提高油田采收率技术课件.ppt

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1、提高采收率技术现状及发展方向,2009年6月,当前我国的石油供给形势,2004年原油进口首次突破108吨（1.23108吨），原油对外依赖程度接近40%；2005年达到1.30108吨；2006年为1.45108吨；2007年增至1.63108吨，届时原油进口依存度为46.6%（警戒线为50%）。老油田提高采收率、低渗透油田难动用储量加快开发。,我国石油资源量构成,提高采收率发展现状,国际原油价格高位运行，中国经济对石油的需求持续增长。提高现有开发油田的原油采收率具有重大的意义。目前全国已开发油田的平均采收率仅为30%多一点，存在较大的提高空间。全国的平均采收率每提高1个百分点，就等于增加可采

2、储量1.8亿吨，相当于我国目前一年的原油产量。中石化集团公司对这个问题非常重视，年度工作会议提出今后原油采收率要达到40%，力争50%，挑战60%。,目前，提高油田的原油采收率(EOR，即Enhanced Oil Recovery)日益成为国际上石油企业经营规划的一个重要组成部分。,20世纪90年代，我国石油消费的年均增长率为7.0%，国内石油供应年增长率仅为1.7%，这种供求矛盾使我国1993年成为石油净进口国。国内各大油田经过一次、二次采油，原油含水率不断上升，平均含水率已经高达80%以上。而近几十年来发现新油田的难度加大，后备储量接替不足。三大石油公司一方面加大国内外勘探力度，另一方面挖

3、掘现有油田潜力，保持稳产，其中提高原油采收率则是一项重要的技术手段。部分大油田先后进入三次采油阶段，即提高采收率技术的工业化应用阶段。国家计委在“七五”至“十五”计划期间，把提高采收率技术列为国家重点科技攻关项目，先后开展了热采、聚合物驱、微乳液-聚合物驱、碱-聚合物驱以及碱-表面活性剂-聚合物驱等技术研究。我国化学驱提高采收率技术进入了世界领先水平。,国外提高采收率发展现状,据2007年国际油气科学与技术杂志报道，目前世界原油总产量（包括凝析天然气）8450万桶/d，通过EOR技术开采出来的原油有250万桶/d（统计总量中尚未包括我国化学驱产油量）。大部分来自美国、墨西哥、委内瑞拉、加拿大、

4、印度尼西亚和中国。热采主要应用于美国、委内瑞拉、加拿大、印度尼西亚和中国。气驱主要应用于墨西哥，其次是美国、委内瑞拉。我国化学驱则明显处于世界领先地位。,美国 墨西哥 加拿大 委内瑞拉 印尼 中国,主要国家对EOR总产油量贡献的比例,2006年热采产量占EOR产量的46.46，注气（轻烃、二氧化碳和氮气）约占53.53%。EOR项目共有153项：热采55项、气驱97项，化学驱已降至0项。近年来，美国发现了十分丰富的天然CO2气源，带动了CO2混相驱项目的实施，使此技术成本大幅度下降。同时在高油价下修好了三条输送CO2管道，把CO2从产地直接输送到用地得克萨斯州，一些较小的项目也取得显著的经济效

5、益，促进CO2驱的快速发展。,美国,已探明原油储量居世界前列，仅艾尔伯塔省就拥有1750亿桶的沥青储量，这也促进加拿大热采技术的高速发展，使其拥有国际一流的稠油开采技术：蒸汽辅助重力泄油(SAGD)、溶剂泄油（VAPEX）、火烧油藏（In-situ Combustion）、泡沫驱油（foamy oil）等。应用数量最多的是蒸汽辅助重力泄油(SAGD)项目，大都应用于油砂开采中。此外，CO2混相驱是加拿大主要的CO2驱项目，该项目被认为是世界上最大的减少二氧化碳排放的联合实施项目。Talisman能源公司拥有在Turner Valley油田的氮气EOR项目，计划投资1.5亿美元进行3年的先导性试

6、验，以证明用注氮气开采15地质储量的可能性。,加拿大,中国,我国针对大多数油田是陆相沉积的特点，经过四个连续五年计划的重点项目攻关，在石油系统各单位以及中国科学院、高等院校的共同努力下，提高采收率技术有了飞速的发展，在化学驱一些领域已达到国际先进水平。聚合物驱油已形成完整的配套技术，并已在大庆、胜利等大油田工业性推广；复合驱油技术获得重大突破，先导性试验获得成功。同时也暴露出一些生产实际问题，为今后技术的发展提出了新的研究课题。蒸汽吞吐、蒸汽驱等热采方法已在我国石油生产中占有相当大的比重。蒸汽吞吐是目前国内应用范围最广的一种技术，已完善配套，且中深层的蒸汽吞吐技术已处于国际先进水平。蒸汽驱技术

