影响油田采收率的因素是什么？ 提高采收率技术是什么？
（1）油气藏的内在因素：
油气藏的类型，如构造、断块、岩性和裂缝性油气藏；储层的孔隙结构，如润湿性、连通性、孔隙度、渗透率及饱和度大小等；油藏天然能力，如油藏压力水平，有无气顶，边、底水天然能量的活跃程度；油气性质，如油、气的密度、原油的粘度、气油比、气田的天然气组分和凝析油含量。
（2）油气藏的外在因素：
开发方式的选择，如油田选择消耗方式还是注水或注气方式开采，凝析气藏选择消耗方式还是干气回注方式开采；井网合理密度及层系合理划分；钻采工艺技术水平和合适而有效的增产措施，如钻水平井、复杂结构井、酸化、压裂等；为提高油田采收率所进行的三次采油技术，如注聚合物驱、化学驱、热驱等；经济合理性，涉及到经济模式、油价、投资成本、操作成本、开采期限、产量经济极限等。
怎么提高石油采收率~
指除依靠油藏天然能量和注水、注气(见注水开采)以外的人工提高采收率的方法。也有把注水、注气方法包括在内的。多数油藏在注水或注气(即所谓二次采油)后再选用其他提高采收率方法，因此，也常称三次采油。影响油藏采收率不高的因素较多，克服其中一个或几个因素，就有可能提高采收率。
热力驱法 又称热力开采，简称热采，加热可使原油膨胀，粘度降低，相对渗透率提高，在地层中的流动能力增加，同时产生蒸馏、原油热裂解等物理化学作用。实验证明蒸汽驱油的效率比水驱高。热力驱特别适用于稠油（美国等工业国家称为重质油 heavy oil）开采。常用的热力开采法为:①蒸汽吞吐法（图1)，将蒸汽通过生产井注入油层,短期关井，蒸汽将井底附近油层加热，稠油受热后，粘度降低，易于流动，开井生产时同一井中的采油量可大幅度增加。当油产量降到某一极限后，再次加热采油,如此多次重复,能提高采收率5～10％。蒸汽吞吐法已实现工业化,具有投资少、效率高，后期可直接转入蒸汽驱等优点，中国于60年代中期开始应用。②蒸汽驱法，将蒸汽从专门的注入井不断地注入油层，蒸汽在油层内向周围生产井连续扩散，随着蒸汽的冷却和凝结,形成蒸汽带、热水带和冷水带,使原油通过降粘、高温蒸馏、溶剂抽提和在蒸汽压力的推动作用下,流向生产井井底然后采出（图2）。因原油和储层特点不同，采收率在35～50％之间。蒸汽驱法受水的临界温度和沿程热损失的限制，不适用于深层。③层内燃烧法，俗称火烧油层，将点火器下入井底，将油层面加热到原油燃点以上，并逐渐注入空气，原油中的重质部分即被点燃（图3）。有时也只用注入的空气与原油氧化，使原油在油藏中自燃。以后继续注空气保持连续燃烧。
我国多数油田处于注水采油的晚期，采出液体含水量高达95%，注水采收率不到40%，有一半以上的石油仍然留在地下无法采出。为减缓这些油田的衰老速度，维持我国原油稳产，减少对国外原油的依赖程度，进一步提高油藏采收率，必须进行三次采油。三次采油也称“强化采油”，是通过向油层注入化学物质、蒸汽、混相气，或对油层采用生物技术、物理技术来改变油层性质或油层中的原油性质，提高油层压力和石油采收率的方法。
我国克拉玛依油田早在1958年就开展三次采油研究工作，并进行了火烧油层采油。20世纪60年代初，大庆油田一投入开发，就开始了三次采油研究工作，先后研究过CO2水驱、聚合物溶液驱、CO2混相驱、注胶束溶液驱和微生物驱。70年代后期，我国对三次采油的研究逐渐重视起来，玉门油田开展了活性水驱油和泡沫驱油。80年代，大港油田开展了碱水驱油研究工作。90年代，大庆、胜利、大港等油田对聚合物驱油都开展了研究，相继提出了三元复合驱及泡沫复合驱等提高石油采收率新技术。其中聚合物驱油技术已工业化推广，三元复合驱油技术也在扩大化工业试验阶段。这些新技术的研究和应用，极大地提高了我国油田的原油采收率。
