提高石油采收率技术

一、概述1、提高原油采收率的意义石油是一种埋藏于地层深部的流体矿藏，具有独特的开采方式，与其他矿物资源相比，石油的采收率较低。作为一种重要的能源和化工原料，世界范围内对石油的需求仍将持续增长。尤其在我国，一方面国民经济发展对石油需求量的增长速度比以往任何时候都大；另一方面，我国的各主力油田均已进入高含水或特高含水开采期，开采难度增大，产量递减幅度加大，而且后备储量严重不足，石油的供求矛盾日益突出。据预测，按目前的开采水平，到2005年我国进口原油将高达108（1亿）吨/年。大庆是我国最大的油田，按现已探明的地质储量计算，采收率每提高一个百分点，就可增油5000万吨。这对国民经济的发展具有极其重要的意义。缓解石油供求之间日益突出的矛盾有两条有效的途径：一是寻找新的原油地质储量；二是提高现有地质储量中的可采储量，即提高采收率。寻找新的油田、补充后备储量是原油增产和稳产最直接、最有效的途径。多年以来，各油田在开发过程中也不断加大勘探力度，找到新的储量。但是，石油是一种不可再生资源，它的总地质储量是一定的，而且我国陆上石油资源的勘探程度已经很高，新增地质储量的难度越来越大，潜力越来越少。近年来，几个大油田新增地质储量多数都是丰度很低、油层物性差、开采难度大的油藏。在有限的原油地质储量中，其可采储量是一个变量。它随着开采技术的发展而增加，而且其潜力一般很大。在目前技术水平下，石油的采收率平均约在30%〜60%之间。在非均质油藏中，水驱采收率一般只有30%〜40%。也就是说，水驱只能开采出地质储量的一小部分，还有大部分原油残留在地下。如何将油藏中的原油尽可能的、经济有效地开采出来，是一个极有吸引力的问题，也是世界性的难题。从长远来看，只要这个世界需要石油，人们必将越来越多地将注意力集中到提高采收率上。实际上，与勘探新油田不同，提高采收率问题自油田发现到开采结束，自始至终地贯穿于整个开发全过程。可以说，提高采收率是油田开采永恒的主题。提高采收率是一个综合性很强的学科领域。它的综合性表现为两方面：高新技术的高度集成。不是一个单项技术而是一套集成技术，注入、采出、集输 学科领域的高度综合。涉及各个学科。这种学科交叉、互渗，有助于产生新的理论突破，并孕育着新的学科生长点。而且，提高采收率的原理对于促进相关学科的发展，为这些学科提供发展空间具有很重要的意义。目前，国内外研究与应用的提高采收率方法很多。由于驱替介质不同，其具体的驱油机理各不相同，适应条件和驱油效果都不同。但所有驱油方法都基于一些具有共性的原理。（二）提高采收率方法及其分类在油田开发史上，运用油藏天然能量开采石油叫做一次采油。一次采油也被称为能量衰竭法采油，其采收率一般只能达到15%左右。通过注水或非混相注气提高油层压力并驱替油层中的原油叫做二次采油。二次采油时原油的物理、化学性质不发生变化。此时的二次采油叫做维持压力采油。如我国的大庆油田和前苏联有相当一部分油田在投人开发的同时进行人工注水。人工注水采油方法远比能量衰竭法的采收率高，通常为30%-40%，个别油田可达80%。由于水的来源广，价格便宜，采收率又高，所以，美国自20世纪40年代初便迅速地在油田发展起了注水采油技术。20世纪50至60年代，注水开发的工程项目数达到了顶峰。但到60年代后期，注水开发项目一直下降，其原因是一些注水油田已进入开发后期，这时产水率持续上升，产油量却不断下降。当产水率高达95%—98%时，继续注水是不经济的，这时被迫停止注水。我国的大庆油田从20世纪60年代初期就采用人工注水方法采油，在进入高含水期后，坚持“稳油控水”这一基本开发方针，开拓了一条改善高含水期油田开发高经济效益的新路子，为“八五”期间原中国石油天然气总公司确定实施“稳定东部，发展西部”的战略方针做出了重大贡献。