7、也进行了大规模的工业化试验，积累了一定的经验。,国内提高采收率发展现状,气体混相驱研究相对较晚，与国外相比还有很大差距。尽管在80年代开展了CO2和天然气驱矿场试验，取得了一定效果，但因气源问题，一直未得到发展。随着西部油田的开发，中石油长庆油田分公司世界级气田的发现。长庆注气混相驱和非混相驱被列入国家重点攻关项目。吐哈油区的葡北油田注烃混相驱矿场试验得以启动，大大推动了我国混相驱提高采收率技术的快速发展。吉林的扶余油田、苏北黄桥气田、江苏秦潼凹陷以及广东三水盆地等一批CO2气藏的发现，推动了CO2混相或非混相驱先导试验研究。2006年4月2527日，北京香山科学会议的主题为温室气体的地下埋存

8、及在提高油气采收率中的资源化利用。深入了解国际温室气体CO2地下储存的研究现状以及以CO2驱提高原油采收率的应用技术和发展前景，研讨针对我国实际实施CO2驱提高原油采收率和地下储存面临的科学和技术问题。,微生物采油技术方面，早在1966年新疆石油管理局就开始利用微生物进行原油脱蜡技术的研究，被认为是微生物技术研究的开端。“七五”期间，这项技术被列为国家科技攻关项目，主要开展了以下工作：微生物地下发酵提高采收率研究、生物表面活性剂的研究、生物聚合物提高采收率的研究、注水油层微生物活动规律及其控制的研究。20世纪80年代，大庆油田率先进行了两口单井微生物吞吐矿场实验，结果含水下降，原油产量增加。“

9、九五”期间，大港油田率先进行了微生物菌液驱矿场先导试验。目前辽河油田、胜利油田、新疆油田等油田也在开展室内研究与应用。,总体上，世界范围内的EOR工程在20世纪80年代处于高峰期，而后略有下降，90年代末又稍有回升。进入21世纪，EOR工程的数量仍大幅度减少。但随着勘探费用上涨、勘探难度加大终将再一次刺激EOR工程数量的增加和技术研究的热潮。,中国石化油田经过40余年的开发，走过了稳步增产、快速上产、稳产、递减等阶段。截至2006年底，中国石化东部油田平均采收率为28.9%，而国内如中石油平均为34.5%，国外如美国平均为33.3%，中东平均为38.4%。中国石化油田提高采收率具有较大的潜力空

10、间。,提高采收率技术分类,目前，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。,调剖深度不同：化学浅调剖具有对各类启动压力不同储层的自由选向功能，不受井况、隔层等条件限制。可以作为机械分层注水工艺的补充手段，可以有效地减缓层间矛盾、细分注水。化学浅调剖对注水井机械注水工艺的补充作用，主要体现在以下四个方面：(一)化学浅调剖可以使机械分层注水层段内

11、的吸水剖面得到进一步调整，实现分层注水井的进一步细分注水；(二)化学浅调剖可以使受隔层条件限制而无法机械分层的笼统注水井的吸水剖面得到有效地调整，实现笼统注水井的分层注水；(三)化学浅调剖可以使受套变通径小制约而不能机械分层的笼统注水井的吸水剖面得到调整，实现套变笼统注水井的分层注水；(四)化学浅调剖可以使受夹层限制而无法机械细分的厚油层层内吸水剖面得到有效地调整。深部调剖技术适用于注水层段大孔道，裂缝发育，层间或层内非均质严重，吸水差异大，注入水单向突进严重，油井暴性水淹的注水井吸水剖面的深部调整。,深调剖与浅调剖的区别,表面活性剂驱提高采收率先导性试验,东西相交的2弧形正断层形成的地垒式断

12、鼻构造，油层集中在核三段9、2-5、3-4层系，主力层系V 油组由8个单层组成，厚度11.9m，含油面积1.12km2，地质储量223104t；为28.5%，K为1.606m2，纵向渗透率级差达14.4；原油密度0.92670.9573g/cm3(20)，地面原油粘度3487092mPas(50)。经历常规降压开发、注汽吞吐开发、注水开发几个阶段。因非均质严重,原油粘度高,在注汽吞吐和注水开发阶段,汽窜和水窜严重,采收率只有14.1%。优选3个注水井组实施表面活性剂驱。含油面积0.18km2,控制储量41.6104t;油层中深659.4m,原始地层压力6MPa,油层厚度14.5m,孔隙度30%

13、,含油饱和度60%。先导性试验区注入井3口,对应采油井14 口(反七点井网)注采井距150200m。表面活性剂驱前3个井组日产液206.7t,日产油20.9t，含水90%，采油速度0.79%。,河南油田古城油矿B125 区,1)表面活性剂和油田水的配伍性研究 6种活性剂,用B125 块注入水和地层水配制成有效浓度为1300mg/L的表面活性剂溶液。在80下老化90d,溶液未出现沉淀,表明其与地层水、注入水配伍性好。2)界面张力研究 表面活性剂驱机理,降低油水界面张力,降低残余油饱和度,提高采收率。在70下,B125块原油和地层水之间的界面张力为30mN/m;加入表面活性剂HPS后,稳态界面张力

