引言

双河油田IV5$\sim$IV11层为受鼻状构造控制的层状岩性油藏，油藏温度81 ℃，孔隙度21.4%，空气渗透率0.543 D；地下原油黏度3.3 mPa$\cdot$s，原油酸值0.055 mgKOH/g；地层水为NaHCO$_{{\rm 3}}$型，pH值8.6，矿化度7 900 mg/L(离子成份：Na$^{{\rm +}}$浓度2 110 mg/L、Ca$^{{\rm 2+}}$浓度20 mg/L、Mg$^{{\rm 2+}}$浓度12 mg/L、SO$_{{\rm 4}}^{2-}$浓度858 mg/L、HCO$_{{\rm 3}}$浓度1 785 mg/L、Cl$^{{\rm -}}$浓度3 114 mg/L)。1977年12月，IV5$\sim$IV11层系投产，经历了4个开发阶段(早期注水、细分层系综合调整、井网加密调整、细分与完善调整)。水驱开发33 a后(至2010年12月)，IV5$\sim$IV11层系综合含水97.9%，采出程度53.3%，呈现出典型的东部老油田低效益水驱开发特征。

三元复合驱技术^[1-6]具有启动残余油能力强的特点，提高采收率幅度远高于聚合物驱^{[7, 8]}，非常适用于高含水、高采出程度的老油田来大幅度提高采收率。但三元复合驱技术存在“低界面张力窜流”现象^[9]，影响到三元复合驱技术波及系数的提高。此外，IV5$\sim$IV11层系处于高采出程度、特高含水的水驱开发后期阶段，油藏非均质性更强，直接注入三元复合体系，会产生明显的窜流现象。

为解决上述问题，大幅度提高IV5$\sim$IV11层系采收率，集成应用了驱油效率高的三元复合驱技术，扩大波及体积的层系重组井网调整技术和防止窜流的化学驱全过程调剖技术^[10-12]等3项关键技术。室内研究和现场应用效果表明，3项关键技术可产生多种协同效应，大幅提高了驱油效率，达到优异的增油降水效果。2010年12月开始该技术的矿场应用，到2017年12月，IV5$\sim$IV11层系注入化学驱油体系0.72 PV，累计增油26.09$\times$10$^{{\rm 4}}$ t，阶段提高采收率10.2$\%$，预计最终提高采收率14.2%，取得了较好的开发效果。

1 高效驱油三项关键技术研究 1.1 驱油效率高的三元复合驱技术 1.1.1 高界面活性表面活性剂SH6

采用阳离子表面活性剂和阴-非离子表面活性剂聚氧乙烯聚氧丙烯醚羧酸盐进行复配，调节其碳链长度、支化度、EO/PO的聚合度，以及两种表面活性剂的比例，成功研制出新型表面活性剂SH6(南京化学工业有限公司生产)^{[13, 14]}。由于相反电荷极性基之间的静电吸引作用，该表面活性剂%由于相反电荷极性基之间的静电吸引作用，使其具有%单一离子型表面活性剂无法比拟的超高界面活性，表面活性剂分子排列更加紧密，更易界面富集，临界胶束浓度降低到3.50 mg/L(表 1)，具有更高的界面活性。用油田产出污水配制的SH6溶液，在100 mg/L浓度下，界面张力达到10$^{{\rm -2}}$ mN/m数量级，浓度大于300 mg/L时，界面张力在10$^{{\rm -4}}$ mN/m数量级，SH6溶液低浓度区域界面活性高、超低界面张力浓度窗口宽(表 2)。

1.1.2 三元复合体系高温稳定性能

三元复合体系黏度和界面张力的长期高温稳定性优于二元复合体系。81 ℃条件下老化180 d，1 500 mg/L ZL-2聚合物溶液(聚合物相对分子量2 400万，郑力公司生产)黏度保留率84.2%，二元复合体系黏度保留率110.7%，三元复合体系黏度保留率为147.6%。表面活性剂溶液(2 000 mg/L SH6)界面张力随老化时间基本没有变化，维持在10$^{{\rm -4}}$ mN/m数量级；二元复合体系(1 500 mg/L ZL-II+2 000 mg/L SH6)老化15 d后界面张力由3.49$\times$10$^{{\rm -3}}$ mN/m快速升至1.15$\times$10$^{{\rm -2}}$ mN/m，%上升近一个数量级，此后，界面张力上升缓慢。三元复合体系(1 500 mg/L ZL-II+2 000 mg/L SH6+ 0.8% Na$_{{\rm 2}}$CO$_{{\rm 3}}$)界面张力老化过程中变化规律与单一表面活性剂一致，维持在10$^{{\rm -4}}$ mN/m数量级。

1.1.3 三元复合体系综合性能

不同化学驱油体系的综合性能比较如表 3所示，%与单一的聚合物和表面活性剂相比，单一表面活性剂黏度低，单一聚合物界面张力高, 复合体系克服了这方面的问题。

与二元复合体相比，三元复合体系黏度有所下降，但界面张力下降幅度更大，并且三元复合体系形成下相微乳液，增溶油参数>20^[13]，长期稳定性也优于二元复合体系。碱的存在使表面活性剂的吸附量大幅度降低，SH6静态吸附量二元复合体系为3.820 mg/g，三元复合体系为2.610 mg/g；SH6动态吸附量二元复合体系为0.053 mg/g，三元复合体系为0.045 mg/g。

