提高采收率技术

提高采收率技术综述大庆石油学院提高原油采收率技术发展概况

目前油田上应用的主要提高原油采收率方法：化学驱法（聚合物驱，表面活性剂驱，碱驱以及复合驱）；混相驱油法；热力采油。技术成熟且矿场应用最多的是聚合物驱油法和热力采油技术。

聚合物驱油机理：

聚合物溶液驱油不仅能够提高波及体积，而且还能够提高驱油效率。聚合物溶液的驱油机理是通过在注入水中加入一定量的高相对分子质量的聚丙烯酰胺，增加注入水的粘度，改善水油流度比。体系粘度越高，通过油层时的残余阻力系数越大，粘弹效应越强,聚合物驱扩大宏观波及体积和微观洗油效率的作用就越大，采收率提高幅度也越大。聚合物提高原油采收率的发展现状聚合物驱油适用条件：

聚合物驱适用于温度适中、原油粘度中等(5~100mPa·s)、非均质比较严重的油藏。在美国、印度、委内瑞拉及俄罗斯等国家均成功进行了聚合物驱油。我国的聚合物驱首先在大庆油田取得了成功，从1987年开始聚合物驱油现场试验，发展到2006年聚合物增产原油产量占当年原油产量的1/4，成为油田稳产的重要技术手段。驱油过程中使用的聚合物：1．聚丙烯酰胺目前主要采用超高相对分子质量的部分水解聚丙烯酰胺，相对分子质量至少在1000万以上，水解度30%左右。它是通过丙烯酰胺及其衍生物单体自由基聚合而成，目前常用的是干粉状的聚合物。特点：部分水解聚丙烯酰胺水溶液的粘度高，控制水油流度比的作用明显，吸附损失不大，对细菌的侵害不敏感，但机械剪切稳定性差；在盐水中粘度损失较大；长时间放置或较高温度下放置易降解；所带羧基可与二价离子反应，受Ca2+、Mg2+离子含量影响较大。为了获得更适合油田应用的聚合物，大量学者在改进HPAM性能方面展开了探索工作。主要有两种途径：①添加能够改进HPAM稳定性的添加剂，如甲醛、异丙醇、尿素、硫脲、醇、氨基酸类、二乙烯三胺、氯酚化合物及表面活性剂、水杨酸及衍生物、聚六亚甲基胺等。②对HPAM进行改性。在聚合物链节上引入新的单体，提高HPAM的耐温、耐盐、耐剪切性能，单体有2-丙烯酰胺-2、甲基丙磺酸(AMPS)、N-乙烯基吡咯烷酮(PVP)、二甲基二烯丙基氯化铵、磺化苯乙烯、N，X-二甲基丙烯酰胺、3-丙烯酰胺3-甲基丁酸钠等。2．生物聚合物