14、降至10-1mN/m数量级;活性剂的浓度范围较宽,为5004000mg/L。3)表面活性剂驱油试验研究 试验结果表明,活性剂HPS-3A、HPS-3B、HPS-3C、HPS-4 提高稠油驱油效率幅度高达11.10%15.48%。由于表面活性剂HPS-3C 是按照B125 块油水特性复配的,其驱油效率最高达15%以上。,表面活性剂的筛选与评价,表面活性剂岩心驱油试验结果,表面活性剂HPS-3C和油层的配伍性较好，油水界面张力可降至10-1mN/m，驱油效率在水驱基础上提高15个百分点，能够有效提高B125块普通稠油的采收率。,表面活性剂注入参数优化设计及效果预测1)注入浓度和注入孔隙体积倍数 H

15、PS-3C有效浓度为4402200mg/L进行岩心驱油试验。结果发现,驱油效率随活性剂浓度增大而升高,在1300mg/L以后增加活性剂浓度对驱油效率影响不大,注入浓度以1300mg/L为宜。驱油效率随注入PV数增大而升高,在0.25PV后驱油效率变化不大,HPS-3C 注入量以0.25PV为宜。2)段塞优化设计 据室内试验,最佳浓度为1300mg/L(有效浓度),注入段塞为0.25PV。考虑到地层水的稀释和吸附滞留,前缘段塞设计为1500mg/L(有效浓度)、0.05PV的高浓度活性剂段塞;主体段塞设计为1100mg/L(有效浓度)、0.20PV 的低浓度活性剂段塞。3)效果预测B125 块进

16、行表面活性剂驱先导性试验,动用储量41.6104t,预计增加采收率5%7%,可增产原油2.08104t。,表面活性剂驱段塞注入情况 B125区块2004 年7 月开始注入前缘段塞,浓度为1500mg/L;2005年8月转注主体段塞,浓度为1100mg/L;2005 年11 月底已累积注入7.96104m3,注入0.105PV。表面活性剂驱中的两个不利因素:一是油层非均质性强,窜流严重;二是油层对活性剂吸附程度偏高。化学驱井组产出液变化情况 1)产出液中表面活性剂浓度 前缘段塞注12个月,14口井有11口监测到表面活性剂,浓度20.625.8mg/L,为注入浓度1.3%1.7%。油井见表面活性剂

17、浓度低,时间晚,地层水稀释和吸附滞留较大。2)产出液中界面张力 试验区14 口采油井监测到产出水表面活性剂浓度的有11口,浓度较低,表面活性剂驱后原油和地层水之间界面张力有所下降,由52.07mN/m下降到47.07mN/m。,试验效果分析,化学驱井组生产情况 B125区3口井注入表面活性剂,日产油由注入前的20.9t上升至峰值期的27.1t,采油速度由0.8%提高到1.21%;阶段性累积增油4977t,含水由90%下降到88%,下降2 个百分点,含水上升率得到控制,区块开发效果得到明显改善。,1)配伍性、界面张力、驱油试验等研究表明,表面活性剂HPS-3C和油层的配伍性较好,油水界面张力可降

18、至10-1mN/m,驱油效率在水驱基础上提高15 个百分点。2)表面活性剂驱的最佳注入浓度为1300mg/L(有效),注入段塞为0.25PV。3)在古城油田B125块进行的表面活性剂驱先导性试验表明,动用储量41.6104t,预计增加采收率5%7%。,结论,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。天然气中甲烷含量大于90%的叫干气。甲烷含量低于90%，而乙烷、丙烷等烷烃的含量在10%以上的叫湿气。天然气根据成分不同分为贫气和富气，贫气中甲烷含量多，富气中乙烷丙烷丁烷含量高。,油田在开发初期主要依靠天然能量开采，

19、通过向油藏注入水或气体使油藏能量得到恢复。将天然气注入地层可以大幅度提高原油的采收率，注气技术得到了发展。并逐渐发展了二氧化碳驱、氮气驱、烟道气驱的气体驱替技术。,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。,烟道气驱成本较氮气驱高，发展缓慢。近年来随着人们对环境治理力度的加大以及原油价格的上涨，烟道气驱油技术又有了发展的空间。如果考虑环境效益，烟道气驱要比氮气驱经济划算。,烟道气驱提高采收率技术发展现状,烟道气是天然气、原油或煤炭等有机物在完全燃烧后生成的产物，主要成分为氮气和二氧化