三元复合体系界面张力2.85$\times$10$^{{\rm -4}}$ mN/m，启动残余油能力强；黏度40.6 mPa$\cdot$s，考虑管线和井底炮眼剪切降解、高温油藏长期运移过程中的黏度损失，黏度保留率45%左右，地下流度比为0.18，为活塞推进状态，具有很强的流度控制能力^[15-17]。为了提高现场应用的抗风险能力，三元复合驱注入方案优化设计中，把三元复合体系聚合物浓度提高到1 800 mg/L，增大黏度以增强三元复合体系流度控制能力。三元复合体系综合性能优越，黏度与超低界面张力的协同作用明显，天然岩芯提高采收率最高(20.6%)，所以，选用三元复合驱技术作为IV5$\sim$IV11层系大幅度提高采收率的主体技术。

1.2 波及作用强的层系重组井网调整技术 1.2.1 纵向层系细分重组

IV5$\sim$IV11层系水驱开发包含45$^{{\rm 1-2}}$、47$^{{\rm 1-2}}$、49$^{{\rm 1-2}}$等3个主力层和48$^{{\rm 2}}$、410$^{{\rm 1-3}}$、411$^{{\rm 2-3}}$等3个非主力层，在多油层条件下、存在纵向叠合程度较差的问题；此外，也存在单层面积差别大、物性变化大、纵向单层动用程度差别大的问题。为了提高三元复合驱技术的波及体积，根据剩余油分布和层系重组技术界限研究的认识，水驱层系重组细分为3套层系，3个主力层细分为两个组合单元(组合单元45$^{{\rm 1-2}}$ +47$^{{\rm 1-2}}$和组合单元49$^{{\rm 1-2}}$)进行三元复合驱，3个非主力层48$^{{\rm 2}}$，410$^{{\rm 1-3}}$，411$^{{\rm 2-3}}$细分为第三组合单元继续水驱。

1.2.2 平面井网调整

复合驱井网采用五点法井网，从注采能力、有效驱替区间及经济可行性等几方面进行复合驱合理井距研究，确定井距上限为260 m、井距下限为200 m。

利用新钻采油井、新钻注入井、采油井转注入井、老井复采、上(下)返井等手段进行平面注采井网调整。%井网调整后，三元复合驱井网为近五点法井网，控制储量315.7$\times$10$^{{\rm 4}}$ t，注入井32口，生产井39口，平均注采井距252 m，三元复合驱控制储量315.7$\times$10$^{{\rm 4}}$ t，调整后的井网为近五点法井网，注采井距252 m，生产井39口，注入井32口，综合含水97.8%，采出程度53.3%。与水驱井网相比，调整后的复合驱井网开发参数大幅度改善(表 4)，为三元复合体系发挥驱油作用提供了良好的基础条件。

数值模拟表明，井网调整后水驱提高采收率2.00$\%$，原水驱井网三元复合驱提高采收率10.35$\%$，%而调整后井网进行三元复合驱可提高采收率14.23$\%$。井网调整对提高采收率贡献3.88$\%$，其中，井网调整与三元复合驱协同效应对提高采收率贡献1.88$\%$。而三元复合驱与井网调整的协同效应提高采收率为1.88$\%$。

1.3 防止窜流的全过程调剖技术

“化学驱全过程调剖技术”就是在注化学剂前进行整体深部调剖，注化学剂过程中进行单井或整体深部调剖以及化学驱结束转后续水驱前进行整体深部调剖的技术。IV5~IV11层系现场实施采用交联聚合物体系段塞和三元复合体系段塞交替注入的全过程调剖方式^[18]。

2 三元复合驱的动态特征与应用效果 2.1 三元复合体系黏度与界面张力的协同作用 2.1.1 三元复合驱增油降水效果优于聚合物驱

IV1~IV3层系已经完成聚合物驱技术的现场应用，提高采收率5.6%。IV5$\sim$IV11层系的油藏物性参数与IV1$\sim$IV3接近(表 5)，因此，可以进行三元复合驱的动态特征和应用效果的对比评价。

IV5$\sim$IV11层系三元复合驱与IV1$\sim$IV3层系聚合物驱产油倍数对比图如图 1所示，可以看出：(1) IV5$\sim$IV11层系三元复合驱峰值产油倍数是水驱的4.3倍，远远高于IV1$\sim$IV3层系聚合物驱的2.0。(2)三元复合驱见效高峰期时间长(0.35$\sim$0.65 PV阶段)，而聚合物驱见效高峰期时间短。(3)三元复合驱和聚合物驱产油倍数曲线之间空间很大，增油能力比聚合物驱更强。由此可知，三元复合驱流度控制和超低界面张力协同作用的增油降水能力，远远高于聚合物驱单一流度控制的增油降水能力。

