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石油行业提高石油采收率关键技术方案第一章石油行业提高石油采收率概述 (2)1.1 提高石油采收率的背景与意义 (2)1.2 石油采收率技术的现状与发展趋势 (2)1.2.1 现状 (2)1.2.2 发展趋势 (3)第二章储层地质特征研究 (3)2.1 储层岩性特征分析 (3)2.2 储层物性研究 (3)2.3 储层流体性质分析 (4)第三章驱油机理与驱油方式研究 (4)3.1 水驱油机理 (4)3.2 气驱油机理 (5)3.3 混合驱油机理 (5)第四章预测与评估技术 (5)4.1 油藏动态预测 (5)4.2 油藏剩余油饱和度预测 (6)4.3 油藏可采储量评估 (6)第五章增加油井产能技术 (6)5.1 钻井技术优化 (6)5.2 完井技术优化 (7)5.3 采油工艺优化 (7)第六章提高油藏开发效率技术 (7)6.1 油藏调剖技术 (7)6.1.1 技术概述 (7)6.1.2 技术原理 (7)6.1.3 技术方法 (7)6.2 油藏注水技术 (8)6.2.1 技术概述 (8)6.2.2 技术原理 (8)6.2.3 技术方法 (8)6.3 油藏热力技术 (8)6.3.1 技术概述 (8)6.3.2 技术原理 (8)6.3.3 技术方法 (8)第七章石油提高采收率化学添加剂 (8)7.1 驱油剂 (8)7.2 改善油水流度比的添加剂 (9)7.3 油层保护剂 (9)第八章油气藏改造技术 (9)8.1 油气藏压裂技术 (10)8.2 油气藏酸化技术 (10)8.3 油气藏气体吞吐技术 (10)第九章石油采收率监测与评价 (11)9.1 油藏动态监测 (11)9.1.1 监测目的与意义 (11)9.1.2 监测方法与技术 (11)9.2 油藏开发效果评价 (11)9.2.1 评价指标 (11)9.2.2 评价方法 (11)9.3 油藏开发调整策略 (12)9.3.1 调整原则 (12)9.3.2 调整方法 (12)第十章石油行业提高石油采收率技术集成与推广 (12)10.1 技术集成策略 (12)10.2 技术推广与应用 (12)10.3 技术创新与发展方向 (13)第一章石油行业提高石油采收率概述1.1 提高石油采收率的背景与意义全球经济的快速发展，能源需求不断增长，石油作为重要的能源资源，其供应安全问题日益凸显。
《原油碳源微生物提高原油采收率机理》篇一一、引言在石油开采过程中，如何提高原油采收率一直是行业面临的重要问题。
传统的石油开采技术，尽管在某些方面具有优势，但在特定环境下往往无法充分发挥其潜力。
近年来，利用原油碳源微生物技术来提高原油采收率的方法越来越受到人们的关注。
本文将探讨原油碳源微生物提高原油采收率的机理。
二、原油碳源微生物的概述原油碳源微生物是一类能够利用原油中的碳源进行生长繁殖的微生物。
这些微生物在石油开采过程中具有重要作用，它们能够通过生物降解、生物表面活性剂的产生以及改善油藏环境等方式，提高原油采收率。
三、原油碳源微生物提高采收率的机理1. 生物降解作用原油中的部分烃类物质难以被常规开采方法所提取，而原油碳源微生物能够通过生物降解作用，将这部分难以开采的烃类物质分解为小分子化合物，从而增加原油的流动性，有利于开采。
此外，这些小分子化合物更容易与储层中的水进行互溶，有利于增加驱油剂的黏度，提高驱油效果。
2. 生物表面活性剂的产生原油碳源微生物在生长过程中会分泌一种称为生物表面活性剂的物质。
