[0027] 下面结合具体的实施例，并参照数据进一步详细描述本发明。应理解，这些实施例只是为了举例说明本发明，而非以任何方式限制本发明的范围。
[0028] 实施例1
[0029] 某油田区块D，油藏温度68℃，油藏压力11.3MPa，孔隙度38.9％，孔隙体积7.2×104m3，渗透率2700×10-3μm2，地质储量3.5×104t，地面原油粘度1150mPa.s，地层水矿化度为15680mg/L，试验前区块平均含水96.3％，油井12口，水井6口，水井注水压力和日注水量见表1。利用本发明的方法在区块D实施现场驱油试验，具体实施步骤如下：
[0030] 表1区块D水井的注水压力和日注水量
[0031]
[0032] (1)油藏的筛选
[0033] 油藏的筛选标准为油藏温度小于80℃、油藏渗透率大于1500×10-3μm2、原油粘度低于1200mPa.s和地层水矿化度低于50000mg/L，区块D符合油藏的筛选标准，可以在该区块实施本发明。
[0034] (2)目标油藏注聚合物井和注表面活性剂井的确定
[0035] 根据注水井注水压力的大小将目标油藏的注水井分为注聚合物井和注表面活性剂井，注水压力低的水井为注聚合物井，注水压力高的水井为注表面活性剂井，注聚合物井的数量占总注水井数量的比例为50％，为3口，分别为D2、D4和D6，注表面活性剂井的数量为3口，分别为D1、D3和D5。
[0036] (3)聚合物的注入阶段
[0037] 从注聚合物井中注入聚丙稀酰胺，聚丙稀酰胺分子量为1～2×106，聚丙稀酰胺的质量浓度为0.1％、聚丙稀酰胺的注入总量为0.01PV，为720m3，注聚合物井注入聚丙稀酰胺的量根据其注水量占注聚合物井总注水量的比例确定，D2、D4和D6井注水量占注聚合物井总注水量330m3的比例分别为95/330＝28.8％、110/330＝33.3％、125/330＝37.9％，D2、D4和D6井注聚丙稀酰胺的量分别为720×28.8％＝207.3m3、720×33.3％＝239.8m3和720×37.9％＝272.9m3。
[0038] (4)表面活性剂的注入阶段
[0039] 聚合物的注入阶段完成后，从注表面活性剂井中注入石油磺酸盐和CO2，石油磺酸盐质量浓度为0.2％，石油磺酸盐的注入总量为0.2PV，为1.44×104m3，注聚合物井注入石油磺酸盐的量根据其注水量占注聚合物井总注水量的比例确定，D1、D3和D5井注水量占注石油磺酸盐井总注水量186m3的比例分别为72/186＝38.7％、46/186＝24.7％和68/186＝36.6％，D1、D3和D5井注石油磺酸盐的量分别为1.44×104×38.7％＝5573m3、1.44×104×
24.7％＝3557m3和1.44×104×36.6％＝5270m3，CO2注入量与石油磺酸盐的注入量比例为标况下气液比5:1，D1、D3和D5井注入CO2的量分别为2.7865×104Nm3(标方)、1.7785×104Nm3和2.635×104Nm3。
[0040] (5)正常注水阶段
[0041] 表面活性剂的注入阶段完成后进入正常注水阶段，D1、D2、D3、D4、D5、D6井的注水量为试验前的注水量，分别为72m3、95m3、46m3、110m3、68m3和125m3，正常注水18个月后现场试验结束。
[0042] (6)现场试验效果评价阶段
[0043] 正常注水阶段完成后，累计增油0.55×104t，提高采收率15.7％，投入产出比为1:5.8，含水下降了9.0个百分点，本发明在该区块取得了明显的现场试验效果。
[0044] 实施例2
