Ⅰ 调剖、注聚提高采收率技术
目前投入开发的海洋油田，其整体渗透率高，非均质性较强，油藏温度和原油黏度都比较适合以增加驱替相黏度、控制流度为主要机理的化学驱或复合化学驱技术。而目前国内外的聚合物驱或复合化学驱提高采收率技术已经有了新的发展和重大突破，在可以预见的几年之内就可能达到满足海洋油田采油需要的水平。因此，在注水开发中期或早期，采用三次采油技术，配合相应的先进工艺技术和生产设备，可以实现真正意义上的强化采油目的，使最终采收率比ODP的要求有可能再提高10%～20%。这也相当于找到了新的石油储量，为海洋石油提高产量、增加石油储备做出技术上的支持。成为新模式的技术和物质基础。
一、油藏精细描述及剩余油识别技术
从油田开发角度看，油田进入开发的中后期，油藏描述的主要任务是如何更精细、准确、定量地刻画出微小断层、微构造的分布，建立精细的三维预测模型，进而揭示剩余油的空间分布规律。这是搞好油田调整、提高采收率的前提和关键。
埕北油田1985年正式投入开发，1993年已进入高含水开采阶段。为了挖掘油层储量潜力，改善油田开发效果，提高采收率，1998年开展了油藏精细描述，对油层流动单元及剩余油分布状况进行了研究。特别是通过高黏度油田油水运动特点的分析，认识到埕北油田剩余油主要分布在上部油层（3～4单元）和渗透较低的区域，下部油层水淹严重，剩余油相对较少。
为油田实施调整、挖潜、提高可采储量和采收率指明方向。
惠州油田群利用三维可视化技术对主力油层进行精细描述，弄清K22砂体平面上分成K22-102、K22-103、K22-106三个并不连通的砂体。查明了已开发的K22-106含油砂体剩余油分布规律，以及未动用的K22-102、K22-103含油砂体的有利部位。因此K22-106含油砂体的储量翻了两番，同时也落实了K22-102、K22-103含油砂体的储量，为惠州油田群调整提供可靠的储量依据。新侧钻的惠州26-1-7B井，1999年11月投产，初期日产油量1432m3，至2001年9月日产油量仍达1060m3，这期间累积产油81.8×104m3，取得良好的经济效益。
二、新型聚合物驱提高采收率技术
渤海稠油油田的水驱采收率只有18.25%，从油田本身的渗透性、地下原油黏度、目前聚合物驱技术的发展状况等方面来综合分析，在渤海油田实施聚合物驱可以将原油的采收率提高10%～15%。然而与陆上油田相比，适合渤海油田聚合物驱的聚合物应该具备的主要条件如下：①聚合物溶液只能采用具有高矿化度的海水配制，同时，由于环保要求，其产出污水不能直接排放，必须回注，因此要求聚合物具有很好的耐盐性；②由于海上操作空间的限制，要求聚合物具有很好的溶解性；③海上油田注聚成本高，同时因为渤海油田的地下原油黏度高，为了实现流度控制，必然要求聚合物溶液在经济允许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，以适应恶劣油藏条件下的驱油用聚合物——新型疏水缔合水溶性聚合物NAPs已经研制成功。为了分析该聚合物是否满足渤海油田聚合物驱应该具备的条件和在平台的有效使用期限内进一步提高渤海绥中油田的整体开发效果、最终采收率，同时为将来海上油田产出液的处理提供理想的技术方法和手段，最终为渤海油田大规模推广应用缔合聚合物驱提供可靠的技术、经济依据，拟定在渤海绥中油田J3井区开展缔合聚合物驱先导性矿场试验。因此，在J3井区实际油层条件下，开展了缔合聚合物驱提高采收率的室内评价、方案优化设计以及数值模拟效果预测研究。
（一）新型聚合物性能评价
新型聚合物从分子设计观念入手，在分子链上引入特殊功能的基团，通过该基团的静电、氢键、疏水或范德华力缔合形成巨大的超分子结构，通过改变分子主链结构、有效链长、缔合基种类及链长、缔合基比例及分布等可控因素，开发出能用海水或污水配制、迅速溶解分散的固相聚合物。由于其分子结构的特殊性，该聚合物具有理想的抗盐、抗温和抗剪切性。因此，缔合聚合物是目前世界石油业，特别是三次采油领域聚合物未来发展的趋势和方向。
针对西南石油学院开发、研制的耐温耐盐疏水缔合聚合物，在渤海绥中油田J3井区实际层温度（65℃）、地层水（1000～60000mg/L）条件下进行了室内评价。
1．抗盐性
（1）矿化度对黏度的影响
针对海上注聚的特殊性，即聚合物溶液只能采用高矿化度海水配制和环保要求，实施聚合物驱所用聚合物必须具有很好的耐盐性，因此，研究和评价缔合聚合物在不同矿化度条件下溶液的黏度，对于确定其实际应用的可行性具有十分重要的意义。由图10-17可以看出，矿化度对缔合聚合物溶液黏度的影响不十分明显，说明缔合聚合物适应的矿化度范围非常大。
（2)Fe3＋对黏度的影响
由于非常低的Fe3＋离子含量（1～51g/L）会大幅度降低普通部分水解聚丙烯酰胺溶液的黏度，因此有必要评价Fe3＋离子对缔合聚合物溶液表观黏度的影响，结果见图10-18。
图10-17矿化度对缔合聚合物溶液黏度的影响
图10-18Fe3+离子含量对缔合聚合物溶液表观黏度的影响
结果表明，在实验范围内，随着Fe3＋离子浓度的增加，缔合聚合物溶液的表观黏度略有下降，但幅度非常小。这对于缔合聚合物驱在油田上的实际应用具有十分重要的意义，避免了当前普通部分水解聚丙烯酰胺聚合物驱油方法，在配制和输送过程中必须对搅拌器、熟化罐、储罐和管线进行特殊处理或特殊包装的工艺技术，可以大幅度降低聚合物驱配注工艺技术上的高额附加费。
2．溶解性
为了适应海上聚合物驱的实际条件以及未来大规模推广应用的需要，按照以下两种思路进行了缔合聚合物室内溶解性实验：①用产出的热污水（35～40℃）配制聚合物母液，然后用污水和/或海水稀释至目标浓度注入；②用海水直接溶解聚合物配制母液，用海水和/或产出污水稀释母液至目标浓度。
表10-14的结果表明，在以上两种条件下，在30～45℃的温度范围内，缔合聚合物在污水中的溶解时间小于2h，基本可以满足油田现场应用的实际需要和条件。
表10-14温度对缔合聚合物在污水和海水中溶解速度的影响
三、深度调剖技术
深度调剖技术目前主要采用化学方法，另外微生物驱技术目前也在探索中。油田化学堵水和深度调剖方法我国已有很多成熟技术，如TP-910近井堵水技术、阴阳离子堵水技术、可动凝胶调堵技术、胶态分散体系调堵技术、SMD（粘土胶）堵水技术等。海上油田深度调剖关键问题是如何研制出对复杂地层条件下适用性强的预交联速溶型固体深度调剖剂，通过注水方式形成段塞状注入，达到深度调驱的目的。
为此目的确定的项目研究课题有：①针对油藏岩石的组成结构和性质、地层水质、油藏流体的组成和性质、注入流体的窜流现象，研究注入流体的波及效率的影响因素，研制和筛选出深度调剖剂。②研究注入流体驱替过程中压力分布的变化、原油饱和度分布的变化，调整面积波及和垂向波及效率、减少残余油，增加可采储量的最佳时机。③完善有针对性的深度调剖技术体系。④深度调剖数值模拟研究。
Ⅱ 为什么说三次采油提高采收率前景一片光明
聚合物驱油 聚合物驱油属于三次采油技术，它的主要机理是扩大水驱的波及体积，通过注水井注入0.4～0.6倍孔隙体积的聚合物段塞，从而提高了水的黏度，减少水驱油过程水的指进的不利影响，提高驱油效率。大庆油田已经成为我国最大的实施聚合物驱油基地，1996年开始了聚合物驱大面积推广应用，喇嘛甸、萨尔图、杏树岗三个老区地质储量占大庆油田总储量92.7%，年产油量占大庆油田年总产油量88.26%。其产量构成可分为两部分：聚合物驱产油820万吨，占17.05%；水驱采油量3990万吨，占82.95%。根据萨尔图的中区西部注聚合物现场试验，聚合物驱比水驱采收率提高7.5%～12%，平均每吨聚合物增产油209吨。注聚合物初期，注入压力普遍上升比较快，当近井地带油层对聚合物吸附滞留达到平衡后，注入压力趋于稳定，当转入后续注水后，注入压力开始下降，注入压力上升幅度随注采井距和注入强度增大而增加，反映出注聚合物驱应有合理的注采井距和油层要有一定的渗透率。聚合物驱油见效后，含水大幅度下降，产油量上升。在中区西部现场注聚合物前后钻了两口相距30米的密闭取心井，岩心资料表明，萨Ⅱ1-3层水洗厚度增加了50%，葡Ⅰ1-4层水洗厚度增加了48%。目前大庆、大港、胜利等几个注聚合物试验区的筛选条件基本是埋藏深度小于2000米、渗透