生物聚合物在聚合物驱中的应用很少，常用的是黄原胶。美国加利福尼亚州东科林加油田1978年曾实施过黄原胶驱，水油流度比仅1.5。黄原胶分子链的刚性比聚丙烯酰胺强，能有效地抗机械破坏，耐盐，但是对细菌很敏感，细菌除了将聚合物降解外，还会堵塞注入井中油层剖面，必须使用杀菌剂和除氧剂。报道过在黄原胶溶液中加入稳定剂异丙醇和硫脲，与磺甲基化聚丙烯酰胺接技共聚改性，改进发酵过程以改善其性能等研究。我国玉门的石油沟油田M层裂缝低渗透高含盐油藏，在单井注入黄原胶的矿场先导试验中，每注入1t聚合物增产原油248t，在矿场试验中驱油效果良好。3．疏水缔合聚合物部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)是目前常用的聚合物驱油剂，但是HPAM在盐水溶液中粘度损失较大，严重影响了它的使用效果。此外，我国进行聚合物驱的油田普遍面临着配注聚合物清水缺乏的压力，要求聚合物驱用地层采出的污水进行配注。应用时须提高HPAM的用量，这将使得采油利润大大降低。疏水缔合水溶性聚合物是指在聚合物亲水主链上带有少量疏水基团的一类水溶性聚合物。在聚合物水溶液中，由于疏水基团的憎水作用而产生分子内和分子间的缔合，形成具有特殊性质的高分子溶液。在盐溶液中，小分子电解质的加入使疏水缔合作用增强，溶液粘度大幅增加，表现出明显的抗盐性能，使之成为新一代的聚合物驱油剂。4．交联聚合物针对油层的非均质性，以降低水通道的渗透率为目标的油层深部调剖技术得到重视和发展。由低浓度的聚丙烯酰胺和柠檬酸铝形成交联聚合物溶液(LPS)。该体系具有粘度低、流动性好、具有选择性封堵地层的特点。在注入地层过程中，LPS优先进入渗透率较高的地层，交联聚合物线团在孔道中吸附滞留，逐步增加流动阻力，使后续驱替液流向低渗透区。交联聚合物线团并未将孔道完全堵死，在一定压力下可被冲开，将其推向地层更深处，再次吸附滞留。在此过程中压力会出现波动，并且会逐步产生层内的和层间的液流改向，从而逐步地调整驱替剖面，提高波及系数和原油采收率。当交联体系中聚合物浓度较高时，HPAM与A1Ci发生分子间交联反应，形成的体系是网状结构的整体凝胶(Bulkgel)，主要用于近井地带的调剖；而当聚合物浓度较低时，HPAM与A1Ci发生分子内交联反应，形成交联聚合物线团在水中的分散体系，即交联聚合物溶液(LPS)，主要用于油田的深部调剖。在整体凝胶与交联聚合物溶液这两种体系之间还存在一种过渡状态的弱凝胶体系，它是HPAM与A1Ci反应形成交联聚合物线团后，交联聚合物线团间再发生反应形成的，也可以用于油田堵水调剖。研究表明，交联聚合物溶液具有更好的深部调剖、提高采收率的作用。5．粘弹性聚合物众所周知，要想提高岩心的微观驱油效率，依据牛顿流体岩心驱替实验所完善建立的毛管数与采收率关系，毛管数的增加值要在数千倍以上才能实现提高采收率的目的。但聚合物驱与水驱相比，增加幅度通常小于100倍。多数人由此认为聚合物驱不能提高微观驱油效率。然而在天然岩心和人造岩心上进行的室内聚合物驱油实验结果表明，采收率比水驱提高10%~15%OOIP。蚀刻的二维玻璃模型聚合物驱的结果也证实了这一点。聚合物驱的相渗曲线的端点值(含水100%时的含油饱和度)比水驱低6%~8%，聚合物驱工业开采区块密闭取心井的残余油饱和度也比水驱低得多。上述实验都证明了聚合物驱的确可以提高岩心的驱替效率。从微观孔道流动实验可以观察到，聚合物溶液的前端对其后边及孔道边界处具有较强的“拉、拽”作用，牛顿流体则无此现象。因此，针对粘弹性流体的“拉、拽”作用能否提高岩心的驱替效率，开展了大量研究工作。聚合物驱油矿场应用状况：水溶性聚合物应用于油气开采，其性能应该满足一定的要求。中国工程院罗平亚院士根据油气开采的工艺要求及实践经验提出了油气开采用水溶性聚合物的通用性能要求，主要有以下几点：(1)水溶性；(2)增粘性；(3)悬浮性；(4)剪切稀释性和触变性；(5)稳定性；(6)渗流特性能满足油气开采工程的要求。HPAM已在我国的大庆、胜利、辽河等油田得到成功使用，但在高温高矿化度的条件下应用时，聚丙烯酰胺显得难以胜任，主要表现在以下几个方面：(1)温度较高时聚丙烯酰胺的水解严重；(2)地层温度超过75℃后，随着地层温度升高，水解聚丙烯酰胺沉淀形成加快；(3)高温高盐易导致水解聚丙烯酰胺从水溶液中沉淀出来，并且水解度越高这种现象越显著；(4)溶液粘度对温度和盐度非常敏感，在高温高盐环境中溶液的保留粘度很低。黄胞胶是淀粉经黄孢杆菌发酵而产生的胞外多糖类生物聚合物，无毒，溶于水。为阴离子电解质，与聚丙烯酰胺相比具有许多相同的性质，又具有抗盐、抗机械降解、热稳定性较好等特点。在油田上黄胞胶已成功地应用于钻井、完井、调剖堵水及三次采油中，玉门、中原、华北、胜利、大港等油田都有用黄胞胶进行现场驱油的实例。黄胞胶作为主要抗盐聚合物之一，具有合成聚合物所无可比拟的优异性能。但其热稳定性和生物稳定性相对较差，易发生降解从而堵塞油层，且成本较高，因此在高温高盐油藏中的应用受到限制。小井距特高含水期注聚合物矿场试验大庆油田于1972年开展了小井距特高含水期注聚合物的试验，这是大庆油田第一次聚合物驱油矿场试验，试验区位于小井距试验区南井组，试验层为萨Ⅱ7+8层，是一个典型的正韵律油层，井组平均有效厚度5.2m，平均有效渗透率0.631μm2，油层内部非均质严重，上部为低渗透率的砂、泥岩薄互层，下部为高渗透率砂层。试验区采用反四点法面积井网，注采井距75m，注聚合物时，油井综合含水已高达98%。试验采用的聚合物是大连同德化工厂生产的部分水解聚丙烯酰胺胶体，固含量为8%，分子量300~500万，水解度30%左右。

