16 井次。调整后，日产油能力由 3.7 t 最高增加至 88.3 t，综合含水率由 84.3% 最低下降至 29.2%，采收率由 30.3%提高到 38.5%，盈亏平衡油价 40 美元/ 桶。 “十三五” 期间立体开发技术推广应用覆盖储量 2.1 亿 t，增加可采储量 412 万 t，实现了小至 0. 01 km 2 的复杂断块的有效开发。
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3.3 稠油油藏热复合提高采收率技术
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多元热复合技术[24]是以热力采油为核心，加上化学剂（高温降黏剂、驱油剂等）、气体（CO2、N2）复合开发，实现“高效率、大范围、长时间”降黏的新构想，主要机制为“汽剂耦合降黏、氮气保温增能、热剂接替助驱”。根据不同的油藏地质特征形成多种热复合开发技术形式。
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3.3.1 深层稠油 CO2 强化热力开发技术
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中国的深层超稠油储量大，但面临注汽难、热损失大、无法有效采出等挑战。为解决这一重大技术难题，利用多元热复合开发思想，创建了深层稠油 CO2 强化热力开发技术[25]（图8）:向油藏依次注入降黏剂、二氧化碳和蒸汽，焖井后回采。利用超临界二氧化碳溶解降黏、降低启动压力的机制，与蒸汽一起驱动降黏剂向油层深部扩散，破坏超稠油胶质沥青质网状结构，扩大降黏剂分散降黏范围，降低启动压力 2~3 MPa，驱油效率是注蒸汽的 3 倍，该技术可开发埋深 2 000 m、黏度 500 Pa·s 的深层超稠油油藏。
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王庄油田郑 411 单元属于典型深层超稠油油藏，原油黏度达 360 Pa·s。 1995 年开始先后尝试采用蒸汽吞吐、SAGD、VAPEX、压裂防砂+热采、水平井+热采等多种开发方式均未见效，单井周期产油量仅为 143 t; 2006 年，采用深层稠油 CO2 强化热力开发技术，注入压力由 19.5 MPa 降至 16 MPa，周期产油提高了 12 倍，突破深层超稠油油藏有效开发技术难关。
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图8 深层稠油 CO2 强化热力开发模式
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Fig.8 CO2 enhanced thermal development model for deep heavy oil
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3.3.2 薄层稠油氮气热复合开发技术
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薄层超稠油在地层中如同“夹心饼”，注蒸汽开采时，超过一半的热量散失到围岩，油层保温差，加热降黏效率低。为解决这一重大技术难题，利用多元热复合开发思想，创建薄层稠油氮气热复合开发技术: 向薄层稠油水平井中依次注入降黏剂、氮气和蒸汽，焖井后回采。水平井产液能力强，提高单井产能; 低导热非凝析氮气注入油层形成“保温被”，降低热损失超过 50%，增加油层弹性能量、扩大热波及体积; 蒸汽和降黏剂耦合降低黏度、提高驱油效率（图9），薄层超稠油油藏开发厚度下限降低到 2 m [26]。
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胜利西部准噶尔盆地新春油田油藏埋深 420~615 m，油层厚度为 2~6.5 m，平均为 3.5 m，常规蒸汽吞吐周期产量仅 29.5 t，周期油汽比仅 0. 04，无法实现有效开发; 2011 年开始试验薄层稠油氮气热复合开发技术，周期产量达 1 484 t，油汽比提高到 0.74，实现了薄层超稠油经济有效开发上的突破，建成年产百万吨薄层超稠油生产基地，已连续年产百万吨稳产 8 a。
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图9 井筒不同位置热/ 剂复合降黏率
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Fig.9 Thermal / chemical compound viscosity reduction rate at different well spacing
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3.3.3 低密度井网多元热复合驱技术
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蒸汽驱是吞吐后大幅提高采收率的主要手段之一，国内外蒸汽驱井距均小于 100 m，采收率均超过 55%。针对胜利油区稠油“薄、稠” 的开发难点，探索了低密度井网多元热复合驱技术，改善开发效果，提高经济效益[27]。
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为解决胜利东部稠油埋藏深、地层压力高导致的蒸汽腔扩展难的问题，通过注入非凝析气体降低蒸汽分压，提高蒸汽干度、增加比容，扩大蒸汽腔; 针对储层厚度薄、井距大，单一蒸汽驱热水带宽，采收率低的难题，通过注入高温驱油剂提高热水带驱油效率、降低残余油饱和度; 为解决储层非均质性强，单一蒸汽驱替不均衡的难题，通过注入耐高温泡沫剂均衡驱替前缘[28]。
