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提高采收率基础知识
第五章提高采收率（EOR）基础知识
原油采收率是指采出地下原油原始储量的百分数，即采出原油量与地下原油原始储量之比。
在经济条件允许的前提下追求更高的原油采收率，既是油田开发工作的核心，又是对不可再生资源的保护、合理利用、实现社会可持续发展的需要。
一、采油方法回顾
大多数油藏在发现以后，一般都经历了所谓的“一次采油”阶段。
在这个期间，主要是利用油藏本身的天然能量来采出一部分原油。
其采油机理是：
随着油藏压力的下降，流体的体积膨胀和岩石压缩作用把油藏流体驱入井筒。
当油藏的压力降低到原油的饱和压力以下时，气体释放和膨胀又能采出一部分原油。
有些油藏带有气顶，气顶膨胀和重力排驱也能促使原油注入生产井。
一些油藏与含水层相连，它能提供活跃或部分活跃的水驱。
含水层的水侵既能驱替油藏孔隙中的原油，又能弥补由于原油开采造成的压力下降。
从石油开采的早期到20世纪30年代初期，大多数油藏都是利用一次采油机理进行开采的，直到经济极限产量为止，然后废弃这些油藏。
此时，油藏的压力一般衰竭到很低，或者具有活跃天然水驱油藏的产水率变得特别高。
对于不同的油藏，一次采油的采收率相差极大，这取决于开采机理和机理的组合、油藏类型、岩石性质、原油性质。
一次采油的采收率一般为5%～20%。
作为一种提高一次采油采收率和产能的方法，在一口或多口井中注入流体。
为此，曾将水和/或天然气作为注入流体，在低于天然气和原油的混相压力条件下注入地层，气体注入气顶，水注入靠近油水界面的含水层，或者注入油层。
开始，提高采收率只是为了延缓或防止油藏压力下降，这样可以维持较高的产量和较长的生产时间。
我们称这种技术为“保压”开采。
目前，在一次采油后一定时间内注入流体的采油方法通常被称为“二次采油”。
一次采油和注水或非混相注气的二次采油的最终采收率通常为原始地质储量的20%～40%。
在二次采油达经济极限时，向地层中注入流体、能量，将引起物理化学变化的方法通常被称为“三次采油（TertiaryRecovery）”。
包括聚合物驱、各种化学驱（活性水驱、微乳液驱、碱性水驱）及复合化学驱、气体混相驱（不是以保压为目的的注气）。
在任何时期，向地层中注入流体、能量，以提高产量或采收率为目的方法常被称为“强化采油EOR（EnhancedOilRecovery）”。
包括三次采油中所有的方法和热力采油法。
常规注水、注气等二次采油技术所不能开采的那部分原油构成了三次采油或强化采油的目标油量，它包括所谓的“剩余油”和“残余油”。
由于地层渗透率的非均质性和孔隙结构的微观非均质性、注入水（气）与地层原油的粘度差以及井网的关系，使得注入流体不可能波及到整个油藏体积，即使在注入流体所波及到的区域内，也不可能将所有的原油驱赶走。
因此定义“波及系数”为注入流体在油藏中波及到的体积占油藏总体积的百分数，用EV表示，它为面积波及系数和垂向波及系数的乘积。
定义“驱油效率”为注入流体从波及到的单位孔隙中所驱出的油量，用ED表示。
由于波及系数低，注入流体尚未波及到的区域所剩余下的原油被称为“剩余油”，如低渗透夹层内和水绕流带中的剩余油；钻井未钻到的透镜体中的原油，局部不渗透遮挡处的原油等，其特点是宏观上连续分布。
在注入水波及区域内或孔道内已扫过的区域内残留的、未被驱走的原油称为“残余油”，其特点是分布不连续。
二、EOR方法及应用范围概述
提高波及效率类
提高洗油效率类
降低原油粘度类
提高采收率
聚合物驱
泡沫驱
微生物驱
复合化学驱
活性水驱
