要开展流体在生烃岩内部的流动特性的研究；还要开展生烃层内流体性质及其影响因素的研究。这些研究无疑将大大丰富目前的油气生成和初次运移理论，同时也将大大促进泥岩油气藏的勘探。
陈弘供稿提高采收率技术
国内外混相气驱提高采收率技术
一、混相驱发展概况
1 混相驱概述
在提高采收率方法中，气体混相驱具有非常强大的吸引力。因为注入气体与原油达到混相后，界面张力趋于零，驱油效率趋于100%。如果该技术与流度控制技术相结合，那么油藏的原油采收率可达95%。因此混相气驱已经成为仅次于热力采油的处于商业应用的提高采收率方法。
（1）概念
混相驱是指在多孔介质中，一种流体驱替另外一种流体时，由于两种流体之间发生扩散、传质作用，使两种流体互相溶解而不存在分界面。其目的是使原油和驱替剂之间完全消除界面张力，毛细管数变为无限大，残余油饱和度降到最低。
（2）分类
按照混相驱的气体
烃类气体非烃类气体
干气富气液化石油气二氧化碳氮气烟道气
按照混相机理
一次接触混相驱多次接触混相驱（凝析气驱+蒸发气驱）
LPG段塞驱丙烷段塞驱富气驱 CO2驱干气驱氮气（烟道气驱）
2 混相驱发展概况
（1）国外概况
混相注气始于20世纪40年代，由美国最早提出向油层注入干气。
50年代，全世界实施了150多个项目，在室内和现场进行了大量试验。但是早期多采用液化气进行初期混相驱。通过不断试验和研究，人们发现除丙烷、LPG可以一次接触混相外，CO2、干气、富气等注入气体在适当条件下，也可以通过多次接触达到动态混相。
自60年代以来，加拿大、阿尔及利亚、智利、前苏联等相继展开烃类混相驱油研究。70年代，人们对烃类混相驱的兴趣达到顶峰。加拿大烃类混相驱方法已
经在许多油田获得成功，在61个项目中，只失败了8次。47个成功项目的增产措施为16%～44%，是水驱的两倍。而美国受天然气气源供应的限制，发展缓慢。
80年代，CO2混相驱逐渐发展起来，这是因为烃类气体价格上涨和天然CO2气藏被发现。90年代，该技术日渐成熟。据1994年油气杂志统计结果，全世界137个商业性气体混相驱项目中，55%采用烃类气体，42%采用二氧化碳，其它气体混相驱仅占3%。二氧化碳混相驱采油效果十分突出，可使最终采收率达到90%以上。二氧化碳驱是比天然气更优越的驱油剂，也是气体混相驱中最有吸引力的提高采收率技术之一。
（2）国内概况
混相驱在我国没有得到大规模应用，原因是缺乏相当数量的天然气和二氧化碳气藏，没有充足的气源保证。另外，我国三采技术的研究集中在聚合物驱等化学驱方面，缺乏混相驱相关的经验、资料和设备。
但是，混相驱对与低渗透、深层等难采油藏的开发具有良好效果。根据1998年在全国范围内开展的三次采油潜力二次评价中，适合注气（CO2）混相驱的石油地质储量占参评10%以上，平均采收率达16.4%。另外，我国低渗透油藏储量难于注水开发，可考虑采用混相气驱技术。因此，我国逐渐展开混相驱室内研究并进行小规模的矿场试验。
目前，天然气资源丰富的西部地区已经优先开展了注烃混相驱试验。其中，吐哈葡北油田注烃混相驱已经开展3年，取得了良好的效果。大庆、中原、华北、长庆、大港、中原、四川、吐哈、辽河等油田，也针对不同油藏类型开展了系列室内混相驱试验研究。
二、国内外混相驱差距与发展趋势
1 国内外混相驱发展差距
通过对比国内外混相驱的发展历程与现状，可以得出：
（1）与我国相比，国外研究混相气驱时间早，从20世纪40年代开始至今已经有60多年，而我国1985年才初次形成混相驱试验方案，但是直到1995年条件才成熟，进行先导试验。
（2）目前，国外混相气驱已经成为仅次于热力采油技术的重要提高采收率技术，有100多个低渗透油田不同规模地应用混相段塞进行采油，并取得了良好效果。美国CO2混相驱和加拿大的烃类混相驱已经成为一项成熟的技术。
我国受天然气藏和二氧化碳气藏的条件限制，始终没有全面展开混相气驱。近年来，在西部吐哈盆地葡北油田进行的多次接触蒸发混相驱试验是我国目前最早注气混相现场试验。其他油田，如大庆油田、辽河油田仍以室内试验研究为主，尚未进行大规模的试验应用阶段。
2 国内外发展趋势
注气混相驱开发低渗透油田具有广阔的应用前景。其驱油效率远高于非混相驱。虽然注气混相驱工程设计需要高水平的先进工程技术，相态控制难度大，但是随着计算机技术迅速发展，天然气田开发数量增加及二氧化碳资源的开发，注气混相驱的工业化应用已经成为油田开发三次采油中的重要技术。其中，CO2和N2更是近期研究较多和发展较好的混相驱替技术。
目前，我国陆上已探明难动用储量中，特低和低渗透油藏的储量占较大比例。如果只靠天然能量和注水开发，采收率低于20%。混相驱（尤其是N2（烟道气）、CO2）将是此类储量有效的开发措施之一。但是，综观整体，由于缺乏气源，CO2在我国发展前景不大，而对注天然气或价廉物广的氮气提高采收率技术具有较大的发展空间。
（1）二氧化碳驱
二氧化碳驱最早可以追溯到20世纪50年代。二氧化碳驱包括二氧化碳混相驱和非混相驱。通常相对密度低于0.9042的原油采用混相驱。研究表明，二氧化碳在原油中的溶解能力超出甲烷，其溶解能够显著降低原油粘度和表面张力，促使原由体积膨胀；在高压下，二氧化碳的密度远高于天然气，有利于减缓驱替过程中的重力指进现象。
①国外概况
美国南部得克萨斯州和路易斯安娜州地层发现了丰富的二氧化碳气藏。联邦政府采取多种税收优惠政策，其制定的法规对二氧化碳驱非常有利。目前，美国绝大部分化学驱项目已经被二氧化碳驱取代。2000年，美国实施CO2混相驱63项，烃类混相驱5项，氮气混相驱1项，注气混相驱已经成为仅次于热力采油的提高采收率技术。
②国内概况
我国二氧化碳驱技术应用较晚。60年代中期，大庆油田和胜利油田开始二氧化碳驱室内和矿场实验。但是，我国天然的二氧化碳资源比较缺乏，至今尚未发
现大型的二氧化碳气藏。目前二氧化碳单井吞吐的作业项目较多。二氧华碳的来源和成本比烃类溶剂有优势，可以从地层和电厂获取，且气层气纯度高，易输送，对于水驱效果差的低渗透和小断块油藏，可以尝试采用二氧化碳混相驱提高采收率技术。
在我国东部主要产油区，天然气气源紧张，供不应求，CO2气源目前还比较少。尽管如此，注非烃气体混相驱的研究和现场先导试验一直没有停止过。1963年首先在大庆油田作为主要提高采收率方法进行研究，1966年、1969年、1985年、1991年、1994年先后开展了注CO2先导性试验，很受关注。吉林油田利用万金塔CO2气田的液态CO2，在吉林油田开展CO2吞吐和CO2泡沫压裂100井次以上。1996年江苏油田富民油田48井开展了CO2吞吐试验，并已开展了驱替试验。
在各油田和集团公司勘探开发研究院进行了三次采油潜力二次评价。17个油区适用于CO2混相驱的地质储量1.057×109吨，占参评储量10.4%，与水驱相比，平均可提高采收率16.38%，增加可采储量1.73×108吨。各油区CO2混相驱技术潜力分析中所占比例大致为:新疆占51.75%，吐哈占7.5%，长庆占6.87%，辽河占11.6%，中原占18.9%，大港占1.81%，其它油田占1.49%。
（2）氮气驱（烟道气驱）
氮气驱（烟道气驱）于20世纪70～80年代发展起来。注氮气混相驱属于多次接触动态混相过程。注入的氮气在高压下通过蒸发作用从原油中提取轻烃和中间烃类，当驱替前缘蒸发到足够的轻烃和中间烃后，就能与油藏的原油混相而达到混相驱。
由于氮气与原油混相所需的最小混相压力很高，因此注氮气混相驱只能用于深层油藏或者高压油藏。另外达到混相要求原油的轻烃含量高，氮气不能混相驱替重质油藏。但是注氮气可以节省能源，降低注入井成本，防止大气污染。
①国外概况
在注N2（烟道气）开发油气田方面，美国、加拿大等美洲地区一直处于技术领先地位。他们不仅对实验室进行系统的试验研究工作，而且对不同类型油田还成功进行了工业试验，目前，制N2的工艺已经实现了工业化，并形成一套制N2-注N2-脱N2的工业化工艺流程与配套设施。N2已经呈现一种取代昂贵天然气作为一种新注入剂广泛应用于石油工业的趋势。