这种物质具有降低油水界面张力、增强油藏内流体的流动性等作用，有利于提高原油采收率。
此外，生物表面活性剂还能在油藏中形成稳定的泡沫体系，进一步改善油藏的流动性。
3. 改善油藏环境原油碳源微生物在生长过程中会产生一些对油藏环境有益的代谢产物，如有机酸等。
这些代谢产物能够改善储层的物理化学性质，如降低储层中粘土矿物的膨胀性、减少堵塞等，从而增加储层的孔隙度和渗透率，提高原油的采收率。
四、结论综上所述，原油碳源微生物通过生物降解作用、生物表面活性剂的产生以及改善油藏环境等多种方式，提高了原油采收率。
这些机理的深入研究将有助于我们更好地利用原油碳源微生物技术，实现石油资源的可持续开发。
未来，随着科学技术的不断进步和研究的深入，原油碳源微生物技术将在石油开采领域发挥越来越重要的作用。
我们期待这种绿色、环保的开采方式能为石油工业带来更多的突破和进步。
提高石油采收率的方法在石油工业中，通常把仅仅依靠岩石膨胀、边水驱动、重力、天然气膨胀等天然能量来采油的方法称为一次采油；把通过注气或注水，提高油层压力的采油方法称为二次采油；把通过注入其他流体采用物理、化学、热量、生物等方法，改变原油黏度或改变原油与地层中的其他介质界面张力，用这种物理、化学方法来驱替油层中不连续与难采出原油的方法称为三次采油。
一般来说，一次采油的采收率低于 15%，二次采油的采收率可达 45%，三次采油后采收率可达 50%~90%。
图1：油藏开发的三个阶段在一次采油阶段，由于开采初期地下地层流体压力高，油气可以依靠天然能量通过油井直接流到地面。
这种能量来源于覆盖在它们之上岩石对其所处地层和地层当中流体所施加重压后集聚的大量弹性能。
但随着原油及天然气的不断产出，油层岩石及地层中流体的体积逐渐扩展，弹性能量也逐渐释放，当弹性能量不足以把流体举升上来时，地层中新的压力平衡慢慢建立起来，流体也不再流动，大量的石油就会被滞留在地下。
在二次采油阶段，人们通过向油层中注气或注水，可以提高油层压力，为地层中的岩石和流体补充弹性能量，使地层中岩石和流体新的压力平衡无法建立，地层流体可以始终流向油井，从而能够采出仅靠天然能量不能采出的石油。
但由于地层的非均质性，注入流体总是沿着阻力最小的途径流向油井，处于阻力相对较大的区域中的石油将不能被驱替出来。
即便是被注入流体驱替过的区域，也还有一定数量的石油由于岩石对石油的吸附作用而无法采出。
此外，有的稠油在地下就像沥青一样根本无法在油层这种多孔介质中流动。
因此，二次采油方法提高原油采收率的能力是有限的。
在三次采油阶段，人们通过采用各种物理、化学方法改变原油的黏度及其对岩石的吸附性，可以增加原油的流动能力，进一步提高原油采收率。
三次采油的主要方法有化学驱油法、混相驱油法、热力采油法、微生物驱油法等。
下面我们就详细说一说热力采油法。
热力采油法是向油层注入热流体或使油层就地发生燃烧后形成移动热流，主要依靠热能降低原油的黏度，以增加原油流动能力的采油方法。
1第一章1．波及系数：指注入流体波及区域的体积与油藏总体积之比。
2．洗油效率：指注入流体在波及范围内，采出的油量与波及区内石油储量的体积之比。
3．采收率：油藏累计采出的油量与油藏地质储量比值的百分数。
从理论上来说，取决于波及效率（系数）（EV ）和驱（洗）油效率（ED ） 。
因此，采收率（ER ）定义为：ER （η）=EV · ED4．影响采收率的因素：（1）地层的不均质性（2）地层表面的润湿性（3）流度比（4）毛管数（5）布井 5．流度比：指驱油时驱动液流度与被驱动液（原油）流度之比。