微乳液驱
碱水驱
复合化学驱
气体混相驱
微生物采油
热采
气体混相驱与非混相驱
微生物采油
（a）按提高采收率机理分类
化学驱
气体混相驱
热采
提高采收率
聚合物驱
表面活性剂驱
碱水驱
复合化学驱
按作用机理分
一次接触混相驱
按注入气种类分
凝析式多级接触混相驱
蒸汽吞吐
火烧油层
微生物采油
蒸发式多级接触混相驱
蒸汽驱
高压天然气（干气）驱
CO2驱
富气驱
烟道气驱
（b）按注入工作剂类型分类
图5-1提高采收率方法
从20世纪50年代早期开始，人们就已着手进行大量提高采收率的室内研究，包括：
聚合物增效水驱、表面活性剂驱、碱性水驱、泡沫驱、气体混相驱、CO2混相与非混相驱、蒸汽吞吐、蒸汽驱、就地燃烧等。
提高采收率方法分类见图5-1。
到目前为止，比较成熟的提高采收率技术有蒸汽吞吐、蒸汽驱、聚合物驱、气体混相与非混相等，下面分别介绍聚合物驱、表面活性剂驱、气体混相驱、热采和微生物采油。
1．化学驱
凡是向注入水中加入化学药剂，以改变驱替流体性质、驱替流体与原油之间界面性质，从而有利于原油生产的所有方法都属于化学驱范畴。
通常包括：
聚合物驱、表面活性剂驱（胶束/聚合物驱、微乳液驱）、碱水驱和复合化学驱。
聚合物驱：
聚合物驱实际上是一种把水溶性聚合物加到注入水中以增加水相粘度、改善流度比、稳定驱替前沿的方法，因此又称为稠化水驱。
目前广泛使用的聚合物有人工合成的化学品——部分水解聚丙烯酰胺和微生物发酵产品——黄原胶。
早期曾经使用过羧甲基纤维素和羟乙基纤维素等。
部分水解聚丙烯酰胺不仅仅可以提高水相粘度，还可以降低水相的有效渗透率，从而有效改善流度比、扩大注入水波及体积。
聚合物驱油藏原油粘度一般不超过100mPa·S，原油粘度增加，要达到合适的流度控制就需要更高的聚合物浓度，从而增加成本，降低经济效益。
由于聚合物驱通常不能降低残余油饱和浓度，即不能提高采收率，所以聚合物驱后的残余油饱和度仍然较高。
而聚合物驱后岩石的渗透率将降低，所以对于驱油效率不高而下一步又准备进行表面活性剂驱或其它化学驱以提高采收率的油藏，最好不先使用聚合物驱，而应直接采用表面活性剂/聚合物驱或以碱为主剂的复合驱。
聚合物的分子量与地层的渗透率密切相关。
渗透率越高，使用的聚合物分子量可以越高而不堵塞地层，从而降低聚合物用量。
当渗透率低于20×10-3μm2时，只能使用低分子量的聚合物。
要达到所需粘度，必须使用高浓度聚合物溶液，这将导致经济效益降低。
部分水解聚丙烯酰胺存在盐敏效应、化学降解、剪切降解问题，尤其对于二价离子特别敏感。
为了使聚丙烯酰胺具有较高的增粘效果，地层水含盐度不要超过100,000mg/L，注入水要求为淡水，因此在油藏周围应有丰富的淡水水源。
聚合物化学降解随温度升高而急剧增加，目前广泛使用的聚丙烯酰胺，要求其油藏温度低于93℃。
当温度高于70℃度时，要求体系严格除氧；并且温度越高，盐效应的影响越大，甚至会发生沉淀，阻塞油层。
因此油藏深度不要超过3000m。
生物聚合物——黄原胶对盐不敏感，适合于地层水含盐度较高的油藏。
它的主要缺点是生物稳定性差。
聚丙烯酰胺虽然也受细菌侵害，但不严重；而细菌对生物聚合物的伤害是主要问题，在应用中必须严格杀菌。
这种聚合物的热稳定性也较差，其使用温度一般不超过75℃。
生物聚合物在其发酵过程中残留许多细胞骸，极易堵塞地层；油藏注入前要严格进行过滤。
再加上生物聚合物的价格也较昂贵，因此，一般只使用于含盐度较高的地层，其使用范围不如聚丙烯酰胺广泛。
为了能在高温高盐油藏中应用，研制新型的耐高温高盐的聚合物盐分必要。
表面活性剂：
