二氧化碳驱油技术

1、目前，世界上大部分油田仍采用注水开发，这就面临着需要进一步提高采收率和水资源缺乏的问题。对此，国外近年来大力开展二氧化碳驱油提高采收率技术的研发和应用。这项技术不仅能满足油田开发的需求，还可以解决二氧化碳的封存问题，保护大气环境。该技术不仅适用于常规油藏，尤其对低渗、特低渗透油藏，可以明显提高原油采收率。一、二氧化碳驱油技术二氧化碳驱油，是一种把二氧化碳注入油层中以提高油田采收率的技术。标准状况下，二氧化碳是一种无色、无味、比空气重的气体，密度是1.977克/升。当温度压力高于临界点时，二氧化碳的性质发生变化：形态近于液体，黏度近于气体，扩散系数为液体的100倍。这时的二氧化碳是一种很好的溶剂

2、，其溶解性、穿透性均超过水、乙醇、乙醚等有机溶剂。如果将二氧化碳流体与待分离的物质接触，它就能够有选择性地把该物质中所含的极性、沸点和分子量不同的成分依次萃取出来。萃取出来的混合物在压力下降或温度升高时，其中的超临界流体变成普通的二氧化碳气体，而被萃取的物质则完全或基本析出，二氧化碳与萃取物就迅速分离为两相，这样，可以从许多种物质中提取其有效成分。二氧化碳驱油一般可提高原油采收率7%15%，延长油井生产寿命1520年。在二氧化碳与地层原油初次接触时并不能形成混相，但在合适的压力、温度和原油组分的条件下，二氧化碳可以形成混相前缘。超临界流体将从原油中萃取出较重的碳氢化合物，并不断使驱替前缘的气体

3、浓缩。于是，二氧化碳和原油就变成混相的液体，形成单一液相，从而可以有效地将地层原油驱替到生产井。应用混相驱油提高石油采收率的一个关键性参数是气体与原油的最小混相压力（MMP），MMP是确定气驱最佳工作压力的基础。一般情况下，因为混相驱油比非混相驱油能采出更多的原油，所以希望在等于或略高于MMP下进行气驱。如果压力远高于MMP,就容易造成地层破裂，无法保障生产过程的安全性，其结果是不仅不能大幅度提高原油产量，还会降低经济效益。如果二氧化碳与原油的最低混相压力大于油层的破裂压力，为防止地层破裂，就只能进行非混相的二氧化碳驱油手段。非混相二氧化碳驱油机理，主要是降低原油黏度和使原油体积膨胀，所以非混

4、相的驱油效率不如混相驱油。二、碳收集技术目前，比较成熟的处理技术是在距地面800米以及更深处储存二氧化碳。因在800米或更深的地方，地热梯度为2535C/公里，压力梯度为10.5兆帕/公里，游离的二氧化碳将处于超临界状态，它的密度变化范围为440740千克/米3。因此，在多孔和可渗透的储存岩层中，不需要特别的压力条件就可以储藏二氧化碳。二氧化碳可从工业设施如发电厂、化肥厂、水泥厂、化工厂、炼油厂、天然气加工厂等排放物中回收，既可实现温室气体的减排，又可达到增产油气的目的。目前，碳捕集和封存两项技术的发展还不太均衡。丄建立合作平台二氧化碳捕集与封存密不可分，因此建立石油行业内部、石油行业与煤电行

5、业之间的相互协作对于二氧化碳驱油技术的发展和推广非常重要。这样的协作可以通过两条途径来进行。一是加强煤电企业与石油企业的协作。我国煤电企业掌握二氧化碳的捕集技术，石油公司掌握二氧化碳的运送、重新注入和地下封存技术，煤电企业与石油企业存在合作空间，若能整合上述资源，建立行业之间的广泛联系和跨行业协作平台，形成技术配套“一条龙”就能够在很大程度上实现行业之间二氧化碳捕集和封存，优化资源配置。二是石油公司本身也是碳排放的主要作业者。制度的变迁使得石油公司上下游企业的联系更加紧密，下游将为上游输送更多的二氧化碳。有关资料显示，炼油厂加工1吨原油，大约排放0.2吨二氧化碳。由于之前没有约束力的二氧化碳减

