CN105696985A - 四注九采井网条件下复合驱高效驱油方案的确定方法及复合驱高效驱油方案 - Google Patents

Abstract

本发明公开一种应用在“四注九采”井网条件下复合驱高效驱油方案的确定方法及复合驱高效驱油方案。“四注九采”井网是适宜于复合驱前期试验的井网，采用机理更加准确、功能相对完善的数值模拟软件IMCFS，建立能够反映试验油层主要地质特征的简化结构模型，对复合驱矿场试验拟合，将现场驱油试验数字化，建立包括油层水驱信息和复合驱信息的数字化地质模型平台，在这样的地质平台上，计算驱油方案，可称为进行数字化驱油试验，能更加全面、更加深刻地进行驱油试验研究，进而优化复合驱油方案的基础指标，建立“四注九采”井网条件下复合驱试验优化驱油方案。

Description

四注九采井网条件下复合驱高效驱油方案的确定方法及复合驱高效驱油方案

技术领域

本发明涉及油田三次采油中复合体系驱油矿场试验研究方法和驱油方案设计方法，具体涉及复合驱矿场试验的研究总结，驱油方案的优化设计。

背景技术

大庆油田在复合驱先导性试验取得成功的基础上，开展了扩大性试验，继而开展工业性试验，研究程序是严格的，研究态度是严谨的。如何全面深刻总结认识驱油试验，是进一步扩大试验取得成功关键基础。

分析大庆油田完成的众多试验，可将井网类型区分为两大类。工业性试验前的驱油试验可统称为“前期试验”，图1为“四注九采”布井示意图，整个试验区有四口复合体系驱替液注入井C₁～C₄，外围其它注入井皆为注水井，它包含一口“中心生产井”——周边被复合体系注入井包围，它完全受益于复合驱注入井，通过该井可以比较全面认识驱油试验，这种布井试验又具有另一特点，外围注入井皆为注水井，在这样情况下，在高黏复合体系注入过程中，复合体系注入井C₁～C₄中每一口都可以向外围低压区域卸放复合体系注入范围内增高的地层压力，影响试验区内油层压力的升高，保证注入井有着相对高的注入能力，从而在相同的注液速度条件下，驱油体系可以有着相对高的黏度，有着相对好的驱油效果，矿区一般前期复合驱试验或小型区块复合驱开发生产都是在“四注九采”井网条件下实施。图2为工业性井网试验布井图的一部分，图中所有注入井都是复合体系注入井，外围一周18口注入井也都为复合体系注入井，再外围的注入井可能是复合体系注入井，也可能是注水井，图中12口注入井是“中心注入井”——周边被复合体系注入井包围，多口“中心注入井”连成一片构成一个“闭合式”的“中心区域”，在复合体系注入过程中，“中心注入井”周边没有压力向外卸放条件，高黏度的复合体系注入相对困难。大庆油田四厂杏二区两驱油试验，前期杏二西试验采用“四注九采”井网布井取得提高采收率25％良好效果，而之后工业性井网杏二中试验提高采收率仅略高于18％，经验教训告知人们两种不同井网下试验必须分别研究设计。

欲要获得试验成功，驱油试验方案优化设计是技术关键。通过多年研究，建立了采用数字化驱油研究方法设计优化驱油方案方法。

本项发明研究，选用机理更加准确功能相对完善模拟软件，采用数值模拟研究方法，对于在四注九采井网上成功实施的驱油试验拟合计算研究，建立数字化地质平台，获取驱油试验研究三项关键数据，在数字化地质平台上进行数字化驱油试验——驱油方案计算，对于驱油试验做更深刻研究，总结现场试验经验和教训，找到试验需要改进提高的目标和措施，提出优化驱油方案设计的关键条件指标，建立优化驱油方案的设计方法。

发明内容

本发明目的提供“拟合计算研究四注九采井网条件下成功实施的复合驱油试验，建立数字化地质模型”研究方法，提供“在数字化地质模型上，通过数字化驱油试验研究建立的复合驱优化驱油方案”设计方法，并进一步提供优化驱油方案。

本发明提供一种应用在“四注九采”井网条件下复合驱高效驱油方案的确定方法，包括以下步骤：

1)在油层原始地质数据基础上，建立油层“简化地质结构模型”(模型1)，再进一步建立具有两项关键要素的“数字化地质模型”(模型3)；所述两项关键要素为相对更为准确的地质数据和复合驱油与毛管数密切相关的基础数据；

2)确定复合驱驱油试验的三项关键数据：

A)复合驱驱油试验的“实施时间”，在此时间内复合体系在地下油层中保持稳定没有化学剂失效情况发生；

b)复合驱驱油试验中高黏体系地下黏度保留率和对应的“聚合物溶液浓度与地下工作黏度关系曲线”、“复合体系地下工作的界面张力图”数据；

C)复合驱驱油试验高黏体系注入过程中与安全注入压力界限P对应的“油层最大平均压力界限P₀”值；

3)基于模型3，实施数字化驱油试验，以提高采收率为标准确定“复合驱高效驱油方案”以下技术指标：

a)注液速度；

b)注采井距；

c)段塞结构形式，复合体系段塞体积和界面张力、体系黏度，后续聚合物段塞体积和黏度。

4)综合a)-c)的指标，确定驱油方案。

其中：

步骤1)中“数字化地质模型”(模型3)的建立方法是采用数值模拟方法拟合在该油层上实施的四注九采井网的复合驱试验完成；所述拟合过程是在“简化地质结构模型”(模型1)上切下一个表层为正方形油层，它为五点法井网一个井组的四分之一，含一注一采两口井，两口井间相距距离等于驱油试验井距，再在该油层各层段上都划出9×9个网格，每个“网格块”都赋给对应的油层参数，建立“计算模型”(模型2)，在模型2上运行试验方案，拟合水驱采出过程修正油层原始地质数据，进而拟合复合驱过程确定复合驱相关数据，拟合结果满意得到数字化地质模型(模型3)。

步骤2)中要求确定的三项数据是现场试验必须满足的条件和派生数据，通过拟合驱油试验研究确定：

A)驱油试验的“实施时间”，在此时间内复合体系在地下油层中保持稳定没有发生化学剂失效情况。若拟合驱油试验没有获得满足要求的驱油试验的“实施时间”，可在要求保证化学剂在地下工作稳定性保持三年以上的条件下，“借用”通过拟合杏二西试验获得的驱油试验“实施时间”——1570d；

B)驱油试验的“复合驱驱油试验中高黏体系地下黏度保留率”、“聚合物溶液浓度与地下工作黏度关系曲线”、“复合体系地下工作的界面张力图”数据，在没能获取需要的相关数据情况下，要慎重研究给出“借用”数据，试验结束后通过数字化驱油试验考核确定；

C)复合驱驱油试验高黏体系注入过程中的“油层最大平均压力界限P₀”值的确定，应拟合临近安全注入压力界限P值条件下的驱油试验得到“油层最大平均压力界限”拟合值，确定为“油层最大平均压力界限P₀”值；如拟合在低于安全注入压力界限P值条件下注入的试验，得到的“油层最大平均压力界限”拟合值不能确定为“油层最大平均压力界限P₀”值。

步骤3)所述以提高采收率为标准确定复合驱高效驱油方案，以可接受的t相当聚合物增油量为经济指标基准界限，以提高采收率指标最高者为优选目标方案，且高效驱油方案可接受的t相当聚合物增油量可以低于当前实施方案，而提高采收率指标必须高于当前实施方案较大幅度。

步骤3)中基于数字化地质模型(模型3)上计算的每一个驱油方案都是在一个对应的“模型2`”计算，这个“模型2`”与前述的“模型2”有着相同的结构，两者之间差别是每一个驱油方案计算用“模型2`”切割于“模型3”，且对应每一个驱油方案的“模型2`”都有各自根据研究需要确定的对应注采井距。

步骤1)建立数字化地质模型、步骤3)计算四注九采井网复合驱油方案，采用依据“毛管数曲线QL”和对应的“相渗透率曲线QL”形成的复合驱软件IMCFS(ImprovedMechanismofCompoundFloodingSimulation)。

步骤3)基于数字化地质模型(模型3)上计算的驱油方案都是在步骤2)中确定的三项关键数据条件下计算：

A)驱油试验的实施时间限制在给定的“实施时间”内，允许超差1％，由此保证驱油试验化学剂稳定性要求；

B)在确定的“高黏体系地下黏度保留率”、“聚合物溶液浓度与地下工作黏度关系曲线”、驱油体系地下“界面张力图”基础上计算驱油方案，保证方案计算得到的表活剂、聚合物用量与现场试验一致，进而可计算得到可信的评价方案经济效果指标——t相当聚合物增油量；

C)在确定的“注入压力界限”限定下计算，为现场驱油方案高黏体系注入提供安全保证。

步骤3)确定“复合驱高效驱油方案”技术指标a)注采井距，因“四注九采”试验多为前期试验，可根据试验条件和目的要求确定不同井距，但是，最大注采井距不应大于250m，最小不要小于125m。

步骤3)确定“复合驱高效驱油方案”技术指标b)注液速度要求，要考虑方案实施时间要求，还要考虑体系黏度对于驱油效果的特殊贡献，在条件许可情况下，可根据试验情况采用相对低的注液速度，提升体系黏度，由此，在不同井距条件下采用不同的注液速度。在注采井距取在250m这样的大井距情况下，注液速度可取为年注液0.15PV，这一注液速度对应的注液强度(注液强度是每m油层每天吸液量m³)被大庆油田确定为不同井距条件下化学驱共同采用的注液强度，定义这样的注液速度为“第一注液速度”，而在注采井距取在150m、125m这样的小井距情况下，推荐采用“第二注液速度”，年注液速度分别为0.28PV和0.40PV，它们也有着相同的注液强度，“第二注液速度”注液强度＝2/3ד第一注液速度”注液强度。