②国内概况
我国具有较为丰富的烟道气资源，如胜利油田的胜利电厂、孤北电厂均位于油区以内，日排放量数千吨，如果回收这些废气不仅可以避免环境污染，还可以充分利用资源。我国很多低渗透油藏、带气顶油藏以及潜山油藏等都具有注氮气混相驱的条件。而且，考虑到天然气成本和CO2供应问题，我国应重视注氮混相驱技术。对于深层低渗透油藏，可以采用氮气（烟道气）混相驱。1995年，华北油田开始注氮气的先导性试验，采收率提高了3%～5%。
（3）解决办法
①扩大气源，重视天然二氧化碳气藏的勘探开发；
②研究西气东输和国外引进注天然气的经济技术可行性；
③引进国外技术，发展制N2和CO2的技术；
④开展利用油田附近热电厂、石化企业的放空CO2的技术经济可行性研究；
⑤重视和加强室内研究和现场先导性试验。
三、混相驱实例调研
1 葡北油田混相气驱现场试验
（1）油田概况
位于吐哈盆地台北凹陷西部的葡北油田，是一个挥发性背斜圈闭砂岩层状油藏，构造完整，断裂不甚发育；储集层厚度适中，油层之间发育有稳定隔层。经实验室分析综合确定，在油藏温度压力条件下，利用本油田一级分离器的气组成，可以达到与地下原油混相所要求的最小混相压力MMP，是一个较理想的进行注气混相驱矿场试验的油田。
油藏闭合高度为105米，主要目的层为中侏罗统的七克台组、三间房组和西山窑组。其中三间房组S1砂组为主力产层，发育有S11、S21和S3+413个油层。油藏砂体连续性好，油层中部深度3436米，油层平均厚度13.9米，平均孔隙度17.8%，平均渗透率110.5×10-3平方微米。油层中部温度为92.5℃，油层中部压力为37.58兆帕。原油性质具有“二低五高”的特点，即低密度（0.803克/立方厘米），低粘度（0.4毫帕秒），高体积系数（2.292），高气油比（>440立方米/立方米），高收缩率（63.52%），轻质组分含量高（57.161摩尔%）和高饱和压力（31.14兆帕）。
葡北油田1998年9月正式投入开发，截止目前为止，共有油水井18口，注采井数比1：1。采油井开井9口，平均单井日产油44吨，油田累积产油49.34×104
吨，采出程度19.05%，油田综合含水3.02%，综合气油比499立方米/吨，地层压力保持在35.5兆帕以上。注水井开井6口，平均单井日注水144立方米，累积注水50.53×104立方米；注气井开井2口，平均日注气14.55×104米，累积注气2.1×108立方米。油田累积注入气段塞6.4%HCPV，气水比接近1：1。综合分析认为，油田开发3年以来，各项生产指标已达到方案设计水平。
（2）葡北油田注气混相驱设计技术
①油藏精细描述
在整个油田地质研究过程中，必须准确描述油藏构造特征（重点是要落实研究对象的构造和断裂系统，确定油藏边界条件）、储集层特征（重点要认识清楚沉积相及空间展布形态、物性和非均质性以及裂缝发育状况）、流体性质及分布特征。葡北油田储集层主要为水下分流河道砂体，平面上分布呈宽窄不一的条带状，为了描述连通状况和空间展布，应用三维地震构造精细解释技术、地应力裂缝评价技术、测井约束反演砂体预测技术。在3个层次上建立起单井、剖面和三维地质模型；利用动态资料和实验室分析资料进行温度、压力系统、油水系统划分、流体性质评价及油藏类型的研究。在此基础上细分单元进行了资源量评价，提出葡北油田真正适合于混相驱开采的含油层段和所具有的石油地质储量，为以后正确评价混相驱的效果奠定基础。
②室内基础试验研究
a 油藏流体PVT相态试验
用Ruska公司的PVT仪研究原油相态性质，按惯例进行原油恒组分膨胀、定容衰竭、单次和多次脱气试验，确定地层流体相态物性参数,为确定油藏流体相态变化特征提供依据。研究表明葡北油田地层原油属高收缩性的远离临界点的挥发油。
b 细管试验
细管试验主要用于确定混相条件。包括最小混相组成（MMC）和最小混相压力（MMP），它是混相驱油田开发最重要的室内基础试验项目。葡北油田细管试验共进行了5次，选用了5种不同的注入气组分。试验结果确定了葡北油田最小混相组成为C1+N2=80.99%，C2+C3=l8.23%，C+4=1.68%，对应的拟临界温度为217.6 K，油田伴生气可以满足注入气的组分要求。最低混相压力MMP为33兆帕，低于油藏压力（37.58兆帕），而高于油藏饱和压力（31.14兆帕）；表明葡北油
田在原始油藏条件下，利用油田自产气注入可以和地层原油实现混相。
c 油气、油水相渗试验
用油藏岩心进行油气、油水相对渗透率测定。油水相对渗透率曲线显示葡北油田具有弱亲水特征，且随着油藏渗透率的增加，有亲油的倾向，平均残余油饱和度为30%，束缚水饱和度为27%左右。
d 长岩心驱替流动试验
长岩心驱替流动试验主要用于优选油藏驱替方式，确定油藏驱油效率。由于长岩心驱替流动试验采用油田实际岩心，更能代表油、气、水在地层中的真实流动，它是混相驱油田开发必须进行的室内试验之一。共进行了水驱、气驱、气水交替及水气交替4次驱替试验。试验结果表明，仅从驱油效率看，混相驱明显优于水驱。而在气水交替混相驱中，先注气优于先注水。
③注气混相驱数值模拟研究
a 流体相态模拟
主要利用WINPROP相态模拟软件通过拟合PVT试验数据，标定符合特定流体的状态方程参数，用于模拟评价细管试验和长岩心驱替试验。研究表明，葡北油田混相类型为多次接触高压蒸发气驱混相。当注入气为油田一级分离气时，最小混相压力为33兆帕。
b 开发机理模拟研究
选用国际上比较先进的VIP和GEM组分模型进行模拟计算。建立正韵律模型、反韵律模型、复合韵律模型和葡北实际油藏剖面模型。重点模拟气段塞、气水比和层内非均质性等对混相驱效果的影响。综合研究认为：复合韵律比较适合气水交替混相驱，正韵律地层适合纯气驱，而反韵律地层则不适合注气混相驱开发；复合韵律（葡北油田属于此类）地层适合气水交替混相驱开发，气水比选1：1～1：2为好，气段塞相对小有利，优选结果为5%HCPV；先注气与先注水效果比较，先注气好于先注水；层内非均质性对混相驱开发效果影响较大；吸气主要集中在油层顶部。当气突破后，注入气驱扫效率明显降低，气体在储集层顶部形成通道；而水则主要沿油层底部推进，而且气体的推进速度大于水的推进速度。
c 油田整体数值模拟预测研究
通过整体模拟认为，葡北油田实施气水交替混相驱的稳产年限为5年，稳产期末采收率为23.48%，第十三年转水驱。油田最终采收率将达到52%,比注水开
发提高采收率10%左右。
（3）开发效果初步评价
从3年来油田开发实际看：
①油田产量保持稳定，地层压力保持水平、井底流压控制程度和注入气组分均在方案制定的技术政策范围内。油田保持了高速开采，采油速度达到5%以上。目前油田采出程度为19.05%，油田仍处于无水开采期，年度注采比已达到1.07，气水接近1，注采平衡，压力稳定，同时压力系数较高，物性好，油田生产能力一直比较旺盛。目前油田平均单井产量58吨/日，平均米采油指数稳定在1.25吨/日·兆帕·米，井口油压保持在16兆帕以上，仍具有很强的自喷能力。目前已有16个月，气油比始终稳定在700～800立方米/吨。
②从开发层系看，除七克台组和西山窑组储量留作产量接替外，三间房组油藏储量全部动用。从已投产的油层看，吸水、吸气剖面动用100%，产液剖面也显示动用程度100%。
③按照一般未混相的现象，单相气突破后，由于气、油两相流，油相渗透率急剧下降，造成采油指数下降。但在葡北油田采油指数反而增大，这说明近井带没有出现气、油两相，反而由于混相流体的粘度比原始流体粘度小，使流度增大，引起采油指数的上升。
从PB1井气油比上升前后录取的高压PVT全分析资料看，混相后地层流体粘度由原始的0.6685毫帕秒降为目前的0.2毫帕秒，体积系数由2.2104增大为2.819，饱和压力由29.44兆帕上升为目前的32.86兆帕。