进入“十五”期间，我国东部老油田2005年底综合含水率已达到89.71%，部分地区高达90%以上，已进人特高含水后期开采阶段。为了搞清剩余油的分布，在油藏精细地质描述、开发地震技术（包括三维地震和横向预测技术及四维地震技术）、水淹层测井监测技术（包括裸眼井测井技术和套管内水淹层测井技术）和精细油藏数值模拟技术及石油勘探开发综合软件集成平台技术等方面研究，已经基本上形成了配套技术。在搞清剩余油分布状况的基础上，可通过钻高效调整井如采用侧钻水平井、多底井、分支井等复合井和直井不均匀加密布井，利用地层深部流体转向技术（即向地层注入能大幅度提高油层残余阻力系数或在地层深部堵塞高渗透层的物质，使后续的注入水在地层深部转向）来达到提高水驱波及体积的目的。人工注水虽然可以提高采收率，但注水后尚有约一半以上的油滞留在油层中，如何采出这些二次残余油（也称为水驱残余油）是油藏工程师们面临的间题。从20世纪20年代起，由于开采技术的发展使开采三次残余油成为可能。从20世纪20年代起，由于开采技术的发展使开采三次残余油成为可能。这一开采技术主要是通过向油层注入化学物质、注蒸汽、注气混相）或微生物，从而改变油层中的原油性质并提高油层压力，这种驱油方式叫做三次采油(TertiaryOilRecovery)。由于我国油田采用的开发技术除玉门油田外，均没有明确的一次采油和二次采油之分，故对我国油田使用提高石油采收率或强化采油(EOR—EnhancedOilRecovery)这一名词更为恰当。EOR这一专有名词包括注水和其他提高采收率的方法。原油的采收率取决于驱油剂在油藏中的体积波及效率(或波及系数)(VolumetricSweepEfficiency)和驱油效率(OilDisplacementEfficiency)o所有的提高采收率方法的都是以提高波及效率和/或提高驱油效率为目标。但是，由于驱替方式和驱替介质不同，各种提高采收率方法的机理、适应性都有很大差异。根据驱替介质和驱替方式，提高采收率方法可分为如下几类：化学驱凡是以化学剂作为驱油介质，以改善地层流体的流动特性，改善驱油剂、原油、油藏孔隙之间的界面特性，提高原油开采效果与效益的所有采油方法统称为化学驱(Chemicalflooding)o常见的化学驱方法有聚合物驱、表面活性剂驱、碱水驱以及化学复合驱(如表面活性剂/聚合物二元复合驱、碱/表面活性剂/聚合物三元复合驱等)。气驱凡是以气体作为主要驱油介质的采油方法统称为气驱(Gasflooding)o根据注入气体与地层原油的相态特性，气驱可分为气体混相驱与气体非混相驱两大类。常用于作为驱替介质的气体主要有CO2、N2、轻烃、烟道气等。热力采油凡是利用热量稀释和蒸发油层中原油的采油方法统称为热力采油(Thermalrecovery)o这是一类稠油油藏提高采收率最为有效的方法。根据油层中热量产生的方式，热力采油可分为热流体法、化学热法和物理热法三大类。热流体法是以在地面加热后的流体(如蒸汽、热水等)作为热载体注入油层；化学热法是通过在油层中发生的化学反应产生热量，如火烧油层、液相氧化等；物理热法是利用电、电磁波等物理场加热油层中原油的采油方法，这是一类新的且很有发展前景的稠油开采方法。微生物采油微生物采油(MicrobialEnhancedOilRecovery MEOR)是利用微生物及其代谢产物作用于油层及油层中的原油，改善原油的流动特性和物理化学特性，提高驱油剂的波及体积和微观驱油效率。除了上述几类方法外，油层深部调剖及作用于油层深部的物理法(如声波、电场等)采

