化学驱提高采收率的主要作用机理有哪些

❶ 　海上稠油油田开发新模式和少井高产新技术

按中国海油勘探监督手册地质分册（1997.3）规定，稠油系指在温度20℃条件下，原油相对密度介于0.900～0.940之间的原油；或按我国石油工业行业标准SY/T6169-1995规定，称为稠油的原油系指在油层条件下，原油黏度＞50mPa.s，通常相对密度＞0.920的原油。

我国在近海油田中，稠油油田基本探明地质储量占海域全部基本探明地质储量的65%，渤海稠油油田地质储量占渤海全部储量的85%，且多集中在一些亿吨级到几亿吨级的大型油田中，可见其举足轻重的地位。更为重要的是，渤海海域是中国海油未来5年原油产量跃升的主要海区，提高稠油油田开发效果和采收率，是关系到中国海油近期产量大幅度上台阶、今后持续高速发展的重大战略问题。

一、海上稠油油田开发新模式

（一）目前国内海洋油气田开发生产的主要模式

海洋油田的开发模式基本上承袭了陆上油田的开发模式：首先进行一次采油，在开发初期，依靠油藏自身能量开采出部分原油，这期间的主要投资是打井，采油方式是自喷、下泵举升。当地层能量降低到一定程度时，就施以保持地层能量为主要目的的注水、注气开发，进入所谓的二次采油阶段，这期间的主要投资是建立注入系统（包括注入设备、管网等）。迄今为止，国内外海上油田都未采用三次油技术。CNOOC的“十五”规划和2015年发展规划就是按此模式做出的。

从石油工业的发展历史看，一、二、三次采油的原油开发模式的形成是石油生产实际过程，也是人们对石油开采规律的认识不断深入的结果，是石油开发技术不断进步的体现。

（二）这种模式的主要问题

该模式已经被众多陆上油田证明在技术和经济上都是成功的，海上油田采用该模式有利于减少风险，因为其投资是分阶段进行的，且相对分散，利于资金回收。国内外海上油田的开发生产成功实践也证明，利用这种模式来开发我国的海上油田是可行的，但它的问题也很明显，存在着巨大的改革余地和发展潜力。

由于高含水期提高采收率、进一步高产稳产的三次采油技术在国内外并未完全过关，油田现行的开发模式事实上是以水驱提高采收率最大值为基础进行开发方案设计的。一、二阶段划分相当严格清楚，三次采油阶段只作为一种设想而未考虑进去，使实际采收率不超过30%，这样使油田开发生产时间很长，采收率不高，原油产量不高，或高产稳产期短，含水上升快。即使三次采油提高采收率的技术过关，能够实施并达到设计要求，使最终采收率也有所提高，但油田开发期却因此而大大加长。在采收率一定的情况下，油田开发期越长，就意味着其经济效益越低，换言之，这种模式的效益必然不高，或者说现在的油田开发效益的提高尚有巨大空间和余地。

另一方面，从理论上讲，石油勘探开发的核心业务都应同时着重进行两项工作，一是大力进行勘探，尽可能增加储量，一是努力提高原油采收率，以最大限度利用已掌握的资源。但是迄今为止，国内外的石油公司由于历史、社会、经济和传统观念的影响，在制定其核心业务的发展战略时，重点首先在加大勘探力度、增加储量上，对油田开发的重点是如何提高单井产量和油田产量，以及如何延长高产稳产时间，而为实现高产稳产在很大程度上也依赖于找到新储量和动用新储量，很少谈到以尽量提高现有油藏采收率为目标来保证做到高产和稳产。因此多年来一直对水驱后进一步提高油藏采收率的三次采油技术重视不够，以至于至今提高水驱后油藏采收率技术的三次采油技术未能有所突破，这也是这种模式能够一直存在的重要原因。

在现在科技进步已经使这种技术的解决成为可能的情况下，如果把提高油藏采收率作为核心业务的发展战略目标，则有可能为我们核心业务的发展带来更为广阔的发展空间和更大的潜力。因此，现有模式不是适应海上油田开发生产特点的最佳模式，应对其进行实际改革，建立起海上油田开发生产的新模式。

（三）新模式的基本思路

受海洋油田开发环境、特点以及自然条件等因素的限制，海洋石油开发更应该以提高原油采收率和经济效益为中心，即在相对较短（平台使用期）的时间内，在同时考虑最大经济效益和最高原油采收率前提下，快速、高效地开发油田。

如何充分利用先进的原油开发技术，将更多的原油经济快速地开采出来，不仅是经济效益的要求，更是保护资源、合理利用资源的要求。如果以最大限度利用石油资源为目的，目前的做法应该是，根据目前石油开采的最新技术成果和油藏条件，先制定原油采收率目标（特别是在目前大幅度提高采收率的三次采油技术将有可能有所突破和发展的时候，这一点更为重要），再根据海洋油田开发的特点（时间限制）和开发技术现状，反过来制定开发模式、进行经济评价、制定开发方案，从而有可能打破现有模式，带来开发观念的更新，带来更大经济效益和社会效益。

近5～10年来，原油开采技术和为原油开采服务的相关技术领域有很大进步，为海洋石油开发模式的更新和开发效益的提高奠定了技术基础。这些技术包括：提高油井产量类技术（包括水平井采技术、压裂防砂技术、井下举升技术等）、提高原油采收率类技术（如聚合物驱、复合化学驱等）和高分子化学、胶体化学、表面化学及化工合成技术等。在充分考虑这些技术进步的基础上，重新审视、论证海洋油田的开发模式，在促进海洋石油开发技术进步的同时，也必将促进我国相关领域的技术进步。

因此新模式的基本思路是：以目前原油开发领域的最新技术为依托，以最大限度提高原油的采收率为开发指标，以最大经济效益为目标来制定开发方案。

（四）新模式的基本含义

依靠科技进步和科学化的管理，以大幅度提高现有油藏采收率（由20%～25%提高到35%～40%，甚至更高）为基本出发点，来规划、设计发展中国海上油田的开发、生产与经营，在有限的开采期限内，使现有的油气田发挥最大的经济效益，获得更多的原油产量。

a．以尽量提高油藏采收率为开发生产的战略目标（而不是以现有技术能够达到的采收率为目标）进行开发方案设计。①核心业务中，把加大勘探的技术资金投入以寻找更多的储量与尽最大努力提高已掌握的油田采收率放在同等重要位置，而在开发中把努力提高采收率作为开发的战略目标；②加大对提高采收率技术的攻关力度，以尽快形成实用技术作为新模式的先行和技术保证：③以可以提高的最大采收率（目标为35%～40%）为目标进行开发方案设计，并为今后进一步提高采收率留下“接口”。

b．假设化学驱（聚合物驱、复合驱）提高采收率技术已经过关，且行之有效，其中聚合物驱可将水驱后的采收率再提高10%～12%（或更高），复合驱可再提高20%～25%。

c．完全打破一、二、三次采油的严格界限，而把它们作为3种不同情况下的采油和提高采收率的手段和系列技术，按油藏特性和最新的开发开采技术，对3套系列技术进行综合、优化、组配和集成，形成一种能在最短时间内达到油藏最高采收率的技术经济开发模式以及相应的系列配套技术，以实现“在条件允许的尽可能短的时间内，使油田达到尽可能高的采收率”的目标。以渤海油田为例，将ODP规定的现有采收率25%再提高10%～15%，使之达到35%～40%，使一、二、三次采油优化组合，使总开发时间不延长或进一步缩短，不仅使油藏总采油量比原来有大幅度提高，而且使每年原油产量有大幅度提高，油田的综合总投入相对减少，从而获得比现在更大的社会经济效益。

（五）新模式的基本内容

（1）充分应用其他学科的最新成果，改进完善化学驱技术，努力提高海洋油田的最终采收率目前我国海洋油田所用的一次采油和二次采油技术基本过关，完全能够达到ODP规定的指标，而二次采油水驱后的进一步提高采收率的三次采油完全没有考虑。目前投入开发的海洋油田，其整体渗透率高，非均质性也较强，油藏湿度和原油黏度都比较适合以增加驱替相黏度、控制流度为主要机理的化学驱或复合化学驱技术。而目前国内外的聚合驱提高采收率技术已经有了新的发展和重大突破，在可以预见的几年之内就可能达到满足海洋油田三次采油需要的水平。因此，在注水开发中期或早期，采用三次采油技术，配合相应的先进工艺技术和生产设备，可以实现真正意义上的强化采油目的，使最终采收率比原ODP的要求再提高10%～20%成为可能。这也相当于找到了新的石油储量，为CNOOC提高产量，增加石油储备做出技术上的支持，成为新模式的技术及物质基础。

