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1、 本科生毕业设计（论文）提高采收率概述 摘要油气田开发的任务就是尽可能经挤、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垒过程，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(-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 Emhance
2、d OilRecovery”，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。关键词：提高原油采收率；三次采油；EOR ABSTRACT目录绪论 1第一章 气体混相驱 71. 液化石油气驱（LPG驱） 72. 二氧化碳驱 93. 富气驱 134. 高压干气驱 145. 高压氮气驱 15 第二章 化学驱 17 1. 聚合物驱 172. 表面活性剂驱 22 3. 碱水驱 24 4. 三元复合驱（ASP驱） 265. 泡沫驱 27第三章 热力采油法 28 1. 蒸汽吞吐 282. 蒸汽驱
3、 30 3. 火烧油层 33 第四章 微生物采油 36 第五章 物理采油法 41 第六章 结论 43精品 绪论 根据石油开采及油田开发的投资过程，可分为三个阶段：一次采油、二次采油和三次采油。一次采油是指利用油藏天然能量开采的过程，如利用溶解气驱、气顶驱、天然水驱、岩石和流体弹性能驱及重力排驱等能量，它是油藏开发的第一个阶段。油田投资主要在钻井及油气集输两方面，它是油田开发的第一次投资过程，因此称为第一次采油。一般来说，一次采油采油率低于15%.二次采油是指采用外部补充地层能量（如注水、注气），以保持地层能量为目的的提高采收率的采油方法。一次采油后，要进一步提高采收率，需要对油田注水注气设备进
4、行第二次投资，因此称为二次采油。以前，二次采油是指油藏能量衰竭时采用的提高采收率的方法。现在，一些油藏一开发就进入了注水的二次采油过程。这样可以使注水后的采收率提高。二次采油的采收率可达45%。二次采油后，油藏还存在这大量的原油，为了获得更高的采收率，需要进行三次采油。作为第三次采油过程的三次采油，是指通过注入其他流体，采用物理、化学、热量、生物等方法改变油藏岩石及流体性质，提高水驱后油藏采收率。化学驱、气体混相驱、热法采油和微生物采油等都是提高采收率（Enhanced Oil Recovery,简称EOR）的方法。在第三次采油过程中，要投入大量的资金，建设注入化学剂、载热流体、混向气体的注入
5、设备，注入流体也需要大量的资金。由于三次采油的规模较大，三次采油的采收率提高幅度较大，获利较大，因此三次采油具有很大的风险性，油藏经历三次采油后，采收率可达50%90%。采收率提高幅度的大小取决于采用的方法、油藏条件以及当时的技术经济状况等许多因素。按上述采油阶段来划分石油开采方法的最大缺陷在于现在的许多油藏的开发过程并非按上述过程进行的。如我国大庆油田的开发模式是油藏一开发就注水，以保持地层压力，提高水驱采收率。克拉玛依油田九区稠油油藏是以蒸汽吞吐和蒸汽驱方法开始开采的。这些例子表明，油藏不经过一次或二次采油，直接进行三次采油可获得更多的采收率，经济上更具有吸引力。因此，三次采油的概念已失去
6、了一定的应用性，而提高采收率（EOR）的概念更为合理更易为人们所接受。1.采收率的概念1.1 采收率的定义 油藏的采收率定义为油藏累计采出的油量与地质储量的比值的百分数。从理论上来说，采收率取决于驱油效率（ED）和波及效率（EV）。采收率 =EDEV （1-1） 式中： ED 驱油效率，又称微观驱替效率，它是指注入流体波及区域内，采出的油量与波及区域内石油储量的比值：EV 波及效率，又称扫油效率或宏观驱替效率，它是指注入流体及区域的体积与油藏总体积的比值。对于一个典型的水驱油藏来说，如果油藏的原始含油饱和度（Soi）为0.60，水驱后注入水波及区内的残余油饱和度（Sor）为0.30，那么注入水
7、驱油效率为： ED （1-2）如果油藏相对比较均质，注水的波及系数（EV）可以达到0.70，那么水驱采收率为：=EDEV=0.70.5=0.35=35% （1-3）水驱后油藏采收率为35%，也就是说注水采出了原油的1/3左右。还有大量的（约为2/3）左右原油仍然留在地层中用注水的方法 不能把他们采出地面。1.2 波及效率波及效率（EV）是指注入流体波及的体积与油藏体积的比值，它是面积波及哦波及系数（EVA）与垂向波及系数（EVV）的乘积。即：EV=EVAEVV （1-4）1.面积波及系数 面积波及效率（EVA）定义为注入流体波及的面积与油藏面积的比值。即：EVA= （1-5）式中 As 注入流
8、体波及的面积； A 油藏面积。影响面积波及系数的主要因素有流度比和井网两个参数。（1）流度比的影响流度（）定义为流体的相渗透率（Ki）与该相流体的粘度（i）的比值，即：=Ki/i (1-6) 流度是反映流体能力大小的量度，对于水驱油来说，一般原油粘度要比注入水的大得多，也就是说，水的流度要比油的流度大得多，即水比油更易流动。流度比（M）是指驱替相（如注入水）流度与被驱替相（如原油）的流度比值。水驱油的流度比为：M= （1-7） 相应的筑起的流度比为：M （1-8）2、垂向波及系数垂向波及系数定义为注入流体在油层纵向上波及的有效厚度与油层总的有效厚度的比值，其表达式为：Ez= （1-9）式中 h
9、s 注入流体波及的平均有效厚度；h 油层总的有效厚度。影响垂向波及系数的主要因素有驱替流体与被驱替流体的密度差引起的重力分离效应、流度比、非均质性以及毛细管理等参数。1.3 驱油效率 驱油效率（ED）又称微观驱替效率，其定义为注入流体波及区域内，采出油量与波及区内石油储量的比值。定义为：ED= （1-10）根据储量和残余油的概念可得驱油效率为：ED= （1-11）式中 Soi 原始含油饱和度；Sor 注入流体波及区内残余油饱和度。（一）毛管数毛管数是影响残余油饱和度的主要因素。毛管数定义是粘滞力与毛管力的比值。在典型的水驱油情况下，毛管数变化范围为107105。对于水湿岩石来说，油为非湿相，在
10、低于临界毛管数时，岩石中残余油饱和度与毛管数无关，水平段表示了典型水驱油毛管数范围，对应的残余油饱和度为30。但是，如果将毛管数增加23 个数量级，那么岩石中残余油饱和度可大幅度地降低。例如，毛管数增加到103时，残余油饱和度可减低到12左右。如果毛管数进一步增加到102101，几乎可以完全采出残余油。（二）孔隙结构孔隙结构是影响驱油效率的主要因素，由于孔隙结构的复杂性，目前尚不能定性描述。常用的描述参数渗透率只是一个衡量孔隙介质允许流体通过能力的宏观平均值，它不能描述微观孔道通过流体的能力。实际上，渗透率相同的孔隙介质，其微观孔隙结构和尺寸可能有很大区别。描述微观孔隙结构的参数如孔隙大小分布、孔喉比（孔隙直径与孔喉直径之比）等很难精确测定，所以，孔隙结构对驱油效率的影响主要是通过定性分析。无论构成油层岩石的颗粒的大小多么均一，形状多么规则，在微观上它们仍是不均质的。但是，颗粒的均一性好，岩石的微观结构便愈好，岩石的微观结构便愈均质，孔隙大小更趋一致，孔喉比小，渗透率大，这种岩层的驱油效率高。（三）润湿性的影响岩石的润湿性有水湿、油湿和中性润湿。对于水湿岩石水驱油的驱油效率要比油湿岩石的驱油效率
