熱水驅採油井筒環空介質隔熱效果實驗裝置

❶ 油井採油技術是什麼

油井試油並確認具有工業開采價值後，如何最大限度地將地下原油開採到地面上來，實現合理、高產、穩產，選擇合適的採油工藝方法和方式十分重要。目前，常用的採油方法有自噴採油和機械採油（見圖5-1）。

圖5-10射流泵工作原理圖

5．射流泵採油裝置

射流泵分為地面部分、中間部分和井下部分。其中地面部分和中間部分與水力活塞泵相同，所不同的是水力噴射泵只能安裝成開式動力液循環系統。井下部分是射流泵，由噴嘴、喉管和擴散管三部分組成，如圖5-10所示。

射流泵的工作原理：動力液從油管注入，經射流泵的上部流至噴嘴噴出，進入與地層液相連通的混合室。在噴嘴處，動力液的總壓頭幾乎全部變為速度水頭。進入混合室的原油則被動力液抽汲，與動力液混合後流入喉管，在喉管內進行動量和動能轉換，然後通過斷面逐漸擴大的擴散管，使速度水頭轉換為壓力水頭，從而將混合液舉升到地面。

射流泵的特點：井下設備沒有動力件；射流泵可坐入與水力活塞泵相同的工作筒內；不受舉升高度的限制；適於高產液井；初期投資高；腐蝕和磨損會使噴嘴損壞；地面設備維修費用相當高。

❷ 勝利油區「雙低」單元綜合治理效果分析及主攻方向

凡哲元邴紹獻徐龍雲周香翠馬妤馮義娜

摘要分析研究了勝利油田「八五」以來「雙低」單元（採油速度小於1%，且采出程度小於10%）的變化狀況及現狀；總結了「九五」期間不同類型油藏「雙低」單元治理的主要做法及效果，分析了「雙低」單元治理的潛力；部署了「十五」期間「雙低」單元治理計劃和治理目標，明確了「十五」主攻方向，這對改善「雙低」單元的開發效果和提高油田整體開發水平具有重要意義。

關鍵詞勝利油區「雙低」單元「雙低」單元治理效果評價採收率

一、引言

「八五」以來，勝利油區「雙低」單元逐年增加，嚴重地影響了全油區的開發效果，制約了油田開發水平。從1996年起，油田設立專項資金，開展了「雙低」單元專項綜合治理工作，效果明顯。總結「雙低」單元治理的主要做法，分析目前「雙低」單元的潛力，提出進一步改善「雙低」單元開發效果的主攻方向，對增強油田穩產基礎，提高採收率，改善油田開發效果，實現油田開發良性循環具有重要意義。

二、「八五」以來勝利油區「雙低」單元變化狀況

1990年以來，勝利油區「雙低」單元逐年增加，由1990年的71個增加到1999年的163個。從投入開發時間來看，新增加的「雙低」單元中有87個單元是「八五」以來新投入開發的，其儲量占「八五」以來陸上新建產能塊儲量的33.7%，主要是因為對其地質認識程度低、儲量品位差、注水工作滯後、注采井網不完善、調整不及時等原因造成的。在163個「雙低」單元中，動用儲量51664×10⁴t，占勝利油區動用儲量的16.0%；共有油井1813口，開油井1116口，日產油水平4675t，平均單井日產油水平4.2t，綜合含水77.8%，年產油184×10⁴t，佔全油區產油量的6.9%；注水井529口，開注水井281口，油水井利用率59.6%，注采井數比1:3；平均採油速度0.35%，平均采出程度5.44%。「雙低」單元具有採油速度、采出程度低，單井控制儲量高，儲量動用狀況差，注采井網不完善等特點，同時也說明改善開發效果的潛力較大。

163個「雙低」單元分布在除海洋、清河以外的10個採油廠，其中儲量絕對值較高的有濱南、河口、純梁、現河等（表1）。

表1各採油廠「雙低」單元分布狀況表

三、「九五」期間「雙低」單元綜合治理效果評價

「九五」期間共治理「雙低」單元63個，覆蓋儲量2.8357×10⁸t。主要對「九五」前四年治理的50個單元進行了分析評價，這些單元分布在勝坨、東辛、渤南、臨盤、牛庄等28個油田，主要為稠油出砂、低滲透和復雜斷塊油藏。「雙低」單元總體治理效果明顯，採油速度由治理前的0.59%提高到治理後的0.83%，共增加可采儲量738×10⁴t，提高採收率3.2%，擴建原油生產能力75×10⁴t，已有17個單元徹底擺脫了「雙低」局面。

1.不同類型油藏「雙低」單元治理及效果

「九五」期間「雙低」單元綜合治理的總體做法是實施項目管理、強化組織運行，確保治理工作有序高效開展；深化油藏地質研究，做好「雙低」單元治理的前期准備工作；配套完善綜合治理工藝，突出工藝技術在「雙低」治理中的作用；分油藏類型採取針對性治理措施：稠油出砂油藏採取防砂、降粘等措施，低滲透油藏主要是改善注入水水質，復雜斷塊油藏以完善注采井網為主。

1）稠油出砂油藏

「九五」前4年共治理稠油出砂油藏單元18個，如埕東油田西區館下、勝坨油田勝三區東三等。這些「雙低」單元主要生產館陶組（Ng）、東營組（Ed），具有油層埋藏淺（1000～1500m），壓實作用弱，固結成岩性差，油層膠結疏鬆，原油性質稠等特點^[1]。因此，油井出砂嚴重，停產停注井多，開采困難，油水井利用率低，單元開發效果差。陳家莊油田南區、埕東油田埕古13等單元的地面原油粘度達7000mPa.s以上，埕東油田西區館下每米油層吐砂量高達0.687m³，嚴重影響了油井正常生產。

針對稠油出砂油藏「稠」與「砂」的問題，開展了一系列的攻關研究，在防砂抽稠採油工藝技術上有了新的突破和發展，探索出一套防砂抽稠綜合配套工藝技術，提高了油藏的開發水平。

（1）開展出砂機理研究

孤東油田四區館上3～4單元，在治理的過程中開展了出砂機理研究，認為油井產量達到某一門限產量之前，油井產出砂僅是填充在岩石骨架中可以移動的充填砂；當超過門限產量後，因地應力變化而引起岩石骨架變性破壞，骨架砂與充填砂同時產出，油井大量出砂。根據油層出砂機理並結合沉積相研究，對不同沉積相油層採取不同的防砂技術：主河道相油層採取地層填砂與井筒機械防砂結合的雙重防砂方法；河道邊緣相採用地層復射擠穩定劑與繞絲管相結合的復合防砂方法，大大提高了防砂成功率，取得了很好的防砂效果。

（2）地質與工藝密切結合，因井制宜，採取針對性防砂措施

在防砂治砂的過程中，加強了油藏地質研究，充分認識油藏和單井的地質特點及井況，地質與工藝相結合，選擇適合油藏和單井地質特點的防砂治砂工藝技術。勝坨油田勝三區東三單元對層數少、油層厚度薄、縱向層間滲透性差異小、口袋大於15m的出砂井，採用覆膜砂（塗料砂）防砂工藝技術；對井況復雜、層數相對較多且需分層防砂的油井主要採用樹脂防砂技術；供液能力強、含水較低的油井主要應用繞絲管－礫石充填防砂技術，同時還配套應用其他防砂技術，以提高防砂措施的成功率；新井投產或老井上返採用防砂卡泵生產。此外，還應用AR-4防砂、解堵防砂、金屬濾砂管防砂、穩定劑固砂等防砂方法，也取得了較好效果

