采油技术

1. 注水开采法
在注水开发油藏中,因注入水沿高孔隙度、高渗透带、大孔喉或裂缝窜流而使基质、低孔隙度、低渗透带中的油气采出程度低,甚至采不出而成为剩余油,因此要加大采出剩余油的力度。

注水吞吐采油是将水注入产层,注入水优先充满高孔隙度、高渗透带、大孔喉或裂缝等有利部位,关井后,在毛细管力作用下,使注入水与中、小孔喉或基质中的油气产生置换,导致产层中的油水重新分布,然后开井降压,使被置换至高孔隙度、高渗透带、大孔喉或裂缝中的油气随部分注入水一起采出。

因此,注水吞吐采出的油量与岩石物性、润湿性、界面张力、油水黏度和关井时间紧密相关。

注水吞吐采油对不同润湿性油藏都有效,亲水性越强,则越有利于注水吞吐采油。

可以预见,储层条件相同,并具有相同的剩余可采储量,只要改变注入水性质,延长关井时间,亲油储层不但可以实施注水吞吐,而且仍可采出较多石油。

如果加入表面活性剂和防粘土膨胀剂可降低油水界面张力,使岩石向亲水方向转化,并保护了储层,可进一步提高采收率[3 ] 。

多年实践证明,水质的好坏直接关系到油田的开发效果及整体效益。

因此,含油污水的处理至关重要。

尽管各油田采出水水质各异,但一般都具有“四高”特点,即含油量高、悬浮物含量高、矿化度高和腐蚀性高。

含油污水的“四高”特点和油田注水对
水质的特殊要求,决定了含油污水处理的高难度和高投入。

另外在污水处理方面存在一定的难度,这是注水采油一个难以解决的问题。

2 、注气采油法
注气法主要有注二氧化碳、氮气驱、烟道气及混合气等。

从技术可行性考虑,一般适用于注气开发的油藏具有以下特点: (1) 储层泥质含量过高,注水开发易引起水敏的油藏; (2) 油层束缚水饱和度高,注水效果不好的油藏; (3) 一般稠油油藏; (4) 裂缝不
发育,不易引起气窜的均质油藏; (5) 薄油层。

2. 1 二氧化碳驱机理
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 在原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[7 ] 。

与二氧化碳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。

2. 2 氮气驱机理
利用注氮气采油主要是因为以下几个原因: (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
的波及面积; (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。

不同油藏可采用不同的注气方式,表1 、表2 列出了几种注气方式的参考标准。

与注水相比,低渗透储层注气压力较低,吸气能力强,容易实现注采平衡,而且有利于原始含水饱和度较高、注水开发效果不理想的油藏开发。

而对于低渗透油藏,由于储层空隙细小,易受注入流体伤害,但注入的气体多属烃类气体或二氧化碳,不会和地层水、岩石和黏土矿物反应,造成储层伤害。

在地层条件下能实现混相或者半混相,则能大大减少毛细管力的不利影响,有利于提高驱油效率。

这一点对空隙孔道细小,毛细管力作用强烈的低渗透油田十分有利。

大多数低渗透储层较薄,可减小气窜的可能性。

而且注气工艺简单。

注气开发低渗透油田也有其不利的一面。

复杂的储层条件会影响注气效果。

气体黏度很小,与石油的流度比较大,在驱油过程中,极容易造成气窜,对油田开发构成威胁。

气体过早在油井突破,影响波及效率和开采率。

因此,对于非均质性严重的储层和裂缝性储层,不宜实施注气开发。

气驱更适用于稠油油藏、低渗透油藏、凝析气藏和陡构造油藏。

3 蒸汽吞吐
蒸汽吞吐采油是一种单井作业,在一口井中注入一定量的蒸汽,随后关井,让蒸汽与油藏岩石进行热交换,然后再开井采油。

此过程可循环往复进行,又称循环注蒸汽工艺。

在周期性注蒸
汽采油过程中,其增产机理是多种多样的,主要的有如下几种: (1) 升高油层温度,降低原油黏度; (2) 在注入和吐出的过程中,清除了井筒油层射孔段附近的堵塞,改善了油流的渗流条件,增加流体的流动性; (3) 气体的膨胀能驱动原油,降低界面张力,减小水相的相对渗透率; (4) 减少残余油饱和度; ( 5) 改善波及率; ( 6) 提高地层油体积系数。