步骤3)确定“复合驱高效驱油方案”技术指标c)，段塞结构形式，复合体系段塞体积和界面张力、体系黏度，后续聚合物段塞体积和黏度，综合考虑要求如下：

i)两级段塞，前级为复合体系段塞，后续为聚合物保护段塞，两级段塞总体积应控制在试验实施时间不超过“方案实施时间”限定要求，两级段塞都要有足够大的体积，体积分配以驱油效果“敏感性”分析确定；

ii)体系表活剂浓度一般推荐使用0.3wt％，在小井距情况下，也可试验使用表活剂浓度0.45wt％；

iii)复合体系段塞界面张力应取10^-3mN/m超低范围，且相对值越低越好，但必须强调要有相对高的体系黏度相配合；

iv)复合体系段塞后续聚合物段塞为有足够大的体积的整体段塞(不分级)，它与复合体系段塞有着相同的聚合物浓度；

v)确定两级段塞体积和复合体系表活剂浓度之后，在模型3上计算驱油方案，控制油层最大平均压力不能超过“注入压力界限P₀”，确定方案体系聚合物浓度和地下工作黏度。

本发明另一目的还在于提供一种在“四注九采”井网条件下复合驱高效驱油方案，包括依据前述方法确定的内容。特别的，高效驱油方案包括步骤3)中a)-c)多个指标；

具体的，为针对大庆油田采油四厂杏二西油田的高效驱油方案，包括：

大庆油田当前四注九采井网试验多为工业化试验探索试验，注采井距取在125m～150m范围内小井距，在井距125m情况下采用年注0.4PV的注液速度，在井距150m情况下采用年注0.28PV的注液速度；

段塞结构为两级段塞，前级复合体系段塞和后续聚合物段塞，复合体系段塞表活体积用量为900mg/L·PV，表活剂浓度取0.3wt％，对应段塞体积0.3PV，或表活剂浓度取0.45wt％，对应段塞体积0.2PV，在井距150m情况下两级段塞体积总和取0.8PV，井距125m情况下两级段塞体积总和取0.9PV；

复合体系段塞可以是表活剂、碱、聚合物三元体系，也可以是表活剂、聚合物二元体系；体系界面张力在0.0025～0.00125mN/m超低范围；

方案计算注入压力界限P₀不超过拟合杏二西试验获得的油层最大平均压力P₁；确定最佳体系黏度应不低于30mPa.s；

在驱油试验条件下聚合物溶液地下黏度保留率为30％；

表活剂选用烷基苯磺酸盐或其它适用的表活剂，聚合物选用为聚丙烯酰胺或其它适用化学驱的高分子聚合物，要求化学剂在方案实施时间内在地下保持稳定不能出现失效。

所述具体的高效驱油方案经济技术指标为：

当前方案(杏二西)试验方案：驱由体系界面张力0.00125mN/m，驱油试验聚合物溶液黏度保留率为30％，t相当聚合物增油60.13t，相对水驱提高采收率25.25％，方案实施时间1570天，研究确定试验实施时间内地下没有发生化学剂失效问题；

在选择驱油体系界面张力、聚合物溶液黏度保留率相同于杏二西驱油试验情况下：

I)复合体系表活剂浓度为0.3wt％方案：

优化方案1(井距125m)：两级段塞体积总和0.9PV，t相当聚合物增油59.49t，相对水驱提高采收率29.49％，方案实施时间1170d。

推荐优化方案2(井距150m)：两级段塞体积总和0.8PV，t相当聚合物增油61.58t，相对水驱提高采收率28.75％，方案实施时间1518d；

II)复合体系表活剂浓度为0.45wt％方案：

推荐优化方案3(井距125m)：两级段塞体积总和0.9PV，t相当聚合物增油60.52t，相对水驱提高采收率29.88％，方案实施时间1153d。

推荐优化方案4(井距150m)：两级段塞体积总和0.8PV，t相当聚合物增油64.23t，相对水驱提高采收率29.29％，方案实施时间1578d(较杏二西试验长8d)；

井距150m方案经济技术指标相对略好，所以采用两种不同井距，是因为两种井距井网分别由油田前期开发250m、300m两种不同井距井网二次加密后得到。

本发明通过建立能够反映试验油层主要地质特征的简化结构模型，选用机理更加准确、功能相对完善的数值模拟软件IMCFS对复合驱矿场试验拟合计算研究，将现场驱油试验数字化，建立了包括油层水驱信息和复合驱信息的数字化地质模型平台，在这样的地质模型平台上，计算驱油方案，可称为进行数字化驱油试验，进一步更加全面、更加深刻地对驱油试验进行研究，能从现场试验总结出成功经验、吸取失败教训，找到改进方向和措施，进而获得优化复合驱油方案的技术指标，建立适用于四注九采井网条件下的高效优化驱油方案。

附图说明

图1四注九采井网布井示意图；

图2工业性井网布井示意图；

图3经典残余油饱和度与毛管数的关系曲线；

图4毛管数实验曲线QL；

图5大庆油田杏二西复合驱矿场试验井位图；

图6模拟计算模型结构图；

图7杏二西复合驱试验、试验方案拟合计算、优化计算方案油井含水、采出程度变化曲线；

图8二元体系界面张力图。

具体实施方式

本发明提供一个采用数值模拟方法，深入研究复合驱现场试验，得到对于“四注九采”井网复合驱矿场试验深刻认识，并在研究中建立了“四注九采”井网条件下的复合驱优化驱油方案的设计方法，并提出优化驱油方案相关技术要求和数据。

图1为典型的“四注九采”井网布井图，它包括一口中心生产井，它完全受益于外围四口复合体系注入井，一般复合驱矿场前期试验多采用“四注九采”井网，对于这样井网条件下试验研究，可以比较全面认识驱油试验过程和试验效果。

本发明的试验研究方法，是针对“四注九采”井网条件下完成的驱油试验实施。

为更清楚地公开，以下从几个方面叙述本发明。

1、数值模拟研究条件

计算研究必须选用机理更加准确功能相对完善模拟软件。

文献[1](QiLQ，LiuZZ，YangCZ，etal.Supplementandoptimizationofclassicalcapillarynumberexperimentalcurveforenhancedoilrecoverybycombinationflooding.SciChinaTechSci，2014，57：2190-2203)比较详细介绍发明人近年来发明成果“毛管数实验曲线QL”和配套的“复合驱相渗透率曲线QL”，这里仅做简单说明。

上个世纪中期T.F.Moore[文献2：MooreTF，SlobodRC.TheEffectofViscosityandCapillarityontheDisplacementofOilbyWater[J].ProducersMonthly，Aug.1956.]，J.J.Taber[文献3：TaberJJ.DynamicandStaticForcesRequiredToRemoveaDiscontinuousOilPhasefromPorousMediaContainingBothOilandWater[J].Soc.Pet.Eng.J，March，1969.]，W.R.Foster[文献4：FosterWR.ALowTensionWaterfloodingProcessEmpolyingAPetroleumSulfonate，InorganicSalts，AndaBiopolymer[J].SPE3803，1972.]等人研究并由实验做出的毛管数与残余油饱和度之间的对应关系曲线，通常称为“经典毛管数实验曲线”。“经典毛管数实验曲线”的提出，推动了复合驱油技术的研究和应用。图3绘出Moore和Slobod完成的实验曲线，它反映出当毛管数N_c(横坐标)大于一个极限毛管数N_cc之后随着毛管数增大到另一个极限毛管数N_ct，残余油饱和度(纵坐标)呈下降变化，毛管数继续增大残余油不再减小。

文献[1]中“毛管数实验曲线QL”是发明人实验做出新的毛管数与残余油饱和度之间的关系曲线，它与前辈经典的毛管数实验曲线有着明显区别：图4绘出“毛管数实验曲线QL”，它刻画了毛管数N_c大于极限毛管数N_cc之后更细微的变化，毛管数由极限毛管数N_cc(图4中对应毛管数值约为0.0001)增大至极限毛管数N_ct2(图4中对应毛管数值约为0.0025)，对应残余油饱和度呈下降变化到一个极限值毛管数继续增大至极限毛管数N_ct1(图4中对应毛管数值约为0.0712)，残余油饱和度值基本稳定在“残余油饱和度极限值处；图4中看到，N_c小于极限毛管数N_ct1(线段I)，残余油饱和度是毛管数的单值函数，N_c大于极限毛管数N_ct1，随着毛管数值增大对应多条残余油变化函数曲线(线段II₁)、(线段II₂)、(线段II₃)、(线段II₄)，而且注意到每条线段，在毛管数由N_ct1值出发继续增大时，首先出现残余油值增大，达到一个相对较大值后又呈现下降变化，在毛管数充分大且体系黏度足够高时，对应相对很低的残余油饱和度值。

文献[1]给出了“复合驱相渗透率曲线QL”的描述式如下：

以表示与毛管数N_c相应的残余油饱和度，在水相饱和度S_w满足于情况下，水相“归一化”饱和度S_nw可由式(1)计算。

$S_{nw}=\frac{S_w-S_{wr}^L}{1-S_{wr}^L-S_{or}^{*}}---\left(1\right)$

水、油两相相渗透率曲线可分别写为：

$K_{rw}=K_{rw}^0{\left(S_{nw}\right)}^{n_w}---\left(2\right)$

$K_{ro}=K_{ro}^0{(1-S_{nw})}^{n_O}---\left(3\right)$

对应毛管数Nc的不同变化范围，关键参数的取值：

残余油饱和度值

$S_{or}^{*}\left\{\begin{array}{cc}{S}_{or}^L& N_c\≤N_{cc}\\ S_{or}^L-\frac{N_c-N_{cc}}{N_{ct2}-N_{cc}}(S_{or}^L-S_{or}^H)& N_{cc}\≤N_c\≤N_{ct2}\\ S_{or}^H& N_{ct2}\≤N_c\≤N_{ct1}\\ S_{or}^L/(1+T_0\×N_c)& N_c>N_{ct1}\end{array}\right.---\left(4\right)$

注：本式中最下一算式相对文献[2]有所修正。

2)相渗透率曲线端点值(l＝w，o)

$K_{rl}^0=\{\begin{array}{cc}{K}_{rl}^L& N_c\≤N_{cc}\\ K_{rl}^L+\frac{N_c-N_{cc}}{N_{ct2}-N_{cc}}(K_{rl}^H-K_{rl}^L)& N_{cc}\≤N_c\≤N_{ct2}\\ K_{rl}^H& N_c\≥N_{ct2}\end{array}---\left(5\right)$

3)相渗透率曲线指数值n_i(l＝w，o)