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在王庄油田郑 364 单元多元热复合驱开展先导试验后，采用 200 m×283 m 反九点法井网、“蒸汽+ 起泡剂+氮气+0.5%驱油剂+防膨剂”的驱油体系，转多元热复合驱后最终采收率可达到 55.9%，累积产油 206.5×10 4 t，提高采收率 21.91%。目前已开展试验 7 个月，产量逐步回升（图10）。
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图10 王庄油田郑 364 单元多元热复合驱先导试验区开发曲线
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Fig.10 Development curve of pilot test area for multi-element thermal composite flooding in Zheng 364 unit of Wangzhuang Oilfield
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3.4 高温高盐油藏化学驱提高采收率技术
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3.4.1 无碱二元复合驱技术
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无碱二元复合驱是指驱油体系由聚合物与表面活性剂复合而成的一种驱油技术，其解决了有碱复合驱油体系在高温高盐油藏结垢无法工业化应用的难题，既能扩大波及效率又能提高洗油效率[29]。根据常规油藏（原油黏度不大于 100 mPa·s）和高黏油藏（原油黏度为 100~1 000 mPa·s）特征，发展形成极具特色的无碱二元复合驱技术。
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（1）常规油藏无碱二元复合驱技术。针对常规油藏条件，通过理论分析和试验研究，研制出适合常规油藏的“胜利石油磺酸盐+非离子表面活性剂”无碱二元复合驱油体系，形成了无碱二元复合驱技术，驱油体系油水界面张力达到 10-3 mN/ m 数量级[30]。 2003 年在孤东油田开展了中国首例无碱二元复合驱先导试验，取得了显著的降水增油效果。试验区日产油水平上升了 164 t，综合含水率下降了 12.1%。中心井区日产油最高上升到 127.5 t，增加了 10.9 倍，综合含水率降低了 37.9%，累积增油 9.5 万 t，最终采收率 54.3%，提高采收率 18 个百分点（图11）。
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图11 孤东油田无碱二元复合驱矿场试验生产曲线
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Fig.11 Field test production curve of alkali-free binary compound flooding in Gudong Oilfield
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（2）高黏油藏高效无碱二元复合驱技术。胜利油区高黏油藏资源丰富。由于原油黏度高，水驱指进严重，水驱采收率低，平均采出程度仅 20%，急需转变开发方式[31]。针对高黏油藏条件，研发了新型表面活性剂，形成了具有降张力降黏附功的无碱二元复合驱技术[32] :研发适合高黏油藏的孪连表面活性剂; 高黏油藏高效无碱二元复合驱矿场应用。
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孪连表面活性剂通过一个联接基将两个传统表面活性剂分子在其亲水头基或接近亲水头基处连接在一起，具有临界胶束浓度低、界面活性高、降低黏附功性能强等优势。孪连表面活性剂可将黏附功降至 8 × 10-4 mJ/ m 2，界面张力可降至 10-3 mN/ m 数量级。
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针对胜利孤岛油田东区 Ng3-4 单元油藏条件，设计高效二元复合驱油体系，实施后取得显著的降水增油效果。综合含水率下降 13.8%，日产油增加 499 t，已提高采收率 12.8 个百分点，方案预测可提高采收率 14 个百分点。为高黏油藏无碱二元复合驱油技术的规模应用创造了条件。（图12）。
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图12 孤岛油田二元驱生产曲线
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Fig.12 Production curve of binary flooding in Gudao Oilfield
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3.4.2 非均相复合驱技术
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聚合物驱后油藏地质储量丰富，全国已有 15× 10 8 t 储量实施了聚合物驱，其中胜利油区 3.1×10 8 t。但聚合物驱后油藏动态非均质性更强、剩余油更加分散，应用已有的提高采收率方法效果有限，难以进一步大幅度提高采收率。为解决这一问题，创建了以表面活性剂、聚合物、黏弹性颗粒驱油剂（PPG）复合体系为核心的非均相复合驱技术[33]。该技术既能通过 PPG 与聚合物增加体系黏弹性，进一步扩大波及体积，又能发挥表面活性剂大幅度降低油水界面张力、提高洗油效率的优势[34-36]。