葡北油田目前正处于混相开采状态。当然要真正判断地层是否混相，还需要进行进一步的生产动态观察和应用其它监测手段进行深入研究和分析。
2 江苏油田CO2混相驱现场实验研究
（1）试验区简况与试验方案
①试验区概况
富14断块为一断鼻构造，油藏北界受断层控制，南界为一火山岩岩墙，是一南倾北断的砂岩油藏，属于以牵引流为主的曲流河沉积。目的层上部为一连续性较好、分布较广的泥岩盖层，具有较好的气封隔性。目的层共有2个砂体E2s5～81和E2s5～91，砂体间有一部分连通的泥岩夹层。E2s5～81砂体主要分布于断块中部，向东、西方向尖灭。对于下部E来说，砂体普遍发育，纵向上呈正韵律分布，层
内非均质系数Vdp为0.76，对于E2s5～91来说，垂直渗透率与水平渗透率之比（K v/K h）为0.82。
该断块于1984年投产，1987年8月开始边外和边缘注水。1988年产量达最高峰，为2.8×104吨，采油速度为8.8%。随着生产井的调整和含水不断上升，产量不断下降，到1997年年产量为0.2×104吨，采油速度为0.5%，累积采出原始地质储量的38%。富65井和富96井是主要注入井，油藏接近经济极限。E2s5～81砂体剩余油饱和度相对较高，且主要分布在靠断层和岩性尖灭带等注入水波及不到的地区，E2s5～91砂体剩余油主要集中在砂体顶部和高部位到断层之间的角落。
②试验区CO2混相驱方案
根据油藏工程和数值模拟研究结果以及实际有效油水井井况与位置，CO2混相驱优选方案见表1。
为了在现有的井距内实现CO2多次接触混相，且尽快采出混相驱前缘油带，须选择动态配置生产井网。富117井位于含油面积中部的相对高部位，作为水、气交替注入井。根据各井井位，一线井主要为富61井、富107A井、富111井；二线井为富66A井、富93井、富29井；三线井为富70井。动态动用各井，以使注入的CO2、波及体积和驱油效率最高。
（2）现场试验效果
①恢复压力过程和示踪剂注入试验
1998年初，富96井、富65井等相继投注，单元注入量为200～250立方米/日，产液量控制在30立方米/日以下，含水为95%～100%。半年后，油藏静压已恢复至20.76～22.41兆帕，累积注水4.05×104立方米。测压表明，主要试验区压力基本接近和超过最小混相压力，边缘和注入水波及较差的地区的压力在20～21兆帕。
压力恢复后进行了示踪剂注入试验。试验得出：a 注入井与一线、二线井之
间有较好的对应连通关系；b 储层内部纵向上渗透率分布不均匀，中等渗透率厚度占主导地位，产出的示踪剂多峰值且最高峰值滞后；c 富61井和富111井示踪剂峰值浓度远高于其他井，这表明两口油井与注入井之间有相对高渗透层。
②水、气交替注入过程
1998年12月18日开始第一周期CO2注入试验。在注入过程中，由于气源供应不正常，后面两个周期地下水、气交替比增为2：1。
到2000年9月30日，富14断块CO2驱现场试验已完成了6个完整的水、气交替注入周期。由于现场气处理和注入井等方面的问题，为保持地层压力，10月份开始后续水驱。截止到2000年12月31日，试验阶段累积注水量为24039立方米，占烃类孔隙体积的14.7%；累积注CO2为620×104立方米（折合地下体积1 9666立方米）占烃类孔隙体积的12.1%，累计气水比为1.21：1。
③油藏动态变化
a 随着CO2波及区的扩大，不同层次生产井具有不同的增油降水效果。初期所有油井均在自喷条件下开采。
由于注、采井距较近，且注入的CO2前缘相对较稳定，一线井收效快，效果好。富61井在第一周期注水阶段投产，含水率90%～95%，产油量0.5～1.7吨/日；在第二周期注水阶段后期开始见效，含水率由90%逐渐降至84%；在第三周期含水率大幅降至50%～60%，产油量逐渐升至6～8吨/日。在1999年11月的第四周期初期，将油嘴从3毫米调为5毫米，含水率稳定在60%～70%，产油量升至8～13吨/日，产液量升至25～30立方米/日。在第五周期注气阶段，含水率逐渐由76.3%升至86.4%，日产油量降至5～7吨/日。转注水半个周期后，一个月内含水率由83.4%急升至95.7% ，产油量由5.8吨/日降至0.7吨/日。富111井在第三周期注气中期投产，含水率由93%逐渐降至60%，日产油量由1吨/日升至11.4吨/日；在第四周期，由于地层压力的降低，该井逐渐停喷而关井，在第五周期注气阶段又开井，产油量4.3～7.7吨/日，含水率79.3%～84%。
由于CO2波及前缘受储层非均质性影响较大，二线井逐渐见效。富66A井第三周期投产，初期日产液15吨/日，含水率80%，油气比为30立方米/吨。短期内急升至600立方米/吨，出现CO2气窜。关井测试，井筒破漏。为了增加注入气波及范围，改善西区开采状况，从第六周期始采用下泵重新投产，日产油6.8～8.3吨/日，含水率85%～90%。富29井是最东边的生产井，第六周期初期该井恢复生
产，排液一周后，含水率最低降至80%，日产油增至5.7吨/日，维持正常生产。富93井在富61井关井后重新投产，见到明显效果。2001年1～3月保持油量在8～15吨/日，含水率降至60%～70%。
注入的CO2沿相对高渗透带突进，使三线井也见到效果。富70井是最西边的一口生产井，在试验前因含水率特高而长期关井。在富66A井出现CO2，气窜并关井后，第五周期注气阶段将该井下泵投产，含水率为100%。直至第五周期的注水阶段开始出油，产油量由1吨/日增至4吨/日，含水率最低降至90%。
到2000年底，试验区CO2混相驱试验阶段累积增产原油5218吨，占波及区原始地质储量的4.01%。CO2用量为1240立方米/吨（油）。累积产出含CO2天然气441811立方米，考虑井口计量存在的误差，CO2保存率大于90%。
b 气油比变化明显。气窜前，生产井的气油比基本与水驱开发阶段相当。在油井的主要见效阶段，气油比上升明显。并且在注气阶段，气油比由高到低变化，注水阶段由低到高变化。气油比稳定，日产油稳定；气油比急速上升，生产井油量则明显下降，表明CO2完全发生气窜。在第三周期前气油比为25～53立方米/吨。从第三到第五周期，注气阶段气油比从256立方米/吨降至40立方米/吨，注水阶段气油比从100立方米/吨上升至558立方米/吨。富111井与富61井的气油比变化规律基本相似。气油比逐渐增加至328～400立方米/吨。
c 原油物性明显变化，显现出CO2驱替水驱剩余油效果。重复对比试验表明注气前后富61井产出油明显变轻。发生CO2气窜前后，原油中饱和烃含量由81.37%升至87.65%，芳香烃含量由6.84%降至2.83% ；而饱和烃中C21前/C21后由0.74升至0.93。
对重点监测井富61井和富107A井气分析资料表明，产出气中C+5组分增加。发生CO2气窜前，甲烷由74%降至55% ，其他烃类气由11%升至26%；气窜后，产出气中CO2含量升至70%以上，而C+5组分达8%。表明CO2汽化和蒸发了原油中的轻质组分。
对产出水分析，总矿化度和碳酸氢根明显增加。富107A井产出水的矿化度、碳酸氢根、CL-分别由第一周期末24460毫克/升、876毫克/升、12815毫克/升升至第三周期的25057毫克/升、989毫克/升、13393毫克/升。同期分析富61井总矿化度也由26105毫克/升升至28664毫克/升。离子浓度增加，可以解释为是由CO2与地层油和岩石的相互作用，以及CO2使束缚水流动等原因引起的。现场证实生产
井井底结垢严重。
d 注水启动压力上升。在注气阶段，富117井注气量保持在35～50吨/日（折算），在注水阶段的注水量保持在100～150立方米/日。在由注气转注水初期，注水启动压力上升。在相同注入速度下，试验前注水启动压力为18兆帕。第一周期注水阶段注水启动压力为20兆帕，第二周期注水阶段注水启动压力为21兆帕。
（3）现场实施分析及初步评价