应用表面活性剂提高采收率可分为活性水驱、乳状液驱、胶束驱和低界面张力驱。
目前在国外的化学驱中，研究和应用最为广泛的是胶束/聚合物驱。
它可以分为两种，一种是表面活性剂浓度较低（2%）、注入段塞大（15%～60%空隙体积）的稀体积法；另一种是表面活性剂浓度较高（5%～8%）、注入段塞小（3%～20%孔隙体积）的浓体系法。
前者是通过降低油水界面张力至超低程度（小于10-2mN/m）使残余油流动的方法，所以又叫做低界面张力采油法。
后者又可分为水外相胶束驱、油外相胶束驱及中相微乳液驱方法，它是通过混溶、增溶油和水形成中相微乳液，它与油、水都形成超低张力，而使残余油流动。
表面活性剂溶液以段塞形式注入，为了保护段塞的完整性，后继以聚合物段塞，因此统称为胶束/聚合物驱。
从技术上讲，表面活性剂驱最适合三次采油，是注水开发的合理继续，基本上不受含水率的限制，可获得很高的水驱残余油采收率。
但由于表面活性剂驱的价格昂贵，投资高，风险大，因而其使用受到很大限制。
从技术角度来看，目前，只是温度和含盐度还有一定的限制，其他限制都属于经济问题。
随着技术的提高，成本降低，其使用范围会大大展宽。
从经济角度来看，能否进行表面活性剂驱应考虑如下几个因素：
（1）渗透率及其变异系数：
它对该方法成功与否具有极大的影响，渗透率高低很大程度上控制着流体的注入速度，因而决定着井距、寿命，影响其经济效果，渗透率小于40×10-3μm2的油藏目前暂不考虑。
渗透率变异系数决定着注入流体与被驱替油接触的多少，直接影响着活性剂的驱油效果。
在加拿大的筛选标准中规定渗透率变异系数应小于0.6。
在美国的标准中虽未明确规定变异系数的允许范围，但规定了水扫及效率大于50%。
其它非均质性如裂缝、砾岩、泥质灰岩等都对表面活性剂驱不利，在选择储层时都应予以考虑。
（2）流体饱和度及其分布：
它对表面活性剂驱效果十分敏感。
一般规定残余油饱和度不能低于25%。
（3）油的粘度应该小于40mPa·S，以便实现合适的流度控制。
（4）此方法目前只适合于相对均质的砂岩油藏。
对于碳酸盐油藏不仅其非均质性比较严重，含有比较发育的裂缝系统，并且其地层水含有较多的二价阳离子。
对于砂岩油藏其岩石的矿物组成、粘土含量、类型及产状都对表面活性剂驱有较大影响。
表面活性剂主要吸附在粘土表面上，高的粘土含量会造成大量的吸附损失。
目前普遍认为泥质含量要低于10%。
石膏是水溶性矿物，钙的溶解性会引起石油磺酸盐沉淀。
蒙脱石的离子交换也会影响水中钙离子含量，因此，应该用X射线衍射及扫描分析粘土矿物的成分、类型的产状，综合评定表面活性剂驱的可行性。
碱水驱：
对于原油中含有较多的有机酸的油层可以注入浓度为0.05%～4%的NaOH、Na2CO3等碱性水溶液，在油层内和这些有机酸生成表面活性剂的方法称为碱水驱，单纯碱水驱的采油机理十分复杂，可由降低油水界面张力，产生润湿性反转、乳化、乳化夹带、自发乳化和聚并以及硬膜溶解等机理采出残余油。
这种方法早在1920年就已提出，但直到如今矿场实验成功的事例仍很少。
主要的原因是机理比较复杂，碱与岩石相互作用造成大量碱耗，产生低张力的碱浓度范围比较窄，油藏注入的碱浓度范围难于控制。
并且酸值较大的原油，粘度一般都比较高，流度控制比较困难，因此近年来单纯碱水的矿场实验项目反而有所减少。
单纯碱水驱的驱油机理有些类似于表面活性剂水溶液。
因其表面活性剂来源于原油的有机酸，因此，酸值一般要达到0.2mgKOH/g油以上才能采用；若酸值达到0.5mgKOH/g油则使用该方法成功的可能性比较大。
对碱水驱的另一限制是地层水中二价阳离子的含量一般必须较少，因为二价阳离子会形成活性剂的钙盐沉淀，使界面张力急剧上升。