本节主要介绍化学驱油技术、气体混相驱油技术、热力采油技术、微生物采油技术、物理采油技术等提高油气采收率技术。
一、化学驱油技术
化学驱油技术又叫“改良水驱”，是指在注入水中加入一种或多种化学药剂，改变注入水的性质，提高波及系数和洗油效率，提高采收率的技术。根据所加入的化学药剂的不同，化学驱油技术可分为以下几种方法。
（一）聚合物驱油
聚合物是高分子化合物，它由成千上万个叫作单体的重复单元所组成，其相对分子质量可达200万及以上。聚合物具有增大水的黏度的性能。
聚合物驱油是把聚合物添加到注入水中，提高注入水的黏度，降低驱替介质流度，降低水油流度比，提高水驱油波及系数的一种改善水驱方法。该技术已成为保持油田持续高产及高含水后期提高油田开发水平的重要技术手段。如大庆油田主力油层水驱采收率在40%左右，采用聚合物驱油技术可比水驱提高采收率10%以上。
驱油用聚合物主要有两种：一种是人工合成的聚合物，主要是由丙烯酰胺单体聚合而成的聚丙烯酰胺（PAM），所以聚合物驱有时也简写成PAM驱；另一种是天然聚合物，使用最多的是黄原胶，也称聚糖或生物黄原胶。国内外矿场试验绝大多数用的是部分水解聚丙烯酰胺，它的水溶性、热稳定性和化学稳定性都比较好。
聚合物驱油机理是：聚合物溶解在水中，增加了水的黏度；在井底附近的地层中，水流速度高，聚合物分子呈线形流动；在远离井底的地层中流速慢，聚合物分子卷曲呈线团状或球状而滞留在油层孔隙喉道中，降低了水相渗透率，从而降低了油水流度比，提高了波及效率；聚合物分子的官能团（如酰胺基）可部分吸附在岩石孔隙表面，使聚合物分子部分伸展在水中，阻滞了水的流动（见图6-14）。因此，聚合物的加入，降低了水油流度比，不仅提高了平面波及效率，克服了注入水的“指进”（驱替前缘成指状穿入被驱替相的现象），而且也提高了垂向波及效率，增加了吸水厚度。
（二）表面活性剂驱油
表面活性剂是指能够在溶液中自发地吸附于两相界面上，少量加入就能显著降低该界面自由表面能（表面张力）的物质，例如烷基苯磺酸钠、烷基硫酸钠等。表面活性剂驱油的主要机理是降低油水界面张力，改变岩石孔隙表面的润湿性，提高洗油效率。
图6-14 聚合物驱油提高采收率示意图
由于地层水含有的盐种类较多，且各油田地层水所含的盐类也各不相同，因此，要选择与地层水相适应的活性剂，否则收不到预期的效果。即使是有效的表面活性剂，在表面活性剂驱油过程中也存在着两个较突出的问题：一是表面活性剂分子会被岩石表面或油膜表面吸附，导致表面活性剂在驱油过程中的沿途损失，经过一段距离后，注入水中的表面活性剂含量将大量减少，作用就非常微弱以致消失；另一个问题是表面活性剂水溶液的流度与水差不多，不能提高波及系数。
表面活性剂驱油，从工艺上讲与注水并没有什么差异，只是把注入水改为表面活性剂体系，即注入一定浓度的表面活性剂溶液，目的是提高洗油效率。目前表面活性剂驱油大体有两种方法：一种是以浓度小于2%的表面活性剂水溶液作为驱动介质的驱油方法，称为表面活性剂稀溶液驱，包括活性水驱、胶束溶液驱；另一种是用表面活性剂浓度大于2%的微乳液进行驱油，称为微乳液驱。
（三）碱水驱油及三元复合体系驱油