20、碳。烟道气驱的驱替效果介于二氧化碳驱和氮气驱之间。早期烟道气驱气源主要是天然气燃烧后的产物，注入前经过一系列处理。美国上世纪6080年代在一些油田进行过烟道气驱矿场实践。主要通过燃烧伴生天然气产生烟道气，随后由于天然气价格上涨，烟道气驱项目没有得到进一步的发展。随着对温室气体减排重要性认识的提高，工厂产生的烟道气经处理后注入油藏既可减少温室气体排放又可提高原油采收率，烟道气驱又有了发展机遇。,美国开展烟道气驱状况,温室气体的过量排放使过去140年中全球平均气温升高了0.40.8。如果不对温室气体的排放采取严格的限制措施，继续增加温室气体排放，未来的100年内全球平均气温可能上升1.45.8，全

21、球海平面将比目前上升988cm，给许多国家带来灾难性后果。美国气候专家指出，温室气体中二氧化碳主要排放源来自火力发电厂，一座1000MW(兆瓦)的火力发电厂每年排放560104t二氧化碳。随着京都议定书的生效，各国都在积极发展温室气体减排技术，将富含二氧化碳的工业废气注入油层以提高原油采收率是一项双赢的工程，既可以减少大气中二氧化碳的浓度，又可以在一定程度上提高原油采收率。,温室气体减排为烟道气驱带来机遇,世界自然基金会中国气候变化与能源项目的一项最新研究报告显示，中国电力行业燃料几乎90%来自煤炭。2000年中国年发电量为1.36851012 kWh，其中81.0%来自燃煤发电厂，发电用煤6

22、.08108t，占煤炭总产量的60.9%。随着“十五”期间火力发电对煤炭需求的持续增加，2002年中国发电用煤达到6.4108t，比2000年增长5%。2003年新投产火电机组在1000104 kWh以上，增加电煤需求约3000104t。大量燃烧煤炭造成严重的大气污染。2001年，燃煤发电二氧化碳排放约占中国因能源使用而排放二氧化碳总量的25%。2001年，中国二氧化硫排放总量为1948104t，其中火力发电排放的二氧化硫为653.98104t。煤炭发电形成的大气污染、水污染造成的经济损失以及由此引致的环境污染治理成本高达1606亿元。,国内烟道气排放情况,加拿大的一些研究人员发现：将二氧化碳

23、注入地层，不仅会大大减少向大气中排放的二氧化碳量，还可以提高油田的石油产量，而且增产的石油所带来的收益足以抵消向油井中注入二氧化碳的成本。2000年加拿大萨斯喀彻温省的维宾油田，耗资2800万美元开展了示范工程，用于检验在已投产44年的维宾油田储存二氧化碳的可行性。在以后的25年中，加拿大将有2100104t二氧化碳注入该油田。据负责维宾项目的研究中心称，萨斯喀彻温省油田的容纳能力足够大，可以储存未来25年加拿大所有省份所排放的二氧化碳。从4年前向油田注入二氧化碳到现在，油田产油量增加了50%，工程目标是通过注入二氧化碳来获得1800104t总价值达50亿美元的石油增产量。,二氧化碳气体掩埋及

24、提高采收率,烟道气驱提高原油采收率技术,烟道气通常含有80%85%的氮气和15%20%的二氧化碳及少量杂质。处理过的烟道气，可用作驱油剂。烟道气的化学成分不固定，其性质主要取决于氮气和二氧化碳在烟道气中所占的比例。烟道气具有可压缩、溶解性、可混相性及腐蚀性。根据烟道气中所含气体的组成，提高采收率机理主要是二氧化碳驱和氮气驱机理。,烟道气驱提高采收率机理,由于烟道气中二氧化碳的浓度不高，所以不容易达到混相驱的要求，主要是利用二氧化碳的非混相驱机理。即降低原油黏度，原油膨胀、降低界面张力、溶解气驱、乳化作用及降压开采。由于二氧化碳在油中的溶解度大，在一定温度及压力下，当原油与CO2 接触时，原油体

25、积增加，黏度降低。CO2在原油中的溶解还可以降低界面张力及形成酸性乳化液。CO2在油中的溶解度随压力的增加而增加，当压力降低时，饱和了CO2的原油中的CO2就会溢出，形成溶解气驱。与CO2驱相关的另一个开采机理是由CO2形成的自由气饱和度可以部分代替油藏中的残余油。,二氧化碳驱机理,注氮气提高采收率机理:(1)氮气具有比较好的膨胀性，使其具有良好的驱替、气举和助排等作用；可以保持油气藏流体的压力；(2)氮气可以进入水不能进入的低渗透层段，可将低渗透带处于束缚状态的原油驱替成为可流动的原油；(3)氮气被注入油层后，可在油层中形成束缚气饱和度，从而使含水饱和度及水相渗透率降低，在一定程度上提高后续

