提高石油采收率技術

一、概述1、提高原油采收率的意義石油是一種埋藏于地層深部的流體礦藏，具有獨特的開采方式，與其他礦物資源相比，石油的采收率較低。作為一種重要的能源和化工原料，世界范圍內(nèi)對石油的需求仍將持續(xù)增長。尤其在我國，一方面國民經(jīng)濟發(fā)展對石油需求量的增長速度比以往任何時候都大；另一方面，我國的各主力油田均已進入高含水或特高含水開采期，開采難度增大，產(chǎn)量遞減幅度加大，而且后備儲量嚴重不足，石油的供求矛盾日益突出。據(jù)預測，按目前的開采水平，到2005年我國進口原油將高達108（1億）噸/年。大慶是我國最大的油田，按現(xiàn)已探明的地質(zhì)儲量計算，采收率每提高一個百分點，就可增油5000萬噸。這對國民經(jīng)濟的發(fā)展具有極其重要的意義。緩解石油供求之間日益突出的矛盾有兩條有效的途徑：一是尋找新的原油地質(zhì)儲量；二是提高現(xiàn)有地質(zhì)儲量中的可采儲量，即提高采收率。尋找新的油田、補充后備儲量是原油增產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)最直接、最有效的途徑。多年以來，各油田在開發(fā)過程中也不斷加大勘探力度，找到新的儲量。但是，石油是一種不可再生資源，它的總地質(zhì)儲量是一定的，而且我國陸上石油資源的勘探程度已經(jīng)很高，新增地質(zhì)儲量的難度越來越大，潛力越來越少。近年來，幾個大油田新增地質(zhì)儲量多數(shù)都是豐度很低、油層物性差、開采難度大的油藏。在有限的原油地質(zhì)儲量中，其可采儲量是一個變量。它隨著開采技術的發(fā)展而增加，而且其潛力一般很大。在目前技術水平下，石油的采收率平均約在30%?60%之間。在非均質(zhì)油藏中，水驅采收率一般只有30%?40%。也就是說，水驅只能開采出地質(zhì)儲量的一小部分，還有大部分原油殘留在地下。如何將油藏中的原油盡可能的、經(jīng)濟有效地開采出來，是一個極有吸引力的問題，也是世界性的難題。從長遠來看，只要這個世界需要石油，人們必將越來越多地將注意力集中到提高采收率上。實際上，與勘探新油田不同，提高采收率問題自油田發(fā)現(xiàn)到開采結束，自始至終地貫穿于整個開發(fā)全過程?？梢哉f，提高采收率是油田開采永恒的主題。提高采收率是一個綜合性很強的學科領域。它的綜合性表現(xiàn)為兩方面：高新技術的高度集成。不是一個單項技術而是一套集成技術，注入、采出、集輸 學科領域的高度綜合。涉及各個學科。這種學科交叉、互滲，有助于產(chǎn)生新的理論突破，并孕育著新的學科生長點。而且，提高采收率的原理對于促進相關學科的發(fā)展，為這些學科提供發(fā)展空間具有很重要的意義。目前，國內(nèi)外研究與應用的提高采收率方法很多。由于驅替介質(zhì)不同，其具體的驅油機理各不相同，適應條件和驅油效果都不同。但所有驅油方法都基于一些具有共性的原理。（二）提高采收率方法及其分類在油田開發(fā)史上，運用油藏天然能量開采石油叫做一次采油。一次采油也被稱為能量衰竭法采油，其采收率一般只能達到15%左右。通過注水或非混相注氣提高油層壓力并驅替油層中的原油叫做二次采油。二次采油時原油的物理、化學性質(zhì)不發(fā)生變化。此時的二次采油叫做維持壓力采油。如我國的大慶油田和前蘇聯(lián)有相當一部分油田在投人開發(fā)的同時進行人工注水。人工注水采油方法遠比能量衰竭法的采收率高，通常為30%-40%，個別油田可達80%。由于水的來源廣，價格便宜，采收率又高，所以，美國自20世紀40年代初便迅速地在油田發(fā)展起了注水采油技術。