6、排指标，产生二氧化碳大部分排放到大气中去，造成了资源浪费和环境污染。新的节能减排制度出台后，二氧化碳捕集将成为硬性指标，二氧化碳排放将受到更多约束。三、美国二氧化碳驱油技术美国是应用二氧化碳驱油研究试验最早、最广泛的国家，从1970年开始，美国就在得克萨斯州把二氧化碳注入油田作为提高石油采收率（EOR）的一种技术手段，至2006年已有70多个类似的项目，每年注入二氧化碳总量达2000万3000万吨，其中大约有300万吨二氧化碳来源于煤气化厂和化肥厂的尾气，大部分从天然的二氧化碳气藏采集。到2010年2月止，注入二氧化碳已帮助一些成熟油田回收了近15亿桶石油，且至今还在使用。美国现在有3个大型项

7、目：得克萨斯州的萨克（Sacroc）与瓦逊-丹佛（Wasson-Denver）油田，以及科罗拉多州的兰奇利（Rangely）油田。萨克是世界上第一个大规模的商用二氧化碳项目。丄美能源部启动二氧化碳储存与驱油实地试验项目2010年6月28日，美国能源部启动一项在碳酸盐岩储集层进行CO储存2并提高石油采收率的实地试验项目，目的是通过利用一种“吞-吐”的石油增产方法，在提高石油采收率的同时评价地质构造中的碳封存潜力。项目：平原CO2减排合作计划是美国能源部区域碳封存合作项目中的一项，合作方是Eagle运营公司，任务是在北达科他州威廉斯县McGregor油田西北部完成实地测试。提高石油采收率的“吞-吐

8、”方法包括三个阶段：注入（即吞入阶段）；接着是“浸泡”一段时期；生产（即吐出阶段）。和其他“吞-吐”方法相比，PCOR合作计划的不同之处在于以下几个原因：1）深度（大约8050英尺）达到最大。2）压力（每平方英寸3000磅）和温度（180华氏温度）达到最高。3）储集层是碳酸盐岩储集层，而不是碎屑岩储集层。这次测试是利用美国西部的一个产油井，产油层是密西西比河时期Madison组碳酸盐岩储层。测试期间，440吨液态CO将被注入到一定深度，然后与残余2的石油相混合。经过两周的“浸泡”然后进行回采。三个月内油井产量会翻一番,从每天的1.5桶基准率增加到3-7STB。产出流体中石油的比例（通常被称为“

9、油浸”）也加倍，从不到3个百分点增至6个百分点。该项目除了要示范深度超过8000英尺的碳酸盐岩储层中CO储存结合石油2增采外，还要确定两种斯伦贝谢技术即储层饱和度工具（reservoirsaturationtool，RST）和垂直地震剖面（verticalseismicprofiling，VSP）在检测和监控深部碳酸盐岩储集层中小范围CO2羽流的有效性，以确保安全和永久封存。该项目成果可适用于PCOR计划许多地方的应用以及全球范围内类似的应用。CO2-EOR实施的储层地质条件：1）储层的深度范围在10003000m范围内；2）致密和高渗透率储层；原油粘度为低的或中等级别；储层为砂岩或碳酸岩。在

10、美国大量的C02-E0R项目的实践及研究表明，C02-E0R混相驱油提高采收率范围在4%12%之间,而纯净CO2注入储层，占储层中流体体积的10%45%。高采收率与水与气交替注入方法(WAG)有关，CO2采用锥形注入方式效果好。由于经济和技术的原因，不是所有的储层都适合于CO2-EOR混相驱油。以CO2-EOR的实践和研究为依据，关于CO2-EOR项目的一般规律如下：储层可以达到最小混相压力(MMP)，可以实现混相驱油并最小消耗CO2；储层经过注水开发以后，原油饱和度在35%40%范围内；储层的连通性好，储层纵向非均质性较低，具有中或高等级的渗透率，渗透率应大于100Md；原油比重应高于350

11、API(低于0.85)，粘度在12cp范围内；虽然很多报告指出成功的水驱是CO2-EOR项目实施的基础。争论在于水驱后，储层中剩余大量的水需要CO2推动，由于CO2溶解在水中会损失大量的CO2，影响驱油效果。CO2-EOR混相驱油存在一些问题，导致项目实施失败，问题如下：在项目开始之前研究不足，如对储层的地质的、岩石物理的性质知道得少。低采收率原因如下，一是由于储层严重的非均质性导致CO2驱油效率低；二是CO2注入量低增油效果不明显；注入的CO2沿高渗透通道早期突破(如在断层部位)，原因是储层地质描述工作不细。所以在项目开始之前需要大量的监测工作，并且对储层地质特征进行细致的研究。由于CO2注

