Ⅰ 調剖、注聚提高採收率技術
目前投入開發的海洋油田，其整體滲透率高，非均質性較強，油藏溫度和原油黏度都比較適合以增加驅替相黏度、控制流度為主要機理的化學驅或復合化學驅技術。而目前國內外的聚合物驅或復合化學驅提高採收率技術已經有了新的發展和重大突破，在可以預見的幾年之內就可能達到滿足海洋油田採油需要的水平。因此，在注水開發中期或早期，採用三次採油技術，配合相應的先進工藝技術和生產設備，可以實現真正意義上的強化採油目的，使最終採收率比ODP的要求有可能再提高10%～20%。這也相當於找到了新的石油儲量，為海洋石油提高產量、增加石油儲備做出技術上的支持。成為新模式的技術和物質基礎。
一、油藏精細描述及剩餘油識別技術
從油田開發角度看，油田進入開發的中後期，油藏描述的主要任務是如何更精細、准確、定量地刻畫出微小斷層、微構造的分布，建立精細的三維預測模型，進而揭示剩餘油的空間分布規律。這是搞好油田調整、提高採收率的前提和關鍵。
埕北油田1985年正式投入開發，1993年已進入高含水開采階段。為了挖掘油層儲量潛力，改善油田開發效果，提高採收率，1998年開展了油藏精細描述，對油層流動單元及剩餘油分布狀況進行了研究。特別是通過高黏度油田油水運動特點的分析，認識到埕北油田剩餘油主要分布在上部油層（3～4單元）和滲透較低的區域，下部油層水淹嚴重，剩餘油相對較少。
為油田實施調整、挖潛、提高可采儲量和採收率指明方向。
惠州油田群利用三維可視化技術對主力油層進行精細描述，弄清K22砂體平面上分成K22-102、K22-103、K22-106三個並不連通的砂體。查明了已開發的K22-106含油砂體剩餘油分布規律，以及未動用的K22-102、K22-103含油砂體的有利部位。因此K22-106含油砂體的儲量翻了兩番，同時也落實了K22-102、K22-103含油砂體的儲量，為惠州油田群調整提供可靠的儲量依據。新側鑽的惠州26-1-7B井，1999年11月投產，初期日產油量1432m3，至2001年9月日產油量仍達1060m3，這期間累積產油81.8×104m3，取得良好的經濟效益。
二、新型聚合物驅提高採收率技術
渤海稠油油田的水驅採收率只有18.25%，從油田本身的滲透性、地下原油黏度、目前聚合物驅技術的發展狀況等方面來綜合分析，在渤海油田實施聚合物驅可以將原油的採收率提高10%～15%。然而與陸上油田相比，適合渤海油田聚合物驅的聚合物應該具備的主要條件如下：①聚合物溶液只能採用具有高礦化度的海水配製，同時，由於環保要求，其產出污水不能直接排放，必須回注，因此要求聚合物具有很好的耐鹽性；②由於海上操作空間的限制，要求聚合物具有很好的溶解性；③海上油田注聚成本高，同時因為渤海油田的地下原油黏度高，為了實現流度控制，必然要求聚合物溶液在經濟允許的前提下具有更高的黏度，因此要求聚合物具有很好的增黏能力；④海上油田的井距大，因此要求聚合物具有良好的注入性和抗剪切能力。
目前，以適應惡劣油藏條件下的驅油用聚合物——新型疏水締合水溶性聚合物NAPs已經研製成功。為了分析該聚合物是否滿足渤海油田聚合物驅應該具備的條件和在平台的有效使用期限內進一步提高渤海綏中油田的整體開發效果、最終採收率，同時為將來海上油田產出液的處理提供理想的技術方法和手段，最終為渤海油田大規模推廣應用締合聚合物驅提供可靠的技術、經濟依據，擬定在渤海綏中油田J3井區開展締合聚合物驅先導性礦場試驗。因此，在J3井區實際油層條件下，開展了締合聚合物驅提高採收率的室內評價、方案優化設計以及數值模擬效果預測研究。
（一）新型聚合物性能評價
新型聚合物從分子設計觀念入手，在分子鏈上引入特殊功能的基團，通過該基團的靜電、氫鍵、疏水或范德華力締合形成巨大的超分子結構，通過改變分子主鏈結構、有效鏈長、締合基種類及鏈長、締合基比例及分布等可控因素，開發出能用海水或污水配製、迅速溶解分散的固相聚合物。由於其分子結構的特殊性，該聚合物具有理想的抗鹽、抗溫和抗剪切性。因此，締合聚合物是目前世界石油業，特別是三次採油領域聚合物未來發展的趨勢和方向。
針對西南石油學院開發、研製的耐溫耐鹽疏水締合聚合物，在渤海綏中油田J3井區實際層溫度（65℃）、地層水（1000～60000mg/L）條件下進行了室內評價。
1．抗鹽性
（1）礦化度對黏度的影響
針對海上注聚的特殊性，即聚合物溶液只能採用高礦化度海水配製和環保要求，實施聚合物驅所用聚合物必須具有很好的耐鹽性，因此，研究和評價締合聚合物在不同礦化度條件下溶液的黏度，對於確定其實際應用的可行性具有十分重要的意義。由圖10-17可以看出，礦化度對締合聚合物溶液黏度的影響不十分明顯，說明締合聚合物適應的礦化度范圍非常大。
（2)Fe3＋對黏度的影響
由於非常低的Fe3＋離子含量（1～51g/L）會大幅度降低普通部分水解聚丙烯醯胺溶液的黏度，因此有必要評價Fe3＋離子對締合聚合物溶液表觀黏度的影響，結果見圖10-18。
圖10-17礦化度對締合聚合物溶液黏度的影響
圖10-18Fe3+離子含量對締合聚合物溶液表觀黏度的影響
結果表明，在實驗范圍內，隨著Fe3＋離子濃度的增加，締合聚合物溶液的表觀黏度略有下降，但幅度非常小。這對於締合聚合物驅在油田上的實際應用具有十分重要的意義，避免了當前普通部分水解聚丙烯醯胺聚合物驅油方法，在配製和輸送過程中必須對攪拌器、熟化罐、儲罐和管線進行特殊處理或特殊包裝的工藝技術，可以大幅度降低聚合物驅配注工藝技術上的高額附加費。
2．溶解性
為了適應海上聚合物驅的實際條件以及未來大規模推廣應用的需要，按照以下兩種思路進行了締合聚合物室內溶解性實驗：①用產出的熱污水（35～40℃）配製聚合物母液，然後用污水和/或海水稀釋至目標濃度注入；②用海水直接溶解聚合物配製母液，用海水和/或產出污水稀釋母液至目標濃度。
表10-14的結果表明，在以上兩種條件下，在30～45℃的溫度范圍內，締合聚合物在污水中的溶解時間小於2h，基本可以滿足油田現場應用的實際需要和條件。
表10-14溫度對締合聚合物在污水和海水中溶解速度的影響
三、深度調剖技術
深度調剖技術目前主要採用化學方法，另外微生物驅技術目前也在探索中。油田化學堵水和深度調剖方法我國已有很多成熟技術，如TP-910近井堵水技術、陰陽離子堵水技術、可動凝膠調堵技術、膠態分散體系調堵技術、SMD（粘土膠）堵水技術等。海上油田深度調剖關鍵問題是如何研製出對復雜地層條件下適用性強的預交聯速溶型固體深度調剖劑，通過注水方式形成段塞狀注入，達到深度調驅的目的。
為此目的確定的項目研究課題有：①針對油藏岩石的組成結構和性質、地層水質、油藏流體的組成和性質、注入流體的竄流現象，研究注入流體的波及效率的影響因素，研製和篩選出深度調剖劑。②研究注入流體驅替過程中壓力分布的變化、原油飽和度分布的變化，調整面積波及和垂向波及效率、減少殘余油，增加可采儲量的最佳時機。③完善有針對性的深度調剖技術體系。④深度調剖數值模擬研究。
Ⅱ 為什麼說三次採油提高採收率前景一片光明
聚合物驅油 聚合物驅油屬於三次採油技術，它的主要機理是擴大水驅的波及體積，通過注水井注入0.4～0.6倍孔隙體積的聚合物段塞，從而提高了水的黏度，減少水驅油過程水的指進的不利影響，提高驅油效率。大慶油田已經成為我國最大的實施聚合物驅油基地，1996年開始了聚合物驅大面積推廣應用，喇嘛甸、薩爾圖、杏樹崗三個老區地質儲量佔大慶油田總儲量92.7%，年產油量佔大慶油田年總產油量88.26%。其產量構成可分為兩部分：聚合物驅產油820萬噸，佔17.05%；水驅採油量3990萬噸，佔82.95%。根據薩爾圖的中區西部注聚合物現場試驗，聚合物驅比水驅採收率提高7.5%～12%，平均每噸聚合物增產油209噸。注聚合物初期，注入壓力普遍上升比較快，當近井地帶油層對聚合物吸附滯留達到平衡後，注入壓力趨於穩定，當轉入後續注水後，注入壓力開始下降，注入壓力上升幅度隨注采井距和注入強度增大而增加，反映出注聚合物驅應有合理的注采井距和油層要有一定的滲透率。聚合物驅油見效後，含水大幅度下降，產油量上升。在中區西部現場注聚合物前後鑽了兩口相距30米的密閉取心井，岩心資料表明，薩Ⅱ1-3層水洗厚度增加了50%，葡Ⅰ1-4層水洗厚度增加了48%。目前大慶、大港、勝利等幾個注聚合物試驗區的篩選條件基本是埋藏深度小於2000米、滲透