碱水驱油是将比较廉价的碱性化合物（如氢氧化钠）掺加到注入水中，使碱与原油的某些成分（如有机酸）发生化学反应，形成表面活性剂，降低水与原油之间的界面张力，使油水乳化，改变岩石的润湿性，并可溶解界面油膜、提高原油采收率的方法。可见，碱水驱油实质上是地下合成表面活性剂驱油。
在碱水驱油中，可以作为碱剂的化学剂主要有氢氧化钠、原硅酸钠（Na4SiO4）、氢氧化铵、氢氧化钾、磷酸三钠、碳酸钠、硅酸钠（Na2SiO3），以及聚乙烯亚胺。在上述化学试剂中，氢氧化钠和原硅酸钠的驱油效果最好，而且经济效果也比较好，此即人们通常所说的“苛性碱水驱”。
碱水驱油机理有以下几个方面：降低界面张力；油层岩石的润湿性发生反转；乳化和捕集携带作用；增溶油水界面处形成的刚性薄膜。
碱水驱油方法的工艺比较简单，不需增加新的注入设备，相对于其他化学驱油来说，成本比较低。对于注水油田，只要根据确定的碱浓度，向注入水中加入一定量的碱，就很容易转变为碱水驱方法采油。但这种方法对于大部分油田效果并不明显，其主要原因是碱虽然可以降低界面张力，但界面张力的降低程度明显受原油性质、地层条件的影响。
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（S）、碱（A）和聚合物（P）的复合体系驱油的一种提高原油采收率方法。它是20世纪80年代初国外出现的化学采油新工艺，是在二元复合驱（活性剂—聚合物；碱—聚合物）的基础上发展起来的。由于胶束—聚合物驱在表面活性剂扫过的地区几乎100%有效地驱替出来，所以近些年来，该方法无论是在实验室还是矿场实验都受到了普遍重视。但由于表面活性剂和助剂成本太高，该方法一直没有发展成为商业规模。ASP三元复合体系所需要表面活性剂和助剂总量仅为胶束—聚合物驱的三分之一，其化学剂效率（总化学成本／采油量）比胶束—聚合物驱高。大庆油田室内研究及先导性矿场试验表明，三元复合体系驱油可比水驱提高20%以上的原油采收率。
二、气体混相驱油技术
混相，简单的含义是可混合的。而混相性是指两种或两种以上的物质相能够混合而形成一种均质的能力。如果两种流体能够混相，那么将它们掺和而无任何界面，如水和酒精、石油和甲苯相混合均无界面。
混相驱油法就是通过注入一种能与原油呈混相的流体，来排驱残余油的办法。气体混相驱油是以气体为注入剂的混相驱油法。其机理是注入的混相气体在油藏条件下与地层油多次接触，油中的轻组分不断进入到气相中，形成混相，消除界面，使多孔介质中的毛管力降至零，从而降低因毛细管效应而残留在油藏中的石油。从理论上讲，它的微观驱油效率达100%；从矿场应用上讲，它对于低渗透黏土矿物含量高的水敏性油层更适用。
气体混相驱油的方法很多，按照注入的驱替剂的气体类型，可把气体混相驱油分为两大类，即烃类气体混相驱油和非烃类气体混相驱油。
早在20世纪40年代，美国就曾提出向地层注高压气（以注甲烷气为主）的气体混相驱油法。但由于它对原油的组成、油藏条件、地面设备要求较高而未得到推广。鉴于天然气中轻烃组分是原油的良好溶剂，50年代又提出了以液化石油气等其他烃类气体为混相剂的气体混相驱油，并在室内研究的基础上进行了大量的矿场实验。大约到1970年，人们对烃类气体混相驱油的兴趣达到了高潮。但是，随着烃类气体价格的急剧上涨，油藏工程师及研究者们不得不寻求更经济的办法。因此，70年代以后，CO2混相驱迅速发展起来，并成为目前重要的气体混相驱油方法之一。
三、热力采油技术