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（1）研发黏弹性颗粒驱油剂。优化设计黏弹性颗粒驱油剂分子结构，精确调控支化与交联结构，研发适应不同类型油藏的黏弹性颗粒驱油剂，实现工业化生产。
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（2）构筑系列非均相复合驱油体系。基于黏弹性颗粒驱油剂与地层孔喉匹配关系，结合目标油藏的孔喉特征，确定满足油藏需求的黏弹性颗粒驱油剂。根据目标油藏合理油水流度界限及残余油启动临界状态下力学分析，优选聚合物和表面活性剂。在明确各组分间相互影响规律及参数优化基础上，构筑适合目标油藏的非均相复合驱油体系。
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（3）非均相复合驱矿场应用。 2011 年在孤岛油田中一区 Ng3 单元开展非均相复合驱先导试验，取得了显著的降水增油效果。试验区综合含水率下降 16.9%，日产油量增加 75.7 t，提高采收率 8.5 个百分点，最终采收率为 63.6% [37]（图13）。
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随着中国首例孤岛油田中一区 Ng3 聚合物驱后非均相复合驱先导试验取得成功，非均相复合驱技术开展推广。目前已在胜利、河南油田推广应用 23 个单元，动用地质储量 9 301 万 t，可增加可采储量 1 024 万 t、提高采收率 11 个百分点。
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图13 孤岛油田中一区 Ng3 聚合物驱后非均相复合驱先导试验生产曲线
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Fig.13 Production curve of pilot test of heterogeneous composite flooding after polymer flooding of Ng3 in Zhongyi area, Gudao Oilfield
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围绕高温高盐油藏和聚驱后油藏提高采收率难题持续攻关，突破了温度 85℃、地层水矿化度 30 000 mg / L、钙镁离子含量 1 600 mg / L、原油黏度 1 000 mPa·s 油藏条件的化学驱提高采收率技术。
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3.5 保持井网、层系完整性的采油工艺技术
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针对特高含水油田套损、高含水导致油水井停产，储量失控严重，储层的非均质加剧，导致水驱开发质量变差等矛盾，攻关形成了连续油管快速修井、特高含水期堵水调剖、精细分层注采等技术，为完善注采井网、层系完整提供了技术支撑，实现了特高含水油田高效恢复失控储量、均衡驱替，控制了含水上升率，提高了油田采收率。
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3.5.1 连续油管快速修井技术
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以连续油管设备为平台，集成连续油管快速起下、带压作业和液压驱动优势，将修井动力由地面机械间接传动转变为井下液压直接驱动，消除地面传动动力损耗，形成了连续油管快速修井技术，主要包括液压驱动整形、长井段加固补贴[38] 等技术。同时建立套损井的修复技术政策界限，配套连续油管井下视像监测技术，实现套损井的可视化检测，提高了修井针对性和成功率; 实现了水平井、直斜井等液压快速修井。修复成功率达 95.6%、平均施工效率提高 50%、成本降低 46.8%，为高效治理套损、快速恢复老油田注采井网提供了工程工艺支撑。
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3.5.2 特高含水期深度堵调技术
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依据特高含水期水驱程度将储层分为极端水洗带、强水淹带、弱水驱带; 针对 3 个不同级次水驱带增油潜力和水驱特点，提出了宏观剖面调整与微观油水调控相结合的深度堵调方法:极端水洗带深部封窜、强水淹带流度调控、弱水驱带相渗调节; 按照不同级次水驱带的调控理念，研制了分级堵调体系即极端水洗带高强度复合有机铬冻胶体系，实现了 50 m 以上地层封堵[39]; 强水淹高弹性聚合物微球体系，膨胀后的粒径达到 25 μm; 弱水驱带相渗调节剂，提高油相渗透率 2 倍以上，有效启动剩余油; 编制了聚合物凝胶体系深度堵调数值模拟软件，有效指导了矿场应用。矿场应用 3 个试验区、513 个井组，已累积增油 23.2 万 t，经济有效率 84%。为高含水油藏平面流场和层内流场调整提供了技术支撑。
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3.5.3 精细分层注采技术
