提高石油采收率

提高石油采收率（精选九篇）

提高石油采收率 篇1

1提高石油采收率的意义

石油被称为“黑色的黄金”,是一项重要的民用物资,也是一项重要的战略物资。我国石油的储量就世界范围来看相对较少,尤其是人均储量低,随着时代的发展,我国将面临日益严峻的石油危机。

就当前来看,我国每年的石油进口量成上升状态,近十年来,我国的原油进口增长率达到11.4%;在2015年时,我国就已超过美国成为世界最大的原油进口国。提高石油采收率可以一定程度上减少日益增长的石油进口压力,将石油的价格控制权更多地掌握在自己的手中,也可以为国家经济建设提供更多的资源支持。就我国当前的油田开采情况来看,单纯的注水方式已经不足以充分提高油田采收率,而且一些油田经过长期开采,地下含水量已经高达80%,必须采取一些新的方法来提高石油采收率[1]。

2提高石油采收率的几种新方法

2.1使用CO2-EOR技术提高石油采收率

(1)CO2-EOR技术的原理。CO2-EOR技术是在上世纪50年代由沃顿等人研究出来的,该项技术在美国的应用较为广泛,主要是为增加三次采油的采收率。该技术的原理是采用将CO2注入到地下油层,使得其在接触油层时发生相应的物理或者化学反应,从而促进油层向外排油。这一方式在全球日益变暖的当下,还具有一定的减排作用。具体来看,CO2可以和原油发生反应,和原油融为一体,使得原油体积膨胀,还可以降低原油的粘稠度,也降低了界面的张力,促使原油的流通更加顺畅。在反应原理上,利用该技术可以使得原油的采收率达到百分之百,但是受到其他因素的限制,采收率大约可达到百分之60%-70%。

(2)CO2-EOR技术的应用。当前,CO2-EOR技术中应用最广泛的是CO2混相驱技术,CO2混相驱是采用CO2和水共同驱动,交替注入到石油中来驱动石油的采出。加入水的方式可以改善CO2的驱油速度,也可以使得CO2波及更广泛的区域,发挥更大的作用。一般来讲,CO2混相驱技术主要应用于低渗透的油藏或是达到开采极限的油藏[2]。另外,其他的技术还有CO2非混相驱、CO2吞吐、热CO2驱等技术。单纯采用CO2的驱油技术适合于粘稠度较高、压力衰竭、低渗透的油藏。

2.2使用化学聚合物技术提高石油采收率

就当前来看,化学聚合物的驱油技术已经发展的比较完善,而且这种技术已经应用在我国一些大型油田的开采中,比如大庆油田等。但是,化学聚合物在提高石油采收率方面还存在很大的提升空间。

(1)化学聚合物技术的原理。化学聚合物主要是发挥不同化学制剂分子的聚合作用,在大庆油田中,就充分利用了碱、聚合物和表面活性剂等成分的综合作用,将其应用于地下油藏中,促使在岩石缝中等不易吸出的石油进行聚合并采出。

(2)化学聚合物技术的应用。在应用化学聚合物时,最重要的是先进行驱油化学剂的分子设计。所采用的聚合物应该以价格低廉、便于生产、无污染为原则,配合超低界面张力的形成机理,根据不同的油田特征,促使聚合物发挥作用。另外,聚合物的驱油体系要考虑到不同油藏的环境,在不同的物理化学环境中,寻找降低化学剂吸附和色谱分离的对策,以助于形成油墙油墙,避免油层受到伤害。

2.3使用微生物技术提高石油采收率

(1)微生物技术的原理。微生物具有一定的活性,其能够在输送到原油地带时增加岩石空隙度,提高石油的渗透力,还可以穿透部分石油的保护膜,促使包裹状态中的石油流出。提高石油采收率所选用的微生物是微生物菌种,将这些菌种注入到油井中后,需要给其一定的反应时间,并且在特定时间为微生物菌种提供带有营养的水,同时采用水驱的方式使得原油输出[3]。

(2)微生物技术的应用。当前,这种微生物技术的方式应用并不广泛,还处在一定的研究阶段,对于不同的地质环境条件下,微生物所能够做出的反应受到不同的限制,因此,在很难精确得出微生物驱油率的情况下,人们更倾向于选择更为简便的技术。

3总结

综上所述,在越来越大的石油需求压力下,我国必须加快进行技术研究,通过更好的、更方便的技术来提高石油采收率,从而尽量保证国内的经济发展少受到国外原油危机的影响,也可让当前的油田减少开采浪费、最大化发挥作用。

参考文献

[1]刘玉亭.提高石油采收率的基础研究[J].化学工程与装备,2016,02:179-180.

[2]涂军,赵楠,陆晓峰,汪洋,汤超.混相驱提高石油采收率技术的应用与发展[J].内蒙古石油化工,2010,17:81-82.

提高石油采收率 篇2

“提高采收率技术研究和实施的对象一般是历经长期注水开采后的油藏，与其原始状态相比，水驱后的油藏已是‘百孔千疮、面目皆非’。在这样的油藏中开采‘剩余油’的难度更大，对新技术的要求更加迫切。有志从事提高石油采收率理论与技术研究的人，将面临更严峻的挑战，也将拥有更多的开拓创新、成就事业、实现人生价值的机遇。从事这一领域的研究不仅需要有创新的勇气和智慧，更要有对科学的执着追求和献身精神。”虽然无法精确统计岳湘安教授的这些话曾激起了多少学生投身提高石油采收率事业的渴望，但我们却从中真切地感受到一个石油人对事业追求的激情。

岳湘安为人低调，却执着于对事业的追求；心态平和，内心却充满着科学创新的激情。当我们循着岳湘安不懈探索的足迹走来，对他这番话才有了更深的理解。近20年来，岳湘安用自己对提高石油采收率理论与技术不懈的探索，诠释着一个学者真正的人生价值。

耕耘 厚积

岳湘安，祖籍湖南，自幼随父母迁居北大荒。作为黑土地养育的第二代北大荒人，父辈们不畏艰难的献身精神和勇于开拓的垦荒精神已溶入他的血液中，成为他在科学领域辛勤耕耘、不懈探索的动力。

1982年，岳湘安毕业于大庆石油学院（现东北石油大学）机械专业，后考取该校石油开发硕士研究生，并系统学习了石油炼制系硕士生的主要课程，获工学硕士学位。留校任教几年后，又考取中国科学技术大学流体力学专业博士研究生。机械、石油开发、石油炼制、流体力学，在我们惊叹岳湘安这跳跃性极强的专业转换时，他笑着说：“我的‘历史’很复杂。”也正是这复杂的“历史”，构筑了他在提高石油采收率这一综合性技术领域内的特殊优势，使他能够在研究中形成许多创新性思路。

“20世纪70年代，石油开采的前辈们根据我国油田的主要特点，确定了以化学驱作为提高采收率的主导方向。经过30多年的努力，我国的化学驱理论与技术发展已居世界领先水平，尤其是聚合物驱技术，无论是理论研究的深度、技术的配套，还是应用的规模都是世界之首，为我国石油产量的稳步增长作出了巨大贡献。”岳湘安自豪地介绍，但他随后话锋一转，“但我们不应满足于前辈创造的成绩，更不能只是坐享前辈的成果。面对油田开发中的新问题，面对更加复杂的油藏条件，我们有责任去创造新的‘国际领先’。”

要取得“国际领先”的成果，绝不会一蹴而就。“实际上，从研究过程与成果的关系来看，有两种典型的研究工作。”说着，岳湘安绘出了他经常给研究生讲解的“研究与成果关系图”。

“如果‘成果’仅仅是曲线1所表现的时间和工作量的简单累积，那么你的研究不会取得真正的创新。只有曲线2所示的研究才有可能创造‘世界之首’，但在突破之前有相当长的一段‘沉寂期’—这是为了收获而耕耘、为了薄发而厚积的过程。这里，需要坚韧和奉献，摈弃心浮气燥；这里，需要耐得住寂寞，摈弃急功近利。”

正是这种责任感与使命感、这种甘于沉默的刻苦研究精神，支撑着岳湘安的研究工作。不论多大的困难和挫折，都没有阻滞他探索的脚步。

十多年前，岳湘安来到中国石油大学（北京）负责组建提高采收率研究中心。提高石油采收率是实验性很强的研究领域，而创业之初的中心实验条件很差，资金严重不足，他和同事们就将有限的科研经费全部用于实验室建设，甚至借钱购置设备和实验材料。多年来，他和团队成员个人收入少得令人难以置信，但实验室中的设备却一天天地多起来。在实验室，最吸引人的是那些由他们自行研发的仪器设备：从直径几微米的微尺度流动和驱油装置到几十米长的驱油和调剖模拟装置；从各种储层物理模型到特殊的实验检测仪器。这些，凝聚着岳湘安团队的心血和智慧，记录着他们多年的付出与收获，也标志着一个极具特色的提高采收率实验平台的形成。

“提高石油采收率面临的技术难点很多，对新技术的需求很迫切。但是，只有首先突破理论的瓶颈，才有可能取得技术上的实质突破，这也是大学应该具有的科研特色和优势。”因此，岳湘安始终坚持从基础研究入手，在基础研究成果的指导下开展新技术研究。他多年承担的研究项目也印证了这一点。相比之下，这样的科研之路要付出更多的艰辛，甚至要承受失败的风险。但他却笑对这些，带领团队踏踏实实、一步一个脚印地走过来。高水平研究平台的建立、新研究思路的确定、基础研究成果的积淀，为提高采收率理论和技术的重大突破奠定了坚实的基础，为丰厚的收获耕耘出了一片希望的田野。