稠油亦称重质原油，是指在油层条件下原油黏度大于50mPa·s，或者在油层温度条件下脱气原油黏度大于100mPa·s，且在温度为20℃时相对密度大于0.934的原油。根据黏度和相对密度的不同，稠油又可分为普通稠油、特稠油和超稠油。我国稠油划分标准见表6-2。
表6-2 我国稠油的划分标准
①指油层条件下黏度，其余指油层条件下脱气原油黏度。
指标分类第一指标第二指标黏度，mPa·s相对密度（20℃）普通稠油50①（或100）～10000＞0.92特稠油10000～50000＞0.95超稠油＞50000＞0.98
我国稠油资源丰富，分布很广，目前已在很多大中型油气盆地和地区发现众多的稠油油藏。大部分稠油油藏分布在中—新生代地层中，埋藏深度变化很大，一般在10～2000m之间。新疆克拉玛依油田九区浅层稠油油藏埋藏深度在150～400m之间，红山嘴浅层稠油油藏深度在300～700m之间。在全国范围来看，绝大部分稠油油藏埋藏深度为1000～1500m。稠油油藏具有原油黏度高、密度大、流动性差、在开采过程中流动阻力大的特点，难于用常规方法进行开采，通常采用降低稠油黏度、减小油流阻力的方法进行开采。由于稠油的黏滞性对温度非常敏感，随着温度的升高，稠油黏度显著下降，所以热力采油已成为强化开采稠油的重要手段。我国辽河油田、胜利油田、新疆克拉玛依油田已广泛应用。
热力采油是通过加热油层，使地层原油温度升高、黏度降低，变成易流动的原油，来提高原油采收率。根据热量产生的地点和方式不同，可将热力采油分为两类：一类是把热量从地面通过井筒注入油层，如蒸汽吞吐采油、蒸汽驱采油；另一类是热量在油层内产生，如火烧油层。
（一）蒸汽吞吐采油
蒸汽吞吐采油是指在一定时间内向油层注入一定数量的高温高压湿饱和蒸汽（锅炉出口蒸汽压力在10～20MPa之间，蒸汽温度为250～300℃），关井一段时间使热量传递到储层和原油中去，然后再开井生产。由此可见，蒸汽吞吐采油可分为注汽、焖井及采油三个阶段。从向油层注汽、焖井、开井生产到下一次注汽开始时的一个完整过程叫一个吞吐周期。蒸汽吞吐采油投资较少，工艺技术较简单，增产快，经济效益好。
1．注汽阶段
注蒸汽作业前，要准备好机械采油设备，油井中下入注汽管柱、隔热油管及耐热封隔器，见图6-15。将隔热油管及封隔器下到注汽目的层以上几米处，尽量缩短未隔热井段，通过注汽管柱向油层注汽。此阶段将高温蒸汽快速注入到油层中，注入量一般在千吨当量水以上（每米油层一般注入70～120t蒸汽），注入时间一般几天到十几天。
图6-15 注汽管柱示意图
1—油管阀门；2—套管阀门；3—注汽伸缩管；4—套管；5—隔热油管；6—注汽密封插管；7—耐热封隔器；8—绕丝筛管
2．焖井阶段
焖井是指注汽完成后停注关井，使热蒸汽与地层充分进行热交换的过程。油井注汽后，为了使热蒸汽与地层充分进行热交换，使热量进一步向地层深处扩散，扩大加热区域，同时也使井筒附近地层的温度比注汽时降低一些，必须进行焖井。焖井时间不宜过长或过短，一般2～7天。
3．采油阶段
采油阶段一般又包括自喷和抽油两个阶段。
（二）蒸汽驱采油