20世紀50至60年代，注水開發(fā)的工程項目數(shù)達到了頂峰。但到60年代后期，注水開發(fā)項目一直下降，其原因是一些注水油田已進入開發(fā)后期，這時產(chǎn)水率持續(xù)上升，產(chǎn)油量卻不斷下降。當產(chǎn)水率高達95%—98%時，繼續(xù)注水是不經(jīng)濟的，這時被迫停止注水。我國的大慶油田從20世紀60年代初期就采用人工注水方法采油，在進入高含水期后，堅持“穩(wěn)油控水”這一基本開發(fā)方針，開拓了一條改善高含水期油田開發(fā)高經(jīng)濟效益的新路子，為“八五”期間原中國石油天然氣總公司確定實施“穩(wěn)定東部，發(fā)展西部”的戰(zhàn)略方針做出了重大貢獻。進入“十五”期間，我國東部老油田2005年底綜合含水率已達到89.71%，部分地區(qū)高達90%以上，已進人特高含水后期開采階段。為了搞清剩余油的分布，在油藏精細地質(zhì)描述、開發(fā)地震技術（包括三維地震和橫向預測技術及四維地震技術）、水淹層測井監(jiān)測技術（包括裸眼井測井技術和套管內(nèi)水淹層測井技術）和精細油藏數(shù)值模擬技術及石油勘探開發(fā)綜合軟件集成平臺技術等方面研究，已經(jīng)基本上形成了配套技術。在搞清剩余油分布狀況的基礎上，可通過鉆高效調(diào)整井如采用側鉆水平井、多底井、分支井等復合井和直井不均勻加密布井，利用地層深部流體轉向技術（即向地層注入能大幅度提高油層殘余阻力系數(shù)或在地層深部堵塞高滲透層的物質(zhì)，使后續(xù)的注入水在地層深部轉向）來達到提高水驅波及體積的目的。人工注水雖然可以提高采收率，但注水后尚有約一半以上的油滯留在油層中，如何采出這些二次殘余油（也稱為水驅殘余油）是油藏工程師們面臨的間題。從20世紀20年代起，由于開采技術的發(fā)展使開采三次殘余油成為可能。從20世紀20年代起，由于開采技術的發(fā)展使開采三次殘余油成為可能。這一開采技術主要是通過向油層注入化學物質(zhì)、注蒸汽、注氣混相）或微生物，從而改變油層中的原油性質(zhì)并提高油層壓力，這種驅油方式叫做三次采油(TertiaryOilRecovery)。由于我國油田采用的開發(fā)技術除玉門油田外，均沒有明確的一次采油和二次采油之分，故對我國油田使用提高石油采收率或強化采油(EOR—EnhancedOilRecovery)這一名詞更為恰當。EOR這一專有名詞包括注水和其他提高采收率的方法。原油的采收率取決于驅油劑在油藏中的體積波及效率(或波及系數(shù))(VolumetricSweepEfficiency)和驅油效率(OilDisplacementEfficiency)o所有的提高采收率方法的都是以提高波及效率和/或提高驅油效率為目標。但是，由于驅替方式和驅替介質(zhì)不同，各種提高采收率方法的機理、適應性都有很大差異。根據(jù)驅替介質(zhì)和驅替方式，提高采收率方法可分為如下幾類：化學驅凡是以化學劑作為驅油介質(zhì)，以改善地層流體的流動特性，改善驅油劑、原油、油藏孔隙之間的界面特性，提高原油開采效果與效益的所有采油方法統(tǒng)稱為化學驅(Chemicalflooding)o常見的化學驅方法有聚合物驅、表面活性劑驅、堿水驅以及化學復合驅(如表面活性劑/聚合物二元復合驅、堿/表面活性劑/聚合物三元復合驅等)。氣驅凡是以氣體作為主要驅油介質(zhì)的采油方法統(tǒng)稱為氣驅(Gasflooding)o根據(jù)注入氣體與地層原油的相態(tài)特性，氣驅可分為氣體混相驅與氣體非混相驅兩大類。常用于作為驅替介質(zhì)的氣體主要有CO2、N2、輕烴、煙道氣等。