微生物周期驅結果分析中國許多油田如吉林、大慶、中原、華北、青海和遼河等都進行過微生物採油現場試驗，目前還主要是限於一些單井吞吐試驗，但都得到明顯的效果。大慶油田試驗的幾個菌株的降黏率都達到28%～34%，室內實驗採收率可以達8%～11.57%。遼河油田在齊108斷塊的中質稠油油藏中分離出的多種微生物進行馴化培養和生理活性研究，篩選出適合齊108塊稠油油藏的菌種，對8口井進行了2～3輪次吞吐試驗，效果良好，投入產出比大於1∶3。微生物採油當前主要的問題還是要進一步加強基礎研究，篩選出適合於不同油藏的菌種；掌握注入油藏中菌種的生存能力；菌種和其代謝物對油的作用；掌握微生物的分布、遷移和控制。高度重視環境保護和安全，需要油藏工程師、微生物學家、遺傳學家、化學工程師、環境工程師、經濟工程師多方合作，對微生物採油提高採收率做出定量和經濟最優化的設計。
Ⅲ 石油可采儲量增長潛力
（一）提高採收率技術在不同勘探開發階段中的作用
在常規油田開發中後期，低滲透油田開發早中期，特低滲透、超低滲透油田開發早期、初期，提高採收率技術手段開始應用和推廣，使油田採收率逐步提高，增加可采儲量。可采儲量隨著開發技術進步不斷增加。
一般而言，在油氣資源的勘探開發過程中，可采儲量的增長可劃分為三個階段：在勘探的早期，可采儲量的增長主要來自於新區勘探所獲得的儲量，油氣開采依靠地層的自然能量，除非在某些儲層條件較差的地區，如鄂爾多斯盆地，開發的初期就需要採取壓裂注水等增產措施；在勘探的中期，可采儲量的增長既來自於新發現的儲量，又來自於提高採收率技術的應用，且後者的比例隨著勘探程度的增加而不斷提高；在勘探的後期，新發現儲量大幅度減少，可采儲量的增長主要來自於老油田的擴邊、三次採用技術的應用和提高採收率所增加的儲量。
（二）提高採收率技術的實際應用
1.油藏精細描述挖掘剩餘油、提高採收率
勝利油田對於整裝構造油藏，通過細分韻律層，完善韻律層注采井網；利用水平井技術挖掘正韻律厚油層頂部剩餘油；優化小油砂體注采方式。預計鑽加密調整井335口，覆蓋地質儲量1.7534×108t，可增加可采儲量385×104t，提高採收率2.2%。
對於高滲透斷塊油藏，通過細分開發層系、挖掘層間剩餘油；完善復雜小斷塊注采井網，實現有效注水開發；利用水平井挖掘邊底水、薄油層油藏的潛力。預計鑽加密調整井1285口，覆蓋地質儲量7.09×108t，可增加可采儲量1500×104t，提高採收率2.1%。
對於中低滲透油藏，通過開展低滲透油藏滲流機理研究，優化合理注采井距，確定優化壓裂參數，改善低滲透油藏的開發效果預計通過整體加密、完善注采井網等措施，覆蓋地質儲量2.5×108t，可增加可采儲量650×104t。
2.稠油熱采新技術提高採收率
遼河油田曙一區超稠油探明地質儲量近2×108t，目前已建成近300×104t的原油生產規模，2006年預計年產原油275×104t，占遼河原油年產量的近1/4，平均單井吞吐已達到9.2個周期，產量遞減嚴重，已處於蒸汽吞吐開採的後期。2005年啟動了SA G D技術開采曙一區超稠油的先導試驗項目。到2006年12月23日，曙一區杜84塊館平11、12井組正式轉入SAG D技術生產已超過300天。此期間原油產量穩定，日產原油達到120t，預計到年底可累計生產原油10×104t以上，標志著SA G D 先導試驗在遼河油田初步獲得成功。
遼河油田已經開發的區塊中，可運用SAGD 技術進行開發的資源總量達1×108t，應用深度已達1500m,SAG D規模化實施後，預計可增加可采儲量3250×104t，將這些區塊的採收率由以前的23%提升到50%左右。
遼河油田規劃2007～2008年轉SAG D 開發的有101個井組，實現曙一區超稠油館陶油層、興I組、興VI組SAGD整體開發，建成200×104t原油生產規模，並穩產3年，在年產150×104t以上的規模穩產7年，提高採收率30%。到2010年，SAGD的原油產量將達到190×104t，與蒸汽吞吐對比，增加原油產量112×104t，對遼河油田穩產1 200×104t的生產規模的貢獻率近10%。通過規模實施和試驗，如果達到預期效果，遼河油田SAGD井組將達到260個到300個，SAGD在遼河稠油開發上具有廣闊的應用前景。
3.三次採油技術提高採收率
截至2006年9月25日，大慶油田依靠自主創新，採用世界領先的聚合物驅三次採油技術累計產油突破1×108t，成為世界最大的三次採油技術研發、生產基地。
大慶油田從20世紀60年代開始研發三次採油技術，至今已有40年歷史。1972年，三次採油技術第一次走出實驗室被應用到生產實踐中，取得了良好的技術經濟效果，提高採收率5.1個百分點，注入每噸聚合物增產原油153t。1996年，三次採油技術首次在薩爾圖油田實現了工業化生產，自此，以聚合物驅油為主導的三次採油技術應用規模逐年加大。
到2006年8月，大慶油田已投入聚合物驅工業化區塊35個，面積達到314.41km2。動用地質儲量5.2×108t，總井數5 700多口。三次採油技術連續5年產油量超過1 000×104t,2006年三次採油年產量達到1 215×104t，佔大慶油田年原油總產量的27%，工業化區塊提高採收率12個百分點，達到50%以上，相當於找到了一個儲量上億噸的新油田。並可少注水5×108m3，少產水30×108m3。
此外，三元復合驅油技術已從室內研究、先導試驗發展到工業化試驗，能比水驅提高採收率20個百分點以上。泡沫復合驅是繼聚合物驅和三元復合驅之後提高採收率研究取得的最新進展。室內和礦場試驗結果表明，該技術能比水驅提高採收率30個百分點左右。
4.低滲透率油氣藏提高採收率
我國油氣新增儲量中低滲儲量比例逐年提高，其中，中石油當年探明低滲儲量占探明總儲量的比例已上升到近70%，低滲油氣藏的有效開發對油氣產量的影響日益重要。
鄂爾多斯盆地的長慶油田，屬於國內典型的低滲透、特低滲透油田。長慶油田採取地層壓裂、酸化及油層注水和儲層改造等技術，根據不同區塊採取特色開發模式，使低滲透油氣田得到了高效開發。先後將低滲儲層極限推至10m D，進而1m D，目前工業性開發0.5m D 超低滲油藏，並正在開展0.3m D 超低滲油藏開發試驗研究。低滲透油氣田的開發使原來一大批難動用儲量獲得了解放，油氣產量快速增長。隨著原油產量連續6年以百萬噸的速度增長，截至2006年底，長慶油田原油產量達1 100×104t，成為又一個千萬噸級大油田。
蘇里格氣田位於內蒙古境內的毛烏素沙漠，探明儲量5 336×108m3，為目前我國儲量規模最大的整裝氣田。該氣田屬於非均質性極強的緻密岩性氣田，呈現出典型的「低滲、低壓、低豐度、低產」特徵，經濟有效開發的難度非常大。經過長達5年的前期攻關試驗，長慶油田公司創新集成了12項經濟有效開發特低滲氣田的配套技術，使蘇里格氣田規模有效開發取得了突破性進展。
2006年11月22日，蘇里格氣田天然氣處理廠竣工投運，當年建成的15×108m3產能、30×108m3骨架工程全部並網生產，實現了向京、津地區及周邊城市供氣。12月28日，蘇里格氣田外輸天然氣達到304×104m3，標志著這個當年建設、當年投產的氣田具備了年產10×108m3的能力。
（三）採收率的動態性
從一次採油到二次採油、三次採油，石油採收率逐步增加；隨著提高採收率技術的不斷進步，石油採收率還在不斷提高。石油採收率具有隨著採油階段的變化和採油技術的提高不斷提高的特點。
根據2005年全國油氣礦產儲量通報，2005年全國石油新增地質儲量9.54×108t，新增探明可采儲量1.71×108t，標定的採收率不到18%，而同期我國石油水驅採收率的平均值超過24%，標定的採收率偏低，我國目前個別盆地的標定石油可采儲量保守，已經出現石油儲采比接近1甚至小於1的情況，如珠江口盆地。隨著技術進步，現有的地質儲量中還有相當一部分可轉化為可采儲量。如果可采儲量的標定還一成不變，會使可采儲量與實際值的偏差越來越大。