勝利採油廠.利用綜合配套技術，搞好勝三區東三段「雙低」單元治理.2000.。

孤島油田針對中16-13井區粉細岩油藏，在防砂工藝配套技術上採取因井制宜、解防結合的防砂治砂策略：對地層能量充足、出砂嚴重的井實施混排、地填石英砂、覆膜砂封口、礫石繞絲環空充填防砂工藝技術；對單層生產、射孔密度小的井實行復射孔、解堵、化學防砂技術，已形成了針對不同油井特點的解堵防砂工藝技術

孤島採油廠.孤島油田館1+2中16-13井區「雙低」單元治理效果總結.2000.。

（3）綜合運用射孔、防砂、抽稠、稠油解堵、井筒降粘等技術，防砂扶停產井

義東油田沾4區、埕東油田西區館下等單元由於油稠，出砂嚴重導致大部分井長期停產，儲量動用狀況變差，可采儲量損失嚴重。在治理過程中綜合運用以下技術：應用深穿透、大孔徑、高孔密的射孔技術，增加原油滲流面積，降低油流入井筒的附加阻力，充分發揮油井潛能，為稠油常規開采及其他工藝措施的實施提供有利條件；高泵壓、大排量充填式塗料砂防砂、PS防砂、機械防砂等防砂技術，不僅可以提高防砂井的成功率，而且還有較好的解堵效果；根據生產井的井況和原油粘度高低，採用不同的抽油桿、泵型和機型配套模式；在稠油生產過程中，容易在射孔炮眼附近形成蠟質或膠質成分沉積，堵塞油流通道，作業過程中入井液也容易在射孔孔眼形成乳化堵塞，影響油井產能，為充分發揮油井潛能，對近井地帶有堵塞的油井可採取微生物採油等稠油解堵技術；開發出HKJ-1型降粘劑，以保持「地層－井筒－泵」的供排協調。

義東油田沾4區綜合配套應用以上技術，實行從地層—井筒—地面全方位、多層次、立體的防砂扶井措施，恢復長期停產井10口，初期日增油48.3t，效果明顯。

（4）採用蒸汽吞吐熱力引效技術，熱力啟動高粘度油井，提高儲量動用程度

為了充分發揮稠油出砂油藏的地下資源優勢，採用注蒸汽吞吐熱力引效技術，增強油層滲流條件，提高儲量動用程度，改善開采效果。該技術特別適用於油層厚度大、儲量豐度高，但由於油稠、出砂嚴重而無法開採的油井。埕東油田埕古13單元油層膠結疏鬆，出砂嚴重，原油稠，地面原油粘度平均為5546mPa.s，油井無法正常生產，在部分高粘度井點上利用了此項技術，CN13-6井熱力啟動後，生產效果較好，轉抽後生產正常，已累積產油14474t。

通過前四年的綜合治理工作，稠油出砂油藏18個「雙低」單元的採油速度由治理前的0.64%提高到治理後的0.86%。已累積增油75×10⁴t，增加可采儲量278.1×10⁴t，提高採收率2.62%，取得了明顯的治理效果。

2）低滲透油藏

「九五」期間共治理低滲透油藏「雙低」單元15個，覆蓋儲量4209×10⁴t。「雙低」單元主要儲集層是下第三系沙三段，油層埋藏較深，在2500m以上，儲集層滲透率低，砂體連通性差，並且蒙脫石、伊矇混層等水敏性礦物含量高，遇水易膨脹，堵塞地層，使滲透率下降。由於低滲透油藏儲集層發育差，注水開發時對水質要求高，但大多數單元注入水水質不合格，懸浮物固體、機械雜質含量等嚴重超過行業標准，如五號樁油田樁74單元，空氣滲透率僅為6.4×10^-3μ^m2，注入水中含油量30.2mg/L，懸浮物固體含量11.4mg/L，嚴重超標，污染油層，使地層吸水能力下降，滲流條件變差，採油井供液不足，開發效果差。

針對低滲透油藏開發過程中主要存在問題，「雙低」單元治理過程中，從改善注入水水質入手，加強注水配套工藝技術研究，採取油層改造措施，發揮各個環節的整體優勢。

（1）利用水質處理技術，改善注入水水質

利用注水精細過濾裝置，對注入水進行多級過濾，精細處理污水，改善注入水水質，使處理後水中的懸浮物固體含量、顆粒粒徑、含油量等指標達到行業標准。

（2）採用增注技術，提高注水井注入能力

在改善注入水水質的同時，通過改造干線提高泵壓，上單體增壓泵井口提壓，酸化增注等措施，提高注水井注入能力，恢復地層能量。

（3）採用油層改造、油層保護技術，提高產油井產出能力

通過酸化壓裂等油層改造措施，解除油層污染，解放油層，同時採取鑽井、採油、作業等全過程中的油層保護措施，減少外來因素對油層的污染，提高採油井的產出能力。

通過綜合應用以上注水配套工藝技術，同時進一步完善注采井網，提高注采對應率和水驅控製程度，現河庄油田河135、五號樁油田樁74、純化油田純92等低效單元在注水水質處理和水井增注工藝技術上有了很大提高，開發效果得到明顯改善。現河庄油田河135斷塊注入水中懸浮物固體含量已有處理前的58.8mg/L下降到處理後2.0mg/L，達到行業標准，採油速度由治理前的0.34%提高到治理後的0.75%，開發效果得到明顯改善。

低滲透油藏單元治理效果明顯，15個治理單元已累積增油28×10⁴t，增加可采儲量169×10⁴t，提高採收率4.01%，增加產能15×10⁴t，採油速度由治理前0.67%的提高到治理後的0.79%。

3）復雜斷塊油藏

「九五」前4年共治理復雜斷塊油藏13個單元，包括東辛油田營66、勝坨油田坨15、濱南濱37-363等，具有斷層多，斷裂系統復雜，斷塊含油麵積小，含油井段長，含油層系多，層間差異大，油水關系復雜等地質特點^[2,3]，但對其地質認識、尤其是構造認識程度低，造成注采系統難以完善，儲量動用程度低，開發效果較差。因此，深化斷塊油藏的地質認識特別是構造認識，是取得好的治理效果的前提。

（1）充分利用三維地震等技術，深化油藏認識，為編制調整方案做好前期准備

斷塊油藏治理過程中，充分利用三維地震資料，並結合鑽井、測井、生產動態等資料開展精細地質研究，尤其是構造研究，建立精細地質模型，落實構造和儲量。東辛油田營66斷塊利用三維資料綜合解釋成果，對該塊的構造及儲量有了新的認識，認為斷塊內部構造相對簡單，僅在腰部有兩條近東西的南掉斷層，並存在基本無井控制的不連續高點。由於該塊構造格局發生了變化，含油麵積向西南擴大了0.5km²，新增地質儲量70×10⁴t，這些地質新認識為編制調整方案奠定了基礎

姜岩.營66雙低單元綜合治理的做法與效果分析.2000.。

（2）完善注采系統，提高儲量動用程度

對斷塊油藏構造形態、儲集層發育狀況和流體分布有進一步認識後，部署了治理方案，完善注采系統，提高儲量動用程度。東辛油田營66塊利用新的地質認識成果，在微構造高點鑽新井12口，新井投產平均初日產油能力18.1t，並選擇老井下電泵提液，提高開采強度。這些治理措施，明顯改善了開發效果，採油速度由治理前的0.4%提高到2.86%，增加可采儲量68×10⁴t。

復雜斷塊油藏在治理過程中，通過加強前期地質研究工作，落實構造和儲量，治理效果明顯，採油速度由治理前的0.38%提高到治理後0.62%，已累積增油52×10⁴t，增加可采儲量260×10⁴t，提高採收率4.3%。