12、入量低，使地层压力下降，导致只有小部分完成混相驱油，驱油效果差。压力下降，在井眼附近的氢氧化合物、沥青就会沉淀，导致储层渗透性发生变化。使CO2注入压力升高，储层注气能力下降。必须通过提高附近注入井CO2的注入量，来提高地层压力；CO2-EOR项目规模受注水管线及油水井数的影响。CO2会使储层中地层水PH值下降。从石灰岩或储层中胶结的矿物中溶解Ca。钙质盐在储层中富集，压力的下降导致钙质盐的沉淀，影响项目效果；C02驱油项目存在设备腐蚀问题，C02溶解在水中形成碳酸盐腐蚀铁质设备及管线。4-C02-EOR非混相驱油实践与CO2-EOR混相驱油项目相比，CO2-EOR非混相驱油项目较少。一个大型

13、的CO2-EOR非混相驱油项目在实施。储层中的原油为重油，比重为9150API。传统采油方式只是采出1.5%的原始地质储量。1986年注入CO2，原油产量为6000b/do预测使用CO2-EOR油田的采收率为6.5%。CO2-EOR非混相驱油机理是，大量CO,溶解在原油中(13m3/b),使原油膨胀，使原油粘度下降10个级数。项目开始以来CO2注入量约1700t/d,16%60%的CO2循环注入。CO2埋存的主要原理是CO2溶解在储层中的流体中。适合CO2-EOR非混相驱油的条件如下：储层纵向渗透率高；储层中大量的原油形成油柱；储层具有可以形成气顶的圈闭构造，储层连通性好；储层中没有导致驱油效

14、率降低的断层和断裂。应用CO2提高采收率工作目前有几个问题需要进一步研究。一是CO2注入过程中最小损失量；二是CO2注入后储层的监测；三是非混相如何最大提高产量；四是注入气体中杂质对开发效果的影响；五是CO2进入空隙和盐水层中的机理研究。美国具有最先进的CO2-EOR驱油技术，94%的CO2-EOR项目在美国。CO2-EOR混相驱油提高采收率范围在4%12%之间，纯净CO2注入储层，占储层中流体体积的10%45%。与CO2-EOR混相驱油项目相比，CO2-EOR非混相驱油项目较少。非混相驱油需要380m3CO2驱替1桶原油(760kg/b)。可最大提高采收率20%。应用CO2提高采收率广泛应用

15、，实现最大CO2埋存和提高原油产量有机结合，必将为全球生态保护，石油资源的高水平、高效益开发和可持续发展提供理论及实践依据。四、加拿大二氧化碳驱油技术2000年7月，加拿大石油技术研究中心（PTRC）与艾伯塔省合作，提出研究二氧化碳地质储存的建议，把它作为国际能源署温室气体研究（IEAGHG）的韦伯恩监测和储存项目，研究在部分废弃油气储层中进行二氧化碳储存的技术和经济可行性。韦伯恩油田项目是加拿大能源公司（Encana）涉及1.5亿美元、周期达30年的用二氧化碳增加油采收率的商业项目，目的是想通过把加压的二氧化碳气体注入到油田储层中，以增加石油采收率（1.3亿桶）。同时，通过综合监测，查明二氧

16、化碳被灌注之后的运移规律，从而建立长期、安全的二氧化碳地下储存的技术和范例。韦伯恩油田位于威利斯顿（Williston）盆地中北部，面积约180公里2,原油储量约为14亿吨。从1965年开始，油田进行注水开采，在此期间，最高油产量达46000桶/天。1991年后，开始进行水平井开采。至2000年二氧化碳灌注之前，大约20%的原油已被采收。注二氧化碳增加石油采收率的方案首先于2000年9月在韦伯恩19井阵中进行，初期注气量为2.69X106米3/天。目前的注气量为3.39X106米3/天，其中，每天有7.1X105米3的二氧化碳通过生产井进行再循环。在实验区块中，每天的油产量（20560桶）有1