油也都属于提高采收率技术范畴。化学驱方法及技术比较：•几乎所有化学驱方法都具有高盐敏性，即对矿化度非常敏感，所以一般对驱油体系的矿化度都有限制。•由于化学体系在油层中运移时，易于发生吸附、滞留，甚至絮凝、沉降，影响化学剂的注入。如何保持足够的注入能力，是一个长期研究的课题。•减少化学剂在油藏中的损失（吸附、滞留），是直接影响化学驱效果的关键问题。驱替方法驱油机理典型采收率（%）①聚合物驱改善流度比提高波及效率提高微观驱油效率5〜10②碱驱改善岩石润湿性降低油/水界面张力通过乳化改善流度比5③活性剂驱降低油/水界面张力增大毛管数5〜10④胶束/聚合物驱①+降低毛管数15⑤碱/聚合物驱①+②5⑥ASP复合驱①+②+③+协同效应15〜20⑦泡沫驱①+③+泡沫调剖效果5〜10

气体上浮运移、溶解气驱「CO2混相或非混相驱1液化石油气混相驱富气混相或非混相驱干气（或贫气）驱氮气驱烟道气驱注蒸汽蒸汽吞吐蒸汽驱注蒸汽蒸汽吞吐蒸汽驱热力采油｛火烧油层电加热、电磁波加热另外，微生物提高采收率技术也日益受到了广泛的重视，加速研究。但由于许多技术方面的问题，其工业化应用还有待时日。利用物理场激励油层、提高采收率，是一类新的技术思路，属于油气田开发的前言研究领域。这类物理方法提高采收率的机理还不十分清楚，须深化研究。可以与化学驱相互补充，对那些不适用化学驱的油藏是一类很有价值和前景的方法。（三）国外提高采收率技术发展现状提高采收率技术的应用不仅受技术水平发展的制约，更大程度受油价的制约。近年来，由于油价下跌，多数国家的EOR技术应用呈下降趋势，但对于EOR的研究却从未停止。据美国《油气杂志》2004年对北美及全球原油提高采收率所做的年度调查表明，目前世界开展EOR项目最多的国家是美国（50项）、委内瑞拉（50项）、加拿大（47项）和中国（38项）;其次是特立尼达（13项）、印度（6项）、印尼（5项）、哥伦比亚（2项）;此外，法国、利比亚、墨西哥、土耳其、阿联酋均只有1项。需要指出的是，此项调查没有反映前苏联及东欧石油生产国的情况。该项调查统计数据表明，注蒸汽热采、二氧化碳混相驱、烃混相驱及注聚合物驱油（包括化学驱），是当今世界EQR主流技术，这4种技术所占比例依次为44%（136项）,22%（68项｝,14%（45项）和9%（27项）。传统的火烧油层仍是一种有效的热采方法，美国、加拿大和印度还在采用，总计占5%（17项）。在各类EOR技术中，注蒸汽不但开展的项目多，而且应用的最为广泛，在被调查的13个国家中有7个国家以此项工艺作为EOR主要手段。开展二氧化碳驱油的主要是美国；而注聚合物驱油则要数中国；进行烃混相驱的首推加拿大，此外委内瑞拉和美国也有一定数量。从效果看，在所开展的4种主流技术项目中，烃混相驱工艺成功率达91%，二氧化碳混相驱达84%，蒸汽驱达75%，注聚合物驱油（包括化学驱）达57%。根据统计数据，烃混相驱已有87%的项目获利或有望获利，二氧化碳驱和蒸汽驱项目的获利项目水平接近，分别占65%和68%。对于注聚合物驱，此项调查未提供确切数据。按照这项调查资料，我国开展蒸汽驱的主要是胜利油田、辽河油田、河南油田、新疆油田，开展注聚合物的则有大庆油田、胜利油田、辽河油田、新疆油田、大港油田、河南油田、吉林油田等。美国EOR技术应用状况美国的提高采收率研究于二十世纪初起步，但初期发展较慢。直至1973年，由于阿拉伯石油禁运，美国将提高原油采收率作为其能源政策的一部分，并对提高采收率项目给予特殊的优惠政策，使提高采收率的研究和应用得到迅速发展。1986年，提高采收率研究与应用达到高峰，全年共实施512个项目。1986年后，随着油价急剧下跌，提高采收率项目持续减少；而EOR产量在1992年调查时居最高，达760907桶/天，以后略有下降，近几年又稍有回升。前苏联EOR技术应用状况前苏联的多数油田在20世纪50年代至60年代期间仍处于注水有效期，因此在80年代以前，其三次采油的方法研究进展较慢。60年代，EOR的试验工作才开始开展，70年代有了较大发展，进人80年代，前苏联对EOR的研究工作极为重视。进人90年代的1991高速发展。