[0045] 某油田区块E，油藏温度73℃，油藏压力13.5MPa，孔隙度39.2％，孔隙体积9.0×104m3，渗透率3200×10-3μm2，地质储量4.5×104t，地面原油粘度1020mPa.s，地层水矿化度为8650mg/L，试验前区块平均含水98.3％，油井8口，水井5口，水井日注水量和注水压力见表2。利用本发明的方法在区块B实施现场驱油试验，具体实施步骤如下：
[0046] 表2区块E水井的注水压力和日注水量
[0047]
[0048] (1)油藏的筛选
[0049] 油藏的筛选标准为油藏温度小于80℃、油藏渗透率大于1000×10-3μm2、原油粘度低于1200mPa.s和地层水矿化度低于50000mg/L，区块E符合油藏的筛选标准，可以该区块实施本发明。
[0050] (2)目标油藏注聚合物井和注表面活性剂井的确定
[0051] 根据注水井注水压力的大小将目标油藏的注水井分为注聚合物井和注表面活性剂井，注水压力低的水井为注聚合物井，注水压力高的水井为注表面活性剂井，注聚合物井的数量占总注水井数量的比例为40％，为2口，分别为E1和E4，注表面活性剂的水井数量为3口，分别为E2、E3和E5。
[0052] (3)聚合物的注入阶段
[0053] 从注聚合物井中注入聚乙烯，聚乙烯分子量为3～5×106，聚乙烯的质量浓度为0.3％、聚乙烯的注入总量为0.03PV，为2700m3，注聚合物井注入聚乙烯的量根据其注水量占注聚合物井总注水量的比例确定，E1和E4井注水量占注聚合物井总注水量220m3的比例分别为120/220＝54.5％、100/220＝45.5％，E1和E4井注聚乙烯的量分别为2700×54.5％＝
1472m3和2700×45.5％＝1228m3。
[0054] (4)表面活性剂的注入阶段
[0055] 聚合物的注入阶段完成后，从注表面活性剂井中注入十二烷基苯磺酸钠和CO2，十二烷基苯磺酸钠质量浓度为0.5％，十二烷基苯磺酸钠的注入总量为0.10PV，为9.0×103m3，注表面活性剂井注入十二烷基苯磺酸钠的量根据其注水量占注表面活性剂井总注水量的3
比例确定，E2、E3和E5井注水量占注表面活性剂井总注水量210m的比例分别为70/210＝
33.3％、90/210＝42.9％和50/210＝23.8％，E2、E3和E5井注十二烷基苯磺酸钠的量分别为
9.0×103×33.3％＝2997m3、9.0×103×42.9％＝3861m3和9.0×103×23.8％＝2142m3，CO2注入量与十二烷基苯磺酸钠的注入量比例为标况下气液比10:1，E2、E3和E5井注入CO2的量
4 3 4 3 4 3
分别为2.997×10Nm、3.861×10Nm和2.142×10Nm。
[0056] (5)正常注水阶段
[0057] 表面活性剂的注入阶段完成后进入正常注水阶段，E1、E2、E3、E4、E5井的注水量为试验前的注水量，分别为120m3、70m3、90m3、100m3和50m3，正常注水24个月后现场试验结束。
[0058] (6)现场试验效果评价阶段
[0059] 正常注水阶段完成后，累计增油0.80×104t，提高采收率17.8％，投入产出比为1:6.2，含水下降了10.3个百分点，本发明在该区块取得了明显的现场试验效果。
[0060] 实施例3
[0061] 某油田区块G，油藏温度55℃，油藏压力13.2MPa，孔隙度37.2％，孔隙体积6.5×104m3，渗透率2600×10-3μm2，地质储量3.8×104t，地面原油粘度850mPa.s，地层水矿化度为
7560mg/L，试验前区块平均含水96.3％，油井15口，水井7口，水井日注水量和注水压力见表
3。利用本发明的方法在区块G实施现场驱油试验，具体实施步骤如下：
[0062] 表3区块G水井的日水量和注水压力
[0063]
[0064] (1)油藏的筛选