萨尔图油田中区西部聚合物驱油试验

大庆油田于1989年12月在萨尔图油田中5-6~中5-9井区进行聚合物驱油试验。分东西两个试验区，二者相距150m。东边为单层区，试验层为葡I1-4。西边为双层区，试验层是萨II1-3和葡I1-4。两个试验区都由4个反五点井网组成。每个试验区各有15口试验井，其中注入井4口采出井9口，取样井和观测井各一口，注采井距为106m。试验区油层温度43℃，地层油粘度8.2mPa·s~9.3mPa·s,原始地层水矿化度7000mg/L；注入水矿化度为800mg/L~1300mg/L，Ca2+、Mg2+含量较低，pH为8.0。试验区自1991年1月见效到1992年11月（中心井含水达98%），有效期达23个月，此时，全区综合含水为94.8%，平均每注1t聚合物增油209t。试验结果表明，大庆油田无论是单层还是双层聚合物驱油都可获得很好的效果，采收率提高11.6%~14.0%。北一区断西聚合物驱油工业性矿场试验该试验是大庆油田聚合物驱油技术由先导性试验阶段步入到工业化阶段的重要环节。与先导性试验比较，试验区范围扩大，中心井数量增加，油水井井距加大（见表1），试验结果将为大庆油田更大规模的推广应用聚合物驱油提供经验。试验区位于萨尔图油田北一区98号断层以西，以北1-6-27井为中心，北一区六排为对角线的正方形面积内，在原有葡Ⅰ组行列井网的基础上，新钻了50口试验井（包括1口密闭取心试验观察井），与原有代用井形成了注采井距为250m的五点法面积井网，共有25口注入井和36口采出井（其中包括全部为注入井包围的16口中心井和20口平衡井）。以平衡井为周边围成的试验区面积3.13km2，目的层葡Ⅰ1-4的平均有效厚度13.2m，地质储量632×104t，孔隙体积1086×104m3。以注入井为周边，则中心井的面积2.00km2，地质储量390.3×104t，孔隙体积694×104m3。表1小井距、中区西部和断西试验区基本情况的比较分区试验时间目的层面积（km2）储量(×104t)井网井距(m)注入井数生产井数聚合物来源小井距501井组1972.8.3~1972.9.24萨Ⅱ7+80.0070.69四点法7513胶体聚合物中区西部单层1990.8.5~1992.2.30葡Ⅰ1-40.0919.91五点法10649干粉中区西部双层1990.11.7~1992.2.24萨Ⅱ1-3葡Ⅰ1-40.0934.89五点法10649干粉断西1993.1.8葡Ⅰ1-43.13632五点法2502536干粉试验区自1991年8月底投入水驱到1996年6月，全区累计产油157.7851×104t，中心井累计产油75.9928×104t，阶段采出程度分别为24.97%和19.17%，聚合物驱阶段，全区产油121.1578×104t，中心区产油59.0095×104t，阶段采出程度分别为19.17%和15.12%。原设计注入380（mg/L）·PV完成时，已取得吨有效聚合物增油120t，提高采收率8.7%的效果。截止到1996年6月，考虑递减，中心区已累积增油45.3×104t，提高采收率11.6%，吨有效聚合物增油132t，预计试验结束时，完全可以实现提高采收率12%、吨聚合物增油120t的指标。孤东油田聚合物驱油工业性矿场试验孤东油田经过10多年的强注强采，目前主力开发单元含水率已高达95%左右，为了实现降水增油目的，从1994年起在该油田经过了历时5年的聚合物驱油工业性矿场试验。针对油田构造简单，油层单一、非均质性强，油层胶结疏松、物性好，原油粘度高，地层水矿化度高等特点，在室内实验和数据模拟的基础上，设计了二级段塞注入方案。方案实施后取得明显效果：油井含水率平均下降了5.6%，日增产原油326t，预计最终可提高采收率6.5%，取得了显著的经济效益。杏五区中块聚合物驱油先导性矿场试验该先导性矿场试验是大庆油田长垣南部率先开展的聚合物驱矿场试验。试验区位于杏五区中块5-2-29井区，面积0.31km2，注采井距200m，采用四注九采的五点法面积井网。试验目的层葡Ⅰ21—33，采用单一的聚合物整体段塞注入方式，1995年9月开始注入聚合物整体段塞，2000年11月中旬注聚合物结束，累计聚合物用量1061PV·mg/L，到2001年1月，累计注入清水孔隙体积0.0428PV，此时，中心井已提高采收率18.42个百分点，取得了较好的效果。表面活性剂的发展现状及目前的应用状况：

表面活性剂驱油机理：

以表面活性剂体系为主体的驱油法叫表面活性剂驱油法，简称表面活性剂驱。驱油用的表面活性剂体系有稀表面活性剂体系(如活性水、胶束溶液)和浓表面活性剂体系(如微乳液体系)。通过考察表面活性剂分子在油水界面的作用特征、水驱后残余油的受力情况以及表面活性剂对残余油受力状况的影响，认为表面活性剂驱主要通过以下几种机理提高原油采收率。

1．降低油水界面张力机理

在影响原油采收率的众多决定性因素中，驱油剂的波及效率和洗油效率是最重要的参数。提高洗油效率一般通过增加毛细管准数实现，而降低油水界面张力则是增加毛细管准数的主要途径。毛细管准数与界面张力的关系如下：Nc=vμw/σwo式中，Nc一毛细管准数；v一驱替速度，m/s；μw一驱替液粘度，mPa·s；σwo一油和驱替液间的界面张力，mN/m。

Nc越大，残余油饱和度越小，驱油效率越高。增加μw和v，降低σwo可提高Nc。其中降低界面张力σwo是表面活性剂驱的基本依据。在注水开发后期，Nc一般在10-7~10-6，Nc增加将显著提高原油采收率。理想状态下Nc增至10-2时，原油采收率可达100%。通过降低油水界面张力，可使Nc有2~3个数量级的变化。油水界面张力通常为20~30mN/m，理想的表面活性剂可使界面张力降至10-4~10-3mN/m，从而大大降低或消除地层的毛细管力的作用，减少剥离原油所需的粘附功，提高洗油效率。2．乳化机理表面活性剂体系对原油具有较强的乳化能力，在水油两相流动的条件下，能迅速将岩石表面的原油分散、剥离，形成水包油(0/W)型乳状液，从而改善油水两相的流度比，提高波及系数。同时，由于表面活性剂在油滴表面吸附而使油滴带有电荷，油滴不易重新粘回到地层表面，从而被活性水夹带着流向采油井。3．聚并形成油带机理

从地层表面洗下来的油滴越来越多，它们在向前移动时可相互碰撞，使油珠聚并成油带，油带又和更多的油珠合并，促使残余油向生产井进一步驱替。4．改变岩石表面的润湿性(润湿反转机理)

研究结果表明，驱油效率与岩石的润湿性密切相关。油湿表面导致驱油效率差，水湿表面导致驱油效率好。合适的表面活性剂，可以使原油与岩石间的润湿接触角增加，使岩石表面由油湿性向水湿性转变，从而降低油滴在岩石表面的粘附功。5．提高表面电荷密度机理当驱油表面活性剂为阴离子(或非离子-阴离子型)表面活性剂时，它们吸附在油滴和岩石表面上，可提高表面的电荷密度，增加油滴与岩石表面间的静电斥力，使油滴易被驱替介质带走，提高了洗油效率。6．改变原油的流变性机理原油中因含有胶质、沥青质、石蜡等物质而具有非牛顿流体的性质，其粘度随剪切应力而变化。这是因为原油中胶质、沥青质和石蜡类高分子化合物易形成空间网状结构，在原油流动时这种结构部分破坏，破坏程度与流动速度有关。当原油静止时，恢复网状结构。重新流动时，粘度就很大。原油的这种非牛顿性质直接影响驱油效率和波及系数，使原油的采收率低。提高这类油田的采收率需改善异常原油的流变性，降低其粘度和极限动剪切应力。而用表面活性剂水溶液驱油时，一部分表面活性剂溶入油中，吸附在沥青质点上，可以增强其溶剂化外壳的牢固性，减弱沥青质点间的相互作用，削弱原油中大分子的网状结构，从而降低原油的极限动剪切应力，提高采收率。表面活性剂的发展现状