一般作为蒸汽驱的先导。

这种方式并没有连续不断的增加油藏的能量,而是依靠注入油藏的热能降低原油黏度。

从油藏中驱油入井的动力主要仍来自油藏原有的能量,这同时加速了天然弹性能量的利用,并不能补充驱替能量,而且是单井注入蒸汽开采出原油,基本上不产生井
间驱替作用。

因而随着循环周期的增加,油层压力的衰减,油藏能量的逐步消耗,产量将大幅度递减,最终结束有效开发期。

在蒸汽吞吐开采之后,油井间还存在大片尚未动用的剩余油,纵向上也存在未动用或动用程度很低的油层段,其采收率仅15 %左右,不超过20 %。

蒸汽吞吐开采阶段的窜绕加剧了油层的非均质。

因油层条件、吞吐轮次、吞吐效果的不同,以及井间窜绕,采出程度平面差异大,致使采出不平衡,剩余油饱和度不均。

如果产量足够高,在经济上可行,则可循环若干次,直至达到经济极限为止。

但每一次蒸汽吞吐后,油层驱油的能量都要降低,原油含量降低,因此随着周期数的增加,其效果会越来越差,原油产量降低,含水增加。

4 蒸汽驱
蒸汽驱油法是一种驱替式采油方法,类似于水驱;即以井组为基础,向注入井连续注入一定量
的蒸汽,蒸汽将油驱向生产井,在生产井中采出。

威尔曼等对蒸汽驱机理进行了广泛而系统的室内实验研究,提出蒸汽驱油机理为: (1) 蒸汽蒸馏作用:注入的蒸汽使流过区内原油和水迅
速汽化,这一作用使部分原油降低黏度而被驱向下游,被热水绕过的那一部分则又受到上游
方向流过来的蒸汽的抽提; (2) 气驱作用:注入的水蒸气不断向地层散热,干度下降,水分增加,形成气2液联合驱动状态; (3) 原地溶解作用:大部分轻油组分和运载蒸汽在蒸汽驱前面的较冷区域中冷凝,并形成冷凝区,这一冷凝区中的混合物的黏度比蒸汽黏性更大,降低了推进作用,且与原油混合并将原油稀释使原油的密度和黏度降低; (4) 升温降黏:这是加热稠油油藏
的最显著效果,随着原油黏度的降低,驱替效率和清扫效率得以提高。

蒸汽驱的驱油工作剂是蒸汽而不是水,蒸汽在注入井中流动时要损失热量,为了保证向油藏
中注入的是蒸汽而不是热水,因此油藏深度一般不能太深。

在含有很高黏度原油的油层中,井间流动阻力很大,注入的蒸汽量非常有限,且蒸汽技术复杂,蒸汽耗量大,监测及调控蒸汽推进动态难度极大,尤其是我国油藏地质条件复杂,油藏类型多,多数稠油油藏深度超过1 000 m。