微生物周期驱结果分析中国许多油田如吉林、大庆、中原、华北、青海和辽河等都进行过微生物采油现场试验，目前还主要是限于一些单井吞吐试验，但都得到明显的效果。大庆油田试验的几个菌株的降黏率都达到28%～34%，室内实验采收率可以达8%～11.57%。辽河油田在齐108断块的中质稠油油藏中分离出的多种微生物进行驯化培养和生理活性研究，筛选出适合齐108块稠油油藏的菌种，对8口井进行了2～3轮次吞吐试验，效果良好，投入产出比大于1∶3。微生物采油当前主要的问题还是要进一步加强基础研究，筛选出适合于不同油藏的菌种；掌握注入油藏中菌种的生存能力；菌种和其代谢物对油的作用；掌握微生物的分布、迁移和控制。高度重视环境保护和安全，需要油藏工程师、微生物学家、遗传学家、化学工程师、环境工程师、经济工程师多方合作，对微生物采油提高采收率做出定量和经济最优化的设计。
Ⅲ 石油可采储量增长潜力
（一）提高采收率技术在不同勘探开发阶段中的作用
在常规油田开发中后期，低渗透油田开发早中期，特低渗透、超低渗透油田开发早期、初期，提高采收率技术手段开始应用和推广，使油田采收率逐步提高，增加可采储量。可采储量随着开发技术进步不断增加。
一般而言，在油气资源的勘探开发过程中，可采储量的增长可划分为三个阶段：在勘探的早期，可采储量的增长主要来自于新区勘探所获得的储量，油气开采依靠地层的自然能量，除非在某些储层条件较差的地区，如鄂尔多斯盆地，开发的初期就需要采取压裂注水等增产措施；在勘探的中期，可采储量的增长既来自于新发现的储量，又来自于提高采收率技术的应用，且后者的比例随着勘探程度的增加而不断提高；在勘探的后期，新发现储量大幅度减少，可采储量的增长主要来自于老油田的扩边、三次采用技术的应用和提高采收率所增加的储量。
（二）提高采收率技术的实际应用
1.油藏精细描述挖掘剩余油、提高采收率
胜利油田对于整装构造油藏，通过细分韵律层，完善韵律层注采井网；利用水平井技术挖掘正韵律厚油层顶部剩余油；优化小油砂体注采方式。预计钻加密调整井335口，覆盖地质储量1.7534×108t，可增加可采储量385×104t，提高采收率2.2%。
对于高渗透断块油藏，通过细分开发层系、挖掘层间剩余油；完善复杂小断块注采井网，实现有效注水开发；利用水平井挖掘边底水、薄油层油藏的潜力。预计钻加密调整井1285口，覆盖地质储量7.09×108t，可增加可采储量1500×104t，提高采收率2.1%。
对于中低渗透油藏，通过开展低渗透油藏渗流机理研究，优化合理注采井距，确定优化压裂参数，改善低渗透油藏的开发效果预计通过整体加密、完善注采井网等措施，覆盖地质储量2.5×108t，可增加可采储量650×104t。
2.稠油热采新技术提高采收率
辽河油田曙一区超稠油探明地质储量近2×108t，目前已建成近300×104t的原油生产规模，2006年预计年产原油275×104t，占辽河原油年产量的近1/4，平均单井吞吐已达到9.2个周期，产量递减严重，已处于蒸汽吞吐开采的后期。2005年启动了SA G D技术开采曙一区超稠油的先导试验项目。到2006年12月23日，曙一区杜84块馆平11、12井组正式转入SAG D技术生产已超过300天。此期间原油产量稳定，日产原油达到120t，预计到年底可累计生产原油10×104t以上，标志着SA G D 先导试验在辽河油田初步获得成功。
辽河油田已经开发的区块中，可运用SAGD 技术进行开发的资源总量达1×108t，应用深度已达1500m,SAG D规模化实施后，预计可增加可采储量3250×104t，将这些区块的采收率由以前的23%提升到50%左右。
辽河油田规划2007～2008年转SAG D 开发的有101个井组，实现曙一区超稠油馆陶油层、兴I组、兴VI组SAGD整体开发，建成200×104t原油生产规模，并稳产3年，在年产150×104t以上的规模稳产7年，提高采收率30%。到2010年，SAGD的原油产量将达到190×104t，与蒸汽吞吐对比，增加原油产量112×104t，对辽河油田稳产1 200×104t的生产规模的贡献率近10%。通过规模实施和试验，如果达到预期效果，辽河油田SAGD井组将达到260个到300个，SAGD在辽河稠油开发上具有广阔的应用前景。
3.三次采油技术提高采收率
截至2006年9月25日，大庆油田依靠自主创新，采用世界领先的聚合物驱三次采油技术累计产油突破1×108t，成为世界最大的三次采油技术研发、生产基地。
大庆油田从20世纪60年代开始研发三次采油技术，至今已有40年历史。1972年，三次采油技术第一次走出实验室被应用到生产实践中，取得了良好的技术经济效果，提高采收率5.1个百分点，注入每吨聚合物增产原油153t。1996年，三次采油技术首次在萨尔图油田实现了工业化生产，自此，以聚合物驱油为主导的三次采油技术应用规模逐年加大。
到2006年8月，大庆油田已投入聚合物驱工业化区块35个，面积达到314.41km2。动用地质储量5.2×108t，总井数5 700多口。三次采油技术连续5年产油量超过1 000×104t,2006年三次采油年产量达到1 215×104t，占大庆油田年原油总产量的27%，工业化区块提高采收率12个百分点，达到50%以上，相当于找到了一个储量上亿吨的新油田。并可少注水5×108m3，少产水30×108m3。
此外，三元复合驱油技术已从室内研究、先导试验发展到工业化试验，能比水驱提高采收率20个百分点以上。泡沫复合驱是继聚合物驱和三元复合驱之后提高采收率研究取得的最新进展。室内和矿场试验结果表明，该技术能比水驱提高采收率30个百分点左右。
4.低渗透率油气藏提高采收率
我国油气新增储量中低渗储量比例逐年提高，其中，中石油当年探明低渗储量占探明总储量的比例已上升到近70%，低渗油气藏的有效开发对油气产量的影响日益重要。
鄂尔多斯盆地的长庆油田，属于国内典型的低渗透、特低渗透油田。长庆油田采取地层压裂、酸化及油层注水和储层改造等技术，根据不同区块采取特色开发模式，使低渗透油气田得到了高效开发。先后将低渗储层极限推至10m D，进而1m D，目前工业性开发0.5m D 超低渗油藏，并正在开展0.3m D 超低渗油藏开发试验研究。低渗透油气田的开发使原来一大批难动用储量获得了解放，油气产量快速增长。随着原油产量连续6年以百万吨的速度增长，截至2006年底，长庆油田原油产量达1 100×104t，成为又一个千万吨级大油田。
苏里格气田位于内蒙古境内的毛乌素沙漠，探明储量5 336×108m3，为目前我国储量规模最大的整装气田。该气田属于非均质性极强的致密岩性气田，呈现出典型的“低渗、低压、低丰度、低产”特征，经济有效开发的难度非常大。经过长达5年的前期攻关试验，长庆油田公司创新集成了12项经济有效开发特低渗气田的配套技术，使苏里格气田规模有效开发取得了突破性进展。
2006年11月22日，苏里格气田天然气处理厂竣工投运，当年建成的15×108m3产能、30×108m3骨架工程全部并网生产，实现了向京、津地区及周边城市供气。12月28日，苏里格气田外输天然气达到304×104m3，标志着这个当年建设、当年投产的气田具备了年产10×108m3的能力。
（三）采收率的动态性
从一次采油到二次采油、三次采油，石油采收率逐步增加；随着提高采收率技术的不断进步，石油采收率还在不断提高。石油采收率具有随着采油阶段的变化和采油技术的提高不断提高的特点。
根据2005年全国油气矿产储量通报，2005年全国石油新增地质储量9.54×108t，新增探明可采储量1.71×108t，标定的采收率不到18%，而同期我国石油水驱采收率的平均值超过24%，标定的采收率偏低，我国目前个别盆地的标定石油可采储量保守，已经出现石油储采比接近1甚至小于1的情况，如珠江口盆地。随着技术进步，现有的地质储量中还有相当一部分可转化为可采储量。如果可采储量的标定还一成不变，会使可采储量与实际值的偏差越来越大。
（四）本轮资源评价的可采系数取值与目前采收率相当