前苏联曾在122个油田的237个区块上实施过EOR方法，主要为热力采油、化学驱和气驱。实施热采的主要地区是哈萨克。累计产油量到1992年已达4080万吨。其中近一半是靠蒸汽驱采出的（2030万吨）。注热水产油1690万吨，火烧油层产油360万吨。实施化学驱的地区主要是鞑靼斯坦、西西伯利亚、伏尔加一乌拉尔。到1992年已累计产原油3920万吨，其中主要是靠聚合物驱采出的。也做过一些活性剂驱的矿场试验，但由于设备陈旧、管理不善、活性剂成本高，大多数试验的经济效益不好。3.我国EOR技术发展状况在我国，目前常规稀油的平均采收率约为33.6%，即约有66.4%的储量（77.3x108t）靠注水方法采不出来，只能靠三次采油和其他新技术开采。我国开展EOR研究最早的是克拉玛依油田，1958年开始研究火烧油层。20世纪60年代初，大庆油田一开始投人开发，就开始了EOR研究工作，先后研究过水驱、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EOR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。进人90年代以来，特别是在“九五”、'“十五”期间，大庆、胜利、大港等油田对聚合物驱油都开展了研究，相继研究出了三元复合驱及泡沫复合驱提高石油采收率等新技术。其中，聚合物溶液驱油技术已经基本成熟，已于1996年走向工业化推广应用阶段；ASP三元复合体系驱油技术及泡沫复合驱油技术也正在由扩大化工业试验阶段向工业化推广阶段迈进。我国提高采收率的研究起始于60年代初，其发展高峰是80年代初。1979年，原石油工业部将提高采收率（三次采油）列为我国油田开发十大科学技术之一。开始着手进行EOR技术调研，组织国际合作，引进先进技术，就此揭开我国EOR技术高速发展的序幕。从经济和产量角度综合考虑，化学驱是我国油田提高采收率技术的最佳选择。1982年，在对国外五个主要石油生产国十余种EOR方法综合分析的基础上，对我国23个主力油田进行了EOR方法粗选。1984年开始与日、美、英、法等国在大庆、大港、玉门等油田进行聚合物驱和表面活性济驱的技术合作。我国从“七五”开始表面活性剂驱油技术的研究。在此基础上，于“八五”开展了复合驱油技术的研究。由于复合驱油技术远比聚合物驱复杂得多，难度更大、风险更大，所以“八五”期间的研究侧重于应用基础，并开展了5个不同油区、不同类型复合驱油先导性矿场试验。1993年，复合驱油技术在胜利油区孤东油田小井距试验区取得成功，在水驱采出程度已达到54%（属油田枯竭）条件下，又提高采收率13.4%，使其总采收率达到67%。我国以化学驱油技术为代表的EOR技术发展迅速，已成为我国陆上主力油田持续发展的重大战略接替技术。目前，我国不论是在EOR的研究水平上，还是在EOR技术的应用规模、年增产原油量和技术的系统完善配套上，均已走在世界前列。预计到2010年我国化学驱年总增油量将占全国陆上油田年产油量的15%左右，成为世界上EOR技术工业化程度最高的国家。1.我国提高原油采收率潜力（1）与国外典型油田条件的对比原苏联：注水开发的杜玛兹油田，原油地下粘度2.5mPa・s，含水82.9时已采出地质储量的49.3%，方案设计采收率为59%。美国：东得克萨斯油田水驱，原油地下粘度为0.93mPa-s，含水80%时已采出地质储量的50%，方案设计采收率可高达80%。我国：油田主要分布在陆相沉积盆地，油层物性变化和砂体分布均比海相沉积复杂，泥质含量高，油藏非均质性远高于主要为海相沉积的国外油田。而且陆相盆地生油母质为陆生生物，原油含蜡高、粘度高。这样的陆相沉积环境和生油条件，加大了我国油田开发的难度。我国依靠科技的力量，发展了一系列注水开发的配套技术，十使注入水不断扩大波及体积，延长了油田的稳产期。