$n_l=\{\begin{array}{cc}{n}_l^L& N_c\≤N_{cc}\\ n_l^L+\frac{N_c-N_{cc}}{N_{ct2}-N_{cc}}(n_l^H-n_l^L)& N_{cc}\≤N_c\≤N_{ct2}\\ n_l^H& N_c\≥N_{ct2}\end{array}---\left(6\right)$

上述描述式中符号说明如下：

l——“相”标记符号，取“w”标记水相，取“o”标记油相；

S_nw——“规一化”的水相饱和度；

T_o——润湿性转化影响参数，可通过试验或实验拟合求得；

——l相相对渗透率端点值；

——毛管数N_c≤N_cc情况下l相相对渗透率曲线端点值；

——处于极限毛管数N_ct2、N_ct1之间毛管数对应的相对渗透率曲线端点值；

n_l——l相相对渗透率曲线指数值；

——毛管数N_c≤N_cc情况下l相相对渗透率曲线指数值；

——处于极限毛管数N_ct2、N_ct1之间毛管数对应的l相相对渗透率曲线指数值。

K——岩心绝对渗透率，μm²；

K_rw——水相相对渗透率，无因次；

N_c——毛管数值；

N_cc——水驱后残余油开始流动时的极限毛管数，大庆采油四厂油水条件下测得值

N_ct1——复合驱油过程中驱动状况发生转化时的极限毛管数，大庆采油四厂油水条件下测得值0.0712；

N_ct2——处于“第I类”驱动状况下复合驱油过程对应的残余油值不再减小变化时的极限毛管数，大庆采油四厂油水条件下测得值0.0025；

——与毛管数值N_c相对应的残余油饱和度；

——束缚水饱和度；

S_w——水相饱和度；

——低毛管数条件下，即毛管数N_c≤N_cc情况下驱动残余油饱和度；

——处于“第I类”驱动状况下复合驱油过程最低的残余油饱和度，即处于极限毛管数N_ct2、N_ct1之间毛管数对应的残余油饱和度。

依据“毛管数曲线QL”和对应的“相渗透率曲线QL”研制出已商业应用的复合驱软件IMCFS(ImprovedMechanismofCompoundFloodingSimulation)。考虑到油层不同区域或不同层段，油层性质不同，由此而来，它们应对应着不同的毛管数曲线和不同的相渗透率曲线，由此软件在对油层的描述中，设置若干个“池”，每个“池”有自己的毛管数曲线数据和相渗透率曲线数据。这样的地质模型数据结构，为驱油试验的拟合计算研究创造条件。

本发明采用复合驱软件IMCFS，对于以大庆油田采油四厂杏二西复合驱矿场试验为代表的四注九采井网条件下驱油试验深入研究，对于“四注九采”井网条件下复合驱现场试验提出新的研究思路并最终确定优化驱油方案。

计算中需要的“毛管数实验曲线QL”相关参数、“相渗透率曲线QL”相关参数都是在大庆油田采油四厂油水条件下实验测定的。

2大庆油田采油四厂杏二区西部复合驱试验数值模拟研究

2.1杏二区西部复合驱试验区介绍和计算模型设计说明

2.1.1杏二区西部复合驱试验区介绍

由文献[5][WangDemin，ChengJiecheng，WuJunzheng，etc]：″SummaryofASPPilotsinDaqingOilField″[C].SPE57288，1999.]得到大庆杏二区西部复合驱矿场试验技术资料：其井位示意图见图5，试验区面积为0.3km²，砂岩厚度为7m，有效厚度为5.8m，有效渗透率为0.675μm²，油层渗透率变异系数为0.65，全区共有4口注入井，9口采油井，注采井距为200m。表2.1给出实施方案结构和详细数据，由文献[5]给出资料确认驱油试验地下体系界面张力约为1.25×10^-3mN/m，工作黏度在30mPa.s左右。

表2.1杏二西复合驱试验实施方案数据表

碱、表活剂、高分子聚合物组成复合体系驱替液，其中，碱为NaOH，表活剂为ORS-41，聚合物为聚丙烯酰胺。

图5中注入井杏2-J3-试1、杏2-J3-试2、杏2-J2-试2、杏2-J2-试1分别对应图1中注入井C₁、C₂、C₃、C₄，图5中中心采油井杏2-2-试1对应图1中中心采油井O₁，两图中外围8口采油井也依次对应，清楚看到杏二西试验是一个标准的在“四注九采”井网条件下实施的复合驱试验。

2.1.2等效研究地质模型的设计

通常矿场试验的拟合都是按油层各层段实际渗透率情况建立模拟地质模型，拟合计算实践体会到这样“真实”描述的模型反而使得拟合更加困难，得不到理想的拟合精度。从创新思维认识出发：地质模型要根据研究需要而设计，在保证符合科学原理、能够清楚解释问题基础上，模型要尽可能简化。正是本着这一思想，依据非均质岩心结构分析和模拟计算相结合，文献[6](戚连庆.聚合物驱油工程数值模拟研究.北京：石油工业出版社.1998)提出了不同渗透率变异系数油层“简化地质结构模型”设计：油层平面均质，纵向非均质，三层结构，油层渗透率变异系数V_K及三层段对应渗透率(K₁、K₂、K₃)列于表2.2。三层段渗透率K₁、K₂、K₃的不同排列组合构成不同韵律特征非均质油层。

表2.2不同VK值油层纵向上渗透率分布

发明者之前用这一简化地质结构模型设计，采用数值模拟方法在聚合物驱油技术研究中取得重要研究成果汇集于文献[6]中，这些成果经受了大庆油田聚合物驱油实践的检验，表明该“简化地质结构模型”对于聚合物驱油技术研究有效。

另一方面，发明者还在毛管数实验曲线QL研发中看到，复合驱的残余油饱和度与油层微观孔隙结构密切相关，“简化地质结构模型”更适用于复合驱数值模拟计算研究。采用简化模型完成了大庆油田杏二西复合驱矿场试验计算研究，取得重要成果，进一步表明该“简化地质结构模型”对于复合驱驱油技术研究也有效。

依照该“简化地质结构模型”设计思想对杏二西试验区油层等效设计：矿场试验地质模型纵向三层结构，每层有效厚度为4m，油层为正韵律，上、中、下三层对应为低渗透层、中渗透层、高渗透层，油层渗透率变异系数为0.65，界于表2.2列出的V_K值0.590与0.720之间，插值计算得到三层段渗透率分别为0.0987μm²、0.252μm²、0.705μm²，以该“简化地质结构模型”为矿场试验模型，为叙述方便以下称它为“模型1”。

驱油试验是在“模型1”上按图5所示井位布井实施，将图5与图1比较可清楚看到井间对应关系，以下在图1上分析说明。在图1所示平面图上，以注入井C₁——杏2-J₃-试₁、中心采油井O₁——杏2-2-试₁连线为对角线自上向下“切下”一个表层为正方形油层，(注：对应位置见图1中正方形C₁AO₁B)，它为五点法井网四分之一井组，含一注一采两口井，井距(井点间连接线段C₁O₁长度)为200m。按计算需要对于切割得到模型作如下“修饰”：四边各向外扩8.84m，得到表层为边长9×17.68m的正方形油层。将其从“模型1”上“拿出”，再在油层各层段上都“划出”9×9个边长为17.68m网格，注入井杏2-J₃-试₁、采油井杏2-2-试₁将分别置于两个角网格的中心，每个“网格块”都赋给对应的油层参数，这样就得到一个“数字化的”可直接用于计算的地质模型——“模型2”(如图6所示，图中水井对应图5注入井杏2-J3-试1，对应图1中注入井C1；图中油井对应图5中中心采油井杏2-2-试1，对应图1中中心采油井O1)，“模型2”上油、水井网格间相隔7个网格，不仅能够相对清晰描述平面上液流变化情况，而且可以比较充分地显示井间网格化学物质的浓度变化及其物化性能的变化，充分发挥和显示驱油过程中化学剂的作用。

将模型上数据和驱油方案相关数据“正确”输入到IMCFS软件数据流中，就可以启动软件计算驱油方案：在注入井把要注入的水、复合体系溶液注入，这些注入液首先进入注入井纵向上三层网格，再从这三层网格出发，沿着由水井到油井这一主流线为中心不同流线流向前方，前进过程中把沿途的油推向前方油井采出，这一过程是一个数字化驱油过程。数字化驱油过程不仅可以获得油水井相关技术指标，还可以得到每个网格块上技术数据，如驱油过程中网格毛管数变化数据、渗流速度、驱替液黏度及驱油过程终止时残余油饱和度数据等“场量数据”，这些数据是深入研究驱油试验的宝贵资料。

2.2拟合现场试验计算

由于“模型2”注采井距为200m，按大庆油田化学驱标定的注液速度年注液应为0.24PV，注采平衡。在体系表活剂浓度为0.3wt％，聚合物浓度为2300mg/L情况下，参考文献[5]确定地下体系界面张力为1.25×10^-3mN/m，工作黏度在30mPa·s左右。

模拟计算使用软件IMCFS，它采用分“区”形式描述油层，为拟合计算带来诸多方便。

首先拟合水驱过程，微调油层分层的渗透率和相渗透率曲线相关数据——分层水驱残余油饱和度，拟合水驱采收率指标，确定油藏基本物性参数。具体拟合和修正情况：试验区油层水驱标定采收率为47.2％，拟合计算最后方案水驱采收率与标定值相同，由此将模型1中三层渗透率修正为0.0987μm²、0.207μm²、0.518μm²，对应油层渗透率变异系数V_K为0.59。

在水驱拟合结果满意的基础上，拟合复合驱试验过程确定与复合驱相关的物性参数。拟合计算毛管数曲线相关参数取实验测得的极限毛管数Nct2值0.0025、极限毛管数Nct1值0.0712，依据毛管数实验曲线测定复合驱残余油饱和度为0.185，岩心渗透率高，对应的残余油饱和度值相对为低的认识，给出三层段残余油饱和度值的初值，选用在杏二西油层油水条件下、在聚合物溶液剪切降解后黏度保留率为30％时测得的黏度与浓度关系曲线数据，计算复合驱试验过程。初次计算结果看到，计算驱油过程油井含水下降曲线明显靠近于现场试验油井含水变化曲线，认识到驱油体系地下工作黏度计算值相近于试验地下工作值，确认计算给出的体系黏度的保留率30％和相应的聚合物溶液黏度浓度关系曲线是可取的，不必做进一步调节修正，进而微调分层残余油饱和度值拟合复合驱采收率指标，拟合得到复合驱最终采收率72.45％，十分接近拟合目标复合驱最终采收率72.2％。拟合确定三层段残余油饱和度值分别为0.152、0.145、0.135。