17、/4（多于5000桶）是由二氧化碳的注入所贡献的。截止到2003年5月，累积注入的二氧化碳量达19亿米3，在之后的生产周期中，二氧化碳逐渐注入到75个井阵中，注气量达到108亿米3（2000万吨）。在注气实验区，储层埋深约1450米，平均温度63C。在油田发现初期，孔隙压力约14兆帕，在注水开采期，孔隙压力为819兆帕，最近测量的孔隙压力为12.518兆帕（平均15兆帕）。这些条件超过了二氧化碳的临界点压力和温度，注入的二氧化碳将以超临界流体存在于储层中，并溶解一些碳酸盐矿物，形成HCO3-离子，从而使部分二氧化碳被储存下来。储层中少量的硅酸盐矿物与二氧化碳发生反应，形成碳酸盐矿物，也会捕获一

18、部分二氧化碳。韦伯恩油田目前是世界上将二氧化碳地质埋存与提高石油采收率相结合比较成功的案例，之所以取得成功有多个原因。首先是扎实的基础研究工作。在开展注入前，对天然二氧化碳的埋存及相关的地质工作进行深入研究，对比了拟埋存地区与原来二氧化碳气藏的各种条件，最后选定目的层。我国目前正开展碎屑岩二氧化碳地质埋存的相关研究，碎屑岩相的沉积、构造、储层等特征比碳酸盐岩更加复杂，尤其对于广泛发育的断裂构造，如何开展研究值得我们借鉴。其次是科学的工作计划。韦伯恩油田的工作计划大致分为四个主题，并依次展开。相对而言，他们比较严格地按照了二氧化碳地质埋存中先论证、再注入、后监测的步骤。充分“论证”其合理与可行性

19、，为“注入”阶段提供坚实基础，而“监测”技术的完善更增强其有效性和安全性。第三是有强大的科研团队。韦伯恩油田所开展的研究过程中涉及39个科研机构、政府部门以及公司，科研人员主要来自加拿大、欧盟及美国；设立50多个研究子课题，在研究过程中营造了非常良好的工作氛围，提高信息利用和资源共享的强度，简化团队间的工作流程，提高研究和工作的效率。从20002004年完成至少472个报告，每个子课题至少50个最终报告，成绩斐然。五、我国二氧化碳驱油技术的发展2010年11月26日，以中国石油勘探开发研究院为依托单位，沈平平教授担任首席科学家的国家973项目温室气体的资源化利用及地下埋存顺利通过国家科技部验收

20、，课题组被评为“十一五”国家科技计划执行优秀团队。二氧化碳在中国石油开采中有着巨大的应用潜力。但是，二氧化碳驱技术在中国尚未成为研究和应用的主导技术。可以预测，随着技术的发展和应用范围的扩大，二氧化碳将成为中国改善油田开发效果、提高原油采收率的重要资源。丄大庆油田利用CO2驱油提高采收率截至2010年11月30日，大庆油田首家二氧化碳注气站一一榆树林公司树101二氧化碳注气站已正式运行两年。现高产井日产油8.2吨，采出井平均日产油2.5吨，与投产初期数据相比，基本持平。而同类区块非二氧化碳注入的井，自然递减率已达60%。按此推算，二氧化碳驱油能提高采收率20.1%，在榆树林油田三类井区推广，可

21、增加采储量113.45万吨。目前，大庆油田采气分公司已经表示，他们“驯服”了温室效应的罪魁祸首二氧化碳，让它由过去的“上天为害”变为现在的“入地为宝”，把二氧化碳转化为石油开采的驱动力。大庆油田不仅地下有油、有天然气，天然气里还含有二氧化碳。怎样减少二氧化碳的排放？作为能源大户的大庆油田，一直致力于二氧化碳开发利用的研究，以实现节能减排。为了让二氧化碳得到更大的应用，大庆油田还开发应用了二氧化碳泡沫压裂、吞吐和气举等多项驱油技术，并相继在长垣及外围油田开展了二氧化碳驱油试验。如今，二氧化碳吞吐增油作业已覆盖外围油田绝大部分地区。大庆油田将二氧化碳驱油技术纳入战略储备技术，扩大二氧化碳产能建设和