表面活性剂驱油的研究始于50年代，60年代中期，美国和前苏联相继在矿场进行试验，所用表面活性剂主要是各种磺酸盐。虽然受油价、表面活性剂生产成本及其他因素的影响，美国、加拿大等对表面活性剂驱研究一直没有间断，但是表面活性剂驱先导试验的数量在减少。我国的表面活性剂驱一直未形成规模，70年代，大庆油田研究了表面活性剂驱并进行了小井距试验，近几年在不同油田进行了小规模的表面活性剂驱先导试验，取得了一定的成果和效益，但也暴露出一些问题。尽管如此，这些先导试验在不同程度上推动了不同油田的三次采油进程。河南古城油田矿场试验2004年3月以来，在古城油田B125区Ⅴ油组优选B1254、G4407、G4506三个注水井组实施表面活性剂驱试验。B125区块于2004年7月开始前缘段塞注入，注入浓度为1500mg/L，2005年8月转主体段塞，注入浓度为1300mg/L。B125区块三口井注入表面活性剂后，日产油由注入前的20.9t上升至峰值期27.1t，采油速度由0.8%提高到1.21%；阶段累积增油4977t，提高采收率1个百分点。含水由90%下降到88%，下降2个百分点，含水上升率得到控制，2002、2003年含水上升率为17.3%、4.5%，2004年含水上升率为2.0%。区块开发效果得到明显改善。苏北洲城油田矿场试验洲城油田于1995年投入注水开发，取得了较好的水驱开发效果。为了进一步提高水驱效率及油藏最终采收率，开展了WXS表面活性剂可行性研究。针对洲城油田的油藏条件，对WXS表面活性剂进行了性能评价和驱油效果实验，在此基础上优化出了单井试验方案，并进行了矿场试验。结果表明，WXS表面活性剂对洲城油田提高采收率具有较好适应性。2002年8月16日开始在洲1井实施表面活性水驱油试验，至2003年11月5日结束，历时14.7个月，累计注入活性水溶液35591m3，其中表面活性剂驱油剂147.97m3(计154.63t)，平均注入浓度为0.42%，注入流量为100m3/d，总注入量52893.32m3，注采比为1.02。试验期间，油田累计生产原油54900.26t，产水87282.03t，油田基本维持注采平衡。碱水驱发展现状及目前的应用状况：注碱水是强化采油的另一种方法，在碱水驱中，可以作为碱剂的化学剂主要有：氢氧化钠、原硅酸钠、氢氧化铵、氢氧化钾、磷酸三钠、硅酸钠以及聚乙烯亚胺等。在上述化学剂中，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。碱水驱油的过程比较简单，但驱油机理比较复杂。目前共提出了六种解释碱溶液采油的机理：降低界面张力，润湿性由水湿变为油湿，乳化和圈闭，原油地下乳化、携带，增溶油、水界面处可能形成的刚性膜。在所有这些机理中，碱溶液与原油中含有的某些有机酸之间的反应结果产生乳化作用，降低了油、水之间的界面张力。形成的乳滴被圈闭在小于这些乳滴的孔隙喉道中。这样会导致较低的注入水流度和较高的驱替效率。在所有这些情况中，乳化过程降低了界面张力，并且在一定条件下，岩石润湿性可以由油湿变为水湿，或由水湿变为油湿。这样润湿性的变化导致了原油采收率的提高。国内或者国外的一些碱驱的矿场试验发现试验效果不理想，这是由于在碱水驱油中，受各种因素的影响，使碱剂被消耗掉或者碱剂的效能降低，因此，在进行碱水驱油时，必须首先在实验室内模拟地层条件进行碱水驱油效果及对油层伤害程度的评价，由此确定是否采用碱水驱。三元复合驱发展现状及目前的应用状况：