图7给出现场驱油试验实测采收率变化曲线与拟合计算得到的预测采收率变化曲线吻合很好，现场驱油试验油井含水变化曲线与拟合计算得到的预测油井含水变化曲线吻合程度也相对很好。

表2.3列出了驱油试验结束后低渗透油层剩余油饱和度分布和表活剂浓度分布数据。

表2.3杏二西复合驱油试验结束时低渗透层剩余油分布和表活剂浓度分布

表中数据与图6中上层部位网格块对应，网格[1，1]对应水井，网格[9，9]对应油井，两点连线为主流线，由水井向油井方向为油水前进方向。由表中剩余油饱和度数据可以看到，仅在左上角水井一方近半个层面上，有着相对低的含油饱和度，这里是复合体系驱替过部位，该部位原油被驱替到前方，前方大范围内网格上有着高的含油饱和度，复合驱过程中形成的“油墙”最后滞留在这里，特别注意到主流线上油井后方两个网格处，有着比邻近网格更高的含油饱和度值44.0％，那里是油墙的“峰值点”，文献[7](李士奎，朱焱，赵永胜，等.大庆油田三元复合驱试验效果评价研究[J].石油学报，2005，26(3)：56-63.)介绍了杏二西试验结束后，在主流线上距油井50m处密闭取心井“杏2-2一检试1井”岩心中发现高饱和度原油，检查井刚好处在模拟计算油墙的“峰值点”处，模拟计算认识了检查井岩心存有高饱和度的原油原因。拟合计算结果同检查井的检查结果吻合，显示了计算结果的准确性，为解释检查井的结果提供重要技术资料。

由以上分析看到，拟合过程仅以水驱、复合驱采收率变化曲线和复合驱油井含水变化曲线为拟合目标，就得到如此好的拟合结果，油层剩余油值峰值点与检查井结果吻合，表明计算结果有足够高的计算精度。高精度计算结果来自于矿场数据准确可靠、采用软件对于驱油过程机理描述正确、拟合计算采用简化的地质结构模型这些措施科学合理。化学驱试验拟合这样高的精度是目前其它软件难以做到的。

高精度计算结果确认拟合计算过程得到结果是可信的，还要注意到，拟合计算是在网格边长为17.68m的“模型2”上计算得到的，“模型2”是从“模型1”上切割下来的，有必要将在“模型2”上得到的计算结果扩充到“模型1”上，即：拟合计算得到“模型2”的三层段渗透率修正为0.0987μm²、0.207μm²、0.518μm²，对应油层渗透率变异系数V_K为0.59，用这组参数对“模型1”修正得到新模型，并将拟合计算得到“模型2”三层段的复合驱残余油饱和度值0.152、0.145、0.135分别赋给新模型三层段，这样以来，新模型具有对“模型1”数据修正后的地质数据，又具有相关于毛管数曲线数据，这是两项关键要素，这一模型是对“模型1”的修正和完善，与“模型1”有了重要区别，为此，将拟合计算得到的数字化地质模型命名为“模型3”。

在“模型3”上计算驱油方案，可称为进行数字化驱油试验，更加深刻总结认识驱油试验，进而可以更全面的开展复合驱油方案优化条件研究。

为清楚起见，略做细致说明。在“模型3”上，布井的井网情况不变，井网仍采用图1所示形式布井，驱油方案计算取在“模型3”上按图1所示井网“切割”出计算所需的与“模型2”结构相同的模型，由于驱油方案研究要在注采井距不同情况下进行，基于这样情况，以下方案计算所切割的模型结构仍如图6所示，网格布局和网格数目不变，随着井距C₁O₁长度变化，网格步长Δ长度随着变化，杏二西试验井距200m，对应模型网格步长Δ为17.68m，新计算方案井距Xm，对应模型网格步长Δ＝17.68*X/200m。前文拟合驱油试验取在“模型1”上切割的“模型2”上计算，为了区别，以下在“模型3”上切割的用于计算数字化驱油试验的模型命名为“模型2’”。

2.3杏二西复合驱油试验深入研究

数字化驱油试验有着可重复性和可比性，它不仅可模拟现场试验获取现场试验开发指标数据，如水井注入量数据，油井产水、产油量数据，还可以提供油层内网格不同时刻多种场量数据，如含油饱和度、油层压力、表活剂浓度、水相黏度、毛管数数值分布场等，从而使得问题的研究更加深刻、深入。杏二西驱油试验方案的计算可认为是首个数字化驱油试验，应用这一“数字化试验”对于矿场试验深入研究。

以下表2.4给出试验方案及对比方案关键参数和驱油方案终止时效果数据，其中体系界面张力、地下最大黏度、最大毛管数值都是从驱油过程数据中提取的重要数据，水驱采出程度是指前期水驱过程油井含水98％时采出程度，复合驱过程中出现油井含水下降之后再上升变化，油井含水再次上升到98％，标定为试验终止，表中给出终止时刻分层剩余油、总体采出程度。以下将详细介绍深刻研究讨论。

表2.4试验方案与对比方案特性参数和驱油效果数据

2.3.1杏二西复合驱油试验提高采收率指标的确定

通常人们以“转注复合体系油井含水下降后再回升到98％时采出程度确定为复合驱的采出程度，它相对水驱油井含水98％时采出程度的差值”为复合驱的增采幅度，也可称提高采收率幅度。依据表2.4试验方案计算结果，复合驱油井含水98％采出程度为72.45％，水驱油井含水98％时采出程度为47.20％，采收率提高25.25％，注意到杏二西的复合驱试验是在油井特高含水条件下实施的，在转注化学体系开始试验时，油井含水已在99％以上，计算得知此时采出程度为52.85％，此数可谓“实际水驱”采出程度，“复合驱油井含水98％采出程度72.45％”与“‘实际水驱’采出程度52.85％”之差为19.6％，这一数据与文献[10](王凤兰，伍晓林，陈广宇，等.大庆油田三元复合驱技术进展[J].大庆石油地质与开发，2009，28(5)：154-162)给出的该试验采收率提高值19.6％一致。大庆油田通常也都是采用通用定义标定驱油试验提高采收率幅度，依据通用定义，杏二西复合驱试验提高采收率幅度应在25.25％。然而由于若标定该试验提高采收率幅度为25.25％，这其中包含了水驱油井含水98％之后继续水驱到试验开始时采出的5.6％原油，出于“避免”夸大复合驱试验效果的“嫌疑”，采用了特殊定义——“以复合驱的最终采出程度相对试验开始时刻水驱采出程度的差值为驱油试验采收率提高值”，标定该试验提高采收率幅度为19.6％。

由于采用了特定的定义得到相对低的多提高采收率幅度数值，给人们带来该试验效果“差”的误会，回到通常公认的定义下，这一驱油试验提高采收率幅度应为25.25％，相对高的提高采收率指标表明杏二西驱油试验是一个非常成功现场试验，有必要对它进行深入研究。

2.3.2杏二西驱油试验取得成功重要技术特征——高黏超低界面张力复合体系

方案计算过程中，每一时刻、在每一个网格上，都有着确定的驱替液渗流速度、体系界面张力、体系黏度，都计算得到对应的毛管数值。由表2.4列出数据看到，杏二西试验体系有着超低界面张力1.25×10^-3mN/m，高的体系黏度，最高值为31.04mPa·s，驱油过程网格最大毛管数为0.1687，高于极限毛管数N_ct1值0.0712(参见1节参数值说明)，这样的驱动状况被定义为“处于‘II’类驱动状况”下；把试验方案体系界面张力调高到3.0×10^-3mN/m得到“对比”方案，表2.4中列出对比方案数据和计算结果，体系黏度最高值为30.06mPa·s，略低于试验方案，驱油过程网格最大毛管数为0.0701，低于极限毛管数N_ct1值0.0712，定义这样的驱油过程“处于‘I’类驱动状况”下。

由图4毛管数实验曲线QL中看到，“I”类驱动状况毛管数低于极限毛管数N_ct1值0.0712值，对应着相对低的“残余油饱和度极限值”，它应有良好驱油效果。“II”类驱动状况出现毛管数高于极限毛管数N_ct1值0.0712情况，出现对应的残余油饱和度值高于“残余油饱和度极限值”情况，将对于驱油效果产生明显影响。表2.4中数据看到，两方案水驱采出程度相同，复合驱终止，试验方案三层段剩余油都相对偏低，最终采收率略偏高1％，提高采收率幅度也相应偏高。

表2.5列出杏二西试验方案和比较方案高渗层在相应时刻油层网格毛管数数值和方案终止时刻剩余油饱和度分布数据，简单分析认识试验方案效果好于对比方案的原因。时刻A——转注复合体系0.2676PV，可以看到，此时驱油试验在高渗透层水井附近部位出现小片“黑体字”标记区，这些网格毛管数值高于极限毛管数N_ct1值0.0712，网格上处于“II”类驱动状况下，它们对应着相对高的残余油饱和度，水相流速相对为快，驱替效果不佳；然而，前方大片区域网格用“浅体字”标记，毛管数值范围在极限毛管数N_ct2值与极限毛管数N_ct1值之间，它们对应着“残余油饱和度”，处于驱动效果最佳“I”类状况下，以上部位是复合体系波及部位；在其前方用“斜体字”标记的是复合体系段塞没有到达的前方区域，毛管数值极低；B时刻——转注复合体系后0.4497PV，油层高渗透层的“II”类驱动状况网格已消失，可见“II”类驱动状况没有持续很久，绝大部分网格处于驱替效果最佳“I”类驱动状况下。对比比较方案油层高渗层网格毛管数数据，该方案没有经历“II”类驱动状况，对比分析B时刻毛管数数值看到，两方案同处最佳“I”类驱动状况范围基本相同，从数值上比较，试验方案对应网格上数值普遍有着相对较大数值，特别是在主流线两翼部位网格更明显相对为大，