总之,蒸汽吞吐和蒸汽驱在采油方面存在的问题基本上相同,概括起来如下:
a) 生成蒸汽成本高,尤其是在水资源短缺和水价特别昂贵的地区,水处理费用高。

水敏地层不能进行蒸汽驱。

b) 油井受热套管膨胀,有可能造成套管损坏。

c) 热损失严重,影响驱油效果和提高成本,因此,输送蒸汽时还有管道保温和隔热的问题。

d) 出砂严重,造成井筒堵塞,影响产量;影响井下泵正常工作而减产;设备磨损严重;修井作业
费用高。

热采时任一口井的作业和修井都要求至少冷却井筒附近地带。

e) 不能在超过1 600 m 的油层内应用。

一般而言,用蒸汽法驱油的最大缺点是成本高, 适用范围有限制。

5 火烧油层法
火烧油层也称火驱法,是油层本身产生热的一种热力采油方法。

火烧油层是将某种形式的氧化剂(空气或氧气) 注入油层,使其内部的油自燃或点燃,随后注入的氧化剂便会使燃烧带在
油藏中扩展。

燃烧带产生大量热量,加热油层和油层中的流体,将油层加热降低原油黏度。

5. 1 干式正向燃烧
向注入井注入空气,点燃注入井附近的油层,继续注入空气,使燃烧前缘由注入井方向推进。

在燃烧前缘处产生的热量,把靠近前缘的地层水汽化,并在燃烧前缘的前方形成蒸汽带。

驱油机理如下: (1) 热裂解:在燃烧带的下游,留在砂上的重质烃在高温下裂解成油焦和气态烃; (2) 冷凝蒸汽驱:蒸汽凝结释放大量潜热传给蒸汽带内和蒸汽前面的原油,使原油黏度降低,流动性增加; (3) 混相驱动:蒸馏作用离析出来的气态烃和热裂解产生的气态烃混合,并在前面的集油带处冷凝,这种混合反应和气体冷凝时传给原油的热量使原油更易流动,改善了原油的驱替能力; (4) 气驱:燃烧前缘产生的燃烧气体把热传给原油,CO2 部分溶解在原油中,使原油黏度进一步降低; (5) 热驱:由于油层流体的对流和通过地层岩石的传导,热能传递到燃烧带的上部、下部和前面的地层,任何其他方法都不可能以这种方式越过不可渗透带而驱替流体。

但是存在2 个最主要的问题:一是燃烧产生的大部分热量留在已燃带前缘的后面,易形成死油区,对采油毫无作用;二是形成流体阻塞,在靠近生产井的地区原油没被加热,还处于油藏的原始温度,因而还是高黏度,而在燃烧带高温下被加热的油,尽管能够流动,但它不能推动未加热的油向前运动。

5. 2 反向燃烧
首先从生产井中注入空气,并点燃地层,然后改为注入井注空气,空气从注入井向生产井运移,而燃烧前缘的移动方向相反。

反向燃烧克服了正向燃烧存在冷油区的缺点。

当原油和高温燃烧前缘会合后,产生热裂解。

轻质部分蒸发,重质部分形成残渣。

当蒸汽到达已燃区的较冷地带时,一部分就会发生凝结,在出口附近生成液体和水。

燃烧前缘上游区域因热传导而受热, 这将导致低温氧化反应,产生热量。

在反向燃烧时,原油的重要馏份(轻质部分) 将被烧掉,而不重要馏份仍留在燃烧前缘后的地区内,此外,在注入井附近有可能发生自燃着火,使燃烧面反向推进转为正向燃烧。

而且反向燃烧难于控制,驱油效率低,只能应用于埋藏浅的沥青砂。

5. 3 湿式燃烧
它是正向燃烧和水驱相结合的热力采油工艺。

水随着空气(或氧气) 流经燃烧前缘,利用水携带正向燃烧中已燃区的热量。

注入水与燃烧前缘后面的高温岩层接触蒸发,岩石则冷却,同时燃烧前缘的蒸汽凝结成热水,这扩大了高温和蒸汽带的范围,使更多的原油驱向生产井。

火烧油层最大的问题是氧化过程在油藏中维持的时间以及氧化范围。

因为火烧油层工作特性与空气流量关系密切,所以工作过程很难控制;燃烧产出的气体污染空气,不利于环保;在火驱中,如果砂层是高度未胶结的,出砂将更为严重,油焦颗粒和很高的气体流速将使磨蚀问题变得越来越严重。