22、驱油试验区规模，并逐步将试验区从外围油田向老区油田延伸，延长油田寿命。据悉，二氧化碳驱油技术的贡献要更为深远。科技人员介绍，13.5万吨的二氧化碳中的9.3万吨来自于工业尾气。这表明，随着二氧化碳驱油技术的不断发展,已不单停留在节能的层面，已向着减排延伸。工业尾气是二氧化碳排放的主要来源，把工业气中的二氧化碳收集出来用于二氧化碳驱采油，是二氧化碳回收利用新路径，能够实现生产发展与生态保护的持续平衡。数据显示，大庆油田现在每年用于驱油的二氧化碳，有近70%来自于原来排入大气中的工业废气。现在，大庆油田采气分公司已经具备了回收二氧化碳气体的成熟技术。大庆的石油石化企业多、规模大，如果能把排放到空气

23、中的二氧化碳全回收起来，用二氧化碳驱油，既能增油，又能减少碳排放，实现低碳环保循环发展与持续稳产双赢。丄胜利油田利用CO2驱油提高采收率2007年，中石化决定在胜利油田高89-1块进行二氧化碳驱油先导性试验。二氧化碳的注入使对应的5口生产井产量上升,井组日产油从31.6吨上升至42.1吨，累计增油7500吨。其中高89-9井产量从注入前的每日4.5吨，上升到目前的9吨，增长了1倍。二氧化碳被注入油层后，约有50%60%被永久封存于地下，剩余的则随着油田伴生气返回地面，通过原油伴生气二氧化碳捕集纯化，可将伴生气中的二氧化碳回收，就地回注驱油，则进一步降低了二氧化碳驱油成本，也使低渗透油藏这样的难

24、动用储量变为优质储量。目前，我国煤电占整个发电装机的70%以上，燃烧1吨标煤平均排放2.6吨二氧化碳。因此，将烟道气中的二氧化碳捕集纯化后注入地下用于油田驱油，既能降低二氧化碳排放，又能提高原油采收率。实践表明，二氧化碳驱油可以提高油田采收率10%20%。我国低渗透油气藏约63.2亿吨，尚有50%左右未动用。而已动用的低渗透资源，由于技术水平的制约，平均采收率仅为23.3%。对于中高渗水驱油藏，也可通过注入二氧化碳进一步提高采收率，中原油田濮城水驱废弃油藏就通过试验二氧化碳驱油重获新生。在胜利油田，适合二氧化碳驱油的低渗透油田储量达2亿多吨，若全部采用二氧化碳驱油开发，每年可消耗二氧化碳300

25、万吨，可提高油田采收率10%15%，预计新增可采储量3300万吨至4700万吨。目前胜利发电厂正在建设100万吨/年烟道气二氧化碳捕集纯化项目，建成后将成为全球最大的火电厂二氧化碳捕集、利用封存项目，为今后胜利油田大规模开展二氧化碳驱油提供了稳定的气源保障和技术保证。丄我国关于二氧化碳驱油技术的研究关于二氧化碳气体地下埋存的试验，我国的大庆油田和江苏油田都曾开展过相关研究。1984年，大庆油田在萨南东部过渡带进行二氧化碳驱油的矿场试验研究，该项目首先与国外公司合作，1993年6月结束，历时9年。1994年大庆继续开展试验，直到1995年底结束。驱油试验当时可能主要考虑到增加石油产量，缺少对二氧

26、化碳在地下运移、富集的监测研究。二氧化碳是大庆炼油厂加氢车间的副产品，纯度为96%,工厂距试验区6.5公里。气体用管道低压输送到矿场。采用水气交替注入方案：两口井注气，另外两口井同时注水。规定C1与C3井为一组，C2与C4井为另一组。两组相互交换进行注气、注水。采用这种方式目的在于使炼油厂可以连续供气。两次矿场试验结束后，于1996年10月通过鉴定。在效果评价中，应用数值模拟方法对二氧化碳非混相驱油进行了动态跟踪拟合及效果预测，二氧化碳驱油获得了预期效果，每增采1吨油耗二氧化碳气2200米3。通过该项目的研究对二氧化碳驱油试验的动态特点取得了比较明确的认识，并成功地解决二氧化碳驱油的腐蚀与结垢