w ro orw w o o w o o w w o w wo k k k k /k /k M μμμμμμλλ====6．毛管数：粘滞力与毛管力的比值。
毛管数增大，洗油效率提高，使采收率提高（即剩余油饱和度减少）－影响残余油饱和度的主要因素。
σμd d V Nc =7．增大毛管数的途径： （1）减小σ水驱油时，毛管数的数量级为10-6。
从图1-8可以看到，若将毛管数的数量级增至10-2，则剩余油饱和度趋于零。
若油水界面张力由101mN.m-1降至10-3mN.m-1数量级，即满足此要求。
因此提出表面活性剂驱和混相驱的采油法。
（2）增加µd这也是提出聚合物驱的依据。
（3）提高Vd 但有一定限度。
8．、第二章1．2．在亲水地层，毛细管上升现象是水驱油的动力，在亲油地层，毛细管下降现象是水驱油的阻力。
233.Jamin 效应：是指液珠或气泡通过喉孔时由于界面变形而对液流产生的阻力效应。
)R 1R 1(2p p 2112-=-σ4.（1）Jamin 效应始终是阻力效应，亲水地层Jamin 效应发生在油珠或气泡通过喉孔之前；亲油地层Jamin 效应发生在油珠或气泡通过喉孔之后。
（2）Jamin 效应具有叠加作用即总的Jamin 效应是各个喉孔Jamin 效应的加和。
5.润湿现象：固体表面上一种流体被另一种流体取代引起表面能下降的过程。
提高原油采收率原理原油采收率是指在油田开发过程中，由于地质条件和采油技术限制，无法完全开采油田中的原油量与油藏中原油量的比值。
采收率的提高对于有效利用油藏资源、提高油田开发效益具有重要意义。
下面将从地质条件、油藏特征和采油技术三个方面简要阐述提高原油采收率的原理。
首先，地质条件是影响原油采收率的主要因素之一、地质条件的复杂性决定了油藏中的原油分布和流动性。
在油藏开发过程中，需要充分了解油藏的地质特征，包括岩性、流体性质、孔隙结构等，从而选择合适的采油方法。
例如，对于有较高渗透率的油藏，可以采用自然驱动法或辅助驱油法，以提高采收率；对于孔隙度较高的油藏，可以采用水驱法以增加原油产量。
因此，针对不同地质条件采用合适的采油方法是提高原油采收率的基础。
其次，油藏特征也对原油采收率的提高起到重要作用。
油藏特征包括油藏类型、油藏压力、流动性等。
油藏类型主要分为油气藏和油藏，不同类型的油藏对于采油方法和工艺的选择有所不同。
例如，对于气藏，可以采用注气法或气开采技术；对于稠油藏，可以采用热采、溶解气驱等方法。
油藏压力是控制原油流动的重要因素，当油藏压力较高时，原油易于流动，采油效果较好。
在采油过程中，通过合理地降低油藏压力，比如通过地下水注入或人工注水等方式，可以增加原油的采收率。
此外，油藏流动性也是影响采油效果的一个重要因素。
当油藏流动性较低时，原油流动困难，降低采油效果。
因此，在采油过程中，可以采取一些措施来改善油藏流动性，比如注水、注泥等方式。
最后，采油技术是提高原油采收率的关键。
随着科技的进步，采油技术也在不断创新和发展。
提高原油采收率的关键在于增加有效采油面积、改善原油流动性、降低采油阻力等。
其中，常用的采油技术包括增加井数、改造井筒、增加注水井、改善采油方法等。
例如，通过增加井数，可以增加原油的开采量；通过改造井筒，可以改善油井的生产能力；通过增加注水井，可以提供足够的压力将原油推出油藏。
此外，还可以采用化学驱油、热采技术、燃烧驱油等方法来提高原油采收率。