[0065] 油藏的筛选标准为油藏温度小于80℃、油藏渗透率大于1000×10-3μm2、原油粘度低于1200mPa.s和地层水矿化度低于50000mg/L，区块G符合油藏的筛选标准，可以在本区块实施本发明。
[0066] (2)目标油藏注聚合物井和注表面活性剂井的确定
[0067] 根据注水井注水压力的大小将目标油藏的注水井分为注聚合物井和注表面活性剂井，注水压力低的水井为注聚合物井，注水压力高的水井为注表面活性剂井，注聚合物井的数量占总注水井数量的比例为30％，为2口，分别为G3和G5，注表面活性剂井数量为5口，分别为G1、G2、G4、G6和G7。
[0068] (3)聚合物的注入阶段
[0069] 从注聚合物井中注入聚乙烯，聚乙烯分子量为2～3×106，聚乙烯的质量浓度为3
0.2％、聚乙烯的注入总量为0.02PV，为1300m ，注聚合物井注入聚乙烯的量根据其注水量占注聚合物井总注水量的比例确定，G3和G5井注水量占注聚合物井总注水量250m3的比例分别为130/250＝52.0％和120/250＝48.0％，G3和G5井注聚乙烯的量分别为1300×52.0％＝
676m3和1300×48.0％＝624m3。
[0070] (4)表面活性剂的注入阶段
[0071] 聚合物的注入阶段完成后，从注表面活性剂井中注入十二烷基苯磺酸钠和CO2，十二烷基苯磺酸钠质量浓度为0.3％，十二烷基苯磺酸钠的注入总量为0.3PV，为1.95×104m3，注表面活性剂井注入十二烷基苯磺酸钠的量根据其注水量占注表面活性剂井总注水量的3
比例确定，G1、G2、G4、G6和G7井注水量占注表面活性剂井总注水量405m的比例分别为60/405＝14.8％、105/405＝25.9％、80/405＝19.8％、90/405＝22.2％和70/405＝17.3％，G1、G2、G4、G6和G7井注十二烷基苯磺酸钠的量分别为1.95×104×14.8％＝2886m3、1.95×104×
25.9％＝5050m3、1.95×104×19.8％＝3861m3、1.95×104×22.2％＝4329m3和1.95×104×
17.3％＝3374m3，CO2注入量与十二烷基苯磺酸钠的注入量比例为标况下气液比8:1，G1、G2、G4、G6和G7井注入CO2的量分别为2.31×104Nm3、4.04×104Nm3、3.09×104Nm3、3.46×104Nm3和
2.70×104Nm3。
[0072] (5)正常注水阶段
[0073] 表面活性剂的注入阶段完成后进入正常注水阶段，G1、G2、G3、G4、G5、G6和G7井的注水量为试验前的注水量，分别为60m3、105m3、130m3、80m3、120m3、90m3和70m3，正常注水12个月后现场试验结束。
[0074] (6)现场试验效果评价阶段
[0075] 正常注水阶段完成后，累计增油0.62×104t，提高采收率16.3％，投入产出比为1:7.3，含水下降了12.8个百分点，本发明在该区块取得了明显的现场试验效果。
[0076] 对于本领域技术人员而言，显然本发明不限于上述示范性实施例的细节，而且在不背离本发明的精神或基本特征的情况下，能够以其他的具体形式实现本发明。因此，无论从哪一点来看，均应将实施例看作是示范性的，而且是非限制性的，本发明的范围由所附权利要求而不是上述说明限定，因此旨在将落在权利要求的等同要件的含义和范围内的所有变化囊括在本发明内。
[0077] 此外，应当理解，虽然本说明书按照实施方式加以描述，但并非每个实施方式仅包含一个独立的技术方案，说明书的这种叙述方式仅仅是为清楚起见，本领域技术人员应当将说明书作为一个整体，各实施例中的技术方案也可以经适当组合，形成本领域技术人员可以理解的其他实施方式。