新一轮全国油气资源评价的石油可采系数平均值为27.72%，与目前石油采收率27.11%相当，其中10个重点盆地的石油可采系数为28.70%，其他盆地的石油可采系数为24.16%。
其中，低品位资源，包括低渗碎屑岩、低渗碳酸盐岩和重（稠）油，其可采系数取值范围为10%～16%，比常规油资源的可采系数低5%～20%。低勘探程度的中小盆地，可采系数一般取相应评价单元类型可采系数标准的最低值。青藏地区诸盆地，可采系数也取相应评价单元类型可采系数标准的最低值。海域油气资源技术可采系数取值也适当偏小。总体上，本轮资源评价石油可采系数取值可靠，对可采资源量的评价留有一定余地。
（五）进一步提高采收率潜力
提高采收率技术大体可分为两类。其一为注水提高采收率技术（IO R），包括注采井网调整提高采收率技术和注采结构调整提高采收率技术，IO R 以水驱技术为基础，其挖掘对象主要为未被水波及到的、大尺度的原油富集地带的剩余油；其二为三次采油提高采收率技术（EOR）,EOR 通过改变驱替机理来提高采收率，其挖掘对象以水驱后高度分散的小尺度剩余油为主。
目前，我国石油的平均采收率为27.11%，其中：鄂尔多斯盆地石油的平均采收率为17.87%，渤海湾盆地为23.72%，松辽盆地为38.38%，塔里木盆地为20.1%。根据中国石油和中国石化的《中国陆上已开发油田提高采收率第二次潜力评价及发展战略研究》（2000）研究成果：通过各种提高采收率方法技术，鄂尔多斯盆地石油采收率可以提高10.1%，达到27.97%；渤海湾盆地提高12.84%，达到36.56%；松辽盆地提高16.48%，达到54.86%；塔里木盆地也可提高10%，达到30.1%。在提高采收率技术条件下，按平均采收率提高10%，全国石油的平均采收率可达到37.33%（表5-21）。
表5-21 石油可采系数与采收率对比表
Ⅳ 如何提高油藏寿命与三次采油
由于地下油气藏纵向与横向的严重非均质性，世界上已开发的油气田平均最终采收率只有1/3，尚有2/3的油气资源仍留在油气藏中，无法经济合理地开采出来。注水开发过程中由于油层的非均质性，注入的水非常不听话，总是沿着阻力最小的途径，即高渗透层和横向同一层位的高渗透带，大量窜入采油井，而原油则躲藏在阻力相对较大的区域中不能被驱替出来，也就是波及不到那些渗透率较小的层段。这里有一个波及系数的概念。所谓波及系数，是指注入剂波及到的油层容积占整个油层容积的比值。是不是注入剂波及到的地方油就都被采出来了呢？事实上仍有一部分原油被注入水冲洗后依旧会依依不舍地吸附在岩石表面，只靠清水是无法把这部分原油洗脱下来的，因而存在一个洗油效率问题。所谓洗油效率，是指注入剂波及到的地方所采出的油量与这个地方的储量之比。根据波及系数和洗油效率的意义，显然可以看出：
采收率=波及系数×洗油效率
因此要提高采收率，有两个途径：一是提高波及系数，主要办法是减少注入剂和原油的粘度差；二是提高洗油效率，主要的方法是改变岩石和地下流体的界面性质。
总的来说，我们要采用化学或其他方法来改变原油的粘度、吸附性、界面性质等物理化学性质，把油层里那些不连续的、残留的、粘度很大而难以开采的原油开采出来，这个时期的采油方式称为“三次采油”或“强化采油”。这里介绍几种“三次采油”方法。
（1）火烧油层。利用地下原油中重质成分和油焦作燃料，用点火器把火井周围的油层点燃后，注入空气助燃，形成移动热源，降低稠油粘度，使之流向生产井井底被采出，这种方法称为火烧油层。20世纪60年代，在克拉玛依黑油山油田试验，取得一定的成效。进入新世纪，作为中国石油2009年重大开发试验的新疆油田火驱项目，在克拉玛依红浅1井区通电点火成功，并于2009年12月19日举行了投产仪式。这项能耗最小、温室气体排放最少、开发效果最佳的稠油开采工艺的成功投产，可使原油采收率在原有基础上提高20%。对于占全国稠油储量二分之一的克拉玛依宝贵稠油资源，意味着增加了近6000万吨的开采储量。
（2）注蒸汽驱油。将高温高压蒸汽注入稠油油层，提高油层的压力和温度，降低原油粘度，增加原油流动性。注入的蒸汽接着以热水驱的形式，将原油推向采油井采出。
以上两种方法都是利用热量将稠油加热从而降低了稠油的粘度，提高采收率。
（3）注稠化水驱油。将高分子聚合物如部分水解聚丙烯酰胺、聚乙烯醇等作稠化剂，加入水中，使水的粘度变大，形成稠化水，进行驱油。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数，从而提高了采收率。
（4）泡沫驱油。向油层注入表面活性剂水溶液和气体，发泡形成泡沫。因为泡沫的粘度要大于水，所以降低了油和水流动性能的差别，同样提高了波及系数，使注入水均匀推进，扩大注入水在油层内的有效作用范围，达到提高原油最终采收率的目的。
以上两种方法是通过减少注入剂与原油的粘度差，提高波及系数，从而提高采收率。
（5）二氧化碳（CO2）驱油。CO2在高压下易溶于油和水，大大降低了油和水之间的界面张力；CO2溶解到原油中则原油粘度下降，体职膨胀，有利于驱动原油。
（6）注活性水驱油。溶有表面活性剂的水称为活性水。表面活性剂主要是指加入很少量就可以大大降低表面张力的一类物质。如我们生活中常见的洗衣粉、肥皂、洗发水，它们的有效成分都是表面活性剂。活性水为什么比普通的注入水采收率高呢？主要因为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来后与活性水形成不透明的水包油型乳状液，原油想再回到岩石表面就不那么容易了。生活中可以看到，当我们将几滴洗洁精滴入飘着油的水碗中，就会发现清水会变成乳白色，这就是乳化过程。
（7）注碱性水驱油。碱性水是指溶有碱性物质如氢氧化钠的水。因为碱性水注入地下后会与石油中的酸性成分发生反应，在地下合成活性较强的羧酸钠皂类表面活性剂（类似肥皂的成分），因此提高采收率的原理和注入活性水的相同。
（8）浓硫酸驱油。浓硫酸与原油反应，生成表面活性物质，降低了油水界面张力，同时硫酸与地层水作用产生很大热量，降低了原油粘度，并能与油层岩石中的碳酸盐作用，改善油层岩石渗透性，达到提高原油最终采收率的目的。
（9）三元复合驱油。针对克拉玛依原油中酸值较高的特点，提出了由碱（A）加表面活性剂（S）加聚合物（P）的ASP三元复合驱油的设想。其基本原理在于降低驱替剂与原油之间的界面张力和油与水的流动性能差别，从提高波及系数和洗油效率两方面着手，提高水驱油的效率。
以上几种方法都是利用了表面活性剂的活性作用提高原油采收率。
（10）微生物采油。将厌氧食蜡微生物菌种溶液注入油层，使微生物吞吃原油中所含的蜡，使原油粘度下降20%～40%。同时微生物排泄物又能有效降低油水界面张力，从而获得良好的驱油效果。
石油作为不可再生的战略资源，目前最终采收率仅有30%～40%，所以不断加强三次采油方法的研究，努力提高原油最终采收率，是全世界石油工作者所追求的长远目标。
Ⅳ 如何提高石油采油率
首先做好油井新投准备，选好抽油设备，做好（防沙、固沙、注汽等）准备。再就是选好作业队。
Ⅵ 石油如何开发与利用
你好。
这个问题可是个大问题，不是一两句话就能说明白的。所谓开发，是指把地下的石油开采到地面上来。一般要经过勘探（找油藏）——钻探（打井验证）——布井（打采油井）——采油（把地下原油开采到地面上来）。
石油采到地面上来以后，要经过脱水、脱气等程序得到纯净的原油，然后由炼油厂炼出各种成品油和其它石油产品。石油开发与利用要讲究科学，能充分利用地下资源，并不能污染环境。
Ⅶ 国内外提高采收率技术现状与展望
一、国外提高采收率技术应用现状
提高石油采收率的方法包括向油层注入水、气，给油层补充能量的二次采油和用化学的物质来改善油、气、水及岩石相互之间的性能，开采出更多石油的三次采油，主要有注表面活性剂、注聚合物稠化水、注碱水驱、注CO2驱、注碱加聚合物驱、注惰性气体驱、注烃类混相驱、火烧油层、注蒸汽驱和微生物驱等。