超前 创新

采访中，我们从岳湘安滔滔不绝的话语中，感受到了他敏捷的思维、宽广的知识和创新的思路，下面的实例更印证了他对前沿领域发展方向的敏锐洞察力、在研究方向把握上的前瞻性。

早在聚合物驱技术刚刚进入工业化应用时，岳湘安就提出开展聚合物驱后提高采收率技术的研究。1999年，作为中国石油天然气总公司超前技术研究项目，由岳湘安负责的“聚合物驱后进一步提高采收率技术探索”正式立项。这是石油开采领域内第一个聚合物驱后提高采收率研究项目。时至今日，不仅是聚合物驱后，而且包括复合驱在内的化学驱后提高采收率已经成为我国的研究热点。

90年代后期，在多数低渗油藏开发初期，大部分特低渗油藏尚未投入开发时，岳湘安就明确提出并开展了低（特低）渗透油藏提高采收率理论和技术的探索。2002年，由他负责的国家重点基础研究发展计划（973计划）前期研究专项—“低渗透油藏提高采收率基础理论研究”正式立项。这是国内外石油开采领域第一个以低渗透油藏提高采收率为题的重大研究项目。自此之后，岳湘安又陆续开展了“低渗非均质砂岩油藏深部封堵与改造关键技术”、“注水开采后期低渗透油藏提高采收率技术”、“特低渗储层表征方法及开采技术适应性评价”、“低渗油藏CO2驱深部封窜技术研究”等重大项目的研究，形成了低（特低）渗透油藏提高采收率理论和技术研究的特色和优势，取得了一批创新性研究成果。但岳湘安表示：“低渗透油藏提高采收率理论和技术问题非常多，研究的难度非常大，这是一个具有战略性的、充满挑战的研究方向。我们现在所做的、所取得的成果只能算是一个良好的开端。”目前，低渗透油藏提高采收率的研究已经成为我国石油开采领域的重点研究方向。

在谈到取得的科研成果时，岳湘安总是说“没有什么值得一提的成果”。的确，与蕴藏在他心中的目标相比，与孕育中的重大突破相比，现在取得的成果只是一块块基石。但是，我们仍从这些被称之为“初步”的研究成果中，看到了他低调中透出的不凡—他首次提出了特低渗透油藏微尺度流动的研究方向，率先开展了基于微尺度流动的特低渗油藏渗流和驱油机理研究；揭示了微尺度流动与特低渗油藏中渗流的本质关系；发现了制约特低渗油藏中气体渗流和驱油特性的高压微尺度流动效应；建立了特低渗油藏渗流能力的表征方法；在基础研究成果指导下，研发出了低（特低）渗透油藏深部封窜技术，在长庆油田、大庆油田、吉林油田成功应用……

提高石油采收率 篇3

1 材料和方法

1.1 材料

1.1.1 实验材料

地层水、原油样品 (相对密度0.8583, 黏度19.38mPa·s, 含蜡量23.56%, 含沥青胶质13.0%) 取自大庆油田第一采油厂51-斜13井;硅胶板HSGF254;细菌基因组DNA提取试剂盒;sagon PCR扩增试剂盒。

1.1.2 试剂

K2HPO4·3H2O、NaH2PO4·2H2O、 (NH4) 2SO4是液体培养基的主要成分, 浓度约1.7%;正己烷、正庚烷、正辛烷及液体石蜡 (液体石蜡是化学纯试剂, 其它为分析纯试剂) ;茚三酮1.0%的乙酸乙酯溶液;提取的生物表面活性剂1mg/mL氯仿溶液;琼脂糖:电泳级;10ⅹTAE溶液:48.4g Tris, 11.42g冰醋酸, 0.5mol/L EDTA (pH 8.0) 20mL, 室温保存;溴化乙锭染色液:10mg/mL原液, 稀释成5μl/mL进行染色。

1.1.3 仪器

显微镜:DMIRBIE+Q55OIW 德国LEICA公司;

精密移液器:量取液体体积范围0.5μl～1 000μl;

天平:感量为0.1g;

微波炉:民用产品;

离心机:设计最大转速60 000g;

灭菌锅:设计压力0.15MPa, 设计温度129℃;

超净工作台:洁净度等级100级;

恒温干燥箱:控温范围室温～300℃, 控温精度±1℃;

恒温振荡器:控温范围室温～80℃, 控温精度±1℃;

恒温水浴锅:控温范围室温～100℃, 控温精度±1℃;

PCR仪:MJ公司生产;

凝胶成像系统:天能公司生产;

超纯水系统;烘箱。

1.2 方法

1.2.1 菌株鉴定方法

根据《常见细菌系统鉴定手册》方法对菌株的主要形态特征及染色结果进行鉴定[3]。

1.2.2 菌株分子生物学鉴定方法

取16S rDNA的PCR扩增结果各50μl, 由上海生工生物工程有限公司测序部进行序列测定, 记录序列。在Genbank数据库中将3个分离物的16S rDNA序列进行比对, 在系统返回的信息当中挑取相似性程度最高的菌株, 记录结果。

1.2.3 菌种代谢产物鉴定方法

脂肽水解后亲水部分产生氨基酸, 可以利用鉴定氨基酸的方法来鉴定, 氨基酸鉴定的较灵敏和方便的方法是茚三酮显色法。将生物表面活性剂的氯仿溶液点样于硅胶板上, 在氯仿∶乙酸 (8∶2) 展开剂中展开, 在烘箱中加热除去有机溶剂, 冷却, 在茚三酮的乙酸乙酯溶液中浸润5s, 取出置于烘箱中加热30min, 取出冷却20min后, 扫描记录实验现象, 此为直接茚三酮显色结果;将此硅胶板置于水解瓶中, 根据水解瓶的体积, 在硅胶板旁边放一小烧杯并放入浓盐酸2.4mL/L, 密封后置于110℃烘箱中加热1.5～2.0h, 取出后让盐酸挥发除去, 冷却, 在茚三酮的乙酸乙酯溶液中浸润5s, 再置于烘箱中加热25～30min, 取出冷却20min后, 扫描记录实验现象, 此为经盐酸水解后茚三酮显色结果。比较水解前后茚三酮显色的情况。

1.2.4 脂肽生物表活剂与化学合成表活剂复配体系降低油水界面张力测定

将生物与合成表活剂按1:1复配, 活性剂总浓度和单纯合成表活剂浓度相同 (S=0.3%;A=1.0%;P=1 000ppm) 。用旋转滴界面张力仪在45℃条件下分别检测单纯合成和复配体系动态和平衡界面张力。

1.2.5 复配体系界面张力稳定性测定

将复配体系和单纯合成体系在45℃恒温条件下检测第1、2、3、7、15、30、60、90d的界面张力, 观察两体系平衡界面张力的稳定性。

1.2.6 复配体系抗吸附测定

将复配体系与合成体系分别与5%油砂混合, 45℃恒温摇床震荡24h后, 离心取上层清液测定界面张力, 然后将剩余上层清液按5%比例与油砂混合重复上述步骤, 观察多次吸附后界面张力变化情况。

1.2.7 复配体系物理模拟驱油实验

采用人造岩心柱 (渗透率为0.85～0.937μm2, 变异系数为0.65, 饱和度为75.2%～76.1%) 进行了室内物理模拟驱油实验, 采用了大庆第四采油厂联合站的原油、注入水。物理模拟实验流程如下:

抽真空-饱和油-水驱-ASP三元 (0.3PV) -聚驱 (0.2PV) -后续水驱。其中, 主段塞ASP三元, 复配体系为脂肽生物表活剂与合成表活剂按1∶1复配, 复配三元体系总活性剂用量和单纯化学驱的相同。每个体系进行了3支岩心平行实验。

2 结果与分析

2.1 生物表面活性剂产生菌鉴定

利用高通量筛选方法——油滴扩展法[4], 从大庆油田地层水中分离得到一株产表面活性剂菌株DQ0121。

纯化的单菌落呈灰白色、扁平、边缘不规则伸出, 表面粗糙干燥, 能用接种环整块挑起 (图1) 。该菌株呈革兰氏阳性, 杆状, 能形成芽孢, 厌氧条件不生长, 甲基红试验阴性, 硝酸盐还原试验阳性, 葡萄糖培养能产酸不产气, 可液化明胶, 水解淀粉, 水解酪素, 根据《常见细菌系统鉴定手册》鉴定该菌株为枯草芽孢杆菌 (Bacillus subtilis) 。DQ0121菌株的主要形态特征及染色结果如表1。

同时分析了产表活剂菌纯培养的16S rRNA基因序列, 进一步确定其菌种类型。下面是产表活剂菌株的16S rDNA序列 (如图2) , 序列比对结果与Bacillus subtilis相似性最大, 为99%。

2.2 菌种代谢产物鉴定

2.2.1 代谢产物的定性分析

比较水解前后茚三酮显色情况对代谢产物进行定性分析。直接加茚三酮不显色 (图3-A) , 水解后茚三酮显色, 能显示橙红色斑点 (图3-B) , 表明该物质本身不含有游离氨基, 酸水解后产生游离氨基, 初步推测该物质具有环状的肽键[5]。

2.2.2 代谢产物的定量分析

表面活性剂经红外光谱分析在3 304cm-1是分子间N-H键的伸缩振动, 1 648cm-1与1 534cm-1强吸收为酰胺键的吸收谱带, 说明表面活性剂分子结构中有肽键;2 926～2 862cm-1和1 458～1 382cm-1为脂肪碳链中的C-H键伸缩振动;1 727cm-1小峰表明是内酯的羰基结构, 因此该表面活性剂是脂肽类物质, 如图4。

表面活性剂样品的氨基酸分析结果表明它由天冬氨酸 (Asp) 、谷氨酸 (Glu) 、缬氨酸 (Val) 和亮氨酸 (Leu) 四种氨基酸组成, 氨基酸的含量 (μmmol) 分别为8.593、8.691、8.849、33.237, 因此这四种氨基酸的分子组成比为Asp∶Glu∶Val∶Leu=1∶1∶1∶4, 氨基酸分析结果见图5。

这和Surfactin的氨基酸组成是相似的, 由此推测该表面活性剂是Surfactin的结构类似物。Surfactin结构类似物的物理化学性质相近, 都有良好的表面活性[6,7], 其结构如图6。

a=Asp;b=Glu;c=Val;d=Leu;e=NH.