（四）本輪資源評價的可采系數取值與目前採收率相當
新一輪全國油氣資源評價的石油可采系數平均值為27.72%，與目前石油採收率27.11%相當，其中10個重點盆地的石油可采系數為28.70%，其他盆地的石油可采系數為24.16%。
其中，低品位資源，包括低滲碎屑岩、低滲碳酸鹽岩和重（稠）油，其可采系數取值范圍為10%～16%，比常規油資源的可采系數低5%～20%。低勘探程度的中小盆地，可采系數一般取相應評價單元類型可采系數標準的最低值。青藏地區諸盆地，可采系數也取相應評價單元類型可采系數標準的最低值。海域油氣資源技術可采系數取值也適當偏小。總體上，本輪資源評價石油可采系數取值可靠，對可采資源量的評價留有一定餘地。
（五）進一步提高採收率潛力
提高採收率技術大體可分為兩類。其一為注水提高採收率技術（IO R），包括注采井網調整提高採收率技術和注采結構調整提高採收率技術，IO R 以水驅技術為基礎，其挖掘對象主要為未被水波及到的、大尺度的原油富集地帶的剩餘油；其二為三次採油提高採收率技術（EOR）,EOR 通過改變驅替機理來提高採收率，其挖掘對象以水驅後高度分散的小尺度剩餘油為主。
目前，我國石油的平均採收率為27.11%，其中：鄂爾多斯盆地石油的平均採收率為17.87%，渤海灣盆地為23.72%，松遼盆地為38.38%，塔里木盆地為20.1%。根據中國石油和中國石化的《中國陸上已開發油田提高採收率第二次潛力評價及發展戰略研究》（2000）研究成果：通過各種提高採收率方法技術，鄂爾多斯盆地石油採收率可以提高10.1%，達到27.97%；渤海灣盆地提高12.84%，達到36.56%；松遼盆地提高16.48%，達到54.86%；塔里木盆地也可提高10%，達到30.1%。在提高採收率技術條件下，按平均採收率提高10%，全國石油的平均採收率可達到37.33%（表5-21）。
表5-21 石油可采系數與採收率對比表
Ⅳ 如何提高油藏壽命與三次採油
由於地下油氣藏縱向與橫向的嚴重非均質性，世界上已開發的油氣田平均最終採收率只有1/3，尚有2/3的油氣資源仍留在油氣藏中，無法經濟合理地開采出來。注水開發過程中由於油層的非均質性，注入的水非常不聽話，總是沿著阻力最小的途徑，即高滲透層和橫向同一層位的高滲透帶，大量竄入採油井，而原油則躲藏在阻力相對較大的區域中不能被驅替出來，也就是波及不到那些滲透率較小的層段。這里有一個波及系數的概念。所謂波及系數，是指注入劑波及到的油層容積占整個油層容積的比值。是不是注入劑波及到的地方油就都被采出來了呢？事實上仍有一部分原油被注入水沖洗後依舊會依依不捨地吸附在岩石表面，只靠清水是無法把這部分原油洗脫下來的，因而存在一個洗油效率問題。所謂洗油效率，是指注入劑波及到的地方所采出的油量與這個地方的儲量之比。根據波及系數和洗油效率的意義，顯然可以看出：
採收率=波及系數×洗油效率
因此要提高採收率，有兩個途徑：一是提高波及系數，主要辦法是減少注入劑和原油的粘度差；二是提高洗油效率，主要的方法是改變岩石和地下流體的界面性質。
總的來說，我們要採用化學或其他方法來改變原油的粘度、吸附性、界面性質等物理化學性質，把油層里那些不連續的、殘留的、粘度很大而難以開採的原油開采出來，這個時期的採油方式稱為「三次採油」或「強化採油」。這里介紹幾種「三次採油」方法。
（1）火燒油層。利用地下原油中重質成分和油焦作燃料，用點火器把火井周圍的油層點燃後，注入空氣助燃，形成移動熱源，降低稠油粘度，使之流向生產井井底被采出，這種方法稱為火燒油層。20世紀60年代，在克拉瑪依黑油山油田試驗，取得一定的成效。進入新世紀，作為中國石油2009年重大開發試驗的新疆油田火驅項目，在克拉瑪依紅淺1井區通電點火成功，並於2009年12月19日舉行了投產儀式。這項能耗最小、溫室氣體排放最少、開發效果最佳的稠油開采工藝的成功投產，可使原油採收率在原有基礎上提高20%。對於佔全國稠油儲量二分之一的克拉瑪依寶貴稠油資源，意味著增加了近6000萬噸的開采儲量。
（2）注蒸汽驅油。將高溫高壓蒸汽注入稠油油層，提高油層的壓力和溫度，降低原油粘度，增加原油流動性。注入的蒸汽接著以熱水驅的形式，將原油推向採油井采出。
以上兩種方法都是利用熱量將稠油加熱從而降低了稠油的粘度，提高採收率。
（3）注稠化水驅油。將高分子聚合物如部分水解聚丙烯醯胺、聚乙烯醇等作稠化劑，加入水中，使水的粘度變大，形成稠化水，進行驅油。聚合物提高了注入水的粘度，降低了油、水粘度差，提高了注入水的波及系數，從而提高了採收率。
（4）泡沫驅油。向油層注入表面活性劑水溶液和氣體，發泡形成泡沫。因為泡沫的粘度要大於水，所以降低了油和水流動性能的差別，同樣提高了波及系數，使注入水均勻推進，擴大注入水在油層內的有效作用范圍，達到提高原油最終採收率的目的。
以上兩種方法是通過減少注入劑與原油的粘度差，提高波及系數，從而提高採收率。
（5）二氧化碳（CO2）驅油。CO2在高壓下易溶於油和水，大大降低了油和水之間的界面張力；CO2溶解到原油中則原油粘度下降，體職膨脹，有利於驅動原油。
（6）注活性水驅油。溶有表面活性劑的水稱為活性水。表面活性劑主要是指加入很少量就可以大大降低表面張力的一類物質。如我們生活中常見的洗衣粉、肥皂、洗發水，它們的有效成分都是表面活性劑。活性水為什麼比普通的注入水採收率高呢？主要因為活性水比普通水有更高的洗油能力。其次活性水有使油乳化的能力，使岩石上的原油被洗下來後與活性水形成不透明的水包油型乳狀液，原油想再回到岩石表面就不那麼容易了。生活中可以看到，當我們將幾滴洗潔精滴入飄著油的水碗中，就會發現清水會變成乳白色，這就是乳化過程。
（7）注鹼性水驅油。鹼性水是指溶有鹼性物質如氫氧化鈉的水。因為鹼性水注入地下後會與石油中的酸性成分發生反應，在地下合成活性較強的羧酸鈉皂類表面活性劑（類似肥皂的成分），因此提高採收率的原理和注入活性水的相同。
（8）濃硫酸驅油。濃硫酸與原油反應，生成表面活性物質，降低了油水界面張力，同時硫酸與地層水作用產生很大熱量，降低了原油粘度，並能與油層岩石中的碳酸鹽作用，改善油層岩石滲透性，達到提高原油最終採收率的目的。
（9）三元復合驅油。針對克拉瑪依原油中酸值較高的特點，提出了由鹼（A）加表面活性劑（S）加聚合物（P）的ASP三元復合驅油的設想。其基本原理在於降低驅替劑與原油之間的界面張力和油與水的流動性能差別，從提高波及系數和洗油效率兩方面著手，提高水驅油的效率。
以上幾種方法都是利用了表面活性劑的活性作用提高原油採收率。
（10）微生物採油。將厭氧食蠟微生物菌種溶液注入油層，使微生物吞吃原油中所含的蠟，使原油粘度下降20%～40%。同時微生物排泄物又能有效降低油水界面張力，從而獲得良好的驅油效果。
石油作為不可再生的戰略資源，目前最終採收率僅有30%～40%，所以不斷加強三次採油方法的研究，努力提高原油最終採收率，是全世界石油工作者所追求的長遠目標。
Ⅳ 如何提高石油採油率
首先做好油井新投准備，選好抽油設備，做好（防沙、固沙、注汽等）准備。再就是選好作業隊。
Ⅵ 石油如何開發與利用
你好。
這個問題可是個大問題，不是一兩句話就能說明白的。所謂開發，是指把地下的石油開採到地面上來。一般要經過勘探（找油藏）——鑽探（打井驗證）——布井（打採油井）——採油（把地下原油開採到地面上來）。
石油採到地面上來以後，要經過脫水、脫氣等程序得到純凈的原油，然後由煉油廠煉出各種成品油和其它石油產品。石油開發與利用要講究科學，能充分利用地下資源，並不能污染環境。
Ⅶ 國內外提高採收率技術現狀與展望
一、國外提高採收率技術應用現狀
提高石油採收率的方法包括向油層注入水、氣，給油層補充能量的二次採油和用化學的物質來改善油、氣、水及岩石相互之間的性能，開采出更多石油的三次採油，主要有注表面活性劑、注聚合物稠化水、注鹼水驅、注CO2驅、注鹼加聚合物驅、注惰性氣體驅、注烴類混相驅、火燒油層、注蒸汽驅和微生物驅等。