据美国《油气杂志》（Oil＆Gas）（2004年4月）资料，目前世界范围内已进行工业化推广或已进行矿场试验的提高采收率（EOR）技术包括蒸汽驱、火烧油层、二氧化碳驱、烃类气驱及聚合物等化学驱。世界范围通过EOR工程采出的油量在20世纪90年代处于高峰期，在1998年初，来自提高采收率和重油项目的石油产量大约为2.3×106bbl/d，比1996年初的2.2×106bbl/d稍有增长，这个数量相当于世界石油产量的3.5%。进入21世纪，EOR工程的数量减少，即使目前高油价也并未刺激EOR工程数量的增加，主要原因：一是试验项目周期长，二是燃料、注入气等成本增加。尽管如此，EOR技术在油气田开发中也将起着举足轻重的作用，特别是在目前勘探费用上涨和勘探难度加大的情况下。
图1-1为2003～2004年世界各国EOR产量，美国的EOR产量最高，达到6.6×105bbl/d，委内瑞拉、加拿大、印度尼西亚与中国为第二梯队，其他国家通过EOR项目获得的产量较少。与别的国家相比，中国是利用化学驱（主要是聚合物驱）获得产量最高的国家，但注气缺乏相应的项目。各产油国的共同特征是热采技术应用广泛，且产量较高。
图1-1 各国EOR产量图（《油气杂志》2004.4）
诸多EOR技术中，蒸汽驱仍是最主要的方法，其次为二氧化碳混相驱，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，氮气驱、聚合物驱与燃烧对产量的贡献相对较少（图1-2）。在统计的世界范围内EOR产量中，热采（包括蒸汽驱和燃烧）产量为1.1×106bbl/d，占总数的64.6%，注气（轻烃、二氧化碳和氮气等）产量为6.0×105bbl/d，占到了34.5%，聚合物驱产量为1.6×104bbl/d，只占总产量的0.9%。
图1-2 世界不同EOR方法产量图（《油气杂志》2004.4）
（一）美国提高采收率技术应用与潜力
美国在1976年、1984年曾两次由美国国家石油委员（NPC）组织几百名专家对美国各油田进行了潜力分析和预测，为美国能源部发展化石能源提供了科学依据。1993年又第三次进行了潜力评价，这次潜力分析共包括了2307个油藏，将有3510×108bbl地质储量原油依靠新的、有效的采油方法才能开采。在这3510×108bbl中可分成两类：一类是由水驱可以驱替，但在常规生产中由于旁通或不与水接触而不能采出的可流动油，约1130×108bbl；另一类是由于粘滞力和毛细管力而捕集在油藏孔隙中不能被水驱替的不可流动油，这部分约有2380×108bbl。可流动油可用改进的二次采油（ASR）方法开采，如钻加密井、调剖、聚合物驱、钻水平井等，主要是尽量扩大扫及效率。这些过程成本比较低，并可快速提高生产水平，仍是提高采收率的主流方法。开采不可流动油则要采用二氧化碳驱、化学驱、热力采油等三次采油方法（EOR），在扩大扫及效率的同时还要提高驱油效率。二氧化碳混相驱在一定的油价下会有一定的发展，而化学驱其中包括复合驱应用的可能性很小，一方面其经济成本太高，必须在高油价下才能使用，另一方面其技术尚未成熟，风险比较大，还需在技术上进一步提高，尽量减少其风险。
（二）前苏联提高采收率技术应用情况
SPE1992年会议上发表的资料显示前苏联在热采、气驱和化学驱三大提高采收率方法中，化学驱所占比例最大，占EOR总量的77%，其次是热采，占17%，气驱只占6%。前苏联提高采收率以化学驱为主。前苏联提高采收率的一个重要特点是尽量采用化工厂的废液，并开发了许多简单易行的增产增注办法，如注粘土胶、纸浆废液和物理场方法采油等。
尽管化学驱的项目远远高于热采，但其累积产量却与热采差不多，说明化学驱的规模还比较小。前苏联和俄罗斯气驱所占比重很小，主要是前苏联缺乏天然二氧化碳气源。
（三）加拿大提高采收率技术应用情况
加拿大以重油开采为主，主要是热采和露天开采沥青砂。对于轻油主要采用注烃混相驱或非混相驱。根据2004年EOR工程统计资料，注烃混相驱或非混相驱项目数量最多，为29项，其次是蒸汽驱12项、火烧油层3项、二氧化碳混相驱2项，氮气驱1项。化学驱主要进行室内研究，没有什么矿场试验。这主要是因为加拿大有丰富的天然气资源，其原油性质又适合混相驱之故。
（四）国外提高采收率发展分析
1.地质特点是选择提高采收率方法的基础
三次采油与二次采油或一次采油的明显不同之处就是前者的适应范围有限。热采中的注蒸汽，它要求油藏比较浅、油层比较厚、原油密度和粘度较高；而注气混相驱则与之恰恰相反，它要求油层比较深，以满足混相压力，油层比较薄，以减少粘性指进和重力超覆，原油密度和粘度小，以易于混相。前二者都要求油藏相对均质，而聚合物驱则对中度和较严重非均质更为有效，粘度要求介于二者之间。美国，特别是二叠盆地，属于海相沉积，原油密度很小，非常适合二氧化碳混相驱，从而注二氧化碳得到很快的发展。
2.材料来源决定提高采收率发展的方向
美国二叠盆地由于有丰富的二氧化碳供应，这些油藏主要发展二氧化碳混相驱或非混相驱。而阿拉斯加由于有丰富的天然气资源，并且在近处又无销路，因此与加拿大相同，主要采用注烃混相驱。俄罗斯有些油田从地质条件看也适合二氧化碳混相驱，但由于无天然二氧化碳来源，因此二氧化碳混相驱并未得到发展。
3.油价决定提高采收率的规模和时机
三次采油是一个投资大、成本高、风险大、见效慢的采油方法，其方法不同，风险程度也不同。因此油价是对三次采油技术发展最为敏感的问题。1976年阿拉伯石油禁运使油价大涨，美国政府极力鼓励三次采油，使三次采油迅速发展，三次采油项目数在1986年达到高峰。从1986年以后油价开始下跌，除因在高油价下已铺好二氧化碳输送管道，前期投资已经花费，使二氧化碳驱还在继续增长外，其他方法都在萎缩。在低油价下，只能进行技术相对成熟、投资较少、风险较小的方法，如聚合物驱、调剖等所谓先进的二次采油方法。复合驱，特别是三元复合驱目前技术还不成熟，风险也比较大，只有在油价高的时候才能采用。
4.地质、油藏工程研究是提高采收率技术成败的关键
尽管在目前低油价下三次采油矿场试验和应用大幅度减少，但美国在地质、油藏工程方面的研究一直持续不断，并且国家给予大量资助。这是人们认识到，一个项目的成功与否，主要取决于油藏描述是否符合实际情况。因此美国一直把油藏描述作为科学研究的重点，并且主要为三次采油服务。三次采油是个极端复杂的采油方法，它需要化学家、地质家、油藏工程师、测井、数值模拟等各方面专家的共同努力才能完成。现在许多矿场试验之所以失败，有许多主要是对地下地质情况认识不清。因此地质、油藏工程、数值模拟以及测井、试井等监测手段的研究非常重要。
（五）国家鼓励政策
国外三次采油发展都离不开国家的鼓励政策，比如美国，为推动二次采油的发展，曾先后执行成本分担、不控制油价、暴利税优惠等鼓励政策，使1986年三次采油矿场试验项目最高达到512项。1986年后，一方面由于油价下跌，另一方面美国政府取消了优惠政策，使得矿场试验项目急剧下降。特别是成本较高的化学驱，由1986年的206项降至1998年的11项。目前美国政府已不再资助矿场试验项目，仅资助室内机理性研究。加拿大也有类似情况，曾在税率上对三次采油给予特殊政策，在一定程度上刺激了三次采油的迅速发展。
二、我国提高采收率技术方法现状与展望
由于三次采油（EOR）主要包括化学采油技术、微生物采油技术以及物理采油技术三大方面，而根据我国石油工业发展的趋势与需要，目前逐步形成了以化学采油为主体，以微生物采油和物理采油研究为两翼的综合性提高采收率的方法。而化学采油包括聚合物驱油技术、三元复合驱油技术等方法，而微生物采油则以微生物驱油技术为主。
（一）我国提高采收率技术方法现状
目前，我国各主力油田已先后进人开发后期，含水率迅速上升，含水率高达80%以上，现有的注水技术已难以满足油田的需要；同时，在未动用和新发现的储量中，低渗透、稠油、深层凝析气藏和挥发性油藏等复杂类型所占的比例较大，如利用现有的注水技术进行开发，提高采收率的难度相当大。根据提高采收率法筛选、潜力分析及发展战略研究结果，我国注水开发油田（其储量和产量均占全国的80%以上）的提高采收率方法主要为化学驱（碱驱、聚合物驱、表面活性剂驱等）方法。该方法覆盖地质储量达60×108t以上，可增加可采储量10×108t，是我国提高采收率研究的主攻方向。
1.注水开发技术