提高原油采收率摘要：针对提高采收率，这篇文章主要对我国石油开采现状，提高采收率的四种常用的方法以及世界各国的技术应用现状进行论述，说明我国提高采收率技术发展方向和目前我们急需解决的关键问题。
关键词：提高采收率技术应用现状问题发展在讨论提高原油采收率之前，我们要首先搞清楚一个概念，所谓的采收率到底是个什么概念呢？采收率是衡量油田开发水平高低的一个重要指标。
它是指在一定的经济极限内，在现代工艺技术条件下，从油藏中能采出的石油量占地质储量的比率数。
采收率的高低与许多因素有关，不但与储层岩性、物性、非均质性、流体性质以及驱动类型等自然条件有关，而且也与开发油田时所采用的开发系统（即开发方案）有关。
同时，石油的销售价格和地质储量计算准确程度对采收率也有很大影响。
在国际原油价格高位运行和中国经济对石油的需求持续增长的情况下，提高现有开发油田的原油采收率具有重大的意义。
目前全国已开发油田的平均采收率仅为30%多一点，存在较大的提高空间。
全国的平均采收率每提高1个百分点，就等于增加可采储量1.8亿吨，相当于我国目前一年的原油产量。
中国石化集团公司对这个问题非常重视，在今年的年度工作会议上提出，今后的原油采收率要达到40%，力争50%，挑战60%。
中国石化油田经过40余年的开发，走过了稳步增产、快速上产、稳产、递减等阶段。
截至2006年底，中国石化东部油田平均采收率为28.9%，而国内如中石油平均为34.5%，国外如美国平均为33.3%，中东平均为38.4%，因此，中国石化油田提高采收率具有较大的潜力空间。
目前世界经济迅猛发展，对能源尤其是石油的需求量不断增加。
因此，提高油田的原油采收率(EOR，即Enhanced Oil Recovery)日益成为国际上石油企业经营规划的一个重要组成部分。
改革开放以来，伴随着我国经济的持续增长，国内石油消耗量同样与日俱增。
20世纪90年代，我国石油消费的年均增长率为7.0%，而国内石油供应年增长率仅为 1.7%。
这种供求矛盾使我国自1993年成为石油净进口国之后，2004年对外依存度迅速达到42%。
国内各大油田经过一次、二次采油，原油含水率不断增加，平均含水率已经高达80%以上，而近几十年来发现新油田的难度加大，后备储量接替不足。
为此，三大石油公司一方面加大国内外勘探力度，另一方面挖掘现有油田潜力，保持稳产，其中提高原油采收率则是一种重要的技术手段。
部分大油田先后进入三次采油阶段，即提高采收率技术的工业化应用阶段。
国家计委在“七五”至“十五”计划期间，把提高采收率技术列为国家重点科技攻关项目，先后开展了热采、聚合物驱、微乳液—聚合物驱、碱—聚物驱以及碱—表面活性剂—聚合物驱等技术研究，使我国化学驱提高采收率技术进入了世界领先水平。
＊提高采收率技术分类目前世界上已形成提高采收率四大技术系列，即化学法、气驱、热力和微生物采油。
化学法又分为化学驱和化学调剖。
化学驱包括聚合物驱、表面活性剂驱、碱水驱及其复配的二元、三元复合驱、泡沫驱等。
调整吸水剖面包括浅调、深调和调驱三类技术。
调剖剂分为无机类水泥、无机盐沉淀、有机聚合物凝胶、树脂类、颗粒类及泡沫类等。
气驱包括混相、部分混相或非混相的富气驱、干气驱、CO2驱、氮气驱和烟道气驱等，注入方式分为段塞注入、连续注入或水气交替注入。
热力法包括热水驱、蒸汽法、火烧油层、电加热等。
其中蒸汽法又包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力驱、蒸汽与天然气驱；火烧油层又分为干式、湿式、水平井注空气等。
微生物采油包括微生物调剖或微生物驱油等。
此外，声波物理法采油也有大量的研究报道。
