二氧化碳驱油原理
第一章 二氧化碳驱油机理
第一节 驱油机理
2CO 是一种在油和水中溶解度都很高的气体，当它大量溶解于原油中时，可以是原油体积膨胀，粘度下降，还可降低油水间的界面张力；2CO 溶于水后形成的探索还可以起到酸化作用。它不受井深、温度、压力、地层水矿化度等条件的影响，由于以上各种作用和广泛的使用条件，注2CO 提高采收率的应用十分广泛。
人们通过大量的室内和现场试验，都证明了2CO 是一种有效的驱油剂，并相继提出了许多注入方案。包括：连续注2CO 气体；注碳酸水法；注2CO 气体或液体段塞后紧接着注水；注2CO 气体或液体段塞后交替注水和2CO 气体（W AG 法)；同时注2CO 气体和水。 连续注入2CO 驱替油层时，由于不利的流度比及密度差，宏观波及系数很低，2CO 用量比较大，实施起来不够经济，用廉价的顶替液驱动2CO 段塞在经济上更有吸引力。用碳酸水驱油实质是利用注入的水和2CO 溶液与地层油接触后，从其中扩散出来的2CO 来驱油，但此扩散过程较慢，与注入纯2CO 段塞相比达到的采收率比较低。注2CO 段塞的工艺包括；注2CO 段塞后注水、注段塞后交替注水和注2CO 气体，前一种方法是水驱动2CO 段塞驱扫描整个油层，尾随的水不混相地驱替2CO ，在油层中留下一个残余的2CO 饱和度，后一种方法，其目的在于降低2CO 的流度，提高油层的波及系数。提出的另外一种工艺是通过双注水系统同时注水和2CO （见下图），但是这种工艺的施工和完井的成本高，经济风险更大。沃纳（Warner1977）和费耶尔斯（Fayers ）等人在模拟研究中证明，W AG 注入法要比连续或单段塞注入法优越。沃纳的研究结果还表明，连续注入2CO 可采出潜在剩余油量的20%；注入2CO 段塞可采出25%；而WAG 法可采出注水后地下原油的38%；同时注入气与水可采出47%的原油，但此法仍存在着严重的操作问题。由此看来，W AG 法仍然是最经济可行的2CO 驱工艺，但它不适合于低渗透砂岩，因为在这种砂岩中，由于水的流度很低，变换注入方式可能造成注入速度严重降低。
不管2CO 是以何种方式注入油层，2CO 之所以能有效地从多孔介质中驱油，主要是由于以下各因素作用的结果：
（1）使原油膨胀；
（2）降低原油粘度；
（3）改变原油密度；
（4）对岩石起酸化作用；
（5）可以将原油中的轻质馏分汽化和提取；
（6）压力下降造成溶解气驱；
（7）降低界面张力；
CO驱项至于哪个因素起主要作用，取决于油层温度、压力和原油组分，对于某个具体的2
目来说，其主要驱替特效性应处于图1-2中所示的五个区域中的一个：
区1：低压环境；
区2：中压、高温环境；
区3：中压、低温环境；
区4：高压环境；
区5：高压、低温（液体）环境。
CO处于-56.6 O C,0.422MPa时，固体、液体和气体同时存在，即三相点。当二氧化当2
碳处于31○C，7.39MPa时，气体、液体同时存在，即临界点。当温度高于31○C时，压力增大，二氧化碳也只能是气态，见图1.3
因为二氧化碳的分子不具有水分子的固有极性，所以在较高的油藏温度和压力下，它不是以低粘度的液体溶于油中，就是以高密度的气体溶于油中；并且随着压力升高，其溶解度也相应增大，见图1.4。
原油中溶有注入的二氧化碳时，原油性质会发生变化，甚至油藏性质也会得到改善，这就是二氧化碳提高原油采收率的关键。下面详细分析二氧化碳驱油提高采收率的机理。
1.降低原油粘度
二氧化碳溶于原油后，降低了原油粘度，原油粘度越高，粘度降低程度越大，见表。
40○C时，二氧化碳溶于沥青可大大降低沥青的粘度。温度较高时（120○C以上），因二氧化碳溶解度降低，降粘作用反而变差；在同一温度条件下，压力升高时，二氧化碳溶解度升高，降粘作用随之提高。但是，压力过高，若压力超过饱和压力时，粘度反而上升。
原油粘度降低时，原油流动能力增加，从而提高原油产量
2.改善原油与水的流度比
大量的二氧化碳溶于原油和水，将使原油和水碳酸化。原油碳酸化后，其粘度随之降低，大庆勘探开发研究院在45○C和12.7MPa的条件下进行了有关试验，试验表明，二氧化碳在油田注入水中的溶解度为5%（质量），而在大庆油田原油中的溶解度为15%（质量）；由于大量二氧化碳溶于原油中，使原油粘度由9.8mPa·s降到2.9mPa·s，使原油体积增加了17.2%，同时也增加了原油的流度。水碳酸化后，水的粘度也要增加，据前苏联有关文献报道，二氧
化碳溶于水中，可使水的粘度提高20%以上，见图，同时也降低了水的流度。因为碳酸化以后，油和水的流度趋向靠近，所以改善了油与水流度比，扩大了波及体积。
3.使原油体积膨胀
二氧化碳大量溶于原油中，可使原油体积膨胀，原油体积膨胀大小，不但决定于原油分子量的大小，而取决于二氧化碳的溶解量。二氧化碳溶于原油，使原油体积膨胀，也增加了液体内的动能，从而提高了驱油效率。
大庆勘探开发研究院用萨尔图油田南4-丁2-346井原油进行了试验。目的是为了了解二氧化碳溶于原油后，油相的体积与原始油样的体积比与压力的关系。
试验条件为：取样深度800m，原油饱和压力6.7MPa，密度0.798g/cm3，粘度8.8mPa·s，二氧化碳纯度96.86%，试验温度48○C，测试压力7.00~28.12MPa。试验结果如图图表明，二氧化碳溶于原油后，油体积先是随着压力的升高而增大，这是因为二氧化碳溶于原油中，溶解度随着压力上升而增大，致使原油体积膨胀率也逐渐增大。图中两条曲线分别表示原油样体积与二氧化碳体积比1：1.7和1：1.6的情况。当压力上升到10.55MPa 时，油相体积分别达到最大值。此后，油相体积随压力升高而减小。这就是所谓二氧化碳萃取和汽化原油中轻质烃组分的过程。这也就是下面我们要介绍的二氧化碳混相驱油的重要机理。
4.使原油中轻烃萃取和汽化
当压力超过一定值时，二氧化碳混合物能使原油中不同组分的轻质烃萃取和汽化。S·B·Mikael和F·S·Palmer对路易斯安娜州采用二氧化碳混相驱的SU油藏64号井的产出油进行了分析，认为二氧化碳混合物对该油藏原油轻质烃其实存在萃取和汽化作用，见图。该井注二氧化碳（CO284%，甲烷11%，丁烷5%）之前，原油相对密度为0.8398；1982年注入CO2混合物后，初期产出油平均相对密度逐渐上升，从0.7587增加到0.8815；这说明原油中轻质烃首先萃取和汽化，以后较重质烃也被汽化产出，最后达到稳定。但是，注入CO2混合物后，产出油的最大相对密度是0.8251；1984产出油的相对密度为0.8251；1985年以后产出油相对密度基本稳定在0.8155。也低于原始原油的相对密度0.8398。这充分证明注入CO2混合物确实存在原油中轻质烃萃取和汽化现象。萃取和汽化现象是CO2混相驱油的重要机理。
在该试验中，当压力超过10.3MPa时，CO2才使原油中轻质烃萃取和汽化；当压力超过7.85MPa时，采收率就相当高，可以高达90%。
5.混相效应
混相的最小压力称为最小混相压力（MMP)。最小混相压力取决于CO 2的纯度、原油组分和油藏温度。最小混相压力隋朝油藏温度的增加而提高；最小很想压力随着原油中C 5以上组分分子量的增加而提高；最小混相压力受CO 2纯度（杂质）的影响，如果杂质的临界温度低于CO 2的临街温度，最小混相压力减小，反之，如果杂质的临界温度高于CO 2的临界温度，最小混相眼里增大。
CO 2与原油混相后，不仅能萃取和汽化原油中轻质烃，而且还能形成CO 2和轻质烃混合的油带（oil banking ）。油带移动是最有效的驱油过程，它可以使采收率达到90%以上。
6.分子扩散作用
非混相CO 2驱油机理主要建立在CO 2溶于油引起油特性改变的基础上。为了最大限度地降低油的粘度和增加油的体积，以便获得最佳驱油效率，必须在油藏温度和压力条件下，
要有足够的时间使CO 2饱和原油。但是，地层基岩是复杂的，注入的CO 2也很难与油藏中原油完全混合好。多数情况下，CO 2是通过分子的缓慢扩散作用溶于原油的。分子扩散过程是很慢的。特别是当水相将油相与CO 2气相隔开时，水相阻碍了CO 2分子向油相中的扩散，并且完全抑制了轻质烃从油相释放到CO 2相中。
在三次采油中，通过CO 2驱动水驱替后的残余油的机理至今还没有完全掌握。如果是因 为油碰撞的结果，则油水弯月面的变化，引起毛细管力平衡的破坏，相的重新排列可能导致油的流动。如果水相被完全驱替，油和CO 2直接接触，将使原油降粘和膨胀，增加了原油的内能，也可导致采收率提高。不论是哪种作用，都必须有足够的时间使CO 2分子充分地扩散到油中。
在高温和高压条件下，在现场测定CO 2扩散系数是非常困难的，通常用下面的经验公式进行计算。
CO 2在油中的扩散系数
Ds 0=1.41×10-10μ
0-0.49 式中 Ds ·o ——CO 2在油中的扩散系数，m 2/s ；
μ0——油的粘度，mPa ·s 。
CO 2在水中的扩展系数：
ωμT 12
-105.72w Ds ?=? 式中 Ds ·w ——CO 2在水中的扩散系数，m 2/s ；
T ——温度，K ；
μw ——水的粘度，mPa ·s 。