熱力采油凡是利用熱量稀釋和蒸發(fā)油層中原油的采油方法統(tǒng)稱為熱力采油(Thermalrecovery)o這是一類稠油油藏提高采收率最為有效的方法。根據(jù)油層中熱量產(chǎn)生的方式，熱力采油可分為熱流體法、化學熱法和物理熱法三大類。熱流體法是以在地面加熱后的流體(如蒸汽、熱水等)作為熱載體注入油層；化學熱法是通過在油層中發(fā)生的化學反應產(chǎn)生熱量，如火燒油層、液相氧化等；物理熱法是利用電、電磁波等物理場加熱油層中原油的采油方法，這是一類新的且很有發(fā)展前景的稠油開采方法。微生物采油微生物采油(MicrobialEnhancedOilRecovery MEOR)是利用微生物及其代謝產(chǎn)物作用于油層及油層中的原油，改善原油的流動特性和物理化學特性，提高驅油劑的波及體積和微觀驅油效率。除了上述幾類方法外，油層深部調(diào)剖及作用于油層深部的物理法(如聲波、電場等)采

油也都屬于提高采收率技術范疇?；瘜W驅方法及技術比較：?幾乎所有化學驅方法都具有高鹽敏性，即對礦化度非常敏感，所以一般對驅油體系的礦化度都有限制。?由于化學體系在油層中運移時，易于發(fā)生吸附、滯留，甚至絮凝、沉降，影響化學劑的注入。如何保持足夠的注入能力，是一個長期研究的課題。?減少化學劑在油藏中的損失（吸附、滯留），是直接影響化學驅效果的關鍵問題。驅替方法驅油機理典型采收率（%）①聚合物驅改善流度比提高波及效率提高微觀驅油效率5?10②堿驅改善巖石潤濕性降低油/水界面張力通過乳化改善流度比5③活性劑驅降低油/水界面張力增大毛管數(shù)5?10④膠束/聚合物驅①+降低毛管數(shù)15⑤堿/聚合物驅①+②5⑥ASP復合驅①+②+③+協(xié)同效應15?20⑦泡沫驅①+③+泡沫調(diào)剖效果5?10

氣體上浮運移、溶解氣驅「CO2混相或非混相驅1液化石油氣混相驅富氣混相或非混相驅干氣（或貧氣）驅氮氣驅煙道氣驅注蒸汽蒸汽吞吐蒸汽驅注蒸汽蒸汽吞吐蒸汽驅熱力采油｛火燒油層電加熱、電磁波加熱另外，微生物提高采收率技術也日益受到了廣泛的重視，加速研究。但由于許多技術方面的問題，其工業(yè)化應用還有待時日。利用物理場激勵油層、提高采收率，是一類新的技術思路，屬于油氣田開發(fā)的前言研究領域。這類物理方法提高采收率的機理還不十分清楚，須深化研究。可以與化學驅相互補充，對那些不適用化學驅的油藏是一類很有價值和前景的方法。（三）國外提高采收率技術發(fā)展現(xiàn)狀提高采收率技術的應用不僅受技術水平發(fā)展的制約，更大程度受油價的制約。近年來，由于油價下跌，多數(shù)國家的EOR技術應用呈下降趨勢，但對于EOR的研究卻從未停止。據(jù)美國《油氣雜志》2004年對北美及全球原油提高采收率所做的年度調(diào)查表明，目前世界開展EOR項目最多的國家是美國（50項）、委內(nèi)瑞拉（50項）、加拿大（47項）和中國（38項）;其次是特立尼達（13項）、印度（6項）、印尼（5項）、哥倫比亞（2項）;此外，法國、利比亞、墨西哥、土耳其、阿聯(lián)酋均只有1項。需要指出的是，此項調(diào)查沒有反映前蘇聯(lián)及東歐石油生產(chǎn)國的情況。該項調(diào)查統(tǒng)計數(shù)據(jù)表明，注蒸汽熱采、二氧化碳混相驅、烴混相驅及注聚合物驅油（包括化學驅），是當今世界EQR主流技術，這4種技術所占比例依次為44%（136項）,22%（68項｝,14%（45項）和9%（27項）。傳統(tǒng)的火燒油層仍是一種有效的熱采方法，美國、加拿大和印度還在采用，總計占5%（17項）。在各類EOR技術中，注蒸汽不但開展的項目多，而且應用的最為廣泛，在被調(diào)查的13個國家中有7個國家以此項工藝作為EOR主要手段。