表2.5杏二西试验方案及比较方案不同时刻油层网格毛管数分布和含油饱和度数据

显示出试验方案在高毛管数下驱替扩大波及效果。分析表中给出方案终止时高渗透层段网格剩余油分布数据，比较方案在大面积范围内都有着低的剩余油饱和度，驱替效果良好；杏二西试验方案在短时期内处于高毛管数下“II”类驱动状况驱替，仍然是由“I”类驱动状况驱动为主控制总体驱油效果，而且它的“II”类驱动状况驱替带来的扩大波及效果为主流线两翼部位带来驱替效果的相对改善，它有着相对更好驱油效果，表2.4中数据看到，在高渗透层试验方案有着相对略低的剩余油饱和度。在中低渗透层位网格上，驱油过程中试验方案也没有出现超越极限毛管数N_ct1值0.072情况，然而由于驱油体系有着高黏度和超低界面张力，使得在近井地带相对更大区域范围内，在相对更长时间内有着相对高的毛管数，它们对应着“残余油饱和度”，因而有着相对好的驱油效果，从表2.4中数据看到，试验方案中低渗透层驱油过程终止有着相对低的剩余油饱和度。

在“模型3”上计算的对比方案毛管数分析确认杏二西驱油试验采用超低界面张力高黏体系保障了驱油试验成功。推荐超低界面张力、高黏度复合体系为复合驱油应用体系。

2.3.3几个非常值得重视的技术数据

2.3.3.1复合驱表活剂稳定时间要求

复合驱油过程中表活剂的稳定性是一个非常重要的问题。由表2.3中列出的试验结束时低渗透油层表活剂浓度分布数据分析看到，方案终止时刻复合体系段塞主体前沿刚刚到达油井，段塞主体还滞留在低渗透层段中前方部位，拟合计算是在化学剂稳定情况下计算的，注意分析油井含水变化曲线拟合计算情况，两曲线后期吻合非常理想，试验油井含水变化曲线与计算曲线良好吻合表明试验后期没有发生表活剂失效情况，否则将会因表活剂失效试验效果降低油井含水上升加快曲线上翘情况，提高采收率变化曲线高精度吻合，也没有发生异常情况。杏二西试验表活剂自注入油层后到试验结束整个过程在油层中一直保持着良好的稳定性，若要扩大驱油效果，将它继续推向前方，将继续发挥驱油作用。试验选用美国进口的优质表活剂OR41，保证表活剂地下稳定三年以上，杏二西试验实施时间1567天，分析考核证实可以做到在这一时间范围内在地下保持稳定。依据这一试验结果给出试验表活剂稳定性要求——必须保证方案实施时间内不出现表活剂稳定性失效问题，同时提出方案实施时间界限要求——不能超过1570d(允许超差1％)，试验结束后通过驱油试验数字化研究判定驱油过程中表活剂稳定性问题。

2.3.3.2驱油体系地下黏度保留率

驱油体系聚合物溶液的地下工作黏度相对于室内配制黏度的比值被称为“地下黏度保留率”，它与聚合物品质、注入过程地面管、泵、井筒、井底油层条件等因素密切相关；提高溶液的“地下黏度保留率”必然提高试验的经济效益，大庆油田从研究应用化学驱开始就一直在围绕这一目标不断努力，改善聚合物品质、溶液配制传输工艺、地下油层射孔工艺等措施，使得溶液的“地下黏度保留率”达到较高水平。杏二西试验的拟合计算选用的聚合物浓度和黏度关系曲线的黏度保留率为30％，拟合计算杏二西试验过程中没有对黏浓关系做任何修正，满意的拟合结果表明给出的黏浓曲线相对准确，从而确认“地下黏度保留率”为30％。拟合计算使用黏浓曲线黏度保留率与矿场试验聚合物溶液地下黏度保留率吻合，保证了地下黏度计算准确和拟合计算的成功，使得计算得到的聚合物用量与现场试验聚合物用量吻合，从而为计算试验的经济效益指标提供相对准确数据。这里的研究又获得“研究确认现场试验聚合物溶液黏度保留率指标办法”：在未知溶液黏度保留率情况下，可以给它一个预设值，拟合试验过程中黏度保留率指标作为一个修正项，得到满意的拟合结果，确定拟合计算最后使用的曲线既是要求的“聚合物溶液浓度与地下工作黏度关系曲线”，曲线的“黏度保留率”既是驱油试验的“地下黏度保留率”。

2.3.3.3复合驱增采的经济指标

确定复合驱两种主要化学剂的用量是计算试验经济指标的基础，前文已讨论只有在计算中使用的黏浓曲线黏度保留率与矿场试验聚合物溶液地下黏度保留率吻合，保证了计算得到的聚合物用量与现场试验聚合物用量吻合，而表活剂用量计算相对容易，采用室内实验测定的复合体系的“界面张力图”数据计算，拟合试验过程适当修正，满意拟合结果确定了现场试验条件下复合体系“界面张力图”，计算得到与试验相吻合的表活剂用量。有了用量数据，还要研究价格问题，避开价格的变动问题，采用相对不变的价格比——表活剂价格为聚合物价格1.5倍，按此比价把表活剂用量折算成相当的聚合物用量，进而计算得到化学剂总体用量相当的聚合物用量，再用此值除增采油量得到复合驱增采的经济指标“t相当聚合物增油量”。依据驱油效果良好的大庆杏二西试验得到，试验表活剂用量106.2t，聚合物用量111.9t，化学剂总费用相当聚合物271.2t费用，“t相当聚合物增油”60.13t(见以上表2.4，)，可确定“t相当聚合物增油60t”为复合驱试验(生产)经济效果良好的参考标准。

2.3.3.4安全注入压力界限

复合驱试验现场注入高黏的体系有着一定的安全注入压力界限P，现场试验安全注入的复合体系主段塞聚合物浓度高达2300mg/L，拟合驱油试验过程结束，得到高黏复合体系段塞和聚合物段塞注完后“油层最大平均压力值”P₀，它与现场安全注入压力界限P对应，确定“P₀”为模拟计算注入压力界限。

以下驱油方案计算研究中，方案的实施时间限定在1570d内，以满足化学剂稳定性要求；方案计算采用黏度保留率为30％情况下“聚合物浓度黏度关系曲线”，油层最大平均压力以“P₀”值为界限，优化驱油方案经济指标t相当聚合物增油在60t。

2.3.4杏二西驱油试验方案的进一步优化-优化模式驱油方案的确定

杏二西试验区“杏2-2-检试1井”检测出驱油试验结束后，地下油层局部范围仍留有高饱和度剩余油(参见文献[7]李士奎，朱焱，赵永胜，等.大庆油田三元复合驱试验效果评价研究[J].石油学报，2005，26(3)：56-63.)，这也是该项试验的一个重要成果。数值模拟研究得到试验终止时油层低渗透部位剩余油分布情况(见表2.3)，在左上角近半个层面，剩余油饱和度在30％以下，那里是复合体系驱替过部位，而在其前方近半个层面，剩余油饱和度在30％以上，一个完整的“油墙”就滞留在该部位，进入到该层段的复合体系溶液最后滞留在该部位，这不仅告诉人们仍然有潜力可挖，挖潜的目标明确——低渗透层的剩余油，同时告诉人们应采取的措施——将进入到低渗透油层的复合体系溶液进一步向前推进。要实现这一目标，主体段塞后方的聚合物段塞的黏度不能低于主体段塞的黏度，而且段塞必须有足够大的长度，只有这样才能抑制高渗透层突进，保持和延续低渗透层位良好驱动势头，使得低渗透部位有更多的油被采出，从而获得更好的驱替效果。

基于对杏二西试验方案深入研究，参考文献[8](MeyersJJ，PittsMJ，WyattKon.Alkaline-Surfactant-PolymerFloodoftheWestKiehl，MinnelusaUnit[J].SPE24144，1992：423.)，文献[9](JayVargo，JimTurner，BobVergnani，MalcolmJPitts，KonWyatt，HarrySurkalo，andDavidPatterson.Alkaline-Surfactant-PolymerFloodingoftheCambridgeMinnelusaField[J].SPE55633，1999.)介绍的美国油田试验方案，设计了“两级结构”优化模式驱油方案：复合体系段塞，体积0.3PV，表活剂浓度0.3％，后续聚合物段塞体积0.558PV，两级段塞聚合物浓度同为1830mg/L。以表活剂价格为聚合物价格1.5倍计算，这一优化模式驱油方案化学剂费用与计算的矿场试验方案基本相同。还需说明，这一“优化模式”方案是在充分考虑方案的可实施情况下设计的，即保证复合体系段塞和聚合物段塞能够安全注入，为此，取试验方案“油层最大平均压力P₁”为注入压力界限，在压力超限情况下，降低了段塞中聚合物浓度确定的驱油方案，其地下最大工作黏度仅为22.93mPa·s，较试验方案大幅度降低。

表2.4“优化”方案给出杏二西优化模式方案主要技术、经济指标，对比试验方案数据看到，优化方案采收率提高幅度高出1.45％，总体相对增油936t，方案表活剂用量83.11t，聚合物用量145t，化学剂总费用相当聚合物269.1t费用，t相当聚合物增油63.93t(见表2.4)，相对增加近4t，此方案可以认为是一个相对优化的驱油方案。图7中绘出了优化方案油井含水下降变化曲线和增采幅度变化曲线，显示优化方案增采效果。

“优化模式”驱油方案驱替后低渗透层上仍留有28％以上的剩余油，仍有潜力可挖。另外，由于优化驱油方案地下最大工作黏度较试验方案大幅度降低，因此增采幅度不高。设法将相对高黏体系注入是方案进一步优化主要方向，由此，有必要对于方案优化问题进行更深入研究。

3四注九采井网条件下复合驱试验驱油方案优化设计

复合驱试验程序一般是先进行前导性试验、扩大试验，再扩大到工业性试验。前导性试验和其扩大试验又可通称为“前期”试验，它是后期工业性试验可行性验证和技术准备。大庆油田实践证明五点法井网是适宜于化学驱的井网，杏二西试验又考证“四注九采”试验井网是前期试验合适井网，其关键在于四口复合体系注入井合围的中心井能够比较全面的反映复合驱油技术的驱油效果。以下将在杏二西试验数字化地质模型平台上，深入研究“四注九采”井网条件下试验驱油方案优化设计。