如果CO 2通过水堵段的扩散距离是X ，通过水堵段扩散所需的时间是t ，可用下式表示它们之间的关系。
t =X 2/Ds ·w
也可以用实验室岩心驱扩散时间，计算现场CO 2扩散时间。
2e p )(
t t Xe Xp == 式中 t p ——现场CO 2扩散时间；
t e ——试验扩散时间；
X p ——现场扩散距离；
X e ——试验扩散距离。
7.降低界面张力
试验证明：残余油饱和度随着油水界面张力减小而降低；多数油藏的油水界面张力为10~20mN/m ，想使残余油饱和度趋向于零，必须使油水界面张力降低到0.001mN/m 或者更低。界面张力降到0.04mN/m 一下，采收率便会更明显地提高。CO 2驱油的主要作用是使原油中轻质烃萃取和汽化，大量的烃与CO 2混合，大大降低了油水界面张力，也大大降低了残余油的饱和度，从而提高了原油采收率，见图。
从图中可以看出，随着见面张力的降低，采收率逐渐提高。
8.溶解气驱作用
大量的CO 2溶于原油中，具有溶解气驱作用。降压采油机理与溶解气驱相似，随着压力下降CO 2从液体中溢出，液体内产生气体驱动力，提高了驱油效果。另外，一些CO 2驱替原油后，占据了一定的空隙空间，成为束缚气，也可使原油增产。
9.提高渗透率
碳酸化的原油和水，不仅改善了原油和水的流度比，而且还有利于抑制粘土膨胀。CO 2溶于水后显弱酸性，能与油藏的碳酸盐反应，使注入井周围的渗透率提高。可见碳酸盐岩油藏更有利于CO 2驱油。
第二节 驱油机理的综合利用
CO 2是一种多用途的注入气体，它的有利特性不仅仅是由于其混相的能力，而且还具有
因CO2溶于原油后使原油体积膨胀、粘度降低等改变油流特性的有点。在美国，由于存在丰富的CO2天然气源，所以CO2驱得到广泛的应用，并被认为是最有潜力的油田开采方法。
根据国内外大量CO2驱油现场试验资料分析，综合利用CO2驱油机理的驱油方式主要有一下几种：
1.二氧化碳混相驱替
在混相驱替过程中，CO2提取原油中的轻质成分或使其汽化，从而实现混相以及降低界面张力等作用是CO2驱重要的提高采收率的机理。由于受底层破裂压力等条件的限制，混相驱替只适用于o API重度比较高的轻质油藏。
CO2混相驱替在浅层、深层、致密层、高渗透层、碳酸岩层、沙岩中都有过应用经验，分析以往经验，CO2混相驱对开采下面几类油藏具有更重要的意义。
（1）水驱效果差的低渗透油藏；
（2）水驱完全枯竭的砂岩油藏；
（3）接近开采经济极限深层、气质油藏；
（4）利用CO2重力稳定混相驱开采多盐丘油藏。
2.二氧化碳非混相驱
CO2非混相驱的主要采油机理是降低原油的粘度，使原油体积膨胀，减小界面张力，对原油中轻烃的汽化和抽提。当地层及其中流体的性质决定油藏不能采用混相驱时，利用CO2非混相驱的开采机理，也能达到提高原油采收率的目的主要应用包括：
（1）可用CO2来恢复枯竭油藏的压力。虽然与水相比，恢复压力所用的时间要长得多，但由于油藏中存在的游离气相将分散CO2，使之接触到比混相驱更多的地下原油，从而使波及效率增大。
特别是对于低渗透油藏，在不能以经济速度注水或驱替溶剂段塞来提高油藏的压力时，采用注CO2就可能办到，因为低渗透性油层对注入CO2这类低粘度流体的阻力很小。
（2)重力稳定非混相驱替。用于开采高倾角、垂向渗透率高的油藏。
（3)重油CO2驱，可以改善重油的流度，从而改善水驱效率。
（4)应用CO2驱开采高粘度原油。
3.单井非混相二氧化碳“吞”“吐”开采技术
这种单井开采方案通常实用那些在经济上不可能打许多井的小油藏，强烈水驱的块状油藏也可使用。此种三次采油方式最适合那次额不能承受油田范围id很大前沿投资的油藏。周期性注入CO2与重油的注蒸汽增产措施相似，但它不仅限于重油开采，而且已成功的用
于轻油的开采中。虽然增加的采收率并不大，但评价报告一致认为，这些方案确实能在CO2耗量相对较低的条件下增加采油量。多数情况下，采用这种技术的井在试验以前均已接近经济极限。
该方法的一般过程是把大量的CO2注入到生产井底，然后关井几个星期，让CO2渗入到油层，然后，重新开井生产。采油机理主要是原油体积膨胀、粘度降低以及烃抽提和相对渗透率效应；在倾斜油层中，尽管油井打在不太有利的位置，利用这种技术回采倾斜油层顶部的残余油也是可能的。
CO2吞吐增产措施相对来说具有低投资、返本快的特点，看来有获得广泛应用的可能性。
第二章影响二氧化碳驱油的因素
第一节油藏条件对二氧化碳驱油的影响
1.油藏深度对二氧化碳的驱油的影响
CO2之所以能有效的使原油流动，最根本的原因是CO2能与原油中的轻质烃混相。最小混相压力（MMP)随着油藏温度增加而增加，见图，也可以用下式表示：
MMP=Po+γT （1）
式中Po和γ值取决于原油组分，他们反映了原油组分和CO2最小混相密度之间的关系；他们是建立在CO2能是原油中轻质烃萃取和汽化的基础上。其值可以从表中查出、。
油组分和需要的CO2密度关系表
T是油藏温度，由下式表示
T=Ts+Gd （2）
式中Ts——年度平均地面温度，o C；
G——地热梯度，o C/m；
d ——油藏深度，m；
把式2代入式1得：
MMP=Po+γ（Ts+Gd）（3）
由式3可以看出，最小混相压力随油藏深度增加而增加。
试验和实践证明，破裂压力梯度不仅与岩石致密程度和岩石中流体压力有关，而且也与油藏深度有关，见图
由图可以看出，破裂压力梯度随油藏深度的增加而增加，也可用下式表示：
g f=1.0-B·e-Ad （4）
式中g f——破裂压力梯度，MPa/m；
A和B——拟合参数，可由表查出。
众所周知，破裂压力是根据破裂压力梯度计算的，计算公式如下：
P f= g f d=d(1-B·e-Ad ) (5)
式中P f——破裂压力
由式5可以看出，破裂压力也随着油藏深度的增加而增加。从图也可以看出，破裂压力比最小混相压力随油藏深度增加的更快。
CO2混相驱极限定义为破裂压力与最小混相压力的差，用下式表示：
ΔP=P f－MMP (6)
式中ΔP——CO2混相驱压力极限。
把（3）式和（5）式代入（6）式得
ΔP=d(1－γG－B·e-Ad ）－Po－γT （7）
由（7）式和图可以看出，CO2混相驱压力极限ΔP随着油藏深度的增加而增加。
从上面的分析可以看出，无论是最小混相压力，还是CO2混相驱油压力极限，都随着油藏深度的增加而增加。这说明油藏深度对CO2混相驱油确实存在影响。
2.油藏非均值性质对二氧化碳去驱油的影响
油藏非均值性影响CO2驱油的原因是因为原油的粘度比CO2的粘度高得多。地层对原油的渗透率（Ko）比地层对CO2的渗透率（K CO2）低得多。根据流体流度的概念，CO2的流度（K CO2/μco2）比原油的流度（K0/μ0）大的多。所以容易造成CO2串流、指进和突破，对扫油效率产生不利影响；非均质性越严重，对扫描效率影响越大，驱油效果越差。除非想办法降低CO2的流度，改变油和CO2的流度比，才能提高CO2的扫油效率。
还可以用地层垂向渗透率与水平向渗透率比（K v/K h）说明油藏非均质性对CO2驱油的影响，见图。
从图可以看出，当K v /K h 值减小时，CO 2段塞法和CO 2与水同时注入法都显示采收率增加。当K v /K h 值大于0.01时，CO 2与水同时注入方法对K v /K h 值变化的灵敏成都比CO 2段塞法小。可是，当K v /K h 值小于0.01时，与所用的CO 2注入方法基本无关，两条线基本平行。这是因为K v /K h 值小于0.01，说明K v 相对K h 来说相当小，所以能有效地阻止CO 2和水的重力分离。在上述条件下，两种方法采收率之间的差别，不是校友0.01的K v /K h 值变化引起的，而是由于CO 2与水同时注入时固有的良好流度控制引起的。
还可以用非均质系数的概念，在进一步分析非均质性对CO 2驱油的影响。油藏的非均质性通常用非均质系数表示。对于连续层状油藏来说，他的非均质系数定义为平均渗透率与最大渗透率的比，用下式表示：
max k K K K =
(8) 式中 K k ——油藏非均质系数，无因次；
K ——油藏平均渗透率，μ㎡；
K max ——油藏最大渗透率，μ㎡；
最近，美国Koval 通过试验提出了确定胶结疏松介质非均质程度的方法。非均质程度用下式表示：
'M M H =
(9) 式中 H ——非均质程度（非均质系数），无因次；
M ——有效流度比，被驱动流体的流度/驱动流体的流度，无因次；
M ＇——有效粘度比，被驱动流体粘度/驱动流体粘度，无因次。
式8和9的重要区别在于式8静态地描述了油藏的非均质性，式9则动态的描述了油藏的非均质性，后再在三次采油过程中更有意义。
对于渗透率为正态对数分布的非均质连续层油藏来说，累积注入流体量可用下式表示：
[]????????????+---=+-f f m f M M Q k k f
f )1('2inverfc 22exp '2)1(σσ 式中 Q ——以孔隙体积表示的积累注入流体量，无因次；
ｆ——注入流体的产量，无因次；