①试验实现了混相驱替。油藏压力监测和原油物性变化表明，油藏实现了混相驱替。根据实际生产井测压数据，前5个周期油藏压力均保持较好，基本维持在最小混相压力（21.6兆帕）以上。原油轻质成分明显增加也表明实现了混相驱。因此，在复杂小断块油藏通过强注弱采方式可以实现CO2动态混相驱。
② CO2混相驱形成了具有方向性的富集油带。在试验过程中，一线的富61井和富111井含水率最大下降了40%～50%，表明注入的CO2波及到了水驱剩（残）余油，并在非水驱主流线部位形成了含油富集带或油墙，与示踪剂试验结果相似。平行于断层方向的二线和三线井不同程度的见效，表明CO2波及前缘沿相对高部位突进，并驱动了水驱残余油，形成了大小不等不同饱和度的含油富集带。作为长关井的富70井，在试验阶段含水率下降了10%，验证了CO2对残余油的捕及和驱动作用。
③较低的CO2注入速度明显影响了CO2驱油效果。由于注气阶段气源不稳定，导致第一到第五周期注气速度保持在30～60吨/日，与方案要求的注气速度相差较大。而注水速度远高于注气速度，在储层垂直和水平渗透率比较高前提下，CO2和水发生明显的重力分离。注入的CO2部分进入油藏顶部，水在被CO2饱和的可动剩余油的下面流动。另外，由于饱和CO2的可动油被重新饱和到顶层，严重影响了CO2与原油的混相和采出。数值模拟研究表明，在现有条件下，CO2波及区仅能提高原油采收率8.3%。
④生产井分层次投产可以适应较小气量和满足混相驱的需要。实践证明，在水气交替注入期间，合理调整不同层次的生产井可以满足CO2混相驱的需要。在不同时期内动态动用一线、二线井可以适应较小气量和满足混相驱的压力需要。在试验初期，由于油藏能量状况，动用富61井、富107A井和富ll1井。待其出现CO2，气窜后，合理投产二线井，不仅保持了地层能量，而且有效地增加了CO2的波及区。
⑤ CO2混相驱具有一定的经济效益。由于试验仍在进行，仅能根据现有参数在适当预测的基础上进行初步经济评价。费用投入应包括：固定资产投资和原油销售成本费用。计算产出效益主要为销售收入（含利税）。项目前期固定资产投入为1060×104元。计算中采用油价为1310元/吨。根据油藏实际动态预测累积增油1.1×104吨。经济评价计算结果是：投资财务内部收益率为13.7%，财务净现值为50×104元，投资回收期为3.4年。
（4）结论
①在复杂小断块油藏为恢复和保持油藏压力，实现CO2混相驱是可行的。
②富14断块CO2混相驱是成功的，采收率已增加了4%。已实施阶段CO2利用率为1240立方米/吨。
③ CO2气资源决定了提高采收率的效果和效益，是确保试验成功的关键因素。
四、结论
1 混相驱增产潜力就整个世界来看，绝对值较小。但是混相驱在美国和加拿大已经取得明显效果，混相驱工程的技术也达到了很高水平。
2 CO2是目前国外混相驱中十分重要的提高采收率技术，它是比天然气更经济更有效的驱替剂。美国混相驱用于强化开采碳酸盐岩储油层，项目多采用CO2混相驱，流度控制方法主要是WAG。
3 加拿大混相驱项主要采用烃类混相驱。对于第三世界国家，如利比亚、阿尔及利亚等国的边远地区或海上，烃类混相驱有较大的潜力。
4 根据国外（以美国和加拿大为主）气驱混相驱经验以及我国第二次三次潜力分析评价结果得出，我国东部油区一些有条件的油田侧重发展CO2和N2驱，必要时也可发展注烃混相驱。在西部天然气资源较为丰富的油区，应侧重发展烃类混相驱。
刘新钟显东秦佳陈弘供稿
石油大学继续教育学院 冀东油田开发新技术高级培训班讲义 提高石油采收率技术 岳湘安 2001.4.7
一、概述 （一）提高原油采收率的意义 作为一种重要的能源和化工原料，世界范围内对石油的需求仍将持续增长。尤其在我国，一方面国民经济发展对石油需求量的增长速度比以往任何时候都大；另一方面，我国的各主力油田均已进入高含水或特高含水开采期，开采难度增大，产量递减幅度加大，而且后备储量严重不足，石油的供求矛盾日益突出。据预测，按目前的开采水平，到2005年我国进口原油将高达108吨/年（1亿）。这将对我国国民经济发展造成极其严重的影响。 缓解石油供求之间日益突出的矛盾有两条有效的途径：一是寻找新的原油地质储量；二是提高现有地质储量中的可采储量，即提高采收率。寻找新的油田、补充后备储量是原油增产和稳产最直接、最有效的途径。多年以来，各油田在开发过程中也不断加大勘探力度，找到新的储量。但是，石油是一种不可再生资源，它的总地质储量是一定的，而且我国陆上石油资源的勘探程度已经很高，新增地质储量的难度越来越大，潜力越来越少。近年来，几个大油田新增地质储量多数都是丰度很低、油层物性差、开采难度大的油藏。在有限的原油地质储量中，其可采储量是一个变量。它随着开采技术的发展而增加，而且其潜力一般很大。石油是一种流体矿藏，具有独特的开采方式。在各种矿物中，石油的采收率是比较低的。在目前技术水平下，石油的采收率平均约在30%～60%之间。在非均质油藏中，水驱采收率一般只有30%～40%。也就是说，水驱只能开采出地质储量的一小部分，还有大部分原油残留在地下。如何将油藏中的原油尽可能的、经济有效地开采出来，是一个极有吸引力的问题，也是世界性的难题。从长远来看，只要这个世界需要石油，人们必将越来越多地将注意力集中到提高采收率上。实际上，与勘探新油田不同，提高采收率问题自油田发现到开采结束，自始至终地贯穿于整个开发全过程。可以说，提高采收率是油田开采永恒的主题。（这种说法一点也不过分）。近几年，我国已成为纯石油进口国，预计到2005年将进口1亿吨／年。国民经济急需石油，大庆是我国最大的油田，按现已探明的地质储量计算，采收率每提高一个百分点，就可增油5000万吨。这对国民经济的发展具有极其重要的意义。 提高采收率是一个综合性很强的学科领域。它的综合性表现为两方面： ①高新技术的高度集成。不是一个单项技术而是一套集成技术，注入、采出、集输…… ②学科领域的高度综合。涉及各个学科。 这种学科交叉、互渗，有助于产生新的理论突破，并孕育着新的学科生长点。而且，提高采收率的原理对于促进相关学科的发展，为这些学科提供发展空间具有很重要的意义。
中国石油大学（北京）远程教育学院 毕业设计（论文）开题报告 高含水油藏提高采收率技术 研究与进展 姓名：杨帆 学号：936887 性别：男 专业: 石油工程 批次：1503 学习中心：甘肃农垦河西分校奥鹏学习中心[19] 指导教师：王秀宇 2017年1月21日（开题报告截止日期）
毕业设计（论文）开题报告 论文题目 一、选题原因 在社会经济发展过程中，油藏开采需求增大，越来越多的高含水期油藏被勘查出来，但是高含水期的油藏却存在高含水高采出的矛盾，成为目前高含水期油藏开采的主要问题。我国大部分油田都已经投产数十年，许多油藏都逐渐进入高含水期阶段，一些区块甚至采出所在区域储量的80%，所以，研究如何开采高含水期油藏，成为解决目前油藏开采困境的重要途径。国内外相关研究提示，一些通过水驱技术开发的油藏，提高其采收效率主要有三次采油及水动力学法。长庆油田是我国年份较久的油田，因为长期的开发，该油田一部分油藏区域已经进入高含水期，油藏的发育以及油层的连通具典型性，因此，本文选择长庆油田的高含水期高渗透大厚层高含水油藏作为研究对象进行研究，以探讨提高高含水期油藏采收率的方法，取得较理想的效果。 二、论文框架 ?第1章绪论 ? 1.1 特高含水期油藏特点 ? 1.2 国内外特高含水期油藏概况 ? 1.3 特高含水期油藏剩余油的分布特征 ?第2章特高含水油田提高采收率技术 ? 2.1 特高含水油田继续水驱提高采收率技术 ? 2.2 特高含水油田氮驱提高采收率技术 ? 2.3 特高含水油田注聚合物驱提高采收率技术 ? 2.4 特高含水油田注凝胶提高采收率技术 ? 2.5 特高含水油田水气交注提高采收率技术 ? 2.6 特高含水油田C02驱提高采收率技术 ?第3章组合驱方式筛选实例 ? 3.1 Kumkol South油田提高采收率研究 ? 3.2 SH7油田提高采收率研究 ?