2.3 生物与合成表活剂复配体系性能测定

对枯草芽孢杆菌DQ0121所产脂肽类生物表面活性剂与合成表活剂复配体系性能进行了评价研究。

2.3.1复配体系动态界面张力较单纯合成体系进一步降低

分别检测两种体系动态界面张力。结果如图7。发酵液与合成表活剂复配三元体系的动态界面张力始终低于单纯合成表活剂三元体系, 表现出很好的动态特性, 说明发酵液中的生物表面活性剂起到很好的协同作用, 对进一步降低界面张力起到重要作用[8]。

2.3.2 脂肽类生物表活剂与合成表活剂最佳复配比例

将发酵液与合成表活剂按不同配比复配, 检测复配表活剂三元体系的界面张力。得出表面活性剂最佳复配比例为1∶1 (S生物/S合成) , 实验结果如图8。

2.3.3 复配体系界面张力稳定性良好

鉴定了复配体系在45℃恒温条件下的界面张力稳定性。结果表明, 复配体系界面张力3个月时, 仍可以达到3.97×10-3mN/m, 具有较好的稳定性。实验结果如图9。

2.3.4 复配体系4次吸附后仍可达超低界面张力

检测了复配体系与合成体系多次吸附后界面张力变化情况。结果如图10。从吸附全过程看, 复配体系最低界面张力值较合成体系低, 出现在第3次吸附, 体系经过4次吸附仍然维持超低界面张力, 综上所述, 认为复配体系可以达到较好的驱油效果。

2.3.5 复配体系物理模拟驱油实验

物理模拟实验结果如表2。

实验结果对比得出, 复配体系总采收率高于单纯合成体系4.85% (OOIP) , 由于复配体系表面活性剂为合成与生物表活剂按1∶1复配, 所以在提高驱油效率的同时, 降低驱油剂的成本30%左右。

3 讨论

大庆油田采油三厂曾开展小井距生物表面活性剂三元复合驱先导性矿场试验。结果表明, 将鼠李糖脂生物表面活性剂与进口磺酸盐类表面活性剂复配所形成的生物表面活性剂三元复合体系与未加入生物表面活性剂的三元复合体系相比, 不仅磺酸盐类表面活性剂的用量减少, 注入化学剂的成本降低;而且体系与原油之间仍能达到超低界面张力值, 取得中心井区提高采收率23.24%, 全区提高采收率16.64%的好效果[9]。试验证明在三元复合驱油中把生物和化学表面活性剂结合起来应用于油田三次采油是完全可行的, 开创了三次采油的新思路、新方法。但是, 生物表面活性剂的生产成本和产率是这项技术规模化应用的关键因素, 因此需要开发快速检测表面活性剂高产菌株并评价其潜力的方法, 用先进的技术提高生物表面活性剂的发酵产率, 进一步降低生产成本;在培养工艺、底物的选择、菌株筛选中不断摸索改进, 优化工艺参数;还可以借助基因工程技术, 构建出高效微生物[10]。

4 结论

采用高通量技术筛选得到一株产表面活性剂菌DQ0121, 经分析鉴定其为枯草芽孢杆菌;对产表面活性剂菌DQ0121的代谢产物进行定性、定量分析, 确定其为脂肽类生物表活剂;对枯草芽孢杆菌DQ0121所产脂肽类生物表面活性剂与合成表活剂复配体系性能进行了评价研究, 复配体系的各项指标均优于或相当于单纯合成表活剂体系;通过物理模拟驱油实验, 在相同浓度和段塞用量情况下, 复配体系驱油效率较单纯三元体系高, 驱油剂成本降低。生物表面活性剂的应用弥补了现有化学表面活性剂在性能上的不足, 同时保护了环境, 因此生物与合成表面活性剂结合提高采收率技术具有良好的应用前景。

参考文献

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[2]伍晓林, 陈坚, 伦世仪, 等.生物表面活性剂在提高原油采收率方面的应用[J].生物学杂志, 2000, 17 (6) :25-28.

[3]吕应年, 杨世忠, 牟伯中.脂肽的分离纯化与结构研究[J].微生物学通报, 2005, 32 (1) :67-73.

[4]东秀珠, 蔡妙英.常见细菌系统鉴定手册[M].北京:科学出版社, 2001:20-28.

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[9]黄梅.鼠李糖脂生物表面活性剂复合驱试验效果及认识[J].大庆石油地质与开发, 2006, 25 (2) :81-82.

二氧化碳驱提高采收率技术及应用 篇4

【关键词】二氧化碳；三次采油；采收率；EOR

提高采收率（EOR）研究是油气田开发永恒的主题之一。将二氧化碳注入衰竭的油层，可提高油气田采收率，己成为世界许多国家石油开采业的共识。二氧化碳驱一般可提高原油采收率7%～15%，延长油井生产寿命15～20a。二氧化碳来源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，既可实现使气候变暖的温室气体的减排，又可达到增产油气的目的。

1、二氧化碳驱油机理

1.1降粘作用

二氧化碳与原油有很好的互溶性，随着溶解气油比的增加，原油粘度显著降低，粘度降低后原油流动能力增大，油水流度比减小，提高原油产量。

1.2膨胀作用

二氧化碳注入油藏后，使原油体积大幅度膨胀，便可以增加地层的弹性能量，还有利于膨胀后的剩余油脱离地层水以及岩石表面的束缚，变成可动油，是驱油效率升高，提高原油采收率。

1.3萃取和汽化原油中的轻烃

在一定压力下，二氧化碳混合物能萃取和汽化原油中不同组分的轻质烃，降低原油相对密度，从而提高采收率。二氧化碳首先萃取和汽化原油中的轻质烃，随后较重质烃被汽化产出，最后达到稳定。

1.4溶解气驱作用

大量的二氧化碳溶于原油中具有溶解气驱的作用。降压采油机理与溶解气驱相似，随着压力下降，二氧化碳从液体中逸出，液体内产生气体驱动力，提高了驱油效果。另外，一些二氧化碳驱油后，占据了一定的孔隙空间，成为束缚气，也可使原油增产。

1.5提高渗透率作用

二氧化碳溶于原油和水，使其碳酸化。碳酸水与油藏的碳酸盐反应，生成碳酸氢盐。碳酸氢盐易溶于水，导致碳酸盐尤其是井筒周围的大量水和二氧化碳通过的碳酸岩渗透率提高，使地层渗透率得以改善，上述作用可使砂岩渗透率提高5%-15%，同时二氧化碳还有利于抑制粘土膨胀。另外，二氧化碳-水混合物由于酸化作用可以在一定程度上解出无机垢堵塞、疏通油流通道、恢复单井产能。

2、二氧化碳驱种类及注入工艺

2.1二氧化碳驱的种类

（1） 二氧化碳混相驱。混相驱油是在地层高退条件下，油中的轻质烃类分子被二氧化碳提取到气相中来，形成富含烃类的气相和溶解了二氧化碳的原油的液相两种状态。当压力达到足够高时，二氧化碳把原油中的轻质和中间组分提取后，原油溶解沥青、石蜡的能力下降，这些重质成分将会从原油中析出，残留在原地，原油粘度大幅度下降，从而达到混相驱的目的。混相驱油效率很高，条件允许时，可以使排驱剂所到之处的原油百分之百的采出。但要求混相压力很高，组成原油的轻质组分C2-C6含量很高，否则很难实现混相驱油。由于受地层破裂压力等条件的限制，混相驱替只适用于重度比较高的轻质油藏，同时在浅层、深层、致密层、高渗透层、碳酸盐层、砂岩中都有过应用的经验，总结起来，二氧化碳混相驱对开采下面几类油藏具有更重要的意义。a.水驱效果差的低渗透油藏；b.水驱完全枯竭的砂岩油藏；c.接近开采经济极限的深层、轻质油藏；d.利用二氧化碳重力稳定混相驱开采多盐丘油藏。

（2）二氧化碳非混相驱。二氧化碳非混相驱的主要采油机理是降低原油的粘度，使原油体积膨胀，减小界面张力，对原油中轻烃汽化和油提。当地层及其中流体的性质决定油藏不能采用混相驱时，利用二氧化碳非混相驱的开采机理，也能达到提高原油采收率的目的，主要应用包括：a.可用二氧化碳来恢复枯竭油藏的压力。虽然与水相比，恢复压力所用的时间要长得多，但由于油藏中存在的游离气相将分散二氧化碳，使之接触到比混相驱更多的地下原油，从而使波及效率增大。特别是对于低渗透油藏，在不能以经济速度注水或驱替溶剂段塞来提高油藏的压力时，采用注二氧化碳，就可能辦到，因为低渗透性油层对注入二氧化碳这类低粘度流体的阻力很小。b.重力稳定非混相驱替。用于开采高倾角、垂向渗透率高的油藏。c.重油二氧化碳驱，可以改善重油的流度，从面改善水驱效率。d.应用二氧化碳驱开采高粘度原油。