27、问题，初步形成了一套二氧化碳非混相驱油的技术。该项目的完成填补了国内二氧化碳非混相驱油技术的空白，使非混相驱先导试验研究和试验效果达到了国际先进水平。在试验过程中，除录取大量动、静态资料外，还对注采井进行了PLT测试、井温测井、高精度压力计测压以及油、气、水样分析。此外，还进行了注水溶性示踪剂及气体示踪剂检测。试验资料经汇总、整理及综合研究，已取得了一套比较系统有价值的研究成果，包括油藏地质基础、二氧化碳驱油试验和专题研究等三部分。江苏油田是复杂断块油田，其地质特征为“小、碎、深、薄、低”与大庆油田试验由13个矿井组成一个网不相同，该油田的试验是在单个油井进行，无法形成有效的注采井网。通过采用

28、二氧化碳单井吞吐及驱油技术，引起油层内原油体积膨胀、降低原油黏度，提高单井产量。1996年2月在富民油田的富48井进行现场试验，注入二氧化碳约16万米3，日产5吨原油。二氧化碳单井吞吐试验历时6年，1998年正式应用至2003年，已累计增油5521.9吨，开始步入工业化生产阶段。另外，我国也在其他油田如新疆、任丘、胜利、吉林等地进行过注入二氧化碳提高采收率的试验，但是规模较小，时间也较短。我国在油田进行的矿场试验，积累了一定的实践经验。目前，国家科技部支持的973计划研究项目“温室气体提高石油采收率的资源化利用及地下埋存”正在进行。实践证明，对于利用常规方法开采的老区油田，采用注入二氧化碳提高

29、采收率，同时兼顾地质埋存是有广阔前景的。我国政府和中国石油非常重视二氧化碳提高采收率的资源化利用和减排。温室气体的资源化利用和地下埋存国家973基础研究项目提出，在我国要实现的不单纯是温室气体的减排，而且是利用与减排同时进行，即把二氧化碳看成是资源，用来提高采收率并把它埋存在地下（即CCUS）。目前，CCUS的提法已经逐渐得到国内外同行的认可。中国石油同时设立了二氧化碳驱油提高采收率和埋存的科技重大专项及吉林油田二氧化碳驱油重大开发试验项目。项目组立足于中国陆相油藏储层特点和原油性质，发展完善了二氧化碳混相驱油、埋存评价等关键理论与方法，以减排利用火山岩天然气藏开发过程中副产的二氧化碳为目标，

30、初步形成二氧化碳驱油与埋存的配套技术，并在吉林大情字井现场试验中得到成功应用，奠定了我国利用二氧化碳驱油实现温室气体减排和资源化利用的产业模式基础。丄我国社会长期可持续发展需要关注二氧化碳减排问题由于人类对化石燃料的过度依赖，工业化和人类生活过程中产生的温室气体排放量日益增加，由此导致的空气污染和温室效应愈发严重。气候变暖已给我国和全球造成了多方面的不利影响，以二氧化碳为主的温室气体减排已成为国际社会应对气候变化的共识。2009年12月，我国政府向世界承诺到2020年单位GDP的二氧化碳排放比2005年下降40%至45%。减排温室气体主要有三种途径：一是提高能源利用效率，二是发展可再生能源，三

31、是化石能源清洁化。专家预测通过化石能源的清洁化，即二氧化碳的捕集和埋存(CCS)将贡献6个至7个百分点。实现真正意义上的规模化减排，把捕集的二氧化碳埋存到地下被认为是减缓温室气体排放非常重要的有效措施之一。随着经济持续较快增长，我国对油气的需求将不断增加。根据国家能源局中国能源发展报告2009，2009年我国原油产量为1.89亿吨，净进口1.99亿吨，对外依存度为51.3%。保障经济较快增长所需的油气供给与能源安全，成为我国社会和国民经济可持续发展的重大战略问题。而通过注入二氧化碳大幅度提高采收率是满足目前对原油需求的有效方法之一。六、应用二氧化碳驱油提高采收率和埋存技术前景广阔二氧化碳驱油提

32、高采收率和埋存技术已经成为经济开发和环境保护上实现双赢的有效办法，实现温室气体的资源化利用并提高油气采收率前景可期。国内外大量的研究和现场应用已经证明，向油层中注入二氧化碳混相驱或非混相驱能够大幅度提高采收率。据2010年油气杂志报道，美国利用二氧化碳驱技术已经采出了大约15亿桶原油，根据美国能源部国家能源技术实验室(NETL)的评价结果，美国利用二氧化碳驱的增油潜力达340亿桶。根据1998年中国陆上已开发油田提高采收率第二次潜力评价及发展战略研究的结果，仅在参与评价的79.9亿吨常规稀油油田储量中，适合二氧化碳驱的原油储量约为12.3亿吨。另外我国现已探明的63.2亿吨低渗透油藏储量，尚有