（2）利用高新技术加速一次采油的开采速度，缩短一次采油时间

在不损害油层（或不造成不可逆损害）的前提下，利用先进的技术和设备，修改开发方案，大幅度提高油井产量，大幅度提高油田原油年产量。

在一次采油技术比较完善的情况下，积极采用新技术、新设备，进一步增加原油日产量，缩短一次采油时间，是新模式的第一个环节。利用目前先进的大位移水平井技术，扩大油井控制动用原油面积，提高油井日产量。利用优快钻井完井技术和进一步搞好全过程油层保护技术，进一步提高单井产量。利用多种提液技术，扩大油井的生产能力，搞好现代完井防砂技术，提高油井产量，从而加快一次采油速度，缩短一次采油时间，为实施提高油藏采收率技术赢得时间，也为新模式在更短的时间内生产出更多的原油提供必要的“出口”。

（3）提前进入二次采油阶段

一次采油时间的缩短，相对而言就是提前进入二次采油时期。而更为重要的是，要大力增加油田原油日产量，就需要较以往更为提前注水，以便做到在保持地层能量和驱替机理作用下，使油田维持这个较长的稳产期。在这期间，在合理的井网、合理的注水速度下，提高油藏动用程度，增加产量，在中低含水期使原油高速经济地开采出来，获得较好的经济效益。

（4）缩短注水开发时间，提前进入三次采油阶段

缩短注水开发时间有几方面原因。一是因为海上平台的有效期较短，海上油田的注水开发就不能像陆上油田那样持续很长时间，所以必须为实施提高采收率技术挤出时间。二是因为注水开发中后期的效益不高。随着注水开发的延续，水驱在高渗透层突破时间较短，原油含水率将不断上升，影响油田的产油指数。三是现有研究表明，二次采油和三次采油在本质上并无严格的区别和界限，因此，需要模糊二次采油、三次采油概念，将注水开发与三次采油有机结合成一个整体，提前进入到油田的开发过程中。

综上所述，新模式的特点是：①在CNOOC的核心业务中把努力提高油藏采收率作为油田开发与生产的战略目标，并与勘探放到同样重要的位置上。把“在最短时间内，开采原油达到油藏最大采收率”作为油田开发的指导思想。在现阶段把尽快解决聚合物驱技术、使采收率再提高10%以上作为此模式的基础及技术保证。②利用石油开发生产最新技术，大幅度提高油井产量和油田产能，加快油田开发速度，缩短一次采油时间。③模糊二、三次采油界限，合并这两个阶段，把它作为提高油藏采收率、使油田高产稳产的两项系列技术，加以优化、组合、综合应用，在达到大幅度提高油藏采收率的同时，大大缩短油田开发时间，以获得更大的社会经济效益。

若上述4个环节在技术上、经济上可行，这种模式的结果将是在较短时间内，在保证油田每年高产量的同时，使我国油气资源的利用率大大提高。并且在加快资金回收的同时，相当于用少得多的投资再增加半个到一个同样的油田。这对以经济效益为中心的海洋石油来说，将大大提高海洋资金利用率，降低海洋开发生产的风险。

（六）海洋油田开发新模式的可行性分析

1．大幅度提高年产量的技术、设备、市场可行性分析

在国内，目前石油供求市场处于供大于求的状态，并且这一局面将持续很长时间。国内石油加工企业的加工能力还未达到饱和。同时，随着国民经济的持续健康快速发展以及石油加工技术的进步，对成品油的需求以及石油加工能力还将进一步增加。因此，CNOOC大幅度提供石油年产量不存在市场阻力。

目前，提高油藏开发速度的各种单一技术都相对成熟，或经过短期攻关就能够成熟，只要加以组织、整合与集成，就可以实现加快一次采油速度、缩短一次采油时间的目的。而油藏早期注水技术在我国已是成熟技术，用于此模式中应不是问题。

化学驱提高采收率的三次采油技术是构成新模式的基础和关键。近20～30年来，由于国内外专家（特别是国内）的不懈努力，目前该领域已经取得重大进展，而且已经处于即将突破的前夕。只要集中力量，可望在2～3年内即可突破，形成可用于海洋油田的实用技术，为新模式的建立和应用打下技术基础。

2．我国聚合物驱油技术发展现状

国内外提高原油采收率的理论与实践已经证明，对于适合于聚合物驱和复合驱提高采收率的油藏，只要物驱替液性能达到设计要求，则可将其水驱后的采收率再提高10%～20%。聚合物驱提高采收率技术已经在大庆油田的主力油藏进入工业化应用阶段，其采收率比水驱提高12%，三元复合驱在大庆的先导性证验结果表明，采收率比水驱提高20%。

经过“八五”、“九五”攻关，聚合物驱油已经在我国形成了系列配套技术。具体包括聚合物驱油提高采收率机理研究、聚合物流变性与渗流特性研究、注水后期油藏精细描述研究、聚合物的筛选与评价、聚合物驱油数值模拟、聚合物驱油合理井网设计、防窜及聚合物采出液回注工艺技术、地面配注配套设备、聚合物驱油经济评价等。它们具体应用的规模和效果及水平处于世界领先，但由于聚合物溶液的黏度在更高温度和矿化度条件下无法达到设计要求或因成本太高而没有大面积推广。

与陆上油田相比，海上油田注聚合物驱的主要难点在于：①要求聚合物具有很好的耐盐性，因为海上油田注聚只能采用高矿化度的海水配制，同时，由于环保要求，其产出污水不能直接排放，必须回注；②要求聚合物具有很好的溶解性，因为海上平台空间有限，不允许建大型储液罐；③要求聚合物具有很好的增黏能力，一方面是因为海上注聚成本的要求，另一方面是渤海原油物性的要求，因为渤海油田的地下原油黏度高，为了实现流度控制，必然要求聚合物溶液在经济允许的前提下具有更高的黏度；④要求聚合物具有良好的注入性和抗剪切能力，这是海上油田大井距对聚合物的必然要求。

经过国内专家的不懈努力，在最近10年，以适应恶劣油藏条件下的驱油用聚合物的研制开发取得突破性进展，特别是适合于高温高矿化度油藏化学驱用的新型疏水缔合水溶性聚合物NAPS的研制成功，使聚合物驱和复合化学驱的应用范围大大拓宽，温度已经拓展到90℃，矿化度已经拓展到5×10⁴mg/L，驱油剂的配制条件已经从清水配制拓展到污水配制，从技术上已经具有解决海上油田聚合物驱的上述四大难题的基础条件，为目前中国海上油田采用以提高原油采收率为目标的强化开采模式提供了保证。

图10-7南堡35-2油田产量规划

南堡35-2油田位于渤海中部海域，1996年5月发现，石油地质储量9854×10⁴m³，其中基本探明含油面积16.4km²，地质储量7917×10⁴m³。

南堡35-2油田是一个被断层复杂化的鼻状构造，储层为明化镇组下段和馆陶组，孔隙度在22%～44%之间，渗透率介于50～5000md之间，油层岩性疏松易出砂，原油地面密度介于0.939～0.966g/cm³之间，黏度为196～2010 mPa·s，属于重质稠油，油品差，产量低。

南堡35-2油田是一个复式油气聚集区，具有多种油气类型，由于受构造演化、断层切割和储层分布的影响，油田具有多套油水系统，油水关系复杂，自油田发现以来，进行了多轮油藏研究，均达不到中国海油内部盈利率的需要而未能启动。2003年采用了水平分支井技术，减少了开发井的井数，提高了油井产能（相当于水平井产量的1.2倍），降低了钻完井成本，使南堡35-2油田开发建设项目得以启动。南堡35-2油田能够有效益地开发，为我国海上稠油油田的经济开发展示了很好的前景。

❷ 采收率的提高方法

世界上已形成提高采收率四大技术系列，即化学法、气驱、热力和微生物采油。
化学法又分为化学驱和化学调剖。化学驱包括聚合物驱、表面活性剂驱、碱水驱及其复配的二元、三元复合驱、泡沫驱等。调整吸水剖面包括浅调、深调和调驱三类技术。调剖剂分为无机类水泥、无机盐沉淀、有机聚合物凝胶、树脂类、颗粒类及泡沫类等。
气驱包括混相、部分混相或非混相的富气驱、干气驱、CO2 驱、氮气驱和烟道气驱等，注入方式分为段塞注入、连续注入或水气交替注入。
热力法包括热水驱、蒸汽法、火烧油层、电加热等。其中蒸汽法又包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力驱、蒸汽与天然气驱；火烧油层又分为干式、湿式、水平井注空气等。
微生物采油包括微生物调剖或微生物驱油等。此外，声波物理法采油也有大量的研究报道。
上述提高采收率技术，部分已进行工业化推广应用，部分开展了先导性矿场试验，部分处于理论研究之中。世界范围内已进行工业化推广或曾进行矿场试验的提高采收率技术包括蒸汽驱、火烧油层、蒸汽辅助重力驱、CO2 驱、烃类气驱，以及聚合物或活性剂等化学驱。诸多EOR 技术中，蒸汽驱仍是最主要的方法，其次为CO2 混相驱，烃类气体混相或非混相驱与氮气驱也起着相当重要的作用。