应该说我国注水开发技术和稳产指标，已达到或超过国外同类油田水驱开发的先进水平。尽管如此，由于油层物性差，非均质性严重，原油物性差（粘度高、含蜡高），我国油田的水驱平均采收率只有34.2%，一些油田只有20%〜25%，远低于国外海相沉积油田的水驱采收率水平。大庆油田，陆相沉积、油藏非均质变异系数0.7左右，原油地下粘度为9mPa-s（是美国东德克萨斯油田原油粘度高10倍之多！），综合含水82%，仅采出地质储量的30.1%，最初预测最终水驱采收率仅为34.8%，经过多年的工作，不断改善水驱开发效果，大庆油田预测水驱采收率也仅可提高到40%左右，仍然远远低于国外海相沉积大油田的水驱采收率。胜利油田，陆相沉积，原油地下粘度：上第三系馆陶组油层60〜90mPa-s，下第三系沙河街组油层10〜20mPa-so现含水已达89.8%，仅采出地质储量的21.1%。预测水驱采收率也只有27.7%o我国油田总水驱采收率水平较低，主要反映在两个方面：由于油层的非均质性，水驱波及系数低；驱油效率低。这两点决定了我国油田采用以扩大波及体积和提高驱油效率为目标的EOR方法具有很大潜力。（2）采收率潜力分析•大庆油田13口井水淹层密闭取心资料表明，以正韵律厚层砂岩为主的喇嘛甸、莎北、莎中地区，注入水在平面上沿条带状突进，垂向上厚层底部水淹严重一在注水倍数为1时水洗厚度仅为69%，其中强水洗厚度也只有26.5%，水洗段平均驱油效率47%。•大庆中区西部已注水开发30余年，在聚合物驱前，钻井取心资料表明：萨II1-3层水淹厚度仅33.7%，葡11-4曾水淹厚度仅28.4%，采出程度只有20%。•胜利油田的胜坨油田，河流一三角洲沉积，为高渗高粘油田。1994年取心资料表明，在已注水开发近30年，注水倍数已达1.1〜1.44,综合含水已高达92%〜95%的情况下，水洗和强水洗厚度仅为油层厚度的54.6%，平均驱油效率也仅为41.6%〜47.1%。我国对25个主力油田资料进行研究表明：平均水驱波及系数最终可达0.623，驱油效率为0.531，据此预测全国陆上油田水驱采收率仅达34.2%。这意味着水驱之后我国还有近百亿吨探明地质储量残留在地下，有待新的提高采收率技术开采。这就是我国提高采收率的巨大资源潜力。1988年应用美国能源部提高采收率潜力模型，对我国13个油区173个油田、近千个区块、总计74x108吨地质储量进行了三次采油潜力分析，其结果表明：我国陆上油田适合聚合物驱的共有59.7x108t地质储量，平均提高采收率8.7%，可增加可采储量5.19x108t。适合表面活性剂和复合驱的地质储量有60x108t，平均提高采收率18.8%，可增加可采储量11.3x108t。实际上，经过近30个矿场试验和推广应用表明，聚合物驱可提高采收率10%，复合驱先导试验可提高采收率15〜20%。这些数字充分显示出我国提高采收率具有很大的潜力。2.我国的提高采收率技术发展总体状况（1）总体概况我国的提高采收率研究起始于60年代初，其发展高峰是80年代初。1979年，原石油工业部将提高采收率（三次采油）列为我国油田开发十大科学技术之一。开始着手进行EOR技术调研，组织国际合作，引进先进技术，就此揭开我国EOR技术高速发展的序幕。从经济和产量角度综合考虑，化学驱是我国油田开发提高采收率技术的最佳选择：我国近年来原油产量约为1.4x108t，全国陆上油田含水已高达82%，进入了高含水期开采阶段。每年年产量综合递减800多万吨。仅仅是为了稳产，每年就需增加近8x108t地质储量。目前我国陆上油田新区勘探难度越来越大，单纯靠新区增加可采储量已无法满足需要。另一方面，我国老油田还剩余近百万吨储量无法依靠二次采油开采出来。大庆油田对其外围新区未动用的低渗透新油田和老油田每采100x104t原油所需总费用进行了对比：老区继续水驱加密阱网总费用4.22亿元；老区聚合物驱3.93亿元；外围新区8.3亿元。