26、水驱的波及体积；(4)氮气不溶于水，微溶于油，能够形成微气泡，与油水形成乳状液，降低原油黏度，提高采收率。,氮气驱机理,氮气与地层油接触产生的溶解及抽提效应。一方面溶解效应使原油黏度、密度下降，改善原油性质，使处于驱替前缘被富化的气体黏度、密度等性质接近于地层原油，气-油两相间的界面张力则不断降低，在合适的油层压力下甚至降到零而产生混相状态。在这种状态下，注氮气驱油效率将明显提高。另一方面，抽提效应使原油性质变差，这种抽提作用在油井近井地带表现更明显、更强烈。烟道气驱更适用于稠油油藏、低渗透油藏、凝析气藏和陡构造油藏。,烟道气中能起溶剂作用而驱替原油的有效成分是CO2 和N2，处理目标是净化、

27、富集。烟道气中的不利成分是水、灰尘，处理目标是脱水、除尘。注入烟道气的质量要求一般为:CO2 12%；H2O 0.1%；O2 2%；N2 88%；无SO2。烟道气处理过程：烟气采集、降温、除尘、脱水、压缩等。,烟道气注前处理,1-烟道气发生装置；2-带有自动断路的氧和易燃物分析记录仪；3-除尘装置；4-催化处理装置(降低O2、CO含量至小于2mg/L)；5-冷却塔；6-二级压缩机组；7-干燥装置；8-三级压缩装置。,烟道气处理流程,近年来，烟道气驱技术在国内得到了迅速发展，特别是辽河油田，已经进行了矿场试验。辽河油田2001年在锦州采油厂欢17块进行了烟道气驱开发试验。自5月份开始注烟道气，区

28、块试验井组平均日产油从20t增加到30t；区块地层能量得到补充，试验井的注入压力由0.7MPa上升到2.0MPa；部分生产井动液面上升、产油上升。锦35-302井从试验初期的日产油5t上升到8t，最高达到14t，注烟气3个月后，该井累计增油200t。,国内烟道气驱实践,一种是烟道气和高压蒸汽同时注入。高压蒸汽从油管注入，烟道气从油管和套管环形空间注入，在油井底部混合进入油层，适于稠油井的蒸汽吞吐调剖，烟道气在高渗透层形成一定封堵能力，使注入的蒸汽容易进入中低渗透油层加热原油；另一种是烟道气和含油污水同时注入，注烟道气管线同油田注水管线相接，烟道气与高压含油污水混合同时从油管注入，用于烟道气非混

29、相驱。自1998年12月以来，该技术先后在曙光油田杜66块曙l-43-530(2轮次)、l-45-036、杜163、l-43-532井组进行现场试验。至2000年1月31日，累计增产原油6038.4t。试验区自然递减下降为36.7%，综合递减下降为5.22%，分别比上一年同期下降了7.8和13.9个百分点。辽河油田锦州采油厂在锦45断块、锦7断块进行6井次烟道气、蒸汽混注吞吐试验，累计注入烟道气59.9104m3，注入起泡剂30t，节省蒸汽4179m3,增油1200t，取得显著经济效益。,烟道气双注采油技术2种双注方式,烟道气驱既可以减少温室气体排放、降低污染，又可以提高原油采收率。无论从环境

30、角度还是从经济角度均具有重要意义。尽管烟道气驱技术已得到了一定发展，但仍然存在一些制约其大规模应用的因素，还需在多方面加强工作。(1)气源不足或气源与井场距离大，输送不便；需要优化管网设计，就近气源开展应用。(2)如气体处理不当，有水存在，会对管线、设备造成极大的防腐；需要提高气体处理技术和管材的抗腐蚀性能，应用新型材料管材如玻璃钢管等。(3)因需要对气体进行处理、修建输送管线等，前期投资大、收益慢、风险高；应综合考虑经济效益，将环境效益计算在内。(4)对于渗透率较高的油藏，容易产生气窜，不易见效；在应用前，应对油藏进行详细描述，充分了解油藏状况，选择合适油藏开展工作。,总结,国内外油田注空气

31、开发实例,稀油油藏注空气开发,水牛油田位于美国南达科他州西北角，主要产层为红河“B”层，白云岩，油层有效厚度4.6 m，孔隙度18%，渗透率1010-3m2。开发早期压降快，一次采出程度低。当时对注空气风险不确定，为减少风险，于87年进行2个先导试验，一个高压注空气，一个水驱，2个项目均为直井井网面积驱。结果表明，注空气和注水的最终采收率几乎相等，但注空气在油井响应时间、采收率增量以及原油峰值产量等方面效果更好。一次采油最终采收率为6.5%，注空气可以使其提高到15.6%。薄层、低渗碳酸盐岩油藏注空气开采剩余油效果明显。EnCore Acquisition公司在Cedar Creek油田背斜区