❸ 提高采收率技术是什么

我国多数油田处于注水采油的晚期，采出液体含水量高达95%，注水采收率不到40%，有一半以上的石油仍然留在地下无法采出。为减缓这些油田的衰老速度，维持我国原油稳产，减少对国外原油的依赖程度，进一步提高油藏采收率，必须进行三次采油。三次采油也称“强化采油”，是通过向油层注入化学物质、蒸汽、混相气，或对油层采用生物技术、物理技术来改变油层性质或油层中的原油性质，提高油层压力和石油采收率的方法。

我国克拉玛依油田早在1958年就开展三次采油研究工作，并进行了火烧油层采油。20世纪60年代初，大庆油田一投入开发，就开始了三次采油研究工作，先后研究过CO2水驱、聚合物溶液驱、CO2混相驱、注胶束溶液驱和微生物驱。70年代后期，我国对三次采油的研究逐渐重视起来，玉门油田开展了活性水驱油和泡沫驱油。80年代，大港油田开展了碱水驱油研究工作。90年代，大庆、胜利、大港等油田对聚合物驱油都开展了研究，相继提出了三元复合驱及泡沫复合驱等提高石油采收率新技术。其中聚合物驱油技术已工业化推广，三元复合驱油技术也在扩大化工业试验阶段。这些新技术的研究和应用，极大地提高了我国油田的原油采收率。

本节主要介绍化学驱油技术、气体混相驱油技术、热力采油技术、微生物采油技术、物理采油技术等提高油气采收率技术。

一、化学驱油技术

化学驱油技术又叫“改良水驱”，是指在注入水中加入一种或多种化学药剂，改变注入水的性质，提高波及系数和洗油效率，提高采收率的技术。根据所加入的化学药剂的不同，化学驱油技术可分为以下几种方法。

（一）聚合物驱油

聚合物是高分子化合物，它由成千上万个叫作单体的重复单元所组成，其相对分子质量可达200万及以上。聚合物具有增大水的黏度的性能。

聚合物驱油是把聚合物添加到注入水中，提高注入水的黏度，降低驱替介质流度，降低水油流度比，提高水驱油波及系数的一种改善水驱方法。该技术已成为保持油田持续高产及高含水后期提高油田开发水平的重要技术手段。如大庆油田主力油层水驱采收率在40%左右，采用聚合物驱油技术可比水驱提高采收率10%以上。

驱油用聚合物主要有两种：一种是人工合成的聚合物，主要是由丙烯酰胺单体聚合而成的聚丙烯酰胺（PAM），所以聚合物驱有时也简写成PAM驱；另一种是天然聚合物，使用最多的是黄原胶，也称聚糖或生物黄原胶。国内外矿场试验绝大多数用的是部分水解聚丙烯酰胺，它的水溶性、热稳定性和化学稳定性都比较好。

聚合物驱油机理是：聚合物溶解在水中，增加了水的黏度；在井底附近的地层中，水流速度高，聚合物分子呈线形流动；在远离井底的地层中流速慢，聚合物分子卷曲呈线团状或球状而滞留在油层孔隙喉道中，降低了水相渗透率，从而降低了油水流度比，提高了波及效率；聚合物分子的官能团（如酰胺基）可部分吸附在岩石孔隙表面，使聚合物分子部分伸展在水中，阻滞了水的流动（见图6-14）。因此，聚合物的加入，降低了水油流度比，不仅提高了平面波及效率，克服了注入水的“指进”（驱替前缘成指状穿入被驱替相的现象），而且也提高了垂向波及效率，增加了吸水厚度。

（二）表面活性剂驱油

表面活性剂是指能够在溶液中自发地吸附于两相界面上，少量加入就能显着降低该界面自由表面能（表面张力）的物质，例如烷基苯磺酸钠、烷基硫酸钠等。表面活性剂驱油的主要机理是降低油水界面张力，改变岩石孔隙表面的润湿性，提高洗油效率。

图6-14聚合物驱油提高采收率示意图

由于地层水含有的盐种类较多，且各油田地层水所含的盐类也各不相同，因此，要选择与地层水相适应的活性剂，否则收不到预期的效果。即使是有效的表面活性剂，在表面活性剂驱油过程中也存在着两个较突出的问题：一是表面活性剂分子会被岩石表面或油膜表面吸附，导致表面活性剂在驱油过程中的沿途损失，经过一段距离后，注入水中的表面活性剂含量将大量减少，作用就非常微弱以致消失；另一个问题是表面活性剂水溶液的流度与水差不多，不能提高波及系数。

表面活性剂驱油，从工艺上讲与注水并没有什么差异，只是把注入水改为表面活性剂体系，即注入一定浓度的表面活性剂溶液，目的是提高洗油效率。目前表面活性剂驱油大体有两种方法：一种是以浓度小于2%的表面活性剂水溶液作为驱动介质的驱油方法，称为表面活性剂稀溶液驱，包括活性水驱、胶束溶液驱；另一种是用表面活性剂浓度大于2%的微乳液进行驱油，称为微乳液驱。

（三）碱水驱油及三元复合体系驱油

碱水驱油是将比较廉价的碱性化合物（如氢氧化钠）掺加到注入水中，使碱与原油的某些成分（如有机酸）发生化学反应，形成表面活性剂，降低水与原油之间的界面张力，使油水乳化，改变岩石的润湿性，并可溶解界面油膜、提高原油采收率的方法。可见，碱水驱油实质上是地下合成表面活性剂驱油。

在碱水驱油中，可以作为碱剂的化学剂主要有氢氧化钠、原硅酸钠（Na4SiO4）、氢氧化铵、氢氧化钾、磷酸三钠、碳酸钠、硅酸钠（Na2SiO3），以及聚乙烯亚胺。在上述化学试剂中，氢氧化钠和原硅酸钠的驱油效果最好，而且经济效果也比较好，此即人们通常所说的“苛性碱水驱”。

碱水驱油机理有以下几个方面：降低界面张力；油层岩石的润湿性发生反转；乳化和捕集携带作用；增溶油水界面处形成的刚性薄膜。

碱水驱油方法的工艺比较简单，不需增加新的注入设备，相对于其他化学驱油来说，成本比较低。对于注水油田，只要根据确定的碱浓度，向注入水中加入一定量的碱，就很容易转变为碱水驱方法采油。但这种方法对于大部分油田效果并不明显，其主要原因是碱虽然可以降低界面张力，但界面张力的降低程度明显受原油性质、地层条件的影响。

三元复合体系驱油是指在注入水中加入低浓度的表面活性剂（S）、碱（A）和聚合物（P）的复合体系驱油的一种提高原油采收率方法。它是20世纪80年代初国外出现的化学采油新工艺，是在二元复合驱（活性剂—聚合物；碱—聚合物）的基础上发展起来的。由于胶束—聚合物驱在表面活性剂扫过的地区几乎100%有效地驱替出来，所以近些年来，该方法无论是在实验室还是矿场实验都受到了普遍重视。但由于表面活性剂和助剂成本太高，该方法一直没有发展成为商业规模。ASP三元复合体系所需要表面活性剂和助剂总量仅为胶束—聚合物驱的三分之一，其化学剂效率（总化学成本／采油量）比胶束—聚合物驱高。大庆油田室内研究及先导性矿场试验表明，三元复合体系驱油可比水驱提高20%以上的原油采收率。

二、气体混相驱油技术

混相，简单的含义是可混合的。而混相性是指两种或两种以上的物质相能够混合而形成一种均质的能力。如果两种流体能够混相，那么将它们掺和而无任何界面，如水和酒精、石油和甲苯相混合均无界面。

混相驱油法就是通过注入一种能与原油呈混相的流体，来排驱残余油的办法。气体混相驱油是以气体为注入剂的混相驱油法。其机理是注入的混相气体在油藏条件下与地层油多次接触，油中的轻组分不断进入到气相中，形成混相，消除界面，使多孔介质中的毛管力降至零，从而降低因毛细管效应而残留在油藏中的石油。从理论上讲，它的微观驱油效率达100%；从矿场应用上讲，它对于低渗透黏土矿物含量高的水敏性油层更适用。

气体混相驱油的方法很多，按照注入的驱替剂的气体类型，可把气体混相驱油分为两大类，即烃类气体混相驱油和非烃类气体混相驱油。

早在20世纪40年代，美国就曾提出向地层注高压气（以注甲烷气为主）的气体混相驱油法。但由于它对原油的组成、油藏条件、地面设备要求较高而未得到推广。鉴于天然气中轻烃组分是原油的良好溶剂，50年代又提出了以液化石油气等其他烃类气体为混相剂的气体混相驱油，并在室内研究的基础上进行了大量的矿场实验。大约到1970年，人们对烃类气体混相驱油的兴趣达到了高潮。但是，随着烃类气体价格的急剧上涨，油藏工程师及研究者们不得不寻求更经济的办法。因此，70年代以后，CO2混相驱迅速发展起来，并成为目前重要的气体混相驱油方法之一。

三、热力采油技术

稠油亦称重质原油，是指在油层条件下原油黏度大于50mPa·s，或者在油层温度条件下脱气原油黏度大于100mPa·s，且在温度为20℃时相对密度大于0.934的原油。根据黏度和相对密度的不同，稠油又可分为普通稠油、特稠油和超稠油。我国稠油划分标准见表6-2。