三元复合驱的驱油机理：80年代初国外提出了采用三元复合体系驱油的新方法。三元复合驱是指碱、表面活性剂和聚合物按一定的配方混合组成的复合体系(ASP)，此技术现已由实验室实验阶段走向先导性矿场试验。在美国怀俄明州Crook地区西Kiehl油田进行的三元复合驱矿场试验发现，三元复合驱与水驱相比最终采收率提高了16％以上。因此，三元复合驱是一种具有广阔应用前景的采油新方法，是保证油田稳产的重要技术之一。应用平板夹砂模型和微观仿真模型对碱/表活剂/聚合物三元复合体系驱油的微观渗流机理进行研究，得出结论：试验中使用的碱／表面活性剂／聚合物三元复合体系，具有降低油／水界面张力、减小孔道中毛管力的作用；能够减小原油表面分子的内聚力，提高原油的变形能力和流动能力；能够使残余油乳化变形，易变形的油流渗流通过孔喉时被切割乳化，增加了原油的流动性，乳化后原油具有携带能力；在驱替过程中使油珠聚并形成富集油带；能够调节油／水流度比，扩大波及面积。国内外复合驱技术发展现状复合驱是一种非常重要的化学驱强化采油技术。按其不同组成可分为碱/聚合物驱(AP)、碱/表面活性剂驱(AS)、表面活性剂/聚合物驱(SP)以及碱/表面活性剂/聚合物三元复合驱(ASP)等。三元复合驱技术来源于单一以及二元化学驱。三元复合驱以三种驱替剂的协同效应为基础，综合发挥了化学剂作用，充分提高了化学剂效率，并大幅度降低了化学剂尤其是表面活性剂的用量。与聚合物驱相比，它在扩大波及体积的基础上，能够进一步提高驱油效率，该项技术有望成为继聚合物驱后的又一大幅度提高原油采收率的新技术。通过国家重点科技攻关，大庆油田三元复合驱技术取得了突破性进展。先后在不同井网、井距、不同性质的油层进行了五个先导性矿场试验，结果表明：三元复合驱可比水驱提高采收率20%OOIP左右，取得了较好的增油降水效果，目前已进入工业性矿场试验阶段。我国的胜利油田、克拉玛依油田、辽河油田也进行过复合驱室内研究和先导性矿场试验，都取得了较好的效果。从试验的规模、数量及整体研究水平来看，国内三元复合驱技术处于世界领先地位。复合驱用表面活性剂的性能和价格是影响复合驱技术经济效果的关键，也是限制该技术工业化应用的重要技术瓶颈。因此，驱油用表活剂的研制显得尤为重要。国外早在20世纪50年代就已开始驱油用表面活性剂的研制工作。根据岩石表面电性、与油藏条件的匹配性、不同种类活性剂自身的特性以及环保等方面的要求，一般采用阴离子表活剂用于复合驱。目前，国外三次采油用表面活性剂工业产品主要有两大类：一是石油磺酸盐为主的表活剂，二是烷基苯磺酸盐为主的表活剂。美国三次采油用石油磺酸盐产量在10×104t/a以上，有代表性的商业产品有Witco公司的TRS系列、Stepan公司的Petrostep系列以及阿莫古公司的Sulfonate系列。重烷基苯磺酸盐表面活性剂的研制始于20世纪90年代初，该产品的原料为十二烷基苯的副产品，来源较广，转化率高，无副产品且产品质量较稳定，所以在世界范围被迅速推广使用，美国各大化学品公司相继研制出各自的产品，如ORS-41(SCI公司)、B-100(Stepan公司)。

“八五”以来，国内驱油用表面活性剂的研制取得了较大进展。除以上两种国际上采用的主流活性剂外，还开发研制了石油羧酸盐、改性木质素磺酸盐、生物表面活性剂、烷基萘磺酸盐等多种驱油用表面活性剂。这些产品与主表面活性剂复配后，能够形成超低界面张力，从而替代30%~50%的主表面活性剂用量，价格便宜的还可用作驱油体系的牺牲剂，以减少活性剂的吸附损失。针对芳烃含量较高的克拉玛依原油，克拉玛依炼油厂成功研制了石油磺酸盐，其产品已用于克拉玛依油田复合驱矿场试验，并取得了较好效果。大庆油田采用抚顺洗化厂的重烷基苯成功研制了驱油用重烷基苯磺酸盐，实现了工业化生产，并应用到杏二中三元复合驱工业性矿场试验，目前已见到较好的增油降水效果，显示出良好的应用前景。在此基础上，大庆油田正在开展原料组分相对单一的烷基苯磺酸盐精细化合成研究，初步评价结果已显示出良好的界面活性和驱油效果。此种新型的、组分相对单一的烷基苯磺酸盐如能成功工业化生产应用，势必很大程度地解决多组分、宽分布表活剂体系所带来的活性剂自身色谱分离问题，进一步提高该类表活剂的驱油效能。三元复合驱矿场试验：

孤岛油田西区三元复合驱矿场试验孤岛油田西区三元复合驱矿场扩大试验区包括6口注水井和13口采油井。设计的超低界面张力三元复合驱油溶液(主段塞)配方为：1.2%Na2CO3+0.3%复配表面活性剂(阴离子聚合硼酸酯表面活性剂BES+木质素磺酸盐PS)+0.15%聚合物3530S。从1997年5月开始实施化学剂注入，实际注入情况如下：前置段塞(0.20%聚合物溶液)0.097PV；主段塞0.309PV；后置段塞(0.15%聚合物溶液)0.05PV，2001年11月转后续水驱。

注完化学剂时的试验效果：全区油井综合含水由94.7%降至84.5%，日产油量由82t升至194t，累计增油10.42×104t，提高采收率5.27%，预计最终提高采收率12.04%；注水井纵向各层吸水均匀化，注水井流动系数和流度下降；注水利用率提高，每采出1t原油的耗水量由17.9t降至10.4t。大庆油田中区西部先导性矿场试验1994年9月注入三元体系，1996年5月结束。累积注入化学剂0.603PV，全区累积产油59366t，累积增油10804t，中心采油井累积产油8098t，累积增油4392t，比水驱提高采收率21.4个百分点。大庆油田杏五区中块先导性矿场试验1995年1月注入三元体系，1997年4月结束。累积注入化学剂0.67PV，四口采油井累积产油22988t，累积增油13774t，比水驱提高采收率25.0个百分点。大庆油田小井距生物表面活性剂先导性矿场试验1997年12月注入生物表面活性剂三元复合体系，1998年12月结束。累积注入化学剂0.741PV，全区累积增油7154t，中心井累积产油3517t，累积增油2841t，比水驱提高采收率23.24个百分点。杏二区西部扩大性矿场试验1996年9月开始注入聚合物前置段塞，目前正在进行后续水驱。全区累积产油52997t，累积增油33470t，中心井已累积增油11292t，比水驱提高采收率19.24个百分点。北一区断西矿场试验于1997年3月注入三元体系主段塞，1999年6月注入三元体系副段塞，目前正注入后续聚合物保护段塞。其中中心井北1-6-P34井累积产油35033t，累积增油23674t，已比水驱提高采收率16.57个百分点，预计三元复合驱可比水驱提高采收率20%以上。大庆油田小井距南井组弱碱三元复合驱