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以未避射大厚层层内卡封、小卡距韵律层细分为核心的多级细分注水技术[40]，实现了未避射段卡封分层，管柱定位精度可达 0.12 m，对厚度小于 1 m 的夹层可有效卡封，管柱寿命超过 3 a [41]; 防砂卡液压换层采油管柱[42] 和油杆换层采油管柱组成的分层采油技术，首创压控归零和碰泵归零技术，实现不动管柱 2~3 层换层采油，成功率达 96%。分层注采实时测控技术[43] 集温度、压力、流量 3 参数测试及流量调控为一体，流量计量范围为 0~300 m 3 / d、误差小于等于 2%FS（满量程），实现了分层注采动态调控、在线实时测调验封、连续测静压判断连通性等技术突破，满足了高效分层注采耦合、实时注采调整等开发需要（图14）。在胜利油区特高含水油田推广应用 3 433 井次，已累积增油 80.55×10 4 t。为高含水油田消除层间干扰、实现纵向均衡注采提供了强有力的技术支撑。
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图14 分层注采实时测控技术
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Fig.14 Real-time measurement and control technology for layered injection and production
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4 新技术应用成效
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胜利油区围绕大幅度提高采收率和增加经济可采储量目标，持续加强油田开发基础理论研究、推动技术创新发展。深化了特高含水期水驱开发、驱油剂加合增效等理论，开展了中高渗透水驱、稠油高效开发、化学驱等不同类型油藏关键技术攻关，规模推广了精细流场调控、立体组合开发、高温高盐油藏化学驱、稠油热复合开发等提高采收率新技术，对特高含水油田持续有效开发作出了新贡献，有力支撑了油田持续稳定发展。
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“十三五”期间，胜利油区在主力老油田推广应用开发单元 425 个，动用地质储量 18. 0 亿 t，增加可采储量 3 706 万 t; 其中新技术动用地质储量 6.1 亿 t，增加可采储量 1603 万 t。年均递减减缓 2. 0 个百分点，增加产油 1 200 万 t，少产水 1.77 亿 m 3，吨油折耗降低了 51.7%。实现了胜利油区含水率不升，产量稳定，综合含水率控制在 92.3%左右，年产油稳定在 2 340 万 t 以上。
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5 结论
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（1）整装油藏特高含水后期高耗水层带发育、效益开发难度加大，充分利用老井资源，创新形成了基于提高油藏采收率和降低油藏耗水率为双目标的精细流场调控技术，创建了 3 类流场调整模式，延长老油田开发生命期 10 a 以上，提高经济技术采收率 2 个百分点以上，矿场应用降本增效显著。
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（2）断块油藏开发创建了特高含水期立体组合开发模式，通过层系、井网、井型立体组合适配剩余油富集区的空间分布，实现了小至 0. 01 km 2 的复杂断块的有效开发，储量控制和水驱动用程度分别达到 95%和 89%。
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（3）针对胜利油区热采稠油的油藏特点和开发特征，攻关形成了多元热复合开发技术，提高采收率超 20 个百分点，降低启动压力 2~3 MPa。可开发埋深 2000 m、黏度 500 Pa·s 的深层超稠油油藏; 薄层超稠油油藏开发厚度下限降低到 2 m。
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（4）高温高盐油藏无碱二元复合驱技术突破了无碱条件下油水界面张力达到超低的难题，实现了原油黏度小于 1000 mPa·s 高温高盐油藏的高效开发，其黏附功可降至 8×10-4 mJ/ m 2，界面张力可降至 10-3 mN/ m 数量级。非均相复合驱技术解决了聚合物驱后强非均质油藏的进一步大幅度提高采收率难题，采收率突破 60%，该技术也适用于强非均质水驱油藏。
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（5）特高含水老油田采油工程技术实现突破，连续油管快速修井成功率超过 95%，深度堵调经济有效率达 84%，精细分层注采实时流量测调精度± 2%，对快速恢复井网、层系完整性和均衡水驱开发起到重要支撑作用。
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摘要