表6-2我国稠油的划分标准

①指油层条件下黏度，其余指油层条件下脱气原油黏度。

指标分类第一指标第二指标黏度，mPa·s相对密度（20℃）普通稠油50①（或100）～10000＞0.92特稠油10000～50000＞0.95超稠油＞50000＞0.98

我国稠油资源丰富，分布很广，目前已在很多大中型油气盆地和地区发现众多的稠油油藏。大部分稠油油藏分布在中—新生代地层中，埋藏深度变化很大，一般在10～2000m之间。新疆克拉玛依油田九区浅层稠油油藏埋藏深度在150～400m之间，红山嘴浅层稠油油藏深度在300～700m之间。在全国范围来看，绝大部分稠油油藏埋藏深度为1000～1500m。稠油油藏具有原油黏度高、密度大、流动性差、在开采过程中流动阻力大的特点，难于用常规方法进行开采，通常采用降低稠油黏度、减小油流阻力的方法进行开采。由于稠油的黏滞性对温度非常敏感，随着温度的升高，稠油黏度显着下降，所以热力采油已成为强化开采稠油的重要手段。我国辽河油田、胜利油田、新疆克拉玛依油田已广泛应用。

热力采油是通过加热油层，使地层原油温度升高、黏度降低，变成易流动的原油，来提高原油采收率。根据热量产生的地点和方式不同，可将热力采油分为两类：一类是把热量从地面通过井筒注入油层，如蒸汽吞吐采油、蒸汽驱采油；另一类是热量在油层内产生，如火烧油层。

（一）蒸汽吞吐采油

蒸汽吞吐采油是指在一定时间内向油层注入一定数量的高温高压湿饱和蒸汽（锅炉出口蒸汽压力在10～20MPa之间，蒸汽温度为250～300℃），关井一段时间使热量传递到储层和原油中去，然后再开井生产。由此可见，蒸汽吞吐采油可分为注汽、焖井及采油三个阶段。从向油层注汽、焖井、开井生产到下一次注汽开始时的一个完整过程叫一个吞吐周期。蒸汽吞吐采油投资较少，工艺技术较简单，增产快，经济效益好。

1．注汽阶段

注蒸汽作业前，要准备好机械采油设备，油井中下入注汽管柱、隔热油管及耐热封隔器，见图6-15。将隔热油管及封隔器下到注汽目的层以上几米处，尽量缩短未隔热井段，通过注汽管柱向油层注汽。此阶段将高温蒸汽快速注入到油层中，注入量一般在千吨当量水以上（每米油层一般注入70～120t蒸汽），注入时间一般几天到十几天。

图6-18反向燃烧法示意图

四、微生物采油技术

微生物采油技术，全称微生物提高石油采收率（Microbial Enhanced Oil Recovery，MEOR）技术，是21世纪出现的一项高新生物技术。它是指将地面分离培养的微生物菌液和营养液注入油层，或单纯注入营养液剂或油层内微生物，使其在油层内生长繁殖，产生有利于提高采收率的代谢产物，以提高油田采收率的采油方法。

（一）微生物驱油机理

（1）微生物在油藏高渗透区的生长繁殖及产生聚合物，使其能够选择性地堵塞大孔道，提高波及系数，增大扫油效率。

（2）产生气体，如CO2、H2和CH4等，这些气体能够使油层部分增压并降低原油黏度。

（3）产生酸。微生物产生的酸主要是低相对分子质量有机酸，能溶解碳酸盐，提高渗透率。

（4）产生生物表面活性剂。生物表面活性剂能够降低油水界面张力。

（5）产生有机溶剂。微生物产生的有机溶剂能够降低界面张力。

（二）微生物采油特点

（1）微生物以水为生长介质，以质量较次的糖蜜作为营养，实施方便，可从注水管线或油套环形空间将菌液直接注入地层，不需对管线进行改造和添加专用注入设备；（2）微生物在油藏中可随地下流体自主移动，作用范围比聚合物驱大，注入井后不必加压，不损伤油层，无污染，提高采收率显着；（3）以吞吐方式可对单井进行微生物处理，解决边远井、枯竭井的生产问题，提高孤立井产量和边远油田采收率；（4）选用不同的菌种，可解决油井生产中的多种问题，如降黏、防蜡、解堵、调剖；（5）提高采收率的代谢产物在油层内产生，利用率高，且易于生物降解，具有良好的生态特性。

总之，微生物采油具有成本低、工序简单、应用范围广、效果好、无污染的特点，越来越受到重视。

五、物理采油技术

物理采油技术是利用物理场来激励和处理油层或近井地带，解除油层污染，达到增产、增注和提高油气采收率的新技术。目前，声波采油技术、微波采油技术、电磁加热技术的理论研究已达到成熟阶段。

物理采油技术具有以下特点：适应性强、工艺简单、成本低、效果明显；可形成复合技术，对油层无污染；可用于高含水、中后期油田提高采收率；可用于含黏土油藏、低渗透油藏、致密油藏、稠油油藏。

物理采油技术包括人工地震采油技术、水力振荡采油技术、井下超声波采油技术、井下低频电脉冲采油技术、低频电脉冲技术。下面主要介绍人工地震采油技术和水力振荡采油技术。

（一）人工地震采油技术

人工地震采油技术是利用地面人工震源产生强大震场，以很低频率的机械波形式传到油层，对油层进行震动处理，提高水驱的波及系数，扩大扫油面积，增大驱油效率，降低残余油饱和度。

1．采油机理

（1）加快油层中流体的流速；

（2）降低原油黏度，改善流动性能；

（3）改善岩石润湿性；

（4）清除油层堵塞及提高地层渗透率；

（5）降低驱动压力。

2．特点

（1）不影响油井正常生产，不需任何井上或井下作业，避免了因油井作业造成的产量损失；

（2）一点震动就可大面积地处理油层，波及半径达400m，在波及面积上油井有效率达82%；

（3）适应性强，对各种井都有效；

（4）对油层无任何污染，具有振动解堵、疏通孔道的作用；

（5）节省人力物力，投资少，见效快，效益高，简单易行。

（二）水力振荡采油技术

水力振荡采油技术是利用在油管下部连接的井下振荡器产生水力脉冲波，通过脉冲波在油层中的传递，来解除注水井、生产井近井地带的机械杂质、钻井液和沥青质胶质堵塞，破坏盐类沉积，并使地层形成裂缝网，增大注水井吸水能力，改善油流的流动特性。振动波对地层中原油产生影响，降低原油黏度。

❹ 国内外提高采收率技术现状与展望

一、国外提高采收率技术应用现状

提高石油采收率的方法包括向油层注入水、气，给油层补充能量的二次采油和用化学的物质来改善油、气、水及岩石相互之间的性能，开采出更多石油的三次采油，主要有注表面活性剂、注聚合物稠化水、注碱水驱、注CO₂驱、注碱加聚合物驱、注惰性气体驱、注烃类混相驱、火烧油层、注蒸汽驱和微生物驱等。

据美国《油气杂志》（Oil＆Gas）（2004年4月）资料，目前世界范围内已进行工业化推广或已进行矿场试验的提高采收率（EOR）技术包括蒸汽驱、火烧油层、二氧化碳驱、烃类气驱及聚合物等化学驱。世界范围通过EOR工程采出的油量在20世纪90年代处于高峰期，在1998年初，来自提高采收率和重油项目的石油产量大约为2.3×10⁶bbl/d，比1996年初的2.2×10⁶bbl/d稍有增长，这个数量相当于世界石油产量的3.5%。进入21世纪，EOR工程的数量减少，即使目前高油价也并未刺激EOR工程数量的增加，主要原因：一是试验项目周期长，二是燃料、注入气等成本增加。尽管如此，EOR技术在油气田开发中也将起着举足轻重的作用，特别是在目前勘探费用上涨和勘探难度加大的情况下。

图1-1为2003～2004年世界各国EOR产量，美国的EOR产量最高，达到6.6×10⁵bbl/d，委内瑞拉、加拿大、印度尼西亚与中国为第二梯队，其他国家通过EOR项目获得的产量较少。与别的国家相比，中国是利用化学驱（主要是聚合物驱）获得产量最高的国家，但注气缺乏相应的项目。各产油国的共同特征是热采技术应用广泛，且产量较高。

图1-1 各国EOR产量图（《油气杂志》2004.4）

诸多EOR技术中，蒸汽驱仍是最主要的方法，其次为二氧化碳混相驱，烃类气体混相或非混相驱与氮气驱也起着相当重要的作用，氮气驱、聚合物驱与燃烧对产量的贡献相对较少（图1-2）。在统计的世界范围内EOR产量中，热采（包括蒸汽驱和燃烧）产量为1.1×10⁶bbl/d，占总数的64.6%，注气（轻烃、二氧化碳和氮气等）产量为6.0×10⁵bbl/d，占到了34.5%，聚合物驱产量为1.6×10⁴bbl/d，只占总产量的0.9%。