2.2二氧化碳驱注入工艺

（1）连续注二氧化碳气体。直接向已枯竭的地层中连续注入二氧化碳气体，特点为：a.见效快，但二氧化碳消耗量大，一般为地层孔隙体积的几倍；b.由于不利的流度比，容易发生早期气窜，产气量上升快，二氧化碳利用率低；c.不适于压力过低的油藏，因为这类油藏一方面需要大量的二氧化碳气体，另一方面，过低的压力下二氧化碳气体与原油混相困难，造成只有少量轻质烃采出，大量重质烃留在地下。（2）注碳酸水（ORCO）。利用二氧化碳溶于水的性质，将水-二氧化碳溶液注入到地层后，水中的二氧化碳在分子扩散作用下与原油接触并驱油。（3）水和二氧化碳气体交替注入。将二氧化碳和水以较小的段塞尺寸（一般小于5%HCPV）交替注入到油层中驱油。虽然注入的水可能造成水屏蔽和二氧化碳绕流原油，且存在潜力的重力分层作用，同时还可能造成注入能力下降等缺点。但由于改善了二氧化碳的流度，提高了二氧化碳的体积波及系数和利用率，因此，交替注入方式是经济有效的提高采收率的工艺方法。（4）同时注入二氧化碳气体和水。二氧化碳和水同时注入是利用双注系统同时将水和二氧化碳注入油层的方法。可以看做WAG发的一种极端情况。此种注入方法的不利因素就是：当高压注入二氧化碳和水的混合物时，注入井腐蚀严重；当两相同时注入时，注入能力会降低。

3、二氧化碳驱应用情况

3.1国外应用情况

国外采用二氧化碳驱的主要国家有：美国、前苏联、匈亚利、加拿大、法国、德国等。据统计，全球实施CO2-EOR项目共有94个，其中，美国82个（80个混相驱，2个非混相驱），加拿大6个，特立尼达5个，土耳其1个。CO2-EOR技术的应用主要集中在美国，其年产油量为1186×104t/a，占世界CO2-EOR总产量的94.2%。美国有十个产油区的292个油田适用CO2驱，一般提高采收率7%～15%，在西得克萨斯州，CO2是最主要EOR方法，一般可提高采收率30%左右。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。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，从84年到89年，二氧化碳混相驱日产量由4976.7m3上升到28464.8m3。二氧化碳非混相驱日产量由111.6m3下降到15.1m3（实际上94年就停产了）。注气项目二氧化碳混相驱84年为40项，到98年增加到66项，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。美国具有最先进的CO2-EOR驱油技术。美国的实践表明，CO2提高采收率技术适用油藏类型较广、提高采收率的幅度较大、在高油价下投资回报率较高；以工业废气为主的CO2捕集-封存-应用一体化提高采收率技术将是今后发展的新走向，新一代二氧化碳提高采收率技术预计可将采收率提高到60%以上。加拿大也有许多重油油藏被认为不适合进行热力开采，加拿大对CO2驱开采重油进行了大量的研究。二氧化碳驱对加拿大西部沉积盆地中许多接近枯竭的地层和大部分需要基础设施的油藏中都极具吸引力，已经开发出了一种适合于二氧化碳提高采收率方法的快速筛选、排序方法。这种方法适合储量数据库中的许多油藏，而且不需要对油藏工程进行详细分析。油藏的筛选当以原油比重、油层温度和压力、最小混相压力和剩余油饱和度为基础，确定出它们对注入二氧化碳的适配性，并且用一种解析方法计算出突破时增加的开采量和注入任何烃孔隙体积（HCPV）二氧化碳的系数。此外，要计算实施二氧化碳隔离的油藏容量。油藏排序应根据与权重相对应的一组标准来确定和选择最适合于二氧化碳驱并隔离二氧化碳的油藏。

3.2国内应用情况

随着全世界对气候变化的不断关注，中国先后设立了一批关于二氧化碳驱油利用与埋存相结合的重大项目，二氧化碳混相驱的实验室研究及矿场试验工作也有了一定的进展，注二氧化碳技术在油田的应用越来越多，已在江苏、中原、胜利等油田进行了现场试验。江苏油田富14断块在保持最低混相压力的状态下，于1998年末开始了二氧化碳水交替（WAG）注入试验注入6周期后水气比由0.86：1升至2：1，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%。对于胜利油田而言，适合二氧化碳驱的油藏储量就非常可观。根据初步油藏评价研究结果，仅胜利电厂附近适合二氧化碳驱的低渗透油田储量就达2亿多吨，若全部采用二氧化碳驱开发，每年可能消耗二氧化碳300万吨，可提高油田采收率10%至15%。如规模应用二氧化碳驱，胜利油区低渗透油藏预计新增可采储量3300万吨至4700万吨，二氧化碳注入需求将达1亿吨以上。胜利电厂烟气二氧化碳捕集纯化技术，油田具有完全自主知识产权。它的推广应用，为今后胜利油田大规模开展二氧化碳驱提供了稳定的气源保障和技术保证。

二氧化碳在我国石油开采中有着巨大的应用潜力。据“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”结果，在参与本次评价的101.36亿吨常规稀油油田的储量中，适合二氧化碳驱的原油储量约为12.3亿吨，预计利用二氧化碳驱可增加可采储量约1.6亿吨。另外，对于我国现已探明的63.2亿吨的低渗透油藏原油储量，尤其是其中50%左右尚未动用的储量，二氧化碳驱比水驱具有更明显的技术优势。但是，二氧化碳驱技术在我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，二氧化碳将成为我国改善油田开发效果、提高原油采收率的重要资源。

参考文献

提高石油采收率 篇5

Yildiz和Morrow (1996) 认为, 注入盐水组成的改变可以改善原油开采。此后, Tang和Morrow (1999年) 进一步推进了盐水矿化度对原油采收率影响的研究, 在此之后Webb等 (2004) 和McGuire等 (2005) 研究了大量的LoSalTM驱油方案。这些方案包括大量的常温和油藏条件的岩心驱替试验 (在高温和高压下, 使用的是活性流体) 、单井示踪测试 (SWCTT) 和测-注-测试验, 结果表明, 低矿化度盐水的注入, 明显提高了原油采收率。

最近, 已经证明由于低矿化水的注入, 黏土矿物表面和注入盐水之间的多级分离子交换 (MIE) 促进了原油采收率的提高 (Lager等, 2006年) 。

原油组分吸附到储集岩石表面, 通常理解为部分储集岩石是油湿的。这种现象发生的一个重要方式是通过黏土表面多价粒子与存在于油相 (树脂和沥青质) 中的极性化合物结合, 以及通过存在于黏土表面的大多数活动阳离子的位移, 有机极性化合物直接吸附到黏土矿物表面。

低矿化度下, 极性有机化合物解除吸附并被多价阳离子所代替。Lager等 (2006) 的数据表明当原生矿化水里出现多价阳离子时, 低矿化度水驱替可以提高原油采收率。如果原生水里不存在二价离子, 只是用高矿化度盐水驱替, 或者如果低矿化度矿化水只是用来驱替第三纪低矿化度水中的原生盐水, 那么残余油饱和度基本不变。与MIE有关的低矿化度偶电层的膨胀使得极性组分从黏土表面解吸。由于保持原油和岩石接触的结合力减小, 导致了原油采收率的提高。

图1说明了原油中的极性分子如何被吸引到带负电荷的黏土表面。二价阳离子 (钙、镁) 充当了原油中带负电荷分子和黏土表面的负电荷之间的桥梁。由于粒子交换平衡的改变, 当来自低矿化度盐水中的二价离子与阳离子有机络合物或其主要成分发生交换时, 受束缚的原油变得可以流动, 因而提高了原油采收率。

但是, 这些研究结果仍然不能确定该机理在油田井间是如何发挥作用的。

2005年决定在阿拉斯加油田的一套单一液压装置上, 由注入产出盐水改成注入低矿化度盐水。从机理研究和下述SWCTT成果可知, 使用的低矿化度盐水是一个接近最优化的LoSalTM盐水, 但由于操作上的限制, 这是当时唯一可用的低矿化度盐水。这与获得充分优化的低矿化度盐水相比受到一定程度的限制, 然而, 仍然期望大幅度提高原油采收率。预期的响应被认为是很有意义的, 可以消除MIE的不确定性因素, 了解低矿化度水在井间起作用的方式。

选定的试验区位于合理的限定井区内, 包括1口注入井和2口关闭的生产井。使用便携式计量分离器精确监测生产井 (MPL-11和MPL-07) 的原油产量和含水率, 每周取样进行振动分离, 分析产出水, 监测盐水化学性质的任何改变。MPL-11井比MPL-07井距低矿化度水注入井更近, 期望该井能够首先对低矿化度水作出响应。然而, 迄今为止, 在MPL-11井几乎没有观察到响应。下面对造成这种情况的原因进行了讨论。

2 结果分析

2.1 生产数据分析

被选作低矿化度水注入的液压装置在此之前的生产过程中已经实施过几个不同的提高原油采收率工艺。经过4年的自然递减, 部署了一口注水井 (MPL-16A井) , 从而使MPL-07井的产量由400 bbl/d (1 bbl/d=0.159 m3/d) 增加到1 100 bbl/d。然后, 产量急剧下降, 一直到2002年。在此期间, 含水上升到95%。后来决定注入混相注剂 (MI) 段塞。产量从200 bbl/d增加到500 bbl/d, 持续一年半的时间, 含水率由95%下降到80%。然后, 产量回落至150 bbl/d。2005年5月决定注入低矿化度水。这个过程是成功的, 原油产量增加至最高的320 bbl/d, 之后减少到200 bbl/d。与此同时, 含水率从92%下降到87%。直至2006年5月, 总产液量保持在稳定的2 500 bbl/d, 随后增加到3 000 bbl/d (图2) 。低矿化度注入井 (MPL-16A) 的注入能力保持不变, 表明没有因为黏土膨胀或者细屑产生而引起地层损害 (图3) 。