上述提高采收率技术，部分已进行工业化推广应用，部分开展了先导性矿场试验，部分尚处于理论研究之中。
世界范围内已进行工业化推广或曾进行矿场试验的提高采收率技术包括蒸汽驱、火烧油层、蒸汽辅助重力驱、CO2驱、烃类气驱，以及聚合物或活性剂等化学驱。
诸多EOR技术中，蒸汽驱仍是最主要的方法，其次为CO2混相驱，烃类气体混相或非混相驱与氮气驱也起着相当重要的作用。
＊国内外提高采收率技术应用现状据2007年国际《油气科学与技术》杂志报道，目前世界原油总产量（包括凝析天然气）8450万桶/天中，通过EOR技术开采出来的原油有250万桶/天（统计总量中尚未包括我国化学驱产油量），大部分来自美国、墨西哥、委内瑞拉、加拿大、印度尼西亚和中国。
其中美国、委内瑞拉、加拿大、印度尼西亚和中国五个国家的热采技术应用较多。
气驱主要应用的国家是墨西哥，其次是美国、委内瑞拉。
我国化学驱则明显处于世界领先地位。
1．美国根据美国《油气杂志》每两年一次的提高原油采收率调查结果，美国2006年热采产油量占EOR 产量的46.46％，注气（轻烃、二氧化碳和氮气）约占53.53%。
EOR项目共有153项，包括热采55项、气驱97项，化学驱项目数量已降至0项。
近年来，由于美国发现了十分丰富的天然CO2气源，带动了CO2混相驱项目的实施，使此技术成本大幅度下降。
同时在高油价下修好了三条输送CO2的管道，可以把CO2从产地直接输送到用地得克萨斯州，使一些较小的项目也有利可图，从而促进了CO2驱的快速发展。
2．加拿大已探明原油储量居世界第二的加拿大，仅艾尔伯塔省就拥有1750亿桶的沥青储量，这也促进加拿大热采技术的高速发展，使其拥有国际一流的稠油开采技术，如蒸汽辅助重力泄油(SAGD)、溶剂泄油（VAPEX）、火烧油藏（In-situ Combustion）、foamy oil等。
应用数量最多的是蒸汽辅助重力泄油(SAGD)项目，大都应用于油砂开采中。
此外Encana公司的Weyburn CO2混相驱是加拿大主要的CO2驱项目，该项目被认为是世界上最大的减少二氧化碳排放的联合实施项目。
Talisman能源公司拥有在Turner Valley油田的氮气EOR项目，计划投资1．5亿美元进行3年的先导性试验，以证明用注氮气开采15％地质储量的可能性。
3．中国我国针对大多数油田是陆相沉积的特点，经过四个连续五年计划的重点项目攻关，在石油系统各单位以及中国科学院、高等院校的共同努力下，提高采收率技术有了飞速的发展，在化学驱一些领域已达到国际先进水平。
如聚合物驱油已形成完整的配套技术，并已在大庆、胜利等大油田工业性推广；复合驱油技术获得重大突破，先导性试验获得成功。
同时也暴露出一些生产实际问题，为今后技术的发展提出了新的研究课题。
此外，蒸汽吞吐、蒸汽驱等热采方法已在我国石油生产中占有相当大的比重。
蒸汽吞吐是目前国内应用范围最广的一种技术，已完善配套，且中深层的蒸汽吞吐技术已处于国际先进水平。
蒸汽驱技术也进行了大规模的工业化试验，积累了一定的经验。
气体混相驱研究相对较晚，与国外相比还有很大差距。
尽管在80年代开展了CO2和天然气驱矿场试验，取得了一定效果，但因气源问题，一直未得到发展。
随着西部油田的开发，安塞世界级气田的发现，长庆注气混相驱和非混相驱被列入国家重点攻关项目。
吐哈油区的葡北油田注烃混相驱矿场试验得以启动，大大推动了我国混相驱提高采收率技术的快速发展。