先导性矿场试验

为加快弱碱主表面活性剂三元复合驱工业化开采进程，在二类油层开展了弱碱三元复合驱先导性矿场试验，试验取得了5个方面的认识：一是新型弱碱化表面活性剂具有较好的性能和良好的界面活性，界面张力和体系粘度稳定性好，现场检测样品合格率达到100%；二是在二类油层中有很好的增油、降水效果，采出井最低点含水比见效前下降71.2个百分点，中心井取得了比水驱提高采收率24.66个百分点的好效果；

三是井间示踪技术揭示了75m小井距二类油层存在两期河道沉积，利用该成果化学驱阶段采取提高注入井注入浓度等综合调整，确保了试验效果；四是弱碱体系可形成油包水乳状液，在加大破乳剂用量和加长沉降时间的条件下，三元复合驱采出液能够破乳；五是与强碱体系相比，弱碱三元复合驱能够揭示注入环节结垢相对严重的特点，使用变频电磁场除防垢等技术可以减轻结垢的影响。小井距南井组三元复合驱试验首次应用了大庆油田自主研发的组分相对单一的新型烷基苯磺酸盐表面活性剂，试验的成功推动了弱碱体系三元复合驱在二类油层的推广研究步伐。目前已在北二西二类油层推广应用。大庆油田小井距生物表面活性剂

三元复合驱矿场试验试验区位于萨尔图油田北部北2-5排和北2-6排之间。按四点法面积注水外加平衡井的方式布井，平均注采井距75m，试验区内有3口注入井，1口中心生产井和3口平衡生产井，另外还有1口观察井(检515井)，因512井套管变形，用检512井代替512井。试验目的层葡Ⅰ4-7层。试验区于1997年7月开始水驱空白试验，到1997年12月13日水驱结束，进行生物表面活性剂三元复合体系主段塞的注入。于1998年5月16日转入三元复合体系副段塞的注入，截至1998年8月19日，试验区完成了42556m3，相当于0.488PV的主、副段塞的注入。1998年12月5日，试验区完成了后续聚合物保护段塞的注入转入后续水驱，累计注入聚合物溶液22057m3。混相驱发展现状及目前的应用状况：

混相驱的驱油机理混相驱就是向油层中注入能与原油混相的流体，如酒精、烃、液化石油气或二氧化碳。由于混相后仅为一相，因而两种流体间没有界面和表面张力，残余油饱和度就会降到最低值。在混相驱油过程中，先注入一种溶剂段塞，然后再注入液体或气体把溶剂-油的混合物驱替出来。混相驱方法可分为：注混相段塞法、注富气法、注高压贫气法、注互溶剂和二氧化碳法。混相段塞法：注入大约等于一半油藏孔隙体积的液态烃段塞，然后注入气体或水，把段塞驱替出油藏。