據美國《油氣雜志》（Oil＆Gas）（2004年4月）資料，目前世界范圍內已進行工業化推廣或已進行礦場試驗的提高採收率（EOR）技術包括蒸汽驅、火燒油層、二氧化碳驅、烴類氣驅及聚合物等化學驅。世界范圍通過EOR工程采出的油量在20世紀90年代處於高峰期，在1998年初，來自提高採收率和重油項目的石油產量大約為2.3×106bbl/d，比1996年初的2.2×106bbl/d稍有增長，這個數量相當於世界石油產量的3.5%。進入21世紀，EOR工程的數量減少，即使目前高油價也並未刺激EOR工程數量的增加，主要原因：一是試驗項目周期長，二是燃料、注入氣等成本增加。盡管如此，EOR技術在油氣田開發中也將起著舉足輕重的作用，特別是在目前勘探費用上漲和勘探難度加大的情況下。
圖1-1為2003～2004年世界各國EOR產量，美國的EOR產量最高，達到6.6×105bbl/d，委內瑞拉、加拿大、印度尼西亞與中國為第二梯隊，其他國家通過EOR項目獲得的產量較少。與別的國家相比，中國是利用化學驅（主要是聚合物驅）獲得產量最高的國家，但注氣缺乏相應的項目。各產油國的共同特徵是熱采技術應用廣泛，且產量較高。
圖1-1 各國EOR產量圖（《油氣雜志》2004.4）
諸多EOR技術中，蒸汽驅仍是最主要的方法，其次為二氧化碳混相驅，烴類氣體混相或非混相驅與氮氣驅也起著相當重要的作用，氮氣驅、聚合物驅與燃燒對產量的貢獻相對較少（圖1-2）。在統計的世界范圍內EOR產量中，熱采（包括蒸汽驅和燃燒）產量為1.1×106bbl/d，占總數的64.6%，注氣（輕烴、二氧化碳和氮氣等）產量為6.0×105bbl/d，佔到了34.5%，聚合物驅產量為1.6×104bbl/d，只佔總產量的0.9%。
圖1-2 世界不同EOR方法產量圖（《油氣雜志》2004.4）
（一）美國提高採收率技術應用與潛力
美國在1976年、1984年曾兩次由美國國家石油委員（NPC）組織幾百名專家對美國各油田進行了潛力分析和預測，為美國能源部發展化石能源提供了科學依據。1993年又第三次進行了潛力評價，這次潛力分析共包括了2307個油藏，將有3510×108bbl地質儲量原油依靠新的、有效的採油方法才能開采。在這3510×108bbl中可分成兩類：一類是由水驅可以驅替，但在常規生產中由於旁通或不與水接觸而不能采出的可流動油，約1130×108bbl；另一類是由於粘滯力和毛細管力而捕集在油藏孔隙中不能被水驅替的不可流動油，這部分約有2380×108bbl。可流動油可用改進的二次採油（ASR）方法開采，如鑽加密井、調剖、聚合物驅、鑽水平井等，主要是盡量擴大掃及效率。這些過程成本比較低，並可快速提高生產水平，仍是提高採收率的主流方法。開采不可流動油則要採用二氧化碳驅、化學驅、熱力採油等三次採油方法（EOR），在擴大掃及效率的同時還要提高驅油效率。二氧化碳混相驅在一定的油價下會有一定的發展，而化學驅其中包括復合驅應用的可能性很小，一方面其經濟成本太高，必須在高油價下才能使用，另一方面其技術尚未成熟，風險比較大，還需在技術上進一步提高，盡量減少其風險。
（二）前蘇聯提高採收率技術應用情況
SPE1992年會議上發表的資料顯示前蘇聯在熱采、氣驅和化學驅三大提高採收率方法中，化學驅所佔比例最大，佔EOR總量的77%，其次是熱采，佔17%，氣驅只佔6%。前蘇聯提高採收率以化學驅為主。前蘇聯提高採收率的一個重要特點是盡量採用化工廠的廢液，並開發了許多簡單易行的增產增注辦法，如注粘土膠、紙漿廢液和物理場方法採油等。
盡管化學驅的項目遠遠高於熱采，但其累積產量卻與熱采差不多，說明化學驅的規模還比較小。前蘇聯和俄羅斯氣驅所佔比重很小，主要是前蘇聯缺乏天然二氧化碳氣源。
（三）加拿大提高採收率技術應用情況
加拿大以重油開采為主，主要是熱采和露天開采瀝青砂。對於輕油主要採用注烴混相驅或非混相驅。根據2004年EOR工程統計資料，注烴混相驅或非混相驅項目數量最多，為29項，其次是蒸汽驅12項、火燒油層3項、二氧化碳混相驅2項，氮氣驅1項。化學驅主要進行室內研究，沒有什麼礦場試驗。這主要是因為加拿大有豐富的天然氣資源，其原油性質又適合混相驅之故。
（四）國外提高採收率發展分析
1.地質特點是選擇提高採收率方法的基礎
三次採油與二次採油或一次採油的明顯不同之處就是前者的適應范圍有限。熱采中的注蒸汽，它要求油藏比較淺、油層比較厚、原油密度和粘度較高；而注氣混相驅則與之恰恰相反，它要求油層比較深，以滿足混相壓力，油層比較薄，以減少粘性指進和重力超覆，原油密度和粘度小，以易於混相。前二者都要求油藏相對均質，而聚合物驅則對中度和較嚴重非均質更為有效，粘度要求介於二者之間。美國，特別是二疊盆地，屬於海相沉積，原油密度很小，非常適合二氧化碳混相驅，從而注二氧化碳得到很快的發展。
2.材料來源決定提高採收率發展的方向
美國二疊盆地由於有豐富的二氧化碳供應，這些油藏主要發展二氧化碳混相驅或非混相驅。而阿拉斯加由於有豐富的天然氣資源，並且在近處又無銷路，因此與加拿大相同，主要採用注烴混相驅。俄羅斯有些油田從地質條件看也適合二氧化碳混相驅，但由於無天然二氧化碳來源，因此二氧化碳混相驅並未得到發展。
3.油價決定提高採收率的規模和時機
三次採油是一個投資大、成本高、風險大、見效慢的採油方法，其方法不同，風險程度也不同。因此油價是對三次採油技術發展最為敏感的問題。1976年阿拉伯石油禁運使油價大漲，美國政府極力鼓勵三次採油，使三次採油迅速發展，三次採油項目數在1986年達到高峰。從1986年以後油價開始下跌，除因在高油價下已鋪好二氧化碳輸送管道，前期投資已經花費，使二氧化碳驅還在繼續增長外，其他方法都在萎縮。在低油價下，只能進行技術相對成熟、投資較少、風險較小的方法，如聚合物驅、調剖等所謂先進的二次採油方法。復合驅，特別是三元復合驅目前技術還不成熟，風險也比較大，只有在油價高的時候才能採用。
4.地質、油藏工程研究是提高採收率技術成敗的關鍵
盡管在目前低油價下三次採油礦場試驗和應用大幅度減少，但美國在地質、油藏工程方面的研究一直持續不斷，並且國家給予大量資助。這是人們認識到，一個項目的成功與否，主要取決於油藏描述是否符合實際情況。因此美國一直把油藏描述作為科學研究的重點，並且主要為三次採油服務。三次採油是個極端復雜的採油方法，它需要化學家、地質家、油藏工程師、測井、數值模擬等各方面專家的共同努力才能完成。現在許多礦場試驗之所以失敗，有許多主要是對地下地質情況認識不清。因此地質、油藏工程、數值模擬以及測井、試井等監測手段的研究非常重要。
（五）國家鼓勵政策
國外三次採油發展都離不開國家的鼓勵政策，比如美國，為推動二次採油的發展，曾先後執行成本分擔、不控制油價、暴利稅優惠等鼓勵政策，使1986年三次採油礦場試驗項目最高達到512項。1986年後，一方面由於油價下跌，另一方面美國政府取消了優惠政策，使得礦場試驗項目急劇下降。特別是成本較高的化學驅，由1986年的206項降至1998年的11項。目前美國政府已不再資助礦場試驗項目，僅資助室內機理性研究。加拿大也有類似情況，曾在稅率上對三次採油給予特殊政策，在一定程度上刺激了三次採油的迅速發展。
二、我國提高採收率技術方法現狀與展望
由於三次採油（EOR）主要包括化學採油技術、微生物採油技術以及物理採油技術三大方面，而根據我國石油工業發展的趨勢與需要，目前逐步形成了以化學採油為主體，以微生物採油和物理採油研究為兩翼的綜合性提高採收率的方法。而化學採油包括聚合物驅油技術、三元復合驅油技術等方法，而微生物採油則以微生物驅油技術為主。
（一）我國提高採收率技術方法現狀
目前，我國各主力油田已先後進人開發後期，含水率迅速上升，含水率高達80%以上，現有的注水技術已難以滿足油田的需要；同時，在未動用和新發現的儲量中，低滲透、稠油、深層凝析氣藏和揮發性油藏等復雜類型所佔的比例較大，如利用現有的注水技術進行開發，提高採收率的難度相當大。根據提高採收率法篩選、潛力分析及發展戰略研究結果，我國注水開發油田（其儲量和產量均佔全國的80%以上）的提高採收率方法主要為化學驅（鹼驅、聚合物驅、表面活性劑驅等）方法。該方法覆蓋地質儲量達60×108t以上，可增加可采儲量10×108t，是我國提高採收率研究的主攻方向。
1.注水開發技術