由于注入空气需使用大功率高压空压机,为此技术要求高, 成本也大。

总之,热采方法技术复杂,受原油黏度、油层厚度、埋藏深度等条件制约,存在着注蒸汽波及面小,沿高渗透层窜进及重力分离等问题,影响了重油的开发及开采效果
二非常规采油工艺方式
1 聚合物驱油技术
聚合物驱油是油田开发中三次采油的方法之一,就是在注入水中加入高分子聚合物,增加注
入水的黏度,降低油层的水相渗透率,从而改善水油流度比,调整注入剖面而扩大波及体积,提
高了宏观波及效率,进而提高原油采收率。

驱油用的聚合物大致可分为两类:天然聚合物和人工合成聚合物。

但工业上广泛应用的多为聚丙烯酰胺(人工) 和黄胞胶(天然) 。

适合聚合物
驱的条件通常是油层温度在45～70 ℃,地层水矿化度为1 603～30 435 mg/ L ,其中二价阳离子质量浓度为7～738 mg/ L 。

原油黏度为10～100 mPa · s 时,聚合物驱油采收率提高
幅度较大。

一般来说,聚合物驱油适合于水驱开发的非均质砂岩油田。

2 微生物采油技术
在油田开发中,利用微生物及其代谢产物来增加原油产量的方法统称为微生物采油(MEOR) 。

其优点在于,只要碳源(糖蜜或烷烃) 和其他营养物质充足,便可在油藏就地产生代谢产物或
使细胞生长,扩大其使用范围。

微生物在油藏高渗透区的生长繁殖及产生聚合物,可选择性地堵塞油层中的大孔道,从而改变流动方向,扩大波及体积,提高波及系数,增大扫油效率,而且产生CO2 ,CH4 , H2 等气体,这些气体能够使油层部分增压并降低原油黏度。

同时产生的有机酸(主要是相对分子质量低的酸) ,使井筒周围得到清洗并能溶解碳酸盐,提高油层渗透率;产
生的生物表面活性剂,能够降低油水界面张力,提高洗油效率;产生的有机溶剂,可以降低界面
张力。

微生物采油技术主要包括油井微生物清防蜡技术、微生物吞吐采油技术、微生物驱油技术三项主要技术。

3 三元复合体系驱油技术
三元复合体系驱油是指在注入水中加入低浓度的表面活性剂、碱和聚合物的复合体系驱油的一种提高原油采收率的方法。

矿场试验表明,ASP 三元复合驱可比水驱提高20 %以上的原
油采收率。

水驱油层中一般还有50 %以上残余油。

在注水波及到的范围内,残余油以簇状、膜状、索状(或角状) 、柱状(滴状) ,以及孤岛状等几种形态滞留在油层中。

ASP 三元复合体系可以从降低油水界面张力、降低流度与提高波及系数、改变岩石的润湿性这三个方面提高采收率。

而碱浓度、表面活性剂浓度、岩石性质、原油组成、地层水矿化度、p H 值都会
对复合体系驱油效果产生很大的影响的。

由于三元复合体系驱形成的乳化液有利于提高采收率,但同时乳化液致使其在地层中导流能力大幅度下降,油井常表现供液不足。

因此,应该找出一个合理的尺度以达到既能提高波及系数和驱油效率,又不造成采出井产出困难。

4 酸化新技术
针对油藏的非均质性、低渗透性、近井地带严重堵塞等特点,利用常规酸化效果不明显,开发出了震动酸化工艺技术、爆炸酸强化工艺技术、热酸强化处理技术、低温裂缝砂岩油藏酸化技术。

震动酸化工艺技术是震动和酸化相结合处理近井地带油层的技术,也是物理和化学法
相结合的处理技术,这项新技术目前在国内处于领先水平。

其工艺原理是震动酸化主要由振
动器对油进行震动处理,在近井地带形成微裂缝,然后酸液进入油层段溶蚀裂缝和空隙孔道,
溶蚀后的岩石表面形成凸凹不平的沟槽,在上覆岩石压力作用下,裂缝闭合不严,从而提高油
层段的导流能力。