δk ——正态对数渗透率分布标准方差，无因次； 如果把注入流体的突破定义为注入流体浓度达到某一值时，那么，Q 就近似对于托破时的采收率。因而，从式（10）可以得出这样的结论：CO 2驱油效率与原油和CO 2的有效粘度比（M ＇）、CO 2的产量（ｆ）和正态分布标准方差（δk ）有关。而M ＇、f 和δk 这三个参数都与油藏非均质程度有关，所以油藏非均质程度影响CO 2的驱油效果。
根据上面分析可以得出，严重层状非均质性和裂缝性油藏应避免采用CO2混相驱。
3.油藏压力对二氧化碳驱油的影响
CO2驱油有两种类型-混相驱油和非混相驱油。如果油藏压力高于CO2与原油的最小混相压力，向油藏注入CO2才有可能实现CO2混相驱油；如果油藏压力低于CO2与原油的最小混相压力，向油藏注入CO2很难实现CO2混相驱油。因此，油藏压力是能否实现CO2混相驱油的主要因素，但不是唯一因素，因为还有其它因素。
在CO2驱油过程中，无论是混相驱还是非混相去，注入压力越高，驱油机理越能充分发挥作用。试验证明，CO2非混相驱油效果虽然不如混相驱油效果好，但也具有较高的驱油效果，并随着驱动压力的提高而增加，如图所示。
图是大庆油田在45℃的油层温度下所做的CO2驱油试验效果。
由于油层允许的最大工作压力（驱动压力）必须小于油层破裂压力，所以，进口允许的最大注气压力等于油层允许的最大工作压力加上井筒摩擦阻力减去井筒气柱压力，因此说他的值是受到限制的。大庆油田根据模拟计算，给出了油层深度为800～1200m时井口允许的最大注气压力，见表。
大庆油田井口允许的最大注气压力
4.油藏温度对二氧化碳驱油的影响
油藏温度小于120℃时，能顺利地向地层注入CO2，实现混相驱油。并且，在其它条件相同的情况下，地层温度较低时，更容易实现CO2混相驱油。如果油藏温度较高，要实现CO2混相驱油就比较困难，这是因为所需要的最小混相驱油压力随着油藏温度的升高而增加，见图。
图是用长12.2m，胶结疏松的砂岩心所进行的试验结果。试验采用CO2以混相驱油方法，驱替0.8708相对密度的原油。如果油藏温度从44.4℃增加到121.1℃,最小混相压力也从12.6MPa增加到20.96MPa。
5.岩石湿润性对二氧化碳驱油的影响
E·T·S·Huang和L·W·Hol用不同的润湿性的贝雷砂岩岩心（3.8×3.8×12.9cm）进行了CO2驱油试验，试验是在48.9℃的温度和17.2Mpa的压力下进行的，试验结果见表
CO2在不同湿润性岩心中的驱油效果试验结果
岩心
水湿润混合湿润油湿润
11 1 5 5 8 4
开始油饱和度/%PV
63 63 60 60 72 66
水驱后残余油饱和度/%PV
36 29 29 28 44 34
CO2驱后残余油饱和度/%pv
CO2段塞+
12 7 9 7 30 22
水与CO2交替注入≠
19 21 14 10 34 23
+先注入0.4PV的CO2，随后再注入2%的盐水；
≠先注入0。8PV的水与CO2交替流体（水/CO2=1：1）随后再注入2%的盐水。
L·M·Holm等人也曾用贝雷砂岩心进行了CO2与水同时注入是三次采油是颜，试验的结果见图。
从图中可以看出，CO2与水同时注入是，岩石的湿润性对CO2驱油效果的影响。水湿润性对CO2驱油效果的影响较大，隋朝注入CO2孔隙体积百分数的减少，残余油采收率迅速下降。而油湿润性对CO2驱油效果的影响却较小，随着注入CO2空隙提提百分数的减少，残余油采收率缓慢下降。
6.地层水和注入水对CO2驱油的影响
在CO2去有中，地层水或注入水会溶解一部分注入的CO2。这就减少了CO2的有效驱油体积。CO2在水中溶解度随水中含盐量的增加而减少；随压力的增加而增加；随温度的增加而减少，见图。
水中溶解的CO2在水中的溶解度随水中含盐量的增加而减少；随压力的增加而增加；随温度的增加而减少，见图。
水中溶解的CO2增加，水的粘度增加，流度降低，因而改善了油与水的流度比，从而提高了波及效率。
第二节原油组分对CO2驱油的影响
原油组分主要指的是C５~C30组分的含量。知道了原油C５~C30组分的含量后，还必须详细了解C５~C12和C30以上烃的含量及烃的类型——石蜡烃、芳香烃和环烷烃等。原油中C５~C12烃的含量对CO2的最小混相压力影响比C30烃的含量和类型影响更大。
在长12.2~24.4m，之间0.63㎝的高压管中充满干净的砂子，在不同的油藏温度和压力下进行了CO2驱替试验，试验结果见图。
从图中可以看出，在油藏条件下，随着原油分子量的逐渐增加，最小混相压力逐渐升高。图是在长14.6，直径0.63m的高压管中充填砂子，在57.2℃油藏温度下进行的CO2驱油试验的试验结果。从图中可以看出，随着压力的增加，采收率也逐渐增加，当达到混相条件时，采收率高达90%以上。
第三节二氧化碳含量对驱油的影响
CO2之所以能与原油混相是由于原油中含有丰富的中间（C５~C12）组份，并且只有在足够高的压力（最小混相压力）下，多次与CO2接触才形成混相。如果原油中缺乏中间组份，会严重地影响CO2与原油混相，也会影响采收率。如果在CO2中加入一定量的轻、中质组份，不仅可以减少CO2用量，而且促进了混相，也提高了采收率。
我过任丘油田分别用纯CO2和C2~C6富化的CO2，在油藏温度及与油藏实际注入相同的注入压力和注入量条件下，进行了以富化的CO2驱替雁翎原油的试验，试验结果见表。
注入气体注入气组成/% 注入压力/MPa 饱和压力/MPa 注入量/%PV 采收率/% CO2100 37.7 2.45 120 75
CO2100 27.9 2.45 120 55
CO2100 20.8 120 50
CO2+（C2~C6）50+50 27.9 120 91
CO2+（C2~C6）75+25 27.9 120 78
美国的T·G·Monger用纯CO2和用45%的CO2与55%的甲烷混合气进行了岩心吞吐驱替试验，试验条件见表，试验结果见图。
CO2吞吐岩心驱替试验条件
从图中可以看出，用纯CO2驱油是，初始的水驱残余油饱和度为0.437，第二个周期吞吐结束时，油饱和度为0.380；用55%甲烷富化的CO2驱油时，初始的水驱残余油饱和度为0.424，第二周期吞吐结束时，油饱和度只有0.315。这充分说明用55%甲烷富化的CO2的驱油效果优于用纯CO2的驱油效果。
大庆油田进行了CO2与原油接触时，原油泡点压力大变化试验。试验温度48℃，油样用大庆原油100ml，每增加5～10mlCO2，测一次泡点压力。测泡点压力钱，是平和压力比预测的泡点压力高4～5MPa，在48℃的温度下平衡2～6h，然后测定泡点压力。一直测到继续增加CO2用量泡点压力不再上升为止。试验结果见图。
图表明，油相的泡点压力随着CO2含量的增加而上升。泡点压力增加，说明天然气在较高的压力下才从原油中脱出，单就是这一点而言，对原油的开采是不利的。CO2含量低于20%时，泡点压力上升比较缓慢，CO2含量高于20%时，泡点压力急剧上升，CO2含量达到32%以上时，油相上面开始形成富含轻烃的高密度CO2这时，注入的CO2已不能全部溶解在原油中。所以，CO2超过32%以后，CO2的用量是不是CO2在原油中的溶解量。这时测得的泡点压力也不是真实的泡点压力，而是在液气平衡条件下油相的饱和压力。
从图可以看出，CO2含量低于32%，曲线上面是单液相，曲线下面是液气平衡体系。CO2含量超过32%，为液气平衡体系。CO2含量达到48%以上时，这时测得的所谓泡点压力，时间是液气平衡条件下油相的饱和压力，它不再随着CO2含量的增加而上升。
第四节二氧化碳驱替速度对驱油的影响
J·L·Shelton等人，用富化气和CO2（见表），在岩心中进行了多次接触混相驱油模拟试验。试验是在48.9℃的温度和11.5MPa的压力下进行的，试验中，一直连续注入几个空隙体积（PV)的溶解，知道采收率基本不再增加位置，试验结果见图。
有图可以看出，注入气同地层油多次接触时的混相驱油效率与驱替速度有关，随着驱替
速度的增加，残余油饱和度怎讲啊，这意味着驱油效果变差。这是因为要实现多次接触混相驱油需要完成组份传递或微观绕流和扩散。
从图中还可以看出CO 2多次接触混相驱油的效果随着驱替速度的变化比富化气更敏感，也就是说，随着CO 2驱替速度的增加，残余油饱和度增加，驱替效率迅速下降。而富化气去有事，随着驱替速度的增加，残余油饱和度增加较小，驱替效率变化较小。这是因为CO 2的分子量比富化气更高，所以比富化气中的富化组份扩散的更慢。因此，在CO 2混相驱中，对CO 2驱替速度进行优选是十分必要的。
通常，前沿推进速度应控制在等于或小于临界速度下，临界速度用下式表示：
s s c u μμνρ--=
00 （11）
式中 k ——渗透率，μ㎡； g ——重力加速度，9.8㎡/s 2；
ρ0——油的密度，g/cm 3；
ρs ——油的粘度，mPa ·s ；
μs ——溶剂的粘度，mPa ·s ；
u c ——临界速度，m 3/cm 2；
在重力稳定驱油情况下，把达西定律用于溶剂（CO 2)和油。假设u 是溶剂沿Z 方向向前推进时，单位横截面积的体积流速，就可以得到如下关系式：
??????--=??????--
=g d d k s d d k u z p g s z p s 000)()(ρμρμ （12）
由方程2可导出： ???