低渗透油藏注气提高采收率评价 【摘要】随着油气田勘察工作的不断深入，低渗透难采储量在原油中所占的比重越来越大。因为渗透率较低，使得注水提高采收率受到一定的限制，由于发现了大量的气源，这就为注气提高采收率的方式提供了便利的物质基础，并且能够充分显示出注气技术的优势。本文将针对低渗透油藏的基本特点进行详细的分析，并结合我国的具体情况，提出合理的建议。 【关键词】低渗透油藏；注气；采收率 近年来，我国发现的大部分油藏，都属于低渗透的油藏。这种油藏在开采的时候非常困难，现在基本上采用注水以及衰竭式的开采方式，但是对于低渗透油藏来说，在注水方面，存在着一定的困难，对于低渗透油藏如何进行合理的开发已经成为社会越来越关注的问题。随着科技的发展和时代的进步，注气技术逐渐的被研发出来，利用注气技术可以降低低渗透油藏的开发难度，提升开采率。 1.低渗透油藏的基本特点和注气机理 1.1基本特点 （1）低孔、低渗、自然产能较低，注水困难，无法进行常规投产。 （2）原有的密度小，粘度较低，基本性质好。 （3）储层的物理性质较差，拥有大量的胶结物，分选差、颗粒较小，后生作用强。 （4）油层内混合着一定的砂泥岩，且砂层的厚度不够稳定，砂层间的非均质性较强。 （5）油层受到岩性的控制，与水动力缺乏较强的联系，边底水也非常不活跃。流体流动的时候包含非达西流动的特点。 1.2注气机理 虽然注气机理存在着诸多的论述，但是大体上基本分为三种，即非混相驱、多次接触混相和以此接触混相。多次接触混相又可以分为凝析气驱混相和蒸发气驱混相。总体来说，注气开采可以降低界面的张力，从而在驱油的时候能够达到更高的效率，最终提高整体的经济效益。 2.低渗透油藏注气方面的问题 2.1注气压力高，能力低
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
热 /化学驱提高稠油采收率研究现状及进展 李锦超 1, 郑玉飞 2, 葛际江 2, 张贵才 2 (1．中海油能源发展采油技术服务分公司 , 天津 300452; 2．中国石油大 学 (华东石油工程学院 , 青岛 266555 [摘 要 ]对稠油热 /化学驱的研究现状及进展进行了综述。详细论述了各种开采技术的机 理和特点 , 认为热 /有机碱 /表面活性剂复合驱与稠油井下改质技术是稠油开采的主要发展趋势。 [关键词 ]稠油 热 /化学驱 提高采收率 趋势 收稿日期 :2011－08－30。 作者简介 :李锦超 , 助理工程师 , 硕士 , 主要从事提高采收率与采油化学研究与开发工作。 稠油在世界油气资源中占很大的比重。据数 据统计 , 世界稠油和天然沥青的储量约为1000? 108t 。我国稠油资源丰富 , 主要分布在胜利油田和辽河油田等
[1] 。目前开采稠油的主要方法为 蒸汽驱和蒸汽吞吐。在蒸汽开采方法中 , 由于稠油的密度和黏度与蒸汽相差很大 , 蒸汽重力超覆和汽窜现象严重 , 导致波及面积降低 ; 另一方面 , 由于岩石 /原油 /水体系界面性质的影响 , 岩石表面的原油也不能完全剥离 , 降低了原油的最终采 收率 [2] 。为解决上述问题 , 热 /化学驱驱油技术得到了发展。本文综述了几种具有代表性的热 /化学驱技术。 1 热 /碱复合驱技术 碱驱的概念是欧美国家学者提出的。热 /碱 复合驱机理较复杂 , 目前世界上较公认的提高采收率机理是 :碱的存在可有效增加蒸汽的重力 , 降低水油流度比 , 蒸汽窜流和超覆时间推迟 ; 原油中石油酸可与碱发生化学作用 , 生成了具有降低油水界面张力 的表面活性剂 , 且表面活性剂还可改变岩石润湿性。 热 /碱复合驱经济消耗较低 , 现场施工简单。 Mbaba 等 [3]报道了蒸汽 /碱复合驱在俄罗斯中途岛油田进行的现场试验 , 除个别试验井没有效果外 , 大部分试验井提高了原油产量。 Shedid 等 [4] 进行了钠碱 /蒸汽驱实验研究 , 降低了储层较低部位的残余油饱和度。结果表明 , 此方法能使稠油黏度降低 , 流动能力增加 , 有效地提高了稠油采收率。较低浓度的碱和蒸汽复配也可得到较好的效 果。张现德 [5]
注二氧化碳与氮气提高石油采收率技术的对比研究与应用 本文描述了我国提高采收率的发展现状，以及适合注CO2与N2的筛选标准。讨论了注CO2提高油气藏采收率的机理，并对注CO2与注N2提高采收率两者做了比较。评价了不同注入CO2与N2的驱替效果，结果表明：中轻质油藏适合注CO2驱油，而埋藏较深的，重力驱气顶油藏和凝析气藏适合注N2。 标签：采收率发展现状CO2驱N2驱混相驱非混相驱 1 我国提高采收率的发展现状 针对我国大多数油田是陆相沉积的特点，在石油行业大力发展提高石油采收率技术，特别是目前比较成熟的化学驱取得了飞速发展。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。 在微生物采油技术方面，开展了多项工作：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。目前辽河油田、胜利油田、新疆油田等油田均在开展室内研究与应用。 气体混相驱研究相对较晚，与国外相比还有很大差距。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。 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。 2 适合注CO2与N2的筛选标准 很多文献中已经给出了CO2和N2的筛选标准见表（1）、表（2）。 表1，表2的适用性虽然很广泛，但是仅仅表明了油气藏是否适合注CO2进行驱替，没有考虑适合CO2混相驱的油藏必须尽快达到混相压力。CO2所需最小混相压力要比N2，烟道气，天然气的混相压力小，由于这种压力限制，所以CO2混相驱对浅层有较好的开发效果。混相压力随着油藏深增大而增大，当原油密度大于0.9218g/m3时则不适用于CO2混相驱，从表中还可以看出当原油密度小于0.8251g/m3，埋藏深度小于762m时也不适合CO2混相驱。除此之外
绪论 一、名词解释 1、一次采油：完全依靠油气藏自身天然能量开采石油的方法。 2、二次采油：用人工方式向油藏注水补充油层能量来增加石油采出量的方法。 3、三次采油：为进提高油藏开发后期的石油采出量，向油藏注入化学剂或气体溶剂，继续 开采剩余在油藏中的石油。 4、提高石油采收率或强化采油（EOR）：自一次采油结束后对油藏所进行的所有提高石油 采收率的措施。 二、问答题 1、提高石油采收率的方法按注入工作剂种类分为哪几类？ 答：分为：水驱、化学驱、气驱、热力采油和微生物采油五大类。 2、提高石油采收率方法按提高石油采收率机理分为哪几类？ 答：分为：流度控制类、提高洗油效率类、降低原油粘度类和改变原油组分类。 3、简述提高石油采收率技术的发展方向。 答：发展方向有： ●进一步改善聚合物驱油效果，降低成本，加快新型聚合物的研制工作，扩大聚合物驱的应用范围； ●加快三元复合驱工业化生产步伐，优化三元复合驱体系配方，尽快研制出高效、廉价的表面活性剂； ●完善蒸汽驱配套技术，加快中深层稠油油藏蒸汽驱技术攻关，努力扩大稠油蒸汽驱规模； ●加快注气提高采收率配套技术的研究，争取以较快的速度使其发展成为一种经济有效的提高采收率技术； ●因地制宜开展微生物采油、物理法采油等多种提高采收率方法的研究与推广。 第一章油气层地质基础 一、名词解释： 1、石油地质学：是应用地质学的一个分支学科，这是一门应石油工业发展需要而建立起来的学科。是一门观察地球的各种现象，并研究这些现象之间的联系、成因及其变化规律的自然科学。 2、地壳运动：引起地壳结构和构造发生大规模改变的运动。 3、平行不整合：它是指上下两套地层的产状要素基本一致，但二者之间缺失了一些时代的地层，表明当时曾有沉积间断，这两套地层之间的接触面即为不整合面，它代表没有沉积的侵蚀时期。 4、角度不整合：即狭义的不整合，它是指上下两套地层之间不仅缺失部分地层，而且上下地层产状也不相同。 5、褶皱：层状岩石在构造应力的作用下所形成的一系列连续的波状弯曲现象称为褶皱，它是在地壳中广泛发育的一种构造变动，也是岩石塑性变形的变化形式。 6、背斜：为岩层向上弯曲，中间地层老，两侧地层新。 7、向斜：为岩层向下弯曲，中间地层新，两侧地层老。 8、断盘：是指断层面两侧的岩层或岩体，也即断层面两侧相对移动的岩块。 二、填空题 1、地壳表面高低起伏，由(海洋)和(陆地)所构成。 2、地壳表层长期与大气和水接触，遭受各种外力作用，形成一层沉积层，平均厚度为18千米，最厚可达70千米，局部地区缺失，是现代石油地质研究与勘探的主要目标。 3、地球自形成以来时刻都在运动着，其表现形式各种各样，它们的根本原因是(地球的自身