图1-2 世界不同EOR方法产量图（《油气杂志》2004.4）

（一）美国提高采收率技术应用与潜力

美国在1976年、1984年曾两次由美国国家石油委员（NPC）组织几百名专家对美国各油田进行了潜力分析和预测，为美国能源部发展化石能源提供了科学依据。1993年又第三次进行了潜力评价，这次潜力分析共包括了2307个油藏，将有3510×10⁸bbl地质储量原油依靠新的、有效的采油方法才能开采。在这3510×10⁸bbl中可分成两类：一类是由水驱可以驱替，但在常规生产中由于旁通或不与水接触而不能采出的可流动油，约1130×10⁸bbl；另一类是由于粘滞力和毛细管力而捕集在油藏孔隙中不能被水驱替的不可流动油，这部分约有2380×10⁸bbl。可流动油可用改进的二次采油（ASR）方法开采，如钻加密井、调剖、聚合物驱、钻水平井等，主要是尽量扩大扫及效率。这些过程成本比较低，并可快速提高生产水平，仍是提高采收率的主流方法。开采不可流动油则要采用二氧化碳驱、化学驱、热力采油等三次采油方法（EOR），在扩大扫及效率的同时还要提高驱油效率。二氧化碳混相驱在一定的油价下会有一定的发展，而化学驱其中包括复合驱应用的可能性很小，一方面其经济成本太高，必须在高油价下才能使用，另一方面其技术尚未成熟，风险比较大，还需在技术上进一步提高，尽量减少其风险。

（二）前苏联提高采收率技术应用情况

SPE1992年会议上发表的资料显示前苏联在热采、气驱和化学驱三大提高采收率方法中，化学驱所占比例最大，占EOR总量的77%，其次是热采，占17%，气驱只占6%。前苏联提高采收率以化学驱为主。前苏联提高采收率的一个重要特点是尽量采用化工厂的废液，并开发了许多简单易行的增产增注办法，如注粘土胶、纸浆废液和物理场方法采油等。

尽管化学驱的项目远远高于热采，但其累积产量却与热采差不多，说明化学驱的规模还比较小。前苏联和俄罗斯气驱所占比重很小，主要是前苏联缺乏天然二氧化碳气源。

（三）加拿大提高采收率技术应用情况

加拿大以重油开采为主，主要是热采和露天开采沥青砂。对于轻油主要采用注烃混相驱或非混相驱。根据2004年EOR工程统计资料，注烃混相驱或非混相驱项目数量最多，为29项，其次是蒸汽驱12项、火烧油层3项、二氧化碳混相驱2项，氮气驱1项。化学驱主要进行室内研究，没有什么矿场试验。这主要是因为加拿大有丰富的天然气资源，其原油性质又适合混相驱之故。

（四）国外提高采收率发展分析

1.地质特点是选择提高采收率方法的基础

三次采油与二次采油或一次采油的明显不同之处就是前者的适应范围有限。热采中的注蒸汽，它要求油藏比较浅、油层比较厚、原油密度和粘度较高；而注气混相驱则与之恰恰相反，它要求油层比较深，以满足混相压力，油层比较薄，以减少粘性指进和重力超覆，原油密度和粘度小，以易于混相。前二者都要求油藏相对均质，而聚合物驱则对中度和较严重非均质更为有效，粘度要求介于二者之间。美国，特别是二叠盆地，属于海相沉积，原油密度很小，非常适合二氧化碳混相驱，从而注二氧化碳得到很快的发展。

2.材料来源决定提高采收率发展的方向

美国二叠盆地由于有丰富的二氧化碳供应，这些油藏主要发展二氧化碳混相驱或非混相驱。而阿拉斯加由于有丰富的天然气资源，并且在近处又无销路，因此与加拿大相同，主要采用注烃混相驱。俄罗斯有些油田从地质条件看也适合二氧化碳混相驱，但由于无天然二氧化碳来源，因此二氧化碳混相驱并未得到发展。

3.油价决定提高采收率的规模和时机

三次采油是一个投资大、成本高、风险大、见效慢的采油方法，其方法不同，风险程度也不同。因此油价是对三次采油技术发展最为敏感的问题。1976年阿拉伯石油禁运使油价大涨，美国政府极力鼓励三次采油，使三次采油迅速发展，三次采油项目数在1986年达到高峰。从1986年以后油价开始下跌，除因在高油价下已铺好二氧化碳输送管道，前期投资已经花费，使二氧化碳驱还在继续增长外，其他方法都在萎缩。在低油价下，只能进行技术相对成熟、投资较少、风险较小的方法，如聚合物驱、调剖等所谓先进的二次采油方法。复合驱，特别是三元复合驱目前技术还不成熟，风险也比较大，只有在油价高的时候才能采用。

4.地质、油藏工程研究是提高采收率技术成败的关键

尽管在目前低油价下三次采油矿场试验和应用大幅度减少，但美国在地质、油藏工程方面的研究一直持续不断，并且国家给予大量资助。这是人们认识到，一个项目的成功与否，主要取决于油藏描述是否符合实际情况。因此美国一直把油藏描述作为科学研究的重点，并且主要为三次采油服务。三次采油是个极端复杂的采油方法，它需要化学家、地质家、油藏工程师、测井、数值模拟等各方面专家的共同努力才能完成。现在许多矿场试验之所以失败，有许多主要是对地下地质情况认识不清。因此地质、油藏工程、数值模拟以及测井、试井等监测手段的研究非常重要。

（五）国家鼓励政策

国外三次采油发展都离不开国家的鼓励政策，比如美国，为推动二次采油的发展，曾先后执行成本分担、不控制油价、暴利税优惠等鼓励政策，使1986年三次采油矿场试验项目最高达到512项。1986年后，一方面由于油价下跌，另一方面美国政府取消了优惠政策，使得矿场试验项目急剧下降。特别是成本较高的化学驱，由1986年的206项降至1998年的11项。目前美国政府已不再资助矿场试验项目，仅资助室内机理性研究。加拿大也有类似情况，曾在税率上对三次采油给予特殊政策，在一定程度上刺激了三次采油的迅速发展。

二、我国提高采收率技术方法现状与展望

由于三次采油（EOR）主要包括化学采油技术、微生物采油技术以及物理采油技术三大方面，而根据我国石油工业发展的趋势与需要，目前逐步形成了以化学采油为主体，以微生物采油和物理采油研究为两翼的综合性提高采收率的方法。而化学采油包括聚合物驱油技术、三元复合驱油技术等方法，而微生物采油则以微生物驱油技术为主。

（一）我国提高采收率技术方法现状

目前，我国各主力油田已先后进人开发后期，含水率迅速上升，含水率高达80%以上，现有的注水技术已难以满足油田的需要；同时，在未动用和新发现的储量中，低渗透、稠油、深层凝析气藏和挥发性油藏等复杂类型所占的比例较大，如利用现有的注水技术进行开发，提高采收率的难度相当大。根据提高采收率法筛选、潜力分析及发展战略研究结果，我国注水开发油田（其储量和产量均占全国的80%以上）的提高采收率方法主要为化学驱（碱驱、聚合物驱、表面活性剂驱等）方法。该方法覆盖地质储量达60×10⁸t以上，可增加可采储量10×10⁸t，是我国提高采收率研究的主攻方向。

1.注水开发技术

我国油田以陆相沉积储层为主，储层天然能量较小，需要早期注水补充地层能量。我国油田砂岩单层厚度一般在5m以下，砂体展布面积有限。这类油藏天然能量较小，很难出现强天然水驱或气驱。为了获得较高的产量和采收率，普遍采用早期注水开发方式，我国注水开采油田的产量和储量都占总量的85%以上，在主要开发阶段的油田地质储量采油速度，中高渗透油田一般保持在2%以上，甚至高达3%～5%，低渗透油藏可达0.8%～1.2%。

我国原油粘度普遍较高，储层非均质比较严重，需要采取逐步强化注水开采的措施。强化措施一是加密注采井网，提高注采井数比例。二是采用细分层系和分层注水工艺，控制油井层间非均质性带来的不利影响，提高差油层的开采速度。三是提高排液量，不断提高剩余可采储量的采油速度。采取这些措施，我国油田在稳产期，大部分油田的可采储量采出程度可以达到50%～60%。

2.聚合物驱油技术

我国东部地区除了二氧化碳和天然气比较贫乏之外，其油藏主要是河流相沉积，非均质比较严重，并且原油密度和粘度较大，与天然气很难达到混相。聚合物驱油是东部地区提高原油采收率的主导技术，经过较长时间的室内和现场试验，目前已经进入了工业化矿场应用阶段，在大庆、胜利、大港、南阳等大中型油田，均获得了明显增油效果。该技术对处于中、高含水期的油田开发持续稳产，具有决定性意义和指导性作用，在三次采油技术中占有重要地位。

聚合物驱是近年来采用的主要三次采油方法，2002年聚合物驱产量占中油股份公司三次采油产量的93.5%。大庆油田从2001年开始，聚合物驱产量每年均超过了1000×10⁴t；胜利油田已在27个油藏实施了化学驱油，动用储量2.94×10⁸t，年增产原油160×10⁴t。