前文研究看到杏二西试验模拟计算采用的与试验油层有着相同渗透率变异系数三层结构简化地质模型、取四分之一井组含一注一采两口井，模型平面取9×9个网格“模型2”计算得到理想计算研究结果，方案优化研究要考虑井距变化影响，模型网格步长变化，为区别优化驱油方案使用的模型命名为“模型2’”，还要注意，“模型2”切割于“模型1”，“模型2’”切割于“模型3”。

3.1驱油段塞结构设计

由文献[10](王凤兰，伍晓林，陈广宇，等.大庆油田三元复合驱技术进展[J].大庆石油地质与开发，2009，28(5)：154-162.)看到大庆油田杏二西试验后的试验复合体系段塞前都加设置聚合物前置段塞，目的是“聚合物前置段塞有着‘调剖’效果，增加低渗透层复合体系进入，改善驱油效果”，而在美国就不见这样段塞结构设计。前节优化方案就没有设置前置段塞，计算结果表明驱油效果良好，模拟计算研究看到，聚合物前置段塞增采效果并不明显，不设置聚合物前置段塞，将省下的聚合物用到后续的“保护”段塞中会得到更好的驱油效果。据此，不推荐驱油方案设置聚合物前置段塞。

3.2驱油方案的注液速度设计

注液速度要求，要考虑方案实施时间要求，还要考虑体系黏度对于驱油效果的特殊贡献，可根据试验情况采用相对低的注液速度，提升体系黏度，由此，在不同井距条件下采用不同的注液速度。在注采井距取在250m这样的大井距情况下，注液速度可取为年注液0.15PV，这一注液速度对应的注液强度(注液强度是每m油层每天吸液量m³)被大庆油田确定为不同井距条件下化学驱共同采用的注液强度，定义这样的注液速度为“第一注液速度”，而在注采井距取在150m、125m这样的小井距情况下，推荐采用“第二注液速度”，年注液速度分别为0.28PV和0.40PV，它们也有着相同的注液强度；“第二注液速度”注液强度＝2/3ד第一注液速度”注液强度。在注采井距为150m井距条件下，取复合体系段塞0.3PV，表活剂浓度0.3wt％，体系界面张力为0.00125mN/m，后续聚合物段塞体积0.5PV，在杏二西注入压力界限P₁限定下，以可能注入最大黏度为方案体系黏度，计算两个驱油方案，方案1取“第一注液速度”，方案2取“第二注液速度”——2/3ד第一注液速度”。计算结果列于表3.1。从表中清楚看到，方案2地下工作黏度32mPa·s左右，相对方案1提升7mPa·s以上，采收率提高1.5％，方案实施时间有所延长，对于小井距方案来说，没有困难反有一定好处，提高设备利用率，还要补充说明，方案2实施时间1541天，满足稳定性要求。由此，优化驱油方案要根据注采井距情况设计注液速度，在井距相对小情况下复合驱，推荐采用“第二注液速度”。

表3.1不同注液速度方案驱油效果表

3.3驱油方案优化设计

前期的复合驱试验在不同注采井距条件下实施是正常的，而不同井距方案有着重要区别，这里以注采井距取250m、150m两种情况为例研究井距不同情况下方案优化设计。

3.3.1注采井距250m情况下驱油方案优化设计

复合驱试验采用注采井距250m在大庆油田、在其它油田都屡见不鲜，而在试验方案中又常见方案采用大体积的复合体系段塞，主体段塞和副段塞体积总和为0.45PV，后续聚合物段塞0.05PV，两级段塞体积总和0.5PV。这里取两级段塞体积总和取定值，变换复合体系段塞长度计算不同驱油方案，由于井距较大，采用“第一注液速度”，年注液0.15PV，方案的表活剂浓度为0.3wt％，计算结果列于表3.2。

表中第一栏中方案两级段塞体积总和为0.5PV，特别说明，为了突显复合体系段塞变化影响效果，不同方案取相同的聚合物浓度2300mg/L。表中看到，方案实施时间最短为2001d，大大超过前文给出安全界限1570d，特别注意到，在复合体系段塞体积为0.45PV情况下，方案实施时间2145d，鉴于这样情况，首先来进一步研究体系的稳定性和方案的安全实施问题。有人说人们正是为了“满足稳定性要求”而采用长体积的复合体系段塞，一旦段塞前方出现表活剂失效问题，段塞后续部分跟上，“前仆后继”保证驱替过程稳定性。由前文对表2.3中低渗透层表活剂浓度分布情况分析看到，试验终止时刻，仅有前沿部位到达油井，此前驱替过程中，假若出现段塞到达低渗透层某一部位因稳定性问题失效情况，失效必定发生在前方部位，段塞后部不能“跨过”前方失效部位前进到再前方部位，即使随后到达前方部位也同样因“超过稳定性时间”而实效，不会出现“前仆后继”情况，所以，方案设计要求“必须保证表活剂在整个‘实施时间’内稳定”，且据杏二西试验情况研究确定方案实施时间不得超过1570天。由此看到，本栏各方案“实施时间”都不合乎要求。还要研究另一问题，人们十分重视复合体系高的驱替效率，认为“小体积复合段塞易被后续清水段塞突破，必须采用大体积段塞”，在多个油田都可看到“主体段塞和副段塞体积总和为0.45PV，后续聚合物段塞0.05PV”驱油方案。假定一栏中方案没有稳定性问题，驱替过程正常，研究复合体系体积变化的驱油效果。由表中看到，复合体系段塞长度由0.2PV逐渐增大到0.3PV，油层中上部层位剩余油值以减小变化为主，采出程度呈增大变化，在段塞体积为0.3PV时，采出程度取得最大值69.19％，复合体系段塞体积进一步增大，中上层剩余油值基本上呈增大变化，采出程度呈减小变化，过大的复合体系段塞没有起到抑制突进作用，反而加大突进，由此可见，方案复合体系段塞不应大于0.3PV，后续要靠足够大体积的聚合物段塞，“保护”复合体系段塞不被清水段塞突破，这里方案1.4、1.5过多用了表活剂，没起到增油效果，而造成“t相当聚合物增油量”大幅度降低。由表中数据又清晰看到，随着复合体系段塞体积逐步增大——后续聚合物保护段塞体积减小，油层最大平均压力逐步降低，油层压力变化也“证实复合体系段塞体积增大带来的‘突进’情况逐渐加重，聚合物段塞防止‘突进’的保护作用逐渐减弱”。

表3.2注采井距250m情况下驱油方案技术数据

取两级段塞体积总和为0.325PV计算三方案结果列于表中中间一栏，本组方案聚合物浓度为3000mg/L。其中方案2.2复合体系段塞0.2PV，它的实施时间1547t，油层最大平均压力相对比值为0.91，安全可行，采出程度为63.06％，增采幅度15.90％，方案2.1虽然也安全可行，但提高采收率指标低于方案2.2，方案2.3有着相对更高的提高采收率指标，但它的实施时间超标半年。方案2.2为相对优化方案，然而注意到，方案地下工作黏度高达50mPa·s，现场能否安全注入值得关注。为安全起见，降低聚合物浓度至2650mg/L，又计算三方案结果于下栏，从中看到，体系地下工作最大黏度降低到40mPa·s左右，对比前组方案，各层段剩余油值都相对增加，尤其中上层部位增加更为明显，方案实施时间都相对延长，足见体系黏度对于“突进”的抑制作用，方案3.1为满足要求的优化方案，增采幅度为13.5％也相对理想。

3.3.2注采井距150m情况下驱油方案优化设计

为了使得剩余到油层的原油尽可能更少些，大幅度提高原油采收率，必须采用相对小的注采井距。在注采井距为150m条件下计算4组方案，采用“第二注液速度”，方案的表活剂浓度各组有所区别，聚合物浓度根据压力控制要求调节，计算结果列于表3.3。

表3.3注采井距150m情况下驱油方案技术数据

一组方案复合体系段塞表活剂浓度为0.3wt％，体积为0.3PV，优选后续聚合物段塞体积计算三方案。方案1.2相对方案1.1聚合物段塞体积增大0.1PV，增用聚合物4.2t，提高采收率幅度为28.47％，相对提高0.33％，t增聚合物增油28.17t，方案的t相当聚合物增油61.68t；两项安全指标——油层最大平均压力比值和方案实施时间达标；进一步增大聚合物段塞体积计算方案1.3，有着更好的技术经济指标，但是方案“实施时间”略有超标。可选择确定两级段塞体积总和为0.8PV，但后一方案“实施时间”仅超标10d，不足1％，增采幅度差0.54％，t相当聚合物增油指标优异，故两级段塞体积总和为0.9PV情况也可考虑选择，基于这样情况，给出“实施时间”超标限制1％

取两级段塞体积总和0.8PV，体系表活剂浓度为0.3％，计算复合体系段塞不同体积方案，结果列于二栏。分析结果看到，在选择的范围内，复合体系段塞体积逐渐增大，分层剩余油值逐渐减小，增采幅度逐渐增大，两项安全指标达标，方案2.4吨相当聚合物增油58.14t，低于要求指标60t，优化方案选择方案2.3，即上栏方案1.2。

研究现场试验方案常看到采用低表活剂浓度方案，表活剂浓度取0.2％，甚至取0.1％。这里取表活剂浓度为0.2％，计算复合体系段塞不同体积方案，结果列于表中三栏。对比分析看到，三方案中效果最好的方案3.3增采幅度27.54％，相对优化方案2.3低0.93％。研究方案“场数据”看到，高表活剂浓度体系在地下相对有着更好的扩散效果，有利于增大波及范围增强驱替效果。基于这一认识，在优化方案2.3基础上，提高体系段塞表活剂浓度至0.45％，复合体系段塞体积为0.6PV，计算方案4.1，相对方案2.3，分层剩余油值都相对减少，增采幅度提高0.82％，t相当聚合物增油增加1.77t，油层最大平均压力比值达标，但是方案实施时间1578d，相对确定实施限制时间1570d超标8d，偏差0.51％，这里方案4.1可作为优化方案推荐，待试验考核。