我國油田以陸相沉積儲層為主，儲層天然能量較小，需要早期注水補充地層能量。我國油田砂岩單層厚度一般在5m以下，砂體展布面積有限。這類油藏天然能量較小，很難出現強天然水驅或氣驅。為了獲得較高的產量和採收率，普遍採用早期注水開發方式，我國注水開採油田的產量和儲量都占總量的85%以上，在主要開發階段的油田地質儲量採油速度，中高滲透油田一般保持在2%以上，甚至高達3%～5%，低滲透油藏可達0.8%～1.2%。
我國原油粘度普遍較高，儲層非均質比較嚴重，需要採取逐步強化注水開採的措施。強化措施一是加密注采井網，提高注采井數比例。二是採用細分層系和分層注水工藝，控制油井層間非均質性帶來的不利影響，提高差油層的開采速度。三是提高排液量，不斷提高剩餘可采儲量的採油速度。採取這些措施，我國油田在穩產期，大部分油田的可采儲量采出程度可以達到50%～60%。
2.聚合物驅油技術
我國東部地區除了二氧化碳和天然氣比較貧乏之外，其油藏主要是河流相沉積，非均質比較嚴重，並且原油密度和粘度較大，與天然氣很難達到混相。聚合物驅油是東部地區提高原油採收率的主導技術，經過較長時間的室內和現場試驗，目前已經進入了工業化礦場應用階段，在大慶、勝利、大港、南陽等大中型油田，均獲得了明顯增油效果。該技術對處於中、高含水期的油田開發持續穩產，具有決定性意義和指導性作用，在三次採油技術中佔有重要地位。
聚合物驅是近年來採用的主要三次採油方法，2002年聚合物驅產量佔中油股份公司三次採油產量的93.5%。大慶油田從2001年開始，聚合物驅產量每年均超過了1000×104t；勝利油田已在27個油藏實施了化學驅油，動用儲量2.94×108t，年增產原油160×104t。
3.復合驅技術
近十幾年來，復合驅（鹼/表面活性劑/聚合物的復合）從化學驅中脫穎而出，成為最具應用前景的方法之一。這一方面是由我國的特殊油藏條件及各種技術的適應性所決定的；另一方面則是因為復合驅綜合發揮了不同化學劑的協同效應，從而成為大幅度提高石油採收率的重要方法之一。據專家預測，如果化學復合驅得到較大規模的應用，可望在實施地區提高石油採收率5%～10%。
三元復合驅的表面活性劑主要有石油磺酸鹽（烷基芳基磺酸鹽）、植物羧酸鹽和烷基苯磺酸鹽等三大類產品。根據石油磺酸鹽示範提高採收率技術的研究表明，每噸石油磺酸鹽可以提高原油產量超過130t；可以將高滲油藏原油採收率提高20%至30%。根據在勝利油田孤東油區的工業試驗，使用石油磺酸鹽示範提高採收率技術四個月後，注水上升勢頭得到控制；6個月後，參與試驗的16口油井的每日注水量減少了156t，產油量每天上升了20t。運用這一技術，我國大慶、勝利、遼河、華北等多數油田的採收率可以大幅上升，將對我國原油供給和能源安全產生積極而深遠的影響。
4.稠油熱采技術
遼河、勝利、新疆、河南等油田有豐富的稠油資源，20世紀80年代中期以來發展了稠油蒸汽吞吐和注蒸汽驅技術，提高了石油資源的采出程度。目前全國稠油熱采產量達到1200×104t以上。
5.二氧化碳吞吐技術
二氧化碳吞吐工藝，是指通過向地層原油中注入二氧化碳氣，使原油性質發生根本性變化，改進油藏性質，從而提高原油採收率的一種新型技術。2002年3月，勝利油田東辛採油廠引進二氧化碳吞吐工藝進行了現場試驗和推廣，累計施工16口井，18井次，措施成功率為83.3%，累計增油14695.3t。當年10月，井下作業公司在東辛、樁西、孤島等採油廠連續施工11口井，累計增油6000t，取得明顯經濟效益和技術效果。樁西採油廠在樁19－Ⅹ4實施二氧化碳吞吐配套帶泵酸洗井解堵工藝，獲日增油16t的高水平。
6.微生物強化採油技術
微生物強化採油技術就是將特殊的微生物體系、生物催化劑與營養物系統接種到生產井或注水井中，從而將其大量植入含油區的孔隙介質中，並通過控制酶在含油層油水界面上的反應，改變原油的流動性，產生短鏈的分子與生物表面活性劑。從而使原油的性質，如低的原油體積系數、高的API等級、油水界面張力，岩石與原油的相互影響（潤濕性）等得到改善。
與目前通常採用的外源微生物採油技術相比，本源微生物採油不存在菌種適應性、變異退化等問題，減少了菌種的開發、生產等步驟。工藝簡單、投資少、成本低。大慶油田、吉林油田、河南油田、青海油田、新疆油田和勝利油田本源微生物資源豐富，完全具備開展本源微生物驅油的條件，正在進一步開展深入研究並准備礦場應用試驗。
（二）我國提高採收率技術前景展望
我國已投入開發的石油儲量中，以大慶油田為代表的東部陸地油田多處於高含水期，注水採油效果明顯變差，三次採油技術已成為保證持續穩產的主導手段。近期產業化的重點是：在推廣聚合物驅油、復合驅油、微生物驅油、物理法採油等已基本掌握的工藝技術的同時，加速這些工藝所需注入設備、物理法採油設備等成套設備的規模化生產，形成從設計、設備製造、建設到運行管理的整體能力。
（1）聚合物驅將會穩定發展，並將是今後較長一段時間內我國在礦場中工業化應用的主要提高採收率技術，將在保持東部老油區產量的穩定中發揮重要作用，聚合物驅產油規模將超過1.0×107t。今後的研究重點將是如何進一步降低成本，提高經濟效益以及開發一些能夠改善聚合物驅效果的相關技術。
（2）復合驅盡管在中國有巨大的應用潛力，並且在室內實驗和礦場試驗中都取得了明顯的效果，但與聚合物驅相比技術更加復雜，還有一些機理有待於進一步加深認識，更重要的是受到經濟因素的限制。因此，需要進一步加大研究和礦場試驗力度，盡快使復合驅成為接替水驅的另一種提高採收率技術。
（3）隨著氣源的不斷發現，特別是中國西部油氣田的發現，氣體混相或非混相驅技術將會越來越受到重視有可能以較快的速度發展成為一種經濟有效的提高採收率技術。
（4）熱采方面需進一步改善蒸汽吞吐效果，同時大力加強蒸汽驅等技術研究，盡快形成熱力採油接替技術。
（5）二次採油與三次採油的結合技術是二次採油向三次採油的過渡技術。該項技術在勝利油田、華北油田、新疆油田等試驗區進行礦場試驗，平均投入產出比為1:4.93，增產原油8×104t，取得了顯著的經濟效益和社會效益。
（6）潤濕性反轉方法促進低滲透氣田增產技術。潤濕性反轉方法是通過改變井底附近岩石的潤濕性及壓裂支撐劑的潤濕性（從液相潤濕變成中等潤濕或者氣潤濕）來提高產量及改善壓裂效果的新方法。採用這一新方法，一方面由於改變了岩石的潤濕性，反轉凝析的液體以及壓入的前置液便可以很容易地產出，而不至於擋住氣體的流動；另一方面，由於大幅度提高了壓裂後液體的返排率，氣體的相對滲透率增加，從而顯著提高氣井的產能。
三、提高採收率技術對可采系數研究的影響
提高採收率技術的研究與逐步應用，使已發現油氣資源的采出程度不斷提高，並將使未發現資源可采系數不斷增加。同時，為體現國家層面對我國可採油氣資源潛力需求更偏重於技術性和前瞻性的特點。本次研究要求在確定我國油氣資源技術可采系數時，陸上要考慮到強化（三次）採油技術；海上條件比較惡劣，我國的勘探開發水平偏低，要求考慮二次採油技術條件。
Ⅷ 如何利用微生物勘探石油和提高採油量
微生物採油對低產、枯竭油田特別有吸引力，能提高採收率。
4
、不污染環境
微生物採油技術不污染環境，不損害油地層，可在同一油藏區或同一油井中反復使用。
（三）採油微生物的生物學特性
用於油田開採的微生物一般具有以下鮮明的生物學特徵：
1
、厭氧或兼性厭氧。在地層無氧條件下能生長繁殖並進行厭氧發酵，在地上有氧條件下也
能生長繁殖。
2
、在油層高溫、高壓、高鹽等極端環境下能生長繁殖並代謝。
3
、多數採油微生物能以烴類作碳源，能以貯油層
內的無機鹽作氮源或作營養元素。
4
、採油微生物必須與其注入油層的環境條件相配伍相適應，要在油層內能運移，能生長繁
殖，能產生有機酸、氣體、表面活性物質、生物聚合物、有機溶劑等多種代謝產物。能在
50°
以上的溫度及缺氧條件下生長的中度嗜鹽細菌，是微生物採油中最常用的菌種。
（四）微生物採油技術
微生物採油技術是指將篩選的微生物或微生物代謝產物注入油藏，
經微生物的代謝活動
和產生的代謝產物，
作用於原油，
改變原油的某些物理化學特性，
從而提高原油採收率的技
術。
根據實施過程與方法的不同，
微生物採油技術可分為地上微生物採油技術和地下微生物
採油技術。
1
、地上微生物採油技術