3.复合驱技术

近十几年来，复合驱（碱/表面活性剂/聚合物的复合）从化学驱中脱颖而出，成为最具应用前景的方法之一。这一方面是由我国的特殊油藏条件及各种技术的适应性所决定的；另一方面则是因为复合驱综合发挥了不同化学剂的协同效应，从而成为大幅度提高石油采收率的重要方法之一。据专家预测，如果化学复合驱得到较大规模的应用，可望在实施地区提高石油采收率5%～10%。

三元复合驱的表面活性剂主要有石油磺酸盐（烷基芳基磺酸盐）、植物羧酸盐和烷基苯磺酸盐等三大类产品。根据石油磺酸盐示范提高采收率技术的研究表明，每吨石油磺酸盐可以提高原油产量超过130t；可以将高渗油藏原油采收率提高20%至30%。根据在胜利油田孤东油区的工业试验，使用石油磺酸盐示范提高采收率技术四个月后，注水上升势头得到控制；6个月后，参与试验的16口油井的每日注水量减少了156t，产油量每天上升了20t。运用这一技术，我国大庆、胜利、辽河、华北等多数油田的采收率可以大幅上升，将对我国原油供给和能源安全产生积极而深远的影响。

4.稠油热采技术

辽河、胜利、新疆、河南等油田有丰富的稠油资源，20世纪80年代中期以来发展了稠油蒸汽吞吐和注蒸汽驱技术，提高了石油资源的采出程度。目前全国稠油热采产量达到1200×10⁴t以上。

5.二氧化碳吞吐技术

二氧化碳吞吐工艺，是指通过向地层原油中注入二氧化碳气，使原油性质发生根本性变化，改进油藏性质，从而提高原油采收率的一种新型技术。2002年3月，胜利油田东辛采油厂引进二氧化碳吞吐工艺进行了现场试验和推广，累计施工16口井，18井次，措施成功率为83.3%，累计增油14695.3t。当年10月，井下作业公司在东辛、桩西、孤岛等采油厂连续施工11口井，累计增油6000t，取得明显经济效益和技术效果。桩西采油厂在桩19－Ⅹ4实施二氧化碳吞吐配套带泵酸洗井解堵工艺，获日增油16t的高水平。

6.微生物强化采油技术

微生物强化采油技术就是将特殊的微生物体系、生物催化剂与营养物系统接种到生产井或注水井中，从而将其大量植入含油区的孔隙介质中，并通过控制酶在含油层油水界面上的反应，改变原油的流动性，产生短链的分子与生物表面活性剂。从而使原油的性质，如低的原油体积系数、高的API等级、油水界面张力，岩石与原油的相互影响（润湿性）等得到改善。

与目前通常采用的外源微生物采油技术相比，本源微生物采油不存在菌种适应性、变异退化等问题，减少了菌种的开发、生产等步骤。工艺简单、投资少、成本低。大庆油田、吉林油田、河南油田、青海油田、新疆油田和胜利油田本源微生物资源丰富，完全具备开展本源微生物驱油的条件，正在进一步开展深入研究并准备矿场应用试验。

（二）我国提高采收率技术前景展望

我国已投入开发的石油储量中，以大庆油田为代表的东部陆地油田多处于高含水期，注水采油效果明显变差，三次采油技术已成为保证持续稳产的主导手段。近期产业化的重点是：在推广聚合物驱油、复合驱油、微生物驱油、物理法采油等已基本掌握的工艺技术的同时，加速这些工艺所需注入设备、物理法采油设备等成套设备的规模化生产，形成从设计、设备制造、建设到运行管理的整体能力。

（1）聚合物驱将会稳定发展，并将是今后较长一段时间内我国在矿场中工业化应用的主要提高采收率技术，将在保持东部老油区产量的稳定中发挥重要作用，聚合物驱产油规模将超过1.0×10⁷t。今后的研究重点将是如何进一步降低成本，提高经济效益以及开发一些能够改善聚合物驱效果的相关技术。

（2）复合驱尽管在中国有巨大的应用潜力，并且在室内实验和矿场试验中都取得了明显的效果，但与聚合物驱相比技术更加复杂，还有一些机理有待于进一步加深认识，更重要的是受到经济因素的限制。因此，需要进一步加大研究和矿场试验力度，尽快使复合驱成为接替水驱的另一种提高采收率技术。

（3）随着气源的不断发现，特别是中国西部油气田的发现，气体混相或非混相驱技术将会越来越受到重视有可能以较快的速度发展成为一种经济有效的提高采收率技术。

（4）热采方面需进一步改善蒸汽吞吐效果，同时大力加强蒸汽驱等技术研究，尽快形成热力采油接替技术。

（5）二次采油与三次采油的结合技术是二次采油向三次采油的过渡技术。该项技术在胜利油田、华北油田、新疆油田等试验区进行矿场试验，平均投入产出比为1:4.93，增产原油8×10⁴t，取得了显着的经济效益和社会效益。

（6）润湿性反转方法促进低渗透气田增产技术。润湿性反转方法是通过改变井底附近岩石的润湿性及压裂支撑剂的润湿性（从液相润湿变成中等润湿或者气润湿）来提高产量及改善压裂效果的新方法。采用这一新方法，一方面由于改变了岩石的润湿性，反转凝析的液体以及压入的前置液便可以很容易地产出，而不至于挡住气体的流动；另一方面，由于大幅度提高了压裂后液体的返排率，气体的相对渗透率增加，从而显着提高气井的产能。

三、提高采收率技术对可采系数研究的影响

提高采收率技术的研究与逐步应用，使已发现油气资源的采出程度不断提高，并将使未发现资源可采系数不断增加。同时，为体现国家层面对我国可采油气资源潜力需求更偏重于技术性和前瞻性的特点。本次研究要求在确定我国油气资源技术可采系数时，陆上要考虑到强化（三次）采油技术；海上条件比较恶劣，我国的勘探开发水平偏低，要求考虑二次采油技术条件。

❺ 为什么要提高原油采收率,提高采收率的方法有哪些

提高原油采收率节约能源。
提高原油采收率方法：
世界上已形成提高采收率四大技术系列，即化学法、气驱、热力和微生物采油。
化学法又分为化学驱和化学调剖。化学驱包括聚合物驱、表面活性剂驱、碱水驱及其复配的二元、三元复合驱、泡沫驱等。调整吸水剖面包括浅调、深调和调驱三类技术。调剖剂分为无机类水泥、无机盐沉淀、有机聚合物凝胶、树脂类、颗粒类及泡沫类等。
气驱包括混相、部分混相或非混相的富气驱、干气驱、CO2 驱、氮气驱和烟道气驱等，注入方式分为段塞注入、连续注入或水气交替注入。
热力法包括热水驱、蒸汽法、火烧油层、电加热等。其中蒸汽法又包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力驱、蒸汽与天然气驱；火烧油层又分为干式、湿式、水平井注空气等。
微生物采油包括微生物调剖或微生物驱油等。此外，声波物理法采油也有大量的研究报道。
上述提高采收率技术，部分已进行工业化推广应用，部分开展了先导性矿场试验，部分处于理论研究之中。世界范围内已进行工业化推广或曾进行矿场试验的提高采收率技术包括蒸汽驱、火烧油层、蒸汽辅助重力驱、CO2 驱、烃类气驱，以及聚合物或活性剂等化学驱。诸多EOR 技术中，蒸汽驱仍是最主要的方法，其次为CO2 混相驱，烃类气体混相或非混相驱与氮气驱也起着相当重要的作用。

❻ 化学驱提高采收率的主要作用机理有哪些

首先建议你看看《油田化学》的课本，石油大学赵福麟老师的书，然后要看具体的三采的话，其实挺多的，比如聚合物驱油技术（孙焕泉），化学驱提高石油采收率（修订版）（杨承志）等等