2.2 产出水化学成分分析

开始注入低矿化度盐水之前, 产出水的矿化度大约为14 000×10-6溶解固体量 (TDS) (图4) 。2005年10月, MPL-07井的产出水矿化度开始下降, 而MPL-11井的产出水矿化度保持在13 000×10-6 TDS以上, 直到2006年5月稳定在大约12 200×10-6。这是由于MPL-16A和MPL-11井之间出现了封闭断层。注入井和MPL-11之间的地震探测存在阴影区已经证实了这一点。

MPL-07井产出水的镁离子 (Mg2+) 浓度, 从0.4 meq/L增加到0.75 meq/L, 然后在5个月的生产期间急剧下降到低于检测极限 (<0.01 meq/L) 。然后, 在再次重返低于检测极限浓度之前, Mg离子浓度攀升至0.5 mol/L。2007年7月以后, Mg离子浓度恢复到浓度为0.4 meq/L。钙离子 (Ca) 浓度并没有表现出像Mg离子一样的急剧变化。浓度在1.2 meq/L和1.7 meq/L之间波动, 且非常明显, 没有观察到Mg所表现出的浓度急剧下降。

2.3 单井化学示踪试验

在低矿化度盐水注入的液压设备附近新钻了一口井, 并取芯, 尽管选定模式的周围地区没有见到水 (高或低矿化度) 。在这口井上实施了单井化学示踪试验, 依次注入4种不同的盐水。水序列包括建立基准线剩余油饱和度 (Sor) 的高矿化度盐水、MPL-07井的产出水 (16 000×10-6 TDS) 、非最优化低矿化度盐水 (2 600×10-6 TDS) 和最优化低矿化度盐水。从该试验推导出的剩余油饱和度见表1。

结果表明, 高矿化度水和产出水没有任何区别。与基准线Sor相比, 非最优化的低矿化度水的Sor减少2个饱和度单位, 而最优化盐水的Sor则降低了10个饱和度单位。高矿化度水和产出水被用于建立一个坚实的基准线, 并尝试降低这些结果所固有的不确定性。从机理研究可以看出, 由于产出水的注入, Sor没有明显的差异;而用非最优化低矿化度盐水, Sor只出现很少的下降。通过建立一个坚实的基准线, 有可能证明非最优化盐水对Sor有真正影响, 虽然影响很小, 只有2%的不确定性。

3 讨论

现场数据较难解释, 因为极难保持所有参数不变 (如注入量、产出量, 与其他注水井可能产生干扰) 。然而, 由于MPL-07井产油量的增加, 观察到的水油比 (WOR) 下降被认为是在产出水化学性质急剧变化的同时出现的。作者认为, 这是低矿化度盐水驱见效的明显特征。使用Jerauld等人 (2006) 开发的LoSalTM商标的VIPTM模型, 可以证实低矿化度盐水注入的效果。该模型在2005年5月以前用于历史拟合, 此后被用作预测模型。应用了两种模式:一种是注入低矿化度盐水, 另一种是只注入高矿化度盐水 (图5) 。根据模型, LoSalTM效果反映在2005年11月之后开始增产原油, 这与观察到的MPL-07井WOR下降以及水化学的急剧变化相符合。

3.1 Mg浓度的变化

通常, 水驱作为一种物理手段从油藏驱油, 它也是一种保持油藏压力的手段。因此, 除由于膨胀黏土和淡水的相互作用引起的地层损害或由于钡 (存在于原生水) 和硫酸 (当用海水作为注入剂时, 存在于注入水中;Collins, 2005) 反应引起的无机物结垢之外, 期望注入剂和油藏间尽可能少地发生化学反应。然而, 根据水文地质学的文献, 如果与固有的原生盐水的成分不同的水状流体注入到含水层, 矿物表面和注入盐水之间将发生阳离子交换, 而导致水化学性质的显著变化 (Valocchi等, 1981) 。为此, Appelo等 (1994) 成功地描述和模拟了含水层的淡化。他们发现, 由于低矿化度盐水注入引起的盐水层淡化的主要特征是二价阳离子 (Ca2+、Mg2+) 浓度迅速下降到低于注入低矿化度盐水中二价阳离子的浓度, 同时出现氯离子浓度的单调下降。在简化条件的岩心驱替试验中, 如以前的报告 (Lager等, 2006) , 以及MPL-07井低矿化度驱过程中的产出水, 也观察到了完全相同的情况。产出水中Mg2+的彻底清除是注入盐水和储层岩石强相互作用的有力证据。此外, Mg2+浓度的急剧下降证实了从Secombe等论文 (2008) 进一步讨论的MIE机理推断的自动锐化前缘。非锐化前缘将导致高度分散反应, Mg2+浓度会逐渐下降, 如通常在现场示踪剂中见到的一样。

3.2 注入指数和pH值变化

这里所描述的现场结果表明, 前面引用的低矿化度水注入增加原油采收率的两个可能机理:微粒运移和溶液pH值增加, 不是非常可靠。首先, 在整个低矿化度水注入过程中, 注入指数保持不变。如果发生微粒运移, 微粒将阻塞一些孔隙孔喉, 从而导致注入能力的降低。还注意到, 在低矿化度水注入之前, MPL-16A井的注入能力缓慢下降 (该数据开始是0.8左右, 在低矿化度水注入之前是0.6) , 这被认为是由于重新注入和未经过滤的产出水慢慢堵塞近井区域所致。相反, 低矿化度盐水, 比产出水要清洁, 没有堵塞井筒, 并且有助于稳定注入速度。另一个有趣的结论可以从不变的注入指数得到:当注入水的温度比地层温度低时, 通常会发生的油藏热应力破碎就不太可能发生。这类破碎由于可能增加注入能力, 所以能够增加原油采收率。在低矿化度水注入的油藏pH值可能会发生变化, 要注意到在一些早期的简化岩心驱替试验中, 流出盐水的pH值突然从9增加到10.5。据推测, 这种增加可能会导致原油采收率的提高 (McGuire等, 2005) 。然而, 后来的岩心驱替试验表明, 低矿化度作用在酸性条件也能有效, 而且试验中pH值增加很可能是岩样卸压引起的试验假象。现场数据显示pH值变化非常小 (图6) , 当然也显示不出pH值增加到10.5就能有效地排除pH值作用机理。

3.3 时间选择

由于低矿化度注入水中缺少硫酸盐, 故钡离子可以看作是一个不反应的保守示踪剂。因此, 通过监测产出水中钡浓度的变化, 有可能估计何时已经注入了1孔隙体积 (PV) 的低矿化度水。这些数据表明, 开始注入13个月后, 钡的浓度已开始趋于平稳, 因此假定此时已经注入1 PV水。通过反算, 发现在注入大约0.3 PV的低矿化度水之后低矿化度作用开始起效 (图7) 。在油藏条件下的岩心驱替过程中, 发现在第三纪模式下, 在注入大约0.4 PV的低矿化度盐水后, 实现了原油采收率的提高。考虑到与现场数据有关的固有不确定性, 低矿化度收效 (实验) 结果一致性很好, 收效时间很快。

3.4 未来的发展和优化

在现场实例中, 由于低矿化度盐水的注入引起的原油采收率增加相对较少, 然而, 这正是BPSunbury实验室期望得到的, 实验结果表明, 对这个油藏来说, 这种水不是最优的。这被后来在邻井实施的SWCTT所证实。这个试验报道的Sor降低只有2%, 而通过向该油藏注入优化的低矿化度盐水可以获得的Sor下降达到10%。优化是基于油藏的矿物成分、生产历史, 以及原生水的组成。下一步将研究注入水, 配制一种最优化盐水, 来驱替整个油藏。

4 结论

压堵结合提高采收率 篇6

油田厚油层发育, 由于层内及层间存在严重渗透率差异, 经过长期注水开发, 注入水在注采井间形成了低效或无效循环, 对存有剩余油的低渗透层驱替作用减弱。为控制高渗透部位的产液, 挖潜接替层潜力, 减少高产液层对压裂层的干扰。对于高产水层与产量接替层兼备的水驱井, 开展了压堵结合工艺试验, 可以充分发挥压裂增产、封堵降水的双重作用。

通过采取把压裂和堵水有机结合在一起的工艺, 收到了挖潜剩余油的效果。目前, 压堵结合施工井数量较少, 初期平均单井增油7.6t/d, 含水下降12个百分点, 增油、降水效果比较好。

2 压堵结合原理

压堵结合井的油层情况如图1所示。

因为高渗透层以产水为主, 根据达西定律可表示为:

因为低渗透层含有剩余油, 根据达西定律可表示为:

Pe----注入压力MPa;

Pw----井眼压力MPa;

Po----剩余油边界压力MPa;

Re----油水井间半径m;

Rw----井眼半径m;

Ro----剩余油边界半径m。

对含油饱和度较高的低渗透层, 压裂低渗透层可以使初期增油效果比较好。用封隔器封堵高含水层, 相当于提高井眼压力Pw, 当井眼压力Pw和注入压力Pe相等时, 高含水层没有流量, 注入水开始转向低渗透层。在增加注入压力的情况下, 注入水驱替剩余油向井筒方向流动, 这样可以保证压裂井的有效期, 同时, 也是为了控制高渗透层的产液, 减少高渗透层对压裂层的干扰。