3.3.3不同注采井距情况下优化方案

大庆油田主要在为250m、200m、175m、150m和125m五种注采井距条件下开展复合驱试验，这些井距都是在开发初期500m左右和400m左右大井距条件下水驱井网基础上加密得到的。表3.4汇集了以上五种井距条件下优化驱油方案主要技术条件和技术经济效果，其中小井距条件下列出两方案，复合体系表活剂浓度前一方案为0.3wt％，后一方案为0.45wt％，其它井距方案复合体系表活剂浓度皆为0.3wt％，体系界面张力取为

表3.4五种注采井距条件下优化驱油方案技术数据

优化方案都满足注入压力安全条件和表活剂稳定性条件。随着井距缩小，化学剂段塞体积加大，注液强度减小，油层中上部层位剩余油值相对明显减少，增采幅度增大，t相当聚合物增油量减小。注意到，250m大井距情况下，主要因表活剂稳定性条件要求采用相对小的段塞体积，增采幅度仅为15％，看来这样井距只能在不得已情况下使用，进而应看到不宜在更大井距下实施复合驱；在小井距情况下，125m井距方案相比150m方案增采效果并不明显，采用两种井距原因是井网加密途径不同，前者在初期500m井距井网加密得到，后者在在初期600m井距井网加密得到，同样看到，再进一步加密井网要深思，加密井费用巨大，加密后增采效果的提高并不明显。

3.3.4不同界面张力体系驱油效果对比研究

以上方案计算都是在体系界面张力为0.00125mN/m情况下计算的，为了清醒认识体系界面张力对于驱油效果影响，在3.3.2节优化方案2.3基础上，对比计算体系界面张力分别取0.00125mN/m、0.0025mN/m、0.005mN/m、0.0075mN/m、0.0095mN/m5个级别驱油方案，计算结果列于表3.5。

表3.5五种不同界面张力复合体系驱油方案技术数据

表中计算结果看到，体系界面张力逐步提高，各方案都满足安全注入压力要求，然而细化分析又看出，方案地下工作黏度基本上呈略微降低变化，这是方案段塞中的聚合物浓度相对降低变化所致，这表明体系界面张力提高，驱油过程中驱动相流动阻力有所加大；注意驱油过程油井含水最低值由最小45.24％逐渐增大到54.27％，上层剩余油值由最小26.37％逐渐增大到33.60％，增采幅度由最大28.47％逐渐减小到21.87％，各方案表活剂用量同为46.22t，聚合物用量差别不大，由此各方案“t相当聚合物增油量”由最大值61.21t急剧减小到47.93t，这组数据清楚显示体系界面张力增大对于驱油效果显著影响。五方案体系界面张力都满足国内石油行业技术标准——复合体系驱油体系界面张力小于10^-3mN/m，然而，增采幅度相比减少6.6％不是一个小的数据，更应看到，这少采的原油很可能永远废弃在地下，若界面张力再微升即10^-2mN/m体系，用10^-2mN/m体系驱油将带来更大的剩余油。要高标准要求，要尽可能选用相对更低界面张力体系驱油，不仅要取得更高的提高采收率指标，更要看遗留更低值原油于地下。

4四注九采井网优化驱油方案设计

基于以上对井网条件下驱油方案影响因素深入研究，总结提出四注九采井网条件下“优化驱油方案设计方法”，须特别说明，这里提出的设计方法，是在已实施过四注九采井网复合驱试验的条件下提出，而在有着复合驱应用前景而没有开展过复合驱试验的条件下，设计方法将在发明人另一发明专利中公开。设计方法主要包括如下内容：

(1)建立数字化地质模型(模型3)：

四注九采井网试验一般为“前导性”驱油试验，优化驱油方案必须在两项关键要素齐备的数字化地质模型基础上设计，两项关键要素为：相对更为准确的地质参数和与复合驱紧密联系有关于毛管数曲线的参数，采用机理完善功能齐全的化学驱软件IMCFS，对在该油层上已实施的四注九采井网复合驱试验拟合计算是建立数字化地质模型(模型3)的有效途径；

(2)在对实施过试验拟合研究确定的数字化地质模型(模型3)上，对数字化后的驱油试验深入研究确定有几项重要的基础数据：

1)方案实施时间界限要求，方案实施时间内，油层内不能出现表活剂稳定性失效问题，在大庆油田杏二西油层方案实施时间不能超过1570d(允许超差1％)；

2)驱油体系地下黏度保留率，进而确定与黏度保留率对应的“聚合物溶液浓度与地下工作黏度关系曲线”，“聚合物溶液浓度与地下工作黏度关系曲线”是优化方案研究的基础，在大庆油田杏二西油层试验条件下，驱油体系地下黏度保留率为30％；

3)安全注入压力界限，现场试验安全注入压力界限与方案计算中驱油过程油层最大平均压力对应，以它为界限确定驱油体系地下工作黏度和对应方案中聚合物浓度；在大庆杏二西油层，拟合驱油试验过程得到的高黏复合体系段塞和聚合物段塞注完后油层最大平均压力值P1；

4)优化驱油方案提高采收率技术经济指标，优化驱油方案的采收率提高指标必须高于已实施的试验指标，经济指标应是可以接受的，在大庆油田杏二西油层试验条件下，提高采收率应在25％以上，经济指标t相当聚合物增油在60t左右。

(3)数字化驱油试验：在建立数字化地质模型(模型3)上，计算驱油方案——进行数字化驱油试验，优化驱油方案主要技术指标。

确定井距和注液速度：参考3.3.3的内容基于“模型3”确定井距和注液速度；针对杏二区西部复合驱试验区，推荐复合驱采用的注采井距取在125m～150m范围内，在井距125m情况下推荐采用年注0.4PV的注液速度，在井距150m情况下推荐采用年注0.28PV的注液速度；

推荐复合驱油方案基本模式为两级段塞，前级复合体系段塞和后续聚合物段塞，以方案实施时间和最大的提高采收率指标为前提，采用敏感性分析确定合适的两级段塞体积；在大庆油田注采井距取在125m～150m范围内，复合体系段塞表活体积用量为900mg/L·PV，表活剂浓度取0.3wt％，对应段塞体积0.3PV，表活剂浓度取0.45wt％，对应段塞体积0.2PV，井距150m，两级段塞体积总和在0.8PV，井距125m，两级段塞体积总和在0.9PV；

两级段塞聚合物浓度相同，段塞的最佳粘度值采用在数字化地质模型(模型3)上计算驱油方案研究确定，方案整个实施过程注入压力不能超过注入压力界限P₁；确定最佳体系黏度(参考值在大庆油水条件下体系黏度在30mPa·s左右)和对应的聚合物浓度；

确定驱油方案复合体系段塞组成：根据油田油水条件和表活剂品质，驱油方案中复合体系段塞可以是表活剂、碱、聚合物三元体系，不排除使用表活剂、聚合物二元体系，但必须保证推荐采用的体系界面张力在0.0025～0.00125mN/m这样的超低范围；为保证良好驱有效果，对于化学剂有着严格的品质要求和稳定性要求，在方案实施过程中不能发生因稳定性出现问题而发生失效情况，方案实施试验结束通过数字化驱油试验研究考核检验选用的体系稳定性问题。

本发明依据优化条件下设计的驱油方案，驱油方案有着较高的提高采收率幅度，在大庆油田杏二西油层条件下，由表2.4看到，在选用的聚合物的溶液地下黏度保留率相同于杏二西试验的前提下，现场杏二西试验提高采收率幅度达到25.25％，t相当聚合物增油60.07t，又由表3.4看到，优化驱油方案数字化驱油试验则提高采收率幅度可达到29％以上，接近于30％，t相当聚合物增油基本都在60t左右。

5方案优化设计实例：

方案名称：大庆油田杏二西油田表活剂、聚合物二元驱试验驱油方案

试验目的：考核大庆油田二元驱驱油效果，为大庆油田采用二元驱提供参考依据。

试验油层条件：

杏二西油田已成功进行过三元复合驱油试验，有对比研究的对象，更有建立数字化地质模型(模型3)的有利条件。本专利4.3节优化驱油方案主要技术指标可直接选用。

方案设计：

驱油试验取图1所示五点法井网，C₁、C₂、C₃、C₄为四口化学剂注入井，O₁为中心采油井。

在分析研究杏二西油层地质条件(模型1)基础上，通过对于杏二西三元复合驱试验拟合计算研究，建立数字化地质模型(模型3)；

采用拟合杏二西试验确定的三项关键数据：

a)方案实施时间1570d；

b)高黏体系地下黏度保留率30％，“聚合物溶液浓度与地下工作黏度关系曲线”、“复合体系地下工作的界面张力图”数据；

c)驱油过程中注入压力界限P₁。

4)依据4.3节资料提出待考核的技术指标：

a)井距选择问题，这一试验是关于杏二西油层表活剂、聚合物二元复合驱效果的先导性试验，理应在相对更小的注采井距条件下试验，方案实施过程时间短，可尽快获取试验结果。然而，对于表活剂、聚合物二元复合驱一个非常重要问题是体系的稳定性问题，若在更小井距下试验效果好，但保证不了在相对大些井距条件下驱油效果也能够很好，井距大的情况下要求驱油体系有更长时间稳定性。从这样认识出发，设计两种井距情况，特小井距88m，和4.3.1节推荐井距125m，计算研究确定合适井距，方案计算井距125m情况下注液速度为0.4PV/y，井距88m情况注液速度为0.8PV/y；

b)考虑到室内实验测试，二元体系表活剂的吸附比例偏大，不宜采用高浓体系，因此取4.3.2节推荐复合体系段塞表活剂浓度0.3wt％，体积0.3PV，后续聚合物段塞体积0.6PV；

e)表活剂选择大庆再创科技有限公司在杏二西油层油水条件下研发了二元体系驱油表活剂，图8所示体系界面张力曲线为该公司产品ZC-3在杏二西油水条件下测试结果，最低值为0.0048mN/m，高于4.3.4节体系界面张力推荐值，但可认为达到低张力10^-3mN/m要求；室内实验考核稳定性满足要求。

5)基于模型3，采用“模型2’”，在确定三项关键数据条件下，实施数字化驱油试验，方案数据见表5.1，方案计算结果数据见表5.2.