这说明，在老区提高采收率所投入的经费是较低的。以北一区中块为例，作了开发指标的经济评估(按EOR8年有效期计)对比：平均单井日产油，t提高米收率注水量/吨油产液量/吨油继续水驱加密井网4.1316.59.2聚合物驱20.7125.86.6复合驱34.5202.82.7这表明，大庆老区用EOR方法是经济有效的，不仅可以大幅度增加可采储量，还可以大幅度减少注水量和产液量。1982年，在对国外五个主要石油生产国十余种EOR方法综合分析的基础上，对我国23个主力油田进行了EOR方法粗选。1984年开始与日、美、英、法等国在大港、大庆、玉门等油田进行聚合物驱，表面活性济驱油技术合作。由于我国探明气源不足，油田混相压力较高，不具备广泛实施混相驱的条件，确定了化学驱油作为我国EOR技术的主攻方向，并以首先聚合物驱作为重点。“七五”(1986〜1990)、“八五”(1991〜1995)、“九五”(1996〜2000)连续将EOR技术研究列为国家重点科技攻关项目。(2)聚合物驱技术发展仅用了十年左右的时间，在'八五‘末期，就基本掌握了聚合物驱油技术，完善配套了十大技术，即：①注水后期油藏精细描述技术；②聚合物筛选及评价技术;③合理井网井距优化技术；④聚合物驱数值模拟技术；⑤注入井完井、分注和测试技术;⑥聚合物驱防窜技术；⑦聚合物配制、注入工艺和注入设备国产化；⑧采出液处理及应用技术;⑨高温聚合物驱油技术；⑩聚合物驱方案设计和矿场实施应用技术。规模与效果采收率：聚合物驱先导性试验、工业性矿场试验、工业化应用均取得了在水驱基础上提高采收率10%以上的好效果。大港油田：西四区聚合物驱先导性井组试验在“七五‘期间最早取得明显增油降水效果，井组含水由90.5%下降到67%，日产油由48.6t上升到88.4t，采收率提高了10.4%；注1t聚合物干粉增油达400t。注聚前后对比：高渗透层吸水强度由15m3/m下降到10m3/m，低渗透层吸水强度由1m3/m下降到7m3/m。表明：有效地扩大了注水波及体积。大庆油田：中区西部聚合物先导性井组试验。该区注水开发近30年。聚合物驱后在葡I1-4单层试验井组全区综合含水由95.2%降到79.4%，日产油由37t上升到149t，平均注1t聚合物干粉增油241t，中心井比水驱提高采收率14%。在葡I1-4和萨II1-3双层开采试验井组，全区综合含水由94.7%降到84.4%，日产油由86t上升到211t，平均每注1t聚合物干粉增油209t，中心井比水驱提高采收率11.6%。北一区断面葡I1-4层工业性矿场试验。试验区面积达3.13km2。地质储量632x104t，注采井数达61口，全区含水由90.7%下降至73.9%，日产油由651t上升到1356t,试验未结束时提高采收率已达13.62%，比聚合物干粉增加原油130t。大庆油田从1996年开始聚合物驱工业化推广应用。目前已有15个区块实施聚合物驱，已成为大庆油田开发的重要技术。例如：大庆采油一厂聚驱工业区块已达5个，年产油保持在300x104t，占全厂总产油量的近1/4。96年开始注聚的三个区块目前聚合物用量已达577.21mg/LPV，综合含水已回升到87%，目前已达提高采收率10%。大庆采油三厂目前，聚合物驱工业应用区块已达5个，年产量占全场总产量的29%左右。北二西东、西两个区块分别于95年12月。96年8月投入聚合物驱开采，面积15.35km2,地质储量2818x104t，总井数222口（其中注入井98口，采出井124口）。截止到2000年底，累计注入聚合物干粉25125t,聚合物溶液2540.55x104m2。累计增油186.87x104t,1t聚合物增油74t。阶段才采出程度为17.04%，较数模高3.9%。河南双河油田，油层温度