????+-=+-=g k u d d g k u d d z p s s s z p 000)()(ρμρμ （13）
按照稳定驱油的标准，如果： g k
u k u s s 00ρμρμ+-≤+-
即，如果：
kg u s s μμρρ--≤00 （14）
此时，水平界面见保持稳定，换言之，如果速度的值等于或者小于临界速度u c 时，那么水平界面将是稳定的。
根据临界速度的定义，方程（14）的右边恰是临界速度。以为在CO 2混相驱油时，前沿推进速度通常控制在等于或者小于临界速度。如果高于临界速度，因为驱动流体和被驱动流体之间存在密度和粘度的差异，所以驱动流体以不规则的方式穿过油层中被驱动流体而趋向于舌进和指进，导致垂向和水平向波及效率变差。因此，为了达到较高的采收率，工艺上都推荐在等于或者低于临界速度的驱替速度下进行混相驱油。
第五节 扩散对二氧化碳混相驱段塞大小和驱油效率的影响
A ·T ·Crongan 等人进行了扩散对CO 2混相驱段塞大小和驱油效率的影响研究。研究发现，纵向扩散系数的增大加剧了段塞的破坏。然而，经过相当长的时间和注入了足够量的溶剂（CO 2）后，会形成大量的通过界面的流窜，这会导致整个油藏趋向于均匀波及，这就是横向扩散作用的影响。通常选择的层间横向扩散系数比为 1.25~3.75。如果两层间横向扩散系数比较小，则意味着层间溶剂扩散传导速度较快，大量的溶剂将通过界面流窜到相邻层，致使本层内留下一些未波及区域，而流到相邻层的溶剂，也往往因为达不到形成混相的段塞临界浓度而降低了段塞的驱油效率。
所谓段塞临界浓度，就是在段塞注入是，只有当溶解浓度高于某一值时才可混相，低于此值时将不可能产生混相，这个混相与不混相的浓度界线称为混相驱的段塞临界浓度，通常选定在0.5~0.9之间。
A ·T ·Crogan 等人建立了影响驱油效率的各参数间的关系式。如果两层间流体的流速及扩散系数已知，就可用下式预测有限段塞的波及效率：
2142322210)()()()(s a a a a a E kt ki v s ++++=γγγ
(15) 式中 Es ——波及效率，%；
γv ——层间流体的速度比，通常选γv =1.25～2.25；
γ
ki ——段塞注入开始时层间扩散系数之比，通常选γki =1.2～1.8； γkt ——段塞注入结束时层间扩散系数之比，通常选γkt
=1.25～3.75；
S1——最大采收率，%；
此式系数值为：
α0=0.044
α1=-0.001
α2=0.005
α3=-0.001
α4=0.014
α5=-0.0003
从式（15）可以看出，波及效率随层间流体的流度比和层间扩散系数比而变化。
如果扩散系数和渗透率已知，用下面的关系式可以预测一定段塞大小，不同临界浓度的波及效率：
Es=α0+α1（γv)2＋α2(γki)+α3(γkt)2+α4（c+1)+α5（c+1)2+α6（c+1)3 （16）式中c——注入段塞浓度，%；
此式系数值为：
α0=3.245
α1=-0.009
α2=0.004
α3=-0.002
α4=-4.694
α5=2.479
α6=-0.476
从式（16）可以看出，波及效率随着注入段塞浓度的变化而变化。
由下式可以预测在油藏条件下，段塞大小与最大采收率的关系：
Es=α0+α1（γv)2＋α2(γki)+α3(γkt)2+α4（R)+α5（R)2+α6ln(R) (17)
式中R——段塞大小，%PV；
此式系数值为：
α0=-88.065
α1=0.229
α2=0.523
α3=0.1461
α4=-434.535
α5=-545.549
α6=23.382
由式（17）可以看出在油藏条件下，最大采收率最大层间流体的速度比、层间扩散系数比和溶解段塞的大小而变化。
第四章二氧化碳的来源及其净化处理
油田现场混相驱需要大量的二氧化碳。一个 1.6×107m3储量的大型混相驱，在几年到长达10年或者更长的一段时间里，可能需要1.4×109~2.8×109m3的二氧化碳。即使是一个小型先导试验，在一年的较短时间内，可能每天需要1.4×105~2.8×105m3的CO2，因此油田CO2混相驱能否顺利进行，经济效益如何，都与二氧化碳的来源有密切的关系。下面介绍二氧化碳的可能来源。
一、二氧化碳的来源
二氧化碳可以从以下几个途径中得到：
1.天然的二氧化碳矿藏
二氧化碳有时以接近纯CO2的形势或与氮气、烃气一起储集在地层中。在美国某些地区的井就能产出接近纯的二氧化碳或具有高二氧化碳浓度的气体。美国可能含有天然二氧化碳矿藏的地区一般集中在西部和西南部的州及密西西比中部。由于这些地区具有丰富的二氧化碳资源，二氧化碳混相驱发展的特别快，而且还被认为是最有潜力的驱替方法。
2.天然气处理厂
许多天然气气田，二氧化碳属于杂质，在气体销售前必须先在处理厂脱除，这部分二氧化碳气体可用于二氧化碳驱工程。
3.氨气
天然气合成氨的副产品——二氧化碳中的二氧化碳浓度大约可达98%。这种高质量的二氧化碳不需要进一步精制，经压缩、脱水和输送到油田之后就可以直接用于混相驱。氨厂提供的二氧化碳只有0~0.1MPa的压力，并饱和有水。
单个氨厂只能为混相驱提供有限的二氧化碳，常不到3×104m3/d，但有的也可以达到
1.4×106~1.7×104m3/d。氨厂的位置距离混相驱油田越近，对油田混相驱工程的实施越有利。这部分二氧化碳是油田进行先导性试验或小型混相驱试验最有价值的来源。
4.电厂烟道气
电厂烟道气是分布最广的单个二氧化碳气源。它含的CO2的浓度低（6%~16%)这主要看电厂是烧气还是烧油或煤。如果电厂烧的是煤，气中还含有其他成分，除飞灰和氧化硫外，还包括氮气和氧气，烟道气的压力基本上只有0.1MPa的气压，为供给油田作为混相驱使用还必须对其进行精制、脱水并输送到油田。
5.其他气源
在混相驱过程中产出的CO2可以回注，但必须经过净化处理，这也是CO2很有价值的来源。其他气源的供气量可能很下，除非离候选油田很近，否则很有可能不经济的。位于炼油厂的制氢厂副产品，其含二氧化碳的浓度足以满足油田应用要求，除需要脱水和压缩外，不需要进一步精制。在酸气分离厂，分离出来的气体含CO2浓度可能很高，但也可能别H2S 污染，水泥厂和石灰煅烧厂的烟道气，与电厂的烟道气一样，含低浓度的CO2，需要对其进行分离。作为环氧乙烷和丙烯（有个字不认识，没五笔，不知道怎么打）厂副产品的CO2浓度也很低，在用于混相驱前也需要进行精制。
二氧化碳气体分离技术
介绍的几种二氧化碳来源都需要净化处理，这里着重介绍二氧化碳驱工程伴生气中CO2的分离技术。
由于初始注气所用的二氧化碳是外购的，这项费用是二氧化碳驱工程中很大的一项成本开支。因此，在二氧化碳通过油层产出后，就必须加以净化和保存以备再注入，从而避免超量购买CO2并造成不允许的大气污染。
二氧化碳驱工程伴生气的分离方法很多。主要有如下几类：化学溶剂法；物理溶剂法；薄膜分离法及低温分馏法。
1.化学溶剂法
该工艺过程是将原料气体和某种化学溶解接触使其发生化学反应，酸气成分CO2(和H2S）被吸收在溶剂中然后从富含CO2的溶液中汽提出CO2，达到分离的目的。
这类化学溶剂可以是各种醇胺类溶液或碱类溶液。醇胺溶液主要有：一乙醇胺（MEA）、乙醇胺（DEA)、三乙醇胺（TEA)、二甘醇胺（DGA)、二异丙醇胺（DIPA）及甲基二乙醇
胺（MDEA）等，而碱盐溶液则以碳酸钾最为典型。
图所示为醇胺累脱出CO2的工艺流程简图。原料气自下而上通过吸收塔，溶剂则从塔顶喷下，两者逆流相接触发生化学反映，CO2被吸收在溶剂中由吸收塔底部排出到汽提塔进行汽提释放出CO2。
图所示为使用碳酸钾溶液脱出酸气成分的苯菲尔（Benfield）方法流程图。在吸收塔中原料气在一定压力下（0.7~14MPa表压）与含苯菲尔添加剂的碳酸钾溶于相接触，酸性组分（CO2和H2S)被吸收。富液压力下降到接近常压，并在再生塔中汽提以释放出被吸收的酸性气体。
化学溶剂法的特点是：溶解热高，需要很高的再生能量；选择性差，对酸气的溶解能力低；溶剂循环率高，需要较多的吸收装置，因此投资及运行费用较大。
2.物理溶解剂法
物理溶解剂法是在一定压力下用溶解对酸性气体进行物理吸收来脱除酸性气成分，并不发生化学反应。溶剂的再生则通过降压来实现。典型的物理溶剂法有Shell公司的环丁砜（Sulfinol)工艺和Norton公司的聚乙二甲醚（Selexol）工艺。三乙醇胺也可作为物理溶剂使用。
聚乙二醇二甲醚工艺流程包括一个吸收塔和一套闪蒸和/或汽提的解析装置。原料气进入吸收塔底部，被自上而下的再生过的溶液所洗涤。净化气由塔顶引出，塔底的富液通过减压闪蒸得以再生。通常经过两级或三级闪蒸，最终压力为常压或低于常压。从最高压力闪蒸级出来的气体大部分是溶解的非酸性气体，通常被再压缩并返回到吸收塔。离开最后闪蒸级溶液可送入汽提塔用空气或惰性气体解析掉残余的酸性气，再生过的溶剂送往吸收塔顶部（见图）。
物理溶剂法溶解符合较化学溶解法高，溶剂的再生能力主要靠压力的降低，因此从这些溶剂中回收CO2并使之再生所需要的能量相当少。如果伴生气是在较高压力下采得，那么物理溶剂法是较好的选择。若伴生气压力低，CO2的分压也低，这时要对原料加压才能进行气体吸收。通常要加到2.1~4.2MPa（表），这样费用就昂贵了。
3.薄膜分离法
某些聚合材料制成的薄膜可用来分离气体。70年代初出现了高通量不对称薄膜后，薄膜气体分离法在经济上的竞争力开始显现出来。研制工业用的气体分离薄膜还是70年代的事情，因此，薄膜分离法对提高石油采收率工程来说是一种较新的气体处理技术。
薄膜分离气体的基本原理是：有某些聚合材料如醋酸纤维、聚酰亚胺等支撑的薄膜对不
同的气体显示不同的渗透率，即不同的气体能以不同的渗透率透过薄膜，以CO2和甲烷为例CO2通过薄膜的速率比甲烷快25倍之多。压力是薄膜渗透的驱动力，当薄膜两边存在压差时，渗透率高的气体组分中，大部分气体以很高的速率透过薄膜，聚集在薄膜的一侧（称为渗透率侧即低压侧）形成渗透气流，而渗透率低的气体组分中绝大部分则留在薄膜的进气侧（即高压侧）形成残留气流。两股气流分别引出而达到气体分离的目的。
薄膜分离系统的主要性能取决于：
（1）原料气成分和状态（压力和温度）；
（2）渗透气中CO2的纯度要求；
（3）残留气体允许的CO2浓度；
（4）要求回收的CO2总量。
薄膜分离的驱动力是分压差，股CO2驱提高石油采收率工程的伴生气在进入薄膜装置处理之前，应先加压到 2.1~4.1MPa（表压）或更高。而得到的CO2渗透气压力通常在0.14~0.17MPa（表压）。薄膜法从烃类气流中脱出CO2的量是很灵活的。例如，单级薄膜可分离出含95%CO2的渗透流用于再注气，并使烃类中的CO2从70%~90%下降到15%~50%而不会丢失过多的甲烷和乙烷。另外，还可使用两级或多级薄膜使烃气中的CO2下降到15%左右作为基本部分的消除级，而后再加较经济的吸收级（如MEA、DEA和Selexol）以最后脱除CO2。
薄膜系统中的主要问题是：
（1）薄膜组件的使用寿命和结构的进一步完善；