地上微生物採油技術是指在地上通過微生物發酵、生產微生物的某種代謝產物，如生物
多糖聚合物或生物表面活性劑，
然後將發酵產品注入油藏而提高原油採收率。
該技術的實質
是利用選育的優
良菌種在地上發酵生產採油制劑的技術。
目前，地上微生物採油技術主要是在地上發酵生產採油中廣泛應用微生物多糖和微生物
表面活性劑。
（
1
）微生物多糖
據研究，
有百種以上的微生物能產生結構、
性能各異的胞外多糖。
能產胞外多糖的主要
微生物類群是：明串珠菌屬、黃單胞菌屬、固氮菌屬和小核菌屬等。
採油工業中應用最廣泛的微生物多糖是：
腸膜明串珠菌或葡聚糖明串珠菌產生的右旋糖
酐葡聚糖、
普魯蘭出芽短梗霉產生的普魯蘭糖、
齊整小核菌或葡聚糖小核菌產生的小核菌葡
聚糖。採油中最具開發應用潛力的是野油菜黃單胞菌產生的胞外多糖黃原膠。
（
2
）微生物表面活性劑與乳化劑
以烴為碳源的微生物是生物表面活性劑的重要來源。
因為石油微生物必須分泌表面活性
劑，才能促使烴與水乳化。烴只有均勻地分散在水中，才能被石油微生物吸收利用。所以石
油微生物是表面活性劑最豐富的基因庫。
假單胞菌屬、節桿菌屬、不動桿菌屬和棒桿菌屬等是產生生物表面活性劑
的主要微生
物類群。微生物產生的生物表面活性劑就其化學組成來分，主要可分為糖脂類和脂肽類
。
分子的極性端或是多羥基的糖類或是氨基酸類，
非極性端是長鏈脂肪酸的長鏈烴部分。
微生
物表面活性劑的粗製品或純品注入貯油岩層，
作用於油一岩石一水三相體系，
降低油水界面
張力，增強油水乳化，提高原油採收率。
2
、地下微生物採油技術
地下微生物採油（
MEOR
）技術是指將在地上模擬油藏條件篩選的微生物菌種與營養物
注入油藏，
微生物在油藏中運移，生長繁殖，
產生多種代謝產物，
作用於原油而提高原油采
收率；
或用生長繁殖的菌體細胞及代謝產物封堵貯油岩層大的孔道，
調整水驅油剖面；
或只
將營養物注入油藏，激活油藏內的原生微生物，靠其生命活動提高原油採收率。
根據單井增產措施的處理方法和提高原油採油率的要求，地下微生物採油可分為
6
類：
（
1
）單井周期注人微生物採油
為提高低產油井的原油日產量，
在油井高壓注入採油微生物，
關井，
使微生物運移到油
井周圍直徑
10m
左右的貯油岩層，經微生物的生命活動，疏通被堵塞的油層空隙通道，增
加原油的流動性，提高原油採收率。
為了保持高產，需要不間斷地、周期性地注入採油微生
物。
（
2
）微生物驅油
採油微生物從注水井注入油層，
微生物隨注水向油井貯油層深部移動，
同時進行生長繁
殖，並產生多種代謝產物。細胞和代謝產物綜合作用於原油，降低黏度，增加原油流動性，
提高原油採收率。
（
3
）激活油藏微生物群落驅油
油藏中存在著天然的微生物群落，
但由於營養物質貧乏，
數量很少。
從注水井將營養物
注入油層，激活天然微生物群落，讓其生長繁殖，產生多種代謝產物驅油。
（
4
）微生物選擇性封堵
將體形較大且產生表面黏稠物質的微生物菌種從注水井注入，
運移到大孔道或有溶洞的
貯油岩層部位，用生長繁殖的大菌體細胞和表面黏稠物質形成的生物膜封堵大孔道或溶洞，
防止注入水
「
指狀
」
流動，提高原油採收率。
（
5
）微生物壓裂液壓裂
將厭氧條件下大量產生有機酸的微生物及營養物注入空隙度甚小、滲透率很低的貯油
層，在高壓下用有機酸溶解岩層使之形成縫隙，有利於原油流動，提高原油採收率。
（
6
）微生物油井清蠟
原油中含蠟量較高，
會析出蠟晶固著在井壁，
堵塞貯油層通往井壁的空隙通道，
降低原
油流動性，
減少單井原油日產量。
注入產生表面活性劑或溶劑的採油微生物，
用其代謝產物
表面活性劑、乳化劑清洗井壁，溶解固形石蠟，提高原油採收率。
（五）微生物在石油污染中的生物修復作用
1
降解石油的微生物種類及分布
據目前的研究
,
能降解石油的微生物有
70
個屬
,
其中
28
個屬細菌
, 30
個屬絲狀真菌
, 12
個屬酵母
,
共
200
多種微生物。海洋中最主要的降解細菌有：無色桿菌屬
(Achromobacter)
、
不
動
桿
菌
屬
(Acinetobacter)
、
產
鹼
桿
菌
屬
(Alcaligenes)
等
;
真
菌
中
有
金
色
擔
子
菌
屬
(Aureobasidium)
、假絲酵母屬
(Candida)
等。石油降解菌通常生長在油水界面上
,
而不是油液
中。據丁美麗等
[5]
在膠州灣的實驗證明
,
膠州灣的石油降解菌在表層水體中的最高值可達
4.6×
102
個
/mL
。
石油降解菌數量僅與海水的石油污染情況有關。
石油降解微生物的種類和
數量對海洋中石油的降解有明顯的影響。
一般情況下
,
混合培養的微生物對石油的降解比純
培養的微生物快
,
但是崔俊華等在實驗中篩選出了
7
株高效原油降解菌。
2
石油降解菌的作用
（
1
）作為油污染的生物指示
以往大多數調查結果表明
,
在海洋中石油烴降解細菌的數量或種群與水域受到油類物
質污染的程度有密切關系
,
通常在被油污染的水域中
,
石油烴降解細菌的數量明顯地高於非
油污染的水域。
烴類降解菌數和異養細菌數的比值能在一定程度上反映水域受油污染的狀
況。
丁美麗等在膠州灣的工作以及史君賢等在浙江省海島海域的工作都證明了這一點。石
油污染可以誘導石油降解菌的增殖及生長
,
Atlas
報道在正常環境下降解菌一般只佔微生物
群落的
1%,
而當環境受到石油污染時
,
降解菌比例可提高到
10%
。說明石油污染可以使降
解菌發生富集
,
降解菌可以作為石油污染的生物指示。
（
2
）通過自身代謝作用降解石油
向水體中投加菌種凈化水體的技術是從清除海洋石油污染開始的。
實驗室研究表明
,
單
一菌劑除油率為
20%
～
50%,
而混合菌劑除油率可達
71.4%
。
丁明宇等
[8]
從青島近海海水中
分離、
篩選到
73
株細菌和
10
株真菌
,
並對其降解石油的能力進行了研究
,
結果表明
,
多
數菌具有明顯的降解石油的能力
,
其中
,
有
3
個菌株對石油的生物降解率分別高達
58.35%
、
62.75%
、
71.06%
。史君賢等
[9]
在浙江沿海海水中分離石油烴降解細菌
,
並實驗
證明降解菌對正烷烴有明顯的降解作用
,
混合菌株的降解率明顯高於單菌株的降解率。在
20
℃的條件下
,
經過
21d
後
,
絕大部分的正烷烴被降解
,
總的降解率為
94.93%,
其中細菌
的降解率為
75.67%,
理化降解率為
19.26%
。在實施接種的現場生物修復處理中
, 1990
年在
墨西哥灣和
1991
年在得克薩斯海岸都獲得了成功
,
現場觀察表明
,
在開放水體中添加降解
菌是有效的。
（
3
）合成生物表面活性劑
,
加速石油的降解
生物表面活性劑
(Biosurfactants,
簡稱
BS)
是細菌、
真菌和酵母在某一特定條件下
(
如合
適的碳源、
氮源、
有機營養物、
pH
值以及溫度
) ,
在其生長過程中分泌出的具有表面活
性的代謝產物。
生物表面活性劑可以強化生物修復
,
它能將烴類物質乳化
,
進而促進其降解
,
尤其適合處理海上溢油。
Chabrabarty
曾報道
,
由
Pscndomona
acruginosa
(
銅綠假單胞菌
)
生成的一種生物表面活性劑
(
海藻糖酯
)
由於能有效地將石油分散成水液滴
,
因而可促進石油
污染海岸的生物修復
,
大大提高了
Exxon
Valdez
原油泄漏造成的阿拉斯加污染區域石油烴
的降解速度。
（
4
）基因工程菌
基因工程菌是將不同細菌的降解基因進行重組
,
將分屬於不同細菌個體中的污染物代
謝途徑組合起來以構建具有特殊降解功能的超級降解菌
,
可以有效地提高微生物的降解能
力
,
從而提高生物修復效果。
通常石油降解菌只能降解某一種石油成分
,
並且由於石油的種類不同
,
所需降解菌也不
相同
,
天然環境中存在的石油降解菌不能高效地降解多種石油成分
,
使基因工程菌的出現成
為必然。同時
,
復雜的烴類化合物混合物的降解需要有混合菌株的參與
,
但不同菌株之間可
能會產生競爭或拮抗作用
,