渤海湾盆地胜利油区经过 60 多年开发,整装、断块油藏已处于特高含水开发阶段,含水率超过 90%,稠油油藏进入高轮次吞吐开发阶段,整体采出程度不到 40%,仍有大幅度提高采收率的潜力,需要攻关进一步提高采收率技术。针对整装油藏特高含水后期高耗水层带发育、低效水循环严重,断块油藏剩余油分布差异大、有效动用难度大, 深层、薄层超稠油注汽难、热损失大,有碱复合驱油体系结垢严重,聚合物驱后油藏动态非均质性更强、剩余油更加分散以及特高含水后期套损井多、出砂加剧、精细分层注采要求高等难题,明确地质及剩余油分布特征,深化驱油机制认识,围绕整装油藏经济有效开发、断块油藏高效均衡开发、稠油油藏转方式开发、高温高盐油藏化学驱开发开展技术攻关,形成整装油藏精细流场调控技术、复杂断块油藏立体开发技术、稠油油藏热复合驱提高采收率技术、高温高盐油藏化学驱技术、特高含水期主导采油工程技术等特高含水油田提高采收率技术系列,开辟先导试验区,取得显著开发效果,实现工业化应用,支撑胜利油区持续稳产。
Abstract
After more than 60 years of development in Shengli Oilfield of the Bohai Bay Basin, the main light oil reservoirs via water flooding have been in the stage of production with ultra-high water cut over 90%, and the heavy oil reservoirs with steam injection have entered the stage of high cyclic steam huff and puff development, with an overall recovery rate of less than 40%. There is still potential for significant improvement in oil recovery, and further research is needed to improve the oil recovery technology. For water flooded oil reservoirs, the main problems include the occurrence of high water consumption zones, in efficient water circulation, and significant differences in remaining oil distribution, especially in fault block reservoirs. There have been also problems associated with severe scaling in alkaline composite flooding, stronger dynamic hetero-geneity of oil reservoirs after polymer flooding with more dispersed remaining oil, as well as multiple casing damage wells and intensified sand production. There is a high requirement for applying fine layer injection and production technique and clarifying the geological and residual oil distribution characteristics based on a comprehensive understanding of different oil displacement mechanisms. These have led to the formation of fine flow field control technology and three-dimensional development technology for complex oil reservoirs. Novel chemical flooding technology was also developed for high temperature and high salinity oil reservoirs. It is important to carry out technical breakthroughs for economic, effective and balanced development of the highly water-flooded oil reservoirs. For heavy oil reservoirs, there are difficulties in steam injection and heat loss in deep and thin layers of ultra-heavy oil, and new enhanced recovery technology for thermal composite flooding of heavy oil reservoirs needs to be considered. The leading oil production technology for the ultra-high water cut reservoirs and other enhanced oil recovery techniques have been applied in field pilot projects with good results for improved oil production, which can lead to industrial application and support the sustained and stable development of Shengli Oilfield.