開展二氧化碳驅油的主要是美國；而注聚合物驅油則要數(shù)中國；進行烴混相驅的首推加拿大，此外委內(nèi)瑞拉和美國也有一定數(shù)量。從效果看，在所開展的4種主流技術項目中，烴混相驅工藝成功率達91%，二氧化碳混相驅達84%，蒸汽驅達75%，注聚合物驅油（包括化學驅）達57%。根據(jù)統(tǒng)計數(shù)據(jù)，烴混相驅已有87%的項目獲利或有望獲利，二氧化碳驅和蒸汽驅項目的獲利項目水平接近，分別占65%和68%。對于注聚合物驅，此項調(diào)查未提供確切數(shù)據(jù)。按照這項調(diào)查資料，我國開展蒸汽驅的主要是勝利油田、遼河油田、河南油田、新疆油田，開展注聚合物的則有大慶油田、勝利油田、遼河油田、新疆油田、大港油田、河南油田、吉林油田等。美國EOR技術應用狀況美國的提高采收率研究于二十世紀初起步，但初期發(fā)展較慢。直至1973年，由于阿拉伯石油禁運，美國將提高原油采收率作為其能源政策的一部分，并對提高采收率項目給予特殊的優(yōu)惠政策，使提高采收率的研究和應用得到迅速發(fā)展。1986年，提高采收率研究與應用達到高峰，全年共實施512個項目。1986年后，隨著油價急劇下跌，提高采收率項目持續(xù)減少；而EOR產(chǎn)量在1992年調(diào)查時居最高，達760907桶/天，以后略有下降，近幾年又稍有回升。前蘇聯(lián)EOR技術應用狀況前蘇聯(lián)的多數(shù)油田在20世紀50年代至60年代期間仍處于注水有效期，因此在80年代以前，其三次采油的方法研究進展較慢。60年代，EOR的試驗工作才開始開展，70年代有了較大發(fā)展，進人80年代，前蘇聯(lián)對EOR的研究工作極為重視。進人90年代的1991高速發(fā)展。前蘇聯(lián)曾在122個油田的237個區(qū)塊上實施過EOR方法，主要為熱力采油、化學驅和氣驅。實施熱采的主要地區(qū)是哈薩克。累計產(chǎn)油量到1992年已達4080萬噸。其中近一半是靠蒸汽驅采出的（2030萬噸）。注熱水產(chǎn)油1690萬噸，火燒油層產(chǎn)油360萬噸。實施化學驅的地區(qū)主要是韃靼斯坦、西西伯利亞、伏爾加一烏拉爾。到1992年已累計產(chǎn)原油3920萬噸，其中主要是靠聚合物驅采出的。也做過一些活性劑驅的礦場試驗，但由于設備陳舊、管理不善、活性劑成本高，大多數(shù)試驗的經(jīng)濟效益不好。3.我國EOR技術發(fā)展狀況在我國，目前常規(guī)稀油的平均采收率約為33.6%，即約有66.4%的儲量（77.3x108t）靠注水方法采不出來，只能靠三次采油和其他新技術開采。我國開展EOR研究最早的是克拉瑪依油田，1958年開始研究火燒油層。20世紀60年代初，大慶油田一開始投人開發(fā)，就開始了EOR研究工作，先后研究過水驅、聚合物溶液驅.CO2混相驅、注膠束溶液驅和微生物驅。70年代后期，我國對EOR的研究逐漸重視起來，玉門油田開展了活性水驅油和泡沫驅油。80年代，大港油田開展了堿水驅油研究工作。進人90年代以來，特別是在“九五”、'“十五”期間，大慶、勝利、大港等油田對聚合物驅油都開展了研究，相繼研究出了三元復合驅及泡沫復合驅提高石油采收率等新技術。其中，聚合物溶液驅油技術已經(jīng)基本成熟，已于1996年走向工業(yè)化推廣應用階段；ASP三元復合體系驅油技術及泡沫復合驅油技術也正在由擴大化工業(yè)試驗階段向工業(yè)化推廣階段邁進。我國提高采收率的研究起始于60年代初，其發(fā)展高峰是80年代初。1979年，原石油工業(yè)部將提高采收率（三次采油）列為我國油田開發(fā)十大科學技術之一。