2.經濟效益分析評價

用增量法對1996、1997年「雙低」治理單元進行了經濟後評估。從評價結果來看，1996年治理單元中，內部收益率大於12%的單元13個，儲量佔95.5%；1997年內部收益率大於12%的單元5個，儲量佔94.5%。大部分治理單元經濟效益明顯。但也存在著一部分低效益區塊，主要原因是這些低效益單元的新井、低效井比例過高，為29%。

另外，從百萬噸產能建設投資對比來看，1996年「雙低」治理單元的百萬噸產能投資為6.1×10⁸元，而同期新區的百萬噸產能投資為18.5×10⁸元，「雙低」治理單元的投資要遠低於新區產能投資。經過對投資構成分析，鑽井投資兩者差別不大，主要是地面建設投資和公用工程投資「雙低」治理單元要大大低於新區產能建設區塊。

四、「雙低」單元綜合治理潛力分析及主攻方向

在總結「九五」以來「雙低」單元綜合治理做法的基礎上，按照「分析有潛力、技術有保障、治理有效益」的原則，對勝利油區163個「雙低」單元進行篩選評價，分析其潛力，提出進一步改善「雙低」單元開發效果的主要措施和主攻方向。

1.「雙低」單元「十五」治理潛力

分析認為1999年底「雙低」單元中可治理的有92個，儲量2.3445×10⁸t。「十五」期間重點安排治理單元73個，儲量1.93×10⁸t，預計增加可采儲量460×10⁴t，增加產能45×10⁴t。其中復雜斷塊油藏35個單元，儲量7819×10⁴t，增加可采儲量200×10⁴t；稠油出砂油藏17個單元，儲量6405×10⁴t，增加可采儲量160×10⁴t；低滲透油藏21個單元，儲量5056×10⁴t，增加可采儲量100×10⁴t。

2.「雙低」單元綜合治理主攻方向

1）稠油出砂油藏

該類油藏在「雙低」單元中佔有較大的比例，油稠、出砂是該類油藏治理的難點，也是需要攻關的方向。

（1）加強油層出砂機理研究

勝利油區油藏類型復雜，岩石類型多種多樣，不同油藏、沉積相帶、不同層位、不同完井方式和不同含水階段出砂情況各不相同，油層出砂機理較為復雜。根據稠油出砂油藏的出砂特點，開展不同砂岩類型（粉細砂岩和疏鬆砂岩）的出砂機理研究；因井制宜，開展不同井況和不同沉積相帶的出砂機理研究、不同含水階段（特別是高含水階段）的出砂機理研究。

（2）完善防砂抽稠配套工藝技術

在目前工藝技術水平的基礎上，地質與工藝相結合，油層－井底－井筒－地面四位一體，從油層射孔、井底解堵、防砂、有桿泵抽稠、井筒降粘、地面集輸等多層次、多方位，進一步完善防砂抽稠配套工藝技術，提高該類油藏工藝技術應用水平。

（3）開展低廉、高效防砂技術攻關

近幾年發展起來的塗料砂防砂、PS防砂等技術，防砂效果較好，但措施費用較高，一定程度上制約了推廣和應用。開展低廉、高效的防砂技術攻關，要在延長防砂措施有效期的同時，降低防砂成本。

（4）開展防砂提液技術攻關

目前油井防砂後普遍存在著采液強度下降的問題，影響了單井產量和單元開采效果。開展高采液強度的防砂技術研究，研究出在防砂的同時，采液強度不但不會下降，反而能提高，形成防砂不防液的防砂技術，提高稠油出砂油藏的採油速度。

2）低滲透油藏

該類油藏主要從提高注水井的注入能力和油井的采出能力入手，開展攻關研究。具體工作有以下四個方面。第一，深化低滲透油藏的滲流機理研究。開展低速非線型滲流理論研究、雙重介質滲流規律、合理驅動壓力梯度、井網適應性等研究，尋求解決「注不進、采不出」的途徑，為改善目前低滲透「雙低」單元的開發效果提供理論依據。第二，切實加強水質精細處理。對於污水回注的「雙低」單元要進行多級精細過濾（採用精細過濾裝置），使懸浮物固體含量、顆粒粒徑、含油量等指標達到部頒標准；加強注入水與地層的配伍性研究，對於水敏性地層，要採取防膨措施，防止傷害地層。第三，逐步完善高壓注水配套技術。在解決注入水水質問題的同時，通過干線提壓（泵站升級改造）、井口增壓（單體增壓泵）、油層改造（酸化壓裂）、增注工藝等手段，逐步完善高壓注水配套技術，提高注水井注入能力，並把水質精細處理技術和高壓增注技術結合起來，發揮整體優勢，加強注水，恢復地層能量，徹底解決低滲透油藏注水問題。第四，充分利用油層保護、油層改造和水平井等技術。油水井要採取鑽井、採油、作業、注水等全過程的油層保護措施，減少外來因素對地層的污染，並採用油層改造和水平井等技術，提高油藏的注入和產出能力。

3）復雜斷塊油藏

復雜斷塊油藏具有斷層多、塊小、構造復雜等特點，且受地質認識手段的限制，早期投入開發的復雜斷塊油藏多存在著構造不落實，儲集層認識不清等問題，應充分利用三維地震技術，加強精細地質研究，深化對油藏的地質認識。

針對難於完善注采系統的小斷塊油藏，可進行注CO2和單井吞吐試驗和攻關，以提高儲量動用程度，挖掘該類油藏的潛力；對含油層系多、含油井段長，層間動用差異大、注采不均衡的斷塊油藏，可利用分層注水和細分開發層系技術，提高水驅動用程度，改善開發效果。

五、結論

「九五」期間「雙低」單元治理效果明顯，油區「雙低」儲量不斷增長的趨勢得到控制。目前年新增加的「雙低」動用儲量與治理升級的儲量基本處於平衡狀態。

不同類型油藏應採取有針對性的治理措施，提高治理效果。稠油出砂油藏主要是選擇和應用好防砂抽稠配套技術。低滲透油藏主要是加強水質精細處理、高壓注水、防膨解堵、完善注采井網、提高注入產出能力。復雜斷塊油藏主要是深化地質認識，落實構造和儲量，完善注采系統，提高儲量動用程度。

主要參考文獻

[1]李興國.陸相儲集層沉積與微型構造.北京：石油工業出版社，2000:106～107.

[2]王平，李紀輔，李幼瓊.復雜斷塊油田詳探與開發.北京：石油工業出版社，1994:8～9.

[3]程世銘，張福仁.東辛復雜斷塊油藏.北京：石油工業出版社，1997:3～7.

❸ 氣驅應力敏感性實驗

實驗在室溫下進行，實驗中應用113型氦孔隙度儀和112型高低滲透率儀按「岩心常規分析方法（SY/T5336-1996）、覆壓下岩石孔隙度和滲透率測定方法（SY/T6385-1999）」標准執行。

（一）常規孔滲分析

1.氦孔隙度

樣品測試前均在105℃下烘乾至恆重。樣品顆粒體積用岩心公司的孔隙度儀測得，其原理為波耳定律：

深層高壓低滲透油田開發：以東濮凹陷文東油田沙三段油藏為例

顆粒體積計算：

深層高壓低滲透油田開發：以東濮凹陷文東油田沙三段油藏為例

式中：P₁為參比室中的壓力，MPa;V_re_f為參比室體積，cm³;P₂為氦氣擴散進岩心柱後的壓力，MPa;V_matrix為岩心柱體積，cm³;V_grain為樣品的顆粒體積，cm³。

柱塞樣品總體積由千分尺度量樣品的直徑和長度計算而得；總體積減去顆粒體積即為孔隙體積。

深層高壓低滲透油田開發：以東濮凹陷文東油田沙三段油藏為例

式中：V_p為孔隙體積，cm³;V_b為總體積，cm³。

2.空氣滲透率

使用岩心公司的空氣滲透率儀對柱塞岩樣進行空氣滲透率測試。用200psi環壓將樣品密封在哈斯勒夾持器中，讓乾燥的空氣穩定通過樣品，測其進出口壓力和空氣流速。樣品滲透率通過達西公式計算，其表達式為