碱耗量的大小是碱水驱成功的关键，它不仅会大量耗碱，使过程难于控制并且还会在地层和井筒中结垢，使矿场应用失败。
碱耗量与岩石矿物组成和油藏温度密切相关，其中泥质含量是关键因素，尤其是应避免有石膏存在。
其它限制与表面活性剂驱类似。
复合化学驱：
单一的聚合物驱、碱水驱、表面活性剂驱各自有其优缺点，将它们联合使用，在功能上互相弥补，以达到最佳驱油效果，这就是各种形式的复合化学驱。
碱/聚合物驱就是在碱水溶液中加入高分子聚合物，通过提高碱水溶液的粘度，改善不利的流度比，使碱溶液与原油有更多的接触机会，在通过提高波及效率的同时提高驱油效果。
同时还由于聚合物与活性剂之间所发生的协作效应，在配方合适时其驱油效果可以远远超过单纯碱水驱和聚合物驱，有时甚至超过二者之和，可与胶束/聚合物驱相比。
对于酸值较高的原油，碱/聚合物驱有较大潜力，且投资少，来源广，成本低，这种方法将是表面活性剂驱的有力竞争对象。
对于酸值较低的原油，比如小于0.1mgKOH/g油可以采用碱/表面活性剂/聚合物复合驱。
其活性剂用量从目前的2%～5%降至千分之几至万分之几的数量级，使其在经济上具有明显的竞争力。
加入少量表面活性剂的目的是可以把产生低界面张力的碱浓度大幅展宽，以抵消碱浓度难于控制的缺点，同时天然表面活性剂与外加表面活性剂也可以产生协同效应，因而可使所要求的酸值范围降低。
碱的加入可以明显减少活性剂在岩石表面上的吸附。
这是表面活性剂用量大大减少的原因之一，实际上这种方法是充分发挥活性剂、碱、聚合物的协同作用，取长补短，提高效益的一种方法，从而可以说是活性剂驱、碱水驱、聚合物驱三者合流而加以综合运用的方法。
由于这种方法的表面活性剂用量大幅度降低，因而它有可能解决表面活性剂驱在经济上不能过关的问题。
因为复合驱中仍要使用相当数量的碱，因此，影响碱耗的因素仍起作用。
复合驱比较适用于粘土含量不高，油藏温度较低，地层水矿化度不高尤其是地层水硬度也不大的油田，其油藏参数的限制大体上与碱水驱和表面活性剂驱相同。
2．气体混相驱
所谓混相就是指两种流体可以完全相互溶解。
它与非混相驱的区别就在于两相之间的界面张力为零，因而不存在明显的界面，也不存在毛管压力，从而大大提高原油采收率。
按混相方式的不同，混相驱可分为“一次接触混相”和“多次接触混相”或“动态混相”。
当某些注入流体与储层流体可以以任何比例直接与储层油混合，而且混合物为单相时就属于一次接触混相；而注入流体与储层流体接触时形成两相，不过在这两种流体组分间可以进行组分间质量交换，从而形成过渡带驱动相，过渡带流体组成在油和流放流体的组分范围内变化。
由于原油和注入流体在流动时重复接触形成组分质量转移而达到混相即为“多次接触混相”或“动态混相”。
在动态混相方式上又可分为蒸发和凝析方式的动态混相。
按照使用气体方式的不同，气体混相可分为烃混相驱、CO2混相驱、惰性气体混相驱。
烃混相驱又有高压干气混相驱、富气驱和液化石油气驱。
惰性气体混相驱可以分为烟道气和氮气混相驱。
CO2混相驱同时包括蒸发和凝析两种质量交换方式。
在应用CO2驱油时除混相驱外，近年来又大量应用CO2非混相驱、碳酸水驱和CO2吞吐，其作用机理主要为溶于油后降低原油粘度，促使原油体积膨胀并发生溶解气驱作用。
要想使混相驱在指定的储层中成为有竞争力的方法，必须满足几个条件：
（1）有足够数量的溶剂，即有充足的气源，并且价格便宜，可在经济上获利；
（2）油藏必须能够提供溶剂与原油之间混相所要求的混相压力；（3）原油产量必须能大幅度增加，以提高采收率并获得经济效益。
气体混相驱的混相压力随使用气体和原油组成而变化。