我国油田以陆相沉积储层为主，储层天然能量较小，需要早期注水补充地层能量。我国油田砂岩单层厚度一般在5m以下，砂体展布面积有限。这类油藏天然能量较小，很难出现强天然水驱或气驱。为了获得较高的产量和采收率，普遍采用早期注水开发方式，我国注水开采油田的产量和储量都占总量的85%以上，在主要开发阶段的油田地质储量采油速度，中高渗透油田一般保持在2%以上，甚至高达3%～5%，低渗透油藏可达0.8%～1.2%。
我国原油粘度普遍较高，储层非均质比较严重，需要采取逐步强化注水开采的措施。强化措施一是加密注采井网，提高注采井数比例。二是采用细分层系和分层注水工艺，控制油井层间非均质性带来的不利影响，提高差油层的开采速度。三是提高排液量，不断提高剩余可采储量的采油速度。采取这些措施，我国油田在稳产期，大部分油田的可采储量采出程度可以达到50%～60%。
2.聚合物驱油技术
我国东部地区除了二氧化碳和天然气比较贫乏之外，其油藏主要是河流相沉积，非均质比较严重，并且原油密度和粘度较大，与天然气很难达到混相。聚合物驱油是东部地区提高原油采收率的主导技术，经过较长时间的室内和现场试验，目前已经进入了工业化矿场应用阶段，在大庆、胜利、大港、南阳等大中型油田，均获得了明显增油效果。该技术对处于中、高含水期的油田开发持续稳产，具有决定性意义和指导性作用，在三次采油技术中占有重要地位。
聚合物驱是近年来采用的主要三次采油方法，2002年聚合物驱产量占中油股份公司三次采油产量的93.5%。大庆油田从2001年开始，聚合物驱产量每年均超过了1000×104t；胜利油田已在27个油藏实施了化学驱油，动用储量2.94×108t，年增产原油160×104t。
3.复合驱技术
近十几年来，复合驱（碱/表面活性剂/聚合物的复合）从化学驱中脱颖而出，成为最具应用前景的方法之一。这一方面是由我国的特殊油藏条件及各种技术的适应性所决定的；另一方面则是因为复合驱综合发挥了不同化学剂的协同效应，从而成为大幅度提高石油采收率的重要方法之一。据专家预测，如果化学复合驱得到较大规模的应用，可望在实施地区提高石油采收率5%～10%。
三元复合驱的表面活性剂主要有石油磺酸盐（烷基芳基磺酸盐）、植物羧酸盐和烷基苯磺酸盐等三大类产品。根据石油磺酸盐示范提高采收率技术的研究表明，每吨石油磺酸盐可以提高原油产量超过130t；可以将高渗油藏原油采收率提高20%至30%。根据在胜利油田孤东油区的工业试验，使用石油磺酸盐示范提高采收率技术四个月后，注水上升势头得到控制；6个月后，参与试验的16口油井的每日注水量减少了156t，产油量每天上升了20t。运用这一技术，我国大庆、胜利、辽河、华北等多数油田的采收率可以大幅上升，将对我国原油供给和能源安全产生积极而深远的影响。
4.稠油热采技术
辽河、胜利、新疆、河南等油田有丰富的稠油资源，20世纪80年代中期以来发展了稠油蒸汽吞吐和注蒸汽驱技术，提高了石油资源的采出程度。目前全国稠油热采产量达到1200×104t以上。
5.二氧化碳吞吐技术
二氧化碳吞吐工艺，是指通过向地层原油中注入二氧化碳气，使原油性质发生根本性变化，改进油藏性质，从而提高原油采收率的一种新型技术。2002年3月，胜利油田东辛采油厂引进二氧化碳吞吐工艺进行了现场试验和推广，累计施工16口井，18井次，措施成功率为83.3%，累计增油14695.3t。当年10月，井下作业公司在东辛、桩西、孤岛等采油厂连续施工11口井，累计增油6000t，取得明显经济效益和技术效果。桩西采油厂在桩19－Ⅹ4实施二氧化碳吞吐配套带泵酸洗井解堵工艺，获日增油16t的高水平。
6.微生物强化采油技术
微生物强化采油技术就是将特殊的微生物体系、生物催化剂与营养物系统接种到生产井或注水井中，从而将其大量植入含油区的孔隙介质中，并通过控制酶在含油层油水界面上的反应，改变原油的流动性，产生短链的分子与生物表面活性剂。从而使原油的性质，如低的原油体积系数、高的API等级、油水界面张力，岩石与原油的相互影响（润湿性）等得到改善。
与目前通常采用的外源微生物采油技术相比，本源微生物采油不存在菌种适应性、变异退化等问题，减少了菌种的开发、生产等步骤。工艺简单、投资少、成本低。大庆油田、吉林油田、河南油田、青海油田、新疆油田和胜利油田本源微生物资源丰富，完全具备开展本源微生物驱油的条件，正在进一步开展深入研究并准备矿场应用试验。
（二）我国提高采收率技术前景展望
我国已投入开发的石油储量中，以大庆油田为代表的东部陆地油田多处于高含水期，注水采油效果明显变差，三次采油技术已成为保证持续稳产的主导手段。近期产业化的重点是：在推广聚合物驱油、复合驱油、微生物驱油、物理法采油等已基本掌握的工艺技术的同时，加速这些工艺所需注入设备、物理法采油设备等成套设备的规模化生产，形成从设计、设备制造、建设到运行管理的整体能力。
（1）聚合物驱将会稳定发展，并将是今后较长一段时间内我国在矿场中工业化应用的主要提高采收率技术，将在保持东部老油区产量的稳定中发挥重要作用，聚合物驱产油规模将超过1.0×107t。今后的研究重点将是如何进一步降低成本，提高经济效益以及开发一些能够改善聚合物驱效果的相关技术。
（2）复合驱尽管在中国有巨大的应用潜力，并且在室内实验和矿场试验中都取得了明显的效果，但与聚合物驱相比技术更加复杂，还有一些机理有待于进一步加深认识，更重要的是受到经济因素的限制。因此，需要进一步加大研究和矿场试验力度，尽快使复合驱成为接替水驱的另一种提高采收率技术。
（3）随着气源的不断发现，特别是中国西部油气田的发现，气体混相或非混相驱技术将会越来越受到重视有可能以较快的速度发展成为一种经济有效的提高采收率技术。
（4）热采方面需进一步改善蒸汽吞吐效果，同时大力加强蒸汽驱等技术研究，尽快形成热力采油接替技术。
（5）二次采油与三次采油的结合技术是二次采油向三次采油的过渡技术。该项技术在胜利油田、华北油田、新疆油田等试验区进行矿场试验，平均投入产出比为1:4.93，增产原油8×104t，取得了显着的经济效益和社会效益。
（6）润湿性反转方法促进低渗透气田增产技术。润湿性反转方法是通过改变井底附近岩石的润湿性及压裂支撑剂的润湿性（从液相润湿变成中等润湿或者气润湿）来提高产量及改善压裂效果的新方法。采用这一新方法，一方面由于改变了岩石的润湿性，反转凝析的液体以及压入的前置液便可以很容易地产出，而不至于挡住气体的流动；另一方面，由于大幅度提高了压裂后液体的返排率，气体的相对渗透率增加，从而显着提高气井的产能。
三、提高采收率技术对可采系数研究的影响
提高采收率技术的研究与逐步应用，使已发现油气资源的采出程度不断提高，并将使未发现资源可采系数不断增加。同时，为体现国家层面对我国可采油气资源潜力需求更偏重于技术性和前瞻性的特点。本次研究要求在确定我国油气资源技术可采系数时，陆上要考虑到强化（三次）采油技术；海上条件比较恶劣，我国的勘探开发水平偏低，要求考虑二次采油技术条件。
Ⅷ 如何利用微生物勘探石油和提高采油量
微生物采油对低产、枯竭油田特别有吸引力，能提高采收率。
4
、不污染环境
微生物采油技术不污染环境，不损害油地层，可在同一油藏区或同一油井中反复使用。
（三）采油微生物的生物学特性
用于油田开采的微生物一般具有以下鲜明的生物学特征：
1
、厌氧或兼性厌氧。在地层无氧条件下能生长繁殖并进行厌氧发酵，在地上有氧条件下也
能生长繁殖。
2
、在油层高温、高压、高盐等极端环境下能生长繁殖并代谢。
3
、多数采油微生物能以烃类作碳源，能以贮油层
内的无机盐作氮源或作营养元素。
4
、采油微生物必须与其注入油层的环境条件相配伍相适应，要在油层内能运移，能生长繁
殖，能产生有机酸、气体、表面活性物质、生物聚合物、有机溶剂等多种代谢产物。能在
50°
以上的温度及缺氧条件下生长的中度嗜盐细菌，是微生物采油中最常用的菌种。
（四）微生物采油技术
微生物采油技术是指将筛选的微生物或微生物代谢产物注入油藏，
经微生物的代谢活动
和产生的代谢产物，
作用于原油，
改变原油的某些物理化学特性，
从而提高原油采收率的技
术。
根据实施过程与方法的不同，
微生物采油技术可分为地上微生物采油技术和地下微生物
采油技术。
1
、地上微生物采油技术