（2）气体中固体粒子和表面碎屑对薄膜面的堵塞；
（3）气体收集系统中的液体所产生的液体所产生的阻滞作用。
进到薄膜装置的CO2-EOR伴生气的温度应在露点以上，以保证不会有液滴。这可能要求对原料气进行预处理，主要是过滤、捕获液滴和露点的控制。
薄膜的主要应用范围是从CO2含量高（40%~50%）的EOR伴生气中对CO2作大容量粗脱除。CO2含量和伴生气压力越高，薄膜的竞争力越大。比较好的方案应是薄膜分离系统后有其他型式的CO2脱除级以达到最后的净化。
4.低温分馏法
在低温下分馏可将EOR工程伴生气分离成甲烷流、CO2流和液态天然气流。可用于EOR 工程伴生气的最典型的低温分馏法是美国Koch Prncess(KPS)公司的Ryan Holms。该工艺主
微生物驱油技术综述
摘要相对于常规提高采收率技术, 微生物采油有 2 个优点, 即微生物不会消耗大量能源且其使用与油价无关。微生物能以油藏里的物质为营养代谢, 在发酵过程中排出生物气, 占据部分储层空间, 或形成人工气顶。微生物还可以堵塞油层的高渗透通道。微生物在油藏整个水相里都发挥作用, 包括水与岩石界面和油水界面, 并可以受控地在分子和孔隙微观水平上连续产出气体、溶剂、表面活性剂以及其他生物化学剂，驱替石油。日本和中国用优选的微生物菌种注入油藏进行矿场试验, 结果提高采收率15 %～23 % 。但是微生物采油也有一些局限性, 所以应该加强目前进行的微生物驱油模拟研究, 确定最好的菌种、营养物、代谢和生理特征, 使微生物驱油开采技术获得较高成功率。 一、微生物采油原理 为了让微生物快速繁殖和生长, 研究人员用各种方法往油藏里注入营养物, 激活这些微生物。有些微生物能以油藏里的物质为营养代谢, 在发酵过程中排出生物气, 占据部分储层空间, 或形成人工气顶。 微生物还可用于堵塞油层的高渗透通道。在多年注水开发后, 注入水会绕过渗流阻力高的含油部位, 沿渗流阻力最小通道流动。微生物数量在这个通道中也很多, 可以在注入水中添加营养物激活微生物。微生物的繁殖造成其数量猛增, 封堵无效循环的水路, 扩大波及体积, 提高注水效率。 大多数微生物具有天然依附于岩石表面的倾向, 不在液体中自由浮动。油藏里, 微生物吸附在岩石表面并繁殖, 产生胞外多糖, 促进了菌体在岩石表面的吸附作用, 形成生物膜, 起到对菌体保护的作用, 并加快细菌更好地利用营养物等资源。随注入水进入油藏的细菌将在原来的生物膜上流过, 有时微生物也会从生物膜中分离出去并与注入水一起渗流, 或者到油藏深部。 从物理化学原理方面看, 促使微生物增长并释放原油的机理与常规EOR 技术基本是一样的。尽管泄油机理相似, 但其他方面却有很大差异。常规的非微生物提高采收率技术是通过井口大量注水, 而微生物在油藏整个水相里都发挥作用, 包括水与岩石界面和油水界面, 并可以在受到控制的情况下在分子和孔隙微现水平上连续产出气体、溶剂、表面活性剂以及其他生物化学剂。这些生物生成物都有已知的泄油机制, 对石油具有化学和物理作用。 二、微生物驱技术分类 微生物可以在油藏中也可以在地面增长。地面培养时, 可以分离和收集微生物的代谢产物, 经过加工和处理再注入到油藏里驱油。 从专业角度来看, 微生物驱油有些类似于地下生物改造作用。注入的营养物与本源或外源微生物一起促进地下微生物的增长和代谢产物, 使更多原油流动, 通过油藏降压作用、界面张力/ 油相降粘以及选择性堵塞高渗区来提高剩余油流动性。另外, 经发酵后的活微生物再注入油藏也能达到增采的效果。 微生物在地下不但要生成原油流动所必需的化学物, 而且要在油藏环境下繁殖增长。在微生物驱油过程中, 要经常注入营养物保持微生物代谢作用, 有时还往油藏注入可发酵的碳水化合物作为碳源。有的油藏还需要无机营养物作为细胞生长的基液或者作为有氧呼吸的另一种电子受体。 三、油藏特征与效果 在注微生物前, 必须确定油藏的特征, 如矿化度、p H 值、温度、压力和营养物情况。岩石性质也很重要。天然裂缝可能改变微生物有效进入油藏的方式。泥质的存在可能会吸收生物聚合物和生物表面活性剂, 影响作用的发挥。碳酸盐会迅速与酸反应, 产生更大量的有利气体, 例如二氧化碳。 只有细菌是微生物驱油的希望之星。由于菌类的原因, 霉菌、酵母、藻类和原生动物等无法在油藏条件下增长。许多油藏的NaCl浓度高, 这就要求使用能够适应这种环境的细菌。在
CO2驱油数值模拟研究现状与发展趋势
注气驱油数值模拟方法研究现状与发展趋 势 姬泽敏，秦积舜，李实，廉黎明 （提高石油采收率国家重点实验室—中国石油勘探开发研究院，北京市 100083） 摘要：注气驱油技术是提高石油采收率的重要方法之一，应用和发展前景广阔。气驱油过程伴随着油气体系间的组分传质和系统压力变化，进而引起油气体系的相态转化，使得注气驱油过程的物理化学现象的表征和数学描述变得十分复杂，至今尚未形成统一和精确的油气体系相态表征和描述方法。通过考察国内外已有的相关数学模型和计算模拟方法，本文较为系统的梳理了注气驱油数值模拟方法的发展历程，评价了现有方法的优缺点，并结合我国油藏储层及流体特征，提出了适合中国油藏特点的注气驱油数值模拟方法的发展方向。 关键词：注气驱油技术；油气体系；数值模拟；组分传质；相态 Research Status of Gas Flooding Numerical Simulation and Its Development Trend Ji Zemin1，Qin Jishun，Li Shi，Lian Liming (The State Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery—RIPED, Beijing 100083,China) Abstract: Gas flooding technology is one of the pivotal EOR methods, which has a broad prospect of application and development. However, mass transfer and change of system pressure during the process of gas flooding lead to the change of phase behavior, which draws great difficulties to the mathematical description and characterization of physical and chemical phenomenon during the process, so far there has not been a set of uniform and accurate methods to describe and characterize the phase behavior of oil and gas system. According to the mentioned above, based on the investigation of several gas flooding numerical simulation methods at home and abroad, this paper hackled the development process of the gas flooding numerical simulation methods, evaluated the advantages and disadvantages of these methods. Finally, combined with the characters of reservoirs and fluid, development direction of gas flooding numerical simulation with Chinese characteristics was proposed. Key words：gas flooding，oil-gas system，numerical simulation，compositional transfer，phase 1收稿日期： 第一作者简介：姬泽敏（1985—），男，博士研究生，主要从事注气提高采收率技术及数值模拟研究。 基金项目:国家973项目04课题“孔隙介质中相态实验与理论研究”(No. 2011CB707304)，国家科技重大专项(No. 2011ZX05016-001)。
微生物采油技术简介
微生物采油技术简介 大庆石油学院 2006年3月
一、概述 微生物采油技术在我国发展很快，近年来各油田采用与大学、研究院所合作以及从国外公司引进技术等方式，进行了大量的室内研究，取得了一定的成果，并进行了一定数量的现场试验。但在以烃类为营养物的厌养菌或兼性厌养菌的筛选、评价和应用等方面的研究还很少。我们在此方面进行了大量的实验，已经筛选出能够在油藏环境生长、繁殖、代谢的菌种。室内研究取得了突破性的进展，在大庆油田的不同区块进行了油井解堵、水井降压以及提高采收率矿场试验，效果非常明显，经济效益好。 二、研究依据 经过几十年的研究，通过微生物地下发酵提高原油采收率，已经提出了以下几个方面的机理： 1、细菌降粘，减少原油的渗流阻力； 2、产生气体，形成气驱和原油降粘； 3、产生表面活性剂，降低油水界面张力，提高洗油效率； 4、产生聚合物，封堵高渗透层，调整吸水剖面； 5、脱硫或脱硫菌，食原油组分中的硫、氮、降解沥青和胶质，降低原油粘 度； 6、产生有机酸，溶解岩石，提高油层的孔隙度和渗透率； 7、产生醇、醛、酮等有机溶剂，降低原油的粘度； 8、利用微生物产生的代谢物质，使储层岩石表面的湿性反转，以利于水驱 提高采收率。 以上的微生物采油机理，主要是以细菌在地下代谢碳水化合物（如糖蜜）为基础提出来的。我国的糖蜜资源有限，不可能将大量的糖蜜注入地层。但是，在油层中却存在着大量未被采出的残余油。如果能够找到以油层原油为碳源生长繁殖的细菌，通过产生大量代谢产物或使原油降粘来增加原油的产量，那么将是一条非常经济的MEOR途径。 三、菌种的筛选 对于所筛选解堵或提高原油采收率的菌种，必须满足以下的条件才有可能取得较好的效果。 1、厌氧条件下能以原油为唯一碳源生长繁殖； 2、营养要求简单，补充氮、磷、钾元素，即能满足厌氧代谢原油的要求； 3、以原油为碳源时，厌氧生长速度较快； 4、细胞较大； 5、适合油藏条件（如温度、PH值、矿化度等）； 6、地面扩大发酵较为简单。 按照上述要求，最终确定了几株菌供矿场试验。所选育的菌种是来自大庆油田油井产出的油水混合物。此种细菌产物主要为生物表面活性剂。并且能以原油为唯一碳源进行长繁殖。细胞大小为0.5~1×3~100微米，形成1微米左右的孢子。对于不同的油层条件将以此菌为基础，进行不同工艺的培养及配伍应用。在提高原油采收率方面效果很显著。
二氧化碳驱油技术研究现状与发展趋势