從而對降解產生負面影響。使用基因工程菌可以避免此類問題。
目前
,
已有人在實驗室條件下獲得基因工程菌並在實驗室取得滿意的降解效果。
例如美
國的
Chakrabaty
等使用具有
CAM
、
OCT
、
XAL
和
NAH4
種降解質粒的
「
多質粒超級
菌
」
,
可以使海上浮油在幾個小時內降解
,
而在自然條件下這些浮油需要
1a
時間才能被降
解。這項技術取得了美國的專利權。但是考慮到在開放環境中使用基因工程菌的安全問題
,
目前基因工程菌的使用僅限於實驗室
,
尚不能大規模使用。
另外
,
目前在研製基因工程菌時
,
都採用給細胞增加某些遺傳缺陷的方法或是使用攜帶一段
「
自殺基因
」
,
使該工程菌。在非
指定底物或非指定環境中不易生存或發生降解作用。
3
微生物降解石油的方式
石油烴化合物可分為
4
類
:
飽和烴、
芳香族烴類化合物、樹脂及瀝青質。其中
,
短鏈
的飽和烴在溢油發生初期通過揮發等作用進入大氣
,
其他的石油烴中
,
飽和正烷烴最易降解
,
其次是分支烷烴
,
再次是低分子量芳香烴
,
多環芳烴很難降解
,
樹脂和瀝青質極難被降解。
直鏈烷烴的降解方式主要有
3
種
:
末端氧化、
亞末端氧化和氧化。
芳香烴在好氧條件
下先被轉化為兒茶酚或其衍生物
,
然後再進一步被降解。
高分子量多環芳烴降解菌報道很少
,
許多四環或多環高分子量多環芳烴的降解是以共代謝
(Cometabolism)
的方式進行的。但是共
代謝完全是間接或偶然的事件
,
並且風險較大
,
可能會產生比母體毒性更大的化學物質。
樹
脂和瀝青質極難被降解
,
但是有報道稱
,
有著復雜構造的樹脂和瀝青質也能受到某種程度的
分解
[14]
。
冷凱良等的實驗表明
,
微生物降解原油代謝產物主要是乙酸和棕櫚酸為主的脂肪酸與
鼠李糖形成的糖脂類表面活性劑。
4
石油降解菌的獲得
由於天然海洋環境中石油降解菌數量較少
,
一旦發生溢油
,
不能及時對石油進行降解
,
所以
在溢油發生後一般要向環境中添加石油降解菌以保證石油的高效降解
,
但是考慮到安全等
方面的問題
,
菌種不能盲目投加。
一般來說
,
可以把取自自然界的微生物
,
經人工培養後再
投入到污染環境中去治理污染。
具體到海洋石油降解菌的獲得
,
一般為
:
首先選擇油污染環
境
,
從中分離出適應性菌株
,
並將其中的石油降解菌富集培養
,
通過反復適應和馴化或遺傳
修飾進行進一步篩選
,
從而培養出高效降解的菌株
,
將其進一步繁殖後投加至受污染環境中
或分類保存。
根據微生物與石油的作用機制
,
選擇高效降解微生物的標准包括：
( 1)
對石油有較高的耐性。
( 2)
對海洋環境的適應性較強。
( 3)
對石油的降解效率高
,
專一性強。
( 4)
不影響海洋環境中原有的生物多樣性。
雖然微生物修復主要是依靠微生物的降解能力降解污染物
,
但是微生物對污染物的分
解、轉化也是需要條件的
,
所以除了投加高效降解菌之外
,
還要為這些降解菌創造必要的生
存、
降解條件。這樣才能有效地進行石油污染修復。
5
影響微生物降解石油污染物的因素
微生物在降解石油污染物的過程會受到營養元素、表面活性劑、
O
2
通量、溫度、
pH
值
等外界因素的影響。其中
,
營養元素對降解率的影響較大，尤其是
N
、
P
元素。
何良菊等專門
對石油烴微生物降解的營養平衡進行了研究，
表明氮、
磷營養物質的缺乏直接限制了石油烴
的微生物降解
,
但添加過量反而有抑製作用
,
因而存在一個經濟合理的添加量及添加比例，實
驗表明氮磷比在
5
∶
1~6
∶
1
比較適宜，
,
無機氮源比有機氮源好，硝酸鹽形式的氮比銨態的
氮更合適。而國內有其他研究卻更傾向於氮磷比為
1
：
1
，且最佳氮源為氯化銨，最佳磷源
為磷酸氫二鉀和磷酸二氫鉀。兩種研究得出的結果不一致。
表面活性劑是影響降解效率的又一重要因素。表面活性劑對石油烴具有一定的增溶和
分散作用，
從而對石油降解菌的降解效率有重要作用，
而有研究則指出表面活性劑對微生物
存在一定毒害作用。
劉慶新等通過研究，
表明表面活性劑的加量多少對石油烴降解菌的影響
比較復雜：
加少量的表面活性劑會促進石油烴降解菌的生長，
但隨著表面活性劑加量的增加
,
菌量反而減少，證實了上述論斷。
在自然環境中，大多數的石油烴類是在好氧條件下被降解的，但是微生物對石油烴的
降解在有氧及缺氧兩種情況下都會進行，
最近有研究表明厭氧降解對飽和烴及芳香烴有著極
為重要的作用。
能降解石油的微生物有嗜冷菌、嗜熱菌和嗜中溫菌，因此在溫度低於
0
℃和在
70
℃左
右的環境中均有能降解石油的微生物，大多數石油降解菌屬嗜中溫菌，最適溫度在
30
℃上
下，溫度過高過低都會對降解效率產生抑制。
普遍認為石油降解菌是產酸菌，且適宜生長於中鹼性環境中。劉慶新等研究得最佳
pH
值為
8.0
，而其文章中也指出與一般認為的
7.0
不符。而
Stapleton
[20]
等發現在
pH 2.0
的一處
土樣中，萘和甲苯仍然被降解為
CO
2
和
H
2
O
。
6
生物降解石油烴污染物的應用
利用生物降解石油烴類污染物最早見於
20
世紀
80
年代末美國在
Exxon
Vadez
油輪
石油泄露的生物修復項目中，
該項目在短時間內清除了污染，
治理了環境，
是生物修復成功
應用的開端，同時也開創了生物修復在治理海洋污染中的應用。
20
世紀
90
年代以來，生物
修復技術在石油污染治理方面逐漸成為核心，
取得了理論突破和重要成果。
國內學者也做了
大量工作，但主要為石油污染土壤和地下水的生物修復研究
[38]
，對海洋石油污染的生物修
復研究相對較少，
而且研究工作也大多停留在實驗室模擬實驗的水平上。
閆毓霞利用土著微
生物對勝利油田含油污泥進行修復實驗；黃廷林等
[40]
對黃土地區石油污染土壤進行了室內
模擬生物修復研究。
石油降解菌在實際應用中存在著很多問題，集中表現在投加高效石油降解菌來處理污
染時：投加菌面臨與土著微生物的競爭作用；投加菌需要適應新的生長環境；
投加菌要經
受環境污染物的毒性影響。這些壓力使接種的外源微生物的存活率很低或者活性較弱
,
限制
了它的實際應用。
7
展望
石油降解菌降解石油烴類污染物具有物理、化學方法所不具備的優點，它高效、經濟、
安全、
無二次污染，
在機械裝置無法清除的薄油層而且化學葯劑被限制使用時，
生物法處理
溢油的優越性便更加顯著，
具有廣闊的研究及應用前景。
目前國內外對石油降解菌的研究呈
現出一定特點：
(1)
對一般性降解菌研究多，對極端環境下的石油降解微生物研究少，尤其是對低溫、
耐鹽的石油降解菌。中國北方的大部分濕地，鹽鹼程度比較高，常年氣溫（尤其冬季）氣溫
較低，
而無論是來源海上還是來源於石油化工的污染都比較嚴重。
在這種條件下的石油降解
菌研究具有很廣闊的前景。
(2)
對石油降解菌的研究多而應用少。
對石油降解菌的所有研究到最終肯定要歸結到實
際應用中去，
目前國內很多學者都對石油降解菌的單純研究感興趣，
同時出現了大量的重復
研究。國外已有成功應用先例，證明石油降解菌可以用來修復實際污染，國內仍止步不前，
難於踏出實際應用的第一步。
隨著大量學者的不斷研究，對石油降解菌的認識肯定會不斷深化，其應用也會逐漸成熟
Ⅸ 國外老油田靠哪些前沿技術提高採收率
當前，我國石油產量的70%仍來自老油田，前十大油氣田中有7個是已經開采30年以上的。老油田總體進入高采出程度、高含水的「雙高」階段，高含水油田的開發將成為石油行業面臨的重大挑戰。此前，中國石油經濟技術研究院發布的《2014國外石油科技發展報告》指出，不僅在我國，未來一段時間，老油田仍將是全球石油供給的主力，全球老油田剩餘油挖潛壓力巨大。如何提升油田的採收率，讓「老樹生新芽」成為各國石油科技重點攻關課題。
提高老油田採收率符合現實需要
目前，全球平均原油採收率35%，全球常規天然氣平均採收率70%。老油田剩餘儲量依然相當可觀，油挖潛空間巨大，仍將是未來全球石油供給的主力。因此不斷探索新技術、使老油田價值最大化是符合現實需要的選擇。如果全球採收率提高1％，就會增加可采儲量50多億噸，相當於全球兩年的石油消費量。