開始著手進行EOR技術調(diào)研，組織國際合作，引進先進技術，就此揭開我國EOR技術高速發(fā)展的序幕。從經(jīng)濟和產(chǎn)量角度綜合考慮，化學驅是我國油田提高采收率技術的最佳選擇。1982年，在對國外五個主要石油生產(chǎn)國十余種EOR方法綜合分析的基礎上，對我國23個主力油田進行了EOR方法粗選。1984年開始與日、美、英、法等國在大慶、大港、玉門等油田進行聚合物驅和表面活性濟驅的技術合作。我國從“七五”開始表面活性劑驅油技術的研究。在此基礎上，于“八五”開展了復合驅油技術的研究。由于復合驅油技術遠比聚合物驅復雜得多，難度更大、風險更大，所以“八五”期間的研究側重于應用基礎，并開展了5個不同油區(qū)、不同類型復合驅油先導性礦場試驗。1993年，復合驅油技術在勝利油區(qū)孤東油田小井距試驗區(qū)取得成功，在水驅采出程度已達到54%（屬油田枯竭）條件下，又提高采收率13.4%，使其總采收率達到67%。我國以化學驅油技術為代表的EOR技術發(fā)展迅速，已成為我國陸上主力油田持續(xù)發(fā)展的重大戰(zhàn)略接替技術。目前，我國不論是在EOR的研究水平上，還是在EOR技術的應用規(guī)模、年增產(chǎn)原油量和技術的系統(tǒng)完善配套上，均已走在世界前列。預計到2010年我國化學驅年總增油量將占全國陸上油田年產(chǎn)油量的15%左右，成為世界上EOR技術工業(yè)化程度最高的國家。1.我國提高原油采收率潛力（1）與國外典型油田條件的對比原蘇聯(lián)：注水開發(fā)的杜瑪茲油田，原油地下粘度2.5mPa?s，含水82.9時已采出地質(zhì)儲量的49.3%，方案設計采收率為59%。美國：東得克薩斯油田水驅，原油地下粘度為0.93mPa-s，含水80%時已采出地質(zhì)儲量的50%，方案設計采收率可高達80%。我國：油田主要分布在陸相沉積盆地，油層物性變化和砂體分布均比海相沉積復雜，泥質(zhì)含量高，油藏非均質(zhì)性遠高于主要為海相沉積的國外油田。而且陸相盆地生油母質(zhì)為陸生生物，原油含蠟高、粘度高。這樣的陸相沉積環(huán)境和生油條件，加大了我國油田開發(fā)的難度。我國依靠科技的力量，發(fā)展了一系列注水開發(fā)的配套技術，十使注入水不斷擴大波及體積，延長了油田的穩(wěn)產(chǎn)期。應該說我國注水開發(fā)技術和穩(wěn)產(chǎn)指標，已達到或超過國外同類油田水驅開發(fā)的先進水平。盡管如此，由于油層物性差，非均質(zhì)性嚴重，原油物性差（粘度高、含蠟高），我國油田的水驅平均采收率只有34.2%，一些油田只有20%?25%，遠低于國外海相沉積油田的水驅采收率水平。大慶油田，陸相沉積、油藏非均質(zhì)變異系數(shù)0.7左右，原油地下粘度為9mPa-s（是美國東德克薩斯油田原油粘度高10倍之多！），綜合含水82%，僅采出地質(zhì)儲量的30.1%，最初預測最終水驅采收率僅為34.8%，經(jīng)過多年的工作，不斷改善水驅開發(fā)效果，大慶油田預測水驅采收率也僅可提高到40%左右，仍然遠遠低于國外海相沉積大油田的水驅采收率。勝利油田，陸相沉積，原油地下粘度：上第三系館陶組油層60?90mPa-s，下第三系沙河街組油層10?20mPa-so現(xiàn)含水已達89.8%，僅采出地質(zhì)儲量的21.1%。預測水驅采收率也只有27.7%o我國油田總水驅采收率水平較低，主要反映在兩個方面：由于油層的非均質(zhì)性，水驅波及系數(shù)低；驅油效率低。這兩點決定了我國油田采用以擴大波及體積和提高驅油效率為目標的EOR方法具有很大潛力。