❼ 国外老油田靠哪些前沿技术提高采收率

当前，我国石油产量的70%仍来自老油田，前十大油气田中有7个是已经开采30年以上的。老油田总体进入高采出程度、高含水的“双高”阶段，高含水油田的开发将成为石油行业面临的重大挑战。此前，中国石油经济技术研究院发布的《2014国外石油科技发展报告》指出，不仅在我国，未来一段时间，老油田仍将是全球石油供给的主力，全球老油田剩余油挖潜压力巨大。如何提升油田的采收率，让“老树生新芽”成为各国石油科技重点攻关课题。
提高老油田采收率符合现实需要
目前，全球平均原油采收率35%，全球常规天然气平均采收率70%。老油田剩余储量依然相当可观，油挖潜空间巨大，仍将是未来全球石油供给的主力。因此不断探索新技术、使老油田价值最大化是符合现实需要的选择。如果全球采收率提高1％，就会增加可采储量50多亿吨，相当于全球两年的石油消费量。
老油田开发主要面临五大问题：一是资源接替跟进迟缓，新增储量动用难度大；二是含水率持续升高，地下油水关系复杂；三是套损严重，基础设施老化；四是单井产量低，投资、产量、成本之间的矛盾加大；五是污染物处理未完全达标，环境保护问题突出。主要解决方案是通过找准剩余油，优化油藏管理，来提高单井产量，提高采收率，最终达到优化成本，延长油田经济寿命的目的 目前，全球石油企业正在积极行动，为达到更高的采收率目标而努力。
挪威国家石油公司2014年专门成立EOR（Enhanced Oil Recovery，提高原油采收率）业务部门，以期将海上原油采收率提高至60%。
马来西亚2012年启动了世界上最大的EOR项目，该项目用于Baram Delta油田和North Sabah油田，使这两个油田的石油采收率提高到50%左右，开采期延长到2040年。
俄罗斯实施了老油田税优惠政策，规定采出程度越高，优惠幅度越大；对难采石油储量实行开采税级差征收办法，对亚马尔-涅涅茨自治区内的老油田免征自然资源开采税。
老油田提高采收率技术与发展方向
目前，提高油田采收率需要在二次采油和三次采油上下功夫，主要方法有水驱、保持底层压力、热采、气驱、化学驱和其他方法（如微生物驱）等等。 根据中国石油经济技术研究院对1980年到2012年全球各类提高油田采收率项目数量的统计，热采技术始终保持历年项目数第一，成为提高采收率的第一大技术手段。
近年来，二氧化碳驱项目数逐年增多，成为继热采之后的第二大提高采收率技术，化学驱及非二氧化碳气驱项目数逐渐减少，热采项目数保持平稳。
目前，老油田勘探开发关键技术系列包括剩余油描述、改善水驱、新一代EOR技术等3类。
1.剩余油描述 剩余油描述就是运用新技术找准剩余油，更清晰地描述剩余油的位置及地层的状况，这是进行油藏管理、提高油田采收率的基础。剩余油藏精细描述成为这类技术未来的发展方向。具体来说，就是随着油藏开采难度的加深和生产动态资料的增加，进行精细地质特征研究和剩余油分布描述，并完善储层的地质模型，量化剩余油分布。需要物探、地质、油藏、测井多学科协作。这类新兴技术主要包括四维地震技术、光纤检测和纳米机器人。
（1）四维地震技术四维地震就是通过重复观测，研究地层中流体的变化特点。其技术优势在于可用于油田开发的全周期：开发初期，保护油田基本生产力；中期能保证高经济效益的油田管理和资源的有效开发；后期，延长油田开发期，提高最终采收率。
（2）永久性光纤井下动态监测技术光纤传感器油藏监测是在石油开采过程中，利用光纤传感器对井下多相流、温度、压力、流体持率等参数进行测试，了解油井的产液及注水井的注水情况。对这些信息的动态检测为更好的油藏管理提供了条件：有利于优化油井的产量和寿命、优化注入式油井；故障诊断、监视智能完井；监控蒸汽流和SAG-D的效率、实时监控确认井下作业的效率；改善油藏的激励和补救措施，如在压裂处理中，实时观察压裂裂缝高度增长
（3）油藏纳米机器人纳米机器人是一种纳米传感器，可通过注入水进入油藏。在地下“旅行”期间，可以分析油藏的压力、温度和流体类型，将信息存储在存储器中，由生产井随原油产出并回收。在实际应用中，它们可以辅助圈定油藏范围、绘制裂缝和断层图形、识别和确定高渗透率通道；寻找油田中被遗漏的油气、优化井位、设计和生成更现实的地质模型；将化学品送入油藏深处提高油气产量；了解井间基质、裂缝和流体性质以及油气生产变化；可以通过直接与油藏接触完成的，对剩余油发现和开采具有重要作用。值得一提的是，沙特阿美石油公司于2007年提出了纳米机器人的概念，2008年进行了可行性测试，2010年进行了现场测试，技术已日臻成熟。此外，有全球多家知名油气企业组成的先进能源财团（AEC）也一直致力于利用纳米技术勘探与生产油气，研发地下微传感器和纳米传感器，在三维空间表征油藏及其所含流体，以更好地表征油藏，有效开发油气资源。2.改善水驱改善水驱主要是从两个方向来提高水驱的效果。一方面要研究井下油水分离和智能井分层注水等提高井下工艺和注水工艺的方法；另一方面是要改变注入水的水质，通过调整注入水的离子组成和矿化度，改变油藏岩石表面润湿性，从而提高原油采收率。主要方法有低矿化度水驱、智能水驱和智能流体驱，特点在于可以利用现有的水驱设备，以最少的投入获取更高的采收率。目前，BP、沙特阿美、壳牌等公司已对低矿化度水驱和智能水驱技术进行了现场试验，效果良好。室内实验提高采收率约40%；单井试验提高采收率6-12%；矿场试验增油效果明显，油井产水率降低。目前，该领域比较有代表性的技术有：（1）LoSal低矿化度水驱技术，可将采收率提高多达10%。BP公司从2005年开始，在阿拉斯加油田通过一套改良的液压装置，将低矿化度水注入地层，增油效果明显，产水率从92%下降到87%。（2）SmartWater智能水驱技术。智能水驱现场试验的生产设备在沙特Ghawar、Kindom等碳酸盐岩油藏进行了单井试验。首次在Kindom现场试验时，井周围的残余油饱和度下降7%。目前，正在开展多井智能水驱的现场试验，研究智能水驱对全油藏最终采收率的影响，预计提高采收率8%-10%。
3.新一代EOR技术这类技术主要包括气驱和微生物采油技术。
（1）气驱提高采收率技术在气驱技术中二氧化碳（CO2）驱油占主体，2012年统计，世界上有100多个CO2驱油项目在实施中，其中约90%的CO2驱油项目集中在美国。CO2驱油已成为美国第一大提高石油采收率技术，年产油量达1500万吨，年注入CO2量3000万吨。“新一代”CO2-EOR技术是通过增大CO2注入量、优化井的设计和布局、添加聚合物或其他增粘剂、加入降低最小混相压力添加剂来消除粘性指进和非混相驱的问题，进而降低油藏孔隙中水驱之后的残余油饱和度，使残余油重新流动起来，在残余油区具有较好的应用前景。残余油区（ROZ)是指在一次、二次采油中没有经济产油量的部分含油层段，其通常位于常规油田主产层下面或常规油田之间早期的水体运移通道，储量极为丰富，达到了1400亿桶。ROZ的开发预计能提高美国原油可采储量30%-50%。目前ROZ的主要开发方式是混相CO2-EOR，随着改进的“新一代”CO2-EOR技术应用，ROZ产量明显提高，但由于缺乏充足的廉价CO2供应，将阻碍产量达到更高水平。截止2012年，美国Permian Basin已实施了11个ROZ项目，日产油量超过1.3万桶。将来计划实施的ROZ项目有6个，新项目的时间取决于CO2供应的有效性。
（2）微生物采油技术
生物酶驱油技术原理：将经过特殊配制后的生物酶制剂注入到地层，使岩石的润湿性由油湿改为水湿，降低矿物颗粒与油相的界面张力，并减小流体通过孔喉的流动阻力，起到增油效果。缅甸的曼恩油田是1970年投产老油田，使用酶之后含水率大幅下降，产油量比较稳定。
AERO（活化环境采油）技术原理：通过生产营养物优化水质使微生物快速繁殖，活化的微生物可利用原油作为碳来源，充作表面活性剂来降低油水界面张力，油被释放到水流中；微生物繁殖堵塞大的水流通道，迫使水选择其他的流动路径，驱动更多的滞留原油。一旦激活AERO系统，这个程序就会不断重复，直到采出全部残余油。这个系统可回收地层中高达20％的难采原油，可以将该区原油的产量提高9%-12%。利用现有的生产设备和基础设施，不需要钻探新井。
微生物采油技术的应用：在美国微生物驱油技术被视为潜力最大的驱油技术，据统计，美国国内可用于微生物采油法的储量高达6490亿桶，占其总储量的58%。近20年来，美国能源部共支持了47个微生物采油研究项目，其中有8个项目正在进行之中。微生物驱油技术正在进行广泛的现场试验，其研究结果表明，在注水开发后期的油藏实施微生物驱油技术可提高采收率16%。
俄罗斯主要开展了内源微生物驱油技术研究，也进入较大规模的工业化应用，在罗马什金、巴什克斯坦和鞑靼等老油田取得60万吨的增油量，并延长了油藏的开发寿命。
挪威国家石油公司（Statoil）在北海油区Norne油田开展了一次世界上规模最大的微生物驱油技术试验，取得巨大的成功，预计可增产原油3000万桶。Statoil还将微生物提高采收率技术作为其今后研究主要方向。

