扶余油田是国内典型的非均质砂岩油藏,具有油层埋藏浅、地层温度低、人工裂缝和天然裂缝多、存在高渗透优势通道等特点。经过40多年的注水开发,综合含水已达94%以上,常规水驱挖潜技术提高采收率空间有限,三次采油技术的研究势在必行。中38块位于扶余油田八家子构造高点,东西两侧各有一条近南北向的断层,区块相对独立,是扶余油田的代表性区块。本文以该区块为研究对象,开展扶余油田三元复合驱油方法研究,对裂缝性砂岩油藏提高采收率具有重要的理论意义和应用价值。本文采用室内物理模拟、数值模拟、理论分析等方法,开展了储层、裂缝、剩余油再认识,研制和筛选出适合浅层、低温、裂缝性非均质砂岩油藏的调剖体系和三元复合驱油体系,优选了三元复合体系段塞组合方式,取得了如下成果:1、采用取心井岩心镜下观察和铸体薄片分析方法,对扶余油田注水开发早期和近期的裂缝产状与分布进行了精细刻画。结果表明,扶余油层Ⅰ砂组、Ⅱ砂组、Ⅲ砂组裂缝发育,Ⅳ砂组裂缝不发育,裂缝密度由早期的0.55米/条增加到目前的1.04米/条,最大裂缝宽度由0.8mm扩大为2.5 mm。2、采用油藏精细描述、水淹层识别法和数值模拟等相结合的方法,量化了3种宏观类型剩余油,韵律控制型、微相控制型和夹层控制型剩余油占比分别为15.8%、27.0%和23.1%。通过取心井岩心铸体薄片和孔隙特征图像等方法发现,微观剩余油主要以喉道状、角隅状、簇状及颗粒吸附状等形式存在。3、优化设计了扶、杨油层水驱井网,形成扶杨水井细分的三套井网开发,即扶余油层水井分两套井网开发,油井仍是一套井网开发,其中水井的Ⅰ和Ⅱ砂组为一套井网,Ⅲ和Ⅳ砂组为一套井网,两套井网均是200m×200m五点法井网。杨大城子油层井网加密形成油水井井距100m、排距80m的五点法井网。基于建立的有约束k-means聚类注水层段划分方法,对34口新水井注水层段进行了优化。水驱井网、分注等调整后,水驱采收率提高1.53个百分点。4、通过在互穿网络交联剂中增加延缓剂,研制出新型延迟交联互穿网络凝胶,延长成胶时间3小时,满足了矿场低黏注入和深部运移的需求。在此基础上,设计出个性化深部调剖体系:裂缝型采用凝胶体系+缓膨颗粒(大粒径);裂缝-高渗型采用凝胶体系+缓膨颗粒(小粒径);高渗型采用新型互穿网络凝胶体系。设计调剖剂总用量11.85×104m3,平均单井4937m3,预测比水驱提高采收率3.1个百分点。5、通过室内物理模拟评价,筛选出适合中38块低温条件的非离子型表面活性剂X-01,其耐盐、耐二价离子、老化稳定性较好,最大静态吸附量≤1.0,动态吸附量为0.044 mg/g砂。X-01弱碱三元体系,在表面活性剂浓度0.05~0.3%、弱碱浓度0~1.2%范围内界面张力均达到了超低,碱浓度适应范围宽。6、通过物理模拟和数值模拟方法,优选出主段塞最优配方为聚合物浓度2000mg/L、表面活性剂浓度0.4%、弱碱浓度1.0%,化学剂段塞0.40PV。在此基础上,针对中38块裂缝性砂岩特点,提出了三元复合体系和凝胶体系段塞周期注入方法,推荐最优方案为:4个周期(0.1PV主段塞+0.05PV凝胶)+0.2PV副段塞+0.1PV保护段塞+后续水驱至含水98%,该方案阶段累产油67.08×104t,阶段采出程度达到22.74%,比水驱提高采收率17.84个百分点,较单纯三元复合体系驱油方案提高采收率4.84个百分点。