（2）采收率潛力分析?大慶油田13口井水淹層密閉取心資料表明，以正韻律厚層砂巖為主的喇嘛甸、莎北、莎中地區(qū)，注入水在平面上沿條帶狀突進，垂向上厚層底部水淹嚴重一在注水倍數(shù)為1時水洗厚度僅為69%，其中強水洗厚度也只有26.5%，水洗段平均驅油效率47%。?大慶中區(qū)西部已注水開發(fā)30余年，在聚合物驅前，鉆井取心資料表明：薩II1-3層水淹厚度僅33.7%，葡11-4曾水淹厚度僅28.4%，采出程度只有20%。?勝利油田的勝坨油田，河流一三角洲沉積，為高滲高粘油田。1994年取心資料表明，在已注水開發(fā)近30年，注水倍數(shù)已達1.1?1.44,綜合含水已高達92%?95%的情況下，水洗和強水洗厚度僅為油層厚度的54.6%，平均驅油效率也僅為41.6%?47.1%。我國對25個主力油田資料進行研究表明：平均水驅波及系數(shù)最終可達0.623，驅油效率為0.531，據(jù)此預測全國陸上油田水驅采收率僅達34.2%。這意味著水驅之后我國還有近百億噸探明地質(zhì)儲量殘留在地下，有待新的提高采收率技術開采。這就是我國提高采收率的巨大資源潛力。1988年應用美國能源部提高采收率潛力模型，對我國13個油區(qū)173個油田、近千個區(qū)塊、總計74x108噸地質(zhì)儲量進行了三次采油潛力分析，其結果表明：我國陸上油田適合聚合物驅的共有59.7x108t地質(zhì)儲量，平均提高采收率8.7%，可增加可采儲量5.19x108t。適合表面活性劑和復合驅的地質(zhì)儲量有60x108t，平均提高采收率18.8%，可增加可采儲量11.3x108t。實際上，經(jīng)過近30個礦場試驗和推廣應用表明，聚合物驅可提高采收率10%，復合驅先導試驗可提高采收率15?20%。這些數(shù)字充分顯示出我國提高采收率具有很大的潛力。2.我國的提高采收率技術發(fā)展總體狀況（1）總體概況我國的提高采收率研究起始于60年代初，其發(fā)展高峰是80年代初。1979年，原石油工業(yè)部將提高采收率（三次采油）列為我國油田開發(fā)十大科學技術之一。開始著手進行EOR技術調(diào)研，組織國際合作，引進先進技術，就此揭開我國EOR技術高速發(fā)展的序幕。從經(jīng)濟和產(chǎn)量角度綜合考慮，化學驅是我國油田開發(fā)提高采收率技術的最佳選擇：我國近年來原油產(chǎn)量約為1.4x108t，全國陸上油田含水已高達82%，進入了高含水期開采階段。每年年產(chǎn)量綜合遞減800多萬噸。僅僅是為了穩(wěn)產(chǎn)，每年就需增加近8x108t地質(zhì)儲量。目前我國陸上油田新區(qū)勘探難度越來越大，單純靠新區(qū)增加可采儲量已無法滿足需要。另一方面，我國老油田還剩余近百萬噸儲量無法依靠二次采油開采出來。大慶油田對其外圍新區(qū)未動用的低滲透新油田和老油田每采100x104t原油所需總費用進行了對比：老區(qū)繼續(xù)水驅加密阱網(wǎng)總費用4.22億元；老區(qū)聚合物驅3.93億元；外圍新區(qū)8.3億元。這說明，在老區(qū)提高采收率所投入的經(jīng)費是較低的。以北一區(qū)中塊為例，作了開發(fā)指標的經(jīng)濟評估(按EOR8年有效期計)對比：平均單井日產(chǎn)油，t提高米收率注水量/噸油產(chǎn)液量/噸油繼續(xù)水驅加密井網(wǎng)4.1316.59.2聚合物驅20.7125.86.6復合驅34.5202.82.7這表明，大慶老區(qū)用EOR方法是經(jīng)濟有效的，不僅可以大幅度增加可采儲量，還可以大幅度減少注水量和產(chǎn)液量。