在烃混相驱中，液化石油气驱的混相压力最低，富气驱次之，干气驱压力最高。
而且原油愈轻其混相压力也愈低。
其注入压力一般在8.4～35.2MPa之间变化。
CO2与原油的混相压力与原油密度和温度关系极大，对于低密度原油（0.875g/cm3）在低温下最低混相压力为8.4MPa；对于高温下的重质原油可达31.6MPa。
并且混相压力的高低与CO2气体的纯度有很大关系。
在CO2气中夹杂少量氮气或甲烷气体时就会使混相压力明显升高。
另外，混相压力与原油性质也有很大关系，在同样条件下，石蜡基原油混相压力比环烷基原油高。
因此，必须通过实验确定最低混相压力，才能确定该油藏能否进行CO2混相驱。
氮气的粘度较低，在油中溶解性差，需要高得多的压力才能产生混相，其最低混相压力甚至比甲烷的还高。
因此，氮气混相驱只适用于密度很小的轻质油，即使很深的油藏，其原油密度也要小于0.875g/cm3。
烟道气中除氮气外，还含有2%左右的CO2，因此最低混相压力介于氮气和CO2之间，要达到混相状态其原油密度要小于0.9g/cm3。
由于混相压力一般不宜超过原始地层压力，尤其不能超过地层的破裂压力，因此对油藏埋深就有所限制。
最低混相压力愈高，要求地层埋深愈大，如氮气驱要达到混相，其埋藏深度一般要达到3000m以上，氮气驱与CO2驱的不同点在于CO2与原油的最低混相压力随温度升高而升高，氮气则相反，它的混相压力随温度升高变化不大或少有降低，因此，比较适合于高温的深部油藏。
气体混相驱目前存在的最大问题是粘性指进和由于密度差引起的重力分离，致使注入的气体过早突破，使波及效率过低。
为克服这一问题，除研究开发CO2驱的泡沫剂、可抽提到CO2中去的聚合物和改进CO2重新循环注入工艺外，在油藏选择上也应予以注意。
只要能保持足够的注入速度，对渗透率偏低和比较薄的油层应用混相驱比较方便，尤其是地层倾斜度比较大，以及尖顶块状生物礁和盐丘侧翼遮挡油藏可以利用重力来提高波及效率。
事实上目前经济上成功的CO2混相驱，大多数属于这类油藏。
烟道气中由于存在CO2和含量较多的含硫气体，存在着严重的锈蚀问题，其混相压力又比较高，因而使用受到了很大限制，近年来矿场实验项目较少。
在气体混相驱中由于注入气体的粘度都比较低，处于不利的流度比，因此渗透率的非均质性对混相驱效果有很大影响。
非均质性严重的地层会引起气体过早的突破，应该采用提高波及效率的各种措施。
如果地层中存在天然裂缝就不利于进行气体混相驱。
有底水地层只能采用重力驱替，否则CO2会溶解于水而造成CO2损失。
在CO2混相驱中还需要考虑因抽提作用引起沥青沉淀问题，在地层水二价阳离子高时还需要考虑结垢等问题。
除上述条件外，能否使用气体混相驱更为关键的因素是有无足够的气源。
泡沫驱：
该方法是利用泡沫在孔隙中的贾敏效应，增加驱替相的流动阻力，以便稳定驱替前沿和提高波及体积，从而提高原油采收率。
泡沫在多孔介质内运动，其表观粘度一般与孔道直径成正比，同时泡沫直径也可随孔道大小的变化而变化。
因此，泡沫是提高水驱，尤其是提高各种气驱（混相和非混相驱、蒸汽驱）波及效率的良好方法。
我国从20世纪70年代起就已开始泡沫驱的研究，研究的内容主要集中在泡沫的稳定性、起泡剂的损失及其抑制、泡沫驱油机理等关键问题上，同时也研究了不同发泡方式（层内发泡和地面发泡）。
研究结果表明，阴离子表面活性剂（如烷基磺酸盐、烷基苯磺酸盐）是很好的发泡剂，适量的高分子可以延长气泡的寿命，聚磷酸盐可减少发泡剂的损失。
3．热力采油
热力采油是最有效、最有前途的提高采收率的方法之一，它立足于利用热量来稀释和蒸发油层中的原油以驱动所形成的产物。
