提高采收率技术及其应用Word格式文档下载.docx
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英国ABINGDON
FrankLim
阿纳达科石油公司
得克萨斯州WOODLANDS
RaghuRamamoorthy
阿联酋阿布扎比
《油田新技术》2010年冬季刊：
22卷，第4期。
©
2011斯伦贝谢版权所有。
CHDT，CMR-Plus，DiElEctRicScannER，ECLIPSE，
FMI，MDT，MicRoPilot和SEnsa等是斯伦贝谢公
司的商标。
16
仍有大量剩余石油资源埋藏在
现有油田基础设施能够触及的范围之
内。
作业公司知道这些资源在什么地
方，也很清楚有多大储量。
这些石油
是在传统采收方法（如一次开采和注
水开采）达到经济开发极限之后仍然
存留在储层中的那部分资源。
各个油田剩余原油的百分比各不
相同，但根据一份对美国10个产油区
的调查结果，大约有三分之二的原始
石油地质储量（OOIP）在采用传统采
油方法后仍然存留在储层中[1]。
调查
发现在这些产油区大约有23%的原油
可通过成熟的CO2驱技术开采出来。
这部分技术可采资源几乎达140亿米3
（890亿桶），按照目前美国的石油消
费量计算，能保证美国10以上的能源
供应。
近年来关于如何采收这部分资
源的技术方法越来越受到关注[2]。
1.HaRtstEinA，KusskRaaV和GoDEcM：
REcoVERinG
‘StRanDEDOil’CanSubstantiallYADDtoU.S.Oil
SuPPliEs”，项目概况，美国能源部化石能
源办公室（2006年），HttP:
//fossil.EnERGY.GoV/
PRoGRams/oilGas/Publications/EoR_co2/C_-10_
Basin_StuDiEs_Fact_SHEEt.PDf（2010年11月8
日浏览）。
2.关于提高采收率方法的最新回顾，请参见：
ManRiquEE，THomasC，RaVikiRanR，IzaDiM，
LantzM，RomERoJ和AlVaRaDoV：
EOR：
uRREnt
StatusanDOPPoRtunitiEs”，SPE130113，发表在
SPE提高采收率研讨会上，图尔萨，2010年
4月24-28日。
关于两年一度的调查活动结果，请参见：
MoRitisG：
SPEcialREPoRt：
EOR/HEaVYOil
全球进入成熟期的老油田越来
越多，每年有很多油田迈过了产量高
峰期。
作业公司都在想方设法优化油
田的采收率。
过去20年中，业界在开
采剩余资源方面取得了巨大进展。
如
今，采用先进测井仪器、4D地震评
估、井间成像技术、3D地质模拟及
其他现代软件系统能够确定死油的位
置。
业界现在对碎屑岩沉积构造、碳
酸盐岩石物性与储层岩石力学有了更
深入的了解，而这些都是建模和井眼
规划所需要的。
现在，石油行业已能
钻出非常复杂的井，能精确到达蕴藏
未开发石油资源的多个目的层。
经过
精心设计的完井装置能够更好地监控
井下生产和注入作业，能在井下和地
面测量流体性质。
使用专门设计的化
学剂可提高采收率，还尝试使用纳米
技术开采剩余油的高级研究。
另外，
SuRVEY：
CO2MisciblE，StEamDominatEEnHancED
OilREcoVERYPRocEssEs”，Oil&
GasJouRnal，108卷，
第14期（2010年4月19日）：
36-53。
EOROilPRoDuctionUPSliGHtlY”，Oil&
GasJouRnal，96卷，第16期（1998年4月）：
49-77，HttP:
//www.oGJ.com/inDEX/cuRREnt-issuE/oil-
Gas-JouRnal/VolumE-96/issuE-16.Html（2011年2月
7日浏览）。
3.2003年向SPE提出的一项澄清这些定义的
建议未被采纳。
参见HitEJR，StosuRG，
CaRnaHanNF和MillERK：
IORanDEOR：
ffEctiVE
CommunicationREquiREsaDEfinitionofTERms”，
JouRnalofPEtRolEumTEcHnoloGY，55卷，第6期
（2003年6月）：
16。
油田新技术
“
“C
“E
2010年冬季刊
17
600
500
400
300
200
100
Oil&
GasJournal
没有给出具体的筛选标准[6]。
通过初步筛选的EOR技术再根据
实验室对岩石和流体的研究和利用油
田特征进行的模拟研究被进一步评
估。
如果实验室试验得出的结论有
利，作业公司下一步可能执行油田级
试验，试验范围从单井到多井组合。
如果前面各个阶段表明可能获得很好
1978
1982
1986
1990
1994
1998
2002