二氧化碳驱油技术研究现状与发展趋势 随着世界经济的飞速发展，能源的生产与供求矛盾越发突出，石油作为工业发展的命脉，由于其储量的有限性，使得人们对它的研究和关注程度远胜于其它能源。寻找有效而廉价的采油新技术一直是专家们不断探索的问题。 针对目前世界上大部分油田采用注水开发面临着需要进一步提高采收率和水资源缺乏的问题国外近年来大力开展了二氧化碳驱油提高采收率(EOR)技术的研发和应用。这项技术不仅能满足油田开发的需求，还可以解决二氧化碳的封存问题，保护大气环境。该技术不仅适用于常规油藏，尤其对低渗、特低渗透油藏，可以明显提高原油采收率 （一）二氧化碳驱油技术机理 1、降粘作用 二氧化碳与原油有很好的互溶性，能显著降低原油粘度，可降低到原粘度的1/10左右。原油初始粘度越高，降低后的粘度差越大，粘度降低后原油流动能力增大，提高原油产量。 2、改善原油与水的流度比 二氧化碳溶于原油和水，使其碳酸化。原油碳酸化后，其粘度随之降低，同时也降低了水的流度，改善了油与水流度比，扩大了波及体积。 3、膨胀作用 二氧化碳注入油藏后，使原油体积大幅度膨胀，便可以增加地层的弹性能量，还有利于膨胀后的剩余油脱离地层水以及岩石表面的束缚，变成可动油，是驱油效率升高，提高原油采收率。 4、萃取和汽化原油中的轻烃 在一定压力下，二氧化碳混合物能萃取和汽化原油中不同组分的轻质烃，降低原油相对密度，从而提高采收率。二氧化碳首先萃取和汽化原油中的轻质烃，随后较重质烃被汽化产出，最后达到稳定。 5、混相效应 混相效应是指两种流体能相互溶解而不存在界面，消除了界面张力。二氧化碳与原油混合后，不仅能萃取和汽化原油中轻质烃，而且还能形成二氧化碳和轻质烃混合的油带。油带移动是最有效的驱油过程，可使采收率达到90%以上。 6、分子扩散作用 多数情况下，二氧化碳是通过分子的缓慢扩散作用溶于原油。分子的扩散过程很
微生物驱油技术研究现状与发展趋势
油藏工程新进展论文 班级：油工08-5 学号：080201140513 姓名：梁立宝
微生物驱油技术研究现状与发展趋势 随着世界经济的飞速发展，能源的生产与供求矛盾越发突出，石油作为工业发展的命脉，由于其储量的有限性，使得人们对它的研究和关注程度远胜于其它能源。寻找有效而廉价的采油新技术一直是专家们不断探索的问题。 有资料表明我国原油开采采出率仅有30%左右，远低于发达国家50%-70%的采出率，高粘、高凝和高含腊的胶质沥青油藏为原油的开采带来诸多困难，而新型微生物采油系列产品对“三高”油藏的开发具有较强的针对性，能使采出率大幅度提高。 （一）微生物驱油技术定义 利用特定的微生物或菌种作用于地下油藏，通过其生长、繁殖以及产生的各种具有驱油作用的带下产物，改变储油层的渗流特征或使油水间的物化性质发生改变，从而提高原油采收率的方法称之为微生物驱油技术。 微生物采油是技术含量较高的一种提高采收率技术 ,不但包括微生物在油层中的生长、繁殖和代谢等生物化学过程 ,而且包括微生物菌体、微生物营养液、微生物代谢产物在油层中的运移 ,以及与岩石、油、气、水的相互作用引起的岩石、油、气、水物性的改变。 （二）微生物驱油技术机理 采油微生物种类较多，各种微生物特性和作用机理不尽相同，但从效果上概括起来主要是对原油起到清蜡降粘的作用，在微生物代谢的同时伴有产热、产气和产生表面活性物质等。 微生物通过在岩石表面上的生长繁殖，粘附在岩石表面，占据孔隙空间，在油膜下生长，最后把油膜推开，使油释放出来。微生物所产生的表面活性剂会降低油水界面张力，减少水驱毛管张力，提高驱替毛管数。同时生物表面活性剂会改变油藏岩石的润湿性，从亲油变成亲水，使吸附在岩石表面上的油膜脱落，油藏剩余油饱和的降低，从而提高采收率。微生物在油藏高渗区生长繁殖及产生聚合物，能够有选择的堵塞大孔道，增大扫油系数和降低水油比。在水驱中增加水的粘度，降低水相的流动性，减少指进和过早的水淹，提高波及系数，增大扫油效率。在地层中产生生物聚合物，能在高渗透地带控制流度比，调整注水油层的吸水剖面，增大扫油面积，提高采收率。 （三）微生物驱油技术细菌功能分类 1、产气（包括CH4、H 2、CO2、N2等气体） 2、降解烃类 3、堵塞岩石孔道 4、产生有机酸和溶剂
聚合物溶液的粘弹性行为在提高聚合物 驱油效率中的机理分析与运用讲解
聚合物溶液的粘弹性行为在提高聚合物 驱油效率中的机理分析与运用 Mojdeh Delshad, Do Hoon Kim, Oluwaseun A. Magbagbeola, Chun Huh, Gary A. Pope, Farhad Tarahhom编（石油工程师协会，美国德克萨斯大学奥斯汀分校） 摘要 越来越多的室内实验和矿场试验都证实了聚合物溶液的粘弹特性有助于提高聚合物驱油效率。对高分子量部分水解的聚丙烯酰胺聚合物进行大量的流变测量和岩心驱替实验后，表明了聚合物溶液的粘弹性行为在聚合物驱提高原油采收率中起着作用。在使用UTCHEM模拟器对提高油层波及系数进行定量评价后，将不同聚合物溶液的弹性作用模拟成在多孔介质中聚合物溶液的表观粘度。 随着高浓度和高分子量聚合物的使用，使聚合物驱的应用范围延伸至对更高粘度原油的开采。对聚合物在多孔介质中流变性机理的了解及其精确的数值模拟是聚合物驱矿场试验成功的关键。 对不同的剪切速率（与在岩心中流动速度和渗透率）、聚合物浓度和分子量进行振荡和剪切粘度的测定和聚合物岩心流动实验。聚合物的剪切增稠特性与通过它的分子松弛时间的Deborah数有关，它反过来又决定于流变数据。表观粘度模型是根据聚合物在多孔介质中的剪切稀释和剪切增稠来符合实验数据而发展起来的。这种模拟器被应用于组分化学驱模拟器中和成功历史拟合所开发的岩心驱替原油开采试验中。 系统的流变性测定和岩心驱替，以及使用表观粘度模拟器都证实了不同的聚合物弹性作用有助于提高聚合物的驱油效率。尤其对聚合物溶液的剪切增稠性进行描述时，是根据大量的流变测定而得到的分子松弛时间来决定的。
二氧化碳驱油技术的现状和发展
二氧化碳驱油技术的现状和发展 目前，世界上大部分油田仍采用注水开发，这就面临着需要进一步提高采收率和水资源缺乏的问题。对此，国外近年来大力开展二氧化碳驱油提高采收率技术的研发和应用。这项技术不仅能满足油田开发的需求，还可以解决二氧化碳的封存问题，保护大气环境。该技术不仅适用于常规油藏，尤其对低渗、特低渗透油藏，可以明显提高原油采收率。 一、二氧化碳驱油技术： 二氧化碳驱油是一种把二氧化碳注入油层中以提高油田采收率的技术。标准状况下，二氧化碳是一种无色、无味、比空气重的气体，密度是1.977克/升。当温度压力高于临界点时，二氧化碳的性质发生变化：形态近于液体，黏度近于气体，扩散系数为液体的100倍。这时的二氧化碳是一种很好的溶剂，其溶解性、穿透性均超过水、乙醇、乙醚等有机溶剂。如果将二氧化碳流体与待分离的物质接触，它就能够有选择性地把该物质中所含的极性、沸点和分子量不同的成分依次萃取出来。萃取出来的混合物在压力下降或温度升高时，其中的超临界流体变成普通的二氧化碳气体，而被萃取的物质则完全或基本析出，二氧化碳与萃取物就迅速分离为两相，这样，可以从许多种物质中提取其有效成分。 二氧化碳驱油一般可提高原油采收率7%~15%，延长油井生产寿命15~20年。在二氧化碳与地层原油初次接触时并不能形成混相，但在合适的压力、温度和原油组分的条件下，二氧化碳可以形成混相前缘。超临界流体将从原油中萃取出较重的碳氢化合物，并不断使驱替前缘的气体浓缩。于是，二氧化碳和原油就变成混相的液体，形成单一液相，从而可以有效地将地层原油驱替到生产井。 应用混相驱油提高石油采收率的一个关键性参数是气体与原油的最小混相压力（MMP），MMP 是确定气驱最佳工作压力的基础。一般情况下，因为混相驱油比非混相驱油能采出更多的原
二氧化碳驱油大有可为解读
二氧化碳驱油大有可为 目前，世界上大部分油田仍采用注水开发，这就面临着需要进一步提高采收率和水资源缺乏的问题。对此，国外近年来大力开展二氧化碳驱油提高采收率技术的研发和应用。这项技术不仅能满足油田开发的需求，还可以解决二氧化碳的封存问题，保护大气环境。 把二氧化碳注入油层中可以提高原油采收率。由于二氧化碳是一种在油和水中溶解度都很高的气体，当它大量溶解于原油中时，可以使原油体积膨胀，黏度下降，还可以降低油水间的界面张力。与其他驱油技术相比，二氧化碳驱油具有适用范围大、驱油成本低、采收率提高显著等优点。据国际能源机构评估认为，全世界适合二氧化碳驱油开发的资源约为3000亿～6000亿桶。 二氧化碳驱油广受关注 注入二氧化碳用于提高石油采收率已有30多年的历史。二氧化碳驱油作为一项日趋成熟的采油技术已受到世界各国的广泛关注，据不完全统计，目前全世界正在实施的二氧化碳驱油项目有近80个。 用于提高石油采收率的注入速率可大致由供封存的能力来决定。 二氧化碳驱油提高采收率技术不仅能满足油田开发的需求，还可以解决二氧化碳的封存问题，保护大气环境。该技术不仅适用于常规油藏，尤其对低渗、特低渗透油藏，可以明显提高原油采收率。2006年世界二氧化碳提高采油率产量占总提高产量的14.4%。 二氧化碳纯度在90%以上即可用于提高采油率。二氧化碳在地层内溶于水后，可使水的黏度增加20%~30%。二氧化碳溶于油后，使原油体积膨胀，黏度
降低30%~80%，油水界面张力降低，有利于增加采油速度，提高洗油效率和收集残余油。二氧化碳驱油一般可提高原油采收率7%~15%，延长油井生产寿命15~20年。二氧化碳可从工业设施如发电厂、化肥厂、水泥厂、化工厂、炼油厂、天然气加工厂等排放物中回收，既可实现温室气体的减排，又可达到增产油气的目的。 北美 美国是二氧化碳驱油项目开展最多的国家。目前，美国每年注入油藏的二氧化碳量约为2000万吨至3000万吨，其中有300万吨二氧化碳来源于煤气化厂和化肥厂的尾气。 从事油田开发的Oxy公司在美国得克萨斯州和新墨西哥州的Permian盆地，注入二氧化碳约12亿立方英尺/天，现回收约18万桶石油/天。 美国Encana公司的Weyburn 二氧化碳提高采油率项目，注入的二氧化碳来自Dakota汽化公司Buelah地区将煤转化为甲烷的合成燃料装置，通过204英里的管道供应。Encana公司现注入9500万立方英尺/天二氧化碳。Dakota汽化公司还向阿帕奇加拿大公司在Saskatchewan的Midale油田二氧化碳提高采油率项目出售2500万立方英尺/天二氧化碳。 Hunton能源公司与陶氏化学公司在美国建设燃用合成气的联产装置。该装置产生的二氧化碳全部被捕集，然后用于提高石油采收率。 Rancher能源公司与埃克森美孚旗下的埃克森美孚天然气和电力销售公司于2008年2月中旬签署二氧化碳购销协议。埃克森美孚公司将在10年内向Rancher能源公司提供7000万立方英尺/天二氧化碳。埃克森美孚公司向Rancher能源公司提供的二氧化碳将用于Rancher能源公司在怀俄明州Powder River盆地3个生产性油田提高石油采收率。埃克森美孚公司供应的二氧化碳
综述(1)-聚苯乙烯