该方法可以分为热物理学（注热载体）和热化学（火烧地层、液相氧化作用等）两类方法。
通常利用蒸汽，有时用热水作为热载体。
最有效的热载体是饱和的水蒸气。
蒸汽由于气化的潜热，具有比水高得多的热量。
它在地层中占有比水大20～40倍的体积，能达到80%～90%的驱替效率。
在注入蒸汽时，原油被气相、液相以及一定数量的冷水驱动。
原油粘度的降低、其相渗透率的改善及结构力学性质的减弱、岩石水润湿性的改善都利于驱动。
该方法经常与周期性蒸汽处理的注汽井联合采用。
在碎屑岩储层采用热载体的效果最好。
为了保证高速度注入热载体以减少损耗，建议地层孔隙度不小于18%～20%，渗透率不低于0.1μm2，厚度大于6～7m、小于20m（在较小厚度地层中围岩热损耗太大，而在大厚度地层中重力的不利作用加剧），地层原油粘度应高50-100mPa·S。
储层埋深具有重要意义，在埋深很大时，大量热量未达到储层。
所以，据认为向埋深超过1000m的地层注热载体是不合适的。
对井网密度的要求颇为严格。
为了顺利的采用该方法，井网密度应为（2～6）×104m2/井左右。
一般利用面积或三排行注水系统。
该方法的完善主要是采用各种提高波及程度的化学剂：
注蒸汽时，添加泡沫、凝胶、聚合物等；注热水时，添加碱、聚合物等。
同时必须使注入井管柱和输送管道隔热，安装加热器和在高压大排量情况下往地层中注蒸汽的装置，以及蒸汽发生装置。
热化学的特点是应用范围比热物理方法更为广泛。
例如地层埋深可达2000m，地层原油粘度为10～10000mPa·S。
该方法基于地层中原油部分燃烧情况下放出热量。
为了保持燃烧需向地层注入空气，该方法最有效的一种是湿式燃烧，此时，与空气一起注入水。
在燃烧前缘的运移过程中，形成若干温度带，从而在地层温度下形成气体、轻烃和热水段塞、蒸汽连续驱油。
采用该方法时地层厚度不得超过15m，否则波及范围将减少。
注水系统可以是面积、点状或三行排列的。
但在火烧地层时井网可以注热载体稀些，个别尾部下可达（10～16）×104m2/井。
4．微生物采油（MEOR）
它是利用微生物及其代谢产物对油藏原油、地层产生作用，提高原油的流动能力，或改变液流方向，从而提高注入水波及体积，提高原油采收率。
从广义上讲，MEOR有两大类，一类是把油层作为巨大的反应器，将培养基、生物催化剂和筛选的微生物菌种注入油层，或利用油层固有微生物，通过它们的代谢活动提高采收率。
首先，这些代谢产物能改变原油的物理化学性质，克服地层对原油的束缚力。
微生物代谢所产物的气体（如CO2和CH4）溶于油中，将降低原油的粘度，提高原油的流动能力；厌氧菌生长时产生的类似醇和状的溶剂，能降低表面张力，更利于原油从岩石表面剥落；烃类物质生长微生物，能产生具有天然类脂性质的表面活性物质，它与原油混合能降低其表面张力及粘度，因而有利于提高原油采收率。
其次，微生物产物能改善驱替相性质。
微生物生长中生成的聚合物，诸如多糖，可以增加驱替水的粘度，改善流度比，从而有利于提高采油率。
第三，厌氧层的有机酸或由于硫杆菌对还原硫化物的好氧氧化而形成的硫酸，能溶解源岩石中碳酸盐胶结物，从而提高储层的渗透性能。
第四，在水驱油过程中，可以利用某些微生物堵塞大通道，降低强吸水部位的吸水量，从而提高注入水波及体积。
另一类是在地面用微生物发酵产生的生物聚合物或生物表面活性剂等驱油剂，通过聚合物驱和表面活性剂驱油机理提高采收率。
狭义地讲，MEOR是指利用微生物地下发酵来提高采收率的方法。
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