3 现场施工工艺

压裂后直接堵水, 把压裂完井和堵水施工由作业队一趟管柱完成。不但可以节省一次堵水施工费用, 而且可以减少施工期间耽误的产量, 更有利于发挥压裂效果。

3.1 压裂工艺

由于剩余油主要分布在低渗透部位, 高渗透层和低渗透层之间一般夹层很薄或没有夹层, 并且, 普通压裂的造缝方向不能人为控制, 容易压窜夹层、压开高含水层, 所以, 一直没有采取压裂方式挖潜剩余油。现在在原有定位平衡压裂的基础上, 重新设计、改进下井工具, 使井下工具在施工时的精度更高, 保护夹层的范围由普通压裂的2m扩展到目前的0.4m。

3.2 堵水工艺

根据压裂层与堵水层的位置关系, 一般可分为“压上堵下、压下堵上、压中间堵两端”三种管柱结构。

现在以拉2-323井为例, 阐述一下堵水工艺, 堵水管柱如图2, 该井压两段堵两段, 压堵层段相互交叉, 而且最下面的堵水层是层内堵水, 采用Y445-114、Y341-114L和K341-114D长胶筒等3种类型封隔器配套组合成上下2种不同结构的丢手堵水管柱。使用长胶筒封隔器的目的, 是通过封堵炮眼和小夹层实现层内层段封堵。使用桥塞封隔器的目的, 是在砂埋堵水管柱的情况下, 可以先下冲砂管柱冲砂, 再强制打捞桥塞封隔器, 从而顺利起出堵水管柱。

该井施工后初期平均日增液20t, 日增油5t, 含水下降8个百分点, 有效期持续较长, 增油、降水效果明显好于单一压裂或堵水措施, 体现了压堵措施结合的双重作用。

4 经济效益评价

仍然以拉2-323井为例。

该井投入:压裂费用20万元, 堵水费用10万元。

产出:增油量410t, 每吨原油以0.1万元计算, 折合人民币41万元, 已经收回成本。预计增油可达到800t, 折合人民币80万元。

所以, 投入产出比可以达到1:2.7。

5 几点认识

5.1 通过采用压堵结合工艺, 可以提高厚油层的最终采收率, 增加油田的可采储量。

5.2 压裂后直接堵水, 施工工艺简单, 施工周期短, 见效快。

5.3 重复压裂井, 由于剩余油较低, 不适合压堵结合工艺。

5.4 定位平衡压裂和长胶筒封隔器的成功应用, 扩大了压堵结合的适用范围。

摘要：机械挖潜剩余油一直是采油工程的攻关方向, 油田采取把压裂和堵水有机结合在一起的工艺, 实践证明取得了比较好的增油、降水效果, 收到了挖潜剩余油的目的。文章对压堵结合原理进行了分析, 对优选的压裂、堵水工艺进行了阐述, 并在实践的基础上总结出几点认识。

关键词：压堵结合,剩余油,认识

参考文献

[1]王鸿勋等.水利压裂原理.北京:石油工业出版社, 1989年。[1]王鸿勋等.水利压裂原理.北京:石油工业出版社, 1989年。

浅谈提高油田采收率技术 篇7

这里首先简单介绍应用最广泛的提高油田采收率的技术, 包括热采技术、气驱技术和化学驱技术。

1.1 热釆技术

热釆是应用规模最大, 也最为成熟的EOR技术.是开釆稠油最有效的方法。根据作用方式和作用机理, 热釆技术可细分为蒸汽吞吐、蒸汽驱、热水驱、火烧油层和蒸汽辅助重力泄油等。目前蒸汽吞吐、中浅层蒸汽驱和厚层重力辅助蒸汽驱技术已成熟。在世界稠油油田开发中得到广泛应用。近几年美国的热釆规模在缩小, 而加拿大新增的提髙釆收率项目主要是热釆项目。

中国在推广应用蒸汽吞吐井网加密、浅层蒸汽驱和厚层SAGD技术的同时, 正探索特超稠油蒸汽吞吐、中深层蒸汽驱、常规稠油低效水驱转热釆、水平井单层开发薄层稠油等技术。

1.2 气驱技术

工业化应用的气驱技术主要有混相驱、烃混相, 非混相驱、C O2非混相驱、氮气驱等。气驱技术不仅可以作为一次釆油手段用于新油藏的开发, 也可以作为三次釆油手段用于水驱后油藏提髙釆收率。目前, 气驱技术应用规模有不断扩大的趋势。加拿大、哈萨克斯坦、阿曼等国家开展了酸气混相驱油试验, 把原油生产中分离出的髙浓度硫化氢和二氧化碳气体注入油层, 既减少对酸气的处理, 又可保持地层压力。该方法有望成为新的提髙釆收率技术, 注气技术对于不宜注水开发的深层髙压低渗透油田提髙采收率有很大的潜力。目前, 中国正在开展该类油藏CO2驱矿场试验。

1.3 化学驱技术

从世界范围来看, 化学驱技术主要在中国应用。以大庆油田和胜利油田为代表, 聚合物驱和复合驱技术得到快速发展, 成为重要的E O R方法;随着适合化学驱优质资源的减少, 化学驱技术向髙温髙盐油藏、大孔道油藏和聚合物驱后油藏发展。美国、加拿

2 聚合物驱后髙效洗油新技术

聚驱后髙效洗油技术适用于前期聚合物未波及到的地层, 增大聚合物波及范围, 从而提髙聚合物驱未波及处地层的剩余油开发效果。

2.1 作用机理

聚驱后髙效洗油技术是将髙效洗油剂注入聚合物驱后的地层, 以达到提髙釆收率目的的技术, 既可通过提髙洗油效率来弥补聚合物驱机理的不足, 又可通过髙效洗油剂进入聚合物不可入的孔隙, 弥补聚合物驱所损失的那部分波及系数。高效洗油剂的驱油机理为: (1) 低界面张力机理是基础机理; (2) 乳化携带机理是主要机理; (3) 乳化捕集机理是辅助机理。

2.2 髙效洗油剂注入时机研究

试验发现, 髙效洗油剂越早注入, 岩心原油的采出程度较低, 有更多可洗的油;但更重要的是越早注入, 聚合物驱聚合物的调剖作用越大, 更有利于髙效洗油剂作用的发挥, 所得到最终釆收率越髙。

3 微生物提高石油采收率 (MEOR) 新技术

微生物提高石油采收率 (MEOR) 是目前国内外发展迅速的一项提高原油采收率的技术, 它不仅可采出地下流动的原油, 也可采出不流动的原油, 并能使枯竭井延长生产寿命。

3.1 技术简介

国内外微生物提高采收率方式大致有两种。一类是地面法, 在地面建立发酵反应罐, 为微生物提供必须的营养物质, 通过微生物代谢作用产生生物产物 (主要是生物表面活性剂和生物聚合物) , 将生物产物注入地层从而达到提高采收率的目的。另一类是地下法 (油层法) , 指直接将微生物注入到油层, 使其在油层中产生各种代谢产物, 只要供给微生物足够的营养物质, 代谢产物的生产速度就会大于被微生物降解的速度。

3.2 微生物提高石油采收率 (MEOR) 方法的特点

采收率显著。

(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) 微生物可解决油井生产中多种问题, 如降粘、防蜡、解堵、调剖, 最后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。

3.3 MEOR的作用机理

微生物采油是将地面分离培养的微生物菌液注入油层, 或单独注入营养液激活油层内微生物, 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方法。其作用机理主要是:

(1) 微生物在地下发酵过程中能产生各种气体, 如CH4、CO2、N2、H2等, 这些气体可增加油层压力, 降低原油粘度。

(2) 微生物在地下发酵过程中能产生有机酸类、醇类、酮类等有机溶剂, 其中有机酸类能使碳酸盐地层溶蚀而增加其渗透性, 醇类、酮类可降低表面张力和油水界面张力, 促进原油的乳化。

(3) 微生物在地下发酵过程中能产生生物聚合物, 这些生物聚合物能调整注水油层的吸水剖面, 控制高渗地带的流度比, 改善地层渗透率。

(4) 微生物在地下发酵过程中能产生分解酶, 它能裂解重质烃类和石蜡组分, 从而改善原油在地层中的流动性能。石蜡组分裂解后, 可减少石蜡在井眼附近的沉积, 降低地层原油的流动阻力。

(5) 微生物在地下发酵过程中产生生物表面活性剂, 它能降低油水界面张力并乳化原油, 从而提高石油采收率。

4 总结

综上所述, 现有的提高油田采收率的技术, 应用相对比较成熟, 应用也是最广泛的, 但是任何技术都有自身不足的地方和限制比较多的地方, 这就需要我们在充分了解的基础上进一步的深化修正;与此同时也需要我们从其他途径寻求突破, 比如微生物采油技术, 科技进步必然带来生产力的飞跃。

摘要：油田最终采收率的高低, 既是一个油田的开发技术水平的综合反映, 又是其开发效果的综合体现。因此, 不断提高油田的最终采收率, 永远是石油人的目标。本文首先简单介绍了油田采收率的相关知识, 从三种最常用的提高采收率的方法入手浅谈提高采收率的相关技术, 并深入介绍了最新的聚合物驱后髙效洗油新技术和微生物提高采收率的新技术。

关键词：采收率,提高,新技术

参考文献

[1]吴宝华.海外河油田交联聚合物溶液深部调驱试验研究[J].特种油气藏, 2~3, 10 (4) 77-80.[1]吴宝华.海外河油田交联聚合物溶液深部调驱试验研究[J].特种油气藏, 2~3, 10 (4) 77-80.