❽ 为什么要提高原油采收率，提高采收率的方法有哪些

提高原油采收率节约能源。
提高原油采收率方法：
世界上已形成提高采收率四大技术系列，即化学法、气驱、热力和微生物采油。
化学法又分为化学驱和化学调剖。化学驱包括聚合物驱、表面活性剂驱、碱水驱及其复配的二元、三元复合驱、泡沫驱等。调整吸水剖面包括浅调、深调和调驱三类技术。调剖剂分为无机类水泥、无机盐沉淀、有机聚合物凝胶、树脂类、颗粒类及泡沫类等。
气驱包括混相、部分混相或非混相的富气驱、干气驱、co2
驱、氮气驱和烟道气驱等，注入方式分为段塞注入、连续注入或水气交替注入。
热力法包括热水驱、蒸汽法、火烧油层、电加热等。其中蒸汽法又包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力驱、蒸汽与天然气驱；火烧油层又分为干式、湿式、水平井注空气等。
微生物采油包括微生物调剖或微生物驱油等。此外，声波物理法采油也有大量的研究报道。
上述提高采收率技术，部分已进行工业化推广应用，部分开展了先导性矿场试验，部分处于理论研究之中。世界范围内已进行工业化推广或曾进行矿场试验的提高采收率技术包括蒸汽驱、火烧油层、蒸汽辅助重力驱、co2
驱、烃类气驱，以及聚合物或活性剂等化学驱。诸多eor
技术中，蒸汽驱仍是最主要的方法，其次为co2
混相驱，烃类气体混相或非混相驱与氮气驱也起着相当重要的作用。

❾ 什么是化学驱提高采收率技术

什么是化学驱提高采收率技术
化学驱提高采收率技术 三次采油化学驱采收率摘要: 老油田都已经入高含水期,提高采收率,深入发展研究三次采油势在必行。

❿ 　调剖、注聚提高采收率技术

目前投入开发的海洋油田，其整体渗透率高，非均质性较强，油藏温度和原油黏度都比较适合以增加驱替相黏度、控制流度为主要机理的化学驱或复合化学驱技术。而目前国内外的聚合物驱或复合化学驱提高采收率技术已经有了新的发展和重大突破，在可以预见的几年之内就可能达到满足海洋油田采油需要的水平。因此，在注水开发中期或早期，采用三次采油技术，配合相应的先进工艺技术和生产设备，可以实现真正意义上的强化采油目的，使最终采收率比ODP的要求有可能再提高10%～20%。这也相当于找到了新的石油储量，为海洋石油提高产量、增加石油储备做出技术上的支持。成为新模式的技术和物质基础。

一、油藏精细描述及剩余油识别技术

从油田开发角度看，油田进入开发的中后期，油藏描述的主要任务是如何更精细、准确、定量地刻画出微小断层、微构造的分布，建立精细的三维预测模型，进而揭示剩余油的空间分布规律。这是搞好油田调整、提高采收率的前提和关键。

埕北油田1985年正式投入开发，1993年已进入高含水开采阶段。为了挖掘油层储量潜力，改善油田开发效果，提高采收率，1998年开展了油藏精细描述，对油层流动单元及剩余油分布状况进行了研究。特别是通过高黏度油田油水运动特点的分析，认识到埕北油田剩余油主要分布在上部油层（3～4单元）和渗透较低的区域，下部油层水淹严重，剩余油相对较少。

为油田实施调整、挖潜、提高可采储量和采收率指明方向。

惠州油田群利用三维可视化技术对主力油层进行精细描述，弄清K22砂体平面上分成K22-102、K22-103、K22-106三个并不连通的砂体。查明了已开发的K22-106含油砂体剩余油分布规律，以及未动用的K22-102、K22-103含油砂体的有利部位。因此K22-106含油砂体的储量翻了两番，同时也落实了K22-102、K22-103含油砂体的储量，为惠州油田群调整提供可靠的储量依据。新侧钻的惠州26-1-7B井，1999年11月投产，初期日产油量1432m³，至2001年9月日产油量仍达1060m³，这期间累积产油81.8×10⁴m³，取得良好的经济效益。

二、新型聚合物驱提高采收率技术

渤海稠油油田的水驱采收率只有18.25%，从油田本身的渗透性、地下原油黏度、目前聚合物驱技术的发展状况等方面来综合分析，在渤海油田实施聚合物驱可以将原油的采收率提高10%～15%。然而与陆上油田相比，适合渤海油田聚合物驱的聚合物应该具备的主要条件如下：①聚合物溶液只能采用具有高矿化度的海水配制，同时，由于环保要求，其产出污水不能直接排放，必须回注，因此要求聚合物具有很好的耐盐性；②由于海上操作空间的限制，要求聚合物具有很好的溶解性；③海上油田注聚成本高，同时因为渤海油田的地下原油黏度高，为了实现流度控制，必然要求聚合物溶液在经济允许的前提下具有更高的黏度，因此要求聚合物具有很好的增黏能力；④海上油田的井距大，因此要求聚合物具有良好的注入性和抗剪切能力。

目前，以适应恶劣油藏条件下的驱油用聚合物——新型疏水缔合水溶性聚合物NAPs已经研制成功。为了分析该聚合物是否满足渤海油田聚合物驱应该具备的条件和在平台的有效使用期限内进一步提高渤海绥中油田的整体开发效果、最终采收率，同时为将来海上油田产出液的处理提供理想的技术方法和手段，最终为渤海油田大规模推广应用缔合聚合物驱提供可靠的技术、经济依据，拟定在渤海绥中油田J3井区开展缔合聚合物驱先导性矿场试验。因此，在J3井区实际油层条件下，开展了缔合聚合物驱提高采收率的室内评价、方案优化设计以及数值模拟效果预测研究。

（一）新型聚合物性能评价

新型聚合物从分子设计观念入手，在分子链上引入特殊功能的基团，通过该基团的静电、氢键、疏水或范德华力缔合形成巨大的超分子结构，通过改变分子主链结构、有效链长、缔合基种类及链长、缔合基比例及分布等可控因素，开发出能用海水或污水配制、迅速溶解分散的固相聚合物。由于其分子结构的特殊性，该聚合物具有理想的抗盐、抗温和抗剪切性。因此，缔合聚合物是目前世界石油业，特别是三次采油领域聚合物未来发展的趋势和方向。

针对西南石油学院开发、研制的耐温耐盐疏水缔合聚合物，在渤海绥中油田J3井区实际层温度（65℃）、地层水（1000～60000mg/L）条件下进行了室内评价。

1．抗盐性

（1）矿化度对黏度的影响

针对海上注聚的特殊性，即聚合物溶液只能采用高矿化度海水配制和环保要求，实施聚合物驱所用聚合物必须具有很好的耐盐性，因此，研究和评价缔合聚合物在不同矿化度条件下溶液的黏度，对于确定其实际应用的可行性具有十分重要的意义。由图10-17可以看出，矿化度对缔合聚合物溶液黏度的影响不十分明显，说明缔合聚合物适应的矿化度范围非常大。

（2)Fe^3＋对黏度的影响

由于非常低的Fe^3＋离子含量（1～51g/L）会大幅度降低普通部分水解聚丙烯酰胺溶液的黏度，因此有必要评价Fe^3＋离子对缔合聚合物溶液表观黏度的影响，结果见图10-18。

图10-17矿化度对缔合聚合物溶液黏度的影响

图10-18Fe³⁺离子含量对缔合聚合物溶液表观黏度的影响

结果表明，在实验范围内，随着Fe^3＋离子浓度的增加，缔合聚合物溶液的表观黏度略有下降，但幅度非常小。这对于缔合聚合物驱在油田上的实际应用具有十分重要的意义，避免了当前普通部分水解聚丙烯酰胺聚合物驱油方法，在配制和输送过程中必须对搅拌器、熟化罐、储罐和管线进行特殊处理或特殊包装的工艺技术，可以大幅度降低聚合物驱配注工艺技术上的高额附加费。

2．溶解性

为了适应海上聚合物驱的实际条件以及未来大规模推广应用的需要，按照以下两种思路进行了缔合聚合物室内溶解性实验：①用产出的热污水（35～40℃）配制聚合物母液，然后用污水和/或海水稀释至目标浓度注入；②用海水直接溶解聚合物配制母液，用海水和/或产出污水稀释母液至目标浓度。

表10-14的结果表明，在以上两种条件下，在30～45℃的温度范围内，缔合聚合物在污水中的溶解时间小于2h，基本可以满足油田现场应用的实际需要和条件。

表10-14温度对缔合聚合物在污水和海水中溶解速度的影响

三、深度调剖技术

深度调剖技术目前主要采用化学方法，另外微生物驱技术目前也在探索中。油田化学堵水和深度调剖方法我国已有很多成熟技术，如TP-910近井堵水技术、阴阳离子堵水技术、可动凝胶调堵技术、胶态分散体系调堵技术、SMD（粘土胶）堵水技术等。海上油田深度调剖关键问题是如何研制出对复杂地层条件下适用性强的预交联速溶型固体深度调剖剂，通过注水方式形成段塞状注入，达到深度调驱的目的。

为此目的确定的项目研究课题有：①针对油藏岩石的组成结构和性质、地层水质、油藏流体的组成和性质、注入流体的窜流现象，研究注入流体的波及效率的影响因素，研制和筛选出深度调剖剂。②研究注入流体驱替过程中压力分布的变化、原油饱和度分布的变化，调整面积波及和垂向波及效率、减少残余油，增加可采储量的最佳时机。③完善有针对性的深度调剖技术体系。④深度调剖数值模拟研究。