1注烟道气、二氧化碳驱油机理 1.1注烟道气提高采收率 由于烟道气驱的成本较氮气驱高，因此发展缓慢。近年来随着人们对环境治理力度的加大以及原油价格的上涨，烟道气驱油技术又有了发展的空间。因为如果考虑环境效益，烟道气驱要比氮气驱经济划算。所以烟道气近年来也得到了较好的发展。 1.1.1烟道气驱提高采收率机理 烟道气通常含有80%～85%的氮气和15%～20%的二氧化碳以及少量杂质，也称排出气体，处理过的烟道气，可用作驱油剂。烟道气的化学成分不固定，其性质主要取决于氮气和二氧化碳在烟道气中所占的比例。烟道气具有可压缩性、溶解性、可混相性及腐蚀性。根据烟道气中所含气体的组成，提高采收率机理主要是二氧化碳驱和氮气驱机理。 1.1.1.1二氧化碳机理 由于烟道气中二氧化碳的浓度不高，所以不容易达到混相驱的要求，主要是利用二氧化碳的非混相驱机理。即降低原油黏度、使原油膨胀、降低界面张力、溶解气驱、乳化作用及降压开采。由于二氧化碳在油中的溶解度大，在一定的温度及压力下，当原油与CO2接触时，原油体积增加，黏度降低。CO2在原油中的溶解还可以降低界面张力及形成酸性乳化液。CO2在油中的溶解度随压力的增加而增加，当压力降低时，饱和了CO2的原油中的CO2就会溢出，形成溶解气驱。与CO2驱相关的另一个开采机理是由CO2形成的自由气饱和度可以部分代替油藏中的残余油[18]。 1.2.1.2氮气驱机理 注氮气提高采收率机理主要有：(1)氮气具有比较好的膨胀性，使其具有良好的驱替、气举和助排等作用；可以保持油气藏流体的压力；(2)氮气可以进入
水不能进入的低渗透层段，可降低渗透带处于束缚状态的原油驱替成为可流动的原油；(3)氮气被注入油层后,可在油层中形成束缚气饱和度，从而使含水饱和度及水相渗透率降低，在一定程度上提高后续水驱的波及体积；(4)氮气不溶于水，微溶于油,能够形成微气泡，与油水形成乳状液，降低原油黏度，提高采收率。 氮气与地层油接触产生的溶解及抽提效应，一方面溶解效应使原油黏度、密度下降，改善原油性质，使处于驱替前缘被富化的气体黏度、密度等性质接近于地层原油，气—油两相间的界面张力则不断降低，在合适的油层压力下甚至降到零而产生混相状态，在这种状态下，注氮气驱油效率将明显提高；另一方面，抽提效应使原油性质变差，这种抽提作用在油井近井地带表现更明显、更强烈。 烟道气驱更适用于稠油油藏、低深透油藏、凝析气藏和陡构造油藏。 1.2注CO2提高采收率 在各种注气方式中，注二氧化碳提高原油采收率的研究已经进行了几十年，特别是近年来，随着技术进步和环境要求的需要，二氧化碳驱显得越来越重要，包括我国在内的很多国家都开展了注二氧化碳驱的现场实验。 1.2.1 CO2驱油机理 将CO2作为油藏提高采收率的驱油剂已研究多年，在油田开发后期，注入CO2，能使原油膨胀，降低原油粘度，减少残余油饱和度，从而提高原油采收率，增加原油产量。CO2能够提高原油采收率的原因有： （1）CO2溶于原油能使原油体积膨胀，从而促使充满油的空隙体积也增大，这为油在空隙介质中提供了条件。若随后底层注水，还可使油藏中的残余油量减少。 （2）CO2溶于原油可使原油粘度降低，促使原油流动性提高，其结果是用少量的驱油剂就可达到一定的驱油效率。 （3）CO2溶于原油能使毛细管的吸渗作用得到改善，从而使油层扫油范围扩大，使水、油的流动性保持平衡。 （4）CO2溶于水使水的粘度有所增加，当注入粘度较高的水时，由于水的流动性降低，从而使水油粘度比例随着油的流动性增大而减少。 （5）CO2水溶液能与岩石的碳酸岩成分发生反应，并使其溶解，从而提高
一、概述 1、提高原油采收率的意义 石油是一种埋藏于地层深部的流体矿藏，具有独特的开采方式，与其他矿物资源相比，石油的采收率较低。作为一种重要的能源和化工原料，世界范围内对石油的需求仍将持续增长。尤其在我国，一方面国民经济发展对石油需求量的增长速度比以往任何时候都大；另一方面，我国的各主力油田均已进入高含水或特高含水开采期，开采难度增大，产量递减幅度加大，而且后备储量严重不足，石油的供求矛盾日益突出。据预测，按目前的开采水平，到2005年我国进口原油将高达108（1亿）吨/年。大庆是我国最大的油田，按现已探明的地质储量计算，采收率每提高一个百分点，就可增油5000万吨。这对国民经济的发展具有极其重要的意义。 缓解石油供求之间日益突出的矛盾有两条有效的途径：一是寻找新的原油地质储量；二是提高现有地质储量中的可采储量，即提高采收率。寻找新的油田、补充后备储量是原油增产和稳产最直接、最有效的途径。多年以来，各油田在开发过程中也不断加大勘探力度，找到新的储量。但是，石油是一种不可再生资源，它的总地质储量是一定的，而且我国陆上石油资源的勘探程度已经很高，新增地质储量的难度越来越大，潜力越来越少。近年来，几个大油田新增地质储量多数都是丰度很低、油层物性差、开采难度大的油藏。在有限的原油地质储量中，其可采储量是一个变量。它随着开采技术的发展而增加，而且其潜力一般很大。在目前技术水平下，石油的采收率平均约在30%～60%之间。在非均质油藏中，水驱采收率一般只有30%～40%。也就是说，水驱只能开采出地质储量的一小部分，还有大部分原油残留在地下。如何将油藏中的原油尽可能的、经济有效地开采出来，是一个极有吸引力的问题，也是世界性的难题。从长远来看，只要这个世界需要石油，人们必将越来越多地将注意力集中到提高采收率上。实际上，与勘探新油田不同，提高采收率问题自油田发现到开采结束，自始至终地贯穿于整个开发全过程。可以说，提高采收率是油田开采永恒的主题。 提高采收率是一个综合性很强的学科领域。它的综合性表现为两方面： ①高新技术的高度集成。不是一个单项技术而是一套集成技术，注入、采出、集输…… ②学科领域的高度综合。涉及各个学科。这种学科交叉、互渗，有助于产生新的理论突破，并孕育着新的学科生长点。而且，提高采收率的原理对于促进相关学科的发展，为这些学科提供发展空间具有很重要的意义。
龙源期刊网 https://www.doczj.com/doc/8618262511.html, 注二氧化碳与氮气提高石油采收率技术的对比研究与应用 作者：罗红芳高占虎 来源：《中小企业管理与科技·上旬刊》2014年第08期 摘要：本文描述了我国提高采收率的发展现状，以及适合注CO2与N2的筛选标准。讨论了注CO2提高油气藏采收率的机理，并对注CO2与注N2提高采收率两者做了比较。评价了不同注入CO2与N2的驱替效果，结果表明：中轻质油藏适合注CO2驱油，而埋藏较深的，重力驱气顶油藏和凝析气藏适合注N2。 关键词：采收率发展现状 CO2驱 N2驱混相驱非混相驱 1 我国提高采收率的发展现状 针对我国大多数油田是陆相沉积的特点，在石油行业大力发展提高石油采收率技术，特别是目前比较成熟的化学驱取得了飞速发展。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。 在微生物采油技术方面，开展了多项工作：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。目前辽河油田、胜利油田、新疆油田等油田均在开展室内研究与应用。 气体混相驱研究相对较晚，与国外相比还有很大差距。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。 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。 2 适合注CO2与N2的筛选标准 很多文献中已经给出了CO2和N2的筛选标准见表（1）、表（2）。 表1，表2的适用性虽然很广泛，但是仅仅表明了油气藏是否适合注CO2进行驱替，没有考虑适合CO2混相驱的油藏必须尽快达到混相压力。CO2所需最小混相压力要比N2，烟道