33、50%左右未动用。开发这些储量，二氧化碳驱比水驱具有明显的优势。此外，二氧化碳在提高稠油油藏采收率、提高煤层气和天然气采收率领域也具有很好的应用前景。“具体到我国，当前和今后一段时期，二氧化碳减排必须走高效利用之路，二氧化碳驱油提高采收率和埋存技术必定具有广泛的应用前景。七、驱油新技术微生物提高采收率(MEOR)的概念自1926年提出，从20世纪50年代开始研究，特别是近10年来的大规模研究和试验，已使该技术逐步进入了工业化应用的阶段，各种类型的微生物采油工艺技术在世界各石油开采国得到了广泛的应用，并显示了良好的发展前景。丄驱油用微生物的类型提高原油采收率的微生物工艺可划分为两个主要的类型。第

34、一类是把细菌代谢物（又称外源微生物）作为驱油剂注入地层。该类工艺与化学驱类似，其原理是利用生物表面活性剂、生物聚合物、溶剂、乳化剂等组合物，改善水的驱油性能。微生物在地层中的代谢产物及作用。该种类型工艺复杂、设备条件要求高。第二类是直接在地层中有目的地培养和发展微生物（又称内源微生物），形成具有驱油特性的细菌代谢物。方法是把地层中存在的或者注水带入的有益微生物，依靠地层固有的营养物（残余烃、矿物组分）或者向地层注入的营养物（糖蜜、无机化合物等）进行地球化学作用，形成细菌代谢产物（脂肪酸、乙醇、表面活性组合物、生物聚合物、二氧化碳等）。这种类型的微生物驱适用于注淡水开采一年以上的油田或区块，因为

35、注水使注入井井底附近形成了微生物群落（或生物群落）。表1微生物反应产物对EOR的作用反应产物作用增加岩石孔隙度和浚透率；通过J矿物反应产生co2生物膜选择性或非选择性堵塞沖层：乳化原沖；改变岩石表面润湿性；降低原油黏度和倾点；脱除原油中的硫气体増加油藏压力；膨胀原油；降低婕油黏度;过溶解礒酸盐骨石増加地圧渗透率涪剂溶解原油表面活性刑降低界面张力；乳化作用流动揑制匸选择性或非选择性堵塞岩右孔隙表2美国徹生物驱油藏筛选标准训藏参数建议范鬧定盐址氯化钠10%,&矿化度诃収较髙温度76.67*1；深度5API贱余汕咆和度|25%单井腔制而机C斗OlKTC(1&.2xJ們用)表3俄罗斯MEOR油藏算选标

36、准油藏探度An100-4000油田序度/m5015030-50地层水矿化度“时1/)300100注人水矿化度gL“)6030地屍水和注人水SOz-育协/(mg-L-1)J005含水牢,%40-9560-80Kt?rfi黏0/(rnPa-s)10-50030-150地圧水H多含如(mL)300丄国外微生物驱的研究与应用俄罗斯的研究与应用近10年来，俄罗斯在内源微生物采油技术的研究与矿场应用方面发展迅速。目前，该技术已进入工业化应用阶段，在罗马什金、鞑靼、巴什基尔等老油田取得了55xl04t的增油量，并延长了油藏的开发寿命。在各种微生物提高采收率方法中，俄罗斯与德国专家联合研制的，以向地层注入梭状

37、芽抱族(Clostridium)或杆菌(Bacillus)族的糖解微生物与含糖量不少于40%的糖蜜及无机添加剂为基础的工艺，在石油开采中得到推广。美国微生物采油技术的研究与应用美国的微生物提高采收率技术研究是从20世纪40年代开始的，80年代在许多油田进行了先导性试验，已研究出各种各样的MEOR采油工艺技术，如1986年在得克萨斯的奥斯汀白垩地层使用的微生物控制结蜡、解堵除垢、单井吞吐、调剖技术等。Brown等人在CreekUnit油田的一个区块，通过注入营养物质激活储层内微生物进行深部调剖和选择性封堵高渗层，在最初的3年多时间里共增油6.9X104bbl(1.1X104m3)，预计增油(40-60)X104