聚苯乙烯的功能聚合物的制备方法及应用 综述 摘要 作为聚合物之一的聚苯乙烯的应用范围很广，其衍生物种类繁多，聚苯乙烯可用于合成不同的功能聚合物，不同的功能聚合物具有不同的合成方法和不同的功能应用，本综述就聚苯乙烯的不同功能聚合物的普遍制备方法和应用前景和意义作简要概述。 关键词 聚苯乙烯衍生物制备方法应用概述 （一）侧链带8-羟基喹啉的聚苯乙烯 1．侧链带8-羟基喹啉的聚苯乙烯的制备方法 以邻苯二甲酰亚胺钾盐为亲核取代试剂，通过盖布瑞尔反应(Gabrielaction)，将氯甲基聚苯乙烯(CMPS)转变为氨甲基聚苯乙烯。 首先研究了采用相转移化体系并通过亲核取代反应，制备氨甲基聚苯乙烯的前驱体—苯二甲酰亚胺基甲基聚苯乙烯的过程。相转移催化剂将邻苯二甲酰亚胺负离子从水相中转移至油相，与氯甲基聚苯乙烯亲核取代，顺利地将氯甲基聚苯乙烯大分子链上的氯甲基转变成了甲基化的邻苯二甲酰亚胺基，生成了邻苯二甲酰亚胺基甲基聚苯乙烯(PIPS)。 在通过相转移催化制备PIPS的基础上，采用胶束催化体系，在酸性条件下，进行了PIPS的水解反应，将苯二甲酰亚胺基甲基聚苯乙烯转变为氨甲基聚苯乙烯(AMPS)。
最后以N,N-二甲基甲酰胺为溶剂，使氨甲基聚苯乙烯与5-氯甲基-8-羟基喹啉进行均相反应，成功地制备了侧链带8-羟基喹啉的聚苯乙烯(PS8q)，AMPS转化率达78%，即实现了8-羟基喹啉的高分子化。 2 侧链带8-羟基喹啉的聚苯乙烯的研究背景及意义 在所有7种羟基喹啉中，8-羟基喹啉是唯一可与金属离子生成螯合物的物质[1]，长期以来，它在医药工业、农业以及分析测试等方面获得了广泛的应用[2]，如在分析化学领域，作为一种性能优异的螯合剂、萃取剂和金属离子指示剂，可用于溶剂萃取、吸光度分析[3]、荧光分析等[4]。基于8-羟基喹啉出色的螯合性能、尤其是其对过渡金属离子和重金属离子所具有的特殊优越的螯合性能，促使人们付出巨大的努力去研究它的高分子化方法以便更好的利用其螯合性能。8-羟基喹啉高分子化产物在有机电致发光，螯合树脂等众多科技领域都具有广阔的应用前景。 （二）遇水崩解型聚苯乙烯 1 遇水崩解型聚苯乙烯的制备方法 采用反相乳液聚合法合成了一系列不同吸水倍率的聚丙烯酸钠吸水树脂和以丙烯酸钠为主的多元共聚吸水树脂。将制备的吸水树脂与苯乙烯、表面活性剂(Span-80)组成聚合体系，用过氧化苯甲酞引发进行原位共混聚合，制得遇水崩解型聚苯乙烯。同时，采用“两步法”发泡工艺，制取崩解型聚苯乙烯的泡沫制品。 对于聚苯乙烯/聚丙烯酸钠共混物而言，随着分散剂Span-80含
聚合物驱油技术机理及应用的综述
聚合物驱油技术机理及应用文献综述 目录 聚合物溶液种类及性质 (2) 聚合物驱油机理 (3) 聚合物驱提高采收率的影响因素 (4) 油层条件对提高采收率的影响因素1 (4) 聚合物条件对提高采收率的影响4 (5) 国内油田形成的聚合物驱主要技术 (7) 一类油层聚合物驱油技术 (7) 二类油层聚合物驱技术 (9) 聚合物驱油技术应用效果 (10) 大庆油田北一区断西聚合物驱油工业性矿场试验效果 (10) 胜坨油田高温高盐油藏有机交联聚合物驱试注试验12 (12) 大港油田港西五区一断块聚合物驱油试验效果 (13) 参考文献 (15)
聚合物溶液种类及性质 驱油用的聚合物有下面几种，黄胞胶（天然），聚丙烯酰胺（PAM），梳形抗盐聚合物，疏水缔合聚合物等等1。 黄胞胶是一种由假黄单胞菌属发酵产生的单胞多糖，具有良好的增粘性、假塑性、颗粒稳定性。由于其凝胶强度较弱，不耐长期冲刷，以及弹性差、残余阻力系数小，现场试验驱油效果不好，还容易发生生物降解作用，因此调剖和三次采油现在不怎么样用，有待于进一步改善。 聚丙烯酰胺是丙烯酰胺（AM）及其衍生物的均聚和共聚物的统称。产品有三种形式，水溶液胶体、粉状及胶乳，并可以有阴离子、阳离子和非离子等类型（油田一般用粉状阴离子型产品，再者是非离子，阳离子正在发展）。具有双键和酰胺基官能团，具有烯烃的聚合性能以及酰胺结构的性能。具有水解、霍夫曼降解、交联等反应属性。聚合物溶液应用过程中会发生氧化降解、自发水解、铁离子促进降解等化学反应，以及机械剪切降解和生物降解作用。经试验证明，粘度对聚合物相对分子质量、水解度、浓度、温度、水质矿化度、流速有很多依赖性，基本上相对分子质量越高，水解度越小，浓度越大，温度越低，水质矿化度越小，流速越小，其粘度就越大。聚合物溶液在孔隙介质中流动特性有絮凝、粘弹等特性。聚丙烯酰胺的絮凝作用具有电荷中和和吸附絮凝两大因素，能降低聚合物在水中的有效浓度和粘度。通过稳态剪切流动和稳态剪切流动实验，证明了聚合物具有粘弹性，一定条件下随流速增加而发展，粘弹效应是聚合物溶液提高微观驱油效率重要机理。另外聚合物溶液的注入性差会导致注入压力上升，严重时将引起地层破坏，致使聚合物驱油失败。 普通聚丙烯酰胺耐温、抗盐性能差，为此有关专家研制出梳形抗盐聚合物，经过试验，其粘度、黏温性、增稠性、热稳定性都得到大大的提高，此类产品现已经成为普通聚合物的替代品。另外研制出一种疏水缔合聚合物，增粘及抗温、抗盐、抗剪切性能提高，但是其溶
精油抑菌机理综述摘要
·茶树油在果蔬保鲜中的应用及其对采后病原真菌的抑菌机理 （宁波大学海洋学院，宁波315211） 摘要：茶树油具有广谱的抑菌性能，在果蔬采后病原真菌控制上起到了重要的作用。关于茶树油在果蔬保鲜上的应用研究至今较为缺乏，令其在商业上的应用前景受到限制。同时，本文综述了茶树油的抗真菌机理，目前的研究主要集中在细胞膜和呼吸代谢方面。认为仍需进一步结合茶树油的组分之间的相互作用及其在亚细胞水平上的抑菌作用机理进行系统性的研究，为茶树油开发成果蔬保鲜剂提供基础。 关键词：茶树油；果蔬；真菌；机理 Research on Tea tree oil in Fruits and V egetables Preservation and Its Antifungal Mechanism on Postharvest pathogenic fungi Abstract: Tea Tree Oil (TTO), the volatile essential oil derived mainly from the Australian native plant Melaleuca alternifolia. Employed largely for its antimicrobial properties, TTO plays an important role in controlling postharvest pathogenic fungi .Few applied research on tea tree oil in fresh fruits and vegetables has been reported, making it limited in commercial application. Meanwhile, the antifungal mechanism of TTO was reviewed, the current research focused on cell membrane and respiratory metabolism. The interaction between the components of TTO and its effect on subcellular level need to be studied systematically, providing a basis to develop it into fruit and vegetable preservative. Keywords: Tea Tree Oil; fruits and vegetables; fungi; Mechanism 1茶树油概述 植物精油，属于植物体内的次生代谢物质，是一类可随水蒸气蒸馏，具有一定芳香气味且能在常温下挥发的油状物质的总称。植物学上称为精油(essential oil)，商业上称芳香油(aromatic oil)，化学和医药学上称挥发油(volatile oil)[1]。植物精油按化学成分和含量多少可将植物精油分为四大类，即萜烯类衍生物，芳香族化合物，脂肪族化合物，含氮、含硫类化合物。许多研究表明植物精油具有抑制细菌、抑制真菌、抗病毒、杀寄生虫、杀虫的作用而引起了人们极大的兴趣[2]。最早植物精油是在日化产品中使用，近年来由于其较强的抑菌活性和低毒、环境友好等特点，也开始被应用到农产品特别是果蔬病虫害防治和保鲜防腐上[3]，可作为天然防腐剂的重要来源之一，在食品保鲜中具较好的应用前景。 茶树油为桃金娘科（Myrtaceae）白千层属（Melaleuc）植物互叶白千层（Melaleuca alternifolia）的叶和枝条末梢经水蒸气蒸馏而得的无色至淡黄色精油[7]。它是迄今为止发现的活性最强的天然抗菌剂, 也是极具应用价值和发展潜力的纯天然植物精油之一。目前，全世界茶树油每年产量500多吨，因其能高效、无毒、无刺激地杀死真菌和细菌而被广泛应用于医疗、化工等领域[6]。气相色谱-质谱联用仪( GC/MS) 对茶树油的成分进行分析发现，茶树油是由百种以上的物质所组成，其主要成分有萜品烯-4-醇( 1-terpined-4-ol)、γ-萜品烯( gamma-terpinence)、α-松油烯(alpha-terinence)、1，8-桉叶素( 1, 8-cineole)等，其主要抑菌活性成分是萜品烯-4-醇[8]。其中，萜品烯-4-醇和γ-萜品烯占整个茶树油比例的50 % 以上。为提高茶树油质量和防止掺假，ISO/ TC54制订了茶树油的国际标准(ISO4730- 1996)，该标准规定了茶树油的两种特征性成分含量的上下限。其中，1，8-桉叶素(-，15%)，萜品烯-4-醇(30%，-)。
杨成玉综述低渗透油藏化学驱研究现状
低渗透油藏化学驱研究现状 —文献调研 摘要：针对低渗透油藏可探明储量增加，开发难度大，压裂酸化、注水和注气等手段已经不能满足现阶段的低渗透油藏开发，化学驱在低渗油藏中的应用不断受到重视。本文综述了低渗透油藏的特点、开发现状以及化学驱在其中的应用和渗流机理。综合分析表明：由于缔合聚合物经过强烈剪切后恢复能力强，合理的聚合物分子质量在渗透率为（40×10-3μm2-50×10-3μm2）时能够有效的提高低渗透层的原油产出程度。而表面活性剂能降低渗透油层的渗流启动压力梯度，很好地降低低渗透层界面张力和毛管自吸势能。ASP驱结合了三者的优点，能够一定程度上增加低渗透层的产量。化学驱在低渗透油藏开发中仍有很大的潜力。 关键词低渗透油藏化学驱渗流机理研究现状 1引言 随着我国国民经济的迅速发展，油气资源的消耗不断在增大，2007年我国进口原油1.59亿吨，预计2020年我国对原油的需求至少达到4-4.3亿吨，而我国的石油产量只能增至2亿吨左右[1]，因此对于不可再生的石油资源的开采程度要求不断提高。我国也加大了国内外的勘探力度，正在不断挤入世界油气勘探开发领域。然而挖掘现有油田潜力，保持稳产，提高采收率也势在必行，尤其是低渗透油藏开发。因为低渗透油藏已成为我国近几年油藏开发的主战场。从国土资源部获悉，截止2010年底我国石油累计探明地质储量为312.8亿吨，其中低渗透油藏总量200多亿吨，可探明储量为140多亿吨，占总地质储量的50%多，新增油藏储量中低渗透油藏储量占70%以上。由于低渗透油藏具有天然裂缝发育，基块渗透性差，非均质严重，孔喉细小、毛细管现象突出、油气流动阻力大，黏土矿物含量高等特点。国外一般采用压裂酸化、注水和注气开采。但水驱受到注入压力高，含水上升快，水驱动用程度较低，采收率低等因素的制约。气驱受到气源和经济的限制。而微生物采油受到温度、矿化度、PH、压力等一系列因素的制约，使得开展困难。由于化学驱的不断完善和发展已经不断的成为油田开采过程中的主导力量，但在低渗透油藏下还不够成熟，对这方面的研究还比较少。还存在着一些问题。但却有着很大的发展空间。