2006
2010
收益，则可在全油田实施。
^EOR项目历史情况。
美国在执行的EOR油田项目数量在1986年达到高峰，
随后近20年逐渐递减。
从2004年开始，EOR项目数量再次升高。
目前，混
相气驱EOR项目（绿色）占主导，其次是热采项目（粉色），而化学驱项
目（蓝色）只有少量在执行。
（数据来自Moritis（1998年和2010年），参
考文献2）。
通过EOR技术曾经使一个已被放
弃的油田恢复到可观的生产水平。
位
于美国加利福尼亚州SanJoaquin盆地
Midway-Sunset油田的PruFee区块从上
全球环保意识越来越强，使用枯竭储
层储存CO2，同时还可提高采收率。
采油方法由几个术语来界定[3]。
早期采用一次采油（压力递减，包括
天然水驱或天然气驱）、二次采油
（主要是注水或注气，包括压力维
持）和三次采油（其他手段）描述几
个连续的生产阶段。
但是，随着油藏模拟技术的不断
进步，工程师们有时候发现在压力递
减前应该实施水驱，或应采用三次采
油方法取代水驱，因为早期的开采作
业会造成油藏损害，导致无法使用三
次采油方法。
因此上述术语就失去了
按照时间顺序界定采油阶段的原始意
义。
现在工程师们经常把以前定义为
三次采油的方法从一开始就包括在油
田开发计划中。
改善采收率（IOR）和提高采收
率（EOR）之间的区别也难以界定，
前者与二次采油的定义基本相同，后
者包括一些更少见的采油方法。
多年
来，几项EOR工艺在很多应用案例上
都取得了成功，一些公司开始把它们
归类于IOR的一种形式。
在上个世纪80
年代和90年代原油价格低迷时期，当
很多公司大幅削减或停止投资EOR研
究后，这也加速了对这些概念重新进
行定义分类的过程[4]。
不管使用哪种名称，提高油藏采
收率的方法很多。
注水方法最常见，
是用来驱油、补充地层压力的一种经
18
济方式。
改善油藏开采的方法包括加
密钻井、水平钻井、水力压裂和安装
合适类型的完井硬件。
采用机械方式
如安装向井流动控制装置，或注入流
体如泡沫或聚合物，封堵高渗层实现
波及率控制，从而提高采收率。
上述
作业都能提高低渗层的采收率。
热采
工艺通过降低稠油粘度，促使轻质油
流动，从而提高采收率。
最后，注入化学剂和高效气体
如CO2，能改变原油-盐水-岩石系统
（COBR）的一些物理属性。
这些方
法改变流体的界面张力（IFT）、流动
性、粘度或润湿性，使油膨胀或改变
其相组成。
不管是特定采油方法还是EOR方
法组合，基本上都是根据对每个油藏
进行工程研究之后选定的。
很多情况
下，实施增产措施的目的是实现最高
投资回报，但对某些国家石油公司来
说还有其他目的，如最大化最终采收
率。
作业公司要考虑多个风险因素，
如油价、长期项目实现满意投资回报
率的需求、前期投入大量资金、钻井
及进行试验的成本。
很多采油技术都依赖与COBR系统
特性相关的孔隙级相互作用因素。
多
数项目一开始就是根据油田参数，如
温度、压力、矿化度和原油组成，筛
选EOR目标[5]。
很多公司已经建立了EOR
项目筛选标准，但因为随着新技术的
引入，EOR筛选方法也随之改变，本文
世纪初开始生产到1986年停止生产共
产出约240万桶（38万米3）的稠油[7]。
停产前曾通过循环注入蒸汽局部成功
地提高了采油率，但停产时全油田的
产油量还不足10桶/日（1.6米3/日）。
1995年，美国能源部（DOE）挑选
PruFee区块作为EOR试验项目。
在该资
产中心选了几口老井循环注蒸汽，达
到了相当好的生产水平，随后项目组
又增加了11口生产井、4口注蒸汽井和
3口温度观测井，获得了363－381桶/日/
井（57.7－60.6米3/日/井）的产量。
1999
年，作业公司AeraEnergy又增加了10
个蒸汽驱井网[8]。
到2009年，自首次被
放弃后，通过注蒸汽从该区块又额外
产出了430万桶（68.4万米3）原油[9]。
本文介绍了多种采油方法，但
重点描述传统上认为是EOR的技术，
包括混相气驱、非混相气驱、化学驱
和热采。
对墨西哥湾的一个油田进行
了案例研究，评估了气驱潜力。
通过
一项广泛的实验室评估，说明如何为
EOR注入方案配置化学剂组合。
来自
阿曼的另外一个案例描述了首次应用
一种方法来执行快速单井注入评价效
果，以说明驱替效率。
驱替效率
1919年美国纽约州首次正式批准
油田水驱作业，但所谓的无意水驱早
在1865年就已有记录[10]。
在水驱成为
正式增产措施后不到10年，投资者就
^区域驱替效率。
因为宏观波及效率低，一些油
可能被漏掉。
井网注水可能受到非均质地层（如
出现封闭断层）或粘度不太大的注入剂进入油层
后产生指进效应的影响。
^垂向驱替效率。
垂向波及效率可能受以下因素的影响：
粘性指进效应、流
体沿高渗层
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