热酸强化处理技术为一复合型技术,是酸化和生热技术的有机结合,利用生热液产生的高温、高压气体在井底形成负压的解堵效应,以达到深部酸化和深部解堵作用。

热酸强化处理的作用如下: (1) 酸液催进生热; (2) 扩大处理半径; (3) 强负压解堵。

另外还有井下油水分离回注技术、井筒气液分离技术、井下声波清防蜡技术、水力震动采油技术和高能气体压裂技术等
经过长期的实验和现场实践,对原油的开采已采用了多种方法,由于油层条件的复杂性和各种采油方法的局限性,导致了热力采油法和常规采油法的实用性受到了很大的限制。

尤其是稠油,由于其特殊性,导致有很大一部分没有被开采,这大大影响了油田动用程度及其经济效益。

在油田开采时要依据具体情况来考虑,如果气源充足,可以考虑蒸汽吞吐和蒸汽驱采油;如果没有气源,可以考虑注水、注表面活性剂、或者利用生物采油。

但就目前来说,火烧油层技术不应轻易使用,首先技术不够成熟,其次地下反应比较复杂,无法对地下情况预测,而且资源浪费也很严重。

采油方式方法简介
采油方式的介绍
自喷采油和人工举升的对比
1、采油方法分类
2、自喷采油
自喷井生成过程中，原油流至地面分离器一般要经过四个流动过程：
（1）从油层到井底的地下渗流；
（2）从井底到井口的垂直管流；
（3）经油嘴流出井口的嘴流；
（4）通过井口地面出油管线流至集油站分离器的水平管流。

油井生产中可能出现的流型自下而上依次为：纯油(液)流、泡流、段塞流、环流和雾流。

实际上，在同一口井内，一般不会出现完整的流型变化。

油气沿井筒喷出时的流型变化示意图
Ⅰ—纯油流；Ⅱ—泡流；
3、人工举升采油：
气举采油
有杆泵采油
无杆泵采油
3.1气举采油
利用从地面向井筒注入高压气体,将原油举升至地面的一种人工举升方式
适用条件：高产量的深井；气油(液)比高的油井；定向井和水平井等。

优点：井口和井下设备比较简单
缺点：①必须有足够的气源；
②需要压缩机组和地面高压气管线，地面设备系统复杂；
③一次性投资较大；
④系统效率较低。

气举采油原理：依靠从地面注入井内的高压气体与油层产出流体在井筒中混合，利用气体的膨胀使井筒中的混合液密度降低，将流到井内的原油举升到地面。

采油方式方法简介
采油方法主要有自喷采油和人工举升两种。

在油井的开发过程中，当对油井试油后，会根据油井的油层物性、压力，选择合适的开采方式。

在实际生产中，油层物性好、压力高的油井，油气可自喷到地表，即自喷采油。

油层物性差、压力低的油井，当地层能量不足以将油气举升到底表时，应人工补充能量，进行人工举升。

一、自喷采油
自喷采油就是原油从井底举升到井口，从井口流到集油站，全部都是依靠油层自身的能量来完成的。

自喷采油的能量来源主要包括两个方面，第一是井底油流所具有的压力，这个井底压力来源于油层压力；第二是随同原油一起进入井底的溶解气所具有的弹性膨胀能量。

就是这些能量把原油从井底连续不断地举升到地面。

油井的自喷生产，一般要经过四种流动过程，即地层渗流、井筒多相管流、嘴流和地面水平或倾斜管流，如图所示。

油层渗流是指原油从油层流到井底的流动；井筒多相管流是指从井底沿着井筒上升到井口的流动；嘴流是指原油到井口之后通过油嘴的流动；地面水平或倾斜管流是指沿着地面管线流到分离器、计量站。

油井自喷生产的条件是地层压力大于油气水混合物从地层流至计量站分离器总的压力损失。

20世纪80年代以来，随着计算机的发展应用，对自喷井的流动过程开展了节点分析研究。

所谓节点分析，就是把油井的整个生产系统（从油层到地面分离器），分成若干个节点，由节点把系统分成若干部分，然后就其各个部分在生产过程中的压力损耗进行分析，从而比较科学地分析整个生产系统，使油井工作制度更为合理。

