提高采收率技术及其应用.docx
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提高采收率技术及其应用
提高采收率技术及其应用
20年来，石油勘探与开发行业较少提及提高采收率（EOR）
这一术语。
然而在此期间，通过蒸汽驱和二氧化碳驱提高采收率
方法的应用一直比较成功。
近年来，世界各地很多老油田产量不
断下降使得提高采收率技术重新受到关注。
如今，通过能够加深
RifaatAl-Mjeni
壳牌阿曼技术公司
阿曼马斯喀特
油藏认识、改善油藏评价的技术，成功实施EOR的可能性已得到
很大提高。
ShyamArora
PradeepCherukupalli
JohnvanWunnik
阿曼石油开发公司
阿曼马斯喀特
JohnEdwards
阿曼马斯喀特
BettyJeanFelber
顾问
美国俄克拉何马州SANDSPRINGS
OmerGurpinar
美国科罗拉多州丹佛
GeorgeJ.Hirasaki
ClarenceA.Miller
莱斯大学
美国得克萨斯州休斯敦
CuongJackson
得克萨斯州休斯敦
MortenR.Kristensen
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。
MoRitisG：
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
0
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
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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
油田新技术
^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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