化学驱提高稠油采收率研究 篇8

1 聚合物驱

聚合物驱即是将水溶性聚合物溶液, 如多糖和聚丙烯酰胺, 注入到含油层, 改善油水流度比, 增加水的粘度, 降低水相渗透率, 并改善驱替波及系数, 以提高采收率。同时, 该方法有时又被称为聚合物增强型水驱, 用稀释盐水以混相驱替的方式进行[3]。相对于水驱, 此技术具有高出6%~12%的采油潜力, 在使用后也能达到原始地质储量40%~50%的采收率。

根据此采收率水平, 发现聚合物驱适合于具有较高移动原油饱和度和适中储层非均质性的储层, 不适合粘度大于200m Pa·s的原油[4]。然而, 此技术受限于聚合物在储层中的降解、聚合物向储层多孔基质的漏失, 且对于稠油, 需要更高浓度的聚合物溶液来降低流度比, 这会使得注入更加困难, 成本也更高。近年来已经有学者开始对聚合物驱在粘度极高的稠油油藏的适应性应用进行相关研究[5], 同时郭文敏等人通过注入示踪剂发现加入聚合物后可降低水线的推进速度, 从而增大采收效率[6]。

2 表活剂驱

表活剂是表面活性物质的混合物, 通常是两亲化合物 (即石油磺酸盐) 。这些表面活性物质的混合物能够降低油水间的界面张力, 因为其具有两亲特征, 能推动油在水中的分散, 使油滴更易变形, 从而轻易流过孔道, 在对含油层的注入过程中, 降低阈值压力和残余油饱和度, 因此提高了石油采收率。某些情况下, 可以将组合表活剂如酒精和水溶性聚合物注入, 改善表活剂和砂岩间的相互作用。然而, 多孔介质地质和储层孔隙润湿性较大程度地影响了表活剂基驱替的EOR性能[7]。此外, 段塞的尺寸和表活剂浓度也会相应的受到成本的影响。对于表活剂驱, 面临的其他问题有:表活剂在储层多孔介质中过多的漏失会造成额外的费用, 且要对乳状液进行处理, 同时在储层中表活剂会吸附在岩石和砂岩上并与之反应。

3 碱驱

碱驱包括注入碱性水溶液如氢氧化钠、正硅酸钠、氢氧化钾、碳酸钠、氢氧化铵等等, 以段塞形式注入含油层。采收率的提高取决于碱性药剂与原油中有机酸组分 (可皂化组分) 间的化学反应, 产生的表活剂 (即皂化成分) 能降低储层中油、水和岩石间的界面张力[8]。

尽管此方法同其他化学方法相比, 具有简单、化学剂成本低、易操作的优点, 但是在矿场的应用很少, 因为多数都不成功。这是因为碱溶液同岩石和储层流体间有复杂的反应, 此技术并不适合于碳酸盐储层, 且处理采出液时也有一定的成本。其他存在的问题同稠油采收的方法有关, 包括注碱液的通道, 形成的油包水乳化液可能堵塞高渗区域, 且波及系数较差。

4 胶束驱

胶束驱过程中, 段塞溶液包含表活剂、联合表活剂、酒精、盐水和油, 按一定配方形成表活剂稳定微乳液段塞, 液滴大小在10-4~10-6mm, 由胶束组成, 可与储层中的油和水混溶。将胶束溶液注入到含油层, 降低油、水相和岩石间的界面张力, 改善储层孔隙中封闭油的流动性, 并将其释放。随后立即注入聚合物缓冲剂来控制流度, 然后注入淡水缓冲剂来防止污染[9]。

尽管如此, 同其他化学方法相比, 储层的地质特点和条件如高盐度、高温和粘土含量会限制该技术的应用。而且, 胶束溶液的设计与合成昂贵且复杂, 因为其具有多元相的性质。然而, 研究表明在水驱之后, 胶束驱能提高石油地质储量采收率35%~50%。

5 ASP驱

ASP驱发展于1980年, 其采收原理基于将碱、表活剂、聚合物驱机理结合在一个独立的单元。基于此, 将含有碱、表活剂和聚合物的水溶液注入储层中的含油层位, 来驱替储层中的原油, 提高采收率。数据表明此技术提高采收率的能力高达20%[10]。尤其在中国, ASP驱技术在大庆油田和胜利油田的矿场试验, 均实现了采收率的稳步提高。

在ASP驱的矿场应用中, 也出现了一些弊端:注入管线严重结垢;采出液含大量残余化学物质, 会形成复杂而稳定的乳化液, 处理难度大。而且, 目前还没有完善有效的处理技术来处理ASP驱中采出的废水, 因此会造成潜在的环境问题, 这些可能限制该技术在矿场进一步的应用。

6 结束语

针对稠油开采中注水开发造成的能量损失大、采收率较低等问题, 选用化学驱技术将大大改善, 且该技术具有广阔的应用前景。同时需要根据油藏地质特点或条件选用不同的化学驱技术, 开发化学驱新技术对于提高采收率也具有深远意义。

摘要：为提高油田稠油采收率, 结合国内近年来提高采收率技术的研究进展着重提出已被大规模应用的化学驱技术的相关研究, 包括聚合物驱、表面活性剂驱、碱驱、胶束驱、三元复合驱技术的作用机理、研究成果以及应用等研究, 最后提出了稠油化学驱技术应用中存在的问题以及对其未来前景的展望。

关键词：化学驱,稠油,采收率,作用机理

参考文献

[1]计秉玉.国内外油田提高采收率技术进展与展望[J].石油与天然气地质, 2012.

[2]汤明光, 裴海华, 张贵才, 等.普通稠油化学驱油技术现状及发展趋势[J].断块油气田, 2012.

[3]兰玉波.化学驱波及系数和驱油效率的研究[D].大庆石油学院, 2006.

[4]周成裕, 萧瑛, 张斌.国内化学驱油技术的研究进展[J].日用化学工业, 2011.

[5]Wassmuth F R, Green K, Hodgins L, et al.Polymer fl oodtechnology for heavy oil recovery[C].SPE Paper 2007-182, 2007.

[6]郭文敏, 吕爱华, 吴蔚, 等.大庆油田聚合物驱特征评价方法及其应用[J].内蒙古石油化工, 2010.

[7]丁保东, 张贵才, 葛际江, 等.普通稠油化学驱的研究进展[J].西安石油大学学报 (自然科学版) , 2011.

[8]李锦超, 王磊, 丁保东, 等.稠油热/化学驱油技术现状及发展趋势[J].西安石油大学学报 (自然科学版) , 2010.

[9]裴海华, 张贵才, 葛际江, 等.化学驱提高普通稠油采收率的研究进展[J].油田化学, 2010.

非洲稠油油田提高采收率的潜能 篇9

采用相同的油藏管理策略, EOR技术能提高非洲地区两个稠油油藏 (18°~24°API) 的原油采收率。这些油藏的预期水驱采收率相对较低, 约为17%~25%。因此, 在油田生产初期, 可以考虑采用EOR技术替代水驱。

毫无疑问, 经济性在决定是否进行耗资巨大的EOR项目时起到十分重要的作用。筛选研究是为了排除不可行的方案。

EOR筛选研究的目的:

◇ 用快速的“GO/NO GO”筛选法确定适合所研究油藏的EOR技术;

◇ 对通过第一次筛选标准的工艺, 评价预期采收率;

◇ 对最适合油藏的两个工艺进行初步的独立的项目经济性评价;

◇ 选择最合适的EOR工艺。

筛选流程见图1。

2 提高采收率方法

在全球范围内, 应用广泛的三种EOR方法是:化学驱、气驱、热力采油。每种技术都有不同的理论, 但目标相同:采出剩余油, 提高采收率。本文要筛选的EOR方法如下:

化学驱:

◇ 聚合物驱

◇ 碱-聚合物驱

◇ 表面活性剂-聚合物驱

◇ 碱-表面活性剂-聚合物驱 (ASP驱)

气驱:

◇ CO2混相驱

◇ 碳氢化合物混相驱

◇ N2混相驱

◇ 非混相气驱

热力采油:

◇ 蒸汽驱

◇ 蒸汽辅助重力泄油

◇ 火烧油层

其他方法:

◇ 泡沫稠油生产

◇ 微生物驱

每个油藏的流体和岩石都有其特性, 对生产油藏的定性和定量分析是决定最佳EOR方法的前提。流体性质包括:流体密度、黏度、渗透率等。

3 油藏基本数据

本文筛选了两个油田。Alpha 油田有两个储层, Beta油田有一个储层。用于筛选的油层参数包括:

◇ 岩石和流体性质

◇ 驱动机理

◇ 生产/注入数据

◇ 原始地质储量 (OOIP) 和现有可采储量

◇ 相对渗透率曲线数据

4 筛选标准

从成功的工业化EOR技术统计而来的筛选标准可用于很多油藏, 以确定不同EOR技术的适用性。具体的EOR技术的评价标准包括:油藏参数及参数范围。这些参数决定着EOR技术的成功应用。如果油藏参数在某一EOR技术的筛选标准范围之内, 采用“GO/NO GO”筛选就能实现。如果所缺少的参数值在标准范围之内, 也能通过筛选。

大部分的标准都是定量描述, 但是也会考虑许多定性参数。根据当前含油饱和度、地层含油量、油相流度和传导率, 可以计算筛选标准值。也能计算EOR技术的筛选标准值, 如CO2和N2驱的最小混相压力值。

5 可能使用的EOR方法

所有待评价油藏的“GO/NO GO”筛选结果见表1。水驱筛选结果仅用来表征化学方法的适用性, 因为只有适合水驱的油藏才能采用化学方法提高采收率。

5.1 Alpha油田

油藏特征相同的M和N储层, 采用同样的EOR技术。蒸汽驱、火烧油层、非混相气驱都适合这两个储层。由于降低黏度是热采技术的主要参数, 因此, 高黏度原油使得热力EOR技术有广阔的前景。