注富气：先注入富天然气段塞(10%~20%孔隙段塞)，然后注入贫气或贫气和水。中间烃C2-C6馏分由气变成油高压注贫气：在高压下注入贫气，目的是造成原油的反汽化，并在油藏原油和气之间形成由C2-C6成分组成的混相。中间烃C2-C6馏分由油变成气注互溶剂：注入既在油藏油中混相，又在水中混相的溶剂(如醇类)。这些溶剂在油藏中形成单相并因而改善了原油采收率。为保证形成单相，需要非常高的注入溶剂浓度。注二氧化碳：二氧化碳在油中混相的机理类似于高压注贫气方法。在适当的压力、温度和地层原油组成条件下，二氧化碳能形成一个混相前缘，该前缘作为单相流体移动并有效地把原油驱替到生产井。二氧化碳中不纯物质的存在，如氮气和甲烷气会增加混相压力，而存在的另外一些不纯物质，如丙烷和硫化氢则会减小混相压力。混相方式有一次接触混相和多次接触混相。CO2与原油的混相属于多次接触混相，CO2与原油多次接触后不断地从原油中按轻到重顺序萃取碳轻质成分，最后逐渐形成混相，混相后在驱替的化学剂与被驱替的原油之间形成了一个化学组分与超临界CO2和原油完全不同的段塞，这个段塞可以更高效地驱替原油。我国在新疆、江苏、中原、大庆、胜利等油田已开始现场试验。实验揭示的机理是：混相是多接触混相，随着CO2注入浓度增大，油水相界面张力降低。超临界CO2萃取原油中碳轻质化学组分，从不混相到混相碳化学组分变化显著的是C20以下的化学组分，混相发生在CO2萃取了C20以下化学组分最高比例时。水气交替注入时，可以减少气体指进和扩大波及面积，但水对混相有不利的影响。调整注入CO2气体的段塞可以形成局部混相，使采收率达到最高，混相驱可以更多萃取剩余油中轻质成分，从而提高原油采收率。CO2驱在我国60年代初受到重视并开始室内试验和先导性试验。自1985年开始，先后在中原、大庆、吉林、华北等油田开展气体混相驱和非混相驱试验，取得了一定的效果。近年来，我国西部油田由于其原油密度小、黏度低，储层埋藏深、物性差，具备混相驱的地质条件，而且有注气气源保证，注气混相驱在西部油田开展得较好。1997年，中原文留油田曾在文6584井进行过CO2单井吞吐试验，后因缺乏充足廉价的CO2气源，此项技术在文留油田一直处于停顿状态。2003年1月，在文留油田文3816井上进行了CO2单井吞吐矿场试验，取得了预期效果。CO2单井吞吐提高采收率机理：1)CO2易溶于原油，可以起到三个作用：①使原油的体积增大，为油在孔隙介质中流动提供了有利的条件。②使原油黏度降低，流动性提高，用少量的驱油剂就能达到较高的驱油效率。③使毛细管的吸渗作用得到改善，从而使油层扫油范围扩大，使水、油的流动性保持平衡。2)CO2易溶于水，起到三个作用：①使水的黏度有所增加；当注入黏度较高的水时，由于水的流动性降低，从而使水、油黏度比例随着油的流动性增大而变小。②CO2水溶液能与岩石的碳酸盐成分发生反应，并使其溶解，从而提高储集层的渗透性能。③可降低油水界面的表面张力，从而提高驱油效率。3)CO2对油、水相对渗透率曲线特征具有很好的影响，最终使残余油饱和度降低。4)CO2可促使原油中的轻质烃类(C2-C30)被抽提出来，从而使残余油饱和度明显降低。5)在不同原油的成分、温度和压力条件下，CO2具有无限制地与原油混相的能力，达到很好的驱油目的。6)CO2在油、水中的扩散系数较高，其扩散作用可使CO2本身重新分配并使相系统平衡状态稳定。7)注入碳酸水，可大大降低残余油饱和度，因为在含水带内的碳酸水前缘，能形成和保持CO2气游离带。萨南东部过渡带混相驱现场试验据文献报道，全球现场实施的CO2驱油方案共有73个，其中美国大约有60个。在我国大庆油田，共进行过三次CO2驱的现场试验。其中，在萨南东部过渡带葡Ⅰ2和萨Ⅱ10~14油层进行CO2非混相驱试验，采用炼厂副产品CO2，CO2注入量分别为0.214PV和0.193PV，提高采收率4.67%和5.7%，每增产1t油需注入CO22200标准m3。江苏油田混相驱现场试验对江苏油田富14断块进行的可行性研究结果表明，复杂小断块油藏可以进行经济有效的CO2混相驱。江苏油田富14断块在保持最低混相压力的状态下，于1998年末开始进行了CO2-水交替(WAG)的注入试验。进行了6周期的注入试验后，水气比由0.86∶1升至2∶1。油井见到了明显的增油降水效果，水驱后油层中形成了新的含油富集带。试验区采油速度由0.5%升至1.2%，综合含水率由93.5%降至63.4%。CO2波及区采收率已提高4%，CO2利用率为1240m3/t(油)。试验仍在继续进行。富14断块CO2混相驱的成功为提高复杂小断块油藏采收率和丰富国内三次采油技术提供了重要的依据。稠油油藏的开采技术和方法热力采油主要是通过一些工艺措施使油层温度升高，降低稠油粘度，使稠油易于流动，从而将稠油采出。其主要方法有蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层、热水驱等。(1)蒸汽吞吐是一种相对简单和成熟的注蒸汽开采稠油的技术，它的机理主要是加热近井地带原油，使之粘度降低，当生产压力下降时，为地层束缚水和蒸汽的闪蒸提供气体驱动力。近几年蒸汽吞吐技术的发展主要在于使用各种助剂改善吞吐效果。该技术是20世纪80年代在委内瑞拉发展起来的，注入的助剂主要有天然气、溶剂(轻质油)及高温泡沫剂(表面活性剂)。蒸汽吞吐技术的应用使油井的动用程度提高，生产周期延长，吞吐采收率由15%提高到20%以上。(2)蒸汽驱是目前大规模工业化应用的热采技术，它的机理主要是降低稠油粘度，提高原油的流度。蒸汽相不仅由水蒸汽组成，同时也含烃蒸汽。烃汽与蒸汽一起凝结，驱替并稀释前缘原油，从而留下较少重质的残余油。(3)火烧油层是利用各种点火方式把注气井的油层点燃，并继续向油层中注入氧化剂(空气或氧气)助燃形成移动的燃烧前缘(又称燃烧带)。燃烧带前后的原油受热降粘、蒸馏，蒸馏的轻质油、蒸汽和燃烧烟气驱向前方，未被蒸馏的重质碳氢化合物在高温下产生裂解作用，最后留下裂解产物-焦炭作为维持油层燃烧的燃料，使油层燃烧不断蔓延扩大。在高温下地层束缚水、注入水蒸发，裂解生成的氢气与注入的氧气合成水蒸汽，携带大量的热量传递给前方的油层，把原油驱向生产井。(4)热水驱由于蒸汽与地层油相密度差及流度比过大，易造成重力超负荷汽窜，体积波及系数低，蒸汽的热效应得不到充分发挥，而用热水驱则可有效的减缓这些不利影响。热水驱的作用机理主要是两方面：一是热水将能量传给地层油，使其温度生高，从而降低粘度；二是可以补充地层能量，将原油驱替至井底。1．辽河油田1.1注水条件下的常规抽油生产主要适用埋深1200m左右的普通稠油开发。如曙16-12块大凌河油层，采用反九点井网注水取得很好效果，油井日产油由19t上升为48t。１.2先常规抽油降压后，再注蒸汽吞吐开采如高升油田莲花油层埋深1500~1700m，粘度2000~3000mPa·s，油层为厚一巨厚块状沉积砂岩，压力高，不利于发挥热采效率。经采用先期防砂、长链条大泵抽油降压后，再注蒸汽吞吐开采获得很好效果。稠油日产水平由1983年865t，上升为1986年3000t，单井平均日产由11t上升为15t。

1.3单井吞吐开采主要适用于埋深较浅、粘度在上万毫帕·秒的特稠油开发。如曙1-7-5块，油层埋深960~1080m，粘度为3×104~4×104mPa·s，常规试油不出油。采用蒸汽吞吐开采后，油井自喷，最高日产达152t，平均日产110t。1.4其他新方法试验1994年在兴隆台油田开展了碱/聚合物二元复合驱现场试验。此外，在曙光、欢喜岭等油田的一些井中，试验了破乳剂、降粘剂、防砂剂等化学试剂，旨在寻求最佳的热采效果及新的开采技术。2．胜利油田