1982年，在對國外五個主要石油生產(chǎn)國十余種EOR方法綜合分析的基礎上，對我國23個主力油田進行了EOR方法粗選。1984年開始與日、美、英、法等國在大港、大慶、玉門等油田進行聚合物驅，表面活性濟驅油技術合作。由于我國探明氣源不足，油田混相壓力較高，不具備廣泛實施混相驅的條件，確定了化學驅油作為我國EOR技術的主攻方向，并以首先聚合物驅作為重點?！捌呶濉?1986?1990)、“八五”(1991?1995)、“九五”(1996?2000)連續(xù)將EOR技術研究列為國家重點科技攻關項目。(2)聚合物驅技術發(fā)展僅用了十年左右的時間，在'八五‘末期，就基本掌握了聚合物驅油技術，完善配套了十大技術，即：①注水后期油藏精細描述技術；②聚合物篩選及評價技術;③合理井網(wǎng)井距優(yōu)化技術；④聚合物驅數(shù)值模擬技術；⑤注入井完井、分注和測試技術;⑥聚合物驅防竄技術；⑦聚合物配制、注入工藝和注入設備國產(chǎn)化；⑧采出液處理及應用技術;⑨高溫聚合物驅油技術；⑩聚合物驅方案設計和礦場實施應用技術。規(guī)模與效果采收率：聚合物驅先導性試驗、工業(yè)性礦場試驗、工業(yè)化應用均取得了在水驅基礎上提高采收率10%以上的好效果。大港油田：西四區(qū)聚合物驅先導性井組試驗在“七五‘期間最早取得明顯增油降水效果，井組含水由90.5%下降到67%，日產(chǎn)油由48.6t上升到88.4t，采收率提高了10.4%；注1t聚合物干粉增油達400t。注聚前后對比：高滲透層吸水強度由15m3/m下降到10m3/m，低滲透層吸水強度由1m3/m下降到7m3/m。表明：有效地擴大了注水波及體積。大慶油田：中區(qū)西部聚合物先導性井組試驗。該區(qū)注水開發(fā)近30年。聚合物驅后在葡I1-4單層試驗井組全區(qū)綜合含水由95.2%降到79.4%，日產(chǎn)油由37t上升到149t，平均注1t聚合物干粉增油241t，中心井比水驅提高采收率14%。在葡I1-4和薩II1-3雙層開采試驗井組，全區(qū)綜合含水由94.7%降到84.4%，日產(chǎn)油由86t上升到211t，平均每注1t聚合物干粉增油209t，中心井比水驅提高采收率11.6%。北一區(qū)斷面葡I1-4層工業(yè)性礦場試驗。試驗區(qū)面積達3.13km2。地質(zhì)儲量632x104t，注采井數(shù)達61口，全區(qū)含水由90.7%下降至73.9%，日產(chǎn)油由651t上升到1356t,試驗未結束時提高采收率已達13.62%，比聚合物干粉增加原油130t。大慶油田從1996年開始聚合物驅工業(yè)化推廣應用。目前已有15個區(qū)塊實施聚合物驅，已成為大慶油田開發(fā)的重要技術。例如：大慶采油一廠聚驅工業(yè)區(qū)塊已達5個，年產(chǎn)油保持在300x104t，占全廠總產(chǎn)油量的近1/4。96年開始注聚的三個區(qū)塊目前聚合物用量已達577.21mg/LPV，綜合含水已回升到87%，目前已達提高采收率10%。大慶采油三廠目前，聚合物驅工業(yè)應用區(qū)塊已達5個，年產(chǎn)量占全場總產(chǎn)量的29%左右。北二西東、西兩個區(qū)塊分別于95年12月。96年8月投入聚合物驅開采，面積15.35km2,地質(zhì)儲量2818x104t，總井數(shù)222口（其中注入井98口，采出井124口）。截止到2000年底，累計注入聚合物干粉25125t,聚合物溶液2540.55x104m2。累計增油186.87x104t,1t聚合物增油74t。階段才采出程度為17.04%，較數(shù)模高3.9%。河南雙河油田，油層溫度