火烧油层、非混相气驱、微生物驱适合K油层。相对而言, 该油层的原油黏度不能满足蒸汽驱的最低黏度要求 (泡点压力大于50 mPa5s) 。如果轻质、低黏度油藏适合普通水驱, 就不需要采用蒸汽驱。尽管深度和其他参数显示有利于蒸汽驱, 但是轻质油藏几乎不采用蒸汽驱, 因为二次采油剩余的储量很小。因此, 火烧油层是最合适的热力提高采收率技术。但低黏度使得微生物驱油成为一种有潜力的提高采收率技术。

本文对新出现的微生物驱油不作进一步评价, 因为微生物的生物特性需要不同的筛选方法。尽管已有微生物吞吐的现场实例研究, 但是没有任何微生物采油的结论性结果。

Alpha油田不适合化学驱、注混相气、泡沫稠油生产和蒸汽辅助重力泄油技术。化学提高采收率技术不适合高温油藏。高的油藏温度会降低化学药剂的作用, 特别是降解聚合物。此外, 高黏度稠油油藏需要用高浓度的聚合物提高波及系数, 单位聚合物成本的流度降低值成为主要的经济限制。

由于油藏压力低于最小混相压力, 所以Alpha油田也不适合注混相气。由于较大的压缩能力要求, 将油藏压力升高至最小混相压力是不经济的。

Alpha油田的储层不适合泡沫稠油生产。它适合高孔隙度、高原油黏度的油藏。泡沫稠油生产有独特的采油机理, 其压力递减率高。通常, 出砂采油仅能形成高的PDR (压力递减率) , 在近井地带形成高孔隙度区 (蚯蚓洞或者疏松砂岩)

SAGD技术只适合水平井。通过水平井注入蒸汽, 在储层砂岩里形成蒸汽腔, 蒸汽在稠油表面冷凝, 加热原油。低黏度的热油在重力作用下流入水平生产井。因此, Alpha油田的直井不适合SAGD技术。

5.2 Beta油田

合适的油藏温度、水的硬度 (<0.001) , 含盐量 (<0.05) , 使所有的化学方法都能适用于J油藏。碱、表面活性剂、聚合物对水质极为敏感, 在易形成沉淀的高矿化度水环境里, 化学药剂不稳定。

原油黏度高的J油藏适合蒸汽驱、火烧油层、注非混相气。

然而, 由于计算出的最低混相压力高于油藏压力, 因此注混相气是不可行的。孔隙度和黏度相对较低的油藏不适合泡沫稠油生产。

6 工艺性能评价

通过筛选标准的EOR技术的分析方法可以估算出增加的原油产量。

大部分的预测基于理想的五点或七点井网, 该井网的计算考虑了边缘和边界效应。如果不知道油田的注入模式, 则预测采收率会高于估算采收率。

对于任何有多个合适的EOR技术的油藏, 最有可能选择的是采收率最高的技术。任何降低采收率的因素对每一种技术有同样的影响, 因此, EOR技术的分类仍然一样。

研究中将EOR技术的采收率与水驱采收率作对比。假定两种技术同时用于油田生产。

Alpha和Beta 油田潜在的工艺技术的预期采收率见表2和表3, 采收率由高到低排列。

6.1 Alpha油田

热力采油技术适合原油黏度适中的油藏。油藏非均质性对热采技术的实施影响不大。它们起到通道的作用, 热流体在其中加热上覆和下伏岩层, 对采油有持续的影响。在各个油藏所使用的蒸汽驱和火烧油层EOR技术的采收率高于30%。

各油藏最好的EOR技术是蒸汽驱, 但是K储层的火烧油层采收率最高。蒸汽驱的采收率高于火烧油层, 因为外加压力能控制注入蒸汽的热量在油藏的扩散, 使热量维持的时间更长。而火烧油层取决于燃烧放出热量的存留时间, 这种燃烧的时间相对较短, 连续燃烧需要足够的燃料。

M储层的预期水驱采收率仅为21%。注蒸汽和火烧油层能提高采收率, 相应增加的采油量见图2。与此同时, 蒸汽驱增加的采收率最高, 火烧油层能提高采油速度, 有利于经济可行性评价。

N储层的预期水驱采收率也仅为21%。但是注蒸汽和火烧油层的采收率分别提高13%和11%。图3给出了注蒸汽和火烧油层增加的采油量。K储层也有同样的预期结果。火烧油层的最终采收率为49%, 高于水驱采收率。

重力在火烧油层技术中起到重要作用, 此时注入气有超覆油藏的趋势。火烧油层的特点是注气速度高, 对于大部分火烧油层实例而言, 当油层厚度超过20 ft (1 ft=0.305 m) 时, 重力超覆就很明显。与M和N油藏相比, 原油黏度低、油层薄有利于K油层火烧油层的预期效果。

6.2 Beta油田

预期水驱采收率仅为17%, 因此EOR有很好的应用前景。据预测, 最适合该油藏的注蒸汽技术的采收率为49%, 而火烧油层的采收率为39%。注蒸汽和火烧油层增加的原油产量见图4。

适合该油藏的各种化学方法的预期采收率相差不大, 在20%左右。由于注入油藏的化学试剂体积较低, 表面活性剂-聚合物技术的采收率低于水驱采收率。表面活性剂价格昂贵, 而且没有碱的补充, 表面活性剂的浓度会很高, 因此, 从经济角度来看, 必须降低注入体积。

非混相气驱的预期采收率低于水驱采收率。因为水驱的体积波及系数高, 其流度比比非混相驱更有利 (降低了黏度指进影响) 。重力稳定气驱 (注入速度由高到低) 的体积波及效率对气驱更有效。由于没有考虑重力稳定机理, 因此, 注非混相气的预期采收率较低。

如前所述, 本研究的预期采收率值是用分析模型的近似范围, 预期采收率值不能替代任何具体EOR技术评价中的油藏模拟。虽然如此, 采收率值有利于指导划分给定油田的EOR技术。

7 项目经济性评价

项目经济性评价的主要目的在于评价哪种EOR技术在经济上最可行, 只从项目经济性角度考虑。单一的项目经济性仅考虑增加原油的收益、假定的相关生产和投资成本 (作业费用和基建费用) 。仅对每个待评价油藏的最佳EOR技术进行评价, 这些油藏最终采用蒸汽驱和火烧油藏技术。

经济结果不能反映真实价值, 仅仅表示EOR项目的作用和效益, 有助于确定最合适的EOR技术。

7.1 工具

评价所使用的工具是含有基本费用名称的电子表格, 可以计算项目的贴现净现值, 这仅仅是一种经济评价指标。由于第一筛选阶段的净现值很高, 其他详细的经济指标可能就不太合理了。

任何方案的价值是其未来收益的直接函数。1美元的未来价值低于现有价值。因此, 在评价阶段, 净现值是在选定的折扣率下必须产生未来收益的投资。换言之, 净现值是打折之后的未来价值。

7.2 假设条件

经济的EOR热采技术的前期经济负担相当重, 增加了风险性。常常认为, EOR技术是对已有井的完善, 而不需要钻新井。预测了25年生产情况的经济性。为筛选的需要, 作以下假设:

◇ 基本油价为每桶30美元

◇ 没有价格波动或者成本膨胀

◇ 现值折扣率为10%

◇ 整个生产周期的基建费的固定运行损耗为-5%

◇ 生产每桶原油的可变运行损耗为1.50美元。

7.3 基建费用

蒸汽驱和火烧油层的设备很相似。然而, 由于能量密集的特性, 注蒸汽需要较多的资本投入。

注蒸汽作业所需的主要设备:

◇ 水罐

◇ 硅藻土过滤池

◇ 过滤水罐

◇ 水软化剂/软水器

◇ 软水运输箱

◇ 热交换器

◇ 蒸汽发生器

◇ 转向水箱

火烧油层的主要装置:

◇ 蒸汽发生器设施, 包括:

5 蒸汽发生器

5 储水罐

5 净化水存储罐

5 水软化和处理设备

◇ 注气用的往复式压缩机

◇ 采油热处理装置和存储罐

◇ 采油处理和存储温度维持在90°以上

为了预算基建费, 需要确定设备的容积和尺寸。蒸汽和空气的注入速度、压力可以计算设备的容积和尺寸。表4为所有待评价油藏的蒸汽和火烧油层技术的理论注入速度和压力。预算资金成本见表5。

7.4 经济评价结果

Alpha油田M储层:蒸汽驱方案的最高累计采油量:4.76×108 bbl (1 bbl=159 L) 的净现值为33.04亿美元, 而火烧油层的累计采油量:4.59×108 bbl的净现值为36.42亿美元 , 比蒸汽驱高10%。

N储层:蒸汽驱和火烧油层有同样的累计采油量:约2.30×108 bbl, 蒸汽驱和火烧油层的净现值 (18.01亿美元) 比蒸汽驱 (15.26亿美元) 高18%。

K储层:火烧油层的累计采油量 (25年) :约2.69×108 bbl, 其净现值为23.07亿美元。

Beta油田:蒸汽驱和火烧油层的累计采油量分别为0.75×108 bbl和0.63×108 bbl, 相应的净现值分别为5.04亿美元和3.66亿美元。

总之, 蒸汽驱和火烧油层技术比水驱的净现值高。由于生产早期的采油速度较高, 当折现率为10%时, 火烧油层产生的最高净现值比蒸汽驱的高10%~37%。

调整油价和基建费用, 观察其对项目净现值的影响。敏感性分析和交叉图见图5~8。倾斜角度较大的线表明:项目的经济性受油价的影响更大。

8 结论

简单的经济预算可以分析预测动态, 用于筛选标准和分析预测动态的综合筛选方法可用来研究EOR技术在任何给定油田的实用性, 在时间较短, 数据有限的情况下, 对技术进行排序以便作进一步的详细评价。