地上微生物采油技术是指在地上通过微生物发酵、生产微生物的某种代谢产物，如生物
多糖聚合物或生物表面活性剂，
然后将发酵产品注入油藏而提高原油采收率。
该技术的实质
是利用选育的优
良菌种在地上发酵生产采油制剂的技术。
目前，地上微生物采油技术主要是在地上发酵生产采油中广泛应用微生物多糖和微生物
表面活性剂。
（
1
）微生物多糖
据研究，
有百种以上的微生物能产生结构、
性能各异的胞外多糖。
能产胞外多糖的主要
微生物类群是：明串珠菌属、黄单胞菌属、固氮菌属和小核菌属等。
采油工业中应用最广泛的微生物多糖是：
肠膜明串珠菌或葡聚糖明串珠菌产生的右旋糖
酐葡聚糖、
普鲁兰出芽短梗霉产生的普鲁兰糖、
齐整小核菌或葡聚糖小核菌产生的小核菌葡
聚糖。采油中最具开发应用潜力的是野油菜黄单胞菌产生的胞外多糖黄原胶。
（
2
）微生物表面活性剂与乳化剂
以烃为碳源的微生物是生物表面活性剂的重要来源。
因为石油微生物必须分泌表面活性
剂，才能促使烃与水乳化。烃只有均匀地分散在水中，才能被石油微生物吸收利用。所以石
油微生物是表面活性剂最丰富的基因库。
假单胞菌属、节杆菌属、不动杆菌属和棒杆菌属等是产生生物表面活性剂
的主要微生
物类群。微生物产生的生物表面活性剂就其化学组成来分，主要可分为糖脂类和脂肽类
。
分子的极性端或是多羟基的糖类或是氨基酸类，
非极性端是长链脂肪酸的长链烃部分。
微生
物表面活性剂的粗制品或纯品注入贮油岩层，
作用于油一岩石一水三相体系，
降低油水界面
张力，增强油水乳化，提高原油采收率。
2
、地下微生物采油技术
地下微生物采油（
MEOR
）技术是指将在地上模拟油藏条件筛选的微生物菌种与营养物
注入油藏，
微生物在油藏中运移，生长繁殖，
产生多种代谢产物，
作用于原油而提高原油采
收率；
或用生长繁殖的菌体细胞及代谢产物封堵贮油岩层大的孔道，
调整水驱油剖面；
或只
将营养物注入油藏，激活油藏内的原生微生物，靠其生命活动提高原油采收率。
根据单井增产措施的处理方法和提高原油采油率的要求，地下微生物采油可分为
6
类：
（
1
）单井周期注人微生物采油
为提高低产油井的原油日产量，
在油井高压注入采油微生物，
关井，
使微生物运移到油
井周围直径
10m
左右的贮油岩层，经微生物的生命活动，疏通被堵塞的油层空隙通道，增
加原油的流动性，提高原油采收率。
为了保持高产，需要不间断地、周期性地注入采油微生
物。
（
2
）微生物驱油
采油微生物从注水井注入油层，
微生物随注水向油井贮油层深部移动，
同时进行生长繁
殖，并产生多种代谢产物。细胞和代谢产物综合作用于原油，降低黏度，增加原油流动性，
提高原油采收率。
（
3
）激活油藏微生物群落驱油
油藏中存在着天然的微生物群落，
但由于营养物质贫乏，
数量很少。
从注水井将营养物
注入油层，激活天然微生物群落，让其生长繁殖，产生多种代谢产物驱油。
（
4
）微生物选择性封堵
将体形较大且产生表面黏稠物质的微生物菌种从注水井注入，
运移到大孔道或有溶洞的
贮油岩层部位，用生长繁殖的大菌体细胞和表面黏稠物质形成的生物膜封堵大孔道或溶洞，
防止注入水
“
指状
”
流动，提高原油采收率。
（
5
）微生物压裂液压裂
将厌氧条件下大量产生有机酸的微生物及营养物注入空隙度甚小、渗透率很低的贮油
层，在高压下用有机酸溶解岩层使之形成缝隙，有利于原油流动，提高原油采收率。
（
6
）微生物油井清蜡
原油中含蜡量较高，
会析出蜡晶固着在井壁，
堵塞贮油层通往井壁的空隙通道，
降低原
油流动性，
减少单井原油日产量。
注入产生表面活性剂或溶剂的采油微生物，
用其代谢产物
表面活性剂、乳化剂清洗井壁，溶解固形石蜡，提高原油采收率。
（五）微生物在石油污染中的生物修复作用
1
降解石油的微生物种类及分布
据目前的研究
,
能降解石油的微生物有
70
个属
,
其中
28
个属细菌
, 30
个属丝状真菌
, 12
个属酵母
,
共
200
多种微生物。海洋中最主要的降解细菌有：无色杆菌属
(Achromobacter)
、
不
动
杆
菌
属
(Acinetobacter)
、
产
碱
杆
菌
属
(Alcaligenes)
等
;
真
菌
中
有
金
色
担
子
菌
属
(Aureobasidium)
、假丝酵母属
(Candida)
等。石油降解菌通常生长在油水界面上
,
而不是油液
中。据丁美丽等
[5]
在胶州湾的实验证明
,
胶州湾的石油降解菌在表层水体中的最高值可达
4.6×
102
个
/mL
。
石油降解菌数量仅与海水的石油污染情况有关。
石油降解微生物的种类和
数量对海洋中石油的降解有明显的影响。
一般情况下
,
混合培养的微生物对石油的降解比纯
培养的微生物快
,
但是崔俊华等在实验中筛选出了
7
株高效原油降解菌。
2
石油降解菌的作用
（
1
）作为油污染的生物指示
以往大多数调查结果表明
,
在海洋中石油烃降解细菌的数量或种群与水域受到油类物
质污染的程度有密切关系
,
通常在被油污染的水域中
,
石油烃降解细菌的数量明显地高于非
油污染的水域。
烃类降解菌数和异养细菌数的比值能在一定程度上反映水域受油污染的状
况。
丁美丽等在胶州湾的工作以及史君贤等在浙江省海岛海域的工作都证明了这一点。石
油污染可以诱导石油降解菌的增殖及生长
,
Atlas
报道在正常环境下降解菌一般只占微生物
群落的
1%,
而当环境受到石油污染时
,
降解菌比例可提高到
10%
。说明石油污染可以使降
解菌发生富集
,
降解菌可以作为石油污染的生物指示。
（
2
）通过自身代谢作用降解石油
向水体中投加菌种净化水体的技术是从清除海洋石油污染开始的。
实验室研究表明
,
单
一菌剂除油率为
20%
～
50%,
而混合菌剂除油率可达
71.4%
。
丁明宇等
[8]
从青岛近海海水中
分离、
筛选到
73
株细菌和
10
株真菌
,
并对其降解石油的能力进行了研究
,
结果表明
,
多
数菌具有明显的降解石油的能力
,
其中
,
有
3
个菌株对石油的生物降解率分别高达
58.35%
、
62.75%
、
71.06%
。史君贤等
[9]
在浙江沿海海水中分离石油烃降解细菌
,
并实验
证明降解菌对正烷烃有明显的降解作用
,
混合菌株的降解率明显高于单菌株的降解率。在
20
℃的条件下
,
经过
21d
后
,
绝大部分的正烷烃被降解
,
总的降解率为
94.93%,
其中细菌
的降解率为
75.67%,
理化降解率为
19.26%
。在实施接种的现场生物修复处理中
, 1990
年在
墨西哥湾和
1991
年在得克萨斯海岸都获得了成功
,
现场观察表明
,
在开放水体中添加降解
菌是有效的。
（
3
）合成生物表面活性剂
,
加速石油的降解
生物表面活性剂
(Biosurfactants,
简称
BS)
是细菌、
真菌和酵母在某一特定条件下
(
如合
适的碳源、
氮源、
有机营养物、
pH
值以及温度
) ,
在其生长过程中分泌出的具有表面活
性的代谢产物。
生物表面活性剂可以强化生物修复
,
它能将烃类物质乳化
,
进而促进其降解
,
尤其适合处理海上溢油。
Chabrabarty
曾报道
,
由
Pscndomona
acruginosa
(
铜绿假单胞菌
)
生成的一种生物表面活性剂
(
海藻糖酯
)
由于能有效地将石油分散成水液滴
,
因而可促进石油
污染海岸的生物修复
,
大大提高了
Exxon
Valdez
原油泄漏造成的阿拉斯加污染区域石油烃
的降解速度。
（
4
）基因工程菌
基因工程菌是将不同细菌的降解基因进行重组
,
将分属于不同细菌个体中的污染物代
谢途径组合起来以构建具有特殊降解功能的超级降解菌
,
可以有效地提高微生物的降解能
力
,
从而提高生物修复效果。
通常石油降解菌只能降解某一种石油成分
,
并且由于石油的种类不同
,
所需降解菌也不
相同
,
天然环境中存在的石油降解菌不能高效地降解多种石油成分
,
使基因工程菌的出现成
为必然。同时
,
复杂的烃类化合物混合物的降解需要有混合菌株的参与
,
但不同菌株之间可
能会产生竞争或拮抗作用
,
从而对降解产生负面影响。使用基因工程菌可以避免此类问题。