32、域进行了两个高压注空气项目，分别为2002年的Pennel区块和2003年的Little Beaver区块，注空气项目为水驱后的三次采油，直井与水平井组合方式布井，2005年平均日产油量分别为60t和120t，高于水驱的基本产量。,稠油油藏注空气开发,Sup lacu Barcau油藏位于罗马尼亚西北部，32%，K(17002000)10-3 m2，地层倾角5，油藏埋深50170 m，油藏温度(18)下原油粘度27000mPas。油井产能低(0.301.07m3/d)，油藏未投入商业化开发。估计一次采油采收率为9%，由于没有大功率蒸汽锅炉，油井完井差，因此采用注空气技术。1964年采用五点井网

33、在面积为5000m2试验区开始火烧油层现场试验，随后扩大到面积为20000m2的反九点井网。1967-1971年，又增加了6个反九点井网扩大试验区。生产数据显示，产能最好的井位于构造下部，有些井产油量达到初期的30倍。将反九点井网改成线性驱。1981年370口生产井，50口注入井，燃烧前缘沿注入井排向构造下倾方向延伸，燃烧带长4.8km。1999年底，燃烧前缘达到10km，空气波及油层范围内采收率54%。该油藏成功的原因在于注空气开发初期，考虑了油藏构造对开发效果的影响，开发中将油藏构造与开发策略紧密结合。,19791984年，加拿大BP公司在阿尔伯达（Alberta）省中部的MLake油田的

34、C层开展了火烧油层试验，层深450 m,33%，K为(10003000)10-3m2，沥青饱和度65%，沥青重度12API，初始油藏温度15，沥青粘度10104mPas。先导试验目的是获取信息评价火烧油层作为蒸汽吞吐接替技术的可行性。据估计该油藏蒸汽吞吐采收率仅为17%，而火烧油层作为蒸汽吞吐接替技术，可以进一步提高采收率。先导试验区有16口注/采井，10口观察井。其中13口井作为4个五点井网，井密度20000m2/井，其它井井密度为3300m2/井。注空气前，已经在油藏破裂压力以上进行了6轮次蒸汽吞吐，井间形成了热连通以及各种水力裂缝连通。,沥青质油藏注空气开发,为防止燃烧前缘沿着蒸汽加热通

35、道向前快速推进，采用“憋压炸裂燃烧(PUBD)”技术。PUBD技术指的是在生产井热突破以后，通过控制生产井，使燃烧前缘转向其他生产井以及加热通道附近未加热的油藏。一旦监测到生产井发生热突破、加热通道压力上升，就停止注空气。生产井可以采取各种措施炸裂油层。这种工艺过程可以重复多次，在爆炸过程中，较冷的沥青可以重新充满整个加热通道。该先导试验区沥青质油藏的采收率从蒸汽吞吐的15%上升到火烧后的30%左右，等价气油比(SOR)从6.2下降到2.3，PUBD燃烧法已经具备了经济可行性。以上先导试验表明，向沥青质油藏注空气以提高蒸汽吞吐后原油采收率是可行的，试验成功在于生产策略上重视燃烧前缘可能会在开采

36、早期突破生产井井底这种趋势。而事实上BP公司技术专家Hallam和Donnelly也推荐采用PUBD燃烧法开发具有裂缝的稠油或沥青质灰岩油藏。,20世纪80年代以来，我国针对注空气提高轻质油油藏采收率，在室内研究、数值模拟以及现场试验等方面做了大量工作，并取得了一定成果。1977-1978年胜坨油田开展了空气-泡沫驱油试验。1982年大庆油田在小井距北井组萨7+8层进行了“正韵律油层注水后期注空气矿场试验”，取得了一定效果和经验。2004年9月吐哈油田注空气可行性研究成果通过验收。胜利油田与石油大学在室内进行了相关机理研究实验和现场前期工作。广西百色油田于1996年开始采用纯空气-泡沫驱。20

37、01年开展空气-泡沫段塞驱油试验，大幅度降低成本。在油田开发后期注空气是安全的，经济效益显著，投入产出比为1：5.01。2004年发展到泡沫辅助-空气驱阶段，并开展了泡沫辅助-气水交替注入现场试验，均取得很好的效果。,我国油藏注空气开发现状,96年9月百色油田空气泡沫驱，起泡液按较理想配方在注水站的储水罐内配制，用注水泵送入泡沫发生器与空气压缩机的空气混合形成泡沫，经油套环空注入地层。1996-09-161996-09-17在百4-4x井12961380m注起泡液160m3、空气9050m3，液气比156.7，最大注入压力2MPa。百4-4x井注泡沫后，原为干井的百4-6井于1996-12-2

38、1开抽，日产油812t、不含水，这种状况维持到1997-3，1997-45月日产油610t，含水51%61%，1997-7月日产油量下降到2.02.5t，含水略有升高。7月中旬在百4-4x井注入起泡液600m3、空气约30000m3，液气比约150，一周后百4井日产油量回升到45t，1997-612月含水为65%75%。1997-03/041997/03/15在百4-16x井1281.81322.2m注入起泡液987m3、空气86160m3，液气比187.3，最大注入压力4.5MPa，平均2MPa。原来不产油的百4-4x井1997年35月日产油12t，含水84%95%。截止1997年底，百4块