2.1.2 三元复合体系启动残余油能力

三元复合驱中心井J210井对应的4个注水方向均为水驱时的老注水方向，见效时已注入0.21 PV，见效前的2 a内含水一直为100%(图 2)。

三元复合驱见效峰值含水由100%降至85.6%，日产油由0增加到9.2 t。初始2 a三元复合驱期间，剩余油接近残余油状态，残余油被三元复合体系的超低界面张力启动；高黏度三元复合体系携带启动的残余油运移渗流，推进富集，逐渐形成类油墙的状态。三元复合驱表现出明显的流度控制和超低界面张力的协同作用。

2.2 层系重组井网调整与三元复合驱的协同作用

层系重组井网调整是扩大波及体积最直接的技术途径，与三元复合驱提高驱油效率协同作用，可以更大幅度地提高采收率。IV5$\sim$IV11层系细分重组，层间渗透率级差由3.84下降到1.59，可以减少层间干扰，减少纵向层间窜流的可能性。新增液流方向数122个，液流方向改变率65.9%，可以有效地使水驱的非主流线转化为主流线，改变因长期水驱形成的优势水流通道，抑制窜流的同时、使三元复合体系转向含油饱和度高的水驱非主流线。水驱不规则井网调整为近五点法规则井网、3向以上受效井比例由20.0%增加至68.6%，大幅度提高了三元复合驱区块中心井比例，而中心井的增油降水效果远远优于单向受效井。“纵向层系细分重组+平面规则化井网调整”的结果，提高了动态连通性，纵向和平面波及能力明显提高，中心油井见效率100%，整个区块油井见效率高达92.3%，三元复合体系的驱油作用得到充分发挥，致使产油倍数、含水降幅和提高采收率值等开发指标都远远优于聚合物驱(表 6)。

2.3 全过程调剖与三元复合驱的协同作用

图 3是IV5$\sim$IV11层系三元复合驱产出聚合物浓度曲线。

由图 3可以看出：(1)三元复合驱前注入0.12 PV交联聚合物前置段塞后(a处)，产出聚合物浓度缓慢上升到73 mg/L；之后转注三元复合体系到0.28 PV，产出液聚合物浓度上升到94 mg/L(b处)，在此期间，产出聚合物浓度上升速度缓慢，前置段塞抑制了产出聚合物浓度上升速度；(2)三元复合驱注入过程中，两个0.02 PV的调剖段塞(c、d处)，把产出聚合物浓度分别从260 mg/L和370 mg/L降低到150 mg/L和210 mg/L，有效地抑制了产出聚合物浓度的上升，起到防止聚合物窜流的作用；(3)三元复合驱注入结束、后续水驱前(e处)，注入交联聚合物后置调剖段塞0.06 PV，把产出聚合物浓度从380 mg/L降低到240 mg/L，交联聚合物后置段塞起到封堵作用，达到防止聚合物窜流的效果。由此可知，全过程调剖可以在整个三元复合驱期间，有效防止化学剂的窜流，扩大波及体积，更有效发挥三元复合体系的驱油作用。

综上所述，IV5$\sim$IV11层系集成应用的三项大幅度提高采收率技术，都发挥了各自独特的作用，产生多种协同作用，其中，三元复合驱黏度和超低界面张力协同作用对提高采收率贡献最大，是主体技术；层系重组井网调整技术和化学驱全过程调剖技术，都与三元复合驱技术产生协同作用，扩大波及体积、更好地发挥三元复合体系的驱油作用，是配套技术。正是这种多层次的协同作用，保证和改善了扩大波及体积的基础上大幅度提高驱油效率的作用，使IV5$\sim$IV11层系三元复合驱现场应采收率大幅度提高。截至2017年12月，累计增油26.09$\times$10$^{{\rm 4}}$ t，中心区峰值日产油从23.0 t升至106.1 t，含水由97.9%降至90.2%，阶段提高采收率10.2$\%$，预计终提高采收率14.2$\%$。

81 ℃高温油藏IV5$\sim$IV11层系三元复合驱应用成功，扩大了三元复合驱技术的应用范围，为三元复合驱技术在高温油藏推广应用提供技术借鉴。

3 结论

(1) 特高含水高温油藏IV5$\sim$IV11层系集成应用三元复合驱技术，层系重组井网调整技术和化学驱全过程调剖技术，产生多种协同效应，既能扩大波及体积，又能大幅度提高驱油效率，现场应用增油降水效果明显。累计增油26.09$\times$10$^{{\rm 4}}$ t，阶段提高采收率10.2%，预计最终提高采收率14.2%。

(2) 层系重组井网调整技术是扩大波及体积的有效技术途径；交联聚合物体系的渗流阻力高于三元复合体系，具有扩大波及体积的能力，可以有效地抑制和防止聚合物和表面活性剂的窜流。

(3) IV5$\sim$IV11层系高温油藏Na$_{{\rm 2}}$CO$_{{\rm 3}}$弱碱三元复合驱应用成功，扩大三元复合驱技术的应用范围，为三元复合驱技术在高温油藏推广应用提供技术借鉴。