深層高壓低滲透油田開發：以東濮凹陷文東油田沙三段油藏為例

式中：K為滲透率，10^-3μm²;P_atm為大氣壓，760mmHg（lmm Hg=133.3224Pa，下同）；μ為氣體粘度，mPa·s;P₁為進口壓力，psi;P₂為出口壓力，psi;Q_a為流速，cm³/s;A為截面積，cm²;L為長度，cm。

（二）覆壓孔滲分析

1.測試過程

岩心在105℃下烘乾至恆重，將樣品裝入岩心夾持器，建立模擬上覆壓力，測量岩石孔隙度、滲透率，然後逐點增加上覆壓力，同時測量各上覆壓力下的孔隙度、滲透率。覆壓增加到最大值後再逐點降低覆壓，降壓同時測量各壓力下的孔隙度、滲透率。

實驗在室溫25℃條件下進行，最大覆壓分別為35MPa和40MPa。

2.實驗結果校正

實驗測定的孔隙度φ_（1）、滲透率k_a（1）為靜水壓力條件，需要校正為單軸壓力下的孔隙度φ_（2）、滲透率K_a（2），校正步驟如下：

a.應用實驗室測定的靜水壓力條件孔隙度φ_（1）、滲透率K_a（1）分別除以常壓條件下孔隙度φ_（0）、滲透率K_a（0），在同一坐標系下繪制孔隙度變化系數Fφ_（1）＝φ_（1）/φ_（0）、滲透率變化系數FK_a（1）=K_a（1）/K_a（0）與上覆壓力的關系曲線1和曲線2。

b.根據下式計算出單軸向孔隙度φ_（2）：

深層高壓低滲透油田開發：以東濮凹陷文東油田沙三段油藏為例

式中：φ_（0）為常壓條件下的原始孔隙度，%；φ_（1）為靜水壓力下測定的孔隙度，%；φ_（2）為校正後單軸壓力下的孔隙度，%。

c.校正後單軸孔隙度φ_（2）除以常壓條件下孔隙度φ_（0），得出單軸向孔隙度變化系數Fφ_（2），在孔隙度變化曲線上找出對應A點。

d.由A點垂直向下交滲透率變化系數曲線2於B點，交點B對應的縱坐標值即為單軸向滲透率變化系數FK_a（2）。

e.單軸向滲透率變化系數FK_a（2）乘以常壓下滲透率值K_a（0），即為單軸向滲透率值。

（三）實驗結果及分析

實驗中共測試及收集樣品21塊，樣品克氏滲透率為（0.37～165）×10^-3pm²，平均值為26.93×10^-3pm²。定義參數——滲透率百分數＝K_pi/K₀×100%，孔隙度百分數＝φ_p/φ₀×100%。式中：φ_pi、K_pi為某一凈覆壓力（p_i）下的孔隙度、滲透率；φ₀，K₀為初始孔隙度、滲透率（p_i=0）。

1.滲透率與凈覆壓力的關系

圖4-2-1 滲透率百分數與凈覆壓力的關系

圖4-2-2 滲透率隨凈覆壓力的變化

分析實驗結果（圖4-2-1，圖4-2-2），高滲樣品的滲透率百分數與凈覆壓力的相關程度好於低滲樣品，滲透率越高，線性相關性越強。中、高滲儲層（K=165×10^-3μm²,89×10^-3μm²）好於低滲儲層（10×10^-3μm²<K<50×10^-3μm²），特低滲儲層（1×10^-3μm²<K<l0×10^-3μm²）好於超低滲儲層（K<1×10^-3μm²）。這種趨勢在凈覆壓增加過程尤為明顯，這也表明滲透率高儲層彈性變形佔主導。滲透率越低，解除凈覆壓其滲透率的恢復程度越差，其原因是低滲儲層中剛性顆粒含量低，軟、塑性礦物含量高，同時也可能有微裂縫存在（圖版4-2-1）。有效應力增加時，軟、塑性礦物被重新壓實，裂縫、微裂縫閉合，且上述過程的可逆性較差。

圖版4-2-1

隨凈覆壓力增大，滲透率呈非線性降低。凈覆壓力0～15MPa范圍內，滲透率隨凈覆壓力的增加急劇降低，滲透率損失大；凈覆壓力高於20MPa後，滲透率隨凈覆壓力增加降低的趨勢變緩並趨於穩定。分析認為，岩石承受凈覆壓力作用先後經歷壓實、彈性變形、彈－塑性變形、塑性變形幾個過程。從圖中也可以看出，岩石滲透率越低，滲透率與凈覆壓力的線性相關性越弱，滲透率的可恢復程度越差，滲透率損失越大，儲層應力敏感性越強。

岩石滲透率隨凈覆壓力的不斷增加而減小，且剛開始受到凈覆壓力時下降的速度較快，凈覆壓力大幹20MPa以後趨於平緩。解除凈覆壓力，滲透率不能恢復至初始值，且滲透率越低，可恢復程度越差。在有效應力作用下，原來處於張開狀態的喉道縮小變形，並趨於閉合。地層岩石為不均勻各向異性介質，隨凈覆壓力增加，剛性顆粒發生彈性變形，塑性顆粒重新壓實。彈性形變主要表現為岩石骨架或孔隙的彈性壓縮。壓實變形主要表現為柔性、塑性顆粒的變形及脆性顆粒的破壞等。解除凈覆壓力，已縮小變形或趨於閉合的喉道因顆粒的壓實變形恢復不到初始狀態，造成滲透率的不完全恢復。分析中發現凈覆壓增加過程，早期滲透率下降較快（滲透率越低，越明顯）的原因是此過程中微裂縫閉合及岩石的重新壓實佔主導作用，而後滲透率下降較慢岩石發生彈性變形。文東油田原始地層壓力系數高達1.71～1.88，儲層岩石處於欠壓實狀態。岩心從井筒中取出，地層壓力釋放，岩石顆粒更加疏鬆、膨脹。應力敏感性實驗中，低圍壓階段，顆粒的壓縮、壓實程度較大。

凈覆壓力解除過程中凈覆壓力與滲透率的相關性好於凈覆壓力增加過程中凈覆壓力與滲透率的相關性（滲透率越低越明顯。滲透率越低，微裂縫越發育，微裂縫的可恢復性差，即微裂縫的彈性變形差。），相關性好的過程說明彈性變形占優勢，微裂縫欠發育。

凈覆壓力由1.38MPa增至20MPa，岩心氣測滲透率損失率多為15%～30%。凈覆壓力由1.38MPa增至40MPa時，滲透率損失率為15%～35%。滲透率減小主要集中在20MPa以前，凈覆壓超過20MPa後滲透率變化量很小。

2.孔隙度與凈覆壓力的關系

由實驗結果得出凈覆壓力增加及降低過程的孔隙度百分數（圖4-2-3）。隨凈覆壓力增大，孔隙度呈非線性降低。在有效壓力0～15MPa范圍，孔隙度隨有效壓力的增加急劇降低，孔隙度損失大；當凈覆壓力高於20MPa，孔隙度隨凈覆壓力增加降低的趨勢變緩；當有效壓力繼續增大，孔隙度趨於穩定。分析認為，當凈覆壓力超過一定值後，岩石顆粒壓縮、壓實基本結束，顆粒的壓縮變形空間較小，孔隙度隨凈覆壓力的增加降低不明顯。

