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。