目前EOR技术方法主要有哪些，分别论述其机理？ 1化学驱（Chemical flooding） 定义：通过向油藏注入化学剂，以改善流体和岩石间的物化特征，从而提高采收率。 1.1聚合物驱（Polymer Flooding） （1）减小水油流度比M （2）降低水相渗透率 （3）提高波及系数 （4）增加水的粘度 聚合物加入水中，水的粘度增大，增加了水在油藏高渗透部位的流动阻力，提高了波及效率。 高渗透部位流动时，水所受流动阻力小，机械剪切作用弱，聚合物降解程度低，则聚合物分子就易于缠结在孔隙中，增大高渗透部位的流动阻力。反之，低渗透率部位，聚合物分子降解作用强，，反而容易通过低孔径孔隙，而不堵塞小孔径。 1.2表面活性剂驱(Surfactant Flooding) （1）降低油水界面张力 表面活性剂在油水界面吸附，可以降低油水界面张力。界面张力的降低意味着粘附功的减小，即油易从地层表面洗下来，提高了洗油效率； （2）改变亲油岩石表面的润湿性（润湿反转） 一般驱油用表面活性剂的亲水性均大于亲油性，在地层表面吸附，可使亲油的地层表面反转为亲水，减小了粘附功，也即提高了洗油效率； （3）乳化原油以及提高波及系数 驱油用的表面活性剂的HLB 值一般在7—18范围，在油水界面上的吸附，可稳定水包油乳状液。乳化的油在向前移动中不易重新粘附润湿回地层表面，提高了洗油效率。此外，乳化的油在高渗透层产生贾敏效应，可使水较均匀地在地层推进，提高了波及系数； （4）提高表面电荷密度 当驱油表面活性剂为阴离子型表面活性剂时，它在油珠和地层表面上吸附，可提高表面的电荷密度，增加油珠与地层表面的静电斥力，使油珠易被驱动界质带走，提高了洗油效率； （5）聚集并形成油带 若从地层表面洗下来的油越来越多，则它们在向前移动时可发生相互碰撞。当碰撞的能量能克服它们之间的静电斥力时，就可聚并并形成油带。油带向前移
第27卷第3期 2010年9月25日 油 田 化 学O ilfield Che m istr y V ol 27 N o 3 25Sept ,2010 文章编号:1000 4092(2010)03 0350 07 * 收稿日期:2010 5 11;修改日期:2010 8 10。 基金项目:教育部新世纪优秀人才资助计划(项目编号NCET 07 0846),霍英东教育基金会第十一届高等院校青年教师基金(优选资助 课题)资助项目(项目编号114016),国家863项目 与蒸汽吞吐结合的表面活性剂驱油体系研究 (N o 2007AA06Z201)。 作者简介:裴海华(1984 ),男,中国石油大学(华东)石油工程专业学士(2007)、油气田开发工程专业硕士(2009)、在读博士研究生 (2009 ),从事油田化学与提高采收率方向的研究,通讯地址:266555山东省青岛经济技术开发区长江西路66号中国石油大学(华东)工科楼B 座523房间,电话:0532 ********,E m ai :l peihai hua2008@126 co m 。 化学驱提高普通稠油采收率的研究进展 * 裴海华,张贵才,葛际江,刘清华,王 洋,王 冲 (中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛266555) 摘要:针对普通稠油油藏水驱采收率低,而且经济上不适合于热采的特点,介绍了国内外化学驱提高普通稠油采收率技术的一些研究进展,主要包括聚合物驱,碱驱,碱/表面活性剂驱。综述了各种方法提高普通稠油采收率的研究现状和机理研究进展,并指出了不同方法存在的问题和当前的研究热点。参50关键词:稠油;化学驱;聚合物驱;碱驱;碱/表面活性剂驱;提高采收率;综述中图分类号:TE357 46:TE39 文献标识码:A 稠油资源十分丰富,主要分布在加拿大,委内瑞拉,美国和中国。随着常规原油储量的减少,成功开采这些稠油资源变得越来越重要。 对于普通稠油,一次采油后一般采用两种开发方式,一种是采用常规注水开发;水驱时由于水油流度比高,导致注入水波及系数低,因此,水驱一般只能采出5%~10%I O I P 的原油 [1] 。另一种是采用注 蒸汽热采开发;在热采方法中最成功的是蒸汽吞吐技术和蒸汽辅助重力驱油技术(SAGD)。这些热采方法的开采原理主要是通过降低稠油的黏度从而提高其流度。在一些有利的条件下,比如厚油层以及没有底水时这些技术很有效。然而当油层太薄(<10m )和埋藏太深(>1000m ),或者存在底水的情况下,热量损失成为制约热采技术的主要因素[2] 。 在这种情况下,需要非热采的方法来进一步提高普 通稠油油藏采收率。 化学驱技术包括碱驱、表面活性剂驱和聚合物驱,这些技术在常规原油的开采中已经获得了成功。碱驱和表面活性剂驱是通过降低油水之间的界面张力来提高洗油效率,聚合物驱则是通过降低水油流度比从而提高波及系数。国内外对化学驱对稠油采收率的影响做了大量的研究 [3] 。本文详细综述了 聚合物驱、碱驱、碱/表面活性剂驱提高普通稠油采收率的研究进展。 1 稠油化学驱技术 1 1 稠油聚合物驱技术 稠油水驱过程中严重的指进现象导致大量的原油没有被波及到。而聚合物驱的提高采收率机理就 是可以通过增加驱替液的黏度从而达到提高波及系数的目的,因而使用聚合物驱降低水油流度比对稠油开采是一个很有吸引力的选择。向水中加入这些水溶性的聚合物将会使非牛顿剪切力变小,从而增加黏度使流度减小。同时由于聚合物能够吸附到了油藏岩石表面,导致水相的相对渗透率降低因而使得水相的流度大大减小。因此从理论上讲聚合物驱可能是一种提高稠油采收率很有潜力的方法。 然而根据以往文献提出的聚合物驱的筛选标准,聚合物驱是不适合在黏度高于200m Pa !s 的稠 油油藏中应用[4~6] 。因为稠油的黏度一般都有数千mPa !s ,所以需要较高浓度的聚合物溶液才能有效降低水油流度比,这将大大增加了聚合物的注入难度和化学剂的成本。因此,由于技术和经济因素限制了聚合物驱在稠油油藏中的实际应用。尽管如
润湿性对提高石油采收率的影响 【摘要】：结合大量文献调研，综述润湿反转性的概念、类型、影响因素、形成机理及与驱油效率间的关系。润湿反转是将岩石表面由亲油转变为亲水性，使油滴更易于脱离岩石而流动，提高原油采收率。 【关键词】：润湿反转; 驱油效率; 机理 在提高石油采收率的研究中发现，润湿性占有很重要的地位，而且润湿反转性与驱油效率间的关系也越来越受到重视[1]。 油层中的砂岩（主要是硅酸盐），按它的性质是亲水性固体。因此，在砂岩表面上的油较容易被洗下来，但砂岩表面常常由于表面活性物质的吸附而改变性质，即发生了润湿反转。现在储油层中相当一部分的砂岩表面是亲油表面，油在这样的砂岩表面上是不易被水洗下来的，这是原油采收率不高的一个原因。目前有些提高采收率的方法是根据润湿反转的原理提出来的。例如，向油层注入活性水，使注入水中的表面活性剂按极性相近规则吸附第二层，抵消了原来表面活性物质的作用，从而使砂岩表面由亲油表面再次反转为亲水表面。这样，油就容易为水洗下，使采收率得以提高[2]。 一、润湿反转性的概念 固体表面的亲水性和亲油性都可在一定条件下发生相互转化。把固体表面的亲水性和亲油性的相互转化叫做润湿反转。 二、润湿反转性的类型 岩石的润湿性支配着油气水在储层孔隙中微观分布，决定着孔隙吼道中毛管力的大小和方向从而影响着水驱油效率和剩余油分布[3-4]。 一般可以将岩石润湿反转分为：水湿转变为油湿、油湿转变为水湿、混合润湿转变为油湿或水湿。 三、润湿反转性的影响因素 由于岩石润湿反转性与驱油效率有着密切的关系，因此分析岩石润湿反转的影响因素至关重要。通过大量文献调研，目前比较一致的认为影响岩石润湿反转性的因素有以下几种。 （一）岩石的矿物组成的影响 不同的矿物成分具有不同的润湿性，而储油岩石沉积来源广，矿物本身又