凈覆壓力增加及降低過程中，孔隙度參數與凈覆壓力的相關關系好於此過程中滲透率與凈覆壓力的相關關系。這也說明凈覆壓力變化過程中孔隙的彈性變形好於喉道的彈性變形。即孔、喉組成的變形介質系統中喉道的塑性形變較強，而孔隙的彈性形變較強。砂岩受壓時，最先被壓縮的是喉道，而非孔隙。隨凈覆壓力增加，未閉合的喉道數越來越少。滲透率不斷降低，下降趨勢逐漸變緩。

由圖4-2-1，圖4-2-2可知，當有效壓力變化時，孔隙度、滲透率隨凈覆壓力的變化具有不均衡性，凈覆壓力較低時變化幅度較大。凈覆壓力變化時，滲透率變化遠遠高於孔隙度的變化（圖4-2-3，圖4-2-4），這說明滲透率對凈覆壓力變化的敏感程度高於孔隙度。特別是較低凈覆壓力范圍，滲透率隨凈覆壓力增大而降低的幅度更大。儲層岩石是一種不均勻介質，故受有效應力作用時發生不均勻變形。

凈覆壓力由1.38MPa增至20MPa時，孔隙度損失率多為5%～10%；凈覆壓力由1.38MPa增至40MPa時，孔隙度損失率多為6%～12%。孔隙度的減小主要集中在20MPa以前，凈覆壓力超過20MPa以後其變化量很小（圖4-2-4）。

比較相同凈覆壓力下的滲透率損失率與孔隙度損失率發現，滲透率損失率明顯高於孔隙度損失率（圖4-2-5）。即由孔、喉組成的變形介質系統中，滲透率對凈覆壓力的反映更加敏感。

由文東油田沙三中油藏的實際特點，實際油藏的應力～應變關系與圖4-1-1c較為接近。

圖4-2-3 孔隙度百分數與凈覆壓力的關系

圖4-2-4 孔隙度損失率與凈覆壓力的關系

3.滲透率和孔隙度損失的不可逆性

深層高壓低滲油藏開發，隨地層壓力降低，儲層逐漸受到凈覆壓力（有效壓力）的作用，滲透率不斷下降，油井產量下降。當生產壓差增加（油井井底壓力降低）到一定程度後，隨著流體的采出油井產量不是上升反而下降。這是因為儲層孔隙流體壓力降低，作用在岩石骨架上的有效應力增加，壓縮岩石發生變形，儲層滲透性尤其是近井地帶大幅度降低，滲流能力變差，採油指數大幅下降。該變化過程是不可逆的，如圖4-2-1～圖4-2-4所示，深層高壓油藏開發滲透率和孔隙度的應力敏感性損失具有明顯的不可逆性。

圖4-2-5 凈覆壓力增加過程滲透率百分數與孔隙度百分數

由圖4-2-1，圖4-2-2可知，儲層岩心的氣測滲透率隨凈覆壓力的增大呈非線性遞減。在凈覆壓力由40MPa降至15MPa過程中，滲透率逐漸恢復，但滲透率恢復曲線在其降低曲線之下。將載入－卸載循環過程初始狀態下岩心滲透率值與有效壓力由40MPa降至1.5MPa後的滲透率值之差稱為滲透率不可逆損失量。文13西儲層岩心氣測滲透率不可逆損失量為（1～6）×10^-3μm²，滲透率不可逆損失率為4%～10%。

由圖4-2-3，圖4-2-4可知，儲層岩心氣測孔隙度隨凈覆壓力的增加呈非線性遞減。凈覆壓力由40MPa降至1.5MPa過程中，孔隙度逐漸恢復，但低於對應凈覆壓下的初始孔隙度值。圖4-2-3，圖4-2-4表明，文13西儲層岩心氣測孔隙度不可逆損失量一般低於2%。孔隙度的應力敏感性損失遠遠小於滲透率的應力敏感性損失。儲層滲透率和孔隙度的應力敏感性損失源於儲層骨架受力發生不均勻變形所致。

深層高壓油藏開發，凈覆壓力增加相當於油井井底壓力降低。所以，利用氣驅和水驅過程中有效壓力增加和降低過程可以分析異常高壓油藏彈性開采和注水開采特徵^[103-105]:

a.彈性開采過程油井井底壓力降低，形成生產壓差，生產壓差越大，即油井井底壓力越小，初期原油產量越高。但是，彈性開采階段如果生產壓差過大（井底壓力過低），井底附近油藏有效壓力增加過快、過大會導致其滲透率的損失過大，油井產量和產能都會急劇降低。如果控制生產壓差生產，初期產量不會太高，但也不會出現產量和產能急劇下降的現象。適當小的生產壓差條件生產，彈性開采控制的區域更大、總產油量高、彈性開採的採收率也較高。因此，彈性開采（包括注水開采）中，不能過分追求初期產量，必須合理控制生產壓差。

b.注水開采，油藏孔隙壓力逐漸升高（尤其是近井附近），滲透率隨之恢復。但如果彈性開采階段油藏壓力下降過大、過快，其有效壓力高於彈性變形的臨界壓力，即使壓力恢復到原始油藏壓力，滲透率也不可能恢復到初始值。如果生產中出現注水井壓力非正常降低將會導致注水井附近油藏產生不可逆的滲透率損失，尤其在裂縫性油藏注水開發中，這種滲透率不可逆損失更為嚴重。這是深層高壓低滲油藏注水能力低的一個原因。

4.加壓方式對滲透率變化的影響

為研究深層高壓低滲油藏地層壓力下降速度及地層壓力恢復速度對儲層物性的影響，實驗室在注入速度一定的情況下，通過快速和慢速加壓實驗、慢速連續加壓－恢復循環實驗模擬深層高壓油藏開發中不同有效壓力下儲層滲透率的變化。

（1）有效壓力變化速度對滲透率損失的影響

採用與氣測滲透率相同的裝置對岩心進行快速和慢速加壓實驗，以分析有效壓力（凈覆壓力）變化速度對儲層的傷害。為增加可對比性，選擇同一口井、同一深度點的岩心W13-281（2-1），w13-281（2-2）進行實驗。對W13-281（2-1）進行快速加壓和恢復實驗，有效壓力為1.5,20和40MPa；對W13-281（2-2）進行慢速加壓和恢復實驗，有效壓力為1.5,5,10,15,20等5MPa間隔一直增大到40MPa。實驗結果如圖4-2-6所示。

圖4-2-6 有效壓力變化速度對滲透率損失的影響

分析可知，有效壓力增加速度對岩心滲透率影響明顯。有效壓力快速增至40MPa，滲透率損失率為13.3%（W13-281（2-1））.有效壓力慢速增至40MPa，滲透率損失率為12.2%（W13-281（2-2））。有效壓力降低速度對岩心滲透率恢復影響也較大。有效壓力快速增加的岩心W13-281（2-1）在有效壓力降低至1.5MPa後，其滲透率損失率為7.7%；而有效壓力緩慢增加的岩心W13-281（2-2）在有效壓力降至1.5MPa後，其滲透率損失率為4.6%。可見，有效壓力快速變化所造成的滲透率不可恢復損失大於有效壓力緩慢變化造成的滲透率不可恢復損失，這與圖4-1-1c相吻合。有效壓力變化速率決定應變率的高低，有效壓力快速變化導致高應變率，有效壓力慢速變化導致低應變率。

根據以上研究結果，深層高壓低滲油藏開采中井底壓力從較高水平緩慢降至生產壓力有利於減小儲層滲透率的應力敏感損害。因此，深層高壓低滲油藏開發應合理控制採油速度、緩慢降低油層壓力，以減小滲透率損失、提高油藏最終採收率。