目前
,
已有人在实验室条件下获得基因工程菌并在实验室取得满意的降解效果。
例如美
国的
Chakrabaty
等使用具有
CAM
、
OCT
、
XAL
和
NAH4
种降解质粒的
“
多质粒超级
菌
”
,
可以使海上浮油在几个小时内降解
,
而在自然条件下这些浮油需要
1a
时间才能被降
解。这项技术取得了美国的专利权。但是考虑到在开放环境中使用基因工程菌的安全问题
,
目前基因工程菌的使用仅限于实验室
,
尚不能大规模使用。
另外
,
目前在研制基因工程菌时
,
都采用给细胞增加某些遗传缺陷的方法或是使用携带一段
“
自杀基因
”
,
使该工程菌。在非
指定底物或非指定环境中不易生存或发生降解作用。
3
微生物降解石油的方式
石油烃化合物可分为
4
类
:
饱和烃、
芳香族烃类化合物、树脂及沥青质。其中
,
短链
的饱和烃在溢油发生初期通过挥发等作用进入大气
,
其他的石油烃中
,
饱和正烷烃最易降解
,
其次是分支烷烃
,
再次是低分子量芳香烃
,
多环芳烃很难降解
,
树脂和沥青质极难被降解。
直链烷烃的降解方式主要有
3
种
:
末端氧化、
亚末端氧化和氧化。
芳香烃在好氧条件
下先被转化为儿茶酚或其衍生物
,
然后再进一步被降解。
高分子量多环芳烃降解菌报道很少
,
许多四环或多环高分子量多环芳烃的降解是以共代谢
(Cometabolism)
的方式进行的。但是共
代谢完全是间接或偶然的事件
,
并且风险较大
,
可能会产生比母体毒性更大的化学物质。
树
脂和沥青质极难被降解
,
但是有报道称
,
有着复杂构造的树脂和沥青质也能受到某种程度的
分解
[14]
。
冷凯良等的实验表明
,
微生物降解原油代谢产物主要是乙酸和棕榈酸为主的脂肪酸与
鼠李糖形成的糖脂类表面活性剂。
4
石油降解菌的获得
由于天然海洋环境中石油降解菌数量较少
,
一旦发生溢油
,
不能及时对石油进行降解
,
所以
在溢油发生后一般要向环境中添加石油降解菌以保证石油的高效降解
,
但是考虑到安全等
方面的问题
,
菌种不能盲目投加。
一般来说
,
可以把取自自然界的微生物
,
经人工培养后再
投入到污染环境中去治理污染。
具体到海洋石油降解菌的获得
,
一般为
:
首先选择油污染环
境
,
从中分离出适应性菌株
,
并将其中的石油降解菌富集培养
,
通过反复适应和驯化或遗传
修饰进行进一步筛选
,
从而培养出高效降解的菌株
,
将其进一步繁殖后投加至受污染环境中
或分类保存。
根据微生物与石油的作用机制
,
选择高效降解微生物的标准包括：
( 1)
对石油有较高的耐性。
( 2)
对海洋环境的适应性较强。
( 3)
对石油的降解效率高
,
专一性强。
( 4)
不影响海洋环境中原有的生物多样性。
虽然微生物修复主要是依靠微生物的降解能力降解污染物
,
但是微生物对污染物的分
解、转化也是需要条件的
,
所以除了投加高效降解菌之外
,
还要为这些降解菌创造必要的生
存、
降解条件。这样才能有效地进行石油污染修复。
5
影响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过程会受到营养元素、表面活性剂、
O
2
通量、温度、
pH
值
等外界因素的影响。其中
,
营养元素对降解率的影响较大，尤其是
N
、
P
元素。
何良菊等专门
对石油烃微生物降解的营养平衡进行了研究，
表明氮、
磷营养物质的缺乏直接限制了石油烃
的微生物降解
,
但添加过量反而有抑制作用
,
因而存在一个经济合理的添加量及添加比例，实
验表明氮磷比在
5
∶
1~6
∶
1
比较适宜，
,
无机氮源比有机氮源好，硝酸盐形式的氮比铵态的
氮更合适。而国内有其他研究却更倾向于氮磷比为
1
：
1
，且最佳氮源为氯化铵，最佳磷源
为磷酸氢二钾和磷酸二氢钾。两种研究得出的结果不一致。
表面活性剂是影响降解效率的又一重要因素。表面活性剂对石油烃具有一定的增溶和
分散作用，
从而对石油降解菌的降解效率有重要作用，
而有研究则指出表面活性剂对微生物
存在一定毒害作用。
刘庆新等通过研究，
表明表面活性剂的加量多少对石油烃降解菌的影响
比较复杂：
加少量的表面活性剂会促进石油烃降解菌的生长，
但随着表面活性剂加量的增加
,
菌量反而减少，证实了上述论断。
在自然环境中，大多数的石油烃类是在好氧条件下被降解的，但是微生物对石油烃的
降解在有氧及缺氧两种情况下都会进行，
最近有研究表明厌氧降解对饱和烃及芳香烃有着极
为重要的作用。
能降解石油的微生物有嗜冷菌、嗜热菌和嗜中温菌，因此在温度低于
0
℃和在
70
℃左
右的环境中均有能降解石油的微生物，大多数石油降解菌属嗜中温菌，最适温度在
30
℃上
下，温度过高过低都会对降解效率产生抑制。
普遍认为石油降解菌是产酸菌，且适宜生长于中碱性环境中。刘庆新等研究得最佳
pH
值为
8.0
，而其文章中也指出与一般认为的
7.0
不符。而
Stapleton
[20]
等发现在
pH 2.0
的一处
土样中，萘和甲苯仍然被降解为
CO
2
和
H
2
O
。
6
生物降解石油烃污染物的应用
利用生物降解石油烃类污染物最早见于
20
世纪
80
年代末美国在
Exxon
Vadez
油轮
石油泄露的生物修复项目中，
该项目在短时间内清除了污染，
治理了环境，
是生物修复成功
应用的开端，同时也开创了生物修复在治理海洋污染中的应用。
20
世纪
90
年代以来，生物
修复技术在石油污染治理方面逐渐成为核心，
取得了理论突破和重要成果。
国内学者也做了
大量工作，但主要为石油污染土壤和地下水的生物修复研究
[38]
，对海洋石油污染的生物修
复研究相对较少，
而且研究工作也大多停留在实验室模拟实验的水平上。
闫毓霞利用土着微
生物对胜利油田含油污泥进行修复实验；黄廷林等
[40]
对黄土地区石油污染土壤进行了室内
模拟生物修复研究。
石油降解菌在实际应用中存在着很多问题，集中表现在投加高效石油降解菌来处理污
染时：投加菌面临与土着微生物的竞争作用；投加菌需要适应新的生长环境；
投加菌要经
受环境污染物的毒性影响。这些压力使接种的外源微生物的存活率很低或者活性较弱
,
限制
了它的实际应用。
7
展望
石油降解菌降解石油烃类污染物具有物理、化学方法所不具备的优点，它高效、经济、
安全、
无二次污染，
在机械装置无法清除的薄油层而且化学药剂被限制使用时，
生物法处理
溢油的优越性便更加显着，
具有广阔的研究及应用前景。
目前国内外对石油降解菌的研究呈
现出一定特点：
(1)
对一般性降解菌研究多，对极端环境下的石油降解微生物研究少，尤其是对低温、
耐盐的石油降解菌。中国北方的大部分湿地，盐碱程度比较高，常年气温（尤其冬季）气温
较低，
而无论是来源海上还是来源于石油化工的污染都比较严重。
在这种条件下的石油降解
菌研究具有很广阔的前景。
(2)
对石油降解菌的研究多而应用少。
对石油降解菌的所有研究到最终肯定要归结到实
际应用中去，
目前国内很多学者都对石油降解菌的单纯研究感兴趣，
同时出现了大量的重复
研究。国外已有成功应用先例，证明石油降解菌可以用来修复实际污染，国内仍止步不前，
难于踏出实际应用的第一步。
随着大量学者的不断研究，对石油降解菌的认识肯定会不断深化，其应用也会逐渐成熟
Ⅸ 国外老油田靠哪些前沿技术提高采收率
当前，我国石油产量的70%仍来自老油田，前十大油气田中有7个是已经开采30年以上的。老油田总体进入高采出程度、高含水的“双高”阶段，高含水油田的开发将成为石油行业面临的重大挑战。此前，中国石油经济技术研究院发布的《2014国外石油科技发展报告》指出，不仅在我国，未来一段时间，老油田仍将是全球石油供给的主力，全球老油田剩余油挖潜压力巨大。如何提升油田的采收率，让“老树生新芽”成为各国石油科技重点攻关课题。
提高老油田采收率符合现实需要
目前，全球平均原油采收率35%，全球常规天然气平均采收率70%。老油田剩余储量依然相当可观，油挖潜空间巨大，仍将是未来全球石油供给的主力。因此不断探索新技术、使老油田价值最大化是符合现实需要的选择。如果全球采收率提高1％，就会增加可采储量50多亿吨，相当于全球两年的石油消费量。