提高石油采收率方法研究现状* 孙超张金功 (西北大学地质系,西安, 710069) 摘要国内外所采用的提高石油采收率方法,主要基于降低石油运移的阻力来实现, 目前研究较多的有3种:化学法、热力法和混相法,新兴的方法有微生物法和地震法等, 其中电渗法和声波法尚处于实验研究阶段。今后主要的发展方向应是各种方法的进一 步优化和结合,另外,从油气成藏机理角度开发新的提高采收率方法可能是今后重要的 研究方向,有望能导致新的突破。 关键词石油采收率化学驱热力驱混相驱 1概述 油气田开发的任务就是尽可能经济、合理地提高地下油气的采出程度,即提高石油采收 率。纵观原油生产的全过程,其实就是一个不断提高采收率的过程。在原油生产的第一阶段(一次采油),原油是利用天然能量来开采的,其最终采收率一般只能达到15%左右。当天然 能量衰竭时,通过注水向油层提供补充能量,即开始了开采的第二阶段(二次采油)。它的采 收率远比能量衰竭法高,最终采收率通常为30%～40%。当该油田的水油比接近作业的经济极限时,即产出油的价值与水处理及其注入费用相差太小,而使纯收益减少时,则进入了三 次采油的阶段,这个阶段被称为“提高原油采收率”(或“强化开采”“Enhanced Oil Recovery”,即EOR)。由于一次采油和二次采油方法采出的原油总量一般小于原始地质储量的40%,地下还有至少60%的储量等待开采,因而提高采收率方法的研制,目前备受国内外 重视。〔1,2〕。 从机理上讲,提高采收率可以从两方面入手:增加原油流动的动力或降低其阻力。增加 动力的方法有注水、注天然气、以及地震法和声波法。降低阻力的方法则多种多样,大致可分两类:其一为降低流体的表面张力及粘滞阻力,常用方法为化学驱、热驱和混相驱,还有 新兴的微生物驱;其二为扩大运移通道,主要方法为酸化和压裂。 从目前国内外研究状况看,一次、二次采油过程及相应的提高采收率方法相对比较成熟, 而三次采油过程及相应的方法尚处于部分工业运用及实验室研究阶段,下面主要对后者作详细论述。 2提高采收率的主要方法 2.1化学法 化学驱可分为3种主要的工艺技术;表面活性剂驱、聚合物驱和碱水驱。表面活性剂和 碱水驱油的机理是以形成超低界面张力为基础的,而单注聚合物或注入表面活性剂后又注入聚合物,则可以控制流动度,从而也就提高了原油采收率。注入到油藏中的碱水与存在于石油中烃的衍生物中的脂肪酸发生化学反应,就地形成脂肪酸的钠盐,形成这些表面活性剂促使造成超低界面张力〔3〕。 表面活性剂驱的研究始于50年代, 60年代中期,美国已开始用磺酸盐投井使用。目前该 法已经成为三次采油提高采收率的重要方法之一。至于聚合物驱中最重要的一种聚合物是聚丙烯酰胺(PAM),常用于流度控制和渗透率调整。最近有人研究用交联聚合物的方法驱油, 经微观和宏观渗流实验方法研究认为,交联聚合物不但有调剖作用,还具有驱油作用。交联聚合物可明显改善油藏在高含水期的水驱油效果,控制含水率上升速度,以适当的主段塞和副段塞组合可获较好的增油降水效果〔4〕。 应用更广泛,研究得更多的是复合驱。例如粘土含量高,原油酸值较低,单独用碱水驱 无法获得较高产油量的油田,应用复合驱可取得较为理想的开采效果。实验表明,采用常规方法,利用离子交换原理,即使使用最优的胶束系统,三次采收率也没超过原始地质储量的50%。但如果用碱液首先驱走原生水中和固定在粘土上的钙离子,然后注入表面活性剂、聚
“ “ C ““ “ E 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 Rifaat Al-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。 Shyam Arora Pradeep Cherukupalli John van Wunnik 阿曼石油开发公司 阿曼马斯喀特 John Edwards 阿曼马斯喀特 Betty Jean Felber 顾问 美国俄克拉何马州SAND SPRINGS Omer Gurpinar 美国科罗拉多州丹佛 George J. Hirasaki Clarence A. Miller 莱斯大学 美国得克萨斯州休斯敦 Cuong Jackson 得克萨斯州休斯敦 Morten R. Kristensen 英国ABINGDON Frank Lim 阿纳达科石油公司 得克萨斯州WOODLANDS Raghu Ramamoorthy 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，DiElEctRic ScannER，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. HaRtstEin A，KusskRaa V 和 GoDEc M ： REcoVERinG ‘StRanDED Oil’Can SubstantiallY ADD to U.S. Oil SuPPliEs”，项目概况，美国能源部化石能 源办公室（2006 年），https://www.doczj.com/doc/8618262511.html,/ 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： ManRiquE E，THomas C，RaVikiRan R，IzaDi M， Lantz M，RomERo J 和 AlVaRaDo V ： EOR ： uRREnt Status anD OPPoRtunitiEs”，SPE 130113，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： MoRitis G ： SPEcial REPoRt ：EOR/HEaVY Oil 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 ：CO2 MisciblE，StEam DominatE EnHancED Oil REcoVERY PRocEssEs”，Oil & Gas JouRnal，108 卷， 第 14 期（2010 年 4 月 19 日）：36-53。 MoRitis G ： EOR Oil PRoDuction UP SliGHtlY”，Oil & Gas JouRnal，96 卷，第 16 期（1998 年 4 月）： 49-77，https://www.doczj.com/doc/8618262511.html,/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 HitE JR，StosuR G， CaRnaHan NF 和 MillER K ： IOR anD EOR ： ffEctiVE Communication REquiREs a DEfinition of TERms”， JouRnal of PEtRolEum TEcHnoloGY，55 卷，第 6 期 （2003 年 6 月）：16。 油田新技术
要开展流体在生烃岩内部的流动特性的研究；还要开展生烃层内流体性质及其影响因素的研究。这些研究无疑将大大丰富目前的油气生成和初次运移理论，同时也将大大促进泥岩油气藏的勘探。 陈弘供稿提高采收率技术 国内外混相气驱提高采收率技术 一、混相驱发展概况 1 混相驱概述 在提高采收率方法中，气体混相驱具有非常强大的吸引力。因为注入气体与原油达到混相后，界面张力趋于零，驱油效率趋于100%。如果该技术与流度控制技术相结合，那么油藏的原油采收率可达95%。因此混相气驱已经成为仅次于热力采油的处于商业应用的提高采收率方法。 （1）概念 混相驱是指在多孔介质中，一种流体驱替另外一种流体时，由于两种流体之间发生扩散、传质作用，使两种流体互相溶解而不存在分界面。其目的是使原油和驱替剂之间完全消除界面张力，毛细管数变为无限大，残余油饱和度降到最低。 （2）分类 按照混相驱的气体 烃类气体非烃类气体 干气富气液化石油气二氧化碳氮气烟道气 按照混相机理 一次接触混相驱多次接触混相驱（凝析气驱+蒸发气驱） LPG段塞驱丙烷段塞驱富气驱 CO2驱干气驱氮气（烟道气驱） 2 混相驱发展概况 （1）国外概况 混相注气始于20世纪40年代，由美国最早提出向油层注入干气。 50年代，全世界实施了150多个项目，在室内和现场进行了大量试验。但是早期多采用液化气进行初期混相驱。通过不断试验和研究，人们发现除丙烷、LPG可以一次接触混相外，CO2、干气、富气等注入气体在适当条件下，也可以通过多次接触达到动态混相。 自60年代以来，加拿大、阿尔及利亚、智利、前苏联等相继展开烃类混相驱油研究。70年代，人们对烃类混相驱的兴趣达到顶峰。加拿大烃类混相驱方法已