老油田開發主要面臨五大問題：一是資源接替跟進遲緩，新增儲量動用難度大；二是含水率持續升高，地下油水關系復雜；三是套損嚴重，基礎設施老化；四是單井產量低，投資、產量、成本之間的矛盾加大；五是污染物處理未完全達標，環境保護問題突出。主要解決方案是通過找准剩餘油，優化油藏管理，來提高單井產量，提高採收率，最終達到優化成本，延長油田經濟壽命的目的 目前，全球石油企業正在積極行動，為達到更高的採收率目標而努力。
挪威國家石油公司2014年專門成立EOR（Enhanced Oil Recovery，提高原油採收率）業務部門，以期將海上原油採收率提高至60%。
馬來西亞2012年啟動了世界上最大的EOR項目，該項目用於Baram Delta油田和North Sabah油田，使這兩個油田的石油採收率提高到50%左右，開采期延長到2040年。
俄羅斯實施了老油田稅優惠政策，規定采出程度越高，優惠幅度越大；對難採石油儲量實行開采稅級差徵收辦法，對亞馬爾-涅涅茨自治區內的老油田免徵自然資源開采稅。
老油田提高採收率技術與發展方向
目前，提高油田採收率需要在二次採油和三次採油上下功夫，主要方法有水驅、保持底層壓力、熱采、氣驅、化學驅和其他方法（如微生物驅）等等。 根據中國石油經濟技術研究院對1980年到2012年全球各類提高油田採收率項目數量的統計，熱采技術始終保持歷年項目數第一，成為提高採收率的第一大技術手段。
近年來，二氧化碳驅項目數逐年增多，成為繼熱采之後的第二大提高採收率技術，化學驅及非二氧化碳氣驅項目數逐漸減少，熱采項目數保持平穩。
目前，老油田勘探開發關鍵技術系列包括剩餘油描述、改善水驅、新一代EOR技術等3類。
1.剩餘油描述 剩餘油描述就是運用新技術找准剩餘油，更清晰地描述剩餘油的位置及地層的狀況，這是進行油藏管理、提高油田採收率的基礎。剩餘油藏精細描述成為這類技術未來的發展方向。具體來說，就是隨著油藏開采難度的加深和生產動態資料的增加，進行精細地質特徵研究和剩餘油分布描述，並完善儲層的地質模型，量化剩餘油分布。需要物探、地質、油藏、測井多學科協作。這類新興技術主要包括四維地震技術、光纖檢測和納米機器人。
（1）四維地震技術四維地震就是通過重復觀測，研究地層中流體的變化特點。其技術優勢在於可用於油田開發的全周期：開發初期，保護油田基本生產力；中期能保證高經濟效益的油田管理和資源的有效開發；後期，延長油田開發期，提高最終採收率。
（2）永久性光纖井下動態監測技術光纖感測器油藏監測是在石油開采過程中，利用光纖感測器對井下多相流、溫度、壓力、流體持率等參數進行測試，了解油井的產液及注水井的注水情況。對這些信息的動態檢測為更好的油藏管理提供了條件：有利於優化油井的產量和壽命、優化注入式油井；故障診斷、監視智能完井；監控蒸汽流和SAG-D的效率、實時監控確認井下作業的效率；改善油藏的激勵和補救措施，如在壓裂處理中，實時觀察壓裂裂縫高度增長
（3）油藏納米機器人納米機器人是一種納米感測器，可通過注入水進入油藏。在地下「旅行」期間，可以分析油藏的壓力、溫度和流體類型，將信息存儲在存儲器中，由生產井隨原油產出並回收。在實際應用中，它們可以輔助圈定油藏范圍、繪制裂縫和斷層圖形、識別和確定高滲透率通道；尋找油田中被遺漏的油氣、優化井位、設計和生成更現實的地質模型；將化學品送入油藏深處提高油氣產量；了解井間基質、裂縫和流體性質以及油氣生產變化；可以通過直接與油藏接觸完成的，對剩餘油發現和開采具有重要作用。值得一提的是，沙特阿美石油公司於2007年提出了納米機器人的概念，2008年進行了可行性測試，2010年進行了現場測試，技術已日臻成熟。此外，有全球多家知名油氣企業組成的先進能源財團（AEC）也一直致力於利用納米技術勘探與生產油氣，研發地下微感測器和納米感測器，在三維空間表徵油藏及其所含流體，以更好地表徵油藏，有效開發油氣資源。2.改善水驅改善水驅主要是從兩個方向來提高水驅的效果。一方面要研究井下油水分離和智能井分層注水等提高井下工藝和注水工藝的方法；另一方面是要改變注入水的水質，通過調整注入水的離子組成和礦化度，改變油藏岩石表面潤濕性，從而提高原油採收率。主要方法有低礦化度水驅、智能水驅和智能流體驅，特點在於可以利用現有的水驅設備，以最少的投入獲取更高的採收率。目前，BP、沙特阿美、殼牌等公司已對低礦化度水驅和智能水驅技術進行了現場試驗，效果良好。室內實驗提高採收率約40%；單井試驗提高採收率6-12%；礦場試驗增油效果明顯，油井產水率降低。目前，該領域比較有代表性的技術有：（1）LoSal低礦化度水驅技術，可將採收率提高多達10%。BP公司從2005年開始，在阿拉斯加油田通過一套改良的液壓裝置，將低礦化度水注入地層，增油效果明顯，產水率從92%下降到87%。（2）SmartWater智能水驅技術。智能水驅現場試驗的生產設備在沙特Ghawar、Kindom等碳酸鹽岩油藏進行了單井試驗。首次在Kindom現場試驗時，井周圍的殘余油飽和度下降7%。目前，正在開展多井智能水驅的現場試驗，研究智能水驅對全油藏最終採收率的影響，預計提高採收率8%-10%。
3.新一代EOR技術這類技術主要包括氣驅和微生物採油技術。
（1）氣驅提高採收率技術在氣驅技術中二氧化碳（CO2）驅油佔主體，2012年統計，世界上有100多個CO2驅油項目在實施中，其中約90%的CO2驅油項目集中在美國。CO2驅油已成為美國第一大提高石油採收率技術，年產油量達1500萬噸，年注入CO2量3000萬噸。「新一代」CO2-EOR技術是通過增大CO2注入量、優化井的設計和布局、添加聚合物或其他增粘劑、加入降低最小混相壓力添加劑來消除粘性指進和非混相驅的問題，進而降低油藏孔隙中水驅之後的殘余油飽和度，使殘余油重新流動起來，在殘余油區具有較好的應用前景。殘余油區（ROZ)是指在一次、二次採油中沒有經濟產油量的部分含油層段，其通常位於常規油田主產層下面或常規油田之間早期的水體運移通道，儲量極為豐富，達到了1400億桶。ROZ的開發預計能提高美國原油可采儲量30%-50%。目前ROZ的主要開發方式是混相CO2-EOR，隨著改進的「新一代」CO2-EOR技術應用，ROZ產量明顯提高，但由於缺乏充足的廉價CO2供應，將阻礙產量達到更高水平。截止2012年，美國Permian Basin已實施了11個ROZ項目，日產油量超過1.3萬桶。將來計劃實施的ROZ項目有6個，新項目的時間取決於CO2供應的有效性。
（2）微生物採油技術
生物酶驅油技術原理：將經過特殊配製後的生物酶制劑注入到地層，使岩石的潤濕性由油濕改為水濕，降低礦物顆粒與油相的界面張力，並減小流體通過孔喉的流動阻力，起到增油效果。緬甸的曼恩油田是1970年投產老油田，使用酶之後含水率大幅下降，產油量比較穩定。
AERO（活化環境採油）技術原理：通過生產營養物優化水質使微生物快速繁殖，活化的微生物可利用原油作為碳來源，充作表面活性劑來降低油水界面張力，油被釋放到水流中；微生物繁殖堵塞大的水流通道，迫使水選擇其他的流動路徑，驅動更多的滯留原油。一旦激活AERO系統，這個程序就會不斷重復，直到采出全部殘余油。這個系統可回收地層中高達20％的難采原油，可以將該區原油的產量提高9%-12%。利用現有的生產設備和基礎設施，不需要鑽探新井。
微生物採油技術的應用：在美國微生物驅油技術被視為潛力最大的驅油技術，據統計，美國國內可用於微生物採油法的儲量高達6490億桶，占其總儲量的58%。近20年來，美國能源部共支持了47個微生物採油研究項目，其中有8個項目正在進行之中。微生物驅油技術正在進行廣泛的現場試驗，其研究結果表明，在注水開發後期的油藏實施微生物驅油技術可提高採收率16%。
俄羅斯主要開展了內源微生物驅油技術研究，也進入較大規模的工業化應用，在羅馬什金、巴什克斯坦和韃靼等老油田取得60萬噸的增油量，並延長了油藏的開發壽命。
挪威國家石油公司（Statoil）在北海油區Norne油田開展了一次世界上規模最大的微生物驅油技術試驗，取得巨大的成功，預計可增產原油3000萬桶。Statoil還將微生物提高採收率技術作為其今後研究主要方向。