表5.1设计驱油方案技术数据

表5.2设计驱油方案计算结果数据

讨论：表中1号方案注采井距88m，方案实施时间1年半左右试验结束。方案2～4井距125m，表中计算结果看到，方案实施时间3年左右。对比分析看到，88m井距二元驱驱油试验即使成功，也不敢在125m可取井距条件下应用，因为还不能保证体系在注入地下一年半之后至三年这段时间能否稳定。故88m井距方案不论效果好坏都不能采用。

井距125m三方案：

2号方案体系界面张力为0.005mN/m，接近于图8所示测试结果的最低值0.0048mN/m，方案实施结果主要指标：提高采收率25.28％，t相当聚合物增油58.12t。

出于可靠性考虑提高体系界面张力值至0.0075mN/m计算方案3，方案提高采收率23.94％，相对降低1.34％，t相当聚合物增油55.04t，相对降低3.08t。

4号方案体系界面张力为0.00125mN/m，相同于杏二西三元体系驱油试验界面张力值，方案计算结果看到，提高采收率28.85％，t相当聚合物增油64.40t。

研究结论：驱油试验的目的在于应用，二元表活剂产品应用减小碱对于油层的伤害及对于设备的破坏，但是，在提高采收率指标不接近于当前三元驱效果情况下，是不可能用于试验的。鉴于这种情况，希望进一步提高产品质量后再做考核。

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Claims (10)

1.一种应用在“四注九采”井网条件下复合驱高效驱油方案的确定方法，包括以下步骤：

1)在油层原始地质数据基础上，建立油层“简化地质结构模型”(模型1)，再进一步建立具有两项关键要素的“数字化地质模型”(模型3)；所述两项关键要素为相对更为准确的地质数据和复合驱油与毛管数密切相关的基础数据；

2)确定复合驱驱油试验的三项关键数据：

A)复合驱驱油试验的“实施时间”，在此时1间内复合体系在地下油层中保持稳定没有化学剂失效情况发生；

B)复合驱驱油试验中高黏体系地下黏度保留率和对应的“聚合物溶液浓度与地下工作黏度关系曲线”、“复合体系地下工作的界面张力图”数据；

C复合驱驱油试验高黏体系注入过程中与安全注入压力界限P对应的“油层最大平均压力界限P₀”值；

3)基于模型3，实施数字化驱油试验，以提高采收率为标准确定“复合驱高效驱油方案”以下技术指标：

a)注液速度；

b)注采井距；

c)段塞结构形式，复合体系段塞体积和界面张力、体系黏度，后续聚合物段塞体积和黏度。

4)综合a)-c)的指标，确定驱油方案。

2.根据权利要求1所述方法，其特征在于：步骤1)中“数字化地质模型”(模型3)的建立方法是采用数值模拟方法，拟合在该油层上实施的“四注九采”井网条件下的复合驱试验完成；所述拟合过程是在“简化地质结构模型”(模型1)上切下一个表层为正方形油层，它为五点法井网一个井组的四分之一，含一注一采两口井，两口井间相距距离等于驱油试验注采井距，再在该油层各层段上都划出9×9个网格，每个“网格块”都赋给对应的油层参数，建立“计算模型”(模型2)，在模型2上运行试验方案，拟合水驱采出过程修正油层地质数据，进而拟合复合驱过程确定复合驱相关数据，拟合结果满意得到数字化地质模型(模型3)。

3.根据权利要求1所述方法，其特征在于：步骤2)中要求确定的三项数据是现场试验方案计算必须满足的条件，通过拟合驱油试验研究确定：

A)驱油试验的“实施时间”，是指在此时间内复合体系在地下油层中保持稳定没有发生化学剂失效情况；若拟合驱油试验没有获得满足要求的驱油试验的“实施时间”，可在要求保证化学剂在地下工作稳定性保持三年以上的条件下，借用通过拟合该油层获得的驱油试验“实施时间”(例如杏二西油层试验的实施时间1570d)；

B)驱油试验的“复合驱驱油试验中高黏体系地下黏度保留率”、“聚合物溶液浓度与地下工作黏度关系曲线”、“复合体系地下工作的界面张力图”数据，在没能获取需要的相关数据情况下，要慎重研究得出“借用”数据，试验结束后通过数字化驱油试验考核确定；

C)复合驱驱油试验高黏体系注入过程中的“油层最大平均压力界限P₀”值的确定，应拟合临近安全注入压力界限P值条件下的驱油试验得到“油层最大平均压力界限”拟合值，确定为“油层最大平均压力界限P₀”值；如拟合在低于安全注入压力界限P值条件下注入的试验，得到的“油层最大平均压力界限”拟合值不能确定为“油层最大平均压力界限P₀”值。

4.根据权利要求1所述方法，其特征在于：步骤3)中基于数字化地质模型(模型3)上计算的每一个驱油方案都是在一个对应的“模型2`”上计算，这个“模型2`”与权利要求2中所述的“模型2”有着相同的结构，两者之间差别是每一个驱油方案计算用的“模型2`”切割于“模型3”，且对应每一个驱油方案的“模型2`”都有各自根据研究需要确定的对应注采井距。

5.根据权利要求1所述方法，其特征在于：步骤1)建立数字化地质模型、步骤3)计算“四注九采”井网条件下复合驱油方案，采用依据“毛管数曲线QL”和对应的“相渗透率曲线QL”形成的复合驱软件IMCFS(ImprovedMechanismofCompoundFloodingSimulation)。

6.根据权利要求1所述方法，其特征在于：步骤3)基于数字化地质模型(模型3)上计算的驱油方案都是在权利要求1中步骤2)中确定的三项关键数据条件下计算：

A)驱油试验的实施时间限制在给定的“实施时间”内，由此保证驱油试验化学剂稳定性要求；

B)在确定的“高黏体系地下黏度保留率”、“聚合物溶液浓度与地下工作黏度关系曲线”、驱油体系地下“界面张力图”基础上计算，由此保证方案计算得到的表活剂、聚合物用量与现场试验一致，进而可计算得到可信的评价方案经济效果指标；t相当聚合物增油量；

C)在确定的“注入压力界限P0”限定下计算，保证驱油方案在现场能够安全注入。

7.根据权利要求1所述方法，其特征在于：步骤3)所述以提高采收率为标准确定复合驱高效驱油方案，以可接受的t相当聚合物增油量为经济指标基准界限，以提高采收率指标最高者为优选目标方案，且高效驱油方案可接受的t相当聚合物增油量可以低于当前实施方案，而提高采收率指标必须高于当前实施方案较大幅度。

8.根据权利要求1所述方法，其特征在于：

步骤3)确定“复合驱高效驱油方案”技术指标a)井距，因试验为前期试验，可根据试验条件和目的要求确定不同井距，若试验是以可行性研究为主要目标，可考虑在目前应用井网中选择相对小的井距条件为宜，试验最大注采井距不应超过250m；若已有试验基础、考虑向工业化试验目标靠近，应采用小井距，试验最小注采井距不应小于125m；

步骤3)确定“复合驱高效驱油方案”技术指标b)注液速度要求，设计中要考虑方案“实施时间”不应超标，又基于体系黏度对于驱油效果的特殊贡献，可根据试验情况采用相对低的注液速度，推荐在注采井距250m大井距情况下，采用年注液0.15PV的注液速度，在注采井距150m情况下，采用年注液0.28PV的注液速度，在注采井距125m情况下，采用年注液0.40PV的注液速度；

步骤3)确定“复合驱高效驱油方案”技术指标c)，段塞结构形式，复合体系段塞体积和界面张力、体系黏度，后续聚合物段塞体积和黏度等指标应在具体井距条件下综合考虑：

i)两级段塞，前级为复合体系段塞，后续为聚合物保护段塞，两级段塞总体积应控制在试验“实施时间”不超过方案“实施时间”限定要求，两级段塞体积分配以驱油效果“敏感性”分析确定；

ii)体系表活剂浓度一般推荐使用0.3wt％，段塞体积取0.3PV，在小井距情况下，也可试验使用表活剂浓度0.45wt％，体系表活剂浓度提高，段塞体积缩小，变化前后复合体系段塞表活体积用量为不变值900mg/L·PV；

iii)复合体系段塞界面张力应取10^-3mN/m超低范围，且相对值越低越好，但必须强调要有相对高的体系黏度相配合；

iv)复合体系段塞后续聚合物段塞为有足够大体积的整体段塞(不分级)，它与复合体系段塞有着相同的聚合物浓度，在注采井距较小情况下，两级段塞体积总和在0.8～0.9PV；

v)段塞体积、体系组成表活剂浓度确定后，段塞的聚合物浓度通过在模型3上计算驱油方案确定，方案计算必须采用按照权利要求9确定的“聚合物溶液浓度与地下工作黏度关系曲线”、“复合体系地下工作的界面张力图”数据计算，方案计算油层最大平均压力值不能超过在权利要求6中c)确定的复合驱驱油试验中“注入压力界限P₀”。

9.权利要求1至8任一所述方法确定得到的应用在‘四注九采’井网条件下复合驱高效驱油方案，其特征在于，包括权利要求1步骤3)中a)-c)多个指标。

10.根据权利要求9所述的高效驱油方案，为针对大庆油田采油四厂杏二西油田所述驱油方案，其特征在于：

注采井距取在125m～150m范围内，在井距125m情况下采用年注0.4PV的注液速度，在井距150m情况下采用年注0.28PV的注液速度；

段塞结构为两级段塞，前级复合体系段塞和后续聚合物段塞，复合体系段塞表活体积用量为900mg/L·PV，表活剂浓度取0.3wt％(体积浓度)，对应段塞体积0.3PV，或表活剂浓度取0.45wt％(体积浓度)，对应段塞体积0.2PV，注采井距150m情况下两级段塞体积总和取0.8PV，注采井距125m情况下两级段塞体积总和取0.9PV；

复合体系段塞可以是表活剂、碱、聚合物三元体系，也可以是表活剂、聚合物二元体系；体系界面张力在0.0025～0.00125mN/m超低范围；

方案计算注入压力不超过注入压力界限P₀；确定最佳体系黏度为30mPa·s左右；

在驱油试验条件下聚合物溶液地下黏度保留率为30％；

表活剂选用烷基苯磺酸盐或其它适用的表活剂，聚合物选用为聚丙烯酰胺或其它适用化学驱的高分子聚合物，要求化学剂在方案实施时间内在地下保持稳定不能出现失效情况。