2.1孤岛油田稠油注冷水开发取得良好效果该油田馆陶组稠油储量在亿吨以上，粘度为250~5700mPa·s，埋深1160~1315m，1973年注冷水常规开发，采用面积注水方式，1981年调整建产后，使生产能力增加为初期的1.5倍。2.2单家寺特稠油注蒸汽热采获得成功该油田埋深约1100m，粘度104mPa·s，试油产能很低，不能用常规方法开采。自1984年注汽吞吐以来，到1986年底共吞吐27口井，成功率达95.2%o，开采中还结合物模、数模研究及采用相应的工艺配套技术，取得了很好的开发效益。3．克拉玛依油田继1958~1975年6个油田火燃油层试验未获进展之后，克拉玛依九区断裂遮挡单斜构造稠油油藏(粘度2300~3900mPa·s)，于1984年初开辟了一个面积为1.2km2的蒸汽吞吐试验区。截止1986年底共完成296井次吞吐，总注汽量475kt，总采油量482kt，累积油汽比1.02，采出程度约11.4%，已形成日产1000t以上的生产能力，在该区取得了蒸汽吞吐的成功经验。目前克拉玛依主要推广蒸汽吞吐开发经验，对稠油采用注汽吞吐开采。4．河南油田

河南油田独居“浅、薄、稠、散”特点，该油田稠油埋深多在150~350m，油层薄((0.5~2.0m)，属特一超稠油，储层胶结松散，因此开采难度很大。自1988年井楼、古城二个稠油区块投入开发以来：①蒸汽吞吐获得成功；②井楼零区开展了蒸汽驱先导试验；③B-123块投入碱/聚合物二元复合驱现场试验；④创新使用了“薄膜扩展剂”；⑤开展了结垢规律及防治措施研究；⑥研制成功了一套热采动态监测软件等。低渗透油田提高采收率发展现状

1．注气法

目前对注气法改善水驱油田开发效果给予了高度重视，对其机理正在加深研究，如驱替速度、油层的非均质性、储层的水淹程度、地层倾角等因素的影响。发展非烃气驱的关键在气源，要重视寻找天然CO2气源，发展制N2、制CO2等技术。根据不同注入气体与原油体系的特性，注气混相驱和非混相驱可分为一次接触混相、多次接触混相和非混相三种方式，而多次接触混相又可细分为：凝析气驱(富气驱)和汽化气驱(贫气驱)。一次接触过程的注入流体可为液化石油气和乙烷；多次接触汽化气驱使用的溶剂为：甲烷、N2、CO2、烟道气和空气。流体混合有三种机理：分子扩散作用，微观对流弥散作用，宏观对流弥散作用。在非均质严重的储层中，第三种作用较强。由于不利的流度比，注入气前缘不稳定，以不规则指进穿入原油，使其过早突破，窜入生产井。克服注气过程的粘性指进是注气提高采收率的关键。影响注气的因素还有孔喉大小分布、重力影响、润湿性、水锁现象等。低渗轻质油油藏注空气提高采收率的主要机理：一是传统的注气效应；二是由于注入空气中的氧气产生氧化作用，其反应取决于原油性质、岩石与流体关系、温度和压力等。反应热使温度升高，从而使部分轻质油汽化。驱动气体因而不再是注入的空气，而是就地产生的由一氧化碳、二氧化碳、氮气和汽化的轻质烃组成的烟道气。注空气驱油机理多且复杂，各种机理的相对重要性取决于油藏特性。注空气提高采收率，最重要的是油藏温度必须足够高、石油活性强、氧气通过低温氧化而消耗掉，以免生产系统内存在氧气而导致爆炸和产生严重的腐蚀。矿场经验表明，油藏埋藏越深，温度越高，实施条件越好；高压提高了混相能力，高温提高了氧的利用率。注气驱油适应于各种类型油藏，尤其为低渗透油田提高原油采收率提供了独特的经济和技术机遇，是目前挖掘低渗透油藏剩余储量最廉价、最有发展前景的三次采油方法之一。研究和应用注空气提高采收率技术，不仅可解决目前低渗透油田注水开发中、后期所出现的问题与矛盾，而且能提高其开发水平。2．微生物采油法微生物采油对低渗透油田特别合适。吉林、大港、大庆、新疆等油田都进行了现场工业化应用并见到了较好的初步效果。微生物开采剩余油方法的成功与否取决于各种因素的综合，其中最重要的是微生物的表面活性剂、聚合物和气体制造量以及对重质原油组分的选择性破坏作用。微生物采油方法包括微生物单井吞吐、微生物驱替、微生物调剖堵水、微生物除蜡等地下微生物采油方法，也包括利用生物工程生产生物表面活性剂和生物聚合物，作为化学驱的注入剂。微生物采油方法主要特点是投资费用低，化学剂和能源消耗少，在经济上与其他方法相比更有竞争性，发展远景很好。但采油机理十分复杂，不同油田的作用不同，同一油田机理也不单一，因而难于控制。更大的难点是有效菌在油层中培育繁殖时，原生菌同样也会繁殖而造成地层伤害，产生H2S等有害气体。今后的任务是寻找并应用生物工程继续充实可制造表面活性剂和吸收碳氢化合物的各种微生物(细菌、放线菌、真菌)。3．化学驱油法化学驱油法是应用于水驱油田最早的方法，各种化学驱的应用在国外有大大下降的趋势，但聚合物驱或聚合物+碱+表面活性剂的复合驱却有扩大应用的趋势。化学驱分为3种主要的工艺技术：表面活性剂驱、聚合物驱和碱水驱。表面活性剂驱研究始于50年代，是二次采油向三次采油的过渡技术，是单纯调剖后的接替技术。调剖可使少量高效的驱油剂进入含油饱和度高的中、低渗透层，将油洗下来聚并为油带。油带在向前移动中继续聚并它所遇到的分散的油，使油带不断扩大，最后从油井采出，达到提高采收率的目的。聚合物驱中最重要的一种聚合物是聚丙烯酰胺(PAM)，常用于流度控制和渗透率调整。疏水缔合聚合物(HAWSP)是在部分水解聚丙烯酰胺分子链上引入少量疏水基团，使聚