同时，吉林的扶余油田、苏北黄桥气田、江苏秦潼凹陷以及广东三水盆地等一批CO2气藏的发现，推动了CO2混相或非混相驱先导试验研究，同时“温室气体的地下埋存及在提高油气采收率中的资源化利用”已被列为国家“973”重点攻关课题。
在微生物采油技术方面，早在1966年新疆石油管理局就开始利用微生物进行原油脱蜡技术的研究，被认为是微生物技术研究的开端。
“七五”期间，这项技术被列为国家科技攻关项目，主要开展了以下工作：微生物地下发酵提高采收率研究，生物表面活性剂的研究，生物聚合物提高采收率的研究。
注水油层微生物活动规律及其控制的研究，20世纪80年代，大庆油田率先进行了两口单井微生物吞吐矿场实验，结果含水量下降，原油产量增加。
“九五”期间，大港油田率先进行了微生物菌液驱矿场先导试验。
目前辽河油田、胜利油田、新疆油田等油田也在开展室内研究与应用。
总体上来看，世界范围内的EOR工程在20世纪80年代处于高峰期，而后略有下降，90 年代末又稍有回升。
进入21世纪，EOR工程的数量仍大幅度减少。
但随着勘探费用上涨、勘探难度加大以及目前高油价的形势，终将再一次刺激EOR工程数量的增加和技术研究的热潮。
＊中国石化油田开发现状及提高采收率面临的主要问题1．油田开发现状年产油量保持稳定增长。
自1998年石油石化重组后，依靠东部油田的稳定和西部油田的上产，控制了产量递减，产量呈恢复性增长，由1998年的年产3611万吨上升2006年的4017万吨，年产油量处于恢复性增长阶段。
平均综合含水基本稳定。
控制含水上升是油田开发永恒的主题。
含水升高预示着开发成本的上升。
在中国石化重组之前，综合含水呈快速上升的态势。
1998年后，通过实施“稳油控水”工程，油田综合含水得到了有效的控制，基本保持在88.2%左右。
2006年油田综合含水率为88.3%，继续保持了稳定运行的趋势。
整装油田及高渗透断块油田仍是主力。
据各类油田的生产状况统计，整装油田及高渗透断块油田占年产油量的54.82%，低渗透油田占16.74%，年产油量稳步递增。
同时，以塔河油田为代表的缝洞型碳酸盐岩油藏等特殊岩性油田的产量正以较高的递增速度上产。
常规注水为主同时发展热采和三采。
中国石化大部分油田采用常规注水开发，年产油量占总年产量的88.98%，其次是热采6.44%、三采4.58%。
稠油热采从1984年开始在胜利油田实施，河南油田也于1987年开始实施。
2005年已升至246.2万吨，并且呈现良好势头。
到2005年年底，稠油热采累积动用地质储量32525万吨，可采储量5833万吨，标定采收率17.9%。
目前，地质采出程度11.3%，可采采出程度63.6%，综合含水84.3%。
三次采油从1992年在胜利油田开始实施，河南油田也于1994年开始实施，1998年开始明显见效。
2005年已达到175.2万吨，累计增油1191.9万吨。
到2005年年底，化学驱三次采油累积覆盖储量38474万吨，占总动用储量的7.3％，综合含水95.0％。
2．提高采收率面临的主要问题更精细化的油藏描述是老油田开发中后期进一步提高采收率的基础。
油田总体处于高含水、高可采储量采出程度、高剩余可采储量采油速度“三高”阶段。
东部油田已处于深度开发阶段，综合含水89%，但水驱采收率不高（平均约33％），致使大量剩余储量遗留在地下。
同时，由于长期注水冲涮，使储层物性发生重大变化，如孔隙结构、岩石表面润湿性以及声学、电学特性等，影响孔隙度、渗透率、相渗透率随之变化。
研究注水开发后储层性质变化、建立高精细化储层地质模型、准确刻画剩余油分布规律是高含水时期进一步提高采收率的基础。