（2）慢速連續加壓－恢復循環實驗

通過減小有效壓力的方法模擬地層壓力恢復過程，通過「連續加壓－恢復循環實驗」模擬油藏實際開采中的連續關井恢復地層壓力過程。實驗中以氮氣為流動介質，所用實驗裝置與氣測滲透率相同。

增壓過程有效壓力點依次為1.5,5,10,15,20,25,30,35,40MPa。加壓過程按設計的有效壓力點依次加壓到該有效壓力值，然後按相反順序降低有效壓力至初始值，再進入下一個加壓－降壓循環。圖4-2-7給出了203-35（2-2）岩心連續循環加壓滲透率的變化曲線。由圖4-2-7可知，第一次加壓滲透率下降幅度大，且有效壓力鬆弛後，滲透率恢復程度小。這是因為第一次增壓過程中存在地層壓實和壓縮雙重作用，而以地層壓實為主。隨有效循環數不斷增加，滲透率下降幅度逐漸減小，且有效壓力降低後，滲透率恢復程度增加。第二次及第二次以後的增壓過程地層壓實已經完成，以地層壓縮為主。故每一次增、減壓滲透率的恢復程度都優於前一次。在圍壓升高初期，滲透率下降幅度大。隨圍壓鬆弛滲透率恢復程度小。隨圍壓循環數不斷增加，滲透率下降幅度逐漸減小。降圍壓鬆弛後，滲透率恢復程度增加。

圖4-2-7 岩心203-35（2-2）連續循環加壓

經過六次循環，203-35（2-2）岩心加壓到30MPa，其滲透率損失率為9.2%（這個值並不大）。經過六次增減壓循環，岩石基本可以看做是彈性體（本體變形占絕對優勢）。油田開發實踐證明，如果油田開發初期地層能量釋放過快就會引起近井地帶滲透率顯著下降，並且恢復程度小。通過頻繁關井並不能從根本上減小由於地層壓力下降所造成的地層傷害。也就是說，如果某一生產壓力造成地層傷害，關井後進行壓力恢復，然後再次以相同的生產壓力開采，還會造成更嚴重的地層傷害。

因有效應力載入過程岩石存在重新壓實及壓縮過程，故儲層應力敏感性評價應採用卸載曲線（卸載曲線更接近於彈性變形過程）。砂岩在應力作用下由彈性向塑性轉變的轉化應力一般超過100MPa，油氣藏開發中涉及的有效應力范圍一般低於100MPa，基本屬於壓實、壓縮背景上的彈性變形過程。

5.應力敏感的時間效應

岩石受到應力作用需要經過一段時間才能完成全部變形。氮氣驅實驗中測定凈覆壓力作用不同時間後的滲透率，從而確定滲透率變化達到穩定的時間，即岩心的形變時間。為表徵特定壓力條件下岩心滲透率隨加壓時間的變化，定義不同時刻滲透率與穩定滲透率之比為滲透率比值。W13-358（4-1）樣品（K_g=41.1×10^-3μm²）的「時間效應」如圖4-2-8所示。滲透率在不同有效壓力作用下隨時間的增加，變化幅度不斷減小，並逐漸趨於某一穩定值。有效壓力為20MPa，滲透率達到穩定時間為2.5小時；有效壓力為40MPa,5.0h後滲透率仍未穩定。儲層變形具有蠕變特性，有效壓力越高，滲透率達到穩定所需的時間越長。

圖4-2-8 滲透率變化的時間效應

（四）應力敏感性評價結果

以表4-2-1的6塊常規氣測應力敏感性樣品為例探討氣測應力敏感性結果。實驗數據如表4-2-1，表4-2-2，表4-2-3和圖4-2-9所示。根據儲層應力敏感性評價標准（敏感指數SI<0為負敏感；SI<0.1為弱敏感；SI=0.1～0.3為中等敏感；SI>0.3為強敏感；SI>0.5為超強敏感），氣驅實驗中儲層應力敏感性為中等－強敏感。

表4-2-1 實驗岩心編號與基本參數

表4-2-2 凈覆壓力與滲透率的關系實驗數據

表4-2-3 凈覆壓力與孔隙度的關系實驗數據

圖4-2-9 凈覆壓力與物性的關系圖

❹ 提高採收率技術是什麼

我國多數油田處於注水採油的晚期，采出液體含水量高達95%，注水採收率不到40%，有一半以上的石油仍然留在地下無法采出。為減緩這些油田的衰老速度，維持我國原油穩產，減少對國外原油的依賴程度，進一步提高油藏採收率，必須進行三次採油。三次採油也稱「強化採油」，是通過向油層注入化學物質、蒸汽、混相氣，或對油層採用生物技術、物理技術來改變油層性質或油層中的原油性質，提高油層壓力和石油採收率的方法。

我國克拉瑪依油田早在1958年就開展三次採油研究工作，並進行了火燒油層採油。20世紀60年代初，大慶油田一投入開發，就開始了三次採油研究工作，先後研究過CO2水驅、聚合物溶液驅、CO2混相驅、注膠束溶液驅和微生物驅。70年代後期，我國對三次採油的研究逐漸重視起來，玉門油田開展了活性水驅油和泡沫驅油。80年代，大港油田開展了鹼水驅油研究工作。90年代，大慶、勝利、大港等油田對聚合物驅油都開展了研究，相繼提出了三元復合驅及泡沫復合驅等提高石油採收率新技術。其中聚合物驅油技術已工業化推廣，三元復合驅油技術也在擴大化工業試驗階段。這些新技術的研究和應用，極大地提高了我國油田的原油採收率。

本節主要介紹化學驅油技術、氣體混相驅油技術、熱力採油技術、微生物採油技術、物理採油技術等提高油氣採收率技術。

一、化學驅油技術

化學驅油技術又叫「改良水驅」，是指在注入水中加入一種或多種化學葯劑，改變注入水的性質，提高波及系數和洗油效率，提高採收率的技術。根據所加入的化學葯劑的不同，化學驅油技術可分為以下幾種方法。

（一）聚合物驅油

聚合物是高分子化合物，它由成千上萬個叫作單體的重復單元所組成，其相對分子質量可達200萬及以上。聚合物具有增大水的黏度的性能。

聚合物驅油是把聚合物添加到注入水中，提高注入水的黏度，降低驅替介質流度，降低水油流度比，提高水驅油波及系數的一種改善水驅方法。該技術已成為保持油田持續高產及高含水後期提高油田開發水平的重要技術手段。如大慶油田主力油層水驅採收率在40%左右，採用聚合物驅油技術可比水驅提高採收率10%以上。

驅油用聚合物主要有兩種：一種是人工合成的聚合物，主要是由丙烯醯胺單體聚合而成的聚丙烯醯胺（PAM），所以聚合物驅有時也簡寫成PAM驅；另一種是天然聚合物，使用最多的是黃原膠，也稱聚糖或生物黃原膠。國內外礦場試驗絕大多數用的是部分水解聚丙烯醯胺，它的水溶性、熱穩定性和化學穩定性都比較好。

聚合物驅油機理是：聚合物溶解在水中，增加了水的黏度；在井底附近的地層中，水流速度高，聚合物分子呈線形流動；在遠離井底的地層中流速慢，聚合物分子捲曲呈線團狀或球狀而滯留在油層孔隙喉道中，降低了水相滲透率，從而降低了油水流度比，提高了波及效率；聚合物分子的官能團（如醯胺基）可部分吸附在岩石孔隙表面，使聚合物分子部分伸展在水中，阻滯了水的流動（見圖6-14）。因此，聚合物的加入，降低了水油流度比，不僅提高了平面波及效率，克服了注入水的「指進」（驅替前緣成指狀穿入被驅替相的現象），而且也提高了垂向波及效率，增加了吸水厚度。