蒸汽驱采油是在蒸汽吞吐采油的基础上进行的。由于注入井已经过蒸汽吞吐采油，井底附近油层的含油饱和度很低，当注入蒸汽后很容易在井底附近形成一个蒸汽带（见图6-16）。此带前缘为热水，后部分为蒸汽，温度高，热量多。由于蒸汽密度小于油，流动性大于油，使得蒸汽上浮沿油层顶部窜流，形成蒸汽超覆现象。蒸汽带半径在油藏底部最小，顶部最大。在不断注入蒸汽的高温高压作用下，靠近蒸汽带的原油黏度降低并不断向油井方向运移，在蒸汽带前方形成一个降黏油富集带。此带靠近蒸汽带部分油层温度最高，原油黏度最低，而接近未被加热原油带部分的油层温度最低，原油黏度最高（接近于原油黏度）。随着蒸汽累积注入量的增加，油层能量和热量得到很好的补充，驱替前缘逐渐向油井方向推进，使得蒸汽带和降黏油富集带不断扩大，而未被加热原油带不断缩小，采油井原油产量上升，并逐步进入高产阶段。随着开采时间的延长，油层中的原油逐步被驱替出来，蒸汽和热水在油层中向生产井推进，到一定时间，蒸汽驱前缘突破油井，蒸汽和热水进入油井随同原油一起被采出来。
图6-16 蒸汽驱采油的油气分布剖面示意图
1—蒸汽和热水带；2—降黏油富集带；3—未被加热原油热带；4—驱替前缘（三）火烧油层
火烧油层法是将空气连续注入井底，在井底将油层点燃，以油层本身的原油或部分裂解产物作燃料，不断燃烧生热，依靠热力和其他综合驱动力的作用，提高采收率的一种热力采油方法。火烧油层有三种类型，干式正向燃烧、湿式燃烧和反向燃烧。
1．干式正向燃烧法
所谓“干式燃烧”是指仅仅注入空气燃烧。所谓“正向燃烧”，是指点燃注入井油层，其燃烧前缘由注气井向采油井方向推进，并与空气的运动方向相同。
火烧油层时，装置在注入井井底的点火器点火，加热油层。当井底附近的原油受热后，其中的轻质组分蒸发，形成石油蒸气，先向前运移。较重质的部分在高温下发生裂化反应，部分形成轻质油，也向前运移；余下的重质部分焦化，变成可燃炭，不能向前流动，作为燃料沉积下来，建立起燃烧带。与此同时，油层中的水也因受热成为水蒸气；石油焦燃烧后还产生废气（包括二氧化碳、水蒸气、未燃的空气等），它们也都向前流动。流向前方的石油蒸气、水蒸气、燃烧的废气等与接触到前方的冷油、水和岩石进行热交换，产生凝析作用；另一方面，轻质油与接触到前方的原油相混，稀释原油，降低了原油的黏度。由于靠近燃烧带的部分温度高，远离燃烧带的温度逐渐下降，且由于蒸发、裂化、焦化、凝析等作用和温度的关系，在油层中形成若干个带——已燃带、燃烧带、沉焦带、蒸汽带、热水带、轻质油带、富油带、原始含油带，见图6-17。只要油层有足够的残炭量（燃料），油层的燃烧便可以蔓延下去。
对于火烧油层来说，凡火线波及的地区，由于热力降黏和膨胀作用、轻油稀释作用以及水气的驱替作用，除了部分重烃焦化作为燃料外，洗油效率几乎达100%。但是，由于油层的非均质性和较高的注入气与地层油流度比，气与油的重力分离比较严重，平面上和剖面上的波及系数都比较低。
图6-17 火烧油层（干式正向燃烧法）的机理示意图
1—已燃带（成为疏松的净砂）；2—燃烧带（火线，正在燃烧的狭窄地带）；3—沉焦带（原油焦化、裂化后留下的残炭、燃料）；4—蒸汽带（共存水汽化和燃烧生成的水汽）；5—热水带（蒸汽的凝析物）；6—轻质油带（蒸馏和裂化产生的轻质油凝析物）；7—富油带（被驱集到前缘的油，由于热和轻质油的稀释，黏度降低）；8—原始含油带（热力尚未影响到的地区）
2．湿式燃烧法
湿式燃烧法是正向燃烧法的改良，是正向燃烧和水驱相结合的方法，可用来弥补干式正向燃烧的缺点，有效利用燃烧前缘后面储存的热能。
正向燃烧法在地下产生的热能量约半数存在于燃烧前缘和注入井之间。为了更有效地利用这部分热量，必须将其移至燃烧带的前方。为此，可采取注水的方法，注入水与燃烧前缘后面的高温岩层接触时蒸发，岩石则冷却；同时燃烧前缘前面的蒸汽便凝结成热水，使得持有一定高温的地带加长，油的黏度下降，从而有利于提高采收率。