老油田开发主要面临五大问题：一是资源接替跟进迟缓，新增储量动用难度大；二是含水率持续升高，地下油水关系复杂；三是套损严重，基础设施老化；四是单井产量低，投资、产量、成本之间的矛盾加大；五是污染物处理未完全达标，环境保护问题突出。主要解决方案是通过找准剩余油，优化油藏管理，来提高单井产量，提高采收率，最终达到优化成本，延长油田经济寿命的目的 目前，全球石油企业正在积极行动，为达到更高的采收率目标而努力。
挪威国家石油公司2014年专门成立EOR（Enhanced Oil Recovery，提高原油采收率）业务部门，以期将海上原油采收率提高至60%。
马来西亚2012年启动了世界上最大的EOR项目，该项目用于Baram Delta油田和North Sabah油田，使这两个油田的石油采收率提高到50%左右，开采期延长到2040年。
俄罗斯实施了老油田税优惠政策，规定采出程度越高，优惠幅度越大；对难采石油储量实行开采税级差征收办法，对亚马尔-涅涅茨自治区内的老油田免征自然资源开采税。
老油田提高采收率技术与发展方向
目前，提高油田采收率需要在二次采油和三次采油上下功夫，主要方法有水驱、保持底层压力、热采、气驱、化学驱和其他方法（如微生物驱）等等。 根据中国石油经济技术研究院对1980年到2012年全球各类提高油田采收率项目数量的统计，热采技术始终保持历年项目数第一，成为提高采收率的第一大技术手段。
近年来，二氧化碳驱项目数逐年增多，成为继热采之后的第二大提高采收率技术，化学驱及非二氧化碳气驱项目数逐渐减少，热采项目数保持平稳。
目前，老油田勘探开发关键技术系列包括剩余油描述、改善水驱、新一代EOR技术等3类。
1.剩余油描述 剩余油描述就是运用新技术找准剩余油，更清晰地描述剩余油的位置及地层的状况，这是进行油藏管理、提高油田采收率的基础。剩余油藏精细描述成为这类技术未来的发展方向。具体来说，就是随着油藏开采难度的加深和生产动态资料的增加，进行精细地质特征研究和剩余油分布描述，并完善储层的地质模型，量化剩余油分布。需要物探、地质、油藏、测井多学科协作。这类新兴技术主要包括四维地震技术、光纤检测和纳米机器人。
（1）四维地震技术四维地震就是通过重复观测，研究地层中流体的变化特点。其技术优势在于可用于油田开发的全周期：开发初期，保护油田基本生产力；中期能保证高经济效益的油田管理和资源的有效开发；后期，延长油田开发期，提高最终采收率。
（2）永久性光纤井下动态监测技术光纤传感器油藏监测是在石油开采过程中，利用光纤传感器对井下多相流、温度、压力、流体持率等参数进行测试，了解油井的产液及注水井的注水情况。对这些信息的动态检测为更好的油藏管理提供了条件：有利于优化油井的产量和寿命、优化注入式油井；故障诊断、监视智能完井；监控蒸汽流和SAG-D的效率、实时监控确认井下作业的效率；改善油藏的激励和补救措施，如在压裂处理中，实时观察压裂裂缝高度增长
（3）油藏纳米机器人纳米机器人是一种纳米传感器，可通过注入水进入油藏。在地下“旅行”期间，可以分析油藏的压力、温度和流体类型，将信息存储在存储器中，由生产井随原油产出并回收。在实际应用中，它们可以辅助圈定油藏范围、绘制裂缝和断层图形、识别和确定高渗透率通道；寻找油田中被遗漏的油气、优化井位、设计和生成更现实的地质模型；将化学品送入油藏深处提高油气产量；了解井间基质、裂缝和流体性质以及油气生产变化；可以通过直接与油藏接触完成的，对剩余油发现和开采具有重要作用。值得一提的是，沙特阿美石油公司于2007年提出了纳米机器人的概念，2008年进行了可行性测试，2010年进行了现场测试，技术已日臻成熟。此外，有全球多家知名油气企业组成的先进能源财团（AEC）也一直致力于利用纳米技术勘探与生产油气，研发地下微传感器和纳米传感器，在三维空间表征油藏及其所含流体，以更好地表征油藏，有效开发油气资源。2.改善水驱改善水驱主要是从两个方向来提高水驱的效果。一方面要研究井下油水分离和智能井分层注水等提高井下工艺和注水工艺的方法；另一方面是要改变注入水的水质，通过调整注入水的离子组成和矿化度，改变油藏岩石表面润湿性，从而提高原油采收率。主要方法有低矿化度水驱、智能水驱和智能流体驱，特点在于可以利用现有的水驱设备，以最少的投入获取更高的采收率。目前，BP、沙特阿美、壳牌等公司已对低矿化度水驱和智能水驱技术进行了现场试验，效果良好。室内实验提高采收率约40%；单井试验提高采收率6-12%；矿场试验增油效果明显，油井产水率降低。目前，该领域比较有代表性的技术有：（1）LoSal低矿化度水驱技术，可将采收率提高多达10%。BP公司从2005年开始，在阿拉斯加油田通过一套改良的液压装置，将低矿化度水注入地层，增油效果明显，产水率从92%下降到87%。（2）SmartWater智能水驱技术。智能水驱现场试验的生产设备在沙特Ghawar、Kindom等碳酸盐岩油藏进行了单井试验。首次在Kindom现场试验时，井周围的残余油饱和度下降7%。目前，正在开展多井智能水驱的现场试验，研究智能水驱对全油藏最终采收率的影响，预计提高采收率8%-10%。
3.新一代EOR技术这类技术主要包括气驱和微生物采油技术。
（1）气驱提高采收率技术在气驱技术中二氧化碳（CO2）驱油占主体，2012年统计，世界上有100多个CO2驱油项目在实施中，其中约90%的CO2驱油项目集中在美国。CO2驱油已成为美国第一大提高石油采收率技术，年产油量达1500万吨，年注入CO2量3000万吨。“新一代”CO2-EOR技术是通过增大CO2注入量、优化井的设计和布局、添加聚合物或其他增粘剂、加入降低最小混相压力添加剂来消除粘性指进和非混相驱的问题，进而降低油藏孔隙中水驱之后的残余油饱和度，使残余油重新流动起来，在残余油区具有较好的应用前景。残余油区（ROZ)是指在一次、二次采油中没有经济产油量的部分含油层段，其通常位于常规油田主产层下面或常规油田之间早期的水体运移通道，储量极为丰富，达到了1400亿桶。ROZ的开发预计能提高美国原油可采储量30%-50%。目前ROZ的主要开发方式是混相CO2-EOR，随着改进的“新一代”CO2-EOR技术应用，ROZ产量明显提高，但由于缺乏充足的廉价CO2供应，将阻碍产量达到更高水平。截止2012年，美国Permian Basin已实施了11个ROZ项目，日产油量超过1.3万桶。将来计划实施的ROZ项目有6个，新项目的时间取决于CO2供应的有效性。
（2）微生物采油技术
生物酶驱油技术原理：将经过特殊配制后的生物酶制剂注入到地层，使岩石的润湿性由油湿改为水湿，降低矿物颗粒与油相的界面张力，并减小流体通过孔喉的流动阻力，起到增油效果。缅甸的曼恩油田是1970年投产老油田，使用酶之后含水率大幅下降，产油量比较稳定。
AERO（活化环境采油）技术原理：通过生产营养物优化水质使微生物快速繁殖，活化的微生物可利用原油作为碳来源，充作表面活性剂来降低油水界面张力，油被释放到水流中；微生物繁殖堵塞大的水流通道，迫使水选择其他的流动路径，驱动更多的滞留原油。一旦激活AERO系统，这个程序就会不断重复，直到采出全部残余油。这个系统可回收地层中高达20％的难采原油，可以将该区原油的产量提高9%-12%。利用现有的生产设备和基础设施，不需要钻探新井。
微生物采油技术的应用：在美国微生物驱油技术被视为潜力最大的驱油技术，据统计，美国国内可用于微生物采油法的储量高达6490亿桶，占其总储量的58%。近20年来，美国能源部共支持了47个微生物采油研究项目，其中有8个项目正在进行之中。微生物驱油技术正在进行广泛的现场试验，其研究结果表明，在注水开发后期的油藏实施微生物驱油技术可提高采收率16%。
俄罗斯主要开展了内源微生物驱油技术研究，也进入较大规模的工业化应用，在罗马什金、巴什克斯坦和鞑靼等老油田取得60万吨的增油量，并延长了油藏的开发寿命。
挪威国家石油公司（Statoil）在北海油区Norne油田开展了一次世界上规模最大的微生物驱油技术试验，取得巨大的成功，预计可增产原油3000万桶。Statoil还将微生物提高采收率技术作为其今后研究主要方向。