（二）表面活性劑驅油

表面活性劑是指能夠在溶液中自發地吸附於兩相界面上，少量加入就能顯著降低該界面自由表面能（表面張力）的物質，例如烷基苯磺酸鈉、烷基硫酸鈉等。表面活性劑驅油的主要機理是降低油水界面張力，改變岩石孔隙表面的潤濕性，提高洗油效率。

圖6-14聚合物驅油提高採收率示意圖

由於地層水含有的鹽種類較多，且各油田地層水所含的鹽類也各不相同，因此，要選擇與地層水相適應的活性劑，否則收不到預期的效果。即使是有效的表面活性劑，在表面活性劑驅油過程中也存在著兩個較突出的問題：一是表面活性劑分子會被岩石表面或油膜表面吸附，導致表面活性劑在驅油過程中的沿途損失，經過一段距離後，注入水中的表面活性劑含量將大量減少，作用就非常微弱以致消失；另一個問題是表面活性劑水溶液的流度與水差不多，不能提高波及系數。

表面活性劑驅油，從工藝上講與注水並沒有什麼差異，只是把注入水改為表面活性劑體系，即注入一定濃度的表面活性劑溶液，目的是提高洗油效率。目前表面活性劑驅油大體有兩種方法：一種是以濃度小於2%的表面活性劑水溶液作為驅動介質的驅油方法，稱為表面活性劑稀溶液驅，包括活性水驅、膠束溶液驅；另一種是用表面活性劑濃度大於2%的微乳液進行驅油，稱為微乳液驅。

（三）鹼水驅油及三元復合體系驅油

鹼水驅油是將比較廉價的鹼性化合物（如氫氧化鈉）摻加到注入水中，使鹼與原油的某些成分（如有機酸）發生化學反應，形成表面活性劑，降低水與原油之間的界面張力，使油水乳化，改變岩石的潤濕性，並可溶解界面油膜、提高原油採收率的方法。可見，鹼水驅油實質上是地下合成表面活性劑驅油。

在鹼水驅油中，可以作為鹼劑的化學劑主要有氫氧化鈉、原硅酸鈉（Na4SiO4）、氫氧化銨、氫氧化鉀、磷酸三鈉、碳酸鈉、硅酸鈉（Na2SiO3），以及聚乙烯亞胺。在上述化學試劑中，氫氧化鈉和原硅酸鈉的驅油效果最好，而且經濟效果也比較好，此即人們通常所說的「苛性鹼水驅」。

鹼水驅油機理有以下幾個方面：降低界面張力；油層岩石的潤濕性發生反轉；乳化和捕集攜帶作用；增溶油水界面處形成的剛性薄膜。

鹼水驅油方法的工藝比較簡單，不需增加新的注入設備，相對於其他化學驅油來說，成本比較低。對於注水油田，只要根據確定的鹼濃度，向注入水中加入一定量的鹼，就很容易轉變為鹼水驅方法採油。但這種方法對於大部分油田效果並不明顯，其主要原因是鹼雖然可以降低界面張力，但界面張力的降低程度明顯受原油性質、地層條件的影響。

三元復合體系驅油是指在注入水中加入低濃度的表面活性劑（S）、鹼（A）和聚合物（P）的復合體系驅油的一種提高原油採收率方法。它是20世紀80年代初國外出現的化學採油新工藝，是在二元復合驅（活性劑—聚合物；鹼—聚合物）的基礎上發展起來的。由於膠束—聚合物驅在表面活性劑掃過的地區幾乎100%有效地驅替出來，所以近些年來，該方法無論是在實驗室還是礦場實驗都受到了普遍重視。但由於表面活性劑和助劑成本太高，該方法一直沒有發展成為商業規模。ASP三元復合體系所需要表面活性劑和助劑總量僅為膠束—聚合物驅的三分之一，其化學劑效率（總化學成本／採油量）比膠束—聚合物驅高。大慶油田室內研究及先導性礦場試驗表明，三元復合體系驅油可比水驅提高20%以上的原油採收率。

二、氣體混相驅油技術

混相，簡單的含義是可混合的。而混相性是指兩種或兩種以上的物質相能夠混合而形成一種均質的能力。如果兩種流體能夠混相，那麼將它們摻和而無任何界面，如水和酒精、石油和甲苯相混合均無界面。

混相驅油法就是通過注入一種能與原油呈混相的流體，來排驅殘余油的辦法。氣體混相驅油是以氣體為注入劑的混相驅油法。其機理是注入的混相氣體在油藏條件下與地層油多次接觸，油中的輕組分不斷進入到氣相中，形成混相，消除界面，使多孔介質中的毛管力降至零，從而降低因毛細管效應而殘留在油藏中的石油。從理論上講，它的微觀驅油效率達100%；從礦場應用上講，它對於低滲透黏土礦物含量高的水敏性油層更適用。

氣體混相驅油的方法很多，按照注入的驅替劑的氣體類型，可把氣體混相驅油分為兩大類，即烴類氣體混相驅油和非烴類氣體混相驅油。

早在20世紀40年代，美國就曾提出向地層注高壓氣（以注甲烷氣為主）的氣體混相驅油法。但由於它對原油的組成、油藏條件、地面設備要求較高而未得到推廣。鑒於天然氣中輕烴組分是原油的良好溶劑，50年代又提出了以液化石油氣等其他烴類氣體為混相劑的氣體混相驅油，並在室內研究的基礎上進行了大量的礦場實驗。大約到1970年，人們對烴類氣體混相驅油的興趣達到了高潮。但是，隨著烴類氣體價格的急劇上漲，油藏工程師及研究者們不得不尋求更經濟的辦法。因此，70年代以後，CO2混相驅迅速發展起來，並成為目前重要的氣體混相驅油方法之一。

三、熱力採油技術

稠油亦稱重質原油，是指在油層條件下原油黏度大於50mPa·s，或者在油層溫度條件下脫氣原油黏度大於100mPa·s，且在溫度為20℃時相對密度大於0.934的原油。根據黏度和相對密度的不同，稠油又可分為普通稠油、特稠油和超稠油。我國稠油劃分標准見表6-2。

表6-2我國稠油的劃分標准

①指油層條件下黏度，其餘指油層條件下脫氣原油黏度。

指標分類第一指標第二指標黏度，mPa·s相對密度（20℃）普通稠油50①（或100）～10000＞0.92特稠油10000～50000＞0.95超稠油＞50000＞0.98

我國稠油資源豐富，分布很廣，目前已在很多大中型油氣盆地和地區發現眾多的稠油油藏。大部分稠油油藏分布在中—新生代地層中，埋藏深度變化很大，一般在10～2000m之間。新疆克拉瑪依油田九區淺層稠油油藏埋藏深度在150～400m之間，紅山嘴淺層稠油油藏深度在300～700m之間。在全國范圍來看，絕大部分稠油油藏埋藏深度為1000～1500m。稠油油藏具有原油黏度高、密度大、流動性差、在開采過程中流動阻力大的特點，難於用常規方法進行開采，通常採用降低稠油黏度、減小油流阻力的方法進行開采。由於稠油的黏滯性對溫度非常敏感，隨著溫度的升高，稠油黏度顯著下降，所以熱力採油已成為強化開采稠油的重要手段。我國遼河油田、勝利油田、新疆克拉瑪依油田已廣泛應用。

熱力採油是通過加熱油層，使地層原油溫度升高、黏度降低，變成易流動的原油，來提高原油採收率。根據熱量產生的地點和方式不同，可將熱力採油分為兩類：一類是把熱量從地面通過井筒注入油層，如蒸汽吞吐採油、蒸汽驅採油；另一類是熱量在油層內產生，如火燒油層。