3．反向燃烧法
反向燃烧法系指燃烧带从生产井向注入井方向发展的一种对付特稠原油的火烧油层法，即燃烧带与注入的空气逆向而行。它可以弥补干式正向燃烧的缺点，克服黏度高的油藏中的流体阻塞，如图6-18所示。
图6-18 反向燃烧法示意图
四、微生物采油技术
微生物采油技术，全称微生物提高石油采收率（Microbial Enhanced Oil Recovery，MEOR）技术，是21世纪出现的一项高新生物技术。它是指将地面分离培养的微生物菌液和营养液注入油层，或单纯注入营养液剂或油层内微生物，使其在油层内生长繁殖，产生有利于提高采收率的代谢产物，以提高油田采收率的采油方法。
（一）微生物驱油机理
（1）微生物在油藏高渗透区的生长繁殖及产生聚合物，使其能够选择性地堵塞大孔道，提高波及系数，增大扫油效率。
（2）产生气体，如CO2、H2和CH4等，这些气体能够使油层部分增压并降低原油黏度。
（3）产生酸。微生物产生的酸主要是低相对分子质量有机酸，能溶解碳酸盐，提高渗透率。
（4）产生生物表面活性剂。生物表面活性剂能够降低油水界面张力。
（5）产生有机溶剂。微生物产生的有机溶剂能够降低界面张力。
（二）微生物采油特点
（1）微生物以水为生长介质，以质量较次的糖蜜作为营养，实施方便，可从注水管线或油套环形空间将菌液直接注入地层，不需对管线进行改造和添加专用注入设备；（2）微生物在油藏中可随地下流体自主移动，作用范围比聚合物驱大，注入井后不必加压，不损伤油层，无污染，提高采收率显著；（3）以吞吐方式可对单井进行微生物处理，解决边远井、枯竭井的生产问题，提高孤立井产量和边远油田采收率；（4）选用不同的菌种，可解决油井生产中的多种问题，如降黏、防蜡、解堵、调剖；（5）提高采收率的代谢产物在油层内产生，利用率高，且易于生物降解，具有良好的生态特性。
总之，微生物采油具有成本低、工序简单、应用范围广、效果好、无污染的特点，越来越受到重视。
五、物理采油技术
物理采油技术是利用物理场来激励和处理油层或近井地带，解除油层污染，达到增产、增注和提高油气采收率的新技术。目前，声波采油技术、微波采油技术、电磁加热技术的理论研究已达到成熟阶段。
物理采油技术具有以下特点：适应性强、工艺简单、成本低、效果明显；可形成复合技术，对油层无污染；可用于高含水、中后期油田提高采收率；可用于含黏土油藏、低渗透油藏、致密油藏、稠油油藏。
物理采油技术包括人工地震采油技术、水力振荡采油技术、井下超声波采油技术、井下低频电脉冲采油技术、低频电脉冲技术。下面主要介绍人工地震采油技术和水力振荡采油技术。
（一）人工地震采油技术
人工地震采油技术是利用地面人工震源产生强大震场，以很低频率的机械波形式传到油层，对油层进行震动处理，提高水驱的波及系数，扩大扫油面积，增大驱油效率，降低残余油饱和度。
1．采油机理
（1）加快油层中流体的流速；
（2）降低原油黏度，改善流动性能；
（3）改善岩石润湿性；
（4）清除油层堵塞及提高地层渗透率；
（5）降低驱动压力。
2．特点
（1）不影响油井正常生产，不需任何井上或井下作业，避免了因油井作业造成的产量损失；
（2）一点震动就可大面积地处理油层，波及半径达400m，在波及面积上油井有效率达82%；
（3）适应性强，对各种井都有效；
（4）对油层无任何污染，具有振动解堵、疏通孔道的作用；
（5）节省人力物力，投资少，见效快，效益高，简单易行。