总体来看，自喷采油，井口设备简单，操作方便，油井产量高，采油速度高，生产成本低，是一种最佳的采油方式。

在管理上要保持合理的生产压差，施行有效的管理制度，尽可能地延长油井自喷期，以获得更多的自喷产量。

二、人工举升
油田开发中，由于油田本身压力低，或由于开采一段时间后油层压力下降，使得油井不能自喷或不能保持自喷，或虽能自喷但产能很低，则必须借助人为能量进行开采，即进行人工举升。

人工举升是指人工给井筒流体增加能量将井底原油举升至地面的采油方式。

分为气举采油和机械采油，其中机械采油又分为有杆泵和无杆泵采油。

1、气举采油
气举采油就是当油井停喷以后，为了使油井能够继续出油，利用高压压缩机，从地面向井筒注入高压气体将原油举升至地面的一种人工举升方式。

气举采油是基于U形管的原理，从油管与套管的环形空间，通过装在油管上的气举阀，将高压气体连续不断地注入油管内，使油管内的液体与注入的高压气体混合，降低液柱的密度，减少液柱对井底的回压，从而使油层与井底之间形成足够的生产压差，油层内的原油不断地流入井底，并被举升到地面。

气举采油的优点包括：（1）井口和井下设备比较简单；（2）在不停产的情况下，通过不断加深气举，使油井维持较高的产量；（3）可进行小直径工具和仪器的油层补孔、生产测井和封堵底水并减少井下作业次数，降低生产成本。

缺点是需压缩机和高压管线，地面系统设备复杂，投资大，气利用率低。

主要适用于海上采油、斜井、高产量的深井；气油(液)比
高的油井；定向井和水平井等。

气举采油必备条件是：（1）必须有单独的气层作为气源，或可靠的天然气供气管网供气；（2）油田开发初期，要建设高压压缩机站和高压供气管线，一次性投资大。

目前国内采用气举采油的油田有：海上珠江口的惠州21-1油田，以及陆上中原油田等，这些油田都有独立的气田或气层作为气源供气。

按注气方式，气举又分为连续气举和间歇气举。

连续气举是将高压气体连续地注入井内，使其和地层流入井底的流体一同连续从井口喷出的气举方式。

它适用于采油指数高和因井深造成井底压力较高的井。

间歇气举是将高压气间歇地注入井中，将地层流入井底的流体周期性地举升到地面的气举方式。

间歇气举既可用于低产井，也可用于采油指数高、井底压力低，或者采油指数与井底压力都低的井。

2、有杆泵采油
有杆泵采油是当前国内外最广泛应用的采油方法，国内有杆泵采油约占人工举升采油总井数的90％左右，它设备简单，投资少，管理方便，适应性强，从200~300米的浅井到3000米的深井，产油量从日产几吨到日产100~200吨都可以应用。

在设备制造方面，从地面抽油机、井下抽油杆到抽油泵，国内产品早已系列化、成套化，能够满足油田生产需要。

抽油泵的不足之处是排量不够大，对于日产量达到200吨以上的油井，不能满足要求。

有杆泵采油又分为常规有杆泵采油和地面驱动螺杆泵采油。

常规有杆泵采油装置由地面抽油机、井下抽油杆和抽油泵及其它附件组成，如图所示。

它的工作过程是用油管把深井泵泵筒下入到井内液面以下，在泵筒下部装有吸入阀（固定阀），用抽油杆柱把柱塞下入泵筒，柱塞上装有排出阀（游动阀）。

通过抽油杆柱把抽油机驴头悬点产生的上下往复直线运动传递给抽油泵向上抽油。

抽油机是常规有杆泵采油的主要地面设备，按其基本结构可分为游梁式抽油机和无游梁式抽。