39、西区进行的空气泡沫驱油试验已增产油2454t，其中百4-6井增产2101 t，现场试验效果显著。,注空气开采技术适用的油藏类型和地质条件广，尤其适用于水淹油藏、高轮次蒸汽吞吐后期的稠油油藏、注水开发效果差的低渗及特低渗等采用常规开采方法开发效果差的油藏。(2)注空气开采技术具有气源广、操作成本低、注入能力强、空气驱油效率高、储量动用程度大等优势，具有广泛应用潜力。(3)尽管注空气开采技术具有一定操作风险，但通过采取各种先进检测手段、对员工进行技术培训、生产设备质量把关等措施，可以减少或避免风险，提高经济效益。(4)注空气开采技术在国外已经得到广泛应用，对我国各类型油藏开发方案的调整具有借鉴作用

40、。,结论,微生物采油包括微生物调剖或微生物驱油等。微生物采油是利用微生物在油藏中的有益活动，微生物代谢作用及代谢产物作用于油藏残余油，并对原油/岩石/水界面性质的作用，改善原油流动性，增加低渗透带的渗透性，提高采收率的一项高新生物技术。该项技术的关键是注入的微生物菌种能否在地层条件下生长繁殖和代谢产物能否有效地改善原油的流动性质及液固界面性质。与其他提高采收率技术相比，该技术具有适用范围广、操作简便、投资少、见效快、无污染地层、环境等优点。1926年，美国科学家提出了细菌采油的设想。1946年研制出了厌氧的硫酸盐还原菌从砂体中释放原油的机理，获得生物采油第一专利。前苏联及其他国家的学者们也分别

41、做了大量的创新性工作，奠定了微生物采油的基础。,微生物采油,微生物采油技术概况,现代分析仪器和高新监测技术的问世使微生物科学进入一个崭新的发展时期，这些因素共同推动了微生物强化采油技术的研究和应用。近几年来，我国先后从美国、加拿大引进微生物产品和微生物采油技术，多方面加快我国微生物采油技术的发展。先后在新疆、大庆、扶余、大港、胜利、冀东、辽河、江汉等油田开展了微生物采油技术的推广应用、先导性试验共2000多井次。矿场试验由单井向区块整体试验发展；由浅层向中深层发展；由高渗井向中、低渗井发展；由低温井向高温井(最高温度102)发展；由低含水井向高含水井(最高含水80%)发展；由原油正构烷中长链向

42、长链(最长C60)发展；由原油较高挥发成分向低挥发成分(最低5%)发展；含蜡量最高51.4%；沥青质、胶质含量最高31.6%。矿场试验难度增加，使得先导性试验结果具有代表性和适应性。,先导性试验指标和效果是含水率下降5%以上，80%以上的处理井有清蜡效果，含蜡量降低6.4%以上；60%70%的处理井增油效果明显(最高达84%)，油井产量增加46%68%(最高达104%)；油井凝析气产量增加95%，CO2含量增加21%；经济效果显著，投入产出比14至16(最高达19)。增产的最佳有效期812个月(最高18 个月)。现场施工单井每次注入菌种量113.6151.4 L，最高为424.0 L。,为实现

43、我国微生物强化采油技术产业化，应该努力实现以下目标：建成具有初步规模的中国采油微生物菌种库；开发具有知识产权的微生物采油数值模拟软件；完成中国微生物采油技术的应用潜力评价，评价今后10年微生物采油效益作出；完成微生物采油技术工艺研究及配套装备的设计工作；培养和形成一支具有一定的研究、开发及设计能力的微生物采油技术人才队伍，建成具有一定规模的微生物采油技术研究基地；在实施微生物采油的地区提高石油采油率5%10%。,微生物采油研究应加强以下工作：微生物采油评价指标体系、评价方法研究、评价标准。针对稠油油藏、高含水油藏、化学驱后油藏等不同油藏条件，建立微生物采油评价指标体系；微生物采油菌种筛选、培养

44、及菌种库的建立。建成具有初步规模的中国微生物采油菌种库；微生物采油菌种开发的探索性研究。运用现代生物工程技术，对我国开发采油微生物工程菌的技术、经济及环境问题作出可行性评价；微生物采油与油藏适应性的研究。完成针对油藏条件确定采油微生物菌种的计算机专家系统，实现微生物采油油藏筛选与菌种库候选菌种匹配的智能化；微生物提高原油采收率机理研究。确定微生物驱油过程中对提高原油采收率有直接贡献的主要因素，为不同油藏条件微生物菌种开发提供依据，为微生物驱油数值模拟软件的编制提供模型。,微生物采油数值摸拟软件的开发。开发具有知识产权的微生物采油数值模拟软件，实现微生物采油方案设计及生产作业的科学化；微生物采油