（一）蒸汽吞吐採油

蒸汽吞吐採油是指在一定時間內向油層注入一定數量的高溫高壓濕飽和蒸汽（鍋爐出口蒸汽壓力在10～20MPa之間，蒸汽溫度為250～300℃），關井一段時間使熱量傳遞到儲層和原油中去，然後再開井生產。由此可見，蒸汽吞吐採油可分為注汽、燜井及採油三個階段。從向油層注汽、燜井、開井生產到下一次注汽開始時的一個完整過程叫一個吞吐周期。蒸汽吞吐採油投資較少，工藝技術較簡單，增產快，經濟效益好。

1．注汽階段

注蒸汽作業前，要准備好機械採油設備，油井中下入注汽管柱、隔熱油管及耐熱封隔器，見圖6-15。將隔熱油管及封隔器下到注汽目的層以上幾米處，盡量縮短未隔熱井段，通過注汽管柱向油層注汽。此階段將高溫蒸汽快速注入到油層中，注入量一般在千噸當量水以上（每米油層一般注入70～120t蒸汽），注入時間一般幾天到十幾天。

圖6-18反向燃燒法示意圖

四、微生物採油技術

微生物採油技術，全稱微生物提高石油採收率（Microbial Enhanced Oil Recovery，MEOR）技術，是21世紀出現的一項高新生物技術。它是指將地面分離培養的微生物菌液和營養液注入油層，或單純注入營養液劑或油層內微生物，使其在油層內生長繁殖，產生有利於提高採收率的代謝產物，以提高油田採收率的採油方法。

（一）微生物驅油機理

（1）微生物在油藏高滲透區的生長繁殖及產生聚合物，使其能夠選擇性地堵塞大孔道，提高波及系數，增大掃油效率。

（2）產生氣體，如CO2、H2和CH4等，這些氣體能夠使油層部分增壓並降低原油黏度。

（3）產生酸。微生物產生的酸主要是低相對分子質量有機酸，能溶解碳酸鹽，提高滲透率。

（4）產生生物表面活性劑。生物表面活性劑能夠降低油水界面張力。

（5）產生有機溶劑。微生物產生的有機溶劑能夠降低界面張力。

（二）微生物採油特點

（1）微生物以水為生長介質，以質量較次的糖蜜作為營養，實施方便，可從注水管線或油套環形空間將菌液直接注入地層，不需對管線進行改造和添加專用注入設備；（2）微生物在油藏中可隨地下流體自主移動，作用范圍比聚合物驅大，注入井後不必加壓，不損傷油層，無污染，提高採收率顯著；（3）以吞吐方式可對單井進行微生物處理，解決邊遠井、枯竭井的生產問題，提高孤立井產量和邊遠油田採收率；（4）選用不同的菌種，可解決油井生產中的多種問題，如降黏、防蠟、解堵、調剖；（5）提高採收率的代謝產物在油層內產生，利用率高，且易於生物降解，具有良好的生態特性。

總之，微生物採油具有成本低、工序簡單、應用范圍廣、效果好、無污染的特點，越來越受到重視。

五、物理採油技術

物理採油技術是利用物理場來激勵和處理油層或近井地帶，解除油層污染，達到增產、增注和提高油氣採收率的新技術。目前，聲波採油技術、微波採油技術、電磁加熱技術的理論研究已達到成熟階段。

物理採油技術具有以下特點：適應性強、工藝簡單、成本低、效果明顯；可形成復合技術，對油層無污染；可用於高含水、中後期油田提高採收率；可用於含黏土油藏、低滲透油藏、緻密油藏、稠油油藏。

物理採油技術包括人工地震採油技術、水力振盪採油技術、井下超聲波採油技術、井下低頻電脈沖採油技術、低頻電脈沖技術。下面主要介紹人工地震採油技術和水力振盪採油技術。

（一）人工地震採油技術

人工地震採油技術是利用地面人工震源產生強大震場，以很低頻率的機械波形式傳到油層，對油層進行震動處理，提高水驅的波及系數，擴大掃油麵積，增大驅油效率，降低殘余油飽和度。

1．採油機理

（1）加快油層中流體的流速；

（2）降低原油黏度，改善流動性能；

（3）改善岩石潤濕性；

（4）清除油層堵塞及提高地層滲透率；

（5）降低驅動壓力。

2．特點

（1）不影響油井正常生產，不需任何井上或井下作業，避免了因油井作業造成的產量損失；

（2）一點震動就可大面積地處理油層，波及半徑達400m，在波及面積上油井有效率達82%；

（3）適應性強，對各種井都有效；

（4）對油層無任何污染，具有振動解堵、疏通孔道的作用；

（5）節省人力物力，投資少，見效快，效益高，簡單易行。

（二）水力振盪採油技術

水力振盪採油技術是利用在油管下部連接的井下振盪器產生水力脈沖波，通過脈沖波在油層中的傳遞，來解除注水井、生產井近井地帶的機械雜質、鑽井液和瀝青質膠質堵塞，破壞鹽類沉積，並使地層形成裂縫網，增大注水井吸水能力，改善油流的流動特性。振動波對地層中原油產生影響，降低原油黏度。

❺ 為什麼說三次採油提高採收率前景一片光明

聚合物驅油 聚合物驅油屬於三次採油技術，它的主要機理是擴大水驅的波及體積，通過注水井注入0.4～0.6倍孔隙體積的聚合物段塞，從而提高了水的黏度，減少水驅油過程水的指進的不利影響，提高驅油效率。大慶油田已經成為我國最大的實施聚合物驅油基地，1996年開始了聚合物驅大面積推廣應用，喇嘛甸、薩爾圖、杏樹崗三個老區地質儲量佔大慶油田總儲量92.7%，年產油量佔大慶油田年總產油量88.26%。其產量構成可分為兩部分：聚合物驅產油820萬噸，佔17.05%；水驅採油量3990萬噸，佔82.95%。根據薩爾圖的中區西部注聚合物現場試驗，聚合物驅比水驅採收率提高7.5%～12%，平均每噸聚合物增產油209噸。注聚合物初期，注入壓力普遍上升比較快，當近井地帶油層對聚合物吸附滯留達到平衡後，注入壓力趨於穩定，當轉入後續注水後，注入壓力開始下降，注入壓力上升幅度隨注采井距和注入強度增大而增加，反映出注聚合物驅應有合理的注采井距和油層要有一定的滲透率。聚合物驅油見效後，含水大幅度下降，產油量上升。在中區西部現場注聚合物前後鑽了兩口相距30米的密閉取心井，岩心資料表明，薩Ⅱ1-3層水洗厚度增加了50%，葡Ⅰ1-4層水洗厚度增加了48%。目前大慶、大港、勝利等幾個注聚合物試驗區的篩選條件基本是埋藏深度小於2000米、滲透

微生物周期驅結果分析中國許多油田如吉林、大慶、中原、華北、青海和遼河等都進行過微生物採油現場試驗，目前還主要是限於一些單井吞吐試驗，但都得到明顯的效果。大慶油田試驗的幾個菌株的降黏率都達到28%～34%，室內實驗採收率可以達8%～11.57%。遼河油田在齊108斷塊的中質稠油油藏中分離出的多種微生物進行馴化培養和生理活性研究，篩選出適合齊108塊稠油油藏的菌種，對8口井進行了2～3輪次吞吐試驗，效果良好，投入產出比大於1∶3。微生物採油當前主要的問題還是要進一步加強基礎研究，篩選出適合於不同油藏的菌種；掌握注入油藏中菌種的生存能力；菌種和其代謝物對油的作用；掌握微生物的分布、遷移和控制。高度重視環境保護和安全，需要油藏工程師、微生物學家、遺傳學家、化學工程師、環境工程師、經濟工程師多方合作，對微生物採油提高採收率做出定量和經濟最優化的設計。