微生物采油技术
微生物采油技术 石油是一种非再生能源，经过一次采油和二次采油后，地层中仍有约60％～70％原油无法开采出来，提高原油采收率一直是世界采油业广泛关注的科学问题。目前广泛采用物理、化学方法如由碱-表面活性剂-聚合物组成的三元复合驱油体系等开采原油。在地球表层和缺氧深层生存着约占地球生物种类60％的微生物，其代谢产生的生物酶和中间产物能降解原油中的高分子物质如蜡、沥青、胶质等，从而降低原油的黏度、改善增加原油的流动性，从而可以大幅度提高原油的采收率。1926年，美国人Beckman最早提出了用微生物提高原油产量的想法?，在美国石油研究所工作的Zobell于20世纪40年代初期首次进行了微生物提高采收率的研究工作，于1943年首先申请“把细菌直接注入地下，提高油层原油采收率。1954年，美国率先成功地进行了矿场试验，随后在20世纪50年代末期到70年代，前苏联和东欧一些国家、加拿大、澳大利亚及中国也开展了微生物采油研究，并进行了一系列现场试验。在当今世界能源危机的背景下，许多国家都将缓解能源供需矛盾列为头等大事，非常规采油技术受到格外重视。在20世纪90年代伊拉克战争期间，大多数的美国石油公司建立起了自己的研究机构，资助研发一些新技术，其中微生物采油是潜力最大的新技术。其美国估计原油储量6490亿桶，准备采用微生物技术开采约3750亿桶，约占总量的58％。20世纪90年代以后随着生命科学的迅猛发展，分子生物和基因工程的新技术、新成果不断涌现，为微生物采油提供了新的理念和技术，经过几十年的发展，该技术取得了长足的进展。本文综述微生物油田的生物学机理以及应用研究进展，旨在为提高能源利用率、节约能源、降低采油成本提供参考。 1微生物采油的优点 微生物采油技术是一项费用低廉、无环境污染、科技含量高、发展迅猛的新技术，是现代生物技术在采油工程领域中创新性的应用，对于高含水和接近枯竭的老油田更显示出其强大的生命力。与其他提高采收率的方法相比，微生物采油技术具有明显的优点：①成本低，微生物的主要营养源之一是用通常手段难以采出的石油，微生物的繁殖能力和适应性强，作用效果持续时间长，这尤其对边际油田吸引力大；②微生物采油技术工序简单，利用常规注人设备即可实施，不必增添井场设备，比其他EOR技术实用且操作方便；③应用范围广，不仅可开采轻油、中质原油，更适于开采重油；④注入的微生物和培养基原料来源广，容易制取，且可根据具体油藏特点，灵活调整微生物的配方；⑤易于控制，通过停止注入营养液，即可终止微生物的活动；⑥微生物细胞小且运动性强，能进入其他驱油工艺的盲区如死油区或裂缝；⑦微生物只在有油的地方繁殖并产生代谢产物，避免了表面活性剂注入或降黏剂段塞的盲目性；⑧微生物采油产物均可生物降解，不损害地层，不会造成环境污染，且可以在同一井中重复使用多次；⑨长效性：微生物能自我复制，生活史比高等生物短，注入到油藏中的细菌不断地繁殖，长时间发挥作用；⑩生产成本低廉：微生物培养设备和成本低；灵活度高：可以针对具体的油藏灵活注入具体的微生物菌种和注入量；微生物体积小，能进
CO2驱油法提高油气采收率(CO2―EOR)技术综述
一、概述 石油和天然气是不可再生资源，而随着世界油气能源日益枯竭，国家能源安全形势日益严峻，提高油气采收率（enhance oil recovery， eor）已成为解决能源问题的重中之重。注气驱油是提高原油采收率的重要技术。其中，co2是一种十分有效的气体驱油剂，已在全球范围内得到广泛关注。同时，从环保的角度来看，co2是国际公认的主要温室气体之一，约占温室气体总量的65%。co2的排放引起的全球变暖问题，始终困扰着各国政府和环保人士的神经。 而从我国国情来看，首先，我国石油资源有限，石油资源主要依靠进口，国家能源安全形势十分严峻。其次，我国是继美国之后的世界第二大co2排放国，co2减排责任重大。2009年，中国政府在联合国气候大会上承诺，到2020年中国单位国内生产总值co2排放比2005年下降40%～45%，该指标已经被纳入国民经济和社会发展的中长期规划。co2驱油技术能够处理co2排放量，并提高原油采收率，为我国经济、政治、军事以及社会等各方面带来效益。 二、国内外研究现状 美国因其油气资源丰富，co2混相驱已成为一项成熟的提高采收率的方法，在美国油田广泛应用。2005年，美国实施注气方法的原油产量首次超过热采产量，成为最主要的eor方法。另据《油气杂志》2006年统计，全球实施co2-eor项目共94个，其中美国占了82个，其年产量占世界co2-eor总产量的94.2%。 2.1 国外co2驱项目情况 美国是co2驱发展最快的国家。自20世纪80年代以来，美国的co2驱项目不断增加，已成为继蒸汽驱之后的第二大提高采收率技术。到2009年美国正在实施的co2混相驱项目有64个。最大的也是最早使用co2驱的是始于1972年的sacroc油田。其余半数以上的大型气驱方案是于1984～1986年间开始实施的，目前其增产油量仍呈继续上升的趋势。大部分油田驱替方案中，注入的co2 体积约占烃类空隙体积的30%，提高采收率的幅度为7%～22%。 2.1.1小油田co2混相驱的应用与研究 过去co2混相驱一般是大油田提高原油采收率的方法。大油田由于生育储量多，剩余开采期长，经济效益好，而小油田co2驱一般不具有这些优点。近年来许多小油田实施了co2 混相驱提高原油采收率方案，同样获得了良好的经济效益。如位于美国密西西比州的creek油田就是一个小油田成功实施co2驱的实例。该油田于1996年被jp石油公司收购时的原油产量只有143 m3/d，因油田实施了co2驱技术，使该油田的原油采收率大大提高，其原油产量在1998年达到了209 m3/d，比1996年增加了46% 。 2.1.2 重油co2 非混相驱的研究与应用 co2驱开采重油一般是在不适合注蒸汽开采的油田进行。这类油田的油藏地质条件是：油层薄，或埋藏太深，或渗透率太低，或含油饱和度太低等。注co2 可有效提高这类油藏的采收率。大规模使用co2非混相驱开发重油油田的国家是土尔其。土尔其有许多重油藏不适合热采方法。1986年土尔其石油公司在几个油田实施了co2非混相驱，取得了成功。其中raman 油田大规模co2非混相驱较为典型。加拿大也有许多重油油藏被认为不适合进行热力开采，加拿大对co2驱开采重油进行了大量的研究。试验得出，轻油黏度在30饱和压力下从大约从1.4降到20，降低了15倍。另外，在不同温度下重油黏度测量发现，温度达到275℃左右才能降粘，而co2 一旦溶解在原油中就可使原油黏度降低，并且可以把黏度降低到用蒸汽驱替的水平。 2.2 国内研究现状 国内对co2驱油研究起步较晚，与国外尚有一定差距，但近年来随着稠油和低渗油藏的开车，co2驱油呈快速发展趋势。
最新CO2驱油机理研究综述汇总
C O2驱油机理研究综 述
CO2驱油机理研究综述 第一章概述 1.1 CO2驱国外发展概况 注入二氧化碳用于提高石油采油率已有30多年的历史。二氧化碳驱油作为一项日趋成熟的采油技术已受到世界各国的广泛关注，据不完全统计，目前全世界正在实施的二氧化碳驱油项目有近80个。 90年代的CO2驱技术日趋成熟，根据1994年油气杂志的统计结果，全世界有137个商业性的气体混相驱项目，其中55﹪采用的是烃类气体，42﹪采用的是CO2，其他气体混相驱仅占3﹪。目前，国外采用二氧化碳驱油的主要国家有：美国、俄罗斯、匈牙利、加拿大、法国、德国等。其中美国有十个产油区的292个油田适用CO2驱，一般提高采收率7﹪～15﹪，在西德克萨斯州，CO2驱最主要是EOR方法，一般可提高采收率30﹪左右。 1.1.1国外CO2驱项目情况 在国外，注二氧化碳（）技术主要用于后期的高含水油藏、非均质油藏以及不适合热采的重质油藏。推广二氧化碳驱油的主要制约因素是天然的二氧化碳资源、二氧化碳的输送及二氧化碳向生产井的突进问题以及油井及设备腐蚀、安全和环境问题等。为解决以上问题，提出了就注提高原油采收率技术，这种技术是向地层中注入反应溶液，使其在油藏条件下充分反应而释放出气体，溶解于原油之中，降低原油粘度，膨胀原油体积，从而达到提高原油采收率的目的。 美国是CO2驱发展最快的国家。自20世纪80年代以来，美国CO2驱项目不断增加，已成为继蒸汽驱之后的第二大提高采收率技术。美国目前正在
实施的CO2混相驱项目有64个。最大的也是最早使用CO2驱的是始于1972 年的SACROC 油田。其余半数以上的大型气驱方案是于1984～1986年间开始实施的，目前其增产油量仍呈继续上升的趋势。大部分油田驱替方案中，注入的CO ：体积约占烃类空隙体积的30 %，提高采收率的幅度为7 %～22％。 1.1.2小油田CO2混相驱的应用与研究 过去，CO2混相驱一般是大油田提高原油采收率的方法。大油田由于生育储量多，剩余开采期长，经济效益好，而小油田CO2驱一般不具有这些优点。近年来许多小油田实施了CO2混相驱提高原油采收率方案，同样获得了良好的经济效益。如位于美国密西西比州的Creek 油田就是一个小油田成功实施CO2驱的实例。该油田于1996 年被JP 石油公司收购时的原油产量只有143 m3 / d，因油田实施了CO2 驱技术，使该油田的原油采收率大大提高，其原油产量在1998 年达到了209 m3 / d，比1996年增加了46％。 1.1.3重油CO2非混相驱的研究与应用 CO2驱开采重油一般是在不适合注蒸汽开采的油田进行。这类油田的油藏地质条件是：油层薄，或埋藏太深，或渗透率太低，或含油饱和度太低等。注CO 2可有效提高这类油藏的采收率。大规模使用CO2非混相驱开发重油油田的国家是土尔其。土尔其有许多重油藏不适合热采方法。1986 年土尔其石油公司在几个油田实施了CO2非混相驱，取得了成功。其中Raman 油田大规模C02 非混相驱较为典型。 加拿大也有许多重油油藏被认为不适合进行热力开采，加拿大对CO2驱开采重油进行了大量的研究。试验得出，轻油粘度在30 饱和压力下从大约从1 . 4 降到20，降低了15倍。另外，在不同温度下重油粘度测量发现，