45、技术应用潜力评价。确定中国应用微生物采油技术的潜力区块并分类，对中国今后10年微生物采油技术应用的经济效益作出评价；微生物采油工艺技术研究。建立微生物采油矿场应用技术工艺参数设计。延长微生物采油技术作用有效期研究。建立延长微生物采油作业有效期方案调整及营养物补充周期确定与评价方法；微生物采油配套装备研究。研制一套车装式微生物单井处理专用系统及微生物驱油专用注入系统的样机。,振动采油技术的调研及展望,1938年，前苏联老格罗兹尼油田天然地震中发现了油井产油量提高的现象。1948年，前苏联北高加索Starogroznen Skye油田在一次地震后产量增加了45%。1981年，Osika公布了达吉斯

46、坦一次4.8级地震后，距震中300km的Kolod 油田产量出现异常现象，其中5号井产量从51.8m3/d增加到73.6m3/d，162号井的地层压力增加了10%15%，130号井的液面上升了9m，然后逐渐回到原位。,美国佛罗里达州的1口井(深52m)中水位剧烈变化(12m)，这是由附近奔驰的火车引起的。1964年阿拉斯加地震的全球性水文地质效应调查表明，此次地震对井下液面位置产生了明显影响，使加拿大、英格兰、丹麦、比利时、埃及、以色列、利比亚、菲律宾群岛、西南非和澳大利亚北部等地区的井下液面发生了明显变化。1993年，加利福尼亚的Unders地震使该地区的含水层压力出现了明显变化。地震观察结

47、果表明，流体压力随振动增长3.3 倍，并按指数规律衰减，持续时间为几天至几周。,我国20C70年代发生海城、唐山2次大地震，辽河、大港、胜利油田的部分油井原油产量明显增加。有人曾在台湾用固定深度216m、松散的粉砂岩与砂质粉砂岩中的传感器测量到孔隙水压力对2次局部地震(震级6.2和7.0，距震中6km和8km)的响应。在一段最长(24s)时间内，孔隙水压力最大增量为27%，地震波扰动后感应的孔隙压力下降50%的时间为几秒到207s。,以上分析表明，振动(地震)会使油层的水动力学系统受到影响，油藏压力和井下液面发生变化；会使油层渗透率显著增加，油井产液量成倍增长；会使孤立的剩余油滴启动、聚集、运

48、移和重新分布，油井产油量增加、含水率下降、废弃的油井重新出油。振动作用面积大小及效果随位置发生变化，使多口油井受效，受效井产量有升有降。,国内外研究现状,振动采油技术已发展多种形式的增产设备：机械式击打地层、利用偏心轮装置产生对套管壁的振动压力、水力冲击振荡器、高频水声多孔发生器、磁致伸缩换能器、压电陶瓷换能器、电容振荡器和热声组合激励超声设备等。这些使地层内的流体与地层骨架引起共振。美、俄两国在振动采油技术方面远远领先。,前苏联从20C 50 年代开始对声波采油机理进行研究，60 年代进行了大规模现场试验。首先，在低渗透、低产和低能井区进行了水力脉冲声波处理，获得理想效果。70年代，前苏联又

49、发展了大功率电力超声油井处理装置，在现场应用取得成功。80年代，前苏联在西西伯利亚等4 个油田采用压电式超声设备进行更深入的现场试验，其电声效益比磁致伸缩超声设备大，换能器直径为42mm，可在不压井、不提油管的情况下进行作业，可大幅度降低作业成本，提高经济效益。,美国20C 50年代开始声波采油技术研究，近2030年来，这方面的研究一直未中断。1954年博丁申请了“提高采油量的声波系统”专利(US.2667932)。60 年代，美国西弗吉尼亚大学的弗伯克教授进行了改善岩层渗透率提高原油产量的声波实验。美国塔尔萨大学布兰登博士还申请了23项声波采油专利。1964年在俄克拉荷马州的1口低产井上进行

50、了现场试验，平均增产0.92t/d，有效期持续1年。美国休斯顿SPOR公司也研制了井下声波发生装置，试验成功。60年代美国就把声波采油技术纳入三次采油新技术的范畴。,我国从20 世纪50 年代开始，石油大学曾对振动采油技术做过一些研究，均建立在实验结果的基础上。在感性认识和理论推测上，目前正处于研究阶段。,振动采油机理研究,振动波作用于油层，地层内流体及储集岩层随之一起振动。油、水及岩石物质密度不同，各自产生的振动加速度和振幅也不同，致使2种相态物质界面产生相对运动，达到一定强度就会撕裂，使原油和岩层的亲和力减弱，使原油脱离岩石表面。水和油的界面在高频振动波的机械振动作用下形成油包水或水包油乳