（二）水力振荡采油技术
水力振荡采油技术是利用在油管下部连接的井下振荡器产生水力脉冲波，通过脉冲波在油层中的传递，来解除注水井、生产井近井地带的机械杂质、钻井液和沥青质胶质堵塞，破坏盐类沉积，并使地层形成裂缝网，增大注水井吸水能力，改善油流的流动特性。振动波对地层中原油产生影响，降低原油黏度。
什么是可采储量和原油采收率
答：油可以自己喷出来，有的压力小，就得用抽油机抽，甚至有的要用特殊的办法才能把它弄出来。由于上述微观与宏观上的原因，再加上人为的因素，诸如开发方式的好坏、开采工艺技术的高低等等，都会极大的影响采收率的大小。
塔河四区碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油形式
答：油藏天然能量大小、非均质程度、油水黏度比是影响缝洞型碳酸盐岩油藏动用储量采收率的三大关键因素。 图15 缝洞型油藏影响采收率的因素及提高采收率的途径 因此,针对此类油藏,应当结合剩余油形态分析,有针对性地开展提高采收率技术研究。
(一)油气开采难度加大,原油采收率变化不大,煤层气开采总体向好_百度...
答：图1-18 2007—2012年我国主要石油公司原油采收率变化情况 2012年，中国石油天然气集团公司采收率为28.9%，高出全国平均水平2个百分点。其中大庆油田因储层好、储量大和开采时间长等因素，其采收率和原油年产量，远远高于其他...
大庆油田产量
答：为了应对这些挑战，大庆油田在近年来加大了对新技术、新工艺的研发和应用力度。例如，通过采用先进的水平井钻井技术、三次采油技术等，大庆油田在提高石油采收率方面取得了显著成效。同时，大庆油田还积极推进绿色低碳发展，通过...
简述聚合物溶液提高原油采收率的机理。
答：聚合物驱提高原油采收率原理摘要: 石油资源是我国重要的能源，与国民经济的发展和人们的生活都有着密切的联系。随着油田资源的不断被开采，油田石油资源的不断开发，油井的含水率不断的上升，石油资源的开发难度逐渐...
石油可采储量增长潜力
答：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...
提高低渗油田采收率基本技术
答：对有些超低渗透敏感油藏由于注水困难，无法投入正常开发，多则采用衰竭式开发，由于没有能量补充，采收率特低。如何经济高效提高特低渗透油藏采收率是当前特低渗透油田开发的一个主旋律，也是最大难题。1早期超前注水和周期不...
油田是怎么形成的?是些什么成分?
答：影响油田开发的因素：油田的开发方式取决于油田的驱动类型，这决定了是依靠天然能量还是人工维持的压力来开采石油。不同的驱动类型包括水压驱动、气压驱动、溶解气驱动、弹性驱动和重力驱动。每种驱动方式都对油田的最终采收率产生...
油砂体研究与评价
答：例如，在注水开发的我国某油田，油砂体的渗透率是影响油气层水驱油效率、采收率的主要因素；而油砂体延伸长度却是影响井排距大小的主要因素，而且油砂体之间的渗透率和延伸长度变化显著。故在油砂体评价时，主要考虑这两项...
为什么说三次采油提高采收率前景一片光明?
答：中国这方面技术发展很快,辽河油田突破了1600米深井蒸汽吞吐开采技术难关,1995年热采油量就达到674万吨,占全国热采油量的61.5%。蒸汽吞吐经过几个周期吞吐之后,增产量都是一次比一次少